<\/p>\n
<\/p>\n
E<\/b>n 2013, le march\u00e9 nord-am\u00e9ricain du gaz naturel a encore une fois \u00e9t\u00e9 un sujet chaud dans les nouvelles, maintenant ainsi la tendance des derni\u00e8res ann\u00e9es o\u00f9 il a occup\u00e9 une place centrale dans divers m\u00e9dias. Alors qu\u2019en 2012 une partie des nouvelles sur l\u2019industrie du gaz signalait les faibles prix du gaz naturel qui se situaient g\u00e9n\u00e9ralement entre 2 et 3 $ par MBTU, en 2013, l\u2019attention \u00e9tait moins port\u00e9e sur les prix, lesquels se sont redress\u00e9s, mais davantage sur d\u2019autres points, notamment la question des exportations de gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 (GNL) en provenance d\u2019Am\u00e9rique du Nord. Bien entendu, il existe une corr\u00e9lation entre les deux cas. Celle-ci rel\u00e8ve du fait que l\u2019abondance r\u00e9cente de gaz naturel provenant du d\u00e9veloppement des ressources de gaz de schiste en cours constitue l\u2019\u00e9l\u00e9ment moteur derri\u00e8re les prix inf\u00e9rieurs du gaz naturel, qui, de concert avec l\u2019abondance de l\u2019approvisionnement, a cr\u00e9\u00e9 des occasions de servir de nouveaux march\u00e9s, tout en restructurant le march\u00e9 sur le continent nord-am\u00e9ricain.<\/p>\n
Un aper\u00e7u du nouveau ph\u00e9nom\u00e8ne de l\u2019abondance de l\u2019approvisionnement, qui concerne \u00e0 la fois les \u00c9tats-Unis et le Canada, s\u2019impose. Aussi tard qu\u2019en 2008, la pens\u00e9e g\u00e9n\u00e9rale voulait que la production de gaz naturel en Am\u00e9rique du Nord doive progressivement \u00eatre compl\u00e9t\u00e9e par les importations de GNL.: un gaz naturel sous une forme diff\u00e9rente apparemment n\u00e9cessaire pour contrer le d\u00e9clin de l\u2019approvisionnement int\u00e9rieur en gaz naturel et les p\u00e9nuries imminentes, qui auraient pour effet d\u2019accro\u00eetre le prix des produits de base. De fa\u00e7on beaucoup moins \u00e9vidente, 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 \u00c9tats-Unis dans le bassin de Marcellus en Pennsylvanie, avait lieu une perc\u00e9e technologique qui allait transformer l\u2019industrie. La combinaison du forage horizontal et de la fracturation hydraulique a permis d\u2019associer des technologies existantes et de les am\u00e9liorer continuellement, ce qui a men\u00e9 \u00e0 des r\u00e9sultats spectaculaires, soit une augmentation nette de l\u2019efficacit\u00e9 du forage et de la production, une r\u00e9duction des co\u00fbts et, en fin de compte, un apport de nouveaux volumes importants de gaz naturel provenant de sources d\u2019approvisionnement \u00ab non traditionnelles \u00bb sur le march\u00e9. Lorsque Navigant a publi\u00e9 son analyse de l\u2019approvisionnement en gaz naturel pour l\u2019American Clean Skies Foundation<\/i> \u00e0 la mi-2008, la production int\u00e9rieure de gaz \u00e0 partir du schiste a commenc\u00e9 \u00e0 supplanter l\u2019importation de GNL \u00e0 titre de nouvel approvisionnement en gaz de choix en Am\u00e9rique du Nord1<\/sup><\/a>. Cela a d\u00e9clench\u00e9 une \u00ab nouvelle \u00e8re \u00bb de d\u00e9veloppement en mati\u00e8re d\u2019approvisionnent en gaz caract\u00e9ris\u00e9e par des taux de variation de la croissance de la production de gaz de schiste qui n\u2019ont montr\u00e9 aucun signe de ralentissement depuis et qui ont entra\u00een\u00e9 une abondance g\u00e9n\u00e9ralis\u00e9e d\u2019approvisionnement en gaz et m\u00eame des surplus au cours des derni\u00e8res ann\u00e9es.<\/p>\n Jusqu\u2019\u00e0 pr\u00e9sent, bien que la majeure partie du d\u00e9veloppement du gaz de schiste soit survenue aux \u00c9tats-Unis, ce secteur est pour plusieurs raisons le moteur principal de l\u2019\u00e9volution de l\u2019ensemble du march\u00e9 du gaz nord-am\u00e9ricain. En premier lieu, du fait que le march\u00e9 du gaz naturel en Am\u00e9rique du Nord constitue r\u00e9ellement un march\u00e9 continental interconnect\u00e9 (si ce n\u2019est, \u00e0 ce point, un \u00e9l\u00e9ment constitutif d\u2019un march\u00e9 du gaz mondial), les d\u00e9veloppements importants en mati\u00e8re de gaz naturel qui ont lieu dans une r\u00e9gion peuvent avoir et ont des r\u00e9percussions sur les autres r\u00e9gions. Comme il en sera question plus loin, \u00e0 titre d\u2019exemple, l\u2019ampleur de la nouvelle production de gaz dans la formation g\u00e9ologique de gaz de schiste de Marcellus, concentr\u00e9e en Pennsylvanie et en Virginie-Occidentale, a d\u00e9j\u00e0 entra\u00een\u00e9 des changements dans les flux gaziers pouvant \u00eatre remarqu\u00e9s jusqu\u2019\u00e0 pr\u00e9sent aussi loin que dans le sud-est des \u00c9tats-Unis de m\u00eame que dans le nord, au Canada. Ces changements touchent consid\u00e9rablement les structures des flux gaziers et modifient les relations historiquement tiss\u00e9es et les modes d\u2019attribution de contrats qui ont \u00e9t\u00e9 d\u00e9velopp\u00e9s pendant un demi-si\u00e8cle ou plus. En outre, le Canada a lui aussi d\u00e9couvert qu\u2019il dispose de tr\u00e8s grandes ressources de gaz de schiste et de gaz de formation imperm\u00e9able pr\u00eates \u00e0 \u00eatre exploit\u00e9es alors que la r\u00e9volution du gaz de schiste fait son chemin au Canada. L\u2019ampleur consid\u00e9rable des nouvelles ressources rendues accessibles dans les deux pays repr\u00e9sente le point le plus remarquable, d\u00e9clenchant ainsi un nouvel \u00ab \u00e2ge d\u2019or \u00bb du gaz naturel en Am\u00e9rique du Nord et menant \u00e0 une perspective de d\u00e9bat qui s\u2019ensuit sur le fait de servir, par l\u2019exportation, de nouveaux march\u00e9s avec le gaz naturel nord-am\u00e9ricain sous la forme de GNL et ainsi attendre impatiemment que les acheteurs \u00e0 l\u2019\u00e9chelle du globe se manifestent.<\/p>\n Il serait difficile de surestimer l\u2019importance de la r\u00e9volution du gaz de schiste aux \u00c9tats-Unis. Les ressources de gaz de schiste sont presque enti\u00e8rement responsables de la forte augmentation des\u00a0 ressources de gaz naturel r\u00e9cup\u00e9rables estim\u00e9es (de m\u00eame que de l\u2019augmentation de la production actuelle). Non seulement des nouveaux gisements de ressources gazi\u00e8res sont d\u00e9couverts, pour ensuite \u00eatre mis en production, mais \u00e0 mesure que des donn\u00e9es additionnelles sont obtenues relativement aux gisements producteurs, les estimations des ressources de ces gisements en activit\u00e9 finissent g\u00e9n\u00e9ralement par \u00eatre revues \u00e0 la hausse dans une s\u00e9rie continue de r\u00e9\u00e9valuations des ressources. Citons l\u2019exemple des estimations de la zone de Marcellus, qui ont augment\u00e9 de 50 Tpi3 <\/sup>en 20082<\/sup><\/a> \u00e0 369 Tpi3 <\/sup>en juin 20133<\/sup><\/a>, tandis que la production dans le bassin de Marcellus n\u2019est pass\u00e9e de presque rien \u00e0 plus de 10 Gpi3<\/sup> (\u00e0 la t\u00eate de puits) au cours de la m\u00eame p\u00e9riode4<\/sup><\/a>. \u00c0 la fin de 2013, la production \u00e0 la t\u00eate de puits au site de Marcellus a en fait d\u00e9pass\u00e9 les 12 Gpi3<\/sup>, ce qui repr\u00e9sente 17 % de la production \u00e0 la t\u00eate de puits des 48 \u00c9tats continentaux am\u00e9ricains5<\/sup><\/a>. Tout cela s\u2019est produit en seulement cinq ans.<\/p>\n En ce qui a trait \u00e0 l\u2019ensemble des \u00c9tats-Unis, l\u2019estimation des ressources de gaz naturel, publi\u00e9e par le Potential Gas Committee (PGC) <\/i>en avril 2013, \u00e9tablit le total des ressources de gaz r\u00e9cup\u00e9rables au pays \u00e0 2 689 Tpi3<\/sup>, ce qui repr\u00e9sente 24 % de plus que les 2 170 Tpi3 <\/sup>parus en avril 2011. Cette quantit\u00e9 permettrait de r\u00e9pondre \u00e0 la demande en gaz naturel pour une dur\u00e9e de plus de cent ans au niveau de la demande de 2013 aux \u00c9tats-Unis, c\u2019est-\u00e0-dire 26 Tpi3 6<\/a><\/sup>. Fait \u00e0 noter, l\u2019estimation de gaz de schiste du PGC<\/i> a augment\u00e9 d\u2019au moins 50 % (soit de 687 Tpi3<\/sup> \u00e0 1 073 Tpi3<\/sup>), alors que son estimation des ressources ne provenant pas du schiste a \u00e9galement subi une hausse, mais de seulement 9 % (soit de 1 484 Tpi3 <\/sup>\u00e0 1 616 Tpi3<\/sup>). La plus r\u00e9cente estimation de ressources de gaz de schiste r\u00e9cup\u00e9rables aux \u00c9tats-Unis corrobor\u00e9e par le gouvernement f\u00e9d\u00e9ral am\u00e9ricain est en r\u00e9alit\u00e9 un peu plus \u00e9lev\u00e9e encore que l\u2019estimation du PGC<\/i> soit 1,161 Tpi3 7<\/a><\/sup>.<\/p>\n Pouss\u00e9e par les hausses des estimations des ressources de gaz, la production totale de gaz sec aux \u00c9tats-Unis a atteint un sommet historique en 2013, augmentant d\u2019environ-1.% par rapport aux niveaux de 2012, pour atteindre 24,3 Tpi3<\/sup>, ce qui exc\u00e8de de 2,6 Tpi3<\/sup> le sommet de l\u2019\u00e9poque ant\u00e9rieure au gaz de schiste aux \u00c9tats-Unis, soit 21,7 Tpi3<\/sup> atteint en 19738<\/sup><\/a>. En raison de l\u2019am\u00e9lioration constante de l\u2019efficacit\u00e9 du forage, la croissance de la production a eu lieu malgr\u00e9 une nette diminution du nombre d\u2019appareils de forage en 2013, laquelle est survenue \u00e0 la suite d\u2019une transition progressive vers le forage de p\u00e9trole au cours de 20129<\/sup><\/a>, \u00e0 un point tel qu\u2019aujourd\u2019hui, les \u00c9tats-Unis sont les plus grands producteurs de gaz au monde, et ce, apr\u00e8s avoir d\u00e9pass\u00e9 la Russie en 2011. En outre, gr\u00e2ce \u00e0 la perc\u00e9e technologique li\u00e9e au gaz de schiste, les \u00c9tats-Unis ont encore plus r\u00e9cemment connu une renaissance de la production p\u00e9troli\u00e8re et ont d\u00e9pass\u00e9 l\u2019Arabie Saoudite en 2013 pour devenir les plus importants producteurs de p\u00e9trole au monde10<\/sup><\/a>. Seulement au cours des cinq derni\u00e8res ann\u00e9es, la production totale de gaz aux \u00c9tats-Unis s\u2019est accrue de pas moins de 21 %, augmentant de 20,1 Tpi3<\/sup> \u00e0 24,3 Tpi3<\/sup>, et la situation n\u2019a possiblement pas atteint son sommet. En fait, Navigant pr\u00e9voit une autre augmentation de 24.% de la production de gaz aux \u00c9tats-Unis pour atteindre 29,9 Tpi3<\/sup> en 2020 (soit environ un taux de croissance compos\u00e9 [TCAC] de 3.%), pour ensuite s\u2019accro\u00eetre davantage de 18.% et atteindre 36,1 Tpi3<\/sup> en 2035 (soit environ un TCAC de 1 %).<\/p>\n Consid\u00e9rons davantage ce qui suit. Au cours de 2013, les niveaux de production de gaz de schiste (\u00e0 la t\u00eate de puits) ont augment\u00e9 de 14.%, soit de 30,9 Gpi3<\/sup> en janvier \u00e0 35,3 Gpi3 <\/sup>en d\u00e9cembre11<\/sup><\/a>. Un \u00e9l\u00e9ment cl\u00e9 \u00e0 l\u2019origine de cette croissance est le bassin de schiste de Marcellus, o\u00f9 la production s\u2019est accrue de 50.%, soit de 8,4 Gpi3<\/sup> \u00e0 12,5 Gpi3<\/sup> (\u00e0 la t\u00eate de puits) \u00e0 la fin de l\u2019ann\u00e9e, constituant 35.% de la production totale de gaz de schiste12<\/sup><\/a>. Un autre aspect de la croissance s\u2019explique par le fait que la production gazi\u00e8re provenant des gisements riches en liquides a connu une hausse tandis que les producteurs ont d\u00e9laiss\u00e9 le forage des gisements de gaz sec. Un parfait exemple d\u2019une telle production est la zone de schiste d\u2019Eagle Ford situ\u00e9e dans le sud du Texas o\u00f9 la production de gaz a grimp\u00e9 de 39 % en 2013, soit de 3,3 Gpi3<\/sup> en janvier \u00e0 4,5 Gpi3<\/sup> en d\u00e9cembre13<\/sup><\/a>. La part de gaz de schiste dans la production totale des \u00c9tats-Unis (\u00e0 la t\u00eate de puits) a augment\u00e9 de cinq points de pourcentage au cours de l\u2019ann\u00e9e, c\u2019est-\u00e0-dire de 43 % \u00e0 48 % de la production totale \u00e0 la t\u00eate de puits des 48 \u00c9tats continentaux am\u00e9ricains14<\/sup><\/a>. Pour l\u2019ensemble de l\u2019Am\u00e9rique du Nord, nous estimons que les gaz non traditionnels comptaient pour 35 % de la production de gaz sec en 2013 et avant tout, nous pr\u00e9voyons que ces gaz grimperont \u00e0 58 % de l\u2019ensemble du panier \u00e9nerg\u00e9tique en 203515<\/sup><\/a>.<\/p>\n La consommation totale de gaz naturel aux \u00c9tats-Unis a l\u00e9g\u00e8rement progress\u00e9 d\u2019environ 2 %, passant de 25,4 Tpi3<\/sup> en 2012, pour atteindre 26 Tpi3<\/sup>. Par rapport \u00e0 2012, les secteurs r\u00e9sidentiel, commercial et industriel ont chacun augment\u00e9 leur consommation (respectivement de 21 %, pour passer \u00e0 5 Tpi3<\/sup>, de 13 %, pour passer \u00e0 3,3 Tpi3<\/sup> et de 3.%, pour passer \u00e0 7,4 Tpi3<\/sup>), alors que le secteur de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a \u00e9tonnamment diminu\u00e9 l\u00e9g\u00e8rement sa consommation de 10 %. Malgr\u00e9 cette baisse, la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 est demeur\u00e9e le principal secteur de consommation gazi\u00e8re en 2013, avec sa consommation de 8,1 Tpi3<\/sup>, qui constitue \u00e0 peu pr\u00e8s 31 % de la consommation totale de gaz naturel. La demande en gaz provenant de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 \u00e9tait \u00e0 la baisse en 2013 en raison des prix plus \u00e9lev\u00e9s du gaz par rapport \u00e0 l\u2019ann\u00e9e record de 2012 (lorsque la demande en gaz pour la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 s\u2019est accrue de 20 %). Cependant, au cours des huit ann\u00e9es pr\u00e9c\u00e9dentes, soit de 2003 \u00e0 2011, la demande li\u00e9e \u00e0 la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 a augment\u00e9 \u00e0 un TCAC moyen de 4,98 % par ann\u00e9e et de 47,5 % pendant toute la p\u00e9riode.<\/p>\n La diminution de la consommation de gaz naturel utilis\u00e9e pour la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 aux \u00c9tats-Unis s\u2019explique par le fait que l\u2019ensemble des ressources de production est pass\u00e9 \u00e0 37 % pour le charbon et \u00e0 30 % pour le gaz en 2012, alors qu\u2019en 2013, la production au charbon comptait pour 39 % du secteur de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et la part du gaz naturel chutait \u00e0 27 % du march\u00e916<\/sup><\/a>. La remont\u00e9e de la production au charbon en 2013 repr\u00e9sente un \u00e9l\u00e9ment de la structure de prix concurrentiel continue des deux combustibles dans certaines r\u00e9gions des \u00c9tats-Unis. Elle s\u2019explique \u00e9galement par le report de diverses taxes sur les \u00e9missions carboniques aux \u00c9tats-Unis qui, si elles sont appliqu\u00e9es, sont cens\u00e9es faire augmenter la production au gaz par rapport \u00e0 celle au charbon. Dans tous les cas, il n\u2019est pas certain que la remont\u00e9e de la part du charbon dans l\u2019ensemble de la production en 2013 se poursuivra et, avec du recul, cette remont\u00e9e peut \u00eatre per\u00e7ue comme anormale. En remontant un peu plus loin en arri\u00e8re, le charbon n\u2019est pas parvenu \u00e0 s\u2019approcher de nouveau de la part du march\u00e9 du secteur de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 qu\u2019il occupait avant la forte baisse des prix du gaz en 2012, alors qu\u2019en 2011, le charbon constituait 42 % du march\u00e9 de la production d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 et que le gaz repr\u00e9sentait 25 % de ce march\u00e9. En ce qui concerne l\u2019avenir, le retrait de la production au charbon pr\u00e9vu en janvier 2014 devrait repr\u00e9senter un total de 34 000 MW, ce qui constitue une hausse par rapport aux pr\u00e9visions de la mi-2012, qui \u00e9valuaient le retrait \u00e0 31 500 MW. Ce retrait devrait entra\u00eener une croissance \u00e9ventuelle de la production au gaz aux d\u00e9pens de celle provenant de charbon dans le secteur de la production \u00e9lectrique aux \u00c9tats-Unis17<\/sup><\/a>. Selon les pr\u00e9visions de notre entreprise sur l\u2019ensemble de la production (comme d\u2019autres pr\u00e9visions constat\u00e9es qui vont dans le m\u00eame sens que les n\u00f4tres), la part qu\u2019occupe le charbon sur le march\u00e9 subira une diminution, pour ainsi passer de 39 % en 2014 \u00e0 35 % en 2018, en raison du retrait d\u2019une grande partie de la production au charbon.<\/p>\n Le prix au comptant annuel moyen sur le march\u00e9 national am\u00e9ricain calcul\u00e9 au carrefour Henry \u00e9tait en hausse de 35 % en 2013, \u00e0 3,73.$\/MBTU, comparativement \u00e0 2,75 $\/MBTU, calcul\u00e9 sur la m\u00eame base en 2012. Fait \u00e0 noter, malgr\u00e9 cette hausse, le prix \u00e9tait quand m\u00eame 7 % moins \u00e9lev\u00e9 que les prix annuels en 2011 qui \u00e9tait de 4,00 $\/MBTU18<\/sup><\/a>. Pour mettre en perspective les prix actuels du gaz aux \u00c9tats-Unis, notons que le prix de 3,73 $ se situe en fait \u00e0 58 % sous le prix au comptant annuel moyen de 2008 avant la r\u00e9volution du gaz de schiste, c\u2019est-\u00e0-dire 8,86 $\/MBTU. Autre fait int\u00e9ressant, ce niveau est aussi bien en de\u00e7\u00e0 des prix du gaz ailleurs dans le monde, notamment en Europe, o\u00f9 il en co\u00fbtait en moyenne 11,79.$\/MBTU, et au Japon, o\u00f9 le prix moyen \u00e9tait de 16,02 $\/MBTU en 201319<\/sup><\/a>. Bien entendu, il s\u2019agit d\u2019une \u00e9norme diff\u00e9rence, due \u00e0 l\u2019abondance de l\u2019approvisionnement, entre les prix du gaz naturel en Am\u00e9rique du Nord et sur le march\u00e9 int\u00e9rieur des \u00c9tats-Unis et ceux du march\u00e9 mondial, lesquels n\u2019ont pas encore connu les effets du gaz de schiste et sont dans certains cas li\u00e9s aux prix \u00e9lev\u00e9s du p\u00e9trole, ce qui cr\u00e9e des occasions d\u2019exportation de GNL reposant sur des imp\u00e9ratifs \u00e9conomiques. Il s\u2019agit l\u00e0 d\u2019un sujet qui est devenu de plus en plus important sur le march\u00e9 du gaz am\u00e9ricain en 2013.<\/p>\n En 2013, d\u2019importantes activit\u00e9s ont eu lieu \u00e0 l\u2019Office of Fossil Fuels du U.S. Department of Energy\u2019s (DOE) <\/i>relativement \u00e0 des demandes d\u2019autorisation pour exporter du GNL dans des pays n\u2019ayant pas conclu d\u2019accord de libre-\u00e9change20<\/sup><\/a>. Au d\u00e9but de l\u2019ann\u00e9e, le DOE<\/i> a re\u00e7u un grand nombre de commentaires en provenance de parties int\u00e9ress\u00e9es au sujet de son \u00e9tude sur l\u2019exportation de GNL, dont la seconde et ultime partie (le rapport de NERA) est parue en d\u00e9cembre 201221<\/sup><\/a>. Le rapport produit par NERA proposait ces conclusions essentielles : les exportations de GNL procureront des avantages \u00e9conomiques nets dont profitera le pays; et la mod\u00e9lisation mondiale utilis\u00e9e dans le rapport a d\u00e9montr\u00e9 qu\u2019en fait, un grand nombre de niveaux hypoth\u00e9tiques d\u2019exportation de GNL (c.-\u00e0-d. les plus \u00e9lev\u00e9s) utilis\u00e9s dans la partie initiale de l\u2019\u00e9tude sur l\u2019exportation de GNL (le rapport de l\u2019EIA) seraient \u00e9conomiquement irr\u00e9alisables dans un march\u00e9 mondial et, par cons\u00e9quent, m\u00e8neraient \u00e0 des r\u00e9sultats non valides s\u2019ils devaient \u00eatre consid\u00e9r\u00e9s comme des param\u00e8tres dans un mod\u00e8le nord-am\u00e9ricain. Par la suite, le DOE<\/i> s\u2019est appuy\u00e9 sur ces conclusions en faveur des exportations de GNL et a commenc\u00e9 \u00e0 aller de l\u2019avant et \u00e0 rattraper le retard accumul\u00e9 concernant les demandes d\u2019autorisation d\u2019exportation de GNL. Bien que la derni\u00e8re autorisation d\u2019exportation de GNL avait \u00e9t\u00e9 accord\u00e9e presque deux ans auparavant (il s\u2019agissait en fait de la premi\u00e8re autorisation d\u2019exportation \u00e0 l\u2019ext\u00e9rieur d\u2019une zone de libre-\u00e9change accord\u00e9e par le DOE<\/i> et soutenue par Navigant)22<\/sup><\/a>, moins de trois mois apr\u00e8s la fin de la p\u00e9riode de commentaires sur l\u2019\u00e9tude de l\u2019exportation de GNL, le DOE<\/i> a accord\u00e9 son autorisation suivante, \u00e0 Freeport LNG, en mai 201323<\/a>,24<\/a><\/sup>. Apr\u00e8s l\u2019autorisation de Freeport, le DOE<\/i> a accord\u00e9 d\u2019autres autorisations \u00e0 Lake Charles LNG (en ao\u00fbt), \u00e0 Cove Point LNG (en septembre) et \u00e0 Freeport Expansion LNG (en novembre). Le 11 f\u00e9vrier 2014, le DOE<\/i> a autoris\u00e9 la demande de Cameron LNG LLC d\u2019exporter jusqu\u2019\u00e0 1,7 Gpi3<\/sup> dans des pays sans accord de libre-\u00e9change pendant une p\u00e9riode de 20 ans. \u00c0 ce jour, le DOE<\/i> a d\u00e9livr\u00e9 des autorisations d\u2019exportation de GNL dans des pays sans accord de libre-\u00e9change \u00e9quivalent \u00e0 environ 8,5 Gpi3<\/sup> au total.<\/p>\n Actuellement, le reste des demandes d\u2019exportation de GNL dans des pays sans accord de libre-\u00e9change s\u2019\u00e9l\u00e8ve \u00e0 environ 28 Gpi3<\/sup> et provient de presque 20 projets, dont 11,6 Gpi3<\/sup> correspondent \u00e0 huit projets d\u00e9pos\u00e9s en 2013. Le DOE<\/i> a cr\u00e9\u00e9 un \u00ab ordre de priorit\u00e9 \u00bb pour son analyse des demandes, qui repr\u00e9sente en somme l\u2019ordre du d\u00e9p\u00f4t des demandes qu\u2019il re\u00e7oit (consid\u00e9rant que les projets ont re\u00e7u l\u2019autorisation de la Federal Energy Regulatory Commission [FERC] afin d\u2019utiliser son processus de pr\u00e9-d\u00e9p\u00f4t pour une demande d\u2019approbation d\u2019un emplacement avant le 5 d\u00e9cembre 2012). Les cinq prochaines demandes \u00e0 examiner, selon l\u2019ordre de priorit\u00e9 du DOE<\/i>, sont : i) Jordan Cove Energy Project, 0,8 Gpi3<\/sup>, situ\u00e9 en Oregon; ii) Oregon LNG, 1 Gpi3<\/sup>, situ\u00e9 en Oregon; iii) Corpus Christi Liquefaction, 1,8 Gpi3<\/sup>, situ\u00e9 au Texas; iv) Excelerate Liquefaction Solutions, 1,4 Gpi3<\/sup>, situ\u00e9 au Texas et v) Carib (USA) LLC, 0,03 Gpi3<\/sup>, situ\u00e9 au Texas. En ce qui concerne le plus haut niveau de capacit\u00e9 d\u2019exportation de GNL qu\u2019il est possible d\u2019atteindre en Am\u00e9rique du Nord, et ind\u00e9pendamment des volumes permis par le DOE<\/i> en bout ligne, Navigant pr\u00e9voit que les exportations am\u00e9ricaines seront probablement dans la tranche des 8 \u00e0 10 Gpi3<\/sup>, ce qui est nettement inf\u00e9rieur au volume total des demandes ou peut-\u00eatre m\u00eame, \u00e0 la limite, au volume autoris\u00e9 par le DOE<\/i>. Un certain nombre de facteurs contribuent \u00e0 cette pr\u00e9vision, notamment les besoins consid\u00e9rables en capitaux n\u00e9cessaires pour chaque projet; les probl\u00e8mes contractuels commerciaux importants qui doivent \u00eatre r\u00e9sous; l\u2019existence d\u2019une concurrence mondiale caus\u00e9e par d\u2019importants exportateurs de GNL, comme le Qatar et l\u2019Australie; la possibilit\u00e9 de projets \u00e9mergents un peu partout dans le monde, comme en Afrique de l\u2019Est et dans d\u2019autres r\u00e9gions du Moyen-Orient et, de toute \u00e9vidence, l\u2019\u00e9mergence de la concurrence due au d\u00e9veloppement des ressources mondiales de gaz de schiste, surtout dans les march\u00e9s \u00e9mergents du globe25<\/sup><\/a>.<\/p>\n Des cinq projets qui \u00e0 ce jour ont re\u00e7u l\u2019autorisation d\u2019exporter du GNL des \u00c9tats-Unis vers des pays sans accord de libre-\u00e9change, seule l\u2019installation Sabine Pass Liquefaction de la Cheniere Corporation est actuellement en construction et a \u00e9galement re\u00e7u l\u2019approbation n\u00e9cessaire de l\u2019emplacement de la part de la FERC. La premi\u00e8re phase du projet, qui comprend les rames 1 et 2, lesquelles repr\u00e9sentent chacune 0,55 Gpi3<\/sup>, \u00e9tait ex\u00e9cut\u00e9e \u00e0 50 % en d\u00e9cembre 2013. Les travaux pour construire les rames 3 et 4 (phase 2) sont \u00e9galement en cours et sont achev\u00e9s \u00e0 environ 20 %.<\/p>\n De nombreux accords commerciaux importants sur le GNL ont d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 sign\u00e9s par les repr\u00e9sentants des projets d\u2019exportation de GNL. Les accords m\u00e9diatis\u00e9s en 2013 comprennent.: ceux conclus entre Cameron LNG <\/i>et Tokyo Electric Power Company<\/i>, 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 m\u00e9diatis\u00e9s ant\u00e9rieurement 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 Am\u00e9rique du Nord deviennent de plus en plus importants aux yeux des acheteurs \u00e9trangers et du m\u00eame fait transforment le march\u00e9 en un v\u00e9ritable \u00ab.march\u00e9 mondial \u00bb, le march\u00e9 sera probablement caract\u00e9ris\u00e9 par l\u2019affaiblissement continu des prix du gaz index\u00e9s \u00e0 ceux du p\u00e9trole, qui dominent maintenant en Asie et en Europe. Un certain affaiblissement li\u00e9 \u00e0 \u00ab l\u2019indexation au p\u00e9trole \u00bb a d\u00e9j\u00e0 \u00e9t\u00e9 constat\u00e9 au cours de n\u00e9gociations et de ren\u00e9gociations contractuelles qui ont d\u00e9j\u00e0 eu lieu en Europe, comme l\u2019ont rapport\u00e9 plusieurs \u00ab.initi\u00e9s \u00bb avec lesquels nous avons parl\u00e9 lors d\u2019une r\u00e9cente conf\u00e9rence sur le gaz tenue en Europe. Des changements aussi fondamentaux dans la situation gazi\u00e8re mondiale, qui sont devenus apparents sur le march\u00e9 en 2013, constitueront l\u2019une des grandes histoires \u00e0 suivre au cours des ann\u00e9es \u00e0 venir.<\/p>\n \u00c0 l\u2019instar des estimations des ressources en gaz r\u00e9cup\u00e9rables aux \u00c9tats-Unis, les estimations des ressources en gaz au Canada ont r\u00e9cemment connu une augmentation importante. La nouvelle \u00e9valuation des ressources en gaz de la formation de Montney situ\u00e9e en Alberta et en Colombie-Britannique constitue un \u00e9l\u00e9ment cl\u00e9 de cette augmentation. Un rapport conjoint de novembre 2013, r\u00e9alis\u00e9 par l\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie (ON\u00c9), la British Columbia Oil & Gas Commission<\/i>, le minist\u00e8re de la Mise en valeur des ressources gazi\u00e8res de la Colombie-Britannique et l\u2019Alberta Energy Regulator, d\u00e9signant une \u00e9tude sur la formation de Montney, a fait augmenter les estimations de gaz naturel r\u00e9cup\u00e9rable dans cette formation de 108 Tpi3<\/sup> \u00e0 449 Tpi3<\/sup>. Selon le site Web du rapport, cette nouvelle estimation indique que les ressources de Montney \u00e0 elles seules pourraient r\u00e9pondre \u00e0 la demande canadienne pendant 145 ans26<\/sup><\/a>. Un autre \u00e9l\u00e9ment cl\u00e9 est la derni\u00e8re estimation d\u00e9taill\u00e9e des ressources des gisements de schiste mentionn\u00e9e dans l\u2019\u00e9valuation d\u2019ARI command\u00e9e par l\u2019EIA et parue en mai 2013. Selon le rapport d\u2019ARI, les ressources en gaz de schiste r\u00e9cup\u00e9rables du Canada sont de l\u2019ordre de 573 Tpi3<\/sup>, incluant celles de Horn River de 133 Tpi3<\/sup>, celles du bassin de la Liard de 158 Tpi3<\/sup>, celles de Duvernay de 113 Tpi3<\/sup> et celles de Cordova Embayment de 20 Tpi3<\/sup> 27<\/sup><\/a>. En additionnant les 449 Tpi3 de Montney, les 573 Tpi3<\/sup> du gaz de schiste et les 422 Tpi3<\/sup> de gaz naturel ne provenant pas du schiste ou de Montney selon les plus r\u00e9centes estimations de l\u2019ON\u00c928<\/sup><\/a>, le total de ressources r\u00e9cup\u00e9rables au Canada est estim\u00e9 \u00e0 1 444 Tpi3<\/sup>. Cette quantit\u00e9 repr\u00e9sente une demande canadienne stup\u00e9fiante de 465 ann\u00e9es au niveau de 2012, soit 3,1 Tpi3<\/sup> par ann\u00e9e (niveau de consommation totale de gaz utilis\u00e9 par l\u2019ON\u00c9).<\/p>\n Le total de la production de gaz commercialis\u00e9 au Canada a chut\u00e9 d\u2019environ 1,5 % en 2013, passant de 5,05 Tpi3<\/sup> \u00e0 4,97 Tpi3<\/sup>. Une diminution de 2 % en Alberta, passant de 3,48 Tpi3<\/sup> \u00e0 3,41 Tpi3<\/sup>, conjugu\u00e9e \u00e0 une augmentation de 3 % en Colombie-Britannique, passant de 1,29 Tpi3<\/sup> \u00e0 1,33 Tpi3<\/sup> 29<\/sup><\/a> sont les facteurs responsables. Les zones les plus actives en mati\u00e8re de d\u00e9veloppement de la production \u00e9taient la formation de Montney, en raison de 2,4 Gpi3<\/sup> (2,05 Gpi3<\/sup> en Colombie-Britannique et 0,35 Gpi3<\/sup> en Alberta), et le bassin de Horn River, en raison de 0,5 Gpi3<\/sup>. Ces donn\u00e9es sont issues du troisi\u00e8me trimestre de 201330<\/sup><\/a>.<\/p>\n Compte tenu de la hausse de l\u2019exp\u00e9dition de gaz du site de Marcellus vers les march\u00e9s am\u00e9ricains, les exportations canadiennes de gaz naturel vers les \u00c9tats-Unis ont baiss\u00e9 de 12 % de 2012 \u00e0 2013 (donn\u00e9e mesur\u00e9e lors des dix premiers mois de l\u2019ann\u00e9e), chutant de 5,77 Gpi3<\/sup> \u00e0 5,05 Gpi3<\/sup> 31<\/sup><\/a>. Il s\u2019agit l\u00e0 d\u2019un autre exemple parfait des aspects qui \u00ab changent les r\u00e8gles du jeu \u00bb introduits par une perc\u00e9e technique qui a domin\u00e9 l\u2019industrie int\u00e9gr\u00e9e du gaz de l\u2019Am\u00e9rique du Nord au cours des cinq derni\u00e8res ann\u00e9es.<\/p>\n En 2013, le prix au comptant moyen annuel (AECO) \u00e9tait en hausse de 28 % pour atteindre 3,06 $\/MBTU, comparativement \u00e0 2,39 $\/MBTU en 2012, mais se situe toujours \u00e0 17 % sous le prix de 2011, soit \u00e0 3,67 $\/MBTU32<\/sup><\/a>. De toute \u00e9vidence, certains rajustements d\u2019\u00e9quilibre sont toujours en cours dans l\u2019industrie canadienne du gaz, tout comme aux \u00c9tats-Unis, et les prix en Am\u00e9rique du Nord sont nettement inf\u00e9rieurs \u00e0 ceux d\u2019autres parties du monde, notamment l\u2019Europe, o\u00f9 les prix, comme nous l\u2019avons dit, s\u2019\u00e9tablissaient en moyenne \u00e0 11,79 $\/MBTU, et le Japon o\u00f9 la moyenne \u00e9tait de 16,02 $\/MBTU en 201333<\/sup><\/a>. Il faut \u00e9galement noter que les prix au Canada sont plus bas que ceux aux \u00c9tats-Unis sur la plupart des march\u00e9s, en raison des niveaux particuli\u00e8rement \u00e9lev\u00e9s de l\u2019approvisionnent et du fait que celui-ci est parfois laiss\u00e9 de c\u00f4t\u00e9 en raison de l\u2019influence des dynamiques changeantes du march\u00e9 sur l\u2019approvisionnement en gaz au Canada.<\/p>\n Comme aux \u00c9tats-Unis, d\u2019importantes activit\u00e9s li\u00e9es aux exportations de GNL ont eu lieu au Canada en 2013. Au cours des deux ann\u00e9es pr\u00e9c\u00e9dentes, l\u2019ON\u00c9 avait autoris\u00e9 deux demandes d\u2019exportation, totalisant 1,55 Gpi3<\/sup>.34<\/sup><\/a>. Toutefois, en 2013, l\u2019ON\u00c9 a autoris\u00e9 quatre demandes d\u2019exportation de GNL, totalisant 13,1 Gpi3<\/sup> 35<\/sup><\/a>. Un des th\u00e8mes constants dans les ordonnances d\u2019approbation de l\u2019ON\u00c9 \u00e9tait la reconnaissance de l\u2019ampleur des ressources canadiennes en gaz naturel conjointement avec les nouvelles dynamiques du march\u00e9 nord-am\u00e9ricain influenc\u00e9es par la production croissante de gaz naturel aux \u00c9tats-Unis, ce qui fait en en sorte qu\u2019il est important pour le Canada de trouver de nouveaux march\u00e9s afin de soutenir davantage le d\u00e9veloppement de son industrie gazi\u00e8re nationale36<\/sup><\/a>.<\/p>\n Actuellement, les demandes d\u2019exportation de gaz restantes adress\u00e9es \u00e0 l\u2019ON\u00c9 totalisent 10,7 Gpi3<\/sup> et proviennent de six projets. Elles ont toutes \u00e9t\u00e9 d\u00e9pos\u00e9es depuis ao\u00fbt 2013. De ces demandes, seulement 1,4 Gpi3<\/sup> ne vient pas de la c\u00f4te Ouest du Canada. Deux d\u2019entre elles, pr\u00e9sent\u00e9es par Jordan Cove LNG et Oregon LNG Marketing, sont des projets am\u00e9ricains de liqu\u00e9faction de GNL qui reposeront sur le gaz naturel canadien, lequel sera achemin\u00e9 en grande partie au moyen du r\u00e9seau interconnect\u00e9 de gazoducs qui existe depuis longtemps dans la r\u00e9gion. Ces demandes sont le signe de l\u2019abondance du gaz naturel dans l\u2019Ouest du Canada et sont un exemple du genre de nouveau march\u00e9 que la Colombie-Britannique et l\u2019Alberta recherchent en vue de renforcer leur propre industrie gazi\u00e8re.<\/p>\n Une autre importante s\u00e9rie de d\u00e9veloppements dans le secteur du gaz naturel en 2013 sont ceux concernant la TransCanada Corporation, l\u2019une des principales entreprises de gazoducs en Am\u00e9rique du Nord et une composante importante de longue date de l\u2019industrie gazi\u00e8re canadienne. Plusieurs \u00e9v\u00e9nements se rapportent \u00e0 la conduite principale de TransCanada, qui a la capacit\u00e9 d\u2019acheminer 7 Gpi3<\/sup> d\u2019Empress en Alberta, \u00e0 Dawn en Ontario, et plus loin vers l\u2019est. En 2013, l\u2019ON\u00c9 a approuv\u00e9 de nouveaux tarifs r\u00e9duits pour la conduite principale, qui avaient \u00e9t\u00e9 propos\u00e9s lors d\u2019une importante demande de restructuration tarifaire visant \u00e0 am\u00e9liorer la comp\u00e9titivit\u00e9 de la conduite, \u00e9tant donn\u00e9 son d\u00e9bit \u00e0 la baisse, qui pendant un certain temps avait caus\u00e9 des augmentations de tarifs sur le r\u00e9seau. Le nouveau tarif fix\u00e9 pour l\u2019acheminement d\u2019Empress \u00e0 Dawn est de 1,42 $\/GJ, soit une diminution par rapport \u00e0 l\u2019ancien tarif de 2,58 $\/GJ. Ce nouveau tarif se base sur une augmentation pr\u00e9vue de la capacit\u00e9 de d\u00e9bit de 3,9 Gpi3<\/sup> \u00e0 4,3 Gpi3<\/sup>. Un autre d\u00e9veloppement d\u2019importance est survenu en ao\u00fbt 2013, alors que TransCanada a annonc\u00e9 qu\u2019elle irait de l\u2019avant avec son projet Energy East, pr\u00e9voyant convertir environ 1 Gpi3<\/sup> de la capacit\u00e9 de transport de la conduite principale de gaz naturel en \u00e9quivalent de p\u00e9trole. Ce projet est per\u00e7u par TransCanada comme une tentative \u00ab d\u2019utiliser \u00bb autrement la capacit\u00e9 exc\u00e9dentaire de sa conduite principale.<\/p>\n Voici d\u2019autres \u00e9v\u00e9nements ayant des r\u00e9percussions sur d\u2019autres parties des travaux de TransCanada au Canada : i) en janvier 2013, le choix de Progress Energy\u2019s Pacific Northwest LNG de r\u00e9aliser le projet concernant le projet de transport gazier de Prince Rupert visant \u00e0 d\u00e9placer 2 Gpi3<\/sup> de gaz naturel de la r\u00e9gion de North Montney au site du projet de GNL situ\u00e9 \u00e0 l\u2019\u00eele Lelu, pr\u00e8s de Prince Rupert; ii) en ao\u00fbt, l\u2019ex\u00e9cution d\u2019un contrat avec Progress Energy pour un service garanti de transport de gaz de l\u2019ordre de 2 Gpi3<\/sup> qui aidera \u00e0 faire progresser le projet de conduite principale de North Montney, propos\u00e9 par NOVA Gas Transmission Ltd., une filiale de TransCanada; iii) l\u2019am\u00e9lioration propos\u00e9e par FortisBC du pipeline Southern Crossing reliant le syst\u00e8me de Spectra Energy de Kingsvale \u00e0 Kingsgate et offrant une capacit\u00e9 additionnelle d\u2019acheminement de gaz naturel du syst\u00e8me de Spectra en Colombie-Britannique au r\u00e9seau terrestre de TransCanada afin de servir les march\u00e9s du nord-ouest des \u00c9tats-Unis et de la Californie et peut-\u00eatre pour servir des projets d\u2019exportation en Oregon.<\/p>\n Conform\u00e9ment au rapport Productibilit\u00e9 \u00e0 court terme de gaz naturel au Canada de l\u2019ON\u00c9 <\/i>37<\/sup><\/a>, qui d\u00e9montre que la production de gaz naturel au Canada se situe dans une \u00ab p\u00e9riode d\u2019attente \u00bb avec un nombre minime de nouvelles activit\u00e9s de forage, puisque les producteurs attendent que les prix du produit grimpent, la d\u00e9couverte de nouveaux march\u00e9s ou de march\u00e9s \u00e9largis pour le gaz naturel a fait l\u2019objet d\u2019une orientation strat\u00e9gique nouvellement \u00e9labor\u00e9e, quoique maintenant \u00e9tablie, dans l\u2019Ouest du pays. En juillet 2013, la Colombie-Britannique et l\u2019Alberta ont annonc\u00e9 la formation d\u2019un groupe de travail dirig\u00e9 par des hauts fonctionnaires du domaine \u00e9nerg\u00e9tique visant \u00e0 \u00e9laborer des recommandations sur les exportations d\u2019\u00e9nergie, en rapport avec l\u2019ouverture de nouveaux march\u00e9s d\u2019exportation pour ces deux provinces38<\/sup><\/a>. Les objectifs communs recherch\u00e9s par la Colombie-Britannique et l\u2019Alberta en cr\u00e9ant ce groupe de travail consistent \u00e0 \u00e9largir les possibilit\u00e9s d\u2019exportation pour le p\u00e9trole, le gaz et d\u2019autres ressources, de cr\u00e9er des emplois et de renforcir l\u2019\u00e9conomie des provinces gr\u00e2ce au d\u00e9veloppement des secteurs p\u00e9trolier et gazier. Le groupe de travail a soumis un rapport aux premiers ministres Clark et Redford, \u00e0 la fin de 2013, pr\u00e9sentant des recommandations et un plan d\u2019action. La mise sur pied du groupe de travail annonce l\u2019\u00e9vidente politique de soutien au d\u00e9veloppement des ressources gazi\u00e8res39<\/sup><\/a>. Dans le m\u00eame ordre d\u2019id\u00e9es, l\u2019Alberta a r\u00e9alis\u00e9 en octobre 2013 une entente-cadre intitul\u00e9e Framework Agreement on Sustainable Energy Development<\/i> avec la Chine afin de consolider les liens en mati\u00e8re de d\u00e9veloppement, d\u2019investissement et de commerce \u00e9nerg\u00e9tiques.<\/p>\n Le ph\u00e9nom\u00e8ne de l\u2019abondance du gaz naturel en Am\u00e9rique du Nord en raison de la r\u00e9volution du gaz de schiste s\u2019est poursuivi en 2013. La production des \u00c9tats-Unis a progress\u00e9 pour atteindre un nouveau sommet in\u00e9gal\u00e9 et le DOE est all\u00e9 de l\u2019avant avec quatre ordonnances d\u2019approbation d\u2019exportation de GNL. L\u2019abondance du gaz naturel, dont t\u00e9moigne la croissance prolifique de la production de gaz de schiste, notamment l\u2019augmentation de 50 % de la production du bassin de Marcellus en 2013, a uniquement \u00e9t\u00e9 de nouveau revue \u00e0 la hausse, par des \u00e9tudes \u00e0 jour indiquant la pr\u00e9sence d\u2019environ 2 700 Tpi3<\/sup> de gaz r\u00e9cup\u00e9rable aux \u00c9tats-Unis et de plus de 1 400 Tpi3<\/sup> au Canada. La fiabilit\u00e9 de la production de gaz de schiste, qui est due \u00e0 son abondance, de m\u00eame que ses risques r\u00e9duits associ\u00e9s \u00e0 l\u2019exploration comparativement aux ressources traditionnelles de gaz, cr\u00e9ent la possibilit\u00e9 d\u2019am\u00e9liorer l\u2019\u00e9quilibre entre l\u2019approvisionnement et la demande et d\u2019att\u00e9nuer les cycles \u00ab de prosp\u00e9rit\u00e9 et de crises \u00bb de l\u2019industrie, ce qui aura ensuite tendance \u00e0 att\u00e9nuer l\u2019instabilit\u00e9 des prix. Cela repr\u00e9sente un probl\u00e8me de longue date ayant frein\u00e9 la p\u00e9n\u00e9tration accrue de l\u2019industrie gazi\u00e8re sur le march\u00e9. Par cons\u00e9quent, les \u00e9normes ressources en gaz de schiste ont non seulement la capacit\u00e9 potentielle de r\u00e9pondre \u00e0 un niveau de demande bien plus important que ce qui a \u00e9t\u00e9 constat\u00e9 \u00e0 ce jour en Am\u00e9rique du Nord, mais de le faire avec des prix moins instables et, bien s\u00fbr, \u00e0 des niveaux de prix globaux plus bas que ce qui aurait \u00e9t\u00e9 cru possible il n\u2019y a que quelques ann\u00e9es.<\/p>\n Selon une vision \u00e9clair\u00e9e du march\u00e9, l\u2019approvisionnement national aux \u00c9tats-Unis et au Canada est si abondant qu\u2019il r\u00e9pondra aux exigences du march\u00e9 int\u00e9rieur ainsi qu\u2019\u00e0 la demande d\u2019exportation de GNL exp\u00e9di\u00e9 \u00e0 partir de l\u2019Am\u00e9rique du Nord. D\u2019ailleurs, la nouvelle situation d\u2019abondance de gaz cr\u00e9e et n\u00e9cessite une nouvelle demande qui offrira la possibilit\u00e9 de cr\u00e9er un march\u00e9 de base stable et fiable soutenant l\u2019exploitation \u00e0 venir de l\u2019approvisionnement. Comme en t\u00e9moigne le grand nombre de demandes d\u2019exportation de GNL d\u00e9pos\u00e9es, les acteurs de l\u2019industrie reconnaissent l\u2019occasion qui s\u2019offre pr\u00e9sentement \u00e0 eux, laquelle provient des \u00e9carts existants entre les prix du gaz dans le monde. Toutefois, la possibilit\u00e9 d\u2019exporter du GNL des \u00c9tats-Unis et du Canada procurera des avantages qui d\u00e9passeront largement l\u2019industrie gazi\u00e8re et qui profiteront \u00e0 l\u2019ensemble de l\u2019\u00e9conomie gr\u00e2ce \u00e0 des effets multiplicateurs comportant de nouvelles r\u00e9percussions sur la stimulation \u00e9conomique indirecte provenant de nouveaux investissements de milliards de dollars et de la cr\u00e9ation d\u2019emplois.<\/p>\n L\u2019ampleur de la production de gaz de schiste, surtout dans l\u2019est des \u00c9tats-Unis, a commenc\u00e9 \u00e0 provoquer des changements spectaculaires et fondamentaux \u00e0 la structure traditionnelle des flux de gaz en Am\u00e9rique du Nord en 201340<\/sup><\/a>. Un important indice de cette dynamique est le changement survenu dans les tendances d\u2019approvisionnement du march\u00e9 du nord-est des \u00c9tats-Unis, o\u00f9 la production du bassin de Marcellus a supplant\u00e9 les approvisionnements en provenance de la c\u00f4te du golfe du Mexique aux \u00c9tats-Unis et du bassin s\u00e9dimentaire de l\u2019Ouest canadien (BSOC), ce qui a men\u00e9 \u00e0 des r\u00e9ductions de la part de march\u00e9 de 28 % (soit de 50 % \u00e0 22 %, ce qui repr\u00e9sente une r\u00e9duction de 56 %) et de 15 % (soit de 22 % \u00e0 7 %, ce qui repr\u00e9sente une r\u00e9duction de 68 %), respectivement, depuis 2008. L\u2019Office national de l\u2019\u00e9nergie du Canada a r\u00e9cemment reconnu ces nouvelles dynamiques de march\u00e9 dans son rapport Avenir \u00e9nerg\u00e9tique du Canada en 2013<\/i>, se rapportant \u00e0 la production croissante du basin de Marcellus, laquelle a r\u00e9duit les besoins en exportations canadiennes dans le nord-est des \u00c9tats-Unis, un march\u00e9 que le BSOC avait l\u2019habitude de servir en partie41<\/sup><\/a>, et qui est, en fait, \u00e0 l\u2019origine d\u2019une hausse des importations au Canada en provenance des \u00c9tats-Unis42<\/sup><\/a>, ph\u00e9nom\u00e8ne qui ne devrait que continuer \u00e0 s\u2019amplifier \u00e0 l\u2019avenir. Nous croyons qu\u2019une nouvelle pression concurrentielle sera exerc\u00e9e sur les approvisionnements en gaz de l\u2019Ouest en raison du d\u00e9placement des approvisionnements traditionnels des sites de gaz de schiste de Marcellus et d\u2019Utica dans les march\u00e9s du Midwest<\/i> am\u00e9ricain. Cette pression pourrait finalement venir du gaz du BSOC au Canada ou de celui des Rocheuses am\u00e9ricaines et s\u2019exercer sur les approvisionnements canadiens plus \u00e0 l\u2019Ouest \u00e9tant donn\u00e9 que les Rocheuses am\u00e9ricaines sont \u00e0 la conqu\u00eate de nouveaux march\u00e9s. Un exemple de changement dans les structures des flux de gaz en Am\u00e9rique du Nord est survenu en juillet 2013 lorsque le Rockies Express Pipeline a proc\u00e9d\u00e9 \u00e0 une entente pr\u00e9alable obligatoire pr\u00e9voyant acheminer jusqu\u2019\u00e0 200 Mpi3<\/sup> de gaz provenant d\u2019un important producteur du site de schiste d\u2019Utica vers l\u2019ouest, dans les march\u00e9s du centre du continent. Selon REX, le tout tend \u00e0 devenir \u00ab vraiment bidirectionnel \u00bb, car il fournit une capacit\u00e9 de transport venant de la zone de schiste d\u2019Utica43<\/sup><\/a>. Les premiers signes relatifs \u00e0 d\u2019autres changements dans les structures de flux de gaz en Am\u00e9rique du Nord ont aussi commenc\u00e9 \u00e0 se clarifier en 2013, entra\u00een\u00e9s par de nouvelles exploitations de gaz de schiste.<\/p>\n En raison de la pression croissante exerc\u00e9e sur les approvisionnements en gaz de l\u2019Ouest, dont l\u2019origine vient du d\u00e9veloppement remarquable des ressources de l\u2019est des \u00c9tats-Unis, le besoin de trouver de nouveaux march\u00e9s pour le gaz de l\u2019Ouest deviendra encore plus critique \u00e0 mesure que les ressources prolifiques en gaz non traditionnel de la Colombie-Britannique seront d\u00e9velopp\u00e9es, ce qui donnera lieu \u00e0 notre avis \u00e0 une vague d\u2019occasions commerciales, surtout dans l\u2019Ouest canadien. De plus, selon les attentes, le changement touchant le march\u00e9 qui s\u2019est clairement d\u00e9velopp\u00e9 en 2013 devrait continuer de progresser dans un avenir pr\u00e9visible, tandis que les march\u00e9s de l\u2019Asie d\u00e9couvriront les avantages des approvisionnements de l\u2019Am\u00e9rique du Nord en GNL et leur harmonisation avec la croissance de la demande asiatique en gaz44<\/sup><\/a>.<\/p>\n ^haut de la page<\/a><\/p>\n * <\/a>Gordon Pickering, Navigant Consulting Inc. est un directeur de l\u2019\u00e9nergie, \u00e0 la t\u00eate en Am\u00e9rique du Nord, de la pratique de Navigant sur le gaz et le gaz naturel liqu\u00e9fi\u00e9 (GNL). Il est actif dans la tarification du gaz et du GNL, la strat\u00e9gie, la r\u00e8glementation et l\u2019analyse fondamentale du march\u00e9 et les pr\u00e9visions en Am\u00e9rique du nord et \u00e0 l\u2019\u00e9tranger.<\/p>\n <\/a>1<\/sup> En 2008, Navigant a quantifi\u00e9 pour la premi\u00e8re fois le d\u00e9veloppement en croissance rapide du gaz naturel en provenance du schiste dans son rapport novateur pour l\u2019American Clean Skies Foundation intitul\u00e9 North American Natural Gas Supply Assessment<\/i> (4 juillet 2008) en ligne : Navigant Consulting <http:\/\/www.navigant.com\/~\/media\/WWW\/Site\/Insights\/Energy\/NCI_Natural_Gas_Resource_Report.ashx<\/a>>.<\/p>\n <\/a>2<\/sup>\u00a0 Terry Engelder et Gary Lash, \u00ab Marcellus Shale Play\u2019s Vast Resource Potential Creating Stir in Appalachia \u00bb (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<\/a>>.<\/p>\n <\/a>3<\/sup>\u00a0 World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment<\/i>, pr\u00e9par\u00e9 par Advanced Resources International, Inc., comme annexe \u00e0 Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States<\/i>, U.S. Energy Information Administration, juin 2013, Annexe C, Tableau A-1.<\/p>\n <\/a>4<\/sup>\u00a0 Donn\u00e9es de LCI Energy Insight.<\/p>\n <\/a>5<\/sup>\u00a0 Ibid.<\/i><\/p>\n <\/a>6<\/sup> \u00a0U.S. Energy Administration, Natural Gas Consumption by End Use<\/i> (28 f\u00e9vrier2014), en ligne EIA\u00a0 <http:\/\/www.eia.gov\/dnav\/ng\/ng_cons_sum_dcu_nus_a.htm<\/a>>.<\/p>\n <\/a>7<\/sup>\u00a0 Voir le rapport d\u2019ARI, supra note 3, Annexe C, Tableau A-1.<\/p>\n <\/a>8<\/sup>\u00a0 Donn\u00e9es du U.S. Energy Information (EIA).<\/p>\n <\/a>9<\/sup>\u00a0 Navigant estime le nombre moyen d\u2019appareils de forage de gaz aux \u00c9tats-Unis \u00e0 556 en 2012 et \u00e0 383 en 2013, selon les donn\u00e9es de Baker Hughes.<\/p>\n <\/a>10<\/sup>\u00a0 Voir Today in Energy: U.S. expected to be largest producer of petroleum and natural gas hydrocarbons in 2013<\/i>, au www.EIA.gov<\/a> (4 octobre 2013).<\/p>\n\u00c9TATS-UNIS<\/b><\/h3>\n
Approvisionnement en gaz<\/b><\/h4>\n
Dynamiques du march\u00e9 des \u00c9tats-Unis en 2013<\/b><\/h4>\n
Exportations de GNL des \u00c9tats-Unis vers les march\u00e9s mondiaux de gaz<\/b><\/h4>\n
CANADA<\/b><\/h3>\n
Approvisionnement en gaz <\/b><\/h4>\n
Dynamiques du march\u00e9 canadien en 2013<\/b><\/h4>\n
D\u00e9veloppement de l\u2019exportation du GNL canadien <\/b><\/h4>\n
D\u00e9veloppement de l\u2019infrastructure <\/b><\/h4>\n
Politique d\u2019expansion de la demande<\/b><\/h4>\n
R\u00e9sum\u00e9 de 2013<\/b><\/h3>\n
\n