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Accueil > Rapports sur l'énergie > Gaz naturel > Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2010-2012 - Évaluation du marché de l'énergieProductibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2010-2012 - Évaluation du marché de l'énergie
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Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2010-2012 - Évaluation du marché de l'énergie [PDF 1802 ko] - Mars 2008
et annexes [PDF 7468 ko]
Mars 2010
Droit d'auteur et droit de reproduction
Table des matières
Liste des figures et des tableaux
Liste des sigles et des abréviations
Liste des unités et des facteurs de conversion
Avant-propos
Chapitre 1 - Contexte
Chapitre 2 - Questions d'actualité
Chapitre 3 - Méthodologie (scénarios) et résultats
3.1 Scénario de prix médians
3.2 Scénario de prix élevés
3.3 Scénario de prix bas
Chapitre 4 - Autres facteurs
Annexes
List des figures et des tableaux
| Figure 3.1 | Productibilité |
| Figure 3.2 | Graphique comparatif des jours de forage ciblant du gaz |
| Figure 3.3 | Graphique comparatif des puits forés ciblant du gaz |
| Tableau 3.1 | Aperçu des hypothèses et productibilité |
| Tableau 3.2 | Aperçu des hypothèses et productibilité - prix médians |
| Tableau 3.3 | Aperçu des hypothèses et productibilité - prix élevés |
| Tableau 3.4 | Aperçu des hypothèses et productibilité - prix bas |
Liste des sigles et des abréviations
| °C | degré Celsius |
| °F | degré Farenheit |
| $US | dollar américain |
| $CAN | dollar canadien |
| BSOC | bassin sédimentaire de l'Ouest canadien |
| CAODC | Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors |
| CH | carrefour Henry (prix de référence du gaz nord-américain) |
| EIA | Energy Information Administration |
| ÉMÉ | évaluation du marché de l'énergie |
| GNL | gaz naturel liquéfié |
| M$ | million de dollars |
| MH | méthane de houille |
| Office | Office national de l'énergie |
| PSAC | Petroleum Services Association of Canada |
Liste des unités et des facteurs de conversion
Unités
| GJ | = gigajoule |
| Gpi3/j | = milliards de pieds cubes par jour |
| kPa abs. | = kilopascal en termes absolus |
| kpi3 | = millier de pieds cubes |
| lb/po2 abs. | = livres par pouce carré en termes absolus |
| MBTU | = million de BTU |
| Mm3 | = million de mètres cubes |
| Mm3/j | = million de mètres cubes par jour |
| Mpi3/j | = millions de pieds cubes par jour |
Facteurs de conversion courants du gaz naturel
1 Mm3 (à 101,325 kPa abs. et 15 oC) = 35,3 Mpi3 (à 14,73 lb/po2 abs. et 60 oF)
1 GJ = 0,95 kpi3 = 0,95 MBTU = 0,95 décatherme
Notation des prix
Les prix du gaz naturel-nord américain sont ceux au carrefour Henry et ils sont exprimés en $US/MBTU. Les prix du gaz naturel canadien sont les prix de référence du gaz en Alberta et ils sont exprimés en $CAN/GJ.
Avant-propos
L'Office national de l'énergie est un organisme fédéral indépendant qui a pour raison d'être de 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, en vertu du mandat conféré par le Parlement au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques et du commerce de l'énergie.
[*] NOTA : Consulter notre Plan stratégique le plus récent pour voir nos raison d'être, vision, buts, valeurs et stratégies.
La réglementation de la construction et de l'exploitation des oléoducs et des gazoducs internationaux et interprovinciaux, des lignes internationales de transport d'électricité et de lignes interprovinciales désignées comptent au nombre des principales responsabilités de l'Office. Il réglemente en outre les droits et les tarifs des pipelines qui sont de son ressort. Par ailleurs, au chapitre des produits énergétiques eux mêmes, l'Office réglemente les exportations de gaz naturel, de pétrole, de liquides de gaz naturel et d'électricité ainsi que les importations de gaz naturel. Enfin, il réglemente l'exploration et la mise en valeur du pétrole et du gaz naturel dans les régions pionnières et les zones extracôtières qui ne sont pas assujetties à des ententes de gestion provinciales ou fédérales.
De par ses fonctions de conseil, l'Office surveille et analyse les différentes activités qui sont de sa compétence en plus de fournir renseignements et avis dans les domaines de l'approvisionnement, du transport et de l'utilisation de l'énergie, au Canada et à l'étranger. À ce titre, il publie périodiquement des évaluations visant à informer les Canadiens des tendances, des faits nouveaux et des enjeux pouvant influer sur les marchés de l'énergie au pays.
La présente évaluation du marché de l'énergie (ÉMÉ) examine les facteurs qui, à court terme, ont des répercussions sur l'offre de gaz naturel, en plus de présenter les perspectives de productibilité d'ici la fin de 2012. Elle vise principalement à mieux faire connaître la situation de l'offre de gaz naturel à court terme au Canada. Ce rapport suit la note d'information sur l'énergie intitulée Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2009-2011 publiée par l'Office en octobre 2009.
Pendant la rédaction du rapport, l'Office a tenu une série de réunions informelles et a eu des entretiens avec des entreprises de forage, des sociétés pipelinières, des producteurs de gaz naturel et des associations industrielles. Il apprécie l'information et les commentaires qui lui ont été communiqués et il tient à remercier tous les participants qui ont contribué de leur temps comme de leur expertise.
Quiconque souhaite utiliser le présent rapport dans une instance réglementaire devant l'Office peut le soumettre à cette fin, comme c'est le cas pour tout autre document public. Une partie qui agit ainsi se trouve à adopter l'information déposée et peut se voir poser des questions au sujet de cette dernière.
Le rapport ne présente aucune opinion quant à l'éventuel caractère d'intérêt public de toute demande qui pourrait se trouver devant l'Office. L'Office évalue chaque demande uniquement en fonction de l'information déposée dans ce contexte.
Chaptitre 1 - Contexte
Le gaz naturel canadien continue de jouer un rôle de premier plan à l'intérieur du marché intégré de l'Amérique du Nord. Il représente quelque 20 % de l'offre continentale et constitue une source de revenus supérieurs à 47 milliards de dollars[2].
[2] Estimation de l'Association canadienne des producteurs pétroliers quant aux revenus provenant du gaz naturel au Canada en 2008.
Au cours des dix dernières années, la productibilité[3] au Canada est demeurée relativement constante, autour de 481 Mm3/j (17 Gpi3/j). En 2008, en fin d'année, elle avait régressé à quelque 447 Mm3/j (15,8 Gpi3/j), surtout en raison d'activités de forage grandement réduites au second semestre. La même tendance a pu être remarquée en 2009 compte tenu des faibles prix du gaz et d'un moins grand accès aux capitaux, touchant plus particulièrement les petits producteurs de l'Ouest canadien, deux facteurs à l'origine de niveaux d'activité de forage qui n'avaient jamais été aussi bas depuis les années 1990. Ces bas niveaux ont encore fait reculer la productibilité jusqu'aux environs de 409 Mm3/j (14,4 Gpi3/j) à la fin de l'année. Pendant cette même année 2009, les États-Unis ont été témoins d'une augmentation de la productibilité en raison de l'activité toujours plus étendue dans les prolifiques gisements de gaz de schistes. Il est possible d'obtenir un complément d'information sur le gaz de schistes dans la note d'information de l'Office intitulée L'ABC du gaz de schistes au Canada.
[3] La productibilité représente le volume estimatif de gaz qu'une région peut fournir compte tenu de la production historique et des déclins enregistrés, ainsi que des niveaux d'activité et des résultats projetés. La production peut être inférieure à la productibilité pour différentes raisons, comme les interruptions de l'approvisionnement attribuables aux conditions météorologiques et la fermeture de puits pour des questions d'ordre économique ou stratégique.
Grâce aux progrès réalisés sur le plan technique, les producteurs sont maintenant en mesure de mettre en valeur de nouvelles ressources gazières, principalement non classiques, comme le gaz de schistes. Il y a ainsi davantage de ressources disponibles en Amérique du Nord et les dépenses en immobilisations ont dévié en partie vers de tels gisements. Il est probable que le Canada verra une plus grande mise en valeur des ressources de gaz de schistes, mais à ce jour, l'activité en ce sens n'est pas comparable à ce qui se passe aux États Unis. Le rythme de la mise en valeur et de la commercialisation du gaz des réservoirs étanches de la région de Montney et du gaz de schistes de la région de Horn River devrait aller en s'accélérant au cours de la période de projection, et de là, ces activités pourraient bien s'étendre à d'autres zones où du gaz de schistes est présent[4], dont celles d'Utica, au Québec, de Frederick Brook, dans les Maritimes, et enfin de Duvernay, en Alberta. Toutes ces ressources et d'autres qui sont mises en valeur ajoutent à celles qui sont disponibles et permettront de répondre aux besoins en gaz du pays dans un avenir prévisible.
[4] Les hypothèses avancées ne tiennent nullement compte des décisions que pourrait prendre l'Office au sujet de demandes qui ont été ou qui seront déposées devant lui en vertu de la réglementation en vigueur.
Depuis deux ans, les prix du gaz canadien ont grandement varié, passant de 9,84 $/MBTU en juillet 2008 à 2,48 $/MBTU en septembre 2009[5]. La récession qui a commencé en 2008 a été à l'origine d'une forte baisse de la demande gazière, surtout pour les utilisations industrielles. Cette baisse, alliée à une hausse globale de l'offre aux États-Unis, a été la cause d'un excédent sur le marché gazier.
[5] Prix de référence du gaz albertain pour le mois (en $CAN/GJ)
En 2009, la situation sur les marchés financiers a fait que les producteurs ont eu de la difficulté à se procurer des capitaux. Cela a signifié, surtout pour les petits producteurs de l'Ouest canadien, que les flux de trésorerie ont constitué la seule source de capitaux de forage pendant la majeure partie de l'année. La situation s'est depuis améliorée, mais il n'en demeure pas moins que les capitaux ne seront pas aussi accessibles qu'avant 2008. Les producteurs qui en réunissent préfèrent s'en servir pour diminuer la dette ou acheter de la production en marche plutôt que pour effectuer des travaux de forage. L'accroissement relatif des coûts et des distances à franchir jusqu'aux principaux marchés gaziers a réduit les niveaux d'activité et la production, ce qui a résulté en une moins grande productibilité dans l'Ouest canadien.
Chaptitre 2 - Questions d'actualité
Vers la fin de 2009, les prix du gaz naturel ont augmenté, après les creux qui venaient d'être enregistrés, du fait d'un meilleur équilibre entre l'offre et la demande. Même si la demande de gaz peut demeurer moindre à court terme, la tendance haussière prévue et des projections plus optimistes à l'égard de la conjoncture économique ont redonné une certaine confiance à l'industrie. Les producteurs ont pu se procurer des capitaux en vue d'une augmentation de la production, mais cela est surtout vrai pour ceux qui, dans l'Ouest canadien, sont présents dans les régions de Montney et de Horn River. La diminution des frais de service a parfois atteint 20 % par rapport à 2008 et les prix du gaz sont revenus à des niveaux qui ont favorisé la rentabilité de plus d'activités de forage dans l'Ouest canadien. Les terrains récemment vendus en Alberta et en Colombie-Britannique ont produit des revenus accrus, ce qui est habituellement précurseur d'une plus grande activité. La rentabilité de nombre de projets gaziers demeure incertaine, mais ceux en cours pour la mise en valeur de réservoirs étanches ou de gaz de schistes en Alberta et en Colombie-Britannique ont été à l'origine d'une activité jusque-là inégalée ou s'approchant de nouveaux sommets. Les ressources en place sont de mieux en mieux comprises et la technologie servant à leur extraction continue de s'améliorer, ce qui rend probables une activité à venir encore plus grande et des capitaux toujours plus disponibles.
Le gaz classique, notamment celui des réservoirs étanches, compte actuellement pour plus de 90 % de la productibilité au Canada, un pourcentage qui pourrait changer au fil de la mise en valeur de nouveaux réservoirs étanches et de gaz de schistes. Compte tenu de l'étendue actuelle de la mise en valeur dans les régions de Montney et de Horn River, il semble probable que davantage de capitaux pour le forage de nouveaux puits ciblant du gaz naturel seront orientés dans cette direction, ce qui entraînera un rééquilibrage de la productibilité en Alberta et en Colombie-Britannique. Par conséquent, il se pourrait qu'au cours de la période de projection, l'Alberta continue de voir sa productibilité reculer alors que celle de la Colombie-Britannique continuerait pour sa part de croître. Si la mise en valeur du gaz de schistes en Alberta devait s'accélérer, à partir du gisement de Duvernay ou autre, cela pourrait inverser la tendance. En Saskatchewan, la productibilité continue de décroître alors que les investissements sont davantage axés sur les projets de mise en valeur du pétrole.
La productibilité réduite au Canada a contribué au fait que des volumes moindres de gaz canadien sont exportés aux États-Unis, cela dans le sillage de l'émergence de nouvelles sources d'approvisionnement dans ce pays qui présentent des perspectives économiques plus favorables que celles dans l'Ouest canadien. Le gaz de l'Ouest canadien demeure cependant un élément essentiel à l'échelle continentale, et devrait le demeurer selon les projections. Les facteurs de concurrence entre les différents bassins tournent autour des coûts d'approvisionnement et de transport ainsi que des économies d'échelle possibles et des encouragements fiscaux ou des incitatifs au titre de la réglementation.
L'intérêt est considérable lorsqu'il s'agit de mise en valeur gazière ailleurs au Canada, en particulier au Nouveau-Brunswick et au Québec, et l'Office continue de surveiller l'évolution de la situation pour tenir compte de son incidence éventuelle sur l'ensemble de la population canadienne. Il est peu probable qu'au cours de la période visée par le présent rapport des volumes commerciaux importants soient produits au Québec à partir du gaz de schistes de la formation d'Utica. Dans les Maritimes, la productibilité devrait augmenter en 2011 compte tenu des volumes extracôtiers provenant du projet de Deep Panuke, lesquels permettront de combler, et même plus, le vide laissé par le recul des volumes tirés du projet de l'île de Sable. Sur la terre ferme, il n'est pas prévu que les travaux de mise en valeur au Nouveau-Brunswick feront grandement croître les volumes produits au cours de la période.
La hausse récente des prix a quelque peu amélioré les perspectives de rentabilité de la production de gaz naturel au Canada. À l'heure actuelle, l'équilibre entre l'offre et la demande en Amérique du Nord est incertain. Sur la base des données de 2009, la demande augmentera, mais nul ne sait de combien. Quant à l'offre, les observateurs s'entendent pour dire que l'activité réduite entraînera un recul de la productibilité; toutefois, la situation demeure elle aussi incertaine quant à la portée des changements et à leur degré d'imminence.
Les prix du pétrole ont augmenté beaucoup plus rapidement que ceux du gaz en 2009, ce qui a rendu d'autant plus attrayants les forages ciblant du pétrole dans l'Ouest canadien. Une technologie qui, à l'origine, devait servir à l'extraction du gaz de schistes est maintenant utilisée dans les gisements pétrolifères, en particulier ceux de Cardium, de Pembina et de Viking, en Alberta, ainsi que ceux de Bakken et de Shaunavon, en Saskatchewan. La possibilité d'accès à des accumulations de pétrole non mises en valeur jusque-là pourrait signifier un exode encore plus important des investissements au détriment du gaz.
Ceux qui observent le comportement du marché sont nombreux à prévoir une légère augmentation de la demande et des reculs de la productibilité à peine perceptibles qui mèneraient à un équilibre des marchés gaziers au cours du second semestre de 2010. D'ici là, les prix devraient généralement demeurer entre 5,00 $/MBTU et 6,00 $/MBTU, maintenus dans cette fourchette par deux facteurs. D'un côté, si les prix devaient descendre bien en deçà de 5,00 $/MBTU, la demande des centrales alimentées au gaz augmenterait, ce qui ramènerait les prix à l'intérieur de la fourchette précitée. C'est ce qui est arrivé pendant un certain temps en 2009, alors que le gaz naturel a commencé à déloger le charbon pour la production de la charge de base. Par contre, si les prix devaient passer la barre des 6,00 $/MBTU, les importations de gaz naturel liquéfié (GNL) en Amérique du Nord se feraient plus attrayantes, rehaussant alors suffisamment l'offre pour ramener encore une fois les prix à l'intérieur de la fourchette mentionnée. À la fin de 2009, selon des rapports traitant de la question, des instruments de couverture semblaient être en place pour quelque 40 % de l'offre de gaz naturel nord-américain, verrouillant ainsi le prix moyen de ce gaz en 2010 à 6,15 $/MBTU. Puisque les prix du gaz sont immuables pour une si grande partie de l'offre, leur variation en 2010 se fera moins sentir sur les revenus des producteurs et sur leurs projections de dépenses pour l'année. Par conséquent, en 2010, les écarts par rapport aux estimations risquent moins d'être importants.
Chapitre 3 - Méthodologie (scénarios) et résultats
De manière à mieux tenir compte des incertitudes propres au marché gazier et à l'économie en général, trois scénarios de prix du gaz naturel ont été élaborés à partir de diverses hypothèses macroéconomiques. Ces prix ont ensuite servi dans le cadre des projections d'activité de forage et de productibilité au Canada.
- Le scénario de prix médians provoque, au fil de la période de projection, une diminution progressive de la productibilité, qui passerait ainsi de 428 Mm3/j (15,1 Gpi3/j) en 2009 à 369 Mm3/j (13,0 Gpi3/j) en 2012. En 2010, les niveaux d'activité de forage ciblant du gaz augmenteraient de 19 %, puis de moins de 10 % pendant chacune des deux années suivantes.
- Selon le scénario de prix élevés, la productibilité régresserait à 401 Mm3/j (14,2 Gpi3/j) en 2010, puis encore un peu jusqu'à 395 Mm3/j (13,9 Gpi3/j) en 2011 avant de rebondir et d'atteindre 405 Mm3/j (14,3 Gpi3/j) en 2012. Ce scénario prévoit des niveaux d'activité de forage ciblant du gaz qui augmenteraient rapidement, soit de 64 % en tout du début à la fin de la période de projection.
- Pour ce qui est du scénario de prix bas, la productibilité continuerait de diminuer tout au long de la période de projection, jusqu'à 328 Mm3/j (11,6 Gpi3/j) en 2012. De la même manière, les niveaux d'activité de forage reculeraient pour aboutir, à la fin de la période de projection, à 60 % des niveaux enregistrés en 2009. Les zones particulièrement touchées par ces scénarios sont les gisements plus marginaux de gaz classique, tandis que la mise en valeur de gaz non classique ne cesserait que si la situation devenait particulièrement négative.
Des données détaillées au sujet des scénarios et des résultats de productibilité correspondants sont présentées dans les annexes.
3.1 Scénario de prix médians
Ce scénario prévoit un équilibre entre l'offre et la demande alors que les forages sur le continent et les importations de GNL permettent de répondre à la demande croissante projetée et donnent lieu à des prix plus stables du gaz naturel. Même si la productibilité régresse au Canada et, comme on le suppose, en Amérique du Nord, les importations de GNL combleraient les lacunes qui pourraient se manifester à court terme, comme celles découlant de déséquilibres entre l'offre et la demande en raison du temps qu'il fait. La mise en valeur du gaz de schistes se poursuit et répond largement aux attentes en termes de coûts, de productibilité et de durée de vie des gisements. Dans le cadre de ce scénario, l'offre continue d'évoluer alors que de nouveaux gisements de gaz de schistes sont constamment délimités et commercialisés. Les prix trouvent un équilibre qui représente le coût marginal de l'offre, estimé en 2010 à 5,50 $/MBTU. Sur la période de projection, compte tenu de la hausse de la demande et des coûts, les prix augmentent et atteignent 6,75 $/MBTU en 2012. Dans l'Ouest canadien, les niveaux d'activité se relèvent après le recul de 2009, mais le pétrole prend davantage de place dans l'équation qu'auparavant.
Productibilité
Ce scénario prévoit une tendance baissière de la productibilité qui, sur l'ensemble de la période de projection, perdra 62 Mm3/j (2,2 Gpi3/j) par rapport aux niveaux enregistrés en 2009. La mise en valeur des réservoirs étanches et du gaz de schistes continue de prendre de l'expansion alors que plus de 200 puits sont forés dans la région de Montney et 70 dans celle de Horn River en 2010, des chiffres qui croissent au fil des la période. Dans la région de Horn River, la productibilité passe de 1,2 Mm3/j (41 Mpi3/j) à 13,1 Mm3/j (462 Mpi3/j) en 2012. Dans la région de Montney, toujours en Colombie-Britannique, elle augmente aussi, passant de 11 Mm3/j (387 Mpi3/j) en 2009 à 42 Mm3/j (1,5 Gpi3/j) en 2012.
Tableau 3.1 - Aperçu des hypothèses et productibilité
| 2009 | Prix médians | Prix élevés | Prix bas | |||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2010 | 2011 | 2012 | 2010 | 2011 | 2012 | 2010 | 2011 | 2012 | ||
| Prix moyen (en $US/MBTU ) au carrefour Henry (CH) |
4,06 | 5,50 | 6,00 | 6,75 | 6,50 | 7,00 | 7,75 | 4,25 | 4,75 | 5,25 |
| Prix de référence du gaz albertain (en $CAN/GJ) |
3,701 | 5,09 | 5,55 | 6,38 | 6,26 | 6,71 | 7,55 | 3,34 | 3,76 | 4,27 |
| Dépenses de forage ciblant du gaz naturel (en M$) |
6 600 | 7 500 | 8 200 | 9 100 | 9 800 | 10 800 | 12 000 | 4 200 | 4 700 | 5 000 |
| Jours de forage ciblant du gaz naturel | 45 659 | 47 735 | 50 512 | 60 679 | 66 011 | 69 742 | 25 588 | 28 019 | 30 066 | |
| Puits ciblant du gaz naturel | 4 0002 | 4 819 | 5 075 | 5 358 | 5 767 | 6 309 | 6 652 | 2 201 | 2 450 | 2 576 |
| Proportion des jours de forage ciblant du gaz naturel (en %) |
53 | 55 | 55 | 55 | 55 | 57 | 58 | 50 | 50 | 51 |
| Nombre d'appareils de forage dans le parc du BSOC | 8543 | 785 | 789 | 791 | 797 | 795 | 804 | 775 | 774 | 773 |
| Productibilité au Canada (en Mm3/j) |
4284 | 393 | 372 | 369 | 401 | 395 | 405 | 380 | 343 | 328 |
| Productibilité au Canada (en Gpi3/j) |
15,1 | 13,9 | 13,1 | 13,0 | 14,2 | 13,9 | 14,3 | 13,4 | 12,1 | 11,6 |
| 1. Gouvernement de l'Alberta, antécédents du prix de référence du gaz albertain, Alberta Gas Reference Price History, 2. Estimation de la PSAC (au 27 janvier 2010) 3. Estimation de la CAOD C (au 21 octobre 2009) 4. Moyenne annuelle de la production provinciale enregistrée. Relevés sur le terrain utilisés en l'absence de données provinciales. |
||||||||||
Répercussions
La principale conséquence du scénario de prix médians serait que le volume net des exportations aux États-Unis de gaz produit au Canada diminuerait pendant la période de projection. Les niveaux de productibilité permettraient sans problème de répondre à la demande canadienne, même en tenant compte d'une utilisation plus grande pour l'extraction de sables bitumineux et la production d'électricité. Il devrait y avoir stabilisation des dépenses en immobilisations et de l'emploi dans le secteur, suivie d'une lente décroissance pendant la période visée. Compte tenu d'un tel niveau d'activité, la capacité du Canada de rehausser de façon significative la productibilité par la suite diminuerait à mesure que les services seraient rationalisés. Dans l'Ouest canadien, l'activité au chapitre des réservoirs étanches et du gaz de schistes nécessite le recours à des appareils pouvant atteindre de grandes profondeurs ainsi qu'à la fracturation hydraulique, et l'équipement ainsi requis est déjà plus utilisé que le reste du matériel dans le secteur du forage et des services. La possibilité de croissance dans ces domaines peut être limitée tant qu'il n'y aura pas de nouvelles dépenses en immobilisations de la part des fournisseurs de services, lesquelles suivront les dépenses engagées par les producteurs.
Les résultats complets propres à ce scénario sont présentés à l'annexe C.
Figure 3.2 - Graphique comparatif des jours de forage ciblant du gaz
Figure 3.3 - Graphique comparatif des puits forés ciblant du gaz
Tableau 3.2 - Aperçu des hypothèses et productibilité - prix médians
| Prix moyen au CH | Jours de forage ciblant du gaz | Puits ciblant du gaz | Productibilité moyenne | ||
|---|---|---|---|---|---|
| en $US/MBTU | en Mm3/j | Gpi3/j | |||
| 2009E | 4,06 | 4 0001 | 428 | 15,1 | |
| 2010 | 5,50 | 45 659 | 4 819 | 393 | 13,9 |
| 2011 | 6,00 | 47 735 | 5 075 | 372 | 13,1 |
| 2012 | 6,75 | 50 512 | 5 358 | 369 | 13,0 |
| 1. Estimation de la PSAC pour 2009 (au 27 janvier 2010) | |||||
3.2 Scénario de prix élevés
Ce scénario est le reflet des projections économiques les plus optimistes découlant d'un marché gazier nord-américain en déficit. La croissance économique réelle permet de compenser la baisse de la demande de gaz naturel enregistrée en 2009, et même d'aller au-delà d'une simple compensation. Alors que la productibilité diminue au Canada et aux États-Unis, les prix croissent de façon substantielle puisque les importations de GNL ne peuvent entièrement combler l'écart entre l'offre et la demande. Cette combinaison de facteurs pousserait les prix du gaz au CH de 6,50 $/MBTU en 2010 à 7,75 $/MBTU en 2012. Cette fourchette ne tient pas compte des pointes temporaires découlant des températures froides en hiver ou chaudes en été, ni des interruptions de l'approvisionnement attribuables aux conditions météorologiques.
Productibilité
La productibilité, selon ce scénario, poursuit son repli en 2010 malgré un relèvement des niveaux d'activité au cours de l'année. Elle passe de 428 Mm3/j (15,1 Gpi3/j) en 2009 à 401 Mm3/j (14,2 Gpi3/j) en 2010. Après un nouveau recul en 2011 qui la ramène à 395 Mm3/j (13,9 Gpi3/j), la productibilité au Canada rebondit un peu en 2012 et atteint alors 405 Mm3/j (14,3 Gpi3/j). Cette augmentation est principalement attribuable aux réservoirs étanches et au gaz de schistes, mais la mise en valeur de gisements moins profonds et moins complexes finirait par attirer davantage de capitaux du fait de la rareté des appareils de forage pouvant atteindre de grandes profondeurs et des pompes foulantes appropriées qui obligerait les producteurs à se tourner vers de nouvelles cibles. Dans les régions de Montney et de Horn River, en Colombie-Britannique, la productibilité augmente plus rapidement selon ce scénario. Elle passe de 12,1 Mm3/j (428 Mpi3/j) en 2009 à 74,2 Mm3/j (2,6 Gpi3/j) en 2012.
Répercussions
Même si, dans l'ensemble, la productibilité régresse, ce scénario laisse entrevoir une forte augmentation des activités de forage pendant la période de projection, plus d'emplois et une intensification de l'activité économique qui profite aux hôtels, restaurants et autres entreprises de soutien sur le terrain. Le recul de la productibilité a des incidences sur le volume net des exportations aux États-Unis de gaz produit au Canada. Ce scénario prévoit un élargissement de la demande (p. ex. pour les véhicules ou une production accrue d'électricité) qui pourrait éliminer toute offre excédentaire et faire en sorte que les conditions du marché soient semblables à celles qui prévalaient pendant la période 2005-2007, soit une croissance de la demande limitée par l'offre disponible. Au Canada, une activité plus intense serait à l'origine d'une hausse des coûts de forage, ce qui aurait tendance à pousser encore davantage vers le haut les prix du gaz.
Les résultats complets propres à ce scénario sont présentés à l'annexe C.
Tableau 3.3 - Aperçu des hypothèses et productibilité - prix élevés
| Prix moyen au CH | Jours de forage ciblant du gaz | Puits ciblant du gaz | Productibilité moyenne | ||
|---|---|---|---|---|---|
| en $US/MBTU | en Mm3/j | Gpi3/j | |||
| 2009E | 4,06 | 4 0001 | 428 | 15.1 | |
| 2010 | 6,50 | 60 679 | 5 767 | 401 | 14.2 |
| 2011 | 7,00 | 66 011 | 6 309 | 395 | 13.9 |
| 2012 | 7,75 | 69 742 | 6 652 | 405 | 14.3 |
| 1. Estimation de la PSAC pour 2009 (au 5 novembre 2009) | |||||
3.3 Scénario de prix bas
L'image macroéconomique sur laquelle se fonde ce scénario est plus pessimiste. En général, elle illustre une faible croissance positive de l'économie associée à un accroissement de la demande faible ou même inexistant. Les États-Unis seraient en position d'avoir moins recours aux importations canadiennes, limitées aux périodes de demande de pointe. Au Canada, cela se traduirait par une production qui répondrait à la demande intérieure et au besoin sporadique d'exportations. Par ailleurs, le gaz de l'Ouest canadien serait en concurrence avec le GNL pour ce qui est des importations sur le marché américain, et selon ce scénario, une offre excédentaire de GNL à l'échelle mondiale aurait tendance à désavantager le gaz du BSOC en situation de concurrence. L'activité au niveau des réservoirs étanches et du gaz de schistes serait plus grande, mais à un rythme moins rapide. Au Canada, les capitaux affectés aux travaux de forage seraient davantage orientés vers le pétrole brut, et même si, dans l'ensemble, les niveaux d'activité pourraient demeurer constants selon ce scénario, la part du montant total affecté au gaz déclinerait graduellement.
Productibilité
La productibilité poursuit sa régression, passant de 428 Mm3/j (15,1 Gpi3/j) à 328 Mm3/j (11,6 Gpi3/j), pour une diminution totale de 100 Mm3/j (3,5 Gpi3/j) pendant la période de projection. Ce scénario prévoit un recul continu de la productibilité jusqu'à ce qu'un meilleur équilibre continental entre l'offre et la demande pousse les prix vers le haut, favorisant ainsi l'exploration et la mise en valeur au delà de 2012. Au Canada, la productibilité continuerait de surpasser la demande intérieure pendant la période de projection.
Répercussions
À plus long terme, ce scénario est à l'origine d'une baisse des prix pour les consommateurs, mais aussi d'une diminution des niveaux d'emploi et des dépenses dans le secteur du gaz naturel ainsi que d'un moins grand avant-gardisme, au Canada, lorsqu'il s'agit de l'utilisation de nouvelles techniques et façons de procéder en matière d'exploration gazière. Une diminution nette d'entreprises et de travailleurs qualifiés serait à prévoir du fait que les capitaux préféreraient de meilleures perspectives économiques. À son tour, cette situation entraînerait un recul des revenus pour le gouvernement compte tenu de la baisse enregistrée au niveau des ventes de terrains, des redevances et des impôts perçus auprès de l'industrie. Le repli des prix favoriserait en outre la consommation de gaz naturel, mais sans l'appui d'une croissance économique soutenue, la demande n'en serait pas grandement touchée.
Les résultats complets propres à ce scénario sont présentés à l'annexe C.
Tableau 3.4 - Aperçu des hypothèses et productibilité - prix bas
| Prix moyen au CH | Jours de forage ciblant du gaz | Puits ciblant du gaz | Productibilité moyenne | ||
|---|---|---|---|---|---|
| en $US/MBTU | en Mm3/j | Gpi3/j | |||
| 2009E | 4,06 | 4 0001 | 428 | 15,1 | |
| 2010 | 4,5 | 25 588 | 2 201 | 380 | 13,4 |
| 2011 | 4,75 | 28 019 | 2 450 | 343 | 12,1 |
| 2012 | 5,25 | 30 066 | 2 576 | 328 | 11,6 |
| 1. Estimation de la PSAC pour 2009 (au 5 novembre 2009) | |||||
Chapitre 4 - Autres facteurs
Nombreux sont les éléments pouvant influer sur l'ampleur des activités de forage et sur la productibilité de gaz naturel au Canada. Ceux qui suivent ne constituent pas une liste exhaustive à cet égard mais donnent une idée de ce qui pourrait peser lourd dans la balance à la longue.
- L'évolution de questions sociales et environnementales, comme l'utilisation des terres et de l'eau.
- La croissance de la demande de gaz de la part des utilisateurs de longue date comme les centrales et le secteur industriel.
- Les répercussions sur la demande des gains d'efficacité réalisés dans les marchés d'utilisation finale.
- La production tirée de nouveaux gisements et l'incidence subséquente de ces ressources sur les niveaux d'activité futurs. Des régressions rapides dans les régions de gaz de schistes pourraient nécessiter un relèvement de la ligne de base pour les forages de manière à maintenir la productibilité.
- Les coûts de transport, tant pour l'infrastructure en place que pour les agrandissements envisagés.
- Les GNL, plus précisément les volumes importés (et les prix) ainsi que la question de savoir s'ils auront une incidence sur les travaux de mise en valeur au Canada.
- L'augmentation des coûts liés aux activités dans le secteur gazier. Ceux associés à la main-d'œuvre comptent en général pour beaucoup lorsqu'il s'agit des coûts de forage et de service dans l'Ouest canadien.
- L'accès aux capitaux, sur le marché mondial, par les producteurs.
- Les conditions fiscales et la réglementation par rapport à ce qui est imposé ailleurs, et leurs incidences sur les travaux de mise en valeur.
Annexes
Annexe A
A1 Méthodologie (description détaillée)
A2 Paramètres de productibilité - résultats
A3 Paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers existants
A4 Paramètres de diminution selon les regroupements de raccordements gaziers futurs
Annexe B
B1 Facteurs d'affectation du nombre de jours de forage ciblant du gaz selon la région
B2 Projections détaillées de forages ciblant du gaz et de raccordements gaziers selon le scénario
Annexe C
Détails de productibilité selon le scénario
Annexe D
Productibilité totale au Canada - Comparaison des scénarios
Annexe E
Productibilité et demande moyennes par année au Canada
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