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Aperçu de la situation énergétique au Canada 2008 - Évaluation du marché de l'énergie

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Aperçu de situation énergétique 2008 - Évaluation du marché de l'énergie - Mai 2009 [PDF 3003 ko]

Aperçu de la situation énergétique au Canada 2008 - Entretien sur l'énergie

Droit d'auteur et droit de reproduction

Table des matières

Liste des figures et des tableaux

Figures
Tableaux

Liste des sigles et des abréviations

Liste des unités

Avant-propos

Chapitre 1: Résumé

Chapitre 2: Énergie et économie canadienne

2.1 Perspectives

Chapitre 3: Activité pétrolière et gazière en amont

3.1 Perspectives

Chapitre 4: Pétrole brut

4.1 Marchés internationaux
4.2 Production de pétrole et remplacement des réserves au Canada
4.3 Sables bitumineux
4.4 Exportations et importations de pétrole brut
4.5 Raffinage du pétrole
4.6 Exportations et importations des principaux produits pétroliers
4.7 Prix des produits pétroliers
4.8 Perspectives

Chapitre 5: Gaz naturel

5.1 Marchés nord-américains du gaz naturel
5.2 Offre gazière nord-américaine
5.3 Réserves de gaz naturel
5.4 Consommation canadienne de gaz naturel
5.5 Exportations et importations canadiennes de gaz naturel
5.6 Liquides de gaz naturel (exception faite des pentanes plus)
5.7 Perspectives

Chapitre 6: Électricité

6.1 Initiatives régionales
6.2 Prix de l'électricité
6.3 Fiabilité du service d'électricité
6.4 Production d'électricité
6.5 Demande d'électricité
6.6 Exportations et importations d'électricité
6.7 Perspectives

Chapitre 7: Conclusion

Glossaire

Liste des figures et des tableaux

Figures

2.1 Recettes nettes d'exportation d'énergie, 2004-2008

3.1 Appareils de forage en service dans le BSOC par semaine
3.2 Nombre de puits forés dans l'Ouest canadien, 2002-2008

4.1 Prix des pétroles de référence WTI et Brent, 2004-2008
4.2 Production de pétrole brut et d'équivalents par province
4.3 Production sur la côte Est, 2007-2008
4.4 Production de pétrole brut et d'équivalents par type
4.5 Production de bitume brut, 2003-2008
4.6 Prix à l'exportation du brut léger et du brut lourd
4.7 Offre de pétrole brut et débouchés - 2008
4.8 Destinations des produits pétroliers - 2008

5.1 Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Carrefour Henry
5.2 Évolution des stocks nord-américains de gaz naturel
5.3 Prix journalier au point AECO-C
5.4 Prix journalier à Dawn
5.5 Production canadienne de gaz naturel commercialisable, 2000-2008
5.6 Zones de gaz de schiste les plus prometteuses en Amérique du Nord
5.7 Consommation canadienne totale de gaz naturel et degrés-jours de chauffage
5.8 Besoins annuels moyens de gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux
5.9 Volumes mensuels d'exportations et d'importations de gaz naturel
5.10 Offre et utilisation de gaz naturel en 2008

6.1 Prix de l'électricité dans le secteur résidentiel au Canada
6.2 Parcs éoliens a u Canada
6.3 Transferts internationaux et interprovinciaux d'électricité - 2008

Tableaux

2.1 Production d'énergie au Canada selon la source
2.2 Consommation d'énergie secondaire au Canada

4.1 Réserves, ajouts et production de pétrole brut classique, 2003-2007
4.2 Réserves établies estimatives de pétrole brut et de bitume au 31 décembre 2007
4.3 Exportation de pétrole brut, par type et par destination - 2008
4.4 Raffineries du Canada
4.5 Prix du pétrole et des produits dérivés dans le monde

5.1 Réserves de gaz naturel au Canada

6.1 Production d'électricité
6.2 Production et utilisation d'électricité

Liste des sigles et des abréviations

ACEE	Association canadienne de l'énergie éolienne
AIE	Agence internationale de l'énergie
BSOC	Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien
CO2	Dioxyde de carbone
CSC	Capture et stockage de CO2
DGMV	Drainage par gravité au moyen de vapeur
DJC	Degrés-jours de chauffage
EIA	Energy Information Administration
ERCB	Energy Resources Conservation Board de l'Alberta
GES	Gaz à effet de serre
GNL	Gaz naturel liquéfié
ICQF	Initiative de consultation relative aux questions foncières de l'ONÉ
LGN	Liquides de gaz naturel
MH	Méthane de houille
NERC	North American Electric Reliability Corporation
OCDE	Organisation de coopération et de développement économiques
ONÉ ou Office	Office national de l'énergie
OPEP	Organisation des pays exportateurs de pétrole
PADD	Petroleum Administration for Defence District
PIB	Produit intérieur brut
RNCan	Ressources naturelles Canada
RPTE	Réseau de production-transport d'électricité
SCHL	Société canadienne d'hypothèques et de logement
THAIMC	Injection d'air verticale puis horizontale
WCI	Western Climate Initiative
WTI	West Texas Intermediate

List des unités

$ ou $CAN	dollars canadiens
$US	dollars américains
103m3/j	millier de mètres cubes par jour
b	baril
b/j	barils par jour
BTU	unité thermique britannique
GJ	gigajoule
Gm3	milliard de mètres cubes
Gpi3/j	milliard de pieds cubes par jour
GWh	gigawattheure
ha	hectare
kb/j	millier de barils par jour
kWh	kilowattheure
m3	mètre cube
m3/j	mètre cube par jour
Mb/j	million de barils par jour
MBTU	million de BTU
Mm3	million de mètres cubes
Mm3/j	million de mètres cubes par jour
Mpi3/j	million de pieds cubes par jour
MW	mégawatt
PJ	pétajoule
Tpi3	billion de pieds cubes
TWh	térawattheure

Avant-propos

L'Office national de l'énergie (l'ONÉ ou l'Office) est un organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs aspects du secteur de l'énergie au Canada. Sa mission consiste à promouvoir, dans l'intérêt public canadien, la sûreté et la sécurité, la protection de l'environnement et l'efficience de l'infrastructure et des marchés énergétiques, dans le cadre du mandat qui lui est confié par le Parlement pour la réglementation des pipelines, la mise en valeur des ressources énergétiques et le commerce de l'énergie. Les principales responsabilités de l'Office consistent à réglementer la construction et l'exploitation d'oléoducs et de gazoducs interprovinciaux et internationaux, ainsi que de lignes internationales de transport d'électricité et de lignes interprovinciales désignées. L'Office réglemente aussi les droits et tarifs des pipelines qui relèvent de sa compétence. Il encadre également les exportations et les importations de gaz naturel, de même que celles de pétrole, de liquides de gaz naturel et d'électricité. Par ailleurs, l'Office réglemente l'exploration, la mise en valeur et la production de pétrole et de gaz naturel sur les terres domaniales et en mer, dans les endroits qui ne sont pas visés par des ententes de gestion fédérales-provinciales. Son rôle consultatif exige qu'il examine les questions relevant de la compétence du Parlement qui touchent tous les aspects de l'offre, du transport et de la demande d'énergie au Canada.

L'ONÉ surveille les marchés afin d'analyser objectivement les produits énergétiques et d'informer les Canadiens des tendances, des événements et des enjeux. Tous les ans, l'Office prépare une revue des marchés énergétiques pour l'année précédente, qu'il publie dans l'évaluation du marché de l'énergie intitulée Aperçu de la situation énergétique au Canada. La présente évaluation résume les principaux événements qui ont marqué l'industrie énergétique canadienne en 2008.

1. Résumé

L'année 2008 a été fort mouvementée sur les marchés internationaux de l'énergie. La première moitié a été caractérisée par les hausses des prix de l'énergie, des craintes grandissantes et un intérêt politique accru pour la question des changements climatiques, ainsi que par l'attention soutenue de la population pour les enjeux énergétiques et environnementaux. En deuxième moitié, cette attention s'est tournée vers les volets économiques, comme la diminution de la demande et les baisses prononcées des prix, la crise financière et la crise du crédit ainsi que la constatation que la récession commençait à frapper l'économie des pays industrialisés. Au Canada, comme ailleurs dans le monde, l'extrême volatilité des prix du pétrole brut et du gaz naturel a suscité de l'incertitude et compliqué l'établissement des priorités en matière d'investissement pour l'industrie, les consommateurs et les gouvernements. À ce phénomène de volatilité s'est greffé un affaiblissement du secteur bancaire de nombreux pays qui a énormément compliqué l'accès aux capitaux pour les entreprises.

Le Canada a l'obligation de favoriser le développement durable de l'énergie et d'encourager les méthodes qui profitent à tous les Canadiens. L'énergie, l'environnement et l'économie deviennent de plus en plus indissociables. Au début de 2008, les gouvernements fédéral et provinciaux ont adopté de nombreuses politiques préconisant le développement durable et la réduction de la consommation d'énergie. Parmi celles-ci, on note la publication par le gouvernement fédéral de renseignements plus complets sur son Cadre de travail sur les émissions de gaz à effet de serre et l'adoption de lois dans les législatures provinciales fixant des objectifs précis de réduction des émissions de gaz à effet de serre (GES). Toutes ces mesures reflètent la tendance observée à l'échelle nord-américaine vers une réduction de la consommation des combustibles.

Le secteur de l'énergie demeure un joueur indispensable dans l'économie canadienne. En 2008, ses activités ont représenté 7 % du produit intérieur brut (PIB). Propulsées par des prix maximums records, les recettes nettes d'exportation du Canada ont constitué 28 % de nos échanges commerciaux, un autre sommet. Même si, à court terme, il est à prévoir que les prix resteront bas, cela n'empêchera pas le secteur de l'énergie à continuer d'être un acteur de premier plan dans l'économie canadienne.

La hausse des prix durant la première moitié de l'année a rendu beaucoup de projets énergétiques rentables, malgré leurs coûts de production et d'exploitation élevés. Certains nouveaux projets, notamment les projets de grande envergure visant l'exploitation des sables bitumineux, mettent des années à voir le jour et peuvent prendre la relève des champs classiques qui subissent un déclin naturel. En 2008, la production totale de pétrole brut au Canada a légèrement fléchi par rapport à 2007. L'augmentation provenant des sables bitumineux a été annulée par les activités d'entretien, programmé et non programmé. Malgré la stabilité du volume des exportations de pétrole brut par rapport à 2007, les recettes d'exportation, alimentées par des prix plus élevés, ont enregistré une forte hausse. Pendant la deuxième moitié de 2008, on a assisté à une diminution des dépenses en immobilisation qui ont eu comme conséquence de forcer le report, voire l'abandon, de nombreux projets qui devaient accroître la capacité d'exploitation et de raffinage. Vu l'état de l'économie mondiale, nombreuses sont les agences qui ont revu à la baisse leurs prévisions en ce qui a trait à l'approvisionnement en pétrole brut canadien.

La production de gaz naturel a suivi la même courbe baissière que le pétrole. Grâce aux prix plus élevés qui ont marqué l'année, les recettes nettes d'exportation ont beaucoup augmenté, malgré la baisse du volume des exportations. L'émergence de gisements de gaz de schistes aux États-Unis a créé une surabondance qui, conjuguée au ralentissement de l'économie et à la diminution de la demande, a fait chuter les prix en deuxième moitié de 2008. Les activités de forage au Canada ont diminué, et les zones contenant des ressources non classiques n'ont pas encore atteint leur plein potentiel. En ce qui a trait au prix, la perspective générale reste floue en raison de l'approvisionnement de gaz de schistes et de l'augmentation potentielle de l'offre de gaz naturel liquéfié (GNL) sur le marché nord-américain.

En 2008, de nouvelles infrastructures d'électricité ont été ajoutées et des efforts ont été déployés pour assurer un approvisionnement suffisant et sûr au réseau. Parmi les mesures qui ont été prises, mentionnons la réalisation de projets d'énergie renouvelable, d'autres initiatives du côté de l'offre et un accent marqué pour la conservation de l'énergie et l'amélioration de l'efficacité. La puissance installée a augmenté, mais la production d'électricité au Canada a légèrement reculé par rapport à 2007. Depuis quelques années, on constate quelques signes de plafonnement de la croissance de la demande d'électricité au pays. Les données préliminaires pour 2008 indiquent qu'il y a eu une baisse de 1,3 % de la demande. Ce recul est minime et pourrait être attribuable au ralentissement de l'économie, aux efforts d'économie d'énergie et à une plus grande efficacité. Toutefois, les prix ont augmenté dans certaines régions, en raison des effets combinés des prix plus élevés des combustibles depuis quelques années et des coûts accrus des nouvelles installations de production et de transport. Les exportations nettes étaient en hausse de 4 %, soit près du double de la moyenne des cinq années précédentes. Malgré le risque que le ralentissement de l'économie freine les exportations, celles-ci devraient continuer de fournir une importante source de revenus, tandis que les importations permettront d'assurer la fiabilité du réseau dans les provinces raccordées aux régions limitrophes aux États-Unis.

L'année 2008 a été une année d'extrêmes. En ce début d'année 2009, l'incertitude plane sur l'économie mondiale. Un fait demeure toutefois : les occasions qui s'offrent au Canada en matière de technologie, de développement durable et de protection de l'environnement sont nombreuses.

2. Énergie et économie canadienne

L'année 2008 a été marquée par l'instabilité de l'économie mondiale, phénomène auquel le Canada n'a pas échappé. Cette année unique s'est déroulée en deux temps : une période de croissance économique en levée de rideau suivie d'une profonde crise financière durant la deuxième moitié de l'année. Après avoir monté en flèche au début de 2008 et avoir enregistré un sommet durant l'été, le prix de l'énergie s'est ensuite effondré. Le ralentissement économique qui a frappé les États-Unis n'a pas tardé à se propager à notre économie, laissant les Canadiens dans l'incertitude quant à la durée et à la sévérité de la récession en fin d'année.

Le cours du pétrole a enregistré un record maximum de 147 $US le baril en juillet 2008 pour retomber à 30 $US le baril en décembre et clore l'année à 45 $US. La flambée des prix en début d'année a propulsé les recettes d'exportation d'énergie vers un nouveau sommet de 133 milliards de dollars, ou 28 % de la valeur de toutes les exportations. Pendant la même période l'année dernière, elles s'élevaient à seulement 93 milliards de dollars (ou 21 % des exportations).

Malgré les ratés de l'économie en fin d'année, le secteur de l'énergie a continué à jouer un rôle appréciable dans l'économie canadienne en 2008, où il a représenté 7 % du PIB canadien et a fourni des emplois directs à 363 000 personnes (2 % de la main-d'oeuvre canadienne). L'augmentation du prix du pétrole au début de l'année s'est aussi manifestée dans les recettes nettes des exportations d'énergie (soit la différence entre la valeur des exportations et des importations d'énergie). En 2008, elles ont totalisé 73 milliards de dollars, une hausse de près de 45 % par rapport à 2007. Dans le passé, les recettes nettes des exportations de gaz naturel surpassaient généralement celles des exportations de pétrole brut et de produits pétroliers. En 2007, la tendance s'est inversée, et les recettes pétrolières ont devancé les recettes gazières par plus de 1 milliard de dollars. Le mouvement s'est perpétué en 2008, l'écart se creusant à près de 15 milliards de dollars.

Comme cela a été le cas pour le pétrole et le gaz naturel, les recettes nettes des exportations d'électricité ont surpassé les résultats de 2007. Cette situation est attribuable aux bons niveaux d'eau dans les principales provinces productrices d'hydroélectricité et à l'augmentation des exportations en Ontario. Enfin, pour la première fois, le Canada est devenu, en 2008, un exportateur net de charbon, ce qui a engendré des recettes de 360 millions de dollars.

Figure 2.1 - Recettes nettes d'exportation d'énergie, 2004-2008

a) Estimations

Sources : Statistique Canada, ONÉ

En raison d'une baisse de la production de gaz naturel et de pétrole, la production totale d'énergie au Canada a reculé de 2,1 %. Les nouveaux puits mis en service n'ont pas suffi à combler la diminution occasionnée par l'épuisement de gisements classiques dans l'Ouest canadien. Par contre, la production d'hydroélectricité a augmenté de 10 % depuis cinq ans, alors que celle des autres sources d'énergie (principalement le bois) fléchissait légèrement. Il faut souligner que les investissements dans des projets d'énergie éolienne ont permis une hausse de la production de cette énergie de près de 265 % de 2004 à 2008. L'éolien représente environ 0,1 % de l'énergie produite au Canada. Enfin, l'incertitude entourant le prix de l'énergie a eu comme effet de freiner quelque peu les investissements des producteurs de pétrole et de gaz. Le tableau 2.1 expose en détail les tendances de la production canadienne.

Tableau 2.1 - Production d'énergie au Canada selon la source (en PJ)

	2004	2005	2006	2007	2008a)
Produits pétroliersb)	6 680	6 612	6 908	7 126	6 996
Gaz naturelc)	6 555	6 559	6 589	6 481	6 240
Hydroélectricité	1 212	1 290	1 258	1 317	1 330
Énergie nucléaire	1 084	1 104	1 184	1 084	1 089
Charbon	1 416	1 401	1 419	1 482	1 461
Énergie éolienne	3	6	9	11	13
Autresd)	681	612	527	636	628
Total	17 631	17 584	17 895	18 137	17 757
Variation annuelle (en %)	3,9%	-0,3%	1,8%	1,4%	-2,1%
a) Estimations b) Comprennent le pétrole brut et les liquides de gaz naturel extraits aux usines à gaz, le bitume valorisé ou non et les condensats c) Gaz naturel commercialisable d) Comprennent les déchets de bois solides, la lessive de pâte épuisée, le bois et les autres combustibles servant à produire de l'électricité Sources : Statistique Canada, ONÉ

Selon l'Agence internationale de l'énergie (AIE)^[1], les États-Unis et le Canada sont les deux pays où la consommation individuelle d'énergie est la plus élevée, à près de 200 GJ par personne^[2]. Cela équivaut à plus de 5 000 litres (ou 32 barils) de pétrole brut par année pour chaque habitant et à près du double de la consommation d'énergie par habitant des autres pays membres de l'Organisation de coopération et de développement économiques (OCDE). Dans les pays qui ne sont pas membres de l'OCDE, la consommation d'énergie se situe à seulement 23 % de celle des habitants des pays de l'organisation.

[1] Worldwide Trends in Energy Use and Efficiency, AIE, 2008.
[2] La consommation énergétique par habitant varie selon les sources et dépend en grande partie des hypothèses utilisées aux fins du calcul.

La demande canadienne d'énergie réagit à divers facteurs, comme la population, la conjoncture, le prix de l'énergie, les conditions météorologiques, les efforts d'économie, la technologie et les préférences des consommateurs. Cette consommation est demeurée assez stable depuis cinq ans, mais le secteur des transports est celui qui a enregistré les hausses les plus fortes, soit 5,7 % de 2004 à 2008. En tenant compte de l'accroissement de la population canadienne durant la période, la consommation d'énergie a modestement diminué, de 1,4 % par habitant. Les premières estimations semblent indiquer que la demande d'énergie en 2008 est demeurée identique par rapport à l'année précédente. La hausse constatée dans les secteurs résidentiel et commercial ainsi que dans celui des transports a été annulée par le recul qu'a connu le secteur industriel.

La demande d'énergie secondaire (aussi appelée « énergie d'utilisation finale ») désigne l'énergie utilisée par le consommateur final. Elle comprend quatre composantes : le secteur résidentiel, le secteur commercial, le secteur industriel et le secteur des transports. Selon les premières estimations, la demande d'énergie secondaire n'a pas augmenté en 2008. Pour ce qui est du secteur industriel, on a enregistré une baisse de 1,5 %. Dans l'ensemble, on prévoit que la demande totale d'énergie secondaire atteindra 10 679 PJ en 2008, un recul de 0,2 % par rapport à 2007 (tableau 2.2).

Tableau 2.2 - Consommation d'énergie secondaire au Canada (en PJ)

Les coûts énergétiques pour le transport ont augmenté en 2008. À titre d'exemple, le prix de l'essence et celui du diesel à la pompe ont crû, en moyenne, respectivement de près de 12 % et 26 %. C'est en juillet que les Canadiens ont eu à payer les prix les plus élevés. En octobre, les ventes totales d'essence automobile ont quelque peu baissé (0,4 %) par rapport à l'année précédente; dans le cas du diesel, elles ont malgré tout augmenté de 1,2 %.

En dépit des prix élevés de l'essence et de la conjoncture économique difficile, la consommation d'énergie dans les transports a progressé en 2008, quoique cette hausse soit inférieure à 1 %. En comparaison, il y a un an à peine (de 2006 à 2007), la consommation avait augmenté de 4 %. Il semble évident qu'on assiste à un ralentissement de la croissance de la consommation d'énergie. La faible hausse s'explique par un accroissement de la population et une augmentation de la consommation dans le secteur commercial, deux facteurs qui ont contribué à faire augmenter quelque peu la demande pour le transport des passagers et de fret cette année.

La volatilité de l'économie en 2008 s'est répercutée sur le PIB du Canada, un des principaux indicateurs de l'état de santé de l'économie. Sans surprise, pendant la première moitié de l'année, le PIB a enregistré une hausse appréciable. Jusqu'en juillet, la progression moyenne surpassait de 1,3 % celle obtenue durant les mois correspondants de l'année précédente. En ajoutant l'accroissement de la population qui, selon Statistique Canada, s'établissait à 1,2 %, on constate une augmentation du PIB pour le secteur tertiaire de 2,5 %. Le secteur secondaire a connu des ratés, de sorte que le PIB a reculé de 2,7 %. Cette diminution tient aux prix plus élevés de l'énergie et des matières au premier semestre, puis au ralentissement de l'économie durant la deuxième partie de l'année. En novembre, le PIB accusait un retard de 1 % par rapport à l'année précédente, signe que la récession s'installait^[3]. En 2008, le PIB a été, en moyenne, d'environ 0,6 % plus élevé qu'en 2007. À titre indicatif, il faut remonter en 1991 pour trouver une croissance négative sur douze mois au Canada. Depuis, soit de 1992 à 2007, le PIB a affiché une croissance moyenne de 3 % par année.

[3] En termes macroéconomiques, une récession est couramment définie comme étant un recul du PIB, ou une croissance économique réelle négative, pendant au moins deux trimestres de suite.

L'extrême volatilité des prix de l'énergie qu'a connu le Canada en 2008 a créé une distorsion des marchés et a été à l'origine d'effets indésirables pour les consommateurs et les producteurs. D'une part, les faibles prix ont miné les incitations pour les consommateurs à économiser l'énergie. Ils ont aussi renversé la tendance à la hausse des investissements dans l'approvisionnement en énergie et créé de l'incertitude pour les entreprises. D'autre part, leur hausse subite a fait exploser les coûts économiques pour les consommateurs et l'économie dans son ensemble.

Initiatives environnementales

Au début de l'année, plusieurs politiques provinciales et fédérales ayant une incidence sur la demande d'énergie ont été mises en oeuvre. Parmi celles-ci, on compte l'élargissement de stratégies sur l'énergie propre et renouvelable, l'instauration de nouveaux codes et de nouvelles normes pour le bâtiment et l'équipement et les appareils, ainsi que de nouvelles initiatives dans les transports (en particulier des objectifs de production de biocombustibles et des projets dans le domaine du transport en commun). Les premiers mois de l'année ont été marqués par un mouvement favorable aux initiatives sur le changement climatique. En mars, le gouvernement fédéral a dévoilé plus d'informations sur les objectifs et les mécanismes de conformité de son Cadre réglementaire sur les émissions de gaz à effet de serre pour les grands émetteurs finaux, soit le secteur industriel et celui de la production d'électricité. L'étendue des mesures et les échéanciers varient grandement d'une province à une autre. Il ressort des événements de 2008 une tendance continue vers une convergence de l'efficacité énergétique et de l'économie dans les politiques sur l'énergie renouvelable.

Le 23 septembre 2008, les partenaires de la Western Climate Initiative (WCI) ont publié une proposition détaillée de programme régional de plafonnement et d'échange des droits d'émissions en vue de réduire les gaz à effet de serre à l'origine du réchauffement climatique. Le projet renferme un certain nombre de recommandations, notamment en ce qui a trait aux sources de GES qui devraient être visées par le système de plafonnement et d'échange, aux échéanciers de mise en oeuvre, aux obligations de déclaration des émissions, à la contrepartie de fixation du carbone, à la conformité et à l'application, ainsi qu'à d'autres programmes. Le programme de plafonnement et d'échange de la WCI touche les principales sources d'émissions dans chacune des provinces canadiennes et des États américains participants, dont la production d'électricité, l'industrie, les transports et l'utilisation résidentielle et commerciale des combustibles. À de nombreux États de l'Ouest américain se sont ajoutés la Colombie-Britannique, le Manitoba, l'Ontario et le Québec comme partenaires. Les participants à cette collaboration, la plus importante en Amérique du Nord sur la question climatique, représentent environ 20 % de l'économie américaine et 73 % de l'économie canadienne, en plus d'être responsables de 50 % de toutes les émissions de GES au Canada.

En 2008, les gouvernements provinciaux ont adopté des mesures sur les changements climatiques, de sorte qu'elles disposent toutes, à des degrés divers, de mesures en la matière. Fait à noter, les lois adoptées en Colombie-Britannique et au Manitoba comportent des objectifs généraux prévoyant des réductions des GES de 33 % d'ici 2020 (par rapport au niveau de 2007) dans le premier cas et de 6 % dès 2012 (par rapport au niveau de 1990) dans le second. Dans le cadre de son plan énergétique, la Colombie-Britannique a également introduit une prime sur le prix de l'essence, du diesel et des combustibles de chauffage liée aux émissions. Le programme lancé par le Québec en 2007 intitulé Plan d'action sur les changements climatiques comportait lui aussi une taxe spéciale sur les combustibles fossiles.

L'Alberta Climate Change and Emissions Management Amendment Act déposée en 2008 établit un objectif de réduction de l'intensité d'émissions de 12 % par année pour le secteur industriel et celui de la production d'électricité. Le Québec, l'Ontario, la Saskatchewan et les provinces de l'Atlantique ont aussi étendu la portée de leurs programmes de gestion de la demande.

Le gouvernement de l'Alberta a en outre annoncé, en juillet, son engagement à verser deux milliards de dollars pour la mise au point de la technologie de CSC. Cette technologie lui procure une occasion de réduire ses émissions de GES sans nuire à la prospérité et à la croissance économiques de la province et du Canada. La CSC est une technologique éprouvée scientifiquement qui réduira les émissions de CO² des grandes usines, comme les installations utilisées pour l'exploitation des sables bitumineux et les centrales alimentées au charbon. L'objectif initial est de stocker annuellement cinq mégatonnes de CO² dans le sol d'ici 2015^[4].

[4] Les GES les plus abondants sur la planète sont les suivants :

• la vapeur d'eau (H²O), dont la contribution à l'effet de serre de la Terre se situe à entre 36 % et 72 %;
• le dioxyde de carbone (CO²), qui contribue dans une mesure de 9 % à 26 % à l'effet de serre de la Terre;
• le méthane (CH⁴), qui est responsable de 4 % à 9 % de l'effet de serre sur la Terre;
• l'ozone (O³), dont la contribution à l'effet de serre représente entre 3 % et 7 %.

Parmi les autres GES présents à des concentrations plus faibles, on compte l'oxyde nitreux (N²O), l'hexafluorure de soufre (SF⁶) et les hydrocarbures fluorés, entièrement halogénés ou non. Tous ces gaz, à l'exception des trois derniers groupes, peuvent être d'origine naturelle ou industrielle.

2.1 Perspectives

Au Canada, en raison de la conjoncture peu avantageuse, on s'attend à ce que la croissance de la consommation d'énergie continue de ralentir. Les conditions à l'échelle mondiale, les inquiétudes concernant le prix de l'énergie, les contraintes possibles relativement à l'approvisionnement et la plus grande sensibilité de la population à l'égard de l'environnement pourraient influer sur les habitudes d'achat des consommateurs et, par ricochet, sur les tendances de la demande d'énergie. Il est probable que les nouveaux programmes et les nouvelles politiques des gouvernements agiront aussi sur la tendance de la demande dans les prochaines années. Même si les gouvernements, par la voie législative et par les mesures de sensibilisation des consommateurs, obtiennent des résultats, il demeure que la réduction de la consommation d'énergie des Canadiens repose sur des changements d'habitudes de chacun et chacune. Ces changements transformationnels dans le mode de vie amèneront des modifications lentes qui contribueront à stabiliser, sinon à réduire, la consommation d'énergie.

Déjà, des signes se manifestent dans les préférences des consommateurs. Le nombre de Canadiens qui tiennent compte des coûts environnementaux dans leurs décisions d'achat ne cesse de croître. Ainsi, au cours des dernières années, on a observé des modifications notables dans les tendances d'achats de véhicules neufs, si bien que les Canadiens optent davantage pour des véhicules plus petits et plus économiques plutôt que des gros camions et des véhicules utilitaires sport (en 2008, 54 % de tous les véhicules vendus étaient des voitures de tourisme et 46 % étaient des camions et des VUS, par rapport respectivement à 51 % et à 49 % en 2007). Si ces préférences se confirment avec le temps, le parc de véhicules au Canada sera davantage constitué de véhicules moins gourmands, ce qui réduira la consommation future d'énergie. Les choix des Canadiens en matière d'habitation ont aussi des conséquences sur la demande. Selon la Société canadienne d'hypothèques et de logement (SCHL), en 2008, la part des habitations à logements multiples a surpassé celle des maisons unifamiliales, représentant 56 % de toutes les mises en chantier de l'année (en 2007, cette part était de 48 %). La SCHL prévoit que cette tendance se poursuivra en 2009, ce qui aura comme effet de réduire l'intensité énergétique du secteur résidentiel. Avec le temps, ces changements se répercuteront directement sur la demande d'énergie du secteur résidentiel et de celui des transports, ainsi que sur les émissions de GES.

3. Activité pétrolière et gazière en amont

On mesure l'activité pétrolière et gazière en amont d'après les sommes consacrées à l'acquisition de droits fonciers, le nombre d'équipes menant des études sismiques, le nombre total d'appareils de forage actifs, le nombre de puits forés et les dépenses en immobilisations engagées.

Les pressions sur les coûts qui ont commencé en 2007 sous l'effet de la forte croissance économique se sont poursuivies. Dans les gisements parvenus à maturité, comme le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC), les coûts pour la production du gaz naturel ont monté davantage en 2008, du fait des débuts moindres des nouveaux puits à l'origine d'une moins grande énergie produite. Toutefois, ces pressions exercées sur les coûts ont été annulées par l'explosion des prix des produits de base durant les sept premiers mois de l'année. En juillet, les prix du pétrole et du gaz naturel ont atteint des niveaux records de 147 $US le baril et 13 $US/MBTU, après quoi la tendance s'est inversée, et les cours ont chuté pour clore l'année à 40 $US le baril et 6 $US/MBTU.

L'acquisition de droits d'exploitation pour le pétrole dans l'Ouest canadien a été le sujet marquant pour l'activité pétrolière et gazière en amont, les sociétés ayant consacré 5 milliards de dollars à ce poste, ce qui représente presque le double de la somme versée en 2007. La Colombie-Britannique est arrivée au premier rang pour les primes foncières qu'elle a touchées, en encaissant la somme record de 2,7 milliards de dollars pour une superficie de 757 000 hectares (3 518 $/ha). Un an auparavant, elle avait touché 1,1 milliard de dollars pour des terres couvrant 596 000 hectares (1 758 $/ha). Les activités en Colombie-Britannique ont été concentrées dans la région de rivière de la Paix, où une somme de 1,3 milliard de dollars (11 000 $/ha) a été versée pour les droits de forage dans le gisement de gaz de la formation étanche de Montney et dans les secteurs au nord de Fort Nelson, où la province a obtenu 1,1 milliard de dollars (4 000 $/ha) pour les droits sur les schistes du gisement de Horn River.

La Saskatchewan a également établi un nouveau record, en recevant 1,1 milliard de dollars en prime foncière pour une superficie de 766 000 hectares (1 461 $/ha). Cette somme équivaut à plus de quatre fois la somme record de 250 millions de dollars obtenue l'année précédente. Les activités ont principalement été concentrées dans le sud-est de la province, notamment dans la zone pétrolière de Bakken, où l'on a payé 917 millions de dollars pour une superficie de 496 000 hectares (1 848 $/ha).

Les recettes de l'Alberta au titre des droits fonciers ont totalisé 1,2 milliard de dollars, en baisse constante depuis 2006, où elles atteignaient 3,4 milliards de dollars. Les primes foncières sur les baux dans les sables bitumineux ont chuté de plus de 50 % pour la deuxième année de suite. Elles se sont élevées à 288 millions de dollars pour une superficie de 1,7 million d'hectares, soit à peine 174 $/ha en moyenne. Il s'agit d'une baisse notable par rapport aux 650 millions de dollars obtenus pour 1,3 million d'hectares (573 $/ha) en 2007 et à la somme de 1,9 milliard de dollars perçue pour 1,5 million d'hectares (1 216 $/ha) en 2006. Le recul s'explique par le fait que la plupart des secteurs les plus prometteurs pour les sables bitumineux sont déjà loués, par la réaction défavorable de l'industrie à la nouvelle structure de redevances^[5], ainsi que par le fait que l'Alberta n'a pas de zones ayant des ressources non bitumineuses convoitées comme la Saskatchewan et la Colombie-Britannique.

[5] La nouvelle structure de redevances, dévoilée en octobre 2007 et visant tous les puits de pétrole et de gaz classiques forés à partir du 1^er janvier 2009, majore les redevances payables pour chaque puits en fonction du prix du pétrole et du gaz ainsi que de la production du puits. En novembre 2008, en réaction au ralentissement économique à l'échelle mondiale et pour favoriser le forage dans la province, le gouvernement de l'Alberta a annoncé l'introduction d'une option de transition sur cinq ans pour les puits de pétrole et de gaz forés après le 19 novembre 2008, en vertu de laquelle une société peut continuer d'adopter l'ancienne structure de redevances selon le puits. Le 1^er janvier 2014, tous les puits seront automatiquement soumis à la nouvelle structure de redevances.

Les Territoires du Nord-Ouest ont reçu plus de 1,2 milliard de dollars à titre d'engagements d'exploration. Le plus gros de cette somme provenait d'une seule vente de terres en vertu de laquelle BP Canada s'engage à investir 1,2 milliard de dollars pour l'exploration d'une parcelle dans la mer de Beaufort. Pour sa part, le Yukon a mis en vente deux parcelles de terre en 2008 et n'a reçu aucune offre. Dans la zone extracôtière, la Nouvelle-Écosse a reçu des engagements d'exploration totalisant 353 millions de dollars, tandis que les engagements proposés à l'Office Canada–Terre-Neuve-Labrador des hydrocarbures extracôtiers s'élevaient à près de 319 millions de dollars.

Le nombre moyen d'équipes d'études sismiques a légèrement augmenté au Canada par rapport à 2007, passant de huit à neuf. La faible activité observée depuis un an ne semble pas indiquer qu'il y aura une reprise soutenue de l'exploration en 2009. L'industrie pétrolière et gazière a complété 20 721 puits au Canada en 2008, une hausse de 8 % par rapport à 2007^[7].

[6] Nickle's Daily Oil Bulletin, articles sur les forages en baisse et les achèvements en hausse en décembre, 12 janvier 2009.

L'augmentation des prix des produits de base a permis de soutenir les activités pétrolières et gazières dans l'Ouest canadien en 2008, alors que celles de forage - souvent mesurées en nombre de jours de forage ou en nombre d'appareils de forage en service par semaine ou par mois - ont augmenté. Même si la capacité du parc d'appareils de forage dans cette région a baissé en 2008, pour atteindre une moyenne de 878, après avoir atteint un sommet de 901 en 2007^[7], l'utilisation mensuelle des appareils a crû pour se situer à une moyenne de 364 plutôt que de 339. Le temps total d'utilisation a suivi la même tendance, passant de 120 000 jours à près de 133 000 jours. Toutefois, on est loin des 504 appareils de forage et 158 000 jours d'exploitation en moyenne atteints en 2006. La figure 3.1 présente le nombre d'appareils de forage en service chaque semaine dans l'Ouest canadien. On remarquera la baisse rapide de l'activité de forage en décembre, résultat du ralentissement économique.

[7] Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors, publication sur le nombre moyen d'appareils de forage en service par mois dans l'Ouest canadien.

Figure 3.1 - Appareils de forage en service dans le BSOC par semaine

Source : Nickle's Daily Oil Bulletin

Environ 16 300 puits de pétrole et de gaz ont été forés dans l'Ouest canadien en 2008, une baisse de 10 % par rapport à 2007 (figure 3.2). Cette donnée semble contredire l'augmentation de l'activité des appareils de forage et des jours d'exploitation mentionnés précédemment. Cette incohérence est attribuable au recours plus marqué à des puits horizontaux à grande profondeur avec leur longue portée latérale nécessaire pour exploiter le pétrole de la zone de Bakken en Saskatchewan et le gaz de schiste en Colombie-Britannique, car cette technique prend beaucoup plus de temps que le forage de puits verticaux. À l'appui de cette conclusion, on constate une croissance notable de la longueur moyenne des puits forés en 2008, par rapport à 2007, qui est passée de 1 194 mètres à 1 290 mètres. Ce déplacement vers la zone pétrolière de Bakken en Saskatchewan et le gaz de schiste de la Colombie-Britannique a aussi entraîné une redistribution géographique de l'exploration. Le nombre de puits forés en Saskatchewan a augmenté de 22 %, s'élevant à 3 898 plutôt que 3 202, alors qu'il est resté relativement inchangé en Colombie-Britannique (de 843 à 847), en dépit de la baisse du nombre total de puits foré dans l'Ouest canadien. C'est l'Alberta qui subit le gros de cette diminution, avec une chute de 17 % (11 569 puits forés par rapport à 14 001).

Figure 3.2 - Nombre de puits forés dans l'Ouest canadien, 2002-2008

Source : ONÉ

Le nombre de puits de pétrole forés durant l'année a augmenté de 5 %, comparativement à une baisse de 17 % pour le gaz naturel. Conséquence du déclin de l'activité gazière par rapport à l'activité pétrolière, la part des puits de gaz forés a glissé, passant de 69 % à 64 %.

Les dépenses en immobilisations pour le gaz et le pétrole ont augmenté de 2 % au Canada en 2008, pour atteindre, selon les estimations, 43,9 milliards de dollars. Pour ce qui est des dépenses en immobilisations pour l'exploitation des sables bitumineux, elles devraient atteindre 17,3 milliards de dollars, en hausse de 8 % par rapport à l'année précédente. Cette hausse s'explique davantage par les dépassements de coûts observés que par le démarrage de nouveaux projets. D'après les estimations, les dépenses en immobilisations pour le pétrole et le gaz classiques s'élèvent à 26,6 milliards de dollars, un recul de 2 % par rapport à 2007, et une troisième baisse annuelle de suite.

3.1 Perspectives

Les faibles prix de produits de base, les dépassements de coûts et la pénurie de main-d'oeuvre qualifiée ont déjà entraîné l'annulation ou le report de nombreux projets liés aux sables bitumineux et forcé les producteurs à revoir leurs budgets d'exploitation pour 2009. Statistique Canada prévoit que les dépenses en immobilisations dans les secteurs gazier et pétrolier diminueront de 21 % en 2009 par rapport à 2008^[8], le gros de la baisse devant survenir dans les sables bitumineux, où l'on s'attend à un recul de 31 %.

[8] Statistique Canada, Investissements privés et publics au Canada : perspectives, 2009.

On prévoit une forte baisse du nombre moyen d'appareils de forage actifs dans l'Ouest canadien en 2009. Déjà au cours des douze premières semaines de 2009, on a constaté un recul de 33 % à ce chapitre, par rapport à la même période en 2008^[9]. Il s'agit d'une diminution de 33 % par rapport aux résultats de 2007 et de 45 % par rapport à 2006. Selon la Petroleum Services Association of Canada, le nombre de puits forés en 2009 devrait diminuer de 21 % par rapport à 2008. L'association indique qu'il pourrait y avoir un grand nombre de mises à pied dans le secteur des services pétroliers et gaziers.

[9] Nickle's Daily Oil Bulletin.

Il serait également étonnant qu'il y ait beaucoup d'activités dans le domaine d'achat de droits fonciers en 2009 puisque les droits d'exploitation pour les schistes de la Colombie-Britannique, les sables bitumineux de l'Alberta et la zone pétrolière de Bakken dans le sud-est de la Saskatchewan ont déjà été acquis. Les faibles prix des produits de base que l'on prévoit tout au long de l'année se répercuteront également sur les sommes consacrées à l'acquisition future de terres.

Compte tenu de la forte diminution anticipée du forage de puits de gaz en 2009, il faut s'attendre à ce que la production de gaz naturel au Canada baisse sous le seuil de 2008, en dépit de l'activité accrue dans les zones très productives comme les gisements de gaz de schiste de Horn River et de Montney. Si, d'une part, on prévoit une augmentation de la production provenant des sables bitumineux, il est probable, d'autre part, que celle de pétrole brut léger et de pétrole brut lourd classiques continuera de diminuer à son rythme annuel d'environ 3 %, ce qui entraînera une diminution de la production canadienne totale.

4. Pétrole brut

4.1 Marchés internationaux

L'année 2008 a été extraordinaire sur les marchés internationaux du pétrole brut. À la première séance boursière de l'année, le premier contrat West Texas Intermediate (WTI) franchissait le seuil des 100 $US le baril (intrajournalier). Du jamais vu. En juillet, le WTI atteignait le prix record absolu de 147 $US le baril (intrajournalier), avant que le ralentissement de l'économie mondiale le ramène à 45 $US le baril à la fin de l'année. Sur l'ensemble de l'année, il s'est maintenu à une moyenne de 100 $US le baril, comparativement à environ 73 $US le baril en 2007. La figure 4.1 présente les prix historiques pour le WTI à Cushing, en Oklahoma, et ceux du pétrole de la mer du Nord, un étalon courant pour l'établissement du prix du pétrole brut en provenance d'Europe.

Figure 4.1 - Prix des pétroles de référence WTI et Brent, 2004-2008

Source : Energy Information Administration (EIA)

La première moitié de 2008 a été principalement marquée par une croissance soutenue de la demande mondiale de pétrole brut et de produits pétroliers. Alors que l'augmentation des prix freinait la demande dans les pays membres de l'OCDE, elle continuait de progresser dans les économies émergentes comme la Chine et l'Inde, stimulée en partie par des subventions gouvernementales pour les frais de carburant. Dans ce contexte de croissance de la demande, de resserrement de l'approvisionnement mondial et de stocks sous la moyenne des cinq années précédentes dans les pays de l'OCDE, les conditions de base pour soutenir les prix étaient réunies. Étant donné la faible capacité libre de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP), le marché a porté une attention particulière aux facteurs géopolitiques susceptibles de poser une menace pour l'approvisionnement, notamment en Iraq, en Iran et au Nigeria, avec comme conséquence que les fluctuations de prix ont été considérables. Le resserrement de l'offre et la situation relative à la demande ainsi que la recherche de rendements intéressants ont favorisé les investissements dans les produits de base et, surtout, sur le marché du pétrole. Ce comportement n'est pas étranger non plus à la plus forte volatilité du prix du pétrole. La dépréciation du dollar américain durant la première moitié de l'année explique aussi en partie les prix élevés.

S'il est possible d'avancer que la montée en flèche des prix du pétrole au premier semestre de 2008 est attribuable à la réaction du marché à l'égard de la demande serrée et aux événements géopolitiques, il est certain que le point d'intérêt principal de la deuxième moitié de l'année a été l'effondrement de cette demande. L'intensification rapide de la crise financière et de la crise du crédit a eu des effets dévastateurs sur la richesse aux États-Unis et partout dans le monde et s'est traduite par une forte diminution de l'activité économique. Au début de l'automne, la plupart des économistes estimaient qu'une grave récession allait s'installer à la grandeur de la planète. Fin septembre, les stocks mondiaux de pétrole brut commençaient à s'accumuler. Déjà, le WTI était retombé à 100 $US le baril. Afin de freiner cette chute, l'OPEP s'est réunie en octobre 2008 et s'est engagée à réduire considérablement sa production, soit de 238 10³m³/j (1,5 Mb/j). Le 17 décembre, au terme d'une autre réunion, elle décidait de retrancher 349 10³m³/j (2,2 Mb/j) supplémentaires à sa production à compter du 1^er janvier 2009. Malgré cela, les perspectives économiques continuaient de se détériorer, entraînant les prix vers le bas et les stocks vers le haut. Les contrats WTI ont terminé l'année à 45 $US le baril.

4.2 Production de pétrole et remplacement des réserves au Canada

En 2008, la production canadienne de pétrole brut et d'équivalents s'est établie, en moyenne, à 429 10³m³/j (2,7 Mb/j), une diminution de près de 2 % par rapport à 2007. Les nombreuses interruptions de production dans le secteur des sables bitumineux, pour des raisons d'entretien et pour le raccordement de nouvelles installations, ont limité la hausse à seulement 2,5 % dans ce secteur. La hausse en question a été plus qu'annulée par la baisse de production de pétrole classique dans le BSOC et au large des côtes dans l'Est du Canada, où, en raison du déclin naturel et de quelques interruptions pour l'entretien dans le gisement de Terra Nova, on a enregistré un recul de 8 % de la production. La figure 4.2 illustre la production de pétrole brut par province.

Figure 4.2 - Production de pétrole brut et d'équivalents par province

Source : ONÉ

La production au large de Terre-Neuve-et-Labrador s'est élevée à 54,4 10³m³/j (341 kb/j) en 2008. Il s'agit d'une baisse 58,6 10³m³/j (369 kb/j), explicable par l'épuisement naturel de la ressource. La figure 4.3 présente la production sur la côte Est du Canada. Dans l'Ouest canadien, l'approvisionnement de pétrole brut et d'équivalents n'a guère fluctué par rapport à 2007. La production de pétrole brut léger classique n'a pas bougé beaucoup non plus, alors que stimulée par des prix plus élevés durant la première moitié de l'année et la production provenant de la zone pétrolière de Bakken, en Saskatchewan, deux éléments qui ont renversé les tendances à la baisse antérieures. La production de pétrole brut lourd classique a diminué de 4 %, confirmant ainsi la tendance à la baisse générale amorcée depuis la pointe de production enregistrée en 2001. La figure 4.4 illustre la production de pétrole brut selon le type.

Figure 4.3 - Production sur la côte Est, 2007-2008

Source : Office Canada–Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers

Figure 4.4 - Production de pétrole brut et d'équivalents par type

Source : ONÉ

Bien que les réserves établies restantes diminuent chaque année compte tenu des activités de production, les nouvelles découvertes, l'extension des gisements existants et la révision des réserves estimatives dans les gisements existants annulent partiellement ces réductions. De 2002 à 2006, les ajouts cumulatifs aux réserves établies de brut classique lourd et léger ont remplacé la production dans une proportion de 84 % (tableau 4.1). En 2007, le taux de remplacement de pétrole brut classique a été de 66 %.

Tableau 4.1 - Réserves, ajouts et production de pétrole brut classique, 2003-2007 (en Mm³)

Selon les estimations de l'ONÉ, à la fin de 2007 (dernière année pour laquelle des données presque complètes existent), les réserves restantes de pétrole brut classique et de bitume brut du Canada s'élevaient à 28,1 Gm³ (176,8 milliards de barils), une hausse de moins de 1 % par rapport à 2006. Le volume estimatif des réserves établies restantes de pétrole brut classique au Canada a diminué de 4 %, pour s'établir à 614,4 Mm³ (3 871 millions de barils) en 2007. Cette diminution provient en grande partie du fait que la production a nettement excédé les ajouts aux réserves au cours de l'année. Les réserves établies restantes de bitume brut ont légèrement baissé pour se chiffrer à 27,5 Gm³ (172,9 milliards de barils), ce qui correspond à la production de bitume en 2007 (tableau 4.2).

Tableau 4.2 - Réserves établies estimatives de pétrole brut et de bitume au 31 décembre 2007 (en Mm³)

4.3 Sables bitumineux

Au début de 2008, la production de sables bitumineux a continué d'augmenter, stimulée par l'intérêt que portaient à cette ressource les investisseurs, canadiens et étrangers. Il est invitant d'investir dans ce secteur au Canada en raison de l'abondance de la ressource, du climat politique et des conditions d'investissement stables, et de la rareté grandissante des occasions d'investissement dans les autres pays producteurs de pétrole avec une nationalisation grandissante des ressources naturelles. Le prix élevé du pétrole brut a facilité la mise en valeur des sables bitumineux pendant la plus grande partie de l'année. Toutefois, la volatilité des marchés financiers, la hausse de coûts en immobilisations et la chute rapide des prix au troisième trimestre ont ralenti plusieurs projets et entraîné le report de nombreux autres. Selon les estimations, les dépenses consacrées aux sables bitumineux en 2008 se situeront autour de 17,3 milliards de dollars.

En 2007, des modifications apportées par l'Alberta à son système de redevances et l'introduction, au fédéral, de nouvelles mesures fiscales ont modifié le cadre économique de l'exploitation des sables bitumineux. Dans le cas des redevances, les taux sont désormais calculés à partir d'une échelle mobile reposant sur le prix du WTI exprimé en dollars canadiens indexés. Tant que le prix du baril de pétrole reste sous la barre des 55 $CAN, les taux de redevances restent inchangés par rapport à la situation antérieure, soit 1 % avant le moment de recouvrement de l'investissement et 25 % après celui-ci. Au-dessus de ce seuil, les taux augmentent jusqu'à 9 % avant le moment de recouvrement de l'investissement et jusqu'à 40 % après celui-ci si le WTI atteint 120 $CAN le baril. Toutes les redevances versées sont déductibles d'impôt et admissibles à titre de dépenses aux fins du calcul du montant à payer. Suncor Energy Inc. et Syncrude Canada Ltd., qui détenaient des contrats à long terme signés en 1997 avec le gouvernement de l'Alberta, se sont entendues avec la province relativement aux nouveaux taux de redevances. Le nouveau système de redevances est entré en vigueur en janvier 2009.

En 2008, la production de bitume par extraction à ciel ouvert et récupération in situ a totalisé 209 10³m³/j (1,3 Mb/j), une baisse de moins de 1 % par rapport à 2007. En ce qui a trait à la séparation de bitume in situ, la production a augmenté de 11 % pour se chiffrer à 94,6 10³m³/j (596 kb/j) (figure 4.5). Dans le cas du bitume tiré de l'extraction à ciel ouvert, la production a diminué de 8 % pour se situer à 115 10³m³/jour (721 kb/j). La quantité de bitume valorisé en pétrole brut synthétique a subi un recul de 5 % pour atteindre 104 10³m³/d (653 kb/j). Afin de permettre le transport par pipeline vers les raffineries, on mélange le bitume non valorisé à du brut lourd et du brut léger ainsi que des condensats. En dépit de la hausse des coûts de construction, de la pénurie de main-d'oeuvre et du ralentissement économique, plusieurs projets de séparation in situ et d'extraction sont entrés en service en 2008. Le projet OPTI/Nexen de Long Lake, qui réunit une usine de valorisation en surface et un procédé de drainage par gravité au moyen de vapeur (DGMV), est le premier projet d'exploitation de sables bitumineux à recourir à la gazéification des résidus du bitume, ou asphaltènes, pour obtenir un gaz synthétique (gaz de synthèse). Cette technique permet de réduire le volume de gaz naturel acheté et utilisé pour produire de la vapeur. Au début de 2009, OPTI/Nexen a commencé à produire du pétrole brut synthétique non corrosif à Long Lake. Le projet d'exploitation minière de Canadian Natural Resources Limited Horizon est entré en service au troisième trimestre de 2008. Cependant, en raison de l'escalade des coûts et de la volatilité des prix, les agrandissements prévus ont été remis à plus tard. Horizon prévoit produire jusqu'à 17,5 10³m³/j (110 kb/j) d'ici 12 à 18 mois.

Figure 4.5 - Production de bitume brut, 2003-2008

Source : ERCB

En 2008, des perturbations dans les opérations, des conditions météorologiques très difficiles et des activités d'entretien programmé au troisième trimestre ont fait baisser la production de Syncrude. Selon les estimations, la production annuelle s'élève à 45,9 10³m³/j (289 kb/j). Il s'agit d'un recul de 5,2 % par rapport à 2007.

En ce qui a trait à Suncor, la production tirée des sables bitumineux s'est située en moyenne à 36,2 10³m³/j (228 kb/j) en 2008, comparativement à 37,4 10³m³/j (236 kb/j) l'année précédente. Cette baisse est principalement attribuable aux activités d'entretien programmé et non programmé, à des pénuries de main-d'oeuvre et à un incendie survenu dans l'unité sous vide de l'usine de valorisation numéro 2, en novembre. Suncor a achevé l'agrandissement de son unité de cokéfaction Millennium en 2008 et prévoit augmenter sa production en 2009.

Selon les estimations, la production du projet d'exploitation des sables bitumineux d'Athabasca, un projet conjoint de Shell Canada Limitée (60 %), de Marathon Oil Canada Corporation (20 %) et de Chevron Canada (20 %), s'élèvera à 19,9 10³m³/j (125 kb/j) en 2008, un recul de 3 % par rapport à 2007. Les activités d'entretien programmé et non programmé et des problèmes d'ordre opérationnel expliquent en grande partie cette situation.

4.4 Exportations et importations de pétrole brut

Le Canada est un exportateur net de pétrole brut, et ses exportations sont surtout destinées aux marchés américains. Les raffineries canadiennes situées en Colombie-Britannique, en Alberta, en Saskatchewan et en Ontario s'approvisionnent dans l'Ouest canadien. L'excédent est exporté, le plus souvent par pipeline, vers les États-Unis. Pour les raffineries en Ontario, au Québec et dans les provinces de l'Atlantique, il est plus avantageux de répondre à leurs besoins en partie par la voie des importations. Dans ce contexte, une tranche de la production de pétrole brut du Canada atlantique est utilisée localement, tandis que le reste est exporté aux États-Unis.

En 2008, le Canada a exporté, en moyenne, environ 285 10³m³/j (1,79 Mb/j) de pétrole brut, soit une diminution de moins de 1 % par rapport à l'année précédente. Les exportations de pétrole brut léger, qui comprennent les pentanes plus et le pétrole brut synthétique (bitume valorisé), représentaient 28 % de toutes les exportations, la tranche restante de 72 % étant du pétrole brut lourd^[10].

[10] L'ONÉ a mis à jour les caractéristiques du pétrole brut dans l'infrastructure d'exportation de pétrole pour tenir compte correctement du changement dans la teneur de soufre et de la densité API. Certains flux de pétrole brut léger sont passés dans la catégorie du pétrole brut moyen parce que leur densité API est descendue sous le seuil API de 30 degrés. Cela s'est traduit par une augmentation du volume relatif d'exportations de pétrole moyen et lourd et une diminution correspondante du volume relatif d'exportations de pétrole léger.

La valeur estimative des exportations de pétrole brut en 2008 a été de 60 milliards de dollars comparativement à 44 milliards de dollars en 2007. Cette estimation repose sur des prix à l'exportation approximatifs de 641 $ et 540 $ le mètre cube (102 $CAN et 86 $CAN le baril) respectivement pour le pétrole brut léger et le pétrole brut lourd (figure 4.6).

Figure 4.6 - Prix à l'exportation du brut léger et du brut lourd

Source : ONÉ

Le brut lourd et le brut léger se négocient sur des marchés distincts et, par conséquent, leurs prix fluctuent de manière indépendante en fonction de l'offre et de la demande de chacun. Le pétrole lourd occupe un marché plus restreint, comporte des coûts de raffinage plus élevés et fournit un plus petit volume de produits à forte valeur ajoutée comme l'essence, ce qui explique qu'il soit souvent escompté. Règle générale, l'écart entre le prix du pétrole léger et celui du pétrole lourd se rétrécit en été, quand la demande pour le second est plus élevée en raison des travaux d'asphaltage, puis il se creuse de nouveau en septembre.

En termes pécuniaires, l'écart entre le pétrole léger et le pétrole lourd a été de 101 $/m³ (16 $CAN le baril) en moyenne en 2008, un écart plus grand qu'à l'habitude, conséquence de nombreux projets d'amélioration des routes qui ont été remis à plus tard à cause du prix élevé du pétrole brut. À l'été, cet écart s'est rétréci en raison de la baisse rapide du prix du brut et de celui du brut léger découlant de la faible demande d'essence.

La capacité limitée prévue et réelle des trois principaux pipelines servant à l'exportation a aussi joué un rôle. Les réseaux d'Enbridge, d'Express/Platte et de Trans Mountain ont fonctionné à leur capacité ou près de leur capacité toute l'année, au point où il a fallu répartir la capacité au premier et au dernier trimestres. Quand les raffineurs aux États-Unis s'attendent à ce que les capacités de transport soient limitées et à ne pas recevoir tout le brut dont ils ont besoin au moment où ils le veulent, ils proposent généralement un prix plus bas pour ce pétrole.

En 2008, l'Office a approuvé de nombreuses demandes d'oléoducs, entre autres les projets Enbridge Southern Lights (OH-3-2007) et Alberta Clipper (OH-4-2007) ainsi que le prolongement de la canalisation 4 (OH-5-2007). Le projet de prolongement du pipeline Keystone Cushing de TransCanada (OH-1-2008), qui doit permettre d'acheminer du pétrole brut canadien jusqu'à Cushing, en Oklahoma, a également été approuvé.

Parmi les autres projets liés au réseau pipelinier qui ont été proposés en 2008, on note ceux-ci : le projet Gateway d'Enbridge, devant permettre d'exporter du pétrole brut canadien vers de nouveaux marchés en Asie à bord de pétroliers, le projet Trailbreaker d'Enbridge, qui consiste à inverser de nouveau le sens d'écoulement de sa canalisation 9 pour amener du pétrole brut canadien vers la côte Est des États-Unis et la côte américaine du golfe du Mexique, ainsi que le projet Keystone XL de TransCanada, un pipeline devant lui aussi rejoindre la côte américaine du golfe du Mexique. En raison du manque d'appui des transporteurs, le projet Trailbreaker d'Enbridge a ultérieurement été mis en attente.

Le Canada demeure le principal fournisseur de pétrole brut des États-Unis, suivi de l'Arabie Saoudite et du Mexique^[11]. Selon l'EIA, les importations moyennes des États-Unis ont totalisé 1,5 Mm³/j (9,7 Mb/j), et environ 20 % de celles-ci provenaient du Canada. Le Canada est devenu le principal fournisseur de pétrole brut lourd des États-Unis, ayant dépassé le Mexique, où la production continue de baisser. Au total, 60 % des exportations canadiennes de brut étaient destinés au marché du Midwest américain (PADD II), ce qui en a fait la principale région consommatrice de pétrole brut canadien.

[11] Le Canada a compté pour 20 % des importations des États-Unis, tandis que l'Arabie Saoudite représentait 16 % et le Mexique 12 %.

Plus de 90 % des exportations de pétrole brut de la côte Est du Canada ont trouvé preneur sur la côte Est des États-Unis (PADD I). Le reste a été expédié sur la côte américaine du golfe du Mexique (6 %) et dans les Antilles (3 %). Compte tenu de la proximité géographique et des liens qui existent entre le Canada et les États-Unis, le marché américain continuera d'être un important marché d'exportation à l'avenir. Le tableau 4.3 fournit une ventilation des exportations de pétrole brut par type et par destination.

Tableau 4.3 - Exportation de pétrole brut, par type et par destination - 2008 (volume - m³/j)

Figure 4.7 - Offre de pétrole brut et débouchés - 2008 (en 10³m³/j)

Source: NEB

Bien que le Canada soit un exportateur net de pétrole brut, il importe quand même une bonne partie de la charge d'alimentation de ses raffineries. Celles en Ontario, au Québec et au Canada atlantique comblent une partie de leurs besoins à l'étranger, tandis que celles de l'Ouest canadien s'alimentent entièrement au pays.

En 2008, on estime que les importations de pétrole brut ont totalisé 133 10³m³/j (840 kb/j), une diminution d'environ 2,3 % par rapport à 2007. Elles représentent 47 % de la charge totale d'alimentation des raffineries canadiennes. Les pays membres de l'OPEP ont fourni 59 % de ces importations et 34 % provenaient de la mer du Nord. La tranche restante de 7 % provient de partenaires de l'Accord de libre-échange nord-américain (États-Unis et Mexique) et d'autres pays. Les importations ont permis de répondre à 78 % des besoins en charge d'alimentation de la région dans l'Atlantique et le reste (22 %) provenait de la production dans la région. Le Québec continue d'être le plus gros importateur de pétrole brut de la région, puisqu'il importe de l'étranger 90 % des produits qu'il raffine. Le reste du volume de brut importé était destiné au marché ontarien. De plus en plus, les raffineries ontariennes s'alimentent dans l'Ouest canadien.

4.5 Raffinage du pétrole

À la fin de 2008, le Canada comptait 19 raffineries ayant une capacité de raffinage (distillation) totale de 335 10³m³/j (2,1 Mb/j). Cela représente une augmentation par rapport à la capacité de 325 10³m³/j (2,0 Mb/j) en 2007. Ces raffineries et leur emplacement figurent au tableau 4.4.

Tableau 4.4 - Raffineries du Canada

Selon les estimations, la demande canadienne de produits pétroliers en 2008 a atteint 264 10³m³/j (1,7 Mb/j), des chiffres presque identiques à ceux de l'année précédente. La stagnation s'explique par la diminution de la demande engendrée par les prix très élevés qu'a connus le Canada à l'été, ainsi que par le ralentissement de l'économie aux troisième et quatrième trimestres. Quant à la production des raffineries, on l'estime, en 2008, à 284 10³m³/j (1,8 Mb/j), en baisse de 2 % comparativement à 2007, où elle atteignait 290 10³m³/j (1,8 Mb/j). On a également constaté une diminution de l'utilisation de la capacité de raffinage en 2008, qui est passée de 90 % en 2007 à 88 % pour la période examinée. Les arrivages de pétrole brut canadien dans les raffineries ont connu un recul de 6,2 % en 2008, pour s'établir à 148 10³m³/j (935 kb/j). Cette situation tient en grande partie à la diminution de la production dans les raffineries, compte tenu du recul de la demande, fortement liée aux prix des produits pétroliers, durant l'été. Les interruptions de production et les activités d'entretien au printemps et à l'été dans l'Ouest canadien ont amené des pénuries d'essence et de diesel, ainsi qu'une baisse de l'utilisation de pétrole brut dans les installations de cette région.

4.6 Exportations et importations des principaux produits pétroliers

Le Canada continue d'être un exportateur net de produits pétroliers, qu'il destine principalement aux États-Unis. Les exportations des principaux produits pétroliers en 2008 sont estimées à 52,5 10³m³/j (331 kb/j), ce qui représente une faible augmentation par rapport à 2007. Les exportations sont surtout destinées au marché de la côte Est des États-Unis (PADD I), le second marché en importance étant celui d'outre-mer. La figure 4.8 indique les principales destinations des exportations de produits pétroliers.

Figure 4.8 - Destinations des produits pétroliers - 2008

Source : ONÉ (données disponibles jusqu'à octobre 2008)

Selon les estimations, les recettes tirées des exportations des principaux produits pétroliers, dont le pétrole partiellement traité, se sont chiffré à 11 milliards de dollars en 2008, en hausse par rapport aux quelque 9 milliards de dollars affichés en 2007. Des prix très élevés du pétrole brut et le resserrement sur les marchés durant la première moitié de l'année expliquent en bonne partie la hausse des recettes. L'existence d'un solide marché mondial des distillats a maintenu les prix du diesel élevés tout au long de l'année. Par ailleurs, la production de distillats a grandement contribué à la rentabilité des raffineries. La stagnation de la demande d'essence et l'augmentation croissante du prix du pétrole brut ont miné les marges bénéficiaires sur l'essence durant la première moitié de 2008.

Les importations canadiennes, surtout des États-Unis, ont grimpé de 25 % par rapport à l'année précédente. Cela reflète la diminution de la production canadienne causée, en partie, par les interruptions non programmées dans les raffineries. La croissance sur un an des ventes de produits pétroliers au Canada a été négligeable. Cela démontre qu'en situation d'équilibre entre les produits et de stabilité de la consommation, les difficultés de production ont été annulées par des importations plus élevées.

4.7 Prix des produits pétroliers

Selon Ressources naturelles Canada (RNCan)^[12], les prix moyens des produits pétroliers canadiens ont augmenté d'environ 23 % en 2008 par rapport à 2007. Ce mouvement s'explique par les hausses du prix du pétrole brut à l'échelle mondiale. Le prix au détail de l'essence au Canada est passé de 102 cents le litre en 2007 à 114 cents le litre en 2008 (tableau 4.5). Le resserrement du marché mondial des distillats a occasionné une hausse des prix du diesel et du mazout de chauffage encore plus rapide que celle de l'essence. En 2008, ces prix ont été, en moyenne, de 125 cents le litre dans le premier cas et de 113 cents le litre dans le second, soit 29 % de plus qu'en 2007.

[12] Info-Carburant - Revue annuelle 2008 RNCan, 11 janvier 2009

Tableau 4.5 - Prix du pétrole et des produits dérivés dans le monde (en cents le litre)

Les prix mondiaux du pétrole brut ont fortement fluctué, en 2008, et les mouvements des prix des produits pétroliers ont réagi à ces variations. Toutefois, en raison de la stagnation de la demande, les prix de l'essence n'ont pas suivi de manière directe la hausse des prix du pétrole brut. Cette situation s'est répercutée sur la rentabilité des raffineries. Quant à l'augmentation rapide des prix du diesel, elle est attribuable à la présence simultanée d'un resserrement de la demande mondiale et de la volatilité des prix du pétrole brut. Les raffineries ont déployé beaucoup d'efforts pour maximiser leur production de distillats (diesel). Des problèmes dans les raffineries et dans une usine de valorisation en Alberta ont amené un rationnement de l'essence et du diesel et ont contribué à réduire l'offre et à augmenter les prix dans l'Ouest canadien. Cependant, la baisse de la demande enregistrée durant la seconde moitié de 2008 a fait en sorte qu'à la fin de l'année, les stocks d'essence et de distillats étaient plus élevés qu'en 2007.

4.8 Perspectives

Le prix du pétrole brut a atteint un sommet absolu à l'été 2008, avant de retraiter en fin d'année compte tenu du ralentissement économique mondial. Pour stimuler les économies de leur pays, les banques centrales des quatre coins de la planète ont abaissé leurs taux d'intérêt, et les gouvernements ont adopté d'énormes mesures de dépenses. On s'attend à ce que l'année 2009 soit une année difficile pour l'économie mondiale, ce qui devrait avoir comme conséquence de freiner la demande de pétrole brut. Il n'est donc pas étonnant que les prévisionnistes s'attendent à un bas cours du pétrole brut en 2009, à l'image de la croissance du PIB des pays développés et des pays émergents comme la Chine et l'Inde. Dans ce contexte, les recettes du Canada provenant de l'exportation de pétrole brut devraient en souffrir.

La volatilité et l'incertitude persistantes entraîneront leur lot de difficultés pour les consommateurs et les producteurs en 2009. Vu la conjoncture mondiale, de nombreux projets nécessitant des investissements majeurs ont été remis à plus tard, voire annulés. Ces projets visaient principalement un accroissement de la capacité de production et de raffinage. Au Canada, la liste des projets annulés ou reportés ne cesse de s'allonger. D'ici à ce que le prix du pétrole brut rebondisse et atteigne un seuil assurant la rentabilité des investissements, on voit mal comment il pourrait y avoir une augmentation de la production et de la capacité de raffinage.

Les liens unissant l'environnement, l'énergie et l'économie continueront d'alimenter les discussions entre les Canadiens en 2009. Les répercussions de ce débat sur le secteur pétrolier au Canada restent incertaines. Cependant, un changement majeur de politique dans des régions de grande consommation sur la planète pourrait entraîner des percées technologiques qui, à leur tour, amèneraient une croissance plus propre et durable. Dans ce contexte, le Canada, avec ses ressources naturelles considérables et son rôle grandissant dans le portrait énergétique mondial, occupera une position avantageuse pour saisir les occasions d'arriver à un développement durable de ses sources d'énergie.

5. Gaz naturel

5.1 Marchés nord-américains du gaz naturel

En 2008, le Canada a produit environ le quart de tout le gaz extrait en Amérique du Nord. Dans une proportion de près de 97 %, le gaz naturel canadien continue de provenir du BSOC, dont environ 78 % de l'Alberta. La tranche restante est extraite en Colombie-Britannique et en Saskatchewan, dans des proportions respectives de plus ou moins 16 % et 4 %. La production quotidienne extraite du BSOC est demeurée constante pendant les trois premiers trimestres de l'année, à 445 Mm³/j (15,7 Gp³/j), avant de tomber rapidement à 428 Mm³/j (15,1 Gpi³/j) au quatrième trimestre, quand le froid hâtif a provoqué le gel des têtes de puits.

Ensemble, les marchés canadien et américain du gaz naturel forment un grand marché intégré. Cela signifie que ce qui se passe dans une région donnée - changements dans les coûts de transport, nouvelles contraintes d'infrastructure, conditions météorologiques, etc. - influe sur les autres régions. La plus grande partie du gaz naturel produit au Canada et aux États-Unis continue de provenir d'une zone qui suit, en gros, la ligne de partage des eaux allant du golfe du Mexique aux Territoires du Nord-Ouest. Les ajouts de production proviennent de plus en plus de sources non classiques, en particulier du gaz de schiste, un secteur qui a connu un essor marqué au Canada en 2008. La demande s'étend à la grandeur du continent, mais elle est concentrée dans les régions densément peuplées et celles où l'activité industrielle est intense. La demande nord-américaine constatée en 2008 tient principalement des effets qu'a eus le ralentissement de l'économie sur le secteur industriel. La production gazière au Canada est reliée au marché nord-américain du gaz par un réseau pipelinier sillonnant le continent sur des milliers de kilomètres et permettant à des acheteurs d'acquérir, puis de transporter, le gaz naturel à partir de différentes sources d'approvisionnement.

Le prix du gaz naturel a beaucoup fluctué ces dernières années, et cette volatilité s'est poursuivie en 2008 (figure 5.1). De nouveaux sommets ont été atteints en juillet, avant que la récession ne freine la demande au moment même où de nouvelles sources d'approvisionnement entraient en service. La réunion de ces deux événements a fait chuter le prix à moins de 6 $/MBTU durant la dernière partie de 2008. En outre, le prix du gaz est particulièrement sensible aux aléas météorologiques, réels ou appréhendés, qui peuvent provoquer de fortes fluctuations. Depuis 2001, l'absence d'excédents de capacité de production en Amérique du Nord s'est traduite par un marché tendu qui a alimenté la montée et l'instabilité du prix du gaz naturel. Toutefois, une augmentation de la production provenant du schiste et d'autres sources non classiques en Amérique du Nord a permis de compenser la baisse constante de la production classique et de détendre l'équilibre entre l'offre et la demande. Cela a aussi contribué à la diminution du prix au second semestre de 2008.

Figure 5.1 - Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Carrefour Henry (moyenne mensuelle)

Source : GLJ Publications Inc.

En outre, le prix du gaz naturel peut suivre la courbe de celui du pétrole. Or, en 2008, cette relation s'est de moins en moins vérifiée alors que le gaz naturel affichait un prix nettement inférieur à celui du pétrole en termes d'équivalent énergétique. Certains consommateurs, particulièrement dans le Nord-Est et le Sud-Est des États-Unis, ont la capacité d'alterner du gaz naturel au mazout pour répondre à leurs besoins de chauffage. Cette concurrence explique le lien, bien qu'imparfait, entre le prix du pétrole et celui du gaz naturel, qui fait qu'une augmentation du prix du brut amène une hausse du prix du gaz naturel. La chute du prix du pétrole et la crise financière mondiale durant la seconde moitié de l'année ont énormément affecté le prix du gaz naturel. En Amérique du Nord, ce prix, mesuré d'après le prix moyen sur trois jours au carrefour Henry, a atteint un sommet d'environ 13 $/MBTU en juillet 2008, avant de retraiter de moitié avant la fin de l'année. Pendant la période, il s'est situé en moyenne à 9 $US/MBTU, soit près de 30 % au-dessus de son niveau de 2007.

La production de gaz naturel est relativement constante durant l'année, tandis que la consommation est saisonnière. Afin d'équilibrer l'offre et la demande, on injecte le gaz dans des espaces de stockage souterrains durant l'été, d'où on peut le retirer en hiver. Le mois d'avril marque habituellement le début de la période de constitution des stocks (figure 5.2). Le Nord-Est des États-Unis et l'Est du Canada ont connu des températures très froides au début de 2008. Puisqu'il s'agit de régions de grande consommation, on a épuisé les stocks existants. Lorsque la saison de constitution des stocks a débuté, les réserves se situaient sous leur niveau de 2007 et sous la moyenne des cinq années précédentes. Cependant, ils n'ont pas cessé d'augmenter jusqu'à la fin d'octobre et ont presque rattrapé le niveau record de 2007 avant l'arrivée de la saison de chauffage 2008-2009, en novembre.

Figure 5.2 - Évolution des stocks nord-américains de gaz naturel

Sources : Canadian Enerdata Ltd., estimations de l'ONÉ, EIA

La production de gaz aux États-Unis a beaucoup augmenté en 2008, ce qui a permis de remplacer la baisse des importations de GNL (qui se sont élevées à la moitié de celles de 2007) et la production canadienne. Les températures beaucoup plus douces de l'été et de l'automne, par rapport à 2007, ont fait en sorte qu'il a été possible de reconstituer les stocks tout au long de 2008.

Le prix du gaz naturel de l'Ouest canadien, mesuré au carrefour AECO, en Alberta, situé près de nombreux réservoirs de stockage de gaz naturel à proximité de la Saskatchewan, a commencé l'année 2008 à 6,57 $/GJ. Il a ensuite atteint un sommet absolu pour le milieu de l'été à 11,22 $/GJ en juillet et son creux pré-saison de chauffage de 5,50 $/GJ en septembre, avant de remonter pour clore l'année à 6,07 $/GJ. Ce parcours a épousé celui du prix américain au carrefour Henry, aux États-Unis (figure 5.3). Même si les prix atteints en 2005 étaient plus élevés que ceux de 2008, en raison des interruptions d'approvisionnement provoquées par des ouragans, le prix moyen en 2008 a été globalement plus élevé de 5 % comparativement à la moyenne de 2005.

Figure 5.3 - Prix journalier au point AECO-C

Source : Platts

Le prix sur le marché de l'Est du Canada est cité au carrefour Dawn, situé près d'installations de stockage souterraines dans le sud-ouest de l'Ontario. Il intègre des frais de transport et de stockage. Ce prix a débuté l'année à 8,05 $US/MBTU, puis a monté jusqu'à son sommet de 13,63 $US/MBTU au début de juillet (figure 5.4). Comme pour le prix à AECO, le prix à Dawn, en Ontario, a perdu du terrain pendant tout l'automne et au début de l'hiver 2008, avant de terminer l'année à 6,20 $US/MBTU. La chute des prix des produits de base, y compris du gaz naturel, n'a pas été étrangère à la dépréciation du dollar canadien durant la seconde moitié de 2008. Cependant, dans l'ensemble, le prix du gaz naturel canadien a suivi la courbe empruntée par le gaz naturel aux États-Unis.

Figure 5.4 - Prix journalier à Dawn

Source : Platts

5.2 Offre gazière nord-américaine

La production de gaz naturel canadien en 2008 a été, en moyenne, de 458 Mm³/j (16,2 Gpi³/j), ce qui place le Canada au troisième rang mondial des producteurs de gaz, derrière les États-Unis et la Russie. Il occupe ce rang depuis 1982. En 2008, on a constaté un recul de la production d'environ 4 %, ou 18 Mm³/j (0,65 Gpi³/j), par rapport à 2007 (figure 5.5). C'est en Alberta que la baisse a été la plus marquée, à 5 %. Seules la Colombie-Britannique et les Maritimes ont enregistré des augmentations, respectivement de 1 % et de 7 %. La baisse de la production totale au pays depuis 2006 est liée au ralentissement des activités de forage dans l'Ouest canadien, qui a débuté cette année-là.

En 2008, la constatation que le Canada disposait d'énormes ressources potentielles de gaz de schiste, notamment au Québec, en Alberta et en Colombie-Britannique (figure 5.6), n'a pas manqué de susciter l'intérêt de la population. Même si on a dévoilé que les résultats d'exploration dans ces régions sont favorables, il reste que seule la formation de Montney, en Colombie-Britannique, a été mise en valeur. Depuis quelques années, on y produit d'énormes quantités de gaz de schiste; environ 8,5 Mm³/j (300 Mpi³/j) à la fin de 2008. Il s'agit d'une hausse de 62 % par rapport à la production de 2007. Le gaz de schiste provenant du gisement de Horn River, toujours en Colombie-Britannique, représentait environ 1,4 Mm³/j (50 Mpi³/j), le tout ajouté en 2008.

Même si l'industrie a concentré ses efforts sur le gaz de schiste canadien, il reste un potentiel considérable de méthane de houille (MH). En 2008, cette production s'est maintenue à une moyenne d'environ 21,4 Mm³/j (757 Mpi³/j)^[13], en hausse de 11 % par rapport à 2007. Toutefois, l'exploitation du MH à l'extérieur du BSOC continue de poser d'énormes défis. En 2008, Shell Canada s'est imposé un moratoire sur le forage dans la région de Klappan, dans le nord-ouest de la Colombie-Britannique, en réaction aux préoccupations des résidents de la région relativement à l'empreinte de l'exploitation pétrolière et gazière. Depuis, le gouvernement de la province a décrété un moratoire de deux ans sur les activités liées au MH dans cette région. Les consultations se poursuivent entre l'industrie, le gouvernement et la collectivité.

[13] La production de MH est parfois mélangée à celle d'autres formations peu profondes non constituée de charbon qu'aucune méthode ne permet de distinguer la source. Pour cette raison, il est probable que la production de MH soit légèrement surestimée.

À l'autre bout du pays, la production à l'île de Sable s'est élevée en moyenne à 11,7 Mm³/j (400 Mpi³/j); il s'agit d'une baisse de quelque 4 % environ par rapport à 2007. Au gisement McCully, au Nouveau-Brunswick, la production extracôtière est demeurée stable à plus ou moins 6 % de la production totale de la région, ou 0,8 Mm³/j (26,6 Mpi³/j).

En 2008, les ouragans Gustav et Ike ont provoqué la fermeture d'installations produisant près de 200 Mm³/j (7,0 Gpi³/j) dans le golfe du Mexique. À la fin de l'année, environ 42 Mm³/j (1,5 Gpi³/j) n'étaient toujours pas accessibles^[14]. Malgré cela, la production américaine de gaz sec, qui était en moyenne de 1,5 Gm³/j (52,3 Gpi³/j) en 2007, a atteint 1,6 Gm³/j (56,2 Gpi³) en 2008, une hausse phénoménale de 7,5 %. Cette augmentation provient principalement du schiste de Barnett, de Fayetteville et de Haynesville, au Texas, en Louisiane et en Arkansas, ainsi que des zones de sable peu perméable du Texas et de la région des Rocheuses américaines. Une offre surabondante a été le principal facteur de la baisse marquée du prix du gaz naturel, ainsi que du ralentissement des travaux de forage qui a suivi à la grandeur du continent, dont au Canada.

[14] EIA, Impact of the 2008 Hurricanes on the Natural Gas Industry, 2009.

Figure 5.5 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable, 2000-2008

a) Estimation

Sources : Organismes de réglementation provinciaux et territoriaux

Figure 5.6 - Zones de gaz de schiste les plus prometteuses en Amérique du Nord

Mise en valeur : Barnett, Fayetteville, Haynesville, Woodford, Marcellus, Montney et Horn River
Évaluation : Barnett/Woodford, Utica et Gothic
Nouveaux gisements : Croissance à moyen et long termes

Source : Figure modifiée à partir de celle de Ziff Energy Group

Nota : Les triangles longeant les lignes rouges représentent les fronts montagneux. Les sommets des triangles sont dirigés vers la masse terrestre qui a cédé le pas à des montagnes (c.-à-d. une faille chevauchante).

La capacité d'importation de GNL des États-Unis a considérablement augmenté en 2008, à la suite de l'ajout de deux nouveaux terminaux et de l'agrandissement des installations existantes. À la fin de l'année, cette capacité excédait 300 Mm3^/j (10 Gpi³/j), à partir de huit terminaux. En dépit de cette capacité accrue, les importations américaines de GNL n'ont été que de 27 Mm³/j (1,0 Gpi³/j), moins de la moitié des importations moyennes de 2007 (60 Mm³/j ou 2,1 Gpi³/j). La diminution des importations de GNL en 2008 s'explique par la demande plus forte et les prix plus élevés sur les autres marchés mondiaux. Ces marchés détournent les sources d'approvisionnement des États-Unis. La construction des premières installations canadiennes de GNL s'est poursuivie tout au long de l'année, et leur entrée en service est prévue en 2009. On y importera surtout du gaz sous forme de GNL qu'on réexpédiera vers le marché de la Nouvelle-Angleterre après l'avoir regazéifié.

5.3 Réserves de gaz naturel

Même si le Canada vient au troisième rang mondial pour la production de gaz naturel, il se classe au 21^e rang quant aux réserves, définies comme étant la quantité totale de gaz commercialisable dans les gisements découverts qui peut être extraite dans les conditions économiques actuelles. L'ONÉ estime que les réserves de gaz commercialisable à la fin de 2007 s'élevaient à 1 607 Gm³ (56,3 Tpi³) (tableau 5.1). Des ajouts de 139 Gm³ (4,9 Tpi³) en 2007 n'ont permis de remplacer que 78 % de la production de cette année-là. La diminution des réserves restantes reflète la baisse des activités de forage des sociétés d'exploration, après le sommet atteint en 2005. Les réserves initiales, c'est-à-dire l'ensemble des réserves découvertes au Canada jusqu'à la fin de 2007 abstraction faite de la diminution résultant de la production, ont augmenté en Alberta, en Colombie-Britannique et en Saskatchewan, et sont demeurées pratiquement inchangées dans les régions pionnières et en Ontario.

Tableau 5.1 - Réserves de gaz naturel au Canada

5.4 Consommation canadienne de gaz naturel

Le gaz naturel représente environ le quart de l'énergie consommée au Canada. On estime cette consommation à 216 Mm³/j (7,6 Gpi³/j) en 2008, soit environ 47 % de la production canadienne. Le Canada fait partie des cinq pays qui consomment le plus de gaz, et cette utilisation représente environ 3 % de la consommation mondiale.

La ressource gazière est utilisée principalement pour le chauffage des immeubles d'habitation et commerciaux, pour la production de chaleur à des usages industriels, pour la fabrication de produits chimiques en tant qu'élément de base et pour la production d'électricité. La demande canadienne de gaz naturel à des fins de chauffage, d'usage industriel et de production d'électricité (comprise dans les « ventes directes ») est demeurée passablement constante depuis l'an 2000 (figure 5.7).

Figure 5.7 - Consommation canadienne totale de gaz naturel et degrés-jours de chauffage^a)

a) Les degrés-jours de chauffage (DJC) forment un indice permettant de présenter la demande d'énergie nécessaire pour alimenter les foyers, les entreprises, etc. Les DJC représentent le nombre total de degrés pour les jours d'une année où la température moyenne baisse sous 18,3 ^oC.
b) Estimation

Sources : Statistique Canada, estimations de l'ONÉ, Association canadienne du gaz

Malgré l'augmentation du nombre d'immeubles résidentiels et commerciaux, la consommation de gaz naturel a très peu varié depuis l'an 2000, sa croissance se situant à environ 0,7 % en moyenne par année. Cette situation est en partie attribuable aux températures hivernales que le Canada a connues ces dernières années. En effet, quatre des huit dernières années figurent parmi les dix plus chaudes que le Canada a vécues^[15]. L'année 2008 a été légèrement plus froide que la précédente, tout en ayant été 0,7 ºC au-dessus de la normale, selon Environnement Canada. Outre les températures, ces dernières années, l'augmentation du prix du gaz naturel et de l'amplitude des variations de prix ont freiné la consommation, particulièrement dans les industries sensibles au prix.

[15] Environnement Canada, Bulletin des tendances et des variations climatiques, Annuel 2008, 19 janvier 2009

La tourmente économique qui a secoué les marchés financiers mondiaux au cours de 2008 demeure le facteur qui a le plus influé sur la consommation de gaz naturel. La récession aux États-Unis a provoqué un ralentissement de l'activité dans le secteur industriel, un effondrement des prix des produits de base et un resserrement du crédit. Les secteurs manufacturier et industriel canadiens n'ont pas échappé à cette conjoncture de récession, avec comme conséquence que la consommation y a diminué de 3 % durant l'année.

Le gaz naturel sert à la fois à produire de l'électricité et de la vapeur. Cette dernière est utilisée dans la séparation du bitume in situ ainsi que dans la production d'hydrogène pour la valorisation du bitume dans des mélanges de brut synthétique. Depuis quelques années, on assiste à une forte croissance de la consommation de gaz naturel dans le secteur de l'exploitation des sables bitumineux en Alberta (figure 5.8). En 2008, elle a totalisé près de 30 Mm³/j (1,1 Gpi³/j), soit plus du triple des volumes consommés en l'an 2000. Même si la production dans les usines de valorisation a diminué de 2 % durant la deuxième partie de l'année, la production in situ a augmenté, dans l'ensemble, par rapport à l'année antérieure.

Figure 5.8 - Besoins annuels moyens de gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux

a) Estimation

Sources : ONÉ, ERCB

Certes gros consommateur de gaz naturel, l'industrie des sables bitumineux déploie des efforts pour réduire sa dépendance. Parmi les voies explorées, il y a l'amélioration de l'efficacité énergétique et l'adoption de combustibles et de technologies de rechange, comme la gazéification du bitume, qui fournira la charge d'alimentation pour le projet de DGMV avec usine de valorisation d'OPTI/Nexen à Long Lake, où l'exploitation a commencé vers la fin de 2008.

À plus long terme, on s'attend à ce que la gazéification du bitume, si elle est jugée rentable, prenne de plus en plus d'importance comme solution de rechange au gaz naturel, tant dans les activités de séparation in situ que dans celles de valorisation. En outre, des améliorations et des modifications apportées à la méthode de DGMV et l'arrivée d'autres technologies, comme l'injection d'air verticale puis horizontale (THAI^MC), commenceront à jouer un rôle plus prépondérant. La technologie de combustion THAI^MC pour la séparation du bitume in situ repose sur le forage d'un puits d'injection d'air vertical et d'un puits de production horizontal. Le gros de la chaleur nécessaire pour faire s'écouler le bitume provient d'un processus de combustion qui se déroule à l'intérieur du réservoir, ce qui réduit la nécessité de recourir au gaz naturel par rapport à d'autres méthodes de récupération utilisant la chaleur. Ainsi, malgré les prévisions d'augmentation de la demande de gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux, cette progression ne se fait pas à un rythme aussi rapide que celui caractérisant la production elle-même.

5.5 Exportations et importations canadiennes de gaz naturel

Les exportations de gaz naturel en 2008 ont été évaluées à 282 Mm³/j (10 Gpi³/j), soit environ 16 % de la consommation estimative des États-Unis. Le Centre-Midwest et le Nord-Est des États-Unis sont les principaux marchés d'exportation du gaz naturel canadien. Tout compte fait, le Canada a exporté moins de gaz naturel aux États-Unis durant la majorité des mois de 2008 que de 2007 (figure 5.9). Même si le National Climatic Data Center des États-Unis a révélé que l'année 2008 avait été l'année la plus froide depuis dix ans^[16], la faiblesse de l'économie et l'augmentation de la production américaine de gaz naturel ont entraîné une baisse des importations de gaz provenant du Canada.

[16] 2008 Annual Climate Review U.S. Summary, National Climatic Data Center, 20 janvier 2009

Figure 5.9 - Volumes mensuels d'exportations et d'importations de gaz naturel

Source : ONÉ

Le volume brut de gaz naturel exporté aux États-Unis était en baisse de 4 % par rapport à 2007. Les exportations nettes (soit les exportations brutes dont on a soustrait les importations) se sont élevées à 239 Mm³/j (8,4 Gpi³/j) en 2008, un chiffre inférieur d'environ 8 % aux exportations nettes observées en 2007, qui avaient atteint 258 Mm³/j (9,1 Gpi³/j).

Au Canada, en 2008, les recettes provenant des exportations de gaz ont enregistré une hausse considérable par rapport à celles de 2007. Malgré la diminution des volumes exportés, les prix extrêmement élevés de la première moitié de l'année ont fait en sorte que le prix moyen en 2008 a surpassé de quelque 20 % celui de 2007. Ainsi, les recettes nettes d'exportation ont été d'environ 28 milliards de dollars, en hausse de 15 % comparativement à 2007. On ne s'attend pas à ce que le prix moyen du gaz naturel soit aussi élevé en 2009. Étant donné la diminution prévue de la demande de gaz canadien aux États-Unis, attribuable au ralentissement de l'économie et à la croissance de la production locale, l'Office ne s'attend pas à ce que les recettes nettes d'exportation en 2009 soient aussi élevées qu'en 2008.

L'infrastructure pipelinière permet l'acheminement du gaz à l'intérieur d'un réseau offrant de multiples options pour les marchés de l'Est. Par conséquent, quand les conditions sont favorables, il est possible d'importer du gaz naturel à partir de points précis situés en Ontario. Même si le Canada est un exportateur net de gaz naturel, on estime à 44 Mm³/j (1,5 Gpi³/j) les importations en Ontario en 2008 à partir des États-Unis (figure 5.10).

Figure 5.10 - Offre et utilisation de gaz naturel en 2008

5.6 Liquides de gaz naturel (exception faite des pentanes plus)

Les LGN sont des hydrocarbures légers extraits, sous forme liquide, du gaz naturel par un procédé de séparation dans des usines de traitement du gaz. Ils peuvent aussi provenir du raffinage du pétrole brut et des procédés de valorisation. Aux fins du présent exposé, les LGN comprennent l'éthane, le propane et le butane. L'essence naturelle, aussi appelée pentanes plus ou condensat, est abordée dans la section consacrée au pétrole brut.

Les prix du propane et du butane ont grimpé durant la première moitié de 2008, soutenus par la flambée des prix du pétrole et la demande de produits chimiques en Amérique du Nord. Par la suite, toutefois, comme le prix du brut, ils ont chuté. Le prix du propane à Mont Belvieu, principal carrefour pour les LGN aux États-Unis, est parti d'une moyenne historique record de 169,3 cents US le gallon en août 2008 pour aboutir à 69,5 cents US le gallon en décembre.

En 2008, on estime que la production canadienne de propane se chiffrera à 31,3 103m³/j (197,2 kb/j), ce qui représente une diminution de 0,8 % par rapport à 2007. Selon les estimations, la production de propane des usines à gaz s'élèvera, en 2008, à 27,7 10³m³/j (174,5 kb/j), soit une légère baisse (0,2 %) quand on la compare à celle de l'année précédente. La production estimative de propane dans les raffineries a baissé de 5,7 % pour s'établir à 3,5 10³m³/j (22,2 kb/j). Ce recul est attribuable à une baisse de production des raffineries par rapport à 2007.

D'après les estimations pour 2008, la production d'éthane dans les usines à gaz s'établira à 38,0 10³m³/j (239,2 kb/j), soit 0,9 % de moins qu'en 2007. Cette situation est attribuable à la récession qui frappe les États-Unis et qui s'est répercutée sur la charge d'alimentation pétrochimique. En 2008, on estime que la production canadienne de butane totalisera 25,0 10³m³/j (157,3 kb/j); il s'agit d'une hausse de 1,9 % par rapport aux résultats de 2007. Quant à la production de butane dans les raffineries, on l'estime à 8,0 10³m³/j (50,4 kb/j), alors que celle de butanes provenant des usines à gaz devrait atteindre 16,0 10³m³/j (101,1 kb/j). Ces chiffres indiquent des augmentations respectives de 6,7 % et 1,6 % par rapport à l'année précédente.

En 2008, les exportations de propane sont estimées à 17,7 10³m³/j (111,3 kb/j), une diminution de 5 % comparativement à 2007. Dans le cas du butane, on s'attend à ce que les exportations atteignent 4,2 10³m³/j (26,2 kb/j), une majoration de 9,1 % en comparaison de 2007. C'est principalement vers le PADD II (Midwest) que les exportations de propane et de butane ont été acheminées, une région représentant respectivement 57,8 % et 54,4 % de toutes les exportations des deux produits précités. Venait ensuite la côte Est des États-Unis (PADD I), avec respectivement 23,9 % et 31,6 %. La baisse des exportations de propane est liée à celle de la production de ce produit et à la demande intérieure plus forte. En ce qui a trait à l'augmentation des exportations de butane, elle s'explique surtout par la hausse de la production et la baisse de la demande canadienne de charge d'alimentation de raffinerie.

Même si le volume de propane exporté a été moindre en 2008, les prix records ont fait en sorte que les recettes d'exportation estimatives ont augmenté de 17,1 % pour l'année, atteignant 2,7 milliards de dollars. Les recettes d'exportation de butane étaient également en hausse, de 35,5 %, pour se chiffrer à 748 millions de dollars. Ici encore, l'augmentation provient des prix records et des volumes d'exportation plus élevés. Les recettes d'exportation des deux produits ont totalisé près de 3,4 milliards de dollars.

5.7 Perspectives

Gaz de schiste

L'existence de dépôts de gaz de schiste partout en Amérique du Nord (figure 5.6) a créé beaucoup d'optimisme et a accru l'activité de l'industrie afin de mettre cette ressource en valeur au Canada. Actuellement, des efforts sont déployés pour évaluer ce potentiel en Colombie-Britannique (bassin de Horn River et région de Montney), dans le Sud de l'Alberta et de la Saskatchewan (schistes de Colorado), au Québec (schistes d'Utica) et au Canada atlantique (schistes du groupe Windsor). Dans chaque cas, l'état d'avancement de la mise en valeur ou de l'expérimentation est différent. La production de gaz de schiste dans la région de Montney a connu une hausse appréciable en 2008, et la production dans les schistes du bassin de Horn River a commencé. Même si l'on prévoit que la croissance se poursuivra en 2009, motivée par l'intérêt de l'industrie en dépit du ralentissement récent de l'économie, ce mouvement devrait être plus modéré qu'en 2008.

Bien que le potentiel paraisse énorme, on ignore encore dans quelle mesure les ressources schisteuses pourront être véritablement exploitées. La contribution à court terme du Canada dans ce domaine pourrait être freinée par des facteurs comme la nécessité d'évaluer la viabilité des installations, l'optimisation des activités et le besoin de mettre en place une infrastructure pour le raccordement aux principaux pipelines. D'autres éléments doivent être pris en considération, comme l'environnement, en raison de l'utilisation intensive d'eau que nécessite l'exploitation du gaz de schiste. En outre, le gaz de schiste du bassin de Horn River renferme 12 % de CO², et sa production pourrait accroître de façon notable les émissions canadiennes de CO², à moins qu'on puisse le réinjecter dans le sol. Les exploitants locaux examinent la possibilité d'emprisonner le CO² dans des formations poreuses situées à plusieurs kilomètres sous la surface.

Enfin, si le gaz de schiste canadien devient une source d'approvisionnement fiable et de longue durée pour le panier d'énergies nord-américain, son utilisation pourrait s'étendre énormément, en remplacement du pétrole et du charbon, pour réduire les émissions de GES et améliorer la continuité de l'approvisionnement en énergie.

Gaz naturel liquéfié

Le commerce mondial du GNL permet la mise en valeur et le transport des ressources de gaz naturel considérables autour du monde, afin de compléter la production intérieure. Les réserves mondiales prouvées de gaz naturel sont environ vingt fois supérieures aux réserves prouvées nord-américaines. Même si elle est le principal producteur de gaz naturel dans le monde, l'Amérique du Nord a toujours importé du GNL pour compléter sa production intérieure et fournir une option importante visant à assurer un approvisionnement fiable et sûr.

La récession actuelle et les prix plus bas et volatils de l'énergie auront sans doute comme effet d'étouffer la demande de gaz naturel et de rendre moins pressants les besoins de nouveaux terminaux méthaniers en Amérique du Nord, mais il demeure qu'à long terme, on devrait assister à une croissance de la demande d'énergie et de gaz naturel. La production accrue des schistes et d'autres ressources non classiques de gaz a aussi aidé à annuler le déclin constant de la production des sources classiques et peut réduire ou repousser le besoin immédiat d'importations de GNL.

À plus long terme, la reprise économique et les initiatives environnementales en faveur d'une réduction de l'utilisation d'autres combustibles fossiles et des émissions de GES pourraient amener une demande considérable pour le gaz naturel et le GNL. L'étendue des efforts en Amérique du Nord pour se tourner vers d'autres sources énergétiques que le gaz naturel déterminera dans une large mesure les besoins globaux de GNL. L'Office a récemment publié une évaluation du marché de l'énergie dans laquelle il présente la dynamique des marchés mondiaux du gaz naturel et du GNL en plus de faire état du besoin probable d'importer du GNL à l'avenir en Amérique du Nord et de la disponibilité de la ressource, ainsi que des répercussions possibles sur les marchés canadiens du gaz naturel et sur la mise en valeur du GNL^[17].

[17] ONÉ, Gaz naturel liquéfié : perspective canadienne, 2008

En prévision de la croissance des besoins gaziers en Amérique du Nord, de nombreuses propositions sont envisagées pour agrandir les terminaux existants aux États-Unis et au Mexique ainsi que pour construire de nouvelles installations de réception de GNL. Étant donné le degré d'intégration du marché et de l'infrastructure du gaz naturel en Amérique du Nord, il est probable que les terminaux méthaniers installés au Canada desserviront aussi bien le marché intérieur qu'américain. L'intensité de l'utilisation des installations méthanières en Amérique du Nord et la disponibilité à long terme de l'approvisionnement seront en grande partie déterminée par des éléments de concurrence comme les conditions commerciales et les joueurs en présence, notamment le contenu de leurs divers accords d'approvisionnement, les marchés et les besoins de GNL dans d'autres régions du globe.

Le premier terminal méthanier canadien (Canaport LNG, à Saint John, au Nouveau-Brunswick) devrait entrer en service au milieu de 2009. La perspective d'une grande production de gaz de schiste et d'une diminution des besoins d'exportation de gaz vers les États-Unis a suscité deux propositions d'aménagement d'un terminal méthanier pour l'exportation à Kitimat, en Colombie-Britannique. Le nombre potentiel de projets de GNL qui verront le jour au Canada demeure incertain. De façon générale, les projets envisagés et existants visent des endroits qui les mettraient en concurrence avec d'autres terminaux méthaniers en Amérique du Nord ou dans le reste du monde.

6. Électricité

6.1 Initiatives régionales

En 2008, l'industrie de l'électricité a ajouté de nouvelles infrastructures et déployé beaucoup d'efforts pour maintenir un approvisionnement suffisant et assurer la fiabilité du réseau. Parmi les initiatives, on note de nouvelles infrastructures et de multiples projets, annonces et programmes d'institutions et de gouvernements de partout au pays, tous axés sur l'énergie propre.

Ouest canadien

BC Hydro a donné son aval à un appel de propositions aux producteurs indépendants afin d'utiliser la biomasse à prédominance forestière, notamment les résidus des scieries et les débris produits par l'exploitation de la forêt. Elle a également lancé un programme d'offre permanente comprenant des projets d'énergie renouvelable de moins de 10 MW et a dévoilé un appel d'offres pour de l'énergie propre provenant de grands projets d'énergie renouvelable, avec l'intention d'acheter chaque année jusqu'à 5 000 GWh.

Le gouvernement de l'Alberta a déposé une réglementation visant à favoriser le développement des petites centrales. Désormais, les clients albertains pourront réaliser leurs projets de production d'électricité « écologique » de petite taille et recevoir un crédit pour toute électricité excédentaire qu'ils produiront et ajouteront au réseau. La capacité de ces micro-installations ne doit pas dépasser 1 MW et l'électricité doit être produite au moyen d'une technologie d'énergie renouvelable (éolienne ou solaire, biomasse ou hydroélectricité à petite échelle).

SaskPower a annoncé son intention d'aller de l'avant avec un projet-pilote de CSC à sa centrale alimentée au charbon de Boundary Dam. Le projet, réalisé dans le cadre d'un partenariat entre le gouvernement et l'industrie, vise à reconstruire et à moderniser l'unité 3 de Boundary Dam en la dotant de la technologie de capture de CO². L'objectif est de démontrer les avantages techniques, environnementaux et économiques de cette technologie.

Manitoba Hydro a continué à étendre ses programmes Éner Sages en 2008 par l'instauration, entre autres choses, de nouvelles mesures incitatives pour la production d'électricité à partir de la biomasse. Ce programme aidera les utilisateurs qui ont des capacités de production décentralisée grâce à la biomasse, en leur fournissant des services d'évaluation de la faisabilité et de construction en vue de la production.

Ontario et Québec

En 2008, l'Ontario a invité les producteurs d'énergie renouvelable à présenter des soumissions pour la production de 500 MW supplémentaires d'énergie verte. Les dernières modalités de la demande de propositions, qui porte sur les projets de production de plus de 10 MW, ont été fixées. Il s'agit du premier volet d'un processus d'approvisionnement en énergie renouvelable ayant pour but de lutter contre le changement climatique grâce à l'ajout de 2 000 MW d'énergie verte au réseau de production d'électricité de l'Ontario.

L'objectif d'Hydro Québec d'économiser 8 TWh d'électricité d'ici 2015 a été porté à 11 TWh, ce qui représente environ 6 % de la consommation annuelle prévue. En outre, l'objectif de 4,3 TWh établi pour 2010 a été revu à la hausse à 5 TWh. S'il atteint son objectif pour 2015, le Québec réalisera des économies annuelles équivalant à la consommation d'environ 550 000 habitations dans la province.

Canada atlantique

En 2008, le gouvernement du Nouveau-Brunswick a procédé à une analyse de la situation actuelle du marché de l'électricité dans la province. Le rapport final examinera la structure du marché de l'électricité et ses répercussions sur la composition et la gouvernance du groupe d'entreprises d'Énergie NB. Le Nouveau-Brunswick a également rendu public un rapport préliminaire, dans lequel sont explorés divers modèles possibles pour encourager la production communautaire d'énergie éolienne, ainsi qu'un rapport intitulé L'évaluation environnementale stratégique du développement de la production d'énergie marémotrice à partir de l'eau entrante. Ce dernier indique qu'il serait possible de produire de l'électricité de cette façon au Nouveau-Brunswick sur les eaux côtières de la baie de Fundy.

Le gouvernement de l'Île-du-Prince-Édouard a rendu public un document en trois parties intitulé Securing Our Future qui expose sa politique environnementale et énergétique. Le premier volume renferme un plan en dix points qui explique comment la province entend s'y prendre pour atteindre son objectif de production d'énergie éolienne de 500 MW d'ici 2013. On y examine également les dilemmes que pose l'intermittence du vent ainsi que les moyens de surmonter cette difficulté pour remplacer toute baisse de capacité. Le deuxième volume explore les biocombustibles et la biomasse et définit la stratégie et la vision de la province en matière d'énergie. Le troisième volume, enfin, traite des changements climatiques et du réchauffement de la planète. Puisque la province importe près de 85 % de l'énergie qu'elle consomme, principalement sous forme de pétrole, sa stratégie vise à réduire le degré de dépendance à l'égard de ce produit.

6.2 Prix de l'électricité

Au Canada, les prix de l'électricité dépendent des marchés régionaux. Dans la plupart des provinces, les prix sont fondés sur le coût de la prestation des services aux consommateurs et tiennent compte d'un taux de rendement réglementé pour les actifs de production, de transport et de distribution. Les coûts sont approuvés par des organismes de réglementation provinciaux et, parfois, municipaux. Au besoin, les coûts d'une nouvelle centrale, généralement plus élevés que ceux des « actifs patrimoniaux », doivent aussi être approuvés et intégrés à l'ensemble, ce qui pousse les coûts moyens vers le haut. Ce modèle vaut pour la plupart des provinces et territoires. En Alberta, toutefois, ce sont les forces concurrentielles du marché de gros qui fixent les coûts de production. L'Ontario marie les deux méthodes avec un mélange de prix patrimoniaux pour les centrales hydroélectriques, nucléaires et au charbon, et de prix en fonction du marché pour la nouvelle production.

En général, on trouve les prix les plus bas dans les provinces riches en ressources hydrauliques, soit le Québec, le Manitoba et la Colombie-Britannique, qui profitent d'une grande proportion d'actifs patrimoniaux à faible coût, comme des centrales hydroélectriques ayant des coûts en combustibles minimes et dont les coûts en capital ont été amortis en bonne partie. Le prix de l'électricité est plus instable dans les provinces et territoires qui dépendent beaucoup des combustibles fossiles et il augmente plus rapidement là où il faut avoir recours à de nouvelles installations coûteuses de production et de transport.

La figure 6.1 présente le coût moyen de l'électricité, d'une année à l'autre, pour une habitation type dans diverses villes canadiennes. Elle illustre les tarifs au 1^er avril. Les prix à Charlottetown et à Edmonton ont connu des hausses marquées, tandis qu'ils ont diminué dans les villes de l'Ontario.

Figure 6.1 - Prix de l'électricité dans le secteur résidentiel au Canada
(D'après le taux au 1^er avril et une consommation mensuelle de 1 000 kWh)

Source : Hydro-Québec - Comparaison des prix de l'élecricité dans les grandes villes nord-américaines

Le coût de l'électricité pour les résidents de l'Île-du-Prince-Édouard est constitué en grande partie d'un taux fixe et d'un mécanisme d'ajustement du coût énergétique. Ce mécanisme ajoute au coût total quand le prix des combustibles fossiles est élevé. Puisque cette forme d'énergie a été plus coûteuse au printemps 2008 que l'année précédente, les tarifs ont augmenté dans la province par rapport à un an plus tôt.

Les résidents de l'Alberta ont la possibilité de choisir entre un taux contractuel concurrentiel ou une option constituée d'un tarif réglementé établi tous les mois. Jusqu'en 2010, le tarif réglementé tiendra davantage compte du coût projeté de l'électricité pour le mois suivant que d'une projection à long terme de ce coût. L'écart entre le tarif réglementé entre avril 2007 et avril 2008 représente la plus grande partie de l'augmentation des tarifs à Edmonton.

Les résidents de l'Ontario peuvent choisir entre un taux contractuel ou une grille tarifaire réglementée qui est préparée pour l'année. Cette grille repose sur une prévision des tarifs de gros et sur la production d'électricité dans les centrales réglementées. Les tarifs proposés pendant presque toute l'année ont été inférieurs à ceux de l'année précédente, phénomène qui explique la baisse des tarifs à Toronto et à Ottawa. Toutefois, la moyenne des prix de gros a été légèrement plus élevée, ce qui fait que les tarifs de la grille réglementée ont été majorés en novembre 2008.

6.3 Fiabilité du service d'électricité

La fiabilité du réseau de production-transport d'électricité (RPTE) est assurée par la suffisance de la production, tandis que la fiabilité de l'exploitation relève de la production et du transport. L'exploitation du RPTE à l'intérieur d'un certain nombre de paramètres est vitale pour maintenir sa fiabilité, malgré les perturbations et les imprévus pouvant survenir.

Les normes relatives à la fiabilité élaborées par la North American Electric Reliability Corporation (NERC) et/ou par les organismes régionaux de la NERC qui veillent sur la fiabilité du réseau ont un caractère obligatoire aux États-Unis. Au Canada, chaque province choisit d'adopter les normes de la NERC ou des normes compatibles. Ainsi, en Colombie-Britannique et en Alberta, l'utilisation des normes de la NERC est inscrite dans la loi, tandis qu'en Ontario et au Nouveau-Brunswick, ce sont les règles du marché qui encadrent le transport de l'électricité. En Saskatchewan et au Manitoba, les normes sont incluses dans les contrats signés avec la Midwest Reliability Organization (branche régionale de la NERC). Pour ce qui est du Québec, TransÉnergie élabore les normes de fiabilité que l'organisme de réglementation provincial, la Régie de l'énergie, approuve.

En avril 2008, l'Office a envoyé des lettres aux propriétaires de lignes internationales de transport d'électricité pour leur indiquer qu'il envisageait la possibilité de modifier le Règlement de l'Office national de l'énergie concernant l'électricité pour y introduire des normes de fiabilité obligatoires à l'égard de telles lignes de transport. L'Office examine divers moyens de modifier le règlement pour tenir compte des particularités régionales.

Les efforts de l'ONÉ sont motivés par la panne d'électricité sérieuse qui a touché l'Ontario et le Nord-Est des États-Unis en août 2003. Bien qu'il n'existe actuellement aucun indicateur de tendance en matière de fiabilité du réseau électrique dans son ensemble, la NERC poursuit son travail en vue de mettre de telles mesures au point. À titre d'exemple, on constate une diminution du nombre de perturbations du réseau électrique depuis 2003. Selon la NERC, l'élaboration de normes obligatoires et la plus grande attention accordée à la fiabilité par les exploitants du RPTE ont permis d'accroître la fiabilité ces dernières années.

6.4 Production d'électricité

La production canadienne d'électricité a diminué en 2008, passant de 607 TWh à 601 TWh (tableau 6.1). Par contre, la production hydroélectrique a augmenté et est passée de 366 TWh à 369 TWh, phénomène attribuable aux niveaux d'eau favorables dans les provinces productrices d'hydroélectricité. La production thermique a reculé, de 150 TWh qu'elle était en 2007 à 139 TWh en 2008, en raison du ralentissement économique et des prix plus élevés des combustibles. En ce qui a trait à la production nucléaire, elle est demeurée stable. La production en Ontario a neutralisé l'interruption survenue au Nouveau-Brunswick. Quant à la production éolienne, elle a progressé de plus de 20 % pour atteindre 3,6 TWh.

Tableau 6.1 - Production d'électricité (en TWh)

De nombreux modes de production, qu'ils soient classiques ou qu'ils fassent appel à des technologies émergentes (p. ex., l'éolien, les petites centrales hydroélectriques et la biomasse) ont été proposés un peu partout au Canada en 2008. Voici un résumé des principaux projets de production qui sont envisagés dans les diverses régions.

SaskPower ajoutera en 2010 deux centrales de pointe à cycle simple de 94 MW alimentées au gaz naturel afin de satisfaire à la charge grandissante due à la croissance démographique et économique de la province. Les turbines au gaz naturel sont également perçues comme une technologie « verte » de rechange, en particulier dans les provinces actuellement équipées de centrales électriques alimentées au pétrole et au charbon.

La construction de la centrale de Wuskwatim au Manitoba s'est poursuivie l'année dernière, avec l'achèvement de la première phase des travaux d'excavation et d'érection de la ligne de transport. Ce projet est la première collaboration au Canada entre un groupe de Premières Nations et une entreprise de services publics touchant la construction et la propriété d'une grande centrale hydroélectrique.

En Ontario, deux grandes centrales alimentées au gaz naturel d'une capacité combinée de près de 1 500 MW sont entrées en service dans des endroits de forte demande (Sarnia et Toronto). Ces centrales procureront une partie de la capacité exigée pour retirer progressivement du service les centrales alimentées au charbon de la province. La production d'électricité dans ces dernières est tombée à un niveau inédit depuis une dizaine d'années, tandis que la production éolienne et celle des centrales au gaz n'a pas cessé d'augmenter, tant en termes de puissance installée que de production d'électricité.

Au Québec, 2008 a marqué la mise en service partielle des centrales hydroélectriques de Chute-Allard et de Rapides-des-Coeurs. À leur entrée en service intégrale, au milieu de 2009, elles auront une capacité totale de 139 MW. La centrale de 385 MW de Péribonka a été achevée au cours de l'année; elle ajoutera annuellement environ 2,2 TWh d'énergie propre au réseau. Hydro-Québec a décidé d'aller de l'avant avec la modernisation de la centrale nucléaire Gentilly 2, à Bécancour. Le projet, qui sera réalisé de la fin de 2010 jusqu'au milieu de 2012, coûtera 1,9 milliard de dollars. Les travaux à cette centrale d'une capacité de 675 MW permettront de continuer à l'exploiter jusqu'en 2040 et fourniront, chaque année, environ 5,0 TWh d'énergie sans émissions.

Au Nouveau-Brunswick, Énergie NB procède actuellement à la modernisation du réacteur nucléaire de Pointe Lepreau. Entrepris en mars 2008, les travaux devraient permettre la remise en service du réacteur à la fin de 2009 ou au début de 2010. La centrale de Pointe Lepreau produit jusqu'à 30 % de l'électricité de la province et compte parmi les moins coûteuses à exploiter du réseau électrique d'Énergie NB. Les études portant sur la viabilité de l'ajout d'un deuxième réacteur nucléaire à cette centrale ont conclu qu'un modèle commercial était envisageable à certaines conditions, notamment la capacité de signer des contrats d'approvisionnement à long terme. Un deuxième réacteur délogerait le pétrole au Nouveau-Brunswick et à l'Île-du-Prince-Édouard ainsi que le charbon en Nouvelle-Écosse.

Éolien

Selon l'ACEE, la capacité totale de production d'énergie éolienne s'élevait à environ 2 370 MW à la fin de 2008, soit l'énergie nécessaire pour alimenter plus de 680 000 foyers. Cela représente environ 1 % de toute la demande d'électricité au Canada. La capacité éolienne au Canada a augmenté de 34 % par rapport à 2007, ce qui place le pays au 16^e rang dans le monde. Le Canada est devenu officiellement le 12^e pays à dépasser une capacité de 2 000 MW.

À la fin de 2008, l'Ontario occupait le premier rang au pays, avec une puissance installée de 782 MW. Elle est suivie du Québec et de l'Alberta, qui ont respectivement une capacité de 532 MW et de 524 MW (figure 6.2).

Figure 6.2 - Parcs éoliens au Canada

Source : ACEE

6.5 Demande d'électricité

Depuis quelques années, la croissance de la demande d'électricité au Canada a montré des signes d'essoufflement. Cela s'explique, en partie, par les efforts d'économie et d'efficacité et, en partie également, par un ralentissement des activités dans certaines industries. Les estimations initiales pour 2008 indiquent que la demande a diminué, de 576 TWh en 2007 à 568 TWh (tableau 6.2).

Tableau 6.2 - Production et utilisation d'électricité (en TWh)

Les tendances varient selon les régions en ce qui a trait à la croissance de la demande. En Colombie-Britannique, les mesures accrues de conservation, combinées à la baisse de la demande industrielle, ont réduit la consommation d'électricité de 2 % par rapport à 2007. En Alberta, la consommation a continué d'augmenter, ce qui a forcé la province à importer de l'électricité de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan. Dans cette dernière province, la consommation est restée inchangée en comparaison avec 2007, tandis que le Manitoba a enregistré la plus forte croissance au pays, soit de 5 %. Afin de répondre à la hausse de la demande, le Manitoba a accru sa production de 3 % et réduit ses exportations de 6 % par rapport à l'année précédente.

Par contre, résultat du ralentissement économique, la demande a diminué de 3 % en Ontario et de 2 % au Québec. Malgré cela, la production (au même titre que les exportations) de ces deux provinces a connu une forte augmentation.

Dans les provinces de l'Est, la récession - comme la baisse de la demande totale qu'elle a occasionnée - a atténué les craintes d'une insuffisance de l'offre. L'industrie manufacturière a été durement frappée, et les fermetures d'usines ont contribué à diminuer la demande d'électricité. Les travaux de modernisation de la centrale de Pointe Lepreau ont amené une baisse de production de 16 % au Nouveau-Brunswick et ont obligé la province à importer beaucoup plus d'électricité qu'à l'habitude. Terre-Neuve-et-Labrador indique que la consommation d'électricité de la province a augmenté en 2008.

Dans les territoires du Nord, les tendances sont variées. Il semble que la consommation ait reculé de 3 % au Yukon en 2008, tandis qu'elle est demeurée relativement stable dans les Territoires du Nord-Ouest et qu'elle a augmenté de 4 % au Nunavut durant la même période.

6.6 Exportations et importations d'électricité

Les exportations d'électricité étaient en hausse de 13 %, de 49 TWh en 2007 à 56 TWh en 2008. Elles ont dépassé de 40 % la moyenne de 39 TWh de cinq dernières années. En ce qui a trait aux importations, elles ont progressé, passant de 18 TWh à 24 TWh durant l'année. Elles ont ainsi surpassé d'environ 10 % la moyenne des cinq dernières années, qui s'établissait à 21 TWh. Les recettes tirées des exportations canadiennes d'électricité en 2008 ont atteint environ 3,8 milliards de dollars, comparativement à 3,1 milliards de dollars en 2007, ce qui représente une hausse de 22 %.

Au Canada, les besoins en électricité sont généralement plus grands en hiver, ce qui fait que les importations d'électricité en provenance des États-Unis surviennent surtout durant cette saison, lorsque les besoins de chauffage sont plus marqués.

Les exportations nettes ont augmenté de 4 %, passant de 31 TWh en 2007 à 32 TWh en 2008. En outre, elles ont presque été le double de la moyenne des cinq dernières années, qui était de 18 TWh. La figure 6.3 illustre les transferts internationaux et interprovinciaux d'électricité.

Figure 6.3 - Transferts internationaux et interprovinciaux d'électricité - 2008^a) (en GWh)

L'augmentation des exportations et des recettes qu'elles génèrent s'explique par le fait que les niveaux d'eau ont été favorables dans les provinces productrices d'hydroélectricité et par la croissance des exportations en Ontario. Les exportations du Québec étaient en hausse par rapport à 2007, tandis que celles de la Colombie-Britannique et du Manitoba ont légèrement fléchi. Pour la première fois depuis des décennies, c'est l'Ontario qui a été le plus gros exportateur, à 125 % de plus que la moyenne des cinq années précédentes. Les importations ont aussi augmenté en Ontario, tandis qu'au Québec et au Manitoba, elles ont enregistré une baisse notable par rapport à 2007. Pour la sixième année de suite, la balance commerciale de la Colombie-Britannique a alterné. La province avait déclaré des exportations nettes de 3,1 TWh en 2007, alors qu'en 2008, elle déclarait des importations nettes de 3,4 TWh.

6.7 Perspectives

Dans leur planification de la suffisance de l'offre pour l'avenir, les entreprises de services publics et les organismes de réglementation examinent attentivement les énergies renouvelables, les mesures de conservation et les moyens d'améliorer l'efficacité.

De nombreux projets éoliens en construction entreront en service sous peu. De ce fait, malgré les perspectives économiques peu encourageantes, le nombre de nouvelles installations, en 2009, pourrait surpasser celui des installations achevées en 2008. Dans ce cas, le Canada pourrait franchir le seuil des 3 000 MW de capacité éolienne en 2009. L'intégration de la nouvelle capacité de production éolienne au réseau ne se fera pas sans difficulté. Heureusement, les énormes ressources hydroélectriques du Canada, qui représentent environ 60 % de toute l'électricité produite, pourront prendre la relève de l'énergie éolienne intermittente, ce qui donnera la possibilité d'intégrer encore plus d'énergie éolienne dans le réseau. Il s'agit d'un avantage dont le Canada pourra tirer profit par rapport à d'autres pays dans son développement de l'énergie éolienne.

Les consommateurs canadiens d'électricité ont dû composer avec des hausses tarifaires occasionnées par des coûts de production plus élevés. Les prix imprévisibles des combustibles, dont le gaz naturel, le pétrole et le charbon, se sont aussi répercutés sur les coûts de production et, inévitablement, sur les prix de l'électricité. On s'attend à ce que les prix à la consommation demeurent plus stables dans les provinces riches en ressources hydrauliques et dans celles où les tarifs sont fondés sur le coût du service.

Dans les provinces productrices d'hydroélectricité, les recettes tirées des exportations demeureront fortes. Malgré la possibilité d'une diminution des exportations, compte tenu du ralentissement économique, celles-ci devraient continuer à représenter une importante source de revenus. Par ailleurs, les importations renforceront la fiabilité du réseau des provinces raccordées aux régions limitrophes aux États-Unis.

Les instances régionales devraient poursuivre les démarches entreprises dans le but de renforcer les interconnexions, aussi bien interprovinciales qu'internationales. Parmi ces projets, notons celui devant relier le Canada au nord de la Californie. Le tronçon canadien de cette ligne de transport partirait de la sous-centrale Selkirk, dans le sud-ouest de la Colombie-Britannique, pour se rendre jusque dans le nord de la Californie, en passant par l'Oregon. La PG&E de la Californie agit comme fer de lance de ce projet, qui procurerait un accès à des ressources renouvelables supplémentaires dans le Nord-Ouest des États-Unis ainsi qu'à l'électricité produite au Canada.

7. Conclusion

L'économie énergétique canadienne a démontré beaucoup de vigueur en 2008. En dépit de faibles diminutions dans la production d'hydrocarbures, les recettes tirées des exportations ont affiché une progression. Parallèlement, les gouvernements de partout au pays ont accordé une importance accrue à la protection de l'environnement, en plus de réaliser des progrès dans des secteurs primordiaux comme la CSC et les politiques visant à réduire les émissions de GES. La mise en valeur des ressources classiques de pétrole et des sables bitumineux s'est poursuivie; de plus en plus, elle est considérée comme un élément clé dans la continuité de l'approvisionnement énergétique en Amérique du Nord. En pleine réorganisation, le secteur du gaz naturel découvre de nouvelles sources d'approvisionnement qui auront des effets énormes - bien qu'encore inconnus - sur le marché. La production d'électricité au Canada a pris un virage vert.

Grâce à ses abondantes ressources naturelles et à son économie diversifiée, le Canada se trouve dans une position avantageuse pour relever de manière responsable les défis de notre époque et saisir les occasions qui s'offriront à lui, à titre de chef de file dans le domaine énergétique. L'énergie, l'environnement et l'économie continueront d'être indissociables, et le Canada poursuivra son cheminement vers l'exploitation de façon durable de ses sources d'énergie.

Glossaire

AECO ou AECO-C	Prix au comptant du gaz de l'Alberta
Bitume ou bitume brut	Mélange très visqueux constitué principalement d'hydrocarbures plus lourds que les pentanes. À l'état naturel, le bitume n'est pas habituellement récupérable dans un puits à une échelle commerciale parce que trop visqueux pour s'écouler.
Carrefour	Lieu où un grand nombre d'acheteurs et de vendeurs négocient un produit de base et où celui-ci est physiquement reçu ou livré.
Gaz classique	Gaz naturel provenant de toutes les sources d'approvisionnement, exception faite du MH.
Gaz commercialisable	Gaz naturel qui a subi un traitement destiné à en extraire les impuretés et les liquides. Ce gaz répond aux normes de l'utilisation finale.
Liquides de gaz naturel	Hydrocarbures extraits du gaz naturel sous forme liquide. Ceux-ci incluent notamment l'éthane, le propane, les butanes et les pentanes plus.
Méthane de houille	Forme de gaz naturel extrait des gisements houillers. Souvent désigné MH, le méthane de houille se distingue du gisement de grès typique ou d'un autre gaz classique du fait qu'il est emmagasiné dans le charbon sous l'action d'un processus appelé adsorption.
Pentanes plus	Mélange composé essentiellement de pentanes et de certains hydrocarbures plus lourds, issu du traitement du gaz naturel, des condensats ou du pétrole brut.
Pétrole brut classique	Pétrole brut qui, à un moment ou à un autre, est techniquement et économiquement récupérable dans un puits avec des moyens de production courants, sans qu'il soit nécessaire de modifier sa viscosité naturelle.
Réserves établies	Somme des réserves prouvées et de la moitié des réserves probables.
Réserves établies initiales	Réserves établies avant déduction de toute production.
Réserves prouvées	Réserves récupérables au moyen de techniques courantes, en fonction des conditions économiques actuelles et prévues, dont l'existence a été prouvée de façon précise par des forages, des essais ou de la production.
Réserves restantes	Différence entre les réserves initiales et la production cumulative.
Sables bitumineux	Gisements de sable ou d'autres roches renfermant du bitume. Chaque particule de sable bitumineux est recouverte d'une couche d'eau et d'une fine pellicule de bitume.
Séparation in situ	Processus de récupération du bitume brut des sables bitumineux par un moyen autre que l'extraction à ciel ouvert.

 

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Date de modification :

2011-10-28