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Perspectives de l'ONÉ sur l'avenir énergétique - Regard sur le Canada et aperçu des impacts dans la région des Rocheuses

Présenté par
Roland George
Membre
Office national de l'énergie

11^e Salon du gaz naturel du Wyoming
Jackson Hole (Wyoming)

Du 19 au 21 septembre 2007

Perspectives de l'ONÉ sur l'avenir énergétique - Regard sur le Canada et aperçu des impacts dans la région des Rocheuses

Plan

Qu'est-ce que l'ONÉ?

Les membres de l'Office

L'Office national de l'énergie compte huit membres à temps plein, trois temporaires et un effectif d'environ 300 employés, tous situés à Calgary. Ses décisions reposent sur l'échange de connaissances qui survient au cours de ses audiences. Toutes les décisions que rend l'Office visent à promouvoir l'intérêt public canadien.

Le rôle conféré à l'ONÉ aux termes de la Loi sur l'Office national de l'énergie

La vision de l'ONÉ

Qu'est-ce que le rapport sur « l'avenir énergétique »?

Le rapport sur l'avenir énergétique est une évaluation à long terme de l'offre et de la demande d'énergie au Canada. L'ONÉ publie des ouvrages sur l'avenir énergétique environ aux quatre ans, et le dernier remonte à 2003. Ces rapports combinent les renseignements à court terme contenus dans les diverses évaluations du marché de l'énergie (ÉMÉ) consacrées à des produits particuliers en une seule analyse et revue prospective du marché global de l'énergie.

Voici les objectifs du rapport 2007 :

Présenter une analyse indépendante des tendances de l'offre et de la demande d'énergie
Constituer une source de référence pour les Canadiens intéressés aux enjeux et aux tendances énergétiques au Canada
Stimuler un débat autour des enjeux énergétiques
Éclairer les décideurs sur les principaux risques et les grandes incertitudes que comporte l'avenir énergétique
Le rapport paraîtra en novembre 2007

Le projet sur l'avenir énergétique vise à anticiper, jusqu'en 2030, la façon dont les Canadiens produiront et consommeront tous les types d'énergie.

Rapport sur l'avenir énergétique - Hypothèses clés

Le rapport à venir sur l'AÉ présente un scénario de référence portant jusqu'en 2015 et trois scénarios prévisionnels qui s'étendent jusqu'en 2030. Cette diapositive relève certains des grands facteurs qui distinguent les scénarios les uns des autres. Les prix du pétrole ont un effet déterminant sur l'offre de pétrole, et les prix du gaz naturel sont importants parce que le gaz naturel constitue un élément de coût majeur dans la production du pétrole extrait des sables bitumineux.

L'écart de prix léger/lourd a été fixé à 30 % dans tous les scénarios, étant fondé sur l'écart moyen des dix dernières années.

Les prix du WTI varient de 35 $ à 85 $ dans les trois scénarios, tandis que les prix du gaz au carrefour Henry vont de 5,50 $ à 12 $. Ils sont majorés d'une légère prime environnementale dans le scénario Triple-E.

Le progrès technologique a joué un rôle déterminant par le passé, surtout dans le secteur des sables bitumineux, et les prix élevés du pétrole envisagés dans le scénario Îles fortifiées sont les plus propices à l'avancement de la technologie dans le domaine de la production pétrolière.

Le coût de la conformité environnementale est aussi un facteur important; il est le plus élevé dans le scénario Triple-E.

L'établissement de scénarios offre un bon moyen d'aborder l'incertitude : ce ne sont pas des prévisions, mais plutôt des résultats plausibles.

Scénario de référence (2005-2015)

Fondé sur des tendances établies et des événements connus

Maintien des tendances

Prolongement des tendances du scénario de référence jusqu'en 2030

Triple-E (énergie, économie et environnement)

Coopération entre les pays
Orienté vers le développement équilibré
Les prix de l'énergie sont bas

Îles fortifiées

Moins de commerce international
Orienté vers la sécurité de l'énergie
Les prix de l'énergie sont élevés

Résultats de haut niveau du rapport sur l'AÉ

L'offre est suffisante mais la combinaison énergétique est appelée à changer (les ressources non classiques remplacent les sources classiques autant pour le pétrole que pour le gaz).

Les prix sont supérieurs aux moyennes historiques et se maintiendront à des niveaux élevés.

Les marchés fonctionnent comme ils se doivent : quand les prix sont élevés - accroissement de l'offre et réduction de la demande; quand les prix sont bas - diminution de l'offre et augmentation la demande; il y a des indications que les Canadiens adaptent leur mode de vie en fonction des prix de l'énergie.

Les exportations de pétrole et d'électricité aux États-Unis iront croissants; les exportations de gaz diminueront dans tous les cas, sauf le scénario Îles fortifiées.

La croissance macroéconomique ralentit en raison du vieillissement de la population, de la faible croissance démographique et du besoin d'investissements considérables pour répondre à la demande d'infrastructures nouvelles et remplacer les infrastructures vieillissantes.

La technologie est partout importante : trouver des façons nouvelles ou meilleures d'exploiter les ressources non classiques, freiner la croissance de la demande grâce à des gains d'efficacité, utiliser plus proprement les combustibles fossiles, en particulier le charbon.

Le changement climatique préoccupe vivement le public et les gouvernements tentent d'arrêter des politiques et des plans pour réduire les émissions sans trop sacrifier l'économie. Les scénarios prévoient tous une augmentation totale des émissions au cours des trente prochaines années, alors que les niveaux d'intensité baissent dans presque tous les cas. La réduction des émissions totales exige des politiques beaucoup plus contraignantes que celles qui ont été annoncées jusqu'ici; les objectifs du Protocole de Kyoto ne sont pas atteints au Canada.

Émissions totales de gaz à effet de serre au Canada

Au Canada, des programmes, des politiques et des technologies sont en cours de développement, mais les effets n'en sont examinés que dans le scénario Triple-E.

Les émissions de GES sont liées à la demande d'énergie et varient peu à court terme.

Faire face au changement climatique exige toute la panoplie de stratégies disponibles. Le rapport sur l'AÉ traite des réductions réalisées grâce à l'efficacité énergétique, la gestion de l'énergie et l'investissement dans les technologies de piégeage et de stockage de co₂.

Le scénario Triple-E envisage une réduction des émissions de 0,3 % par année de 2004 à 2030, avec harmonisation de l'utilisation de l'énergie, des incidences économiques et de la croissance économique.

Le gouvernement canadien a annoncé son objectif de réduire les émissions de 20 % par rapport aux niveaux de 2006 d'ici 2020 (courbe mauve). Cela exigera l'application de politiques et de programmes de réduction des émissions non compris dans les paramètres du rapport sur l'AÉ. Les possibilités sont : des fonds gouvernementaux pour la technologie, les crédits d'émission de carbone et l'accès au mécanisme de développement propre que prévoit le Protocole de Kyoto. La question de savoir comment les consommateurs et la technologie réagiront aux politiques et aux programmes requis laisse planer beaucoup d'incertitude.

Enjeux liés au gaz

Production de gaz au Canada

La production canadienne glisse à cause du recul des activités de forage en 2007-2008, puis reste stable jusqu'en 2010.

Elle réagit ensuite aux courbes de prix que nous avons définies - prix (réel) 5,50 $, 7 $, 12 $, au carrefour Henry.

À long terme, le Canada ne peut maintenir les niveaux actuels des exportations nettes à cause de l'augmentation de l'utilisation intérieure de gaz, spécialement pour soutenir la croissance de la production à partir des sables bitumineux.

L'expression « exportations nettes » s'entend de la différence entre les quantités produites au Canada, augmentées des quantités importées dans ce pays, et les quantités exportées du Canada. Les importations comprendraient le GNL, ou les livraisons via le gazoduc de l'Alaska.

Offre / demande au Canada

La demande canadienne de gaz augmente à un rythme régulier jusqu'en 2015, surtout en raison de l'utilisation croissante du gaz pour l'exploitation des sables bitumineux et la production d'électricité.

Pendant la même période, l'offre de gaz au Canada, même quand l'importation de GNL supplée à la production intérieure, reste stable ou diminue.

Ceci réduit le volume potentiel disponible pour l'exportation ou pour faire concurrence au gaz des Rocheuses sur les gros marchés.

Gaz canadien sortant de l'Ouest canadien

Sous l'effet de l'accroissement de la demande de gaz en Alberta, dans tous les scénarios, et du plafonnement, allant jusqu'au déclin, de la production du BSOC dans le scénario de référence, en Maintien des tendances et en Triple-E, la quantité nette de gaz pouvant sortir de la région se trouve grandement réduite. Cette diapositive ne montre que la production intérieure escomptée à partir de sources classiques et non classiques. Elle ne reflète pas l'incidence des livraisons via le gazoduc de l'Alaska ou des livraisons de GNL dans le BSOC à partir de la côte Ouest. Il faudrait ajouter ces volumes à ceux qui sont indiqués.

On s'attend à ce que toute réduction des flux nets de gaz quittant l'Ouest canadien sera compensée par une hausse des importations de GNL en Amérique du Nord.

Dans la scénario Îles fortifiées, les exportations nettes de gaz se tiennent autour des niveaux actuels jusqu'en 2020.

Autres sources d'approvisionnement

GNL

Commerce international
Questions concernant l'utilisation de sources étrangères d'approvisionnement

MH et autres sources de gaz non classiques

Gaz de réservoir étanche, gaz de schiste, hydrates de gaz

Gaz classique venant des régions pionnières

Delta du Mackenzie, Alaska, archipel Arctique, côte Est

Réseau de pipelines de l'Amérique du Nord

Évolution de la dynamique des flux

À l'heure actuelle, environ 95 % de la production gazière nord-américaine provient d'une région dont le contour suit approximativement la ligne continentale de partage des eaux (zones en bleu).

La diapositive montre la direction des flux jusqu'à environ 2015 - nous n'avons pas de chiffres sur les volumes des flux par période.

Les flux qui restent à peu près inchangés sont montrés en jaune, les flux qui augmentent sont indiqués en rose et les flux qui diminuent sont en bleu foncé.

La demande croît plus rapidement que l'offre dans l'Ouest canadien (même en incluant le gaz du delta du Mackenzie). On s'attend à une diminution des flux de gaz canadien à partir de l'Ouest - sans compter l'apport du gaz de l'Alaska. Les flux hors de la région extracôtière de la Nouvelle-Écosse diminuent également (même en comptant le gisement Deep Panuke).

Les importations de GNL augmentent - la capacité de regazéification double d'ici 2009. Les arrivages de GNL pourraient entraîner une baisse des exportations américaines par pipeline vers le Mexique.

Des contraintes de capacité existent sur certains trajets pipeliniers - en remontant la côte Est, à travers l'État de New York, en Pennsylvanie. Les flux sur d'autres trajets pipeliniers n'augmenteront probablement pas à cause de la concurrence - arrivée du GNL dans le sud de la Californie, gaz des Rocheuses dans la région du centre.

L'augmentation la plus notable sera due aux expéditions de 2 Gpi³/j du pipeline Rockies Express, approuvé et en cours de construction, qui s'étendra de l'État du Missouri jusqu'en Ohio.

À cela s'ajoutent les approvisionnements supplémentaires liés aux importations de GNL dans l'est du Texas et la région du golfe.

Tous ces flux sont à destination des marchés à prix netback élevés du Nord-Est - cela représente trop de gaz par rapport à la croissance du marché et une partie des approvisionnements pourrait rester coincée à Chicago, puis être acheminée en direction nord vers le marché « facile » de l'Ontario (ceci exigerait probablement l'agrandissement du pipeline Vector).

Points de discussion - Gaz des Rocheuses

L'expectative d'un plafonnement, sinon d'un déclin, de la production de gaz au Canada jumelée à une augmentation de la demande de gaz canadien pour l'extraction et le traitement du pétrole des sables bitumineux et pour la production d'électricité pourrait laisser du jeu dans les marchés approvisionnés par les exportations canadiennes.

Les estimations de l'offre potentielle dans la région des Rocheuses (200 Tpi³ selon le Potential Gas Committee) donnent à croire que le pipeline Rockies Express, ou REX, pourrait n'être qu'une première étape et que des installations de compression et des doublements pourraient être ajoutés à mesure que le marché se développe.

REX Ouest accroîtra la capacité pipelinière, déjà considérable, en direction du milieu du continent.

Un défi de taille sera d'acheminer le gros volume de gaz supplémentaire arrivant au terminal de REX, dans l'est de l'Ohio, via les gazoducs existants, jusqu'aux marchés importants de New York et de Boston. Cela pourrait poser des difficultés (on se rappelle le projet de pipeline Millennium qui a pris plus de cinq ans à obtenir les approbations nécessaires pour traverser ce territoire). Il est possible qu'il y ait plus de gaz venant des Rocheuses qui prenne la direction du Nord.

Ceci pourrait se faire au moyen d'un pipeline Vector agrandi se rendant jusqu'à Dawn. À partir de ce point, le marché de l'Ontario pourrait soumissionner pour une partie du gaz tandis qu'une autre partie pourrait emprunter le trajet, potentiellement sous-utilisé^[1], TCPL-Iroquois, pour rejoindre le Nord-Est américain.

[1] En supposant que des volumes croissants de gaz du BSOC demeurent en Alberta pour être affectés aux projets de sables bitumineux.

La trajet en direction nord, jusqu'au Nord-Est, comporte comme risque que le cumul de tarifs sur les nombreux pipelines empruntés (Vector, Union, TCPL, Iroquois) pourrait coûter plus cher qu'un trajet direct du terminal REX au marché, s'il existait.

(Les expéditeurs de l'Alberta-Nord-Est (ANE) ont semble-t-il couru ce risque en s'engageant récemment à payer, pendant 15 ans, les droits liés à la demande associés au transport de 275 Mpi³/j de gaz à partir de Dawn sur la canalisation TCPL-Iroquois.)

Récapitulation

Les « exportations nettes » représentent la différence entre les quantités produites au Canada, augmentées des quantités importées dans ce pays, et les quantités exportées du Canada. Les importations comprendraient le GNL, ou les livraisons via le gazoduc de l'Alaska.

Merci!

L'avenir énergétique du Canada - Scénario de référence et scénario Maintien des tendances

Scénario de référence et Maintien des tendances (7 $/millier de pieds cubes CH)

Le Canada possède encore de vastes richesses en gaz naturel (424 Tpi³) dont un tiers environ sont des ressources en gaz classique situées dans l'Ouest canadien.

Après avoir chuté à 12 000 puits forés en 2007, le forage de gaz dans l'Ouest canadien reprend de plus belle pour se stabiliser à environ 18 000 puits par année.

La production diminue petit à petit - la baisse est de l'ordre de 40 % d'ici 2030.

La production de méthane de houille augmente progressivement, et atteint 1,4 Gpi³/j d'ici 2015.

La production dans l'Atlantique comprend les gisements de l'Île de Sable, le champ McCully et le méthane de houille (ainsi que Deep Panuke à compter de 2010 - sous réserve de l'approbation réglementaire du projet).

En l'absence de nouvelles découvertes importantes, la production au large de la Nouvelle-Écosse prend fin d'ici 2020.

Les projets gaziers des Grands Bancs de Terre-Neuve commencent à produire du gaz d'ici 2017 sous forme de gaz naturel comprimé.

La production dans le delta du Mackenzie débute en 2015.

Trois terminaux d'importation de GNL sont en exploitation d'ici 2015 et importent 1,4 Gpi³/j.

Les importations de GNL comptent pour 27 % des approvisionnements d'ici 2030 (5 terminaux).

La demande de gaz augmente de 45 % de 2005 à 2030 - l'exploitation des sables bitumineux et la production d'électricité en sont les principales causes.

On assiste à un resserrement de l'offre et de la demande - le Canada cesse d'être un exportateur net de gaz dès 2028.

L'avenir énergétique du Canada - Scénario Triple-E

Triple-E : 5,50 $/millier de pieds cubes

Jusqu'en 2010, les tensions géopolitiques se relâchent et une forte croissance économique maintient les prix à un niveau élevé; ceci met un frein à la demande.

Un climat d'investissement mondial sûr et l'amélioration de l'accès se traduisent par une abondance d'approvisionnements énergétiques.

La croissance de la demande mondiale d'énergie ralentit alors que les consommateurs cherchent à utiliser l'énergie plus efficacement et que les gouvernements adoptent des politiques de gestion de la demande, le tout sur la toile de fond des pressions continues pour résoudre le problème des émissions croissantes.

Les prix de l'énergie chutent entre 2010 et 2020.

D'abondantes importations de GNL font baisser les prix du gaz.

L'accent mis sur l'efficacité et l'environnement, combiné à la taxe sur les émissions carboniques, fait que les consommateurs finals continuent de payer des prix élevés.

La production canadienne diminue parce qu'il n'est pas rentable d'exploiter des ressources plus coûteuses.

Seulement 8 000 puits de gaz sont forés dans l'Ouest canadien. Le projet gazier Mackenzie ne voit pas le jour.

Pas de projet gazier Mackenzie

La demande croît de moins de 10 % jusqu'à 2030 en raison des gains d'efficience énergétique.

Il y a équilibre de l'offre et de la demande canadiennes d'ici 2020, comme le montre la figure 6.3.6.

Dès 2030, le Canada devient un importateur net à raison de près de 3,5 Gpi³/j.

Les importations de GNL en Amérique du nord sont à ce point répandues qu'il n'existe plus de marchés pour les exportations canadiennes de gaz naturel après 2018.

L'avenir énergétique du Canada - Scénario Îles fortifiées

Îles fortifiées : 12 $/millier de pieds cubes

Le climat d'investissement mondial n'est pas sûr - L'Amérique du Nord met l'accent sur la sécurité de l'approvisionnement.

Les prix élevés du gaz maintiennent l'offre canadienne à un niveau élevé.

24 000 puits de gaz sont forés chaque année dans l'Ouest canadien (1 075 appareils de forage utilisés à 55 %).

La production de MH augmente pour passer à 3,5 Gpi³/j; ceci comprend jusqu'à 2 Gpi³/j de gaz de schiste.

Jusqu'en 2024, la production se maintient à 1 Gpi³/j près du sommet de 2015.

On assiste au développement intensif des sources non classiques et des ressources des régions pionnières.

L'exploration au large de la Nouvelle-Écosse est relancée et aboutit à des découvertes importantes de gaz à grande profondeur.

La production dans l'Arctique et au large du Labrador intervient aux stades ultérieurs de la période de projection.

En raison de l'insécurité de l'approvisionnement, il n'y a plus d'importations de GNL au Canada après 2015.

La demande de gaz croît d'environ 15 % d'ici 2030, mais est limitée par les prix élevés de l'énergie et par le recul de l'activité économique.

Les exportations nettes s'érodent peu à peu jusqu'en 2015, moment où la production des régions pionnières leur permet d'atteindre un nouveau sommet.