Introduction
En 2013, le marché nord-américain du gaz naturel a encore une fois été un sujet chaud dans les nouvelles, maintenant ainsi la tendance des dernières années où il a occupé une place centrale dans divers médias. Alors qu’en 2012 une partie des nouvelles sur l’industrie du gaz signalait les faibles prix du gaz naturel qui se situaient généralement entre 2 et 3 $ par MBTU, en 2013, l’attention était moins portée sur les prix, lesquels se sont redressés, mais davantage sur d’autres points, notamment la question des exportations de gaz naturel liquéfié (GNL) en provenance d’Amérique du Nord. Bien entendu, il existe une corrélation entre les deux cas. Celle-ci relève du fait que l’abondance récente de gaz naturel provenant du développement des ressources de gaz de schiste en cours constitue l’élément moteur derrière les prix inférieurs du gaz naturel, qui, de concert avec l’abondance de l’approvisionnement, a créé des occasions de servir de nouveaux marchés, tout en restructurant le marché sur le continent nord-américain.
Un aperçu du nouveau phénomène de l’abondance de l’approvisionnement, qui concerne à la fois les États-Unis et le Canada, s’impose. Aussi tard qu’en 2008, la pensée générale voulait que la production de gaz naturel en Amérique du Nord doive progressivement être complétée par les importations de GNL.: un gaz naturel sous une forme différente apparemment nécessaire pour contrer le déclin de l’approvisionnement intérieur en gaz naturel et les pénuries imminentes, qui auraient pour effet d’accroître le prix des produits de base. De façon beaucoup moins évidente, dans des lieux comme la zone des Barnett shale au Texas et ailleurs au centre du continent, en Louisiane et en Oklahoma, ou encore dans le nord-est des États-Unis dans le bassin de Marcellus en Pennsylvanie, avait lieu une percée technologique qui allait transformer l’industrie. La combinaison du forage horizontal et de la fracturation hydraulique a permis d’associer des technologies existantes et de les améliorer continuellement, ce qui a mené à des résultats spectaculaires, soit une augmentation nette de l’efficacité du forage et de la production, une réduction des coûts et, en fin de compte, un apport de nouveaux volumes importants de gaz naturel provenant de sources d’approvisionnement « non traditionnelles » sur le marché. Lorsque Navigant a publié son analyse de l’approvisionnement en gaz naturel pour l’American Clean Skies Foundation à la mi-2008, la production intérieure de gaz à partir du schiste a commencé à supplanter l’importation de GNL à titre de nouvel approvisionnement en gaz de choix en Amérique du Nord1. Cela a déclenché une « nouvelle ère » de développement en matière d’approvisionnent en gaz caractérisée par des taux de variation de la croissance de la production de gaz de schiste qui n’ont montré aucun signe de ralentissement depuis et qui ont entraîné une abondance généralisée d’approvisionnement en gaz et même des surplus au cours des dernières années.
Jusqu’à présent, bien que la majeure partie du développement du gaz de schiste soit survenue aux États-Unis, ce secteur est pour plusieurs raisons le moteur principal de l’évolution de l’ensemble du marché du gaz nord-américain. En premier lieu, du fait que le marché du gaz naturel en Amérique du Nord constitue réellement un marché continental interconnecté (si ce n’est, à ce point, un élément constitutif d’un marché du gaz mondial), les développements importants en matière de gaz naturel qui ont lieu dans une région peuvent avoir et ont des répercussions sur les autres régions. Comme il en sera question plus loin, à titre d’exemple, l’ampleur de la nouvelle production de gaz dans la formation géologique de gaz de schiste de Marcellus, concentrée en Pennsylvanie et en Virginie-Occidentale, a déjà entraîné des changements dans les flux gaziers pouvant être remarqués jusqu’à présent aussi loin que dans le sud-est des États-Unis de même que dans le nord, au Canada. Ces changements touchent considérablement les structures des flux gaziers et modifient les relations historiquement tissées et les modes d’attribution de contrats qui ont été développés pendant un demi-siècle ou plus. En outre, le Canada a lui aussi découvert qu’il dispose de très grandes ressources de gaz de schiste et de gaz de formation imperméable prêtes à être exploitées alors que la révolution du gaz de schiste fait son chemin au Canada. L’ampleur considérable des nouvelles ressources rendues accessibles dans les deux pays représente le point le plus remarquable, déclenchant ainsi un nouvel « âge d’or » du gaz naturel en Amérique du Nord et menant à une perspective de débat qui s’ensuit sur le fait de servir, par l’exportation, de nouveaux marchés avec le gaz naturel nord-américain sous la forme de GNL et ainsi attendre impatiemment que les acheteurs à l’échelle du globe se manifestent.
ÉTATS-UNIS
Approvisionnement en gaz
Il serait difficile de surestimer l’importance de la révolution du gaz de schiste aux États-Unis. Les ressources de gaz de schiste sont presque entièrement responsables de la forte augmentation des ressources de gaz naturel récupérables estimées (de même que de l’augmentation de la production actuelle). Non seulement des nouveaux gisements de ressources gazières sont découverts, pour ensuite être mis en production, mais à mesure que des données additionnelles sont obtenues relativement aux gisements producteurs, les estimations des ressources de ces gisements en activité finissent généralement par être revues à la hausse dans une série continue de réévaluations des ressources. Citons l’exemple des estimations de la zone de Marcellus, qui ont augmenté de 50 Tpi3 en 20082 à 369 Tpi3 en juin 20133, tandis que la production dans le bassin de Marcellus n’est passée de presque rien à plus de 10 Gpi3 (à la tête de puits) au cours de la même période4. À la fin de 2013, la production à la tête de puits au site de Marcellus a en fait dépassé les 12 Gpi3, ce qui représente 17 % de la production à la tête de puits des 48 États continentaux américains5. Tout cela s’est produit en seulement cinq ans.
En ce qui a trait à l’ensemble des États-Unis, l’estimation des ressources de gaz naturel, publiée par le Potential Gas Committee (PGC) en avril 2013, établit le total des ressources de gaz récupérables au pays à 2 689 Tpi3, ce qui représente 24 % de plus que les 2 170 Tpi3 parus en avril 2011. Cette quantité permettrait de répondre à la demande en gaz naturel pour une durée de plus de cent ans au niveau de la demande de 2013 aux États-Unis, c’est-à-dire 26 Tpi3 6. Fait à noter, l’estimation de gaz de schiste du PGC a augmenté d’au moins 50 % (soit de 687 Tpi3 à 1 073 Tpi3), alors que son estimation des ressources ne provenant pas du schiste a également subi une hausse, mais de seulement 9 % (soit de 1 484 Tpi3 à 1 616 Tpi3). La plus récente estimation de ressources de gaz de schiste récupérables aux États-Unis corroborée par le gouvernement fédéral américain est en réalité un peu plus élevée encore que l’estimation du PGC soit 1,161 Tpi3 7.
Dynamiques du marché des États-Unis en 2013
Poussée par les hausses des estimations des ressources de gaz, la production totale de gaz sec aux États-Unis a atteint un sommet historique en 2013, augmentant d’environ-1.% par rapport aux niveaux de 2012, pour atteindre 24,3 Tpi3, ce qui excède de 2,6 Tpi3 le sommet de l’époque antérieure au gaz de schiste aux États-Unis, soit 21,7 Tpi3 atteint en 19738. En raison de l’amélioration constante de l’efficacité du forage, la croissance de la production a eu lieu malgré une nette diminution du nombre d’appareils de forage en 2013, laquelle est survenue à la suite d’une transition progressive vers le forage de pétrole au cours de 20129, à un point tel qu’aujourd’hui, les États-Unis sont les plus grands producteurs de gaz au monde, et ce, après avoir dépassé la Russie en 2011. En outre, grâce à la percée technologique liée au gaz de schiste, les États-Unis ont encore plus récemment connu une renaissance de la production pétrolière et ont dépassé l’Arabie Saoudite en 2013 pour devenir les plus importants producteurs de pétrole au monde10. Seulement au cours des cinq dernières années, la production totale de gaz aux États-Unis s’est accrue de pas moins de 21 %, augmentant de 20,1 Tpi3 à 24,3 Tpi3, et la situation n’a possiblement pas atteint son sommet. En fait, Navigant prévoit une autre augmentation de 24.% de la production de gaz aux États-Unis pour atteindre 29,9 Tpi3 en 2020 (soit environ un taux de croissance composé [TCAC] de 3.%), pour ensuite s’accroître davantage de 18.% et atteindre 36,1 Tpi3 en 2035 (soit environ un TCAC de 1 %).
Considérons davantage ce qui suit. Au cours de 2013, les niveaux de production de gaz de schiste (à la tête de puits) ont augmenté de 14.%, soit de 30,9 Gpi3 en janvier à 35,3 Gpi3 en décembre11. Un élément clé à l’origine de cette croissance est le bassin de schiste de Marcellus, où la production s’est accrue de 50.%, soit de 8,4 Gpi3 à 12,5 Gpi3 (à la tête de puits) à la fin de l’année, constituant 35.% de la production totale de gaz de schiste12. Un autre aspect de la croissance s’explique par le fait que la production gazière provenant des gisements riches en liquides a connu une hausse tandis que les producteurs ont délaissé le forage des gisements de gaz sec. Un parfait exemple d’une telle production est la zone de schiste d’Eagle Ford située dans le sud du Texas où la production de gaz a grimpé de 39 % en 2013, soit de 3,3 Gpi3 en janvier à 4,5 Gpi3 en décembre13. La part de gaz de schiste dans la production totale des États-Unis (à la tête de puits) a augmenté de cinq points de pourcentage au cours de l’année, c’est-à-dire de 43 % à 48 % de la production totale à la tête de puits des 48 États continentaux américains14. Pour l’ensemble de l’Amérique du Nord, nous estimons que les gaz non traditionnels comptaient pour 35 % de la production de gaz sec en 2013 et avant tout, nous prévoyons que ces gaz grimperont à 58 % de l’ensemble du panier énergétique en 203515.
La consommation totale de gaz naturel aux États-Unis a légèrement progressé d’environ 2 %, passant de 25,4 Tpi3 en 2012, pour atteindre 26 Tpi3. Par rapport à 2012, les secteurs résidentiel, commercial et industriel ont chacun augmenté leur consommation (respectivement de 21 %, pour passer à 5 Tpi3, de 13 %, pour passer à 3,3 Tpi3 et de 3.%, pour passer à 7,4 Tpi3), alors que le secteur de la production d’électricité a étonnamment diminué légèrement sa consommation de 10 %. Malgré cette baisse, la production d’électricité est demeurée le principal secteur de consommation gazière en 2013, avec sa consommation de 8,1 Tpi3, qui constitue à peu près 31 % de la consommation totale de gaz naturel. La demande en gaz provenant de la production d’électricité était à la baisse en 2013 en raison des prix plus élevés du gaz par rapport à l’année record de 2012 (lorsque la demande en gaz pour la production d’électricité s’est accrue de 20 %). Cependant, au cours des huit années précédentes, soit de 2003 à 2011, la demande liée à la production d’électricité a augmenté à un TCAC moyen de 4,98 % par année et de 47,5 % pendant toute la période.
La diminution de la consommation de gaz naturel utilisée pour la production d’électricité aux États-Unis s’explique par le fait que l’ensemble des ressources de production est passé à 37 % pour le charbon et à 30 % pour le gaz en 2012, alors qu’en 2013, la production au charbon comptait pour 39 % du secteur de la production d’électricité et la part du gaz naturel chutait à 27 % du marché16. La remontée de la production au charbon en 2013 représente un élément de la structure de prix concurrentiel continue des deux combustibles dans certaines régions des États-Unis. Elle s’explique également par le report de diverses taxes sur les émissions carboniques aux États-Unis qui, si elles sont appliquées, sont censées faire augmenter la production au gaz par rapport à celle au charbon. Dans tous les cas, il n’est pas certain que la remontée de la part du charbon dans l’ensemble de la production en 2013 se poursuivra et, avec du recul, cette remontée peut être perçue comme anormale. En remontant un peu plus loin en arrière, le charbon n’est pas parvenu à s’approcher de nouveau de la part du marché du secteur de la production d’électricité qu’il occupait avant la forte baisse des prix du gaz en 2012, alors qu’en 2011, le charbon constituait 42 % du marché de la production d’électricité et que le gaz représentait 25 % de ce marché. En ce qui concerne l’avenir, le retrait de la production au charbon prévu en janvier 2014 devrait représenter un total de 34 000 MW, ce qui constitue une hausse par rapport aux prévisions de la mi-2012, qui évaluaient le retrait à 31 500 MW. Ce retrait devrait entraîner une croissance éventuelle de la production au gaz aux dépens de celle provenant de charbon dans le secteur de la production électrique aux États-Unis17. Selon les prévisions de notre entreprise sur l’ensemble de la production (comme d’autres prévisions constatées qui vont dans le même sens que les nôtres), la part qu’occupe le charbon sur le marché subira une diminution, pour ainsi passer de 39 % en 2014 à 35 % en 2018, en raison du retrait d’une grande partie de la production au charbon.
Le prix au comptant annuel moyen sur le marché national américain calculé au carrefour Henry était en hausse de 35 % en 2013, à 3,73.$/MBTU, comparativement à 2,75 $/MBTU, calculé sur la même base en 2012. Fait à noter, malgré cette hausse, le prix était quand même 7 % moins élevé que les prix annuels en 2011 qui était de 4,00 $/MBTU18. Pour mettre en perspective les prix actuels du gaz aux États-Unis, notons que le prix de 3,73 $ se situe en fait à 58 % sous le prix au comptant annuel moyen de 2008 avant la révolution du gaz de schiste, c’est-à-dire 8,86 $/MBTU. Autre fait intéressant, ce niveau est aussi bien en deçà des prix du gaz ailleurs dans le monde, notamment en Europe, où il en coûtait en moyenne 11,79.$/MBTU, et au Japon, où le prix moyen était de 16,02 $/MBTU en 201319. Bien entendu, il s’agit d’une énorme différence, due à l’abondance de l’approvisionnement, entre les prix du gaz naturel en Amérique du Nord et sur le marché intérieur des États-Unis et ceux du marché mondial, lesquels n’ont pas encore connu les effets du gaz de schiste et sont dans certains cas liés aux prix élevés du pétrole, ce qui crée des occasions d’exportation de GNL reposant sur des impératifs économiques. Il s’agit là d’un sujet qui est devenu de plus en plus important sur le marché du gaz américain en 2013.
Exportations de GNL des États-Unis vers les marchés mondiaux de gaz
En 2013, d’importantes activités ont eu lieu à l’Office of Fossil Fuels du U.S. Department of Energy’s (DOE) relativement à des demandes d’autorisation pour exporter du GNL dans des pays n’ayant pas conclu d’accord de libre-échange20. Au début de l’année, le DOE a reçu un grand nombre de commentaires en provenance de parties intéressées au sujet de son étude sur l’exportation de GNL, dont la seconde et ultime partie (le rapport de NERA) est parue en décembre 201221. Le rapport produit par NERA proposait ces conclusions essentielles : les exportations de GNL procureront des avantages économiques nets dont profitera le pays; et la modélisation mondiale utilisée dans le rapport a démontré qu’en fait, un grand nombre de niveaux hypothétiques d’exportation de GNL (c.-à-d. les plus élevés) utilisés dans la partie initiale de l’étude sur l’exportation de GNL (le rapport de l’EIA) seraient économiquement irréalisables dans un marché mondial et, par conséquent, mèneraient à des résultats non valides s’ils devaient être considérés comme des paramètres dans un modèle nord-américain. Par la suite, le DOE s’est appuyé sur ces conclusions en faveur des exportations de GNL et a commencé à aller de l’avant et à rattraper le retard accumulé concernant les demandes d’autorisation d’exportation de GNL. Bien que la dernière autorisation d’exportation de GNL avait été accordée presque deux ans auparavant (il s’agissait en fait de la première autorisation d’exportation à l’extérieur d’une zone de libre-échange accordée par le DOE et soutenue par Navigant)22, moins de trois mois après la fin de la période de commentaires sur l’étude de l’exportation de GNL, le DOE a accordé son autorisation suivante, à Freeport LNG, en mai 201323,24. Après l’autorisation de Freeport, le DOE a accordé d’autres autorisations à Lake Charles LNG (en août), à Cove Point LNG (en septembre) et à Freeport Expansion LNG (en novembre). Le 11 février 2014, le DOE a autorisé la demande de Cameron LNG LLC d’exporter jusqu’à 1,7 Gpi3 dans des pays sans accord de libre-échange pendant une période de 20 ans. À ce jour, le DOE a délivré des autorisations d’exportation de GNL dans des pays sans accord de libre-échange équivalent à environ 8,5 Gpi3 au total.
Actuellement, le reste des demandes d’exportation de GNL dans des pays sans accord de libre-échange s’élève à environ 28 Gpi3 et provient de presque 20 projets, dont 11,6 Gpi3 correspondent à huit projets déposés en 2013. Le DOE a créé un « ordre de priorité » pour son analyse des demandes, qui représente en somme l’ordre du dépôt des demandes qu’il reçoit (considérant que les projets ont reçu l’autorisation de la Federal Energy Regulatory Commission [FERC] afin d’utiliser son processus de pré-dépôt pour une demande d’approbation d’un emplacement avant le 5 décembre 2012). Les cinq prochaines demandes à examiner, selon l’ordre de priorité du DOE, sont : i) Jordan Cove Energy Project, 0,8 Gpi3, situé en Oregon; ii) Oregon LNG, 1 Gpi3, situé en Oregon; iii) Corpus Christi Liquefaction, 1,8 Gpi3, situé au Texas; iv) Excelerate Liquefaction Solutions, 1,4 Gpi3, situé au Texas et v) Carib (USA) LLC, 0,03 Gpi3, situé au Texas. En ce qui concerne le plus haut niveau de capacité d’exportation de GNL qu’il est possible d’atteindre en Amérique du Nord, et indépendamment des volumes permis par le DOE en bout ligne, Navigant prévoit que les exportations américaines seront probablement dans la tranche des 8 à 10 Gpi3, ce qui est nettement inférieur au volume total des demandes ou peut-être même, à la limite, au volume autorisé par le DOE. Un certain nombre de facteurs contribuent à cette prévision, notamment les besoins considérables en capitaux nécessaires pour chaque projet; les problèmes contractuels commerciaux importants qui doivent être résous; l’existence d’une concurrence mondiale causée par d’importants exportateurs de GNL, comme le Qatar et l’Australie; la possibilité de projets émergents un peu partout dans le monde, comme en Afrique de l’Est et dans d’autres régions du Moyen-Orient et, de toute évidence, l’émergence de la concurrence due au développement des ressources mondiales de gaz de schiste, surtout dans les marchés émergents du globe25.
Des cinq projets qui à ce jour ont reçu l’autorisation d’exporter du GNL des États-Unis vers des pays sans accord de libre-échange, seule l’installation Sabine Pass Liquefaction de la Cheniere Corporation est actuellement en construction et a également reçu l’approbation nécessaire de l’emplacement de la part de la FERC. La première phase du projet, qui comprend les rames 1 et 2, lesquelles représentent chacune 0,55 Gpi3, était exécutée à 50 % en décembre 2013. Les travaux pour construire les rames 3 et 4 (phase 2) sont également en cours et sont achevés à environ 20 %.
De nombreux accords commerciaux importants sur le GNL ont déjà été signés par les représentants des projets d’exportation de GNL. Les accords médiatisés en 2013 comprennent.: ceux conclus entre Cameron LNG et Tokyo Electric Power Company, GDF Suez, Mitsubishi et Mitsui; ceux conclus entre Freeport LNG et Osaka Gas, Chubu Electric Power, BP et Toshiba et ceux conclus entre Sabine Pass et Centrica. Les accords médiatisés antérieurement comprennent.: ceux conclus entre Sabine Pass et Total, GAIL, Kogas, Gas Natural Fenosa et BG; ceux conclus entre Cove Point LNG, Gail et Sumitomo et ceux conclus entre Main Pass LNG et Petronet. Comme les approvisionnements en Amérique du Nord deviennent de plus en plus importants aux yeux des acheteurs étrangers et du même fait transforment le marché en un véritable «.marché mondial », le marché sera probablement caractérisé par l’affaiblissement continu des prix du gaz indexés à ceux du pétrole, qui dominent maintenant en Asie et en Europe. Un certain affaiblissement lié à « l’indexation au pétrole » a déjà été constaté au cours de négociations et de renégociations contractuelles qui ont déjà eu lieu en Europe, comme l’ont rapporté plusieurs «.initiés » avec lesquels nous avons parlé lors d’une récente conférence sur le gaz tenue en Europe. Des changements aussi fondamentaux dans la situation gazière mondiale, qui sont devenus apparents sur le marché en 2013, constitueront l’une des grandes histoires à suivre au cours des années à venir.
CANADA
Approvisionnement en gaz
À l’instar des estimations des ressources en gaz récupérables aux États-Unis, les estimations des ressources en gaz au Canada ont récemment connu une augmentation importante. La nouvelle évaluation des ressources en gaz de la formation de Montney située en Alberta et en Colombie-Britannique constitue un élément clé de cette augmentation. Un rapport conjoint de novembre 2013, réalisé par l’Office national de l’énergie (ONÉ), la British Columbia Oil & Gas Commission, le ministère de la Mise en valeur des ressources gazières de la Colombie-Britannique et l’Alberta Energy Regulator, désignant une étude sur la formation de Montney, a fait augmenter les estimations de gaz naturel récupérable dans cette formation de 108 Tpi3 à 449 Tpi3. Selon le site Web du rapport, cette nouvelle estimation indique que les ressources de Montney à elles seules pourraient répondre à la demande canadienne pendant 145 ans26. Un autre élément clé est la dernière estimation détaillée des ressources des gisements de schiste mentionnée dans l’évaluation d’ARI commandée par l’EIA et parue en mai 2013. Selon le rapport d’ARI, les ressources en gaz de schiste récupérables du Canada sont de l’ordre de 573 Tpi3, incluant celles de Horn River de 133 Tpi3, celles du bassin de la Liard de 158 Tpi3, celles de Duvernay de 113 Tpi3 et celles de Cordova Embayment de 20 Tpi3 27. En additionnant les 449 Tpi3 de Montney, les 573 Tpi3 du gaz de schiste et les 422 Tpi3 de gaz naturel ne provenant pas du schiste ou de Montney selon les plus récentes estimations de l’ONÉ28, le total de ressources récupérables au Canada est estimé à 1 444 Tpi3. Cette quantité représente une demande canadienne stupéfiante de 465 années au niveau de 2012, soit 3,1 Tpi3 par année (niveau de consommation totale de gaz utilisé par l’ONÉ).
Dynamiques du marché canadien en 2013
Le total de la production de gaz commercialisé au Canada a chuté d’environ 1,5 % en 2013, passant de 5,05 Tpi3 à 4,97 Tpi3. Une diminution de 2 % en Alberta, passant de 3,48 Tpi3 à 3,41 Tpi3, conjuguée à une augmentation de 3 % en Colombie-Britannique, passant de 1,29 Tpi3 à 1,33 Tpi3 29 sont les facteurs responsables. Les zones les plus actives en matière de développement de la production étaient la formation de Montney, en raison de 2,4 Gpi3 (2,05 Gpi3 en Colombie-Britannique et 0,35 Gpi3 en Alberta), et le bassin de Horn River, en raison de 0,5 Gpi3. Ces données sont issues du troisième trimestre de 201330.
Compte tenu de la hausse de l’expédition de gaz du site de Marcellus vers les marchés américains, les exportations canadiennes de gaz naturel vers les États-Unis ont baissé de 12 % de 2012 à 2013 (donnée mesurée lors des dix premiers mois de l’année), chutant de 5,77 Gpi3 à 5,05 Gpi3 31. Il s’agit là d’un autre exemple parfait des aspects qui « changent les règles du jeu » introduits par une percée technique qui a dominé l’industrie intégrée du gaz de l’Amérique du Nord au cours des cinq dernières années.
En 2013, le prix au comptant moyen annuel (AECO) était en hausse de 28 % pour atteindre 3,06 $/MBTU, comparativement à 2,39 $/MBTU en 2012, mais se situe toujours à 17 % sous le prix de 2011, soit à 3,67 $/MBTU32. De toute évidence, certains rajustements d’équilibre sont toujours en cours dans l’industrie canadienne du gaz, tout comme aux États-Unis, et les prix en Amérique du Nord sont nettement inférieurs à ceux d’autres parties du monde, notamment l’Europe, où les prix, comme nous l’avons dit, s’établissaient en moyenne à 11,79 $/MBTU, et le Japon où la moyenne était de 16,02 $/MBTU en 201333. Il faut également noter que les prix au Canada sont plus bas que ceux aux États-Unis sur la plupart des marchés, en raison des niveaux particulièrement élevés de l’approvisionnent et du fait que celui-ci est parfois laissé de côté en raison de l’influence des dynamiques changeantes du marché sur l’approvisionnement en gaz au Canada.
Développement de l’exportation du GNL canadien
Comme aux États-Unis, d’importantes activités liées aux exportations de GNL ont eu lieu au Canada en 2013. Au cours des deux années précédentes, l’ONÉ avait autorisé deux demandes d’exportation, totalisant 1,55 Gpi3.34. Toutefois, en 2013, l’ONÉ a autorisé quatre demandes d’exportation de GNL, totalisant 13,1 Gpi3 35. Un des thèmes constants dans les ordonnances d’approbation de l’ONÉ était la reconnaissance de l’ampleur des ressources canadiennes en gaz naturel conjointement avec les nouvelles dynamiques du marché nord-américain influencées par la production croissante de gaz naturel aux États-Unis, ce qui fait en en sorte qu’il est important pour le Canada de trouver de nouveaux marchés afin de soutenir davantage le développement de son industrie gazière nationale36.
Actuellement, les demandes d’exportation de gaz restantes adressées à l’ONÉ totalisent 10,7 Gpi3 et proviennent de six projets. Elles ont toutes été déposées depuis août 2013. De ces demandes, seulement 1,4 Gpi3 ne vient pas de la côte Ouest du Canada. Deux d’entre elles, présentées par Jordan Cove LNG et Oregon LNG Marketing, sont des projets américains de liquéfaction de GNL qui reposeront sur le gaz naturel canadien, lequel sera acheminé en grande partie au moyen du réseau interconnecté de gazoducs qui existe depuis longtemps dans la région. Ces demandes sont le signe de l’abondance du gaz naturel dans l’Ouest du Canada et sont un exemple du genre de nouveau marché que la Colombie-Britannique et l’Alberta recherchent en vue de renforcer leur propre industrie gazière.
Développement de l’infrastructure
Une autre importante série de développements dans le secteur du gaz naturel en 2013 sont ceux concernant la TransCanada Corporation, l’une des principales entreprises de gazoducs en Amérique du Nord et une composante importante de longue date de l’industrie gazière canadienne. Plusieurs événements se rapportent à la conduite principale de TransCanada, qui a la capacité d’acheminer 7 Gpi3 d’Empress en Alberta, à Dawn en Ontario, et plus loin vers l’est. En 2013, l’ONÉ a approuvé de nouveaux tarifs réduits pour la conduite principale, qui avaient été proposés lors d’une importante demande de restructuration tarifaire visant à améliorer la compétitivité de la conduite, étant donné son débit à la baisse, qui pendant un certain temps avait causé des augmentations de tarifs sur le réseau. Le nouveau tarif fixé pour l’acheminement d’Empress à Dawn est de 1,42 $/GJ, soit une diminution par rapport à l’ancien tarif de 2,58 $/GJ. Ce nouveau tarif se base sur une augmentation prévue de la capacité de débit de 3,9 Gpi3 à 4,3 Gpi3. Un autre développement d’importance est survenu en août 2013, alors que TransCanada a annoncé qu’elle irait de l’avant avec son projet Energy East, prévoyant convertir environ 1 Gpi3 de la capacité de transport de la conduite principale de gaz naturel en équivalent de pétrole. Ce projet est perçu par TransCanada comme une tentative « d’utiliser » autrement la capacité excédentaire de sa conduite principale.
Voici d’autres événements ayant des répercussions sur d’autres parties des travaux de TransCanada au Canada : i) en janvier 2013, le choix de Progress Energy’s Pacific Northwest LNG de réaliser le projet concernant le projet de transport gazier de Prince Rupert visant à déplacer 2 Gpi3 de gaz naturel de la région de North Montney au site du projet de GNL situé à l’île Lelu, près de Prince Rupert; ii) en août, l’exécution d’un contrat avec Progress Energy pour un service garanti de transport de gaz de l’ordre de 2 Gpi3 qui aidera à faire progresser le projet de conduite principale de North Montney, proposé par NOVA Gas Transmission Ltd., une filiale de TransCanada; iii) l’amélioration proposée par FortisBC du pipeline Southern Crossing reliant le système de Spectra Energy de Kingsvale à Kingsgate et offrant une capacité additionnelle d’acheminement de gaz naturel du système de Spectra en Colombie-Britannique au réseau terrestre de TransCanada afin de servir les marchés du nord-ouest des États-Unis et de la Californie et peut-être pour servir des projets d’exportation en Oregon.
Politique d’expansion de la demande
Conformément au rapport Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada de l’ONÉ 37, qui démontre que la production de gaz naturel au Canada se situe dans une « période d’attente » avec un nombre minime de nouvelles activités de forage, puisque les producteurs attendent que les prix du produit grimpent, la découverte de nouveaux marchés ou de marchés élargis pour le gaz naturel a fait l’objet d’une orientation stratégique nouvellement élaborée, quoique maintenant établie, dans l’Ouest du pays. En juillet 2013, la Colombie-Britannique et l’Alberta ont annoncé la formation d’un groupe de travail dirigé par des hauts fonctionnaires du domaine énergétique visant à élaborer des recommandations sur les exportations d’énergie, en rapport avec l’ouverture de nouveaux marchés d’exportation pour ces deux provinces38. Les objectifs communs recherchés par la Colombie-Britannique et l’Alberta en créant ce groupe de travail consistent à élargir les possibilités d’exportation pour le pétrole, le gaz et d’autres ressources, de créer des emplois et de renforcir l’économie des provinces grâce au développement des secteurs pétrolier et gazier. Le groupe de travail a soumis un rapport aux premiers ministres Clark et Redford, à la fin de 2013, présentant des recommandations et un plan d’action. La mise sur pied du groupe de travail annonce l’évidente politique de soutien au développement des ressources gazières39. Dans le même ordre d’idées, l’Alberta a réalisé en octobre 2013 une entente-cadre intitulée Framework Agreement on Sustainable Energy Development avec la Chine afin de consolider les liens en matière de développement, d’investissement et de commerce énergétiques.
Résumé de 2013
Le phénomène de l’abondance du gaz naturel en Amérique du Nord en raison de la révolution du gaz de schiste s’est poursuivi en 2013. La production des États-Unis a progressé pour atteindre un nouveau sommet inégalé et le DOE est allé de l’avant avec quatre ordonnances d’approbation d’exportation de GNL. L’abondance du gaz naturel, dont témoigne la croissance prolifique de la production de gaz de schiste, notamment l’augmentation de 50 % de la production du bassin de Marcellus en 2013, a uniquement été de nouveau revue à la hausse, par des études à jour indiquant la présence d’environ 2 700 Tpi3 de gaz récupérable aux États-Unis et de plus de 1 400 Tpi3 au Canada. La fiabilité de la production de gaz de schiste, qui est due à son abondance, de même que ses risques réduits associés à l’exploration comparativement aux ressources traditionnelles de gaz, créent la possibilité d’améliorer l’équilibre entre l’approvisionnement et la demande et d’atténuer les cycles « de prospérité et de crises » de l’industrie, ce qui aura ensuite tendance à atténuer l’instabilité des prix. Cela représente un problème de longue date ayant freiné la pénétration accrue de l’industrie gazière sur le marché. Par conséquent, les énormes ressources en gaz de schiste ont non seulement la capacité potentielle de répondre à un niveau de demande bien plus important que ce qui a été constaté à ce jour en Amérique du Nord, mais de le faire avec des prix moins instables et, bien sûr, à des niveaux de prix globaux plus bas que ce qui aurait été cru possible il n’y a que quelques années.
Selon une vision éclairée du marché, l’approvisionnement national aux États-Unis et au Canada est si abondant qu’il répondra aux exigences du marché intérieur ainsi qu’à la demande d’exportation de GNL expédié à partir de l’Amérique du Nord. D’ailleurs, la nouvelle situation d’abondance de gaz crée et nécessite une nouvelle demande qui offrira la possibilité de créer un marché de base stable et fiable soutenant l’exploitation à venir de l’approvisionnement. Comme en témoigne le grand nombre de demandes d’exportation de GNL déposées, les acteurs de l’industrie reconnaissent l’occasion qui s’offre présentement à eux, laquelle provient des écarts existants entre les prix du gaz dans le monde. Toutefois, la possibilité d’exporter du GNL des États-Unis et du Canada procurera des avantages qui dépasseront largement l’industrie gazière et qui profiteront à l’ensemble de l’économie grâce à des effets multiplicateurs comportant de nouvelles répercussions sur la stimulation économique indirecte provenant de nouveaux investissements de milliards de dollars et de la création d’emplois.
L’ampleur de la production de gaz de schiste, surtout dans l’est des États-Unis, a commencé à provoquer des changements spectaculaires et fondamentaux à la structure traditionnelle des flux de gaz en Amérique du Nord en 201340. Un important indice de cette dynamique est le changement survenu dans les tendances d’approvisionnement du marché du nord-est des États-Unis, où la production du bassin de Marcellus a supplanté les approvisionnements en provenance de la côte du golfe du Mexique aux États-Unis et du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC), ce qui a mené à des réductions de la part de marché de 28 % (soit de 50 % à 22 %, ce qui représente une réduction de 56 %) et de 15 % (soit de 22 % à 7 %, ce qui représente une réduction de 68 %), respectivement, depuis 2008. L’Office national de l’énergie du Canada a récemment reconnu ces nouvelles dynamiques de marché dans son rapport Avenir énergétique du Canada en 2013, se rapportant à la production croissante du basin de Marcellus, laquelle a réduit les besoins en exportations canadiennes dans le nord-est des États-Unis, un marché que le BSOC avait l’habitude de servir en partie41, et qui est, en fait, à l’origine d’une hausse des importations au Canada en provenance des États-Unis42, phénomène qui ne devrait que continuer à s’amplifier à l’avenir. Nous croyons qu’une nouvelle pression concurrentielle sera exercée sur les approvisionnements en gaz de l’Ouest en raison du déplacement des approvisionnements traditionnels des sites de gaz de schiste de Marcellus et d’Utica dans les marchés du Midwest américain. Cette pression pourrait finalement venir du gaz du BSOC au Canada ou de celui des Rocheuses américaines et s’exercer sur les approvisionnements canadiens plus à l’Ouest étant donné que les Rocheuses américaines sont à la conquête de nouveaux marchés. Un exemple de changement dans les structures des flux de gaz en Amérique du Nord est survenu en juillet 2013 lorsque le Rockies Express Pipeline a procédé à une entente préalable obligatoire prévoyant acheminer jusqu’à 200 Mpi3 de gaz provenant d’un important producteur du site de schiste d’Utica vers l’ouest, dans les marchés du centre du continent. Selon REX, le tout tend à devenir « vraiment bidirectionnel », car il fournit une capacité de transport venant de la zone de schiste d’Utica43. Les premiers signes relatifs à d’autres changements dans les structures de flux de gaz en Amérique du Nord ont aussi commencé à se clarifier en 2013, entraînés par de nouvelles exploitations de gaz de schiste.
En raison de la pression croissante exercée sur les approvisionnements en gaz de l’Ouest, dont l’origine vient du développement remarquable des ressources de l’est des États-Unis, le besoin de trouver de nouveaux marchés pour le gaz de l’Ouest deviendra encore plus critique à mesure que les ressources prolifiques en gaz non traditionnel de la Colombie-Britannique seront développées, ce qui donnera lieu à notre avis à une vague d’occasions commerciales, surtout dans l’Ouest canadien. De plus, selon les attentes, le changement touchant le marché qui s’est clairement développé en 2013 devrait continuer de progresser dans un avenir prévisible, tandis que les marchés de l’Asie découvriront les avantages des approvisionnements de l’Amérique du Nord en GNL et leur harmonisation avec la croissance de la demande asiatique en gaz44.
* Gordon Pickering, Navigant Consulting Inc. est un directeur de l’énergie, à la tête en Amérique du Nord, de la pratique de Navigant sur le gaz et le gaz naturel liquéfié (GNL). Il est actif dans la tarification du gaz et du GNL, la stratégie, la règlementation et l’analyse fondamentale du marché et les prévisions en Amérique du nord et à l’étranger.
1 En 2008, Navigant a quantifié pour la première fois le développement en croissance rapide du gaz naturel en provenance du schiste dans son rapport novateur pour l’American Clean Skies Foundation intitulé North American Natural Gas Supply Assessment (4 juillet 2008) en ligne : Navigant Consulting <http://www.navigant.com/~/media/WWW/Site/Insights/Energy/NCI_Natural_Gas_Resource_Report.ashx>.
2 Terry Engelder et Gary Lash, « Marcellus Shale Play’s Vast Resource Potential Creating Stir in Appalachia » (mai 2008), en ligne: American Oil & Gas Reporter <http://www.aogr.com/index.php/magazine/cover-story/marcellus-shale-plays-vast-resource-potential-creating-stir-in-appalachia>.
3 World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment, préparé par Advanced Resources International, Inc., comme annexe à Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, U.S. Energy Information Administration, juin 2013, Annexe C, Tableau A-1.
4 Données de LCI Energy Insight.
6 U.S. Energy Administration, Natural Gas Consumption by End Use (28 février2014), en ligne EIA <http://www.eia.gov/dnav/ng/ng_cons_sum_dcu_nus_a.htm>.
7 Voir le rapport d’ARI, supra note 3, Annexe C, Tableau A-1.
8 Données du U.S. Energy Information (EIA).
9 Navigant estime le nombre moyen d’appareils de forage de gaz aux États-Unis à 556 en 2012 et à 383 en 2013, selon les données de Baker Hughes.
10 Voir Today in Energy: U.S. expected to be largest producer of petroleum and natural gas hydrocarbons in 2013, au www.EIA.gov (4 octobre 2013).
12 Ibid 12,5 Gpi3 de production à la tête de puits au site de Marcellus comparativement à 35,3 Gpi3 de production de gaz de schiste à la tête de puits pour les 48 États continentaux américains en décembre 2013.
14 Ibid 30,9 Gpi3 de production de gaz de schiste à la tête de puits comparativement à 71,1 Gpi3 de production à la tête de puits pour les 48 États continentaux américains en 2012. 35,3 Gpi3 comparativement à 73,7 Gpi3 en 2013.
15 Gordon Pickering et Rebecca Honeyfield, « North American Natural Gas Market Outlook, Fall 2013 » (1 décembre 2013) à la p 3, en ligne: Navigant Consulting Perspectives <http://www.navigant.com/insights/library/energy/2013/ng-outlook-fall-13/>.
19 Données sur les prix des produits de base de la Banque mondiale (feuille rose).
20 L’autorisation d’exporter dans les pays qui ont conclu un accord de libre-échange avec les États-Unis est presque ministérielle et automatique. Il y actuellement vingt pays qui disposent d’un accord de libre-échange, le seul d’entre eux qui est un important importateur de GNL est la Corée du Sud.
21 Macroeconomic Impacts of LNG Exports from the United States, NERA Economic Consulting, décembre 2012. La première partie de l’étude sur l’exportation de GNL a été réalisée par l’EIA (U.S. Energy Information Administration), Effect of Increased Natural Gas Exports on Domestic Energy Markets, janvier 2012.
22 DOE/FERC Ordonnance no 2961, Opinion and Order Conditionally Granting Long-Term Authorization to Export Liquefied Natural Gas From Sabine Pass LNG Terminal to Non-Free Trade Agreement Nations, 20 mai 2011.
23 DOE/FERC Ordonnance no 3282, Order Conditionally Granting Long-Term Multi-Contract Authorization to Export Liquefied Natural Gas by Vessel From The Freeport LNG Terminal on Quintana Island, Texas to Non-Free Trade Agreement Nations, 17 mai 2013.
24 Pour analyser les autorisations d’exportation de GNL de la FERC, veuillez consulter Gordon Pickering et J. Van Horne, «Why a Market Solution to the LNG Export Question Makes Sense », NG Market Notes (juin 2013), en ligne : Navigant Consulting <http://www.navigant.com/insights/library/energy/2013/ng-market-notes-june-2013/>.
26 Potentiel ultime d’hydrocarbures non classiques de la formation de Montney en Colombie-Britannique et en Alberta – Note d’information sur l’énergie, Office national de l’énergie, B.C. Oil & Gas Commission, Alberta Energy Regulator et le ministère de la Mise en valeur des ressources gazières de la Colombie-Britannique, novembre 2013. Fait à noter, bien que des parties de la formation de Montney soient formées de gaz de schiste, l’ensemble de la formation est généralement classifié de « non traditionnel », mais de « sans gaz de schiste », en raison de la variété de ses caractéristiques, notamment le gaz de formation imperméable qu’elle contient. Voir la FAQ, en ligne : <https://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/nrgyrprt/ntrlgs/ltmtptntlmntnyfrmtn2013/ltmtptntlmntnyfrmtn2013-fra>.
27 Voir le rapport d’ARI, supra note 3, annexe A.
28 Voir Avenir énergétique du Canada en 2013 – Offre et demande énergétiques à l’horizon 2035, Office national de l’énergie, novembre 2013, à la p 49.
33 Données sur les prix du produit de la Banque mondiale (feuille rose), en ligne : http://econ.worldbank.org/WBSITE/EXTERNAL/EXTDEC/EXTDECPROSPECTS/
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34 Kitimat LNG (1,3 Gpi3) en 2011 et BC LNG (0,25 Gpi3) en 2012.
35 LNG Canada (3,2 Gpi3), Pacific Northwest LNG (2,7 Gpi3), Prince Rupert LNG (2,9 Gpi3), WCC LNG (4 Gpi3) et Woodfibre LNG (0,29 Gpi3)
36 Voir par ex, la lettre de décision de l’ONE pour WCC LNG Ltd, dossier no OF-EI-Gas-GL-W156-2013-01 01 (16 décembre 2013).
37 Office National de l’Énergie, Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2013-2015 Évaluation de l’énergie, mai 2013 à la p 1.
38 Voir British Columbia/Alberta Deputy Ministers Working Group, «Terms of Reference» (26 juillet 2013), en ligne : BC government <http://www.gov.bc.ca/mngd/doc/working_group_terms_of_reference.pdf>.
39 La mise sur pied du groupe de travail a suivi la parution en février 2012 de la politique progressive et unique de la Colombie-Britannique, qui a été clairement énoncée dans le cadre du plan de création d’emplois de la province, en faveur de l’exploitation accélérée de ses ressources en gaz naturel. Dans son document sur la stratégie en matière de gaz naturel, de même que dans une stratégie complémentaire en matière de gaz naturel liquéfié, la province a présenté son objectif de construire trois installations d’exportation de GNL d’ici 2020, qui correspond à une hausse estimative de la production gazière de 1,2 Tpi3 par année par rapport au niveau actuel et qui atteindra plus de 3 Tpi3 par année en 2020. De plus, la stratégie prévoit une diversification des marchés gaziers, notamment le développement des approvisionnements afin de répondre à la nouvelle demande nord-américaine en gaz. À l’aide de ces stratégies, la province planifie clairement une importante croissance de son industrie du gaz naturel : de la production en amont, au transport et au traitement à la mi-parcours, à une croissance additionnelle en aval des marchés d’utilisation finale.
40 Voir par ex Rebecca Honeyfield, « Shifting Gas Flows » NG Market Notes (9 septembre 2013), en ligne : Navigant Consulting,
41 Voir Office National de l’Énergie, Avenir énergétique du Canada en 2013 – Offre et demande énergétiques à l’horizon 2035 – Évaluation de l’énergie, novembre 2013, à la p 15.
43 Rockies Express Pipeline LLC, communiqué, «Shale to Shining Shale Strategy» (15 July 2013), en ligne: Reuters <http://www.reuters.com/article/2013/07/15/ks-tallgrass-energy-idUSnBw156415a+100+BSW20130715>.
44 Cette prévision serait davantage soutenue par le gaz associé qui devrait être produit en Californie dans la prolifique zone d’huile de schiste de Monterey tout au long de son exploitation. Selon l’Annual Energy Outlook 2013 Assumptions de l’EIA (Tableau 9.3), le gisement de schiste bitumineux de Monterey est le plus important des États-Unis, avec 13,7 milliards de barils de pétrole, ce qui excède le total de Bakken (8 milliards de barils) et d’Eagle Ford (5,2 milliards de barils).