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Répondre à la demande de gaz en Amérique du Nord - Perspective canadienne

Présenté par
Roland R. George
Membre
Office national de l'énergie

Conférence 2008 du Conseil de l'énergie
Hoover (Alabama)

7 juin 2008

Répondre à la demande de gaz en Amérique du Nord - Perspective canadienne

Je voudrais remercier le Conseil de l'énergie de m'avoir invité à participer à cette conférence.

Je suis un membre de l'Office national de l'énergie du Canada, une institution publique qui fêtera son 50^e anniversaire l'an prochain.

On m'a demandé de parler des tendances et faits nouveaux dans le domaine du gaz naturel au Canada et de leurs effets sur la demande générale de gaz en Amérique du Nord. Durant la présentation, je vais me référer à certains rapports officiels de l'Office mais les commentaires que je fais aujourd'hui n'engagent en rien l'Office.

Ressources énergétiques au Canada

Le Canada abonde en ressources énergétiques. Or, il est critique que ces ressources soient gérées de manière sécuritaire et responsable. En passant, le Canada est le plus grand exportateur d'énergie aux États-Unis, tout en étant le plus fiable et le plus sûr.

Si l'on y inclut les sables bitumineux, les réserves de pétrole du Canada ne sont surpassées que par celles de l'Arabie saoudite. La production canadienne de pétrole devrait croître et passer de quelque 2,7 millions de barils par jour (2007) à 3,5 millions de barils par jour en 2015.

Nos exportations totales de gaz naturel en 2007 se sont élevées à environ 10,4 Gpi³/j (soit 9,1 Gpi³/j d'exportations nettes). Ces exportations comptent pour plus de la moitié de notre production. Le gaz naturel canadien représente 15 % du gaz consommé en sol américain. Les marchés d'exportation du Canada sont les régions du Centre/Midwest, du Nord-Est et de la Californie/Nord-Ouest Pacifique des États-Unis (représentant 41 %, 34 % et 24 % des exportations, respectivement).

En 2007, le secteur énergétique représentait près de 6 % du produit intérieur brut du Canada et 90 milliards de dollars en termes d'exportations totales. En chiffres absolus, l'énergie représente plus ou moins 20 % de la valeur de toutes les exportations canadiennes. L'an dernier, l'industrie énergétique a investi presque 69 milliards de dollars au Canada, soit en gros 35 % de tous les investissements effectués par le secteur privé au pays.

Afin de pouvoir acheminer ces ressources énergétiques jusqu'aux marchés, le Canada a besoin d'infrastructures comme des pipelines et des lignes de transport d'électricité.

Rôles de l'énergie - Réglementation

Au Canada, c'est de l'ONÉ que relève la réglementation de l'énergie au palier fédéral. À ce titre, l'Office réglemente les pipelines interprovinciaux et internationaux, les lignes internationales de transport d'électricité, les exportations d'énergie, les importations de gaz ainsi que les opérations pétrolières et gazières dans les régions pionnières non visées par un accord et dans les régions extracôtières. L'Office assume également d'autres responsabilités relatives à ces opérations.

À des fins de comparaison avec les États-Unis, les responsabilités l'Office englobent celles de la Federal Energy Regulatory Commission, une bonne partie de celles de la Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) du ministère du Transport et celles de l'Energy Information Administration.

À titre d'organisme de réglementation fédéral, l'Office a pour vision de participer en partenaire actif, efficace et averti au développement responsable du secteur énergétique du Canada, au profit de la population canadienne. Il s'efforce d'atteindre l'excellence en matière de leadership et de responsabilisation.

Pour le gouvernement, Ressources naturelles Canada est la principale source de conseils sur la politique énergétique. L'ONÉ prend en considération les politiques énergétiques du gouvernement dans l'exercice de ses fonctions de réglementation.

Les provinces et les territoires se sont dotés, pour la plupart, d'organismes de réglementation en matière d'énergie auxquels ils ont confié un mandat et des responsabilités à exécuter dans leur région. Les ressources naturelles appartiennent aux provinces et celles-ci disposent de leurs propres organismes de réglementation pour la conservation des ressources et le transport d'électricité à l'intérieur de leurs frontières.

Dans le but d'améliorer le processus de réglementation, la collaboration et la mise en commun des pratiques exemplaires sont de mises entre l'ONÉ et un nombre d'organismes provinciaux et fédéraux.

L'avenir énergétique du Canada - Scénarios de référence et prospectifs

L'Office national de l'énergie a pour mandat de surveiller l'offre et la demande sur les marchés au Canada et de fournir aux Canadiens de l'information à ce sujet. C'est la raison d'être du Rapport sur l'avenir énergétique du Canada.

En novembre dernier, l'Office a publié un rapport complet fournissant une perspective détaillée de l'offre et de la demande énergétiques au Canada de 2005 à 2030. Nous menons des études de ce genre tous les quatre ans environ, depuis 1967. Le rapport courant porte sur l'analyse d'un scénario de référence pour les années 2005 à 2015 et celle de trois scénarios prospectifs allant jusqu'en 2030.

Afin de comprendre les résultats auxquels nous sommes parvenus, il faut bien cerner les hypothèses avancées en termes de prix d'énergie et de conditions économiques qui sous-tendent le scénario de référence et chacun des scénarios prospectifs.

Le scénario de référence constitue notre meilleure estimation de l'évolution de l'offre et de la demande au Canada, compte tenu des décisions et des politiques actuelles ainsi que des tendances observées au chapitre de l'économie et de l'énergie. Il est caractérisé par des prix modérés de l'énergie et des activités commerciales qui se poursuivent de façon habituelle. Par exemple, il est prévu que le rapport entre les prix du gaz naturel et ceux du pétrole brut se maintiendra selon ce qui a pu être constaté dans le passé (soit 84 % d'un équilibre 6 : 1 en termes de nombre de BTU).

Les scénarios prospectifs se concentrent sur les incertitudes qui sont le résultat de facteurs géopolitiques et économiques sur la scène mondiale, de tendances sociales, de décisions stratégiques à venir ou de progrès technologiques. Chacun de ces scénarios est fondé sur un ensemble d'hypothèses cohérentes entre elles et conçues pour confirmer d'éventuelles conclusions. Ils sont tous considérés comme plausibles et aucun plus probable qu'un autre.

Selon le scénario Maintien des tendances, les projections du scénario de référence s'étalent sur 15 années de plus, soit jusqu'en 2030.

Le scénario prospectif Triple-E suppose des visées assez élevées en matière de conservation à l'échelle planétaire. Il prévoit une croissance économique plus modérée en raison de compromis économico-environnementaux. La préférence est donnée aux combustibles plus verts, qu'il s'agisse par exemple des sources d'énergie renouvelable, du nucléaire ou du gaz naturel, et d'un prix sur les émissions de CO₂. En 2030, c'est ce scénario qui est à l'origine des prix de l'énergie les plus bas pour les producteurs. Une telle situation découle d'une collaboration entre les pays, ouvrant la voie à d'abondants approvisionnements énergétiques partout dans le monde, ainsi que de programmes exhaustifs de gestion de la consommation à l'origine d'un ralentissement de la croissance de la demande d'énergie.

Le scénario Îles fortifiées est axé sur la continuité des approvisionnements en Amérique du Nord. C'est dans un tel cadre que la croissance économique est la plus faible et que les prix de l'énergie sont les plus élevés. Cette combinaison de facteurs découle d'un sentiment d'insécurité dans le monde, alors que des tensions d'ordre géopolitique continuent de faire obstacle à l'accès à des sources d'énergie peu coûteuse sur la planète. L'accent est placé sur la mise en valeur des sources d'énergie à l'intérieur des limites du territoire.

Encore une fois, l'évolution envisagée pour ces différents scénarios est le résultat de discussions de fond avec des spécialistes du domaine de l'énergie, à l'ONÉ et ailleurs. Les séances de consultation pancanadiennes ont permis de les nuancer encore davantage.

Utilisation des ressources

Le Canada dispose d'énormes ressources restantes de gaz naturel (colonnes foncées), quel que soit le scénario prospectif envisagé.

La quantité de ressources qui seraient produites de 2005 à 2030 est également indiquée.

Au cours de la période de projection, on continue de mettre l'accent sur les ressources classiques dans l'Ouest canadien et le gaz non classique des réservoirs étanches. Le gaz classique de l'Ouest canadien demeure la principale composante de l'approvisionnement, mais accuse une baisse dans tous les scénarios prospectifs. Les réserves classiques recèlent encore d'importantes quantités de gaz (134 Tpi³). Mais en moyenne, les nouveaux puits de gaz classique sont moins productifs que ceux découverts par le passé, de sorte que des efforts et des coûts de forage similaires donnent des résultats moindres.

Le méthane de houille prend une importance croissante, surtout lorsque les prix sont élevés, sa production atteignant un maximum de 1,6 Gpi³/j dans les scénarios de moyennes et faibles activités et de 3,5 Gpi³/j dans le scénario de fortes activités.

Cette analyse a été relativement prudente en ce qui concerne le gaz de schistes, estimant une production d'environ 1 % dans les scénarios Maintien des tendances et Triple-E. Elle est plus prometteuse selon le scénario Îles fortifiées, estimant une production d'environ 4 %.

Mais l'exploitation des autres ressources non classiques et de celles des régions pionnières fait face à de l'incertitude, ainsi qu'à la longue durée d'installation et au coût élevé de l'infrastructure nécessaire au raccordement des puits éloignés. Jusqu'en 2013, le gaz produit dans les régions pionnières provient de la côte Est seulement. Le gaz de la vallée du Mackenzie devient disponible en 2014 selon les scénarios Maintien des tendances et Îles fortifiées. La concrétisation de cette prévision dépend du processus de réglementation en cours, du calendrier des travaux et des décisions d'entreprises. D'ici 2017, la production pétrolière tirée des projets qui existent au large de Terre-Neuve sera terminée et il sera possible d'utiliser les ressources gazières associées. Le scénario Îles fortifiées englobe le gaz du large des côtes du Labrador et des îles de l'Arctique de l'Ouest.

En conséquence, la production de gaz canadien diminue dans deux des trois scénarios prospectifs. Or les scénarios prévoient une croissance de la demande de gaz canadien. Une importante source de croissance de cette demande est le secteur des sables bitumineux.

Production de gaz canadien

Selon le scénario de référence, le volume de production de gaz ne change guère jusqu'en 2010, puis il commence à baisser graduellement. La production de méthane de houille (MH) devrait atteindre 2 Gpi³/j d'ici 2015. Dans les régions pionnières, le projet Deep Panuke au large de la Nouvelle-Écosse devrait entrer en production en 2010 alors que l'entrée en production du projet gazier Mackenzie est prévue pour 2014.

Selon le scénario Maintien des tendances, la production de gaz continue à baisser dans l'Ouest canadien. L'offre intérieure de gaz décroît progressivement, presque de moitié pendant cette période.

Les projets de GNL dans le Canada atlantique, au Québec et en Colombie-Britannique sont à divers stades d'examen. Selon les prévisions, l'importation de GNL débute en 2009 à 0,5 Gpi³/j et augmente au fur et à mesure que d'autres terminaux sont construits et que l'utilisation augmente. D'ici 2015, il est prévu que trois terminaux seront en service et permettront l'importation annuelle de 1,4 Gpi³/j. En Maintien des tendances, un quatrième terminal s'ajoute aux autres et l'utilisation augmente pour se stabiliser à un peu plus de 2 Gpi³/j.

Selon le scénario Triple-E par contre, d'abondantes importations de GNL font baisser les prix du gaz. Toujours selon ce scénario, les importations de GNL sont deux fois plus élevées qu'en Maintien des tendances. D'ici 2021, les importations de GNL se stabilisent à 4,8 Tpi³/année si les sept terminaux sont exploités de 70 à 80 %. En 2030, les importations de GNL représentent environ 95 % de la production intérieure de gaz du Canada. La production intérieure de gaz diminue puisque certaines ressources classiques et non classiques plus coûteuses ne sont pas rentables.

Selon le scénario Îles fortifiées, l'offre de gaz au Canada est solide grâce aux prix plus élevés; la mise en valeur des sources non classiques et pionnières s'intensifie; et l'instabilité des conditions d'investissement, jumelée à la diminution des échanges commerciaux à l'international forcent l'Amérique du Nord à être en grande partie autosuffisante au chapitre de l'approvisionnement en gaz et à n'importer que de petites quantités de GNL (aucune importation ne passant par le Canada après 2015).

Exportations nettes de gaz du Canada

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

Après 2015, la demande de gaz est à son plus haut niveau selon le scénario Maintien des tendances en raison d'une forte croissance économique. Cette croissance est moindre selon le scénario Triple-E à cause des normes environnementales rigoureuses et d'une meilleure efficience. Elle est à son niveau le plus bas selon le scénario Îles fortifiées sous l'effet des prix plus élevés et d'une croissance économique plus lente.

Puisque la demande de gaz au Canada augmente dans tous les scénarios et que la production reste stable ou diminue dans les scénarios de référence, Maintien des tendances et Triple-E, l'équilibre entre l'offre et la demande se resserre considérablement.

La différence entre l'offre et la demande au Canada est représentée ici par les exportations nettes potentielles. Il est à noter que les importations aux fins de réexportations de GNL ainsi que le gaz des États continentaux et de l'Alaska ne sont pas pris en compte et que ces volumes serviraient à suppléer les débits de gazoducs, y compris les gazoducs d'exportation. On prévoit que toute réduction des exportations nettes de gaz hors du Canada sera compensée par un accroissement de la production et une hausse des importations de GNL aux États-Unis.

Dans le scénario Îles fortifiées, les exportations nettes de gaz dépassent les niveaux actuels pour la plus grande partie de la période visée à mesure que les nouvelles installations dans le Nord du Canada et au large de la côte Est et du Labrador sont mises en service.

Éventualités en matière de gaz naturel au Canada

À la suite de l'analyse effectuée dans le cadre du projet Avenir énergétique, les gens de l'industrie sont devenu beaucoup plus pessimistes au sujet du forage de puits de gaz dans l'Ouest canadien, en Alberta en particulier. Leurs préoccupations à propos de la hausse des coûts, de la meilleure rentabilité du pétrole et de la modification des taux de redevances de l'Alberta ont entraîné un ralentissement des investissements dans la mise en valeur des gisements gaziers. Les activités de forage de puits de gaz dans l'Ouest canadien ont toujours été très fortement influencées par les prix. Pendant une grande partie de la présente décennie, on croyait qu'avec un prix autour de 7 $/MBTU en Alberta, les activités de forage permettraient de maintenir la productibilité à un niveau relativement stable. Lorsque le prix est descendu à moins de 7 $, les activités ont ralenti; lorsqu'il est passé au-dessus de 7 $, elles ont repris de plus belle, mais non pendant une grande partie de 2007. Il se peut que l'inflation des coûts et la baisse de productivité des puits de gaz poussent ce prix plancher-seuil plus près de 9 $. Puisque les prix en Alberta remontent vers ce palier, il est bien possible que les activités de forage de puits de gaz reprennent durant la deuxième moitié de l'année à condition que la main-d'oeuvre soit disponible pour faire fonctionner les appareils et que les rendements ne soient pas supérieurs dans les autres provinces.

Jusqu'à la fin de 2007, il y a eu une pénurie mondiale de GNL et les marchés asiatiques et européens étaient disposés à surenchérir sur le marché nord-américain pour les cargaisons de réserve durant les périodes de pointe.

Cela fait des décennies qu'il existe des projets pipeliniers visant à accéder au gaz dans le delta du Mackenzie et en Alaska. TCPL a été sélectionnée en vertu de l'Alaska Gas Inducement Act pour lancer un appel de soumissions et recevoir un appui financier pour entreprendre le processus de réglementation. L'incidence que cela pourrait avoir sur le projet de gazoduc du Mackenzie n'est pas encore claire.

En ce qui à trait à la demande, il y a une grande incertitude concernant les sables bitumineux, un marché clé. Environ trois quarts de la ressource sont à une trop grande profondeur pour une exploitation en surface; elle doit donc être réchauffée sous terre afin de permettre au bitume de couler vers les puits horizontaux. Bien que cela consomme beaucoup plus d'énergie, il est possible de recourir à des combustibles de remplacement : un certain nombre de technologies à cet effet sont en train d'être évaluées.

Et parlons finalement de la production d'électricité au gaz naturel. Il y a peu de solutions de rechange à la souplesse en matière d'exploitation, à la facilité du choix d'emplacement, à la construction rapide et aux dépenses en immobilisations initiales peu élevées qui sont associées aux installations de production au gaz naturel, surtout si le réseau électrique exige qu'une source auxiliaire d'énergie se trouve proche d'une installation éolienne éloignée. Il est bien possible que le charbon épuré remplace les ajouts supplémentaires de gaz à l'avenir, mais le coût incertain de cette technologie et les émissions futures en ont fait ralentir la mise en application.

Productibilité totale prévue au Canada

Relativement aux perspectives du gaz naturel à court terme, ce graphique montre la production de gaz prévue au Canada selon notre scénario de référence depuis l'automne dernier et la production réelle obtenue de deux manières.

Représentant la production mesurée aux puits individuels, la ligne noire est la plus fiable.

Les points bleus représentent le volume de gaz entrant dans les gazoducs et donnent plutôt une indication en temps réel qui est assez précise.

Voyez-vous, la production canadienne a été généralement d'environ 1 Gpi³/j de moins que l'année dernière et malgré les dernières tendances à dépasser la prévision de notre scénario de référence, le ralentissement des activités de forage ramènera probablement la tendance actuelle vers notre prévision.

Pourtant, les dernières augmentations de prix et les annonces au sujet d'activités accrues dans l'Ouest canadien indiquent qu'une hausse est possible en 2009 (comme il a été mentionné auparavant, le prix a une grande influence sur la production).

Les quelques diapositives qui suivent présentent des faits nouveaux qui pourraient être plus positifs en ce qui concerne l'offre de gaz naturel canadien.

Gaz de schistes au Canada

Malgré les baisses de production de gaz au Canada, plusieurs annonces positives ont été faites au sujet des premiers résultats d'exploration obtenus des objectifs de prospection de gaz de schistes de part et d'autre du Canada. Le gaz de schistes représente une ressource éventuellement immense, possiblement comparable aux réserves de gaz classique du Canada.

On devrait toutefois faire preuve de prudence à l'égard de ces annonces car les résultats d'exploration obtenus à ce jour sont très limités. Il faudra peut-être attendre plusieurs années avant que les forages et les évaluations soient suffisants pour déterminer dans quelle mesure le gaz de schistes du Canada pourrait être récupérable à des fins commerciales. En d'autres termes, les zones de gaz de schistes contiennent peut-être des volumes imposants de gaz en place, mais il est essentiel que la concentration soit suffisante et la perméabilité adéquate pour les rendre commercialisables.

Dans le bassin de Horn River, autre objectif de prospection en formation dans une zone éloignée accessible en hiver seulement et qui se trouve juste au sud de la frontière du Yukon, des annonces faites par des sociétés laissent supposer une ressource potentielle estimée entre 18 et 28 Tpi³. Les schistes dévoniens supérieurs de Muskwa et de Klu se trouvent à des profondeurs de 7500 à 9000 pieds, ont une épaisseur de 580 pieds et ont été décrits comme étant « extrêmement chargés » de gaz naturel (jusqu'à 2,5 fois plus que dans la formation de schistes de Barnett).

La région de Montney n'est pas vraiment un objectif de prospection de gaz de schistes mais elle a été décrite comme étant « un amas confus, turbide, sale et sablonneux de schistes » et, bien qu'à une plus grande profondeur, est très similaire à l'objectif de prospection peu profond de Milk River dans le sud-est de l'Alberta, qui a été un pilier de la production canadienne pendant de nombreuses décennies.

Forest Oil de Denver planifie le forage de trois puits horizontaux cette année dans les schistes d'Utica, qui se trouvent dans les basses terres du Saint-Laurent au Québec (deux horizons prospectifs ayant en moyenne 500 pieds d'épaisseur et de 2300 à 6000 pieds de profondeur).

Exploitation du gaz de schistes au Canada

Dans le but de qualifier ces objectifs de prospection canadiens, les sociétés ont dit qu'ils se comparent favorablement à la formation de schistes de Barnett au Texas, et ce, en termes d'épaisseur de formation, de contenu en gaz et de propriétés rocheuses.

Cependant, la formation de schistes de Horn River se trouve dans un endroit nordique éloigné et le forage n'est possible que durant l'hiver. Cet accès en hiver seulement et la nécessité d'avoir plus d'infrastructures, y compris des routes, des installations de traitement et des gazoducs, ralentiront sa mise en valeur. Il y a également une importante différence dans la capacité de forer des puits très rapprochés si l'on compare les puits de Barnett, qui se trouvent dans la prairie rase près de Fort Worth, au Texas, aux puits du nord-est de la Colombie-Britannique, situés en pleine forêt. Cette photo de la fracturation hydraulique d'un puits dans le nord-est de la Colombie-Britannique montre à quel point ce type d'activité est intensif.

Les puits du bassin de Horn River pourraient coûter entre 6 et 10 millions de dollars comparativement aux puits de Barnett qui sont autour de 3 millions. Estimés à environ 3 à 5 millions, les puits de Montney coûtent un peu moins. Les entreprises concernées ont annoncé que les puits de Horn River et de Montney devraient produire environ le même volume de gaz que les puits de Barnett, soit autour de 4 Gpi³/puits.

Gazoduc du Mackenzie

Je ne peux trop en dire au sujet du projet gazier Mackenzie, les instances étant toujours en cours. Annoncée le 6 mai dernier dans le Daily Oil Bulletin, la dernière nouvelle à propos du rapport de la Commission d'examen conjoint (CEC) est qu'on ne s'attend pas à ce qu'il soit terminé en 2008.

À part cela, je ne ferai que reprendre les conclusions du comité d'audience de l'ONÉ, formulées à Yellowknife en septembre 2007 :

Nous recevrons et examinerons le rapport de la Commission d'examen conjoint responsable de l'évaluation environnementale et socioéconomique du projet.
Nous recevrons et examinerons la réponse du gouvernement à ce rapport. Nous entendrons la plaidoirie finale.
Nous prévoyons nous réunir pour celle-ci environ quatre mois après réception du rapport de la Commission d'examen conjoint.

Le directeur général du Secrétariat du projet de gaz du Nord a mentionné en mai que les retards de publication du rapport de la CEC, qui est nécessaire avant que l'Office national de l'énergie puisse se réunir pour la plaidoirie finale, repousseront probablement jusqu'en 2010 les autres approbations réglementaires, telles que le permis d'exploitation hydraulique et les permis d'utilisation des terres.

Gazoduc de l'Alaska

J'aimerais aussi dire quelques mots au sujet du projet de gazoduc de l'Alaska.

Le Canada est disposé à traiter toute demande, qu'elle soit présentée en vertu de la Loi sur le pipe-line du Nord ou de la Loi sur l'Office national de l'énergie. Un organisme de réglementation devrait toujours être prêt à étudier les demandes qui pourraient lui être présentées. En pratique, cela signifie le maintien de contacts entre les membres du personnel et les représentants du secteur de l'énergie, ainsi qu'une constante ouverture des membres de l'Office à l'endroit de l'information fournie par le personnel, sans mentionner les recherches qu'eux-mêmes peuvent effectuer au sujet des faits nouveaux dans le secteur.

Ce projet remonte à loin. En 1976 et 1977, l'ONÉ a tenu une audience de 214 jours portant sur des demandes de gazoducs dans le Nord. L'Office a rendu une décision favorable à l'endroit de la proposition de Foothills Pipeline visant l'acheminement du gaz de l'Alaska par le Yukon, le long de la route de l'Alaska, puis plus au sud par la Colombie-Britannique et l'Alberta jusqu'aux États-Unis.

En septembre 1977, une entente signée par des représentants du Canada et des États-Unis engageait les deux pays à la construction d'un pipeline ayant comme point de départ l'Alaska et le Nord du Canada.

En avril 1978, la Loi sur le pipe-line du Nord a obtenu la sanction royale. La loi stipulait que des certificats d'utilité publique réputés de l'ONÉ avaient été produits pour le groupe de sociétés Foothills. Elle autorisait en outre la création de l'Administration du pipe-line du Nord chargée de faciliter la planification et la construction du tronçon canadien du projet.

Les tronçons préalables à l'est et à l'ouest ont été construits entre 1980 et 1982. Pendant cette même période, l'Administration du pipe-line du Nord a pris de l'ampleur et son effectif a atteint 135 employés répartis dans des bureaux à Ottawa, à Calgary et à Whitehorse. À l'origine, la construction du tronçon dans le Nord devait suivre immédiatement celle des tronçons préalables. Toutefois, la situation a évolué. Avec le recul de la demande de gaz naturel aux États-Unis ainsi que la hausse des taux d'intérêt et d'inflation, le tronçon du Nord n'a jamais été construit. Les membres du personnel de l'Administration du pipe-line du Nord sont retournés aux organisations d'où ils avaient été détachés, dont l'ONÉ.

Passons maintenant à janvier 2008 : la gouverneure de l'Alaska et son équipe gazière ont annoncé qu'une proposition de TransCanada/Foothills Pipelines liée à la partie alaskienne d'un gazoduc répondait aux exigences de l'Alaska Gas Inducement Act. TransCanada/Foothills Pipelines a conservé les certificats d'origine émis en vertu de la Loi sur le pipe-line du Nord. Certaines des autres propositions avancées avant l'adoption du processus prévu aux termes de l'Alaska Gas Inducement Act avaient prévu l'éventuel dépôt d'une demande en vertu de la Loi sur l'Office national de l'énergie.

« L'avenir est prometteur » ou « Puissiez-vous vivre à une époque intéressante »?

Le Canada est et restera probablement le plus important, le plus sûr et le plus fiable exportateur d'énergie vers les États-Unis et cela comprend le gaz naturel.

La production de gaz classique provenant de l'Ouest canadien est peut-être en train de baisser mais le méthane de houille, le gaz de réservoirs étanches, le gaz de schistes, le gaz du Nord, le gaz extracôtier ainsi que les autres ressources gazières sont très vastes et pourraient être mis en valeur selon les prix, les coûts et la technologie.

Le gaz de l'Alaska et le GNL exportés vers les 48 États continentaux américains en passant par le Canada pourraient suppléer la production canadienne.

Par conséquent, les gazoducs d'exportation du Canada continueront probablement à livrer de considérables volumes de gaz pendant de nombreuses autres décennies (bien entendu, cela est dit sans préjuger du bien-fondé d'une demande d'exportation future en particulier).

Merci!

Si vous souhaitez en savoir plus sur les sujets que j'ai traités aujourd'hui, vous pouvez communiquer avec moi ou alors :