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Offre et prix du gaz naturel au Canada et en Colombie-Britannique

InSight 2^nd Annual B.C. Power Summit

John S. Bulger
Membre de l'Office
Office national de l'énergie

10 septembre 2004

Aperçu

Mon but aujourd'hui est de vous faire part du point de vue de l'Office national de l'énergie au sujet des perspectives du marché du gaz naturel en Colombie-Britannique (C.-B.). Je brosserai un tableau de l'évolution du marché du gaz en C.-B., d'abord dans le contexte des ressources gazières du Canada et, par la suite, dans le contexte plus vaste du marché nord-américain. Je terminerai avec quelques remarques sur le rôle du gaz naturel dans la production d'électricité.

Mais d'abord, quelques mots au sujet de l'Office national de l'énergie.

Mandat de l'Office national de l'énergie

L'Office exerce des fonctions de réglementation et de conseiller qui ont peu changé depuis sa création en 1959.

L'Office réglemente plus de 45 000 kilomètres de pipelines internationaux et inter-provinciaux. Il réglemente aussi les exportations de gaz naturel, de pétrole et d'électricité. L'an dernier, le commerce de l'énergie a rapporté des revenus bruts de 62 milliards de dollars au Canada, ce qui s'est traduit pour notre pays par un excédent commercial de 36 milliards de dollars dans ce secteur.

L'Office réglemente également la construction des lignes internationales de transport d'électricité ainsi que les travaux d'exploration réalisés dans les terres sous réglementation fédérales (y compris la zone extracôtière de la côte Ouest). Il fournit aussi des conseils au gouvernement du Canada.

L'ONÉ réglemente plus de 45 000 km de pipelines

Ces cartes font état des gazoducs et oléoducs réglementés par l'Office. Comme vous pouvez le constater, on trouve des pipelines à maints endroits au Canada, dont le réseau de Westcoast en C.-B.

Nos buts

L'Office s'est donné cinq buts axés sur la sécurité, l'environnement, le fonctionnement des marchés, ainsi que la participation du public et la gestion de ses ressources humaines et matérielles. L'Office a le mandat d'examiner régulièrement les questions énergétiques.

Dans le cadre de son mandat, l'Office a récemment publié plusieurs évaluations du marché de l'énergie qui sont d'intérêt pour le marché du gaz naturel de la C.-B., et je me propose de vous faire part d'un certain nombre de nos constatations.

Potentiel ultime de gaz naturel classique au Canada

Le printemps dernier, l'Office a publié un rapport de situation sur les ressources en gaz naturel classique au Canada. On y rapporte que le potentiel ultime estimatif de gaz naturel commercialisable du Canada (après transformation) s'établit à 501 Tpi³.

Au Canada, le gaz naturel provient uniquement de trois des bassins d'approvisionnement potentiel : le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC), l'Ontario et la zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse. Plus de la moitié du potentiel ultime de gaz naturel au Canada se trouve dans le BSOC, dont 134 Tpi³, soit la moitié environ, ont déjà été produits.

Potentiel ultime de gaz naturel classique de la C.-B.

Le potentiel ultime de la C.-B. s'établit à 51 Tpi³ de gaz naturel dans le nord-est de la province, qui fait partie du BSOC. Selon les estimations, les bassins intramontagneux de la C.-B., - les bassins Bowser et Nechako en particulier - renfermeraient 8 Tpi³ de gaz naturel et la zone extracôtière de la côte Ouest 9 Tpi³.

On s'attend à ce que la majorité des ressources en gaz naturel extracôtières soient découvertes dans le bassin Queen Charlotte, le bassin extracôtier le plus important. Le degré d'incertitude est plus élevé à l'égard des estimations du volume des ressources dans les bassins intramontagneux peu explorés et la zone extracôtière de la côte Ouest qu'à l'égard de celles du nord-est de la C.-B.

Il semblerait que la C.-B. possède de vastes ressources potentielles en gaz naturel classique qui restent à explorer et à mettre en valeur. À ce jour, toute la production de la C.-B. provient du nord-est de la province, où environ 16 Tpi³ ont déjà été produits.

Ressources gazières de la C.-B. dans le contexte canadien

Le gaz naturel classique du nord-est de la C.-B. ne constitue pas la seule source de gaz. Déjà, les producteurs ont commencé à extraire du gaz naturel des gisements houillers de la province, notamment dans le sud-est. De plus, la recherche de gaz naturel classique pourrait s'étendre aux bassins intramontagneux peu explorés à ce jour.

L'importation de GNL pourrait aussi contribuer à accroître l'approvisionnement en gaz de la C.-B. Vous avez certainement eu vent des projets d'importation de GNL à Prince Rupert et à Kitimat. Il se pourrait aussi que le gaz du Nord pénètre éventuellement le marché de la C.-B. D'autres sources potentielles sont la zone extracôtière de la côte Ouest et, à très long terme, les hydrates de gaz.

Dans l'autre segment de mon exposé, je vous ferai part de mon point de vue sur le marché du gaz naturel. Le printemps dernier, l'Office a tenu des tables rondes avec des participants au marché d'un bout à l'autre du pays en vue de cerner les divers enjeux de ce marché. Publié récemment, le rapport issu de ces rencontres fait état de ce qui suit :

Premièrement, le marché nord-américain est entièrement intégré et les acteurs changent perpétuellement. On peut acheter du gaz auprès de nombreux fournisseurs et, grâce au vaste réseau pipelinier nord-américain, on peut aussi en prendre livraison à de nombreux carrefours commerciaux. De plus, les conditions particulières de l'offre et de la demande dans les marchés régionaux se répercutent sur l'ensemble du marché gazier.

Marché nord-américain du gaz naturel

Deuxièmement, depuis le début de cette décennie, les prix du gaz ont augmenté considérablement et leur volatilité s'est accrue. En revanche, pendant les années 1990, les prix étaient relativement faibles et stables. De nombreux analystes estiment que les prix du gaz ont subi une variation en échelon attribuable au resserrement de l'écart entre l'offre et la demande.

Troisièmement, à quelques exceptions près, les bassins nords-américains de gaz classique montrent des signes de maturité. La production totale plafonne ou est en déclin, la productivité des puits est en baisse et les gisements sont moins importants. De plus, les zones de production classique possibles sont généralement moins nombreuses, y compris dans le BSOC. Aux États-Unis, l'augmentation de la production dans les Rocheuses n'a pu compenser le déclin des autres bassins. Dans l'ensemble, la production sur le continent est stable et, au mieux, de croissance difficile.

Quatrièmement, les habitudes de consommation ont suivi l'évolution des marchés. Le secteur de la production d'électricité est aujourd'hui un grand consommateur de gaz naturel qui côtoie les secteurs résidentiel, commercial et industriel traditionnels. Dans un même temps, le secteur industriel, particulièrement les usines de méthanol et d'engrais qui utilisent le gaz comme charge d'alimentation, a réduit sa consommation en réaction à l'augmentation des prix du gaz naturel.

Cinquièmement, les caractéristiques du gaz naturel - propre, facile à utiliser, accessible et d'un bon rendement à la pointe du brûleur - en font un combustible recherché, ce qui s'est répercuté sur son prix par rapport à celui des autres combustibles fossiles.

Développement du transport

En avril dernier, l'Office a publié un rapport sur le marché du gaz naturel en C.-B. dans lequel il examine l'incidence de ces facteurs sur le marché de la province.

Une des principales constatations du rapport est que le développement du transport depuis 1998 a favorisé l'acheminement du gaz vers les marchés de l'est de la province.

Pensons à l'agrandissement du réseau de TransCanada, à la construction du gazoduc Alliance, qui relie le nord-est de la C.-B. à Chicago, et à la construction, par des producteurs, de gazoducs transfrontaliers qui donnent accès au réseau de TransCanada en Alberta.

Ainsi, une grande partie du gaz provenant du gisement très productif de Ladyfern a été acheminée au réseau de TransCanada en Alberta au moyen de gazoducs détenus par des producteurs.

L'infrastructure de production du nord-est de la C.-B. est de plus en plus intégrée au réseau de transport nord-américain.

Les prix du gaz naturel en C.-B. reflètent ceux de l'Amérique du Nord

Le développement du transport a fait en sorte que les prix payés aux principaux points d'établissement des prix du gaz de la C.-B. - Sumas/Huntingdon, à la frontière de la C.-B/État de Washington, et la station 2 du réseau de Westcoast, dans le nord-est de la C.-B. - reflètent de plus en plus les prix qui ont cours sur le marché nord-américain.

Pendant presque toutes les années 1990, un écart a séparé les prix au NYMEX (ligne bleue sur le diagramme) et ceux des principaux points d'établissement des prix en C.-B. À la fin de la décennie, l'écart s'est amenuisé jusqu'à ce que survienne la crise énergétique en Californie durant l'hiver 2000-2001. Les prix sur le marché du disponible à Sumas/Huntingdon ont alors atteint 20  CA/GJ. Par la suite, les prix en C.-B. ont suivi étroitement la courbe de ceux qui avaient cours au NYMEX, mais à un niveau plus élevé que dans les années 1990.

Les prix du gaz naturel en C.-B. ont connu une forte hausse

Voici une comparaison des prix moyens annuels du gaz naturel à Sumas/Huntingdon, à la station 2 et à AECO-C, en Alberta. On constate que les prix du gaz en C.-B. ont fortement augmenté comme partout ailleurs en Amérique du Nord. Depuis 2002 environ, les prix aux points d'établissement des prix de la C.-B. ont été fort semblables à ceux de l'Alberta, tandis qu'avant 2002, Sumas/Huntingdon était le marché lucratif pour le gaz naturel.

Les consommateurs de la C.-B. ont réduit leur demande

Les consommateurs de la province de la C.-B. ont réagi en réduisant leur demande. La demande des utilisateurs finals en C.-B. plafonne depuis 2000 et a même reculé en 2003. Dans le secteur industriel, la demande est en baisse depuis les deux dernières années.

La consommation des ménages est en baisse dans le Lower Mainland, passant de 120 GJ à la fin des années 1990 à environ 104 GJ en 2003 (données redressées en fonction du climat).

Même les utilisateurs du gaz exporté de la C.-B. ont réduit leur consommation depuis 1998, année où les exportations de gaz à la région du Nord-Ouest depuis Huntington ont atteint un sommet. Cependant, bien que les exportations de gaz globales de la C.-B. à partir de Huntington soient plus faibles, le gaz qui franchit la frontière se retrouve de plus en plus sur le marché de la production d'électricité plutôt que sur le marché industriel traditionnel.

Le marché du Nord-Ouest connaît des pointes simultanées en hiver. La demande de gaz naturel pour le chauffage dans les secteurs résidentiel et commercial atteint son maximum en même temps que la demande d'électricité destinée au chauffage. Il en résulte que la demande de gaz dans cette région est de plus en plus sensible aux conditions météorologiques et connaît davantage de pointes.

Les producteurs de la C.-B. ont intensifié leurs travaux d'exploration et augmenté leur production

On note aussi qu'en réaction aux prix plus élevés, les producteurs de la C.-B. ont intensifié leurs travaux d'exploration et augmenté leur production. De nombreux facteurs influent sur les activités de forage, par exemple la qualité des zones productives possibles, l'accès aux terres et aux gazoducs, le cadre de réglementation et la technologie disponible. La hausse des prix du gaz naturel a toutefois été un facteur clé de l'intensification des travaux de forage dans le nord-est de la C.-B.

Le diagramme ci-dessus le démontre clairement. On constate que le fléchissement des prix en 2002 a entraîné une baisse des travaux de forage dans le nord-est de la C.-B. Les travaux ont repris en force en 2003 en réaction à la hausse des prix.

Défis au sein du marché du gaz naturel en C.-B.

Quels sont les défis au sein du marché du gaz naturel en C.-B.?

Offre : Le gaz naturel du nord-est de la C.-B. est convoité par d'autres consommateurs nord-américains.

Demande : L'utilisation du gaz naturel pour produire de l'électricité a des répercussions sur les autres utilisateurs, notamment ceux des secteurs résidentiel, commercial et industriel.

Prix : Comme partout ailleurs en Amérique du Nord, le prix du gaz naturel en C.-B. a atteint de nouveaux sommets de sorte que les utilisateurs apprennent à gérer leur consommation en conséquence.

Volatilité des prix : Les prix continueront d'être volatils en raison du resserrement de l'écart entre l'offre et la demande en Amérique du Nord et de la sensibilité croissante de la demande aux événements météorologiques.

Infrastructure : Enfin, l'absence d'une grande installation de stockage dans le Lower Mainland limite les options du marché lorsque surviennent de grands événements météorologiques. L'agrandissement des installations de stockage à Jackson Prairie et à Mist, dans le Nord-Ouest, a toutefois contribué à améliorer la situation.

Mot de la fin

Je termine mon exposé avec quelques remarques au sujet de la production d'électricité, un des thèmes de cette conférence.

Les centrales au gaz font partie des moyens de production d'électricité - et il en sera ainsi dans l'avenir. Des approvisionnements sont disponibles, mais à un prix. La Colombie-Britannique a la chance de disposer de diverses sources d'approvisionnement potentielles, mais leur mise en valeur exige des investissements de plus en plus importants. Le coût des approvisionnements augmente en fonction de leur éloignement par rapport aux marchés et à mesure que leur mise en valeur repose sur des technologies plus poussées. Le gaz naturel est perçu comme un combustible fossile recherché, mais les questions de qualité de l'air et des répercussions sur la société et l'environnement demeurent problématiques.

Depuis de nombreuses années, l'ONÉ est un fournisseur d'information sur les marchés énergétiques très respecté et il entend poursuivre cette tradition d'excellence. Nous continuerons donc de surveiller l'évolution du marché du gaz naturel de la C.-B. Je profite de l'occasion pour souligner que l'Office et le ministère de l'Énergie et des Mines de la C.-B. se penchent actuellement sur un projet d'évaluation conjointe visant à mettre à jour les estimations du potentiel ultime de gaz naturel classique dans le nord-est de la province, en vue d'une publication éventuelle en 2005.

Toutes les évaluations du marché dont j'ai parlé aujourd'hui sont disponibles sur notre site Web. On peut également s'en procurer des exemplaires auprès de notre bibliothèque.

Merci.

 

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Date de modification :

2011-10-28