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Aperçu de la situation énergétique au Canada 2007 - Évaluation du marché de l'énergie

Aperçu de situation énergétique 2007 - Évaluation du marché de l’énergie - Mai 2008 [PDF 3422 ko]

Aperçu de la situation énergétique au Canada 2007 - Questions et réponses

Droit d'auteur et droit de reproduction

Table des matières

Liste des figures et des tableaux

Figures
Tableaux

Liste des sigles et des abréviations

Liste des unités

Avant-propos

Chapitre 1: Introduction

Chapitre 2: L'énergie et l'économie canadienne

2.1 Perspectives

Chapitre 3: Activité pétrolière et gazière en amont

3.1 Perspectives

Chapitre 4: Pétrole brut

4.1 Marchés internationaux
4.2 Production de pétrole et remplacement des réserves au Canada
4.3 Sables bitumineux
4.4 Exportations et importations de pétrole brut
4.5 Raffinage du pétrole
4.6 Exportations et importations des principaux produits pétroliers
4.7 Prix des produits pétroliers
4.8 Perspectives

Chapitre 5: Gaz naturel

5.1 Marchés nord-américains du gaz naturel
5.2 Production de gaz naturel
5.3 Réserves de gaz naturel
5.4 Consommation canadienne de gaz naturel
5.5 Exportations et importations canadiennes de gaz naturel
5.6 Liquides de gaz naturel (exception faite des pentanes plus)
5.7 Perspectives

Chapitre 6: Électricité

6.1 Mesures destinées à favoriser le développement du marché
6.2 Fiabilité du service d'électricité
6.3 Production d'électricité
6.4 Demande d'électricité
6.5 Exportations et importations d'électricité
6.6 Perspectives

Chapitre 7: Conclusion

Glossaire

Liste des figures et des tableaux

Figures

2.1 Recettes nettes d'exportation d'énergie, 2003-2007

3.1 Appareils de forage en service dans le BSOC par semaine
3.2 Nombre de puits forés dans l'Ouest canadien, 2001-2007

4.1 Prix des pétroles de référence WTI et Brent, 2003 - 2007
4.2 Production de pétrole brut et d'équivalents par province
4.3 Production de pétrole brut et d'équivalents par type
4.4 Production de bitume brut, 2003-2007
4.5 Emplacements des grands projets dans la région des sables bitumineux
4.6 Prix à l'exportation du brut léger et du brut lourd, 2002-2007
4.7 Livraisons de pétrole brut canadien en 2007
4.8 Offre de pétrole brut et débouchés - 2007

5.1 Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry
5.2 Évolution des stocks nord-américains de gaz naturel
5.3 Prix journalier au point AECO-C
5.4 Prix journalier à Dawn
5.5 Production canadienne de gaz naturel commercialisable, 2000-2007
5.6 Consommation canadienne totale de gaz naturel et degrés-jours de chauffage
5.7 Besoins annuels moyens de gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux
5.8 Volumes mensuels d'exportations et d'importations
5.9 Offre et utilisation de gaz naturel en 2007
5.10 Projets touchant le GNL envisagés au Canada

6.1 Prix de l'électricité dans le secteur résidentiel au Canada
6.2 Transferts internationaux et interprovinciaux d'électricité

Tableaux

2.1 Production d'énergie au Canada selon la source
2.2 Consommation d'énergie secondaire au Canada

4.1 Réserves, ajouts et production de brut classique, 2000-2006
4.2 Réserves établies estimatives de pétrole brut et de bitume au 31 décembre 2006
4.3 Raffineries du Canada
4.4 Prix du pétrole et des produits dérivés dans le monde
4.5 Projets d'agrandissement des raffineries du Canada

5.1 Réserves de gaz naturel

6.1 Production d'électricité

Liste des sigles et des abréviations

AUC Alberta Utilities Commission
BSOC bassin sédimentaire de l'Ouest canadien
CCSN Commission canadienne de la sûreté nucléaire
É.-U. États-Unis
EIA Energy Information Administration
ÉMÉ Évaluation du marché de l'énergie
ERCB Energy Resources Conservation Board de l'Alberta
EUB Energy and Utilities Board de l'Alberta
FEED ingénierie de base
GNL gaz naturel liquéfié
GPL gaz de pétrole liquéfié
IPPI Indice des prix des produits industriels
LGN liquides de gaz naturel
MH méthane de houille
NYMEX New York Mercantile Exchange
ONÉ ou Office Office national de l'énergie
OPEP Organisation des pays exportateurs de pétrole
PADD Petroleum Administration for Defence District
PE protocole d'entente
PIB produit intérieur brut
PSAC Petroleum Services Association of Canada
RNCan Ressources naturelles Canada
SIERÉ Société indépendante d'exploitation du réseau électrique
WTI West Texas Intermediate

List des unités

b/j barils par jour
Gpi³/j milliards de pieds cubes par jour
GJ gigajoule
kV kilovolt
m³/j mètres cubes par jour
kb/j milliers de barils par jour
Mb/j millions de barils par jour
MBTU million de BTU
MW mégawatt
PJ pétajoule
$ ou $CAN dollars canadiens
$US dollars américains
TWh térawattheure

Avant-propos

L'Office national de l'énergie (l'ONÉ ou l'Office) est un organisme fédéral indépendant qui réglemente plusieurs secteurs de l'industrie énergétique du Canada. Il a pour raison d'être de promouvoir, dans l'intérêt public canadien, la sûreté et la sécurité, la protection de l'environnement et l'efficience de l'infrastructure et des marchés énergétiques, en vertu du mandat conféré par le Parlement au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques et du commerce de l'énergie. Les principales responsabilités de l'Office consistent à réglementer la construction et l'exploitation d'oléoducs et de gazoducs interprovinciaux et internationaux, ainsi que de lignes internationales de transport d'électricité et de lignes interprovinciales désignées. L'Office réglemente aussi les droits et tarifs des pipelines qui relèvent de sa compétence. Il encadre les exportations et les importations de gaz naturel, de même que celles de pétrole, de liquides de gaz naturel (LGN) et d'électricité. Par ailleurs, l'Office réglemente l'exploration, la mise en valeur et la production de pétrole et de gaz naturel sur les terres domaniales et en mer, dans les endroits qui ne sont pas visés par des ententes de gestion fédérales-provinciales. Son rôle consultatif exige de l'Office qu'il examine constamment les questions relevant de la compétence du Parlement qui ont trait à tous les aspects de l'offre, du transport et de l'aliénation de l'énergie, au Canada et à l'étranger.

L'ONÉ surveille les marchés afin d'analyser objectivement les produits énergétiques et d'informer les Canadiens des tendances, des événements et des enjeux. Tous les ans, l'Office prépare une revue des marchés énergétiques pour l'année précédente, qu'il publie dans la présente Évaluation du marché de l'énergie (ÉMÉ) intitulée Aperçu de la situation énergétique au Canada 2007. Ce document résume les principaux événements qui ont marqué l'industrie énergétique canadienne en 2007.

1. Introduction

Au cours de la dernière année, l'Office a publié de nombreuses ÉMÉ traitant d'un large éventail de produits énergétiques. En outre, il a rendu public un rapport intitulé L'avenir énergétique du Canada - Scénario de référence et scénarios prospectifs jusqu'en 2030, qui présente une image d' de l'offre et de la demande de 2005 à 2030. Ces rapports et l'information s'y rattachant peuvent être consultés sur le site Web de l'Office, à l'adresse http://www.one-neb.gc.ca.

En 2007, les marchés internationaux de l'énergie ont été touchés par les hausses et les fluctuations de prix du pétrole brut, ainsi que par la flambée des coûts de recherche et de mise en valeur. En raison de températures très clémentes en Amérique du Nord et de stocks abondants de pétrole brut et de produits pétroliers ainsi que de gaz naturel, les prix ont amorcé l'année à un niveau plus bas. L'été arrivé, l'ascension du prix du pétrole brut avait commencé et devait se poursuivre jusqu'à ce qu'il atteigne des niveaux records à l'automne et à l'hiver. À la fin de l'année, il était monté de 76 % par rapport à son prix plancher enregistré en janvier. L'augmentation de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain a contribué à atténuer les effets de la hausse du prix du pétrole brut au Canada.

L'énergie a continué de jouer un rôle important dans l'économie canadienne. En 2007, l'industrie énergétique a représenté 5,6 % du produit intérieur brut (PIB) du Canada et 19,7 % (90,0 milliards de dollars) de la valeur totale des exportations canadiennes. Pendant la même période, les sommes consacrées aux immobilisations et aux réparations ont totalisé 68,9 milliards de dollars, soit environ 35 % de tous les investissements du secteur privé. Après avoir connu un repli en 2006, la demande totale d'énergie secondaire a progressé de 2,8 % de 2006 à 2007, pour passer à 10 976 PJ, selon les estimations. Ce phénomène s'explique par une forte croissance de la population et de l'économie au Canada.

Influencé par les événements qui se déroulaient à l'échelle mondiale - forte croissance de la demande de pétrole, absence d'excédents de capacité de production et de raffinage et instabilité politique dans certaines régions productrices de pétrole -, le prix du pétrole brut s'est maintenu en moyenne à 72 $US le baril en 2007, une hausse d'environ 10 % par rapport à 2006. Le West Texas Intermediate (WTI), produit de référence international courant, a entrepris l'année à 54 $US le baril pour atteindre le prix record de 99 $US le baril en novembre. De nombreux facteurs expliquent cette flambée, notamment la précarité de l'équilibre entre l'offre et la demande, la forte croissance de la demande au Proche-Orient et en Asie et la diminution de la valeur du dollar américain, qui a fait en sorte que le pétrole était devenu plus abordable dans les pays consommateurs. Il a finalement clôturé l'année autour de 96 $US le baril, bien au-dessus de son seuil de départ.

La valeur des exportations de pétrole brut en 2007 a surpassé celle des exportations de gaz naturel. Les recettes d'exportation nettes tirées du pétrole brut et des produits pétroliers, estimées à environ 25,7 milliards de dollars canadiens, ont dépassé les recettes d'exportation nettes de gaz naturel qui se sont élevées à 24,3 milliards de dollars canadiens. L'écart s'est rétréci depuis 2003, alors qu'il était autour de huit milliards de dollars canadiens et que le gaz naturel avait l'avantage. Les recettes d'exportation nettes de gaz naturel sont demeurées constantes à 24,3 milliards de dollars canadiens en 2006 et 2007, tandis que celles du pétrole brut ont atteint 25,7 milliards de dollars en 2007, une hausse de 18 % par rapport à l'année précédente.

Malgré des interruptions d'approvisionnement en 2007, la production moyenne de pétrole brut s'est accrue de 7 % comparativement à 2006, pour atteindre 441 128 m³/j (2,8 Mb/j). Cette augmentation provient de la croissance de la production des sables bitumineux et l'accélération de la production des gisements Terra Nova et White Rose, au large de la côte Est du Canada.

En réaction à un approvisionnement suffisant sur le marché nord-américain, le prix du gaz naturel a été plus bas et plus stable en 2007 qu'au cours des dernières années. En outre, les températures plus clémentes que le continent a connues durant l'hiver 2006-2007, les importations record de gaz naturel liquéfié (GNL) par les États-Unis à l'été 2007 et la hausse de la production de gaz naturel dans plusieurs bassins aux États-Unis ont contribué à maintenir d'abondants stocks de gaz naturel. Conséquence : le prix du gaz naturel au carrefour Henry, point en Louisiane où est établi le prix du gaz naturel négocié à la New York Mercantile Exchange (NYMEX), est resté dans la fourchette de 6 $US/MBTU à 8 $US/MBTU toute l'année. Le prix du gaz naturel étant fixé en dollars américains, l'augmentation de la valeur du dollar canadien a permis aux consommateurs canadiens de bénéficier de prix plus bas.

La croissance des coûts de mise en valeur du gaz naturel combinée à des prix plus bas en 2007 a eu comme effet de freiner les activités de forage et les investissements dans l'Ouest canadien. Cela explique la forte baisse des activités reliées au forage dans le secteur gazier par rapport à 2006. La production totale de gaz naturel au Canada a été en moyenne de 475 Mm³/j (16,8 Gpi³/j), soit environ 2 % de moins qu'en 2006. Cette régression provient surtout du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien (BSOC). La légère augmentation de la production sur la côte Est, grâce notamment à un nouvel aménagement sur la terre ferme au Nouveau-Brunswick et à l'ajout de compression au large de la Nouvelle-Écosse, a partiellement neutralisé la diminution de la production totale.

Le gaz naturel continue de satisfaire une bonne partie des besoins énergétiques des Canadiens et des Nord-Américains. En 2007, on estime à environ 233 Mm³/j (8,2 Gpi³/j) la consommation de gaz naturel des Canadiens, ce qui représente 46 % de la production intérieure. Si, d'une part, la consommation de gaz naturel canadien dans la plupart des secteurs d'utilisation finale est demeurée constante ou a fléchi, la mise en valeur des sables bitumineux, d'autre part, constitue le secteur où la consommation est la plus marquée et où la croissance est la plus rapide. En 2007, les activités liées à la mise en valeur des sables bitumineux ont accaparé près de 32 Mm³/j (1,1 Gpi³/j), soit près du triple de la quantité utilisée en l'an 2000. Plus du tiers de la consommation canadienne de gaz naturel continue de servir à des usages domestiques et commerciaux, principalement au chauffage des locaux et de l'eau. Malgré la croissance continue de la surface utile (c.-à-d. du nombre et de la taille des édifices) dans ces secteurs, la consommation de gaz naturel demeure constante en raison du fait que cette croissance a été en grande partie neutralisée par les températures plus clémentes des dernières années.

Selon les estimations, les exportations de gaz naturel canadien se sont chiffrées à 293 Mm³/j (10,4 Gpi³/j), légèrement en hausse par rapport à 2006. Les exportations nettes (exportations brutes moins importations) ont totalisé environ 260 Mm³/j (9,1 Gpi³/j), ce qui représente une hausse d'environ 4,4 % comparativement à 2006. Malgré des volumes d'exportations plus élevés, les recettes sont demeurées sensiblement les mêmes par rapport à 2006, à 24,3 milliards de dollars. Ces résultats reflètent le prix plus bas du gaz naturel nord-américain dans l'ensemble.

En 2007, les entreprises publiques d'électricité ont poursuivi leurs efforts en vue d'assurer la suffisance de l'approvisionnement et la fiabilité des réseaux. Au nombre de ces efforts, on compte des mesures d'économie, des programmes d'énergie propre et de nouveaux équipements. Au chapitre du renforcement de la fiabilité du service électrique, des efforts ont été déployés pour mettre à niveau et étendre les infrastructures internationales et provinciales de transport de l'électricité. En ce qui a trait à l'offre d'électricité, des sources de remplacement sont venues s'ajouter aux méthodes de production classiques (p. ex., charbon, gaz naturel et hydroélectricité), lesquelles occupent toujours une place de choix. En 2007, le nucléaire a suscité un nouvel intérêt.

Dans l'ensemble, les entreprises publiques sont parvenues à satisfaire adéquatement la demande d'électricité au Canada en 2007, grâce à une production qui est passée de 585 térawattheures (TWh) en 2006 à 600 TWh en 2007. Les exportations nettes ont aussi augmenté, de 17,4 TWh en 2006 à 30,6 TWh en 2007. Les recettes tirées de ces exportations ont été d'environ 3,1 milliards de dollars en regard d'importations de 1,0 milliard de dollars en 2007, pour des recettes nettes de 2,1 milliards de dollars. Ces recettes nettes se situaient autour de 1,3 milliard de dollars en 2006. Les niveaux d'eau favorables dans les provinces productrices d'hydroélectricité expliquent en partie ces bons résultats commerciaux.

2. L'énergie et l'économie canadienne

En 2007, l'industrie de l'énergie a occupé 5,6 % du PIB du Canada et a assuré de l'emploi direct à 372 200 personnes, soit 2,2 % de la population active canadienne. Les recettes d'exportation d'énergie ont totalisé 90 milliards de dollars, ou 19,7 % de la valeur de toutes les exportations. Cette proportion est relativement stable depuis trois ans, mais elle a doublé par rapport à la moyenne de 10 % de la valeur des exportations dans les années 1990.

Les recettes nettes totales tirées des exportations canadiennes d'énergie (valeur des exportations d'énergie moins valeur des importations) ont augmenté de près de 8 % par rapport à 2006, atteignant 50,8 milliards de dollars en 2007 (figure 2.1). Traditionnellement, les recettes provenant des exportations de gaz naturel surpassaient largement celles des exportations de pétrole brut et de produits pétroliers. En 2006, toutefois, elles s'équivalaient presque, alors qu'en 2007, les recettes du pétrole brut et des produits pétroliers ont devancé celles du gaz naturel de 2 milliards de dollars. Ce renversement s'explique par les volumes d'exportation plus élevés et le prix soutenu du pétrole brut, ainsi que par l'arrivée à maturité du bassin de gaz naturel dans l'Ouest canadien et le fléchissement du prix du gaz naturel. De 2006 à 2007, les recettes nettes d'exportation de l'électricité ont augmenté, grâce notamment aux plus nombreuses occasions d'exportation au sud de la frontière canado-américaine et aux bons niveaux d'eau dans les provinces productrices d'hydroélectricité comme la Colombie-Britannique, le Manitoba et le Québec. Au cours de 2007, le Canada est demeuré un importateur net de charbon.

Figure 2.1 - Recettes nettes d'exportation d'énergie, 2003-2007

Figure 2.1 - Recettes nettes d'exportation d'énergie, 2003-2007

a) estimation

Sources : Statistique Canada, ONÉ

La production totale d'énergie totale au Canada s'est accrue de 1,8 % en 2007, résultat surtout de l'augmentation de la production de pétrole et d'énergie éolienne (tableau 2.1). Cette croissance a été atténuée par une baisse de la production de gaz naturel attribuable à une diminution des activités de forage dans l'Ouest canadien et de la production d'énergie nucléaire causée par des interruptions dans certaines centrales au cours de l'année. Les derniers chapitres du présent rapport exposent plus en détail les tendances de la production canadienne en 2007.

Tableau 2.1 - Production d'énergie au Canada selon la source (en pétajoules)

  2003 2004 2005 2006 2007(a)
Pétroleb) 6 479 6 667 6 545 6 862 7 235
Gaz naturelc) 6 462 6 524 6 373 6 585 6 484
Hydroélectricité 1 198 1 206 1 291 1 271 1 302
Énergie nucléaire 820 989 1 007 1 072 1 020
Charbon 1 326 1 476 1 494 1 554 1 586
Sources renouvelables et autresd) 633 657 681 709 733
Total 16 918 17 519 17 391 18 053 18 360

a) Estimations

b) Pétrole brut et liquides de gaz naturel (LGN) extraits aux usines de gaz, bitume valorisé et non valorisé et condensats

c) Gaz naturel commercialisable

d) Énergies éolienne et solaire, déchets de bois solides, lessive de pâte épuisée et bois de chauffage annuel

Sources : Statistique Canada, ONÉ

Les données préliminaires pour 2006 semblaient indiquer une diminution de la demande énergétique au Canada par rapport à l'année précédente, provoquée par une baisse de consommation dans la plupart des secteurs d'utilisation finale. Il ressort des premières estimations pour 2007 que ce mouvement s'est inversé. En effet, on s'attend à ce que la demande totale d'énergie secondaire passe à 10 976 PJ en 2007, en hausse de 2,8 % par rapport à 2006 (tableau 2.2). L'énergie secondaire ou énergie d'utilisation finale désigne l'énergie utilisée par le consommateur ultime au Canada. La demande d'énergie secondaire est composée de quatre volets : le secteur résidentiel, le secteur commercial, le secteur industriel et le secteur des transports.

Tableau 2.2 - Consommation d'énergie secondaire au Canada - (en pétajoules)

  2003 2004 2005 2006(a) 2007(a)
Résidentielb) 1 448 1 425 1 410 1 369 1 442
Commercial 1 444 1 459 1 363 1 300 1 347
Industrielb)c) 4 704 4 853 5 203 5 252 5 323
Transports 2 577 2 679 2 777 2 758 2 864
Total 10 173 10 416 10 753 10 680 10 976

a) Estimations

b) Comprend la biomasse (bois et lessive de pâte)

c) Comprend la consommation sous forme d'énergie ou non des producteurs

Sources : Statistique Canada, ONÉ

La demande canadienne d'énergie réagit à divers facteurs comme la population, la conjoncture économique, le prix de l'énergie, les conditions météorologiques, les efforts d'économie, la technologie et les préférences des consommateurs. Statistique Canada indique que la population canadienne a augmenté de 1,8 % en 2007; les deux tiers de cette croissance sont attribuables à la migration internationale nette. En comparaison, l'augmentation n'avait été que de 1,0 % en 2005 et en 2006. Ces hausses expliquent en partie la forte croissance de la demande énergétique enregistrée en 2007 : 5,3 % pour le secteur résidentiel et 3,6 % pour le secteur commercial (demande plus élevée pour les services).

La croissance économique soutenue qu'a connue le Canada en 2007 n'est pas étrangère à la poussée de la demande d'énergie dans les secteurs commercial et industriel. Le PIB canadien a été plus vigoureux durant la première moitié de l'année et a progressé de 2,7 % de novembre 2006 à novembre 2007. Le PIB des industries de production de biens a crû de 1,0 %, alors que celui du secteur des services bondissait de 3,5 %. La croissance modeste du PIB pour les industries de production de biens pourrait être attribuable aux prix généralement plus bas constatés en 2007. L'indice des prix des produits industriels (IPPI) a baissé de 0,9 % de décembre 2006 à décembre 2007. Les plus fortes diminutions proviennent des prix des véhicules automobiles et autres engins de transport ainsi que des métaux et des produits du papier, tandis que des augmentations ont été enregistrées pour les produits du pétrole et du charbon.

Les coûts énergétiques pour le transport ont grimpé en 2007. À titre d'exemple, de décembre 2006 à décembre 2007, le prix de l'essence à la pompe a crû de 14,9 %, et celui du transport aérien, de 6,2 %. Selon les estimations, la consommation globale d'énergie pour le transport sera 3,8 % plus élevée en 2007, en dépit de cette hausse. Les ventes d'essence automobile ont fait un bond de 3,5 %, et celles de diesel, de 4,9 %. La croissance démographique et la croissance commerciale et industrielle ont contribué à l'accroissement de la demande pour le transport des passagers et des marchandises, démontrant le peu ou l'absence de sensibilité à l'égard des prix.

2.1 Perspectives

Des indices laissent croire que les tendances en ce qui a trait à la consommation d'énergie dans plusieurs secteurs pourraient subir des transformations. Globalement, les craintes grandissantes à l'égard de la conjoncture macroéconomique aux États-Unis, les inquiétudes concernant le prix de l'énergie, les risques d'approvisionnement limité et la plus grande sensibilité de la population pour l'environnement pourraient influer sur les habitudes d'achat des consommateurs et, par conséquent, sur les tendances de la demande d'énergie.

Les programmes et les politiques des gouvernements pourraient aussi modifier la tendance de la demande dans les prochaines années. Plusieurs politiques importantes touchant l'énergie et l'environnement ont été confirmées ou déposées, aux paliers fédéral et provincial. Le programme ÉcoAction du gouvernement fédéral a été élargi pour englober l'efficacité énergétique des bâtiments, les appareils électroménagers et les véhicules. Une loi a été adoptée pour actualiser le Code modèle national de l'énergie des bâtiments. En outre, un programme d'étiquetage plus large est prêt à être déployé. Dans le cas des appareils électroménagers et des appareils électroniques, un ensemble de normes plus vastes et plus strictes a été rendu public. De nouveaux règlements sont en préparation concernant les limites de puissance des appareils d'éclairage et des appareils électriques en mode de veille.

Le Cadre réglementaire sur les émissions atmosphériques constitue une proposition de premier plan. À court terme (2007-2010), il prévoit une amélioration de 6 % par année de l'intensité des émissions dans les grandes industries, ce qui correspond à une réduction initiale applicable de 18 % en 2010, par rapport à l'intensité des émissions de 2006. Ces cibles pourront être atteintes en partie grâce à des mesures d'efficacité énergétique.

Plusieurs provinces ont dévoilé des plans énergétiques assortis de cibles précises, qui traitent d'efficacité énergétique, d'économies d'énergie et d'énergies renouvelables. Au chapitre de l'efficacité énergétique, tous ont un point en commun : des normes de rendement énergétique relevées pour les bâtiments, qui pourraient amener des améliorations aux rendements des nouveaux bâtiments dans de nombreuses régions au pays. Par ailleurs, il est probable que la réglementation sur l'éthanol adoptée dans diverses provinces canadiennes entraînera un changement dans les tendances de consommation des combustibles à base d'hydrocarbures.

Enfin, les modifications dans les préférences des consommateurs pourraient aussi influer sur les tendances de la demande d'énergie au Canada à long terme. De plus en plus de ménages au Canada vivent dans des immeubles d'habitation. En 2007, la part de la construction de tels bâtiments a atteint 50,9 %, un sommet depuis 1982 (51,5 %). Cette évolution pourrait se répercuter sur la demande d'énergie résidentielle et avoir un impact indirect sur la demande d'énergie pour le transport des passagers.

3. Activité pétrolière et gazière en amont

L'activité pétrolière et gazière en amont est mesurée à partir de l'acquisition de droits fonciers, des programmes sismiques, du nombre total d'appareils de forage actifs, du nombre de puits forés et des dépenses en immobilisations engagées.

Les pressions sur les coûts résultant de la forte croissance économique se sont poursuivies en 2007. À celles-ci s'ajoute l'arrivée à maturité des bassins de nouveaux puits, qui produisent moins rapidement et fournissent moins d'énergie. Tout au long de l'année, le prix du pétrole brut a été assez vigoureux en regard des coûts mentionnés pour que l'activité reste soutenue en Saskatchewan et en Alberta. À l'opposé, le prix du gaz naturel est resté obstinément stable durant les six premiers mois pour ensuite descendre davantage à l'automne. Ensemble, la montée des coûts et la stabilité, voire la diminution des prix, ont rendu moins attrayantes certaines des occasions liées au gaz naturel dans l'Ouest canadien et fait en sorte que des investissements ont été reportés ou transférés à des projets pétroliers ou à des régions productrices de gaz naturel aux États-Unis. En 2007, l'accroissement du nombre de projets d'exploitation des sables bitumineux et la flambée des coûts afférents ont nécessité des dépenses en immobilisation supplémentaires et ont pu détourner certains investissements normalement réservés à d'autres activités pétrolières ou gazières.

Sur un marché nord-américain du gaz naturel hautement équilibré, tout ralentissement de l'activité de forage au Canada cause une réduction de la production et, à terme, une augmentation des prix qui procure l'incitatif nécessaire pour reprendre le forage à un rythme plus soutenu. Or, en 2007, la réunion de divers facteurs - températures clémentes, importations plus élevées de GNL et hausse de la production de gaz non classique aux États-Unis - a compensé les baisses de production au Canada et empêché toute augmentation de prix qui aurait créé un climat favorable à l'accélération des activités de forage de ce côté de la frontière.

Les activités de forage ont continué d'augmenter dans l'Ouest canadien, avec l'ajout au parc des nouveaux appareils mis en service en 2005-2006, durant la période de pointe du forage. À la fin de 2007, ce parc était passé à 897 appareils de forage, comparativement à 842 à la fin de 2006[1]. En 2006, on comptait en moyenne 339 appareils de forage en service par mois dans l'Ouest canadien, par rapport à 473 en 2006. La figure 3.1 présente le nombre d'appareils de forage en service chaque semaine dans l'Ouest canadien.

[1] Canadian Association of Oilwell Drilling Contractors, Évolution du compte mensuel moyen d'appareils de forage - Ouest canadien, www.caodc.ca/rigcountspg3.htm#mthdrill

Figure 3.1 - Appareils de forage en service dans le BSOC par semaine

Figure 3.1 - Appareils de forage en service dans le BSOC par semaine

Source : Nickle's Daily Oil Bulletin

Comme le montre la figure 3.2, on a foré un peu plus de 18 000 puits dans l'Ouest canadien en 2007, soit pratiquement 4 600 de moins qu'en 2006. Le nombre de puits de pétrole foré durant l'année a baissé de 6 %, comparativement à 25 % pour le gaz naturel. Conséquence du déclin de l'activité gazière par rapport à l'activité pétrolière, la part des puits de gaz forés a glissé, passant de 73 % en 2006 à 68 % en 2007.

Figure 3.2 - Nombre de puits forés dans l'Ouest canadien, 2001-2007

Figure 3.2 - Nombre de puits forés dans l'Ouest canadien, 2001-2007

Source : ONÉ

L'activité de forage de puits de gaz et de pétrole aux États-Unis est demeurée élevée tout au long de 2007 et elle a contribué à une augmentation estimative de 3 % de la productibilité du gaz américain pendant cette période. La montée des coûts et la réduction de la productivité des puits semblent avoir été moins marquées aux États-Unis qu'au Canada. La hausse provient en grande partie de l'augmentation de la production de gaz non classique dans les Rocheuses américaines, à laquelle s'est ajoutée, à la fin de l'année, le démarrage de l'exploitation d'un gisement en eaux profondes dans le golfe du Mexique.

La situation concernant les principales parcelles de terrain dans les régions riches en sables bitumineux étant maintenant consolidée, l'acquisition de droits fonciers a ralenti en 2007. Les ventes de terrains dans l'Ouest canadien ont totalisé 2,66 milliards de dollars, en baisse de 37 % par rapport aux 4,19 milliards versés en 2006. La modération relativement aux exigences de terrains dans la région des sables bitumineux a représenté plus de 85 % de la réduction, les ventes atteignant 0,65 milliard de dollars par rapport à 1,96 milliard de dollars en 2006. Le prix moyen à l'hectare des terrains dans la région des sables bitumineux a chuté de plus de moitié pour s'établir à 573 $, comparativement à 1 273 $ en 2006. Les terres non associées aux sables bitumineux ont continué à susciter de l'intérêt, et le prix à l'hectare s'est établi en moyenne à 697 $, une hausse par rapport aux 549 $ l'hectare payés en 2006. Les terrains en Colombie-Britannique situés dans les régions offrant un potentiel de gaz de schistes ont été particulièrement recherchés. Un énorme achat de droits de prospection dans la mer de Beaufort fait augmenter de 613 millions de dollars les engagements de forages futurs dans les Territoires-du-Nord-Ouest en 2007, alors que l'augmentation avait été de 52 millions de dollars en 2006. L'acquisition de droits de forage de 20 millions de dollars au Yukon, de 1,5 million de dollars à Terre-Neuve et de 1,6 million de dollars au Nouveau-Brunswick constituait une baisse par rapport à 2006.

En décembre 2007, la Loi sur les opérations pétrolières au Canada (LOPC) a été modifiée afin de donner plus de pouvoirs à l'ONÉ sur les pipelines des régions pionnières, plus particulièrement sur le transport, les droits et les tarifs pipeliniers. Par suite de ces changements, des modifications ont été apportées à la Loi fédérale sur les hydrocarbures et à la Loi sur l'Office national de l'énergie.

En 2007, l'industrie canadienne a délaissé les activités d'exploration, comme l'indique le nombre de puits d'exploration qui est en baisse de 33 % par rapport à 2006. Les études sismiques effectuées en 2007 dans l'Ouest canadien ont aussi reculé considérablement, puisque le nombre moyen d'équipes actives est passé de 14,1 à 5,8. Cette chute appréciable ne laisse entrevoir aucune reprise des activités d'exploration en 2008.

Les dépenses en immobilisations pour le gaz et le pétrole ont décliné de 10 % au Canada en 2007 pour s'établir à 48 milliards de dollars, selon les estimations. Pour ce qui est des dépenses en immobilisations liées à l'exploitation des sables bitumineux, on estime qu'elles ont bondi de 18 % pour se chiffrer à 17 milliards de dollars. Les dépenses globales en immobilisations de l'industrie ont ralenti d'un pourcentage estimé à 20 %. Au cours de 2007, on a assisté à un transfert des dépenses du gaz naturel vers le pétrole, résultat de la conjoncture plus favorable découlant du prix élevé du pétrole.

3.1 Perspectives

Le contrôle plus efficace des coûts est devenu l'objectif principal dans la mise en valeur des sables bitumineux. Afin de réduire les risques de dépassement considérable des coûts, les promoteurs investissent davantage dans l'ingénierie de base avant d'entreprendre la construction. L'un des éléments clés de ces travaux préalables consiste à utiliser davantage d'appareils de forage et à réaliser plus de forages d'essai pour mieux évaluer la ressource. D'énormes dépenses en immobilisation sont prévues pour la mise en valeur des sables bitumineux en 2008, ce qui détournera une partie des investissements prévus pour des activités plus classiques. Parallèlement, un groupe formé d'acteurs de l'industrie et d'autres parties prenantes demande au gouvernement d'imposer un moratoire sur la mise en valeur des sables bitumineux dans certains secteurs de la région d'Athabasca qui sont fragiles sur le plan environnemental. Le groupe implore le gouvernement de suspendre les ventes de terres avec baux dans les secteurs visés, jusqu'au 1er janvier 2011.

Malgré l'augmentation probable des dépenses consacrées aux sables bitumineux en 2008, il faut prévoir une baisse d'au moins 3 % des dépenses en immobilisations de l'industrie gazière et pétrolière au Canada par rapport à 2007. Les plus récentes prévisions de forage de la Petroleum Services Association of Canada (PSAC) pour 2008 sont particulièrement pessimistes dans le cas des activités liées au gaz naturel dans l'Ouest canadien. Par ailleurs, pour la première fois depuis 1997, les activités de forage du pétrole dépasseront celles du gaz naturel. Selon le scénario évoqué par la PSAC, le nombre de puits forés pour le gaz naturel en 2008 dans l'Ouest canadien devrait chuter du tiers par rapport à 2007, année au cours de laquelle le nombre de puits forés avait déjà enregistré une baisse. Si le prix du gaz naturel devait monter à la suite d'un raffermissement de la demande causée par des températures plus extrêmes et, peut-être, un fléchissement des importations de GNL, il se pourrait que le mouvement du gaz naturel vers le pétrole soit plus modéré.

La réduction du forage pour le gaz naturel en 2008 entraînera une diminution de la production canadienne de ce produit par rapport à 2007. En dépit d'une légère hausse prévue du forage en 2008, la tendance à la baisse de la production de pétrole brut lourd et classique devrait se poursuivre. Si, d'une part, on prévoit une augmentation de la production provenant des sables bitumineux, il est probable, d'autre part, que la production de pétrole brut classique léger et lourd continuera à diminuer à son rythme annuel d'environ 3 %.

4.1 Marchés internationaux

Le prix du pétrole brut a amorcé l'année 2007 bien en deçà de sa marque record de 78 $ le baril (sommet intrajournalier) enregistré en juillet 2006. En janvier, le prix moyen du brut dépassait à peine 54 $US. Épousant la tendance des marchés de l'énergie caractérisés par des prix élevés et une forte volatilité, le prix du pétrole brut a gagné 76 % pour clore l'année à environ 96 $. L'augmentation de la valeur du dollar canadien par rapport au dollar américain a fait en sorte que la hausse du prix du pétrole brut au Canada, en pourcentage, a été moins prononcée. En 2007, le prix moyen du baril de pétrole brut a été d'environ 72 $.

Le prix plus bas du pétrole brut en début d'année venait du fait que l'Amérique du Nord a connu des températures plus clémentes, phénomène déjà observé au quatrième trimestre de 2006, que les stocks étaient anormalement élevés et qu'il y avait des divergences de vues au sein de l'Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) en ce qui a trait à

4. Pétrole brut

une possible réduction de la production. Les hausses qui ont suivi tout au long de l'année sont attribuables à la situation géopolitique en Irak, au Nigeria et en Iran ainsi que dans d'autres régions productrices, à la forte croissance de la demande de pétrole, à l'augmentation des coûts de recherche et de mise en valeur, au resserrement continu de la capacité de production et de raffinage, ainsi qu'à la baisse de la valeur du dollar américain. En outre, l'objectif de l'OPEP de diminuer les stocks par des réductions de production s'est finalement matérialisé et a modéré les pressions à la baisse sur les prix.

Au cours de 2007, de nombreux événements importants ont laissé leur marque sur le marché du pétrole brut. Au milieu de janvier et également en février, des températures inférieures aux normales saisonnières ont touché d'importantes régions utilisant le chauffage. Cela a accentué les baisses de stocks de produits pétroliers et de pétrole brut, de leur maximum en début d'année à un niveau inférieur à la moyenne des cinq dernières années à la fin de l'année. En mars, le WTI a décroché de la réalité du reste du monde, avec l'apport de pétrole brut du Canada à Cushing, en Oklahoma, un carrefour crucial dans l'établissement du prix. Le résultat : le WTI se vendait moins cher que le pétrole Brent de la mer du Nord et, au début d'avril, l'écart entre les deux atteignait un sommet de 6,37 $ le baril. Le WTI coûte généralement plus cher que le Brent, comme l'indique la figure 4.1.

Figure 4.1 - Prix des pétroles de référence WTI et Brent, 2003-2007

Figure 4.1 - Prix des pétroles de référence WTI et Brent, 2003-2007

a) Le pétrole Brent est une référence souvent utilisée pour établir le prix du pétrole brut en Europe.

Source : Agence internationale de l'énergie

Le prix a continué de monter pendant l'été, puis a fait marche arrière une fois la saison des ouragans passée. Toutefois, malgré les prévisions d'activités supérieures à la normale durant la saison, aucun dommage ni aucune perte de production digne de mention n'ont été signalés.

Le prix a atteint un sommet en novembre, touchant le niveau record de 99,29 $ le baril sur la NYMEX. Au quatrième trimestre de 2007, en raison des températures saisonnières dans les principaux marchés, la croissance de la demande a été forte et a entraîné la baisse la plus prononcée des stocks aux États-Unis depuis1999. Des événements géopolitiques en toute fin d'année - actes de sabotage à des infrastructures pétrolières au Nigeria - ont aussi fait grimper les prix à la fin de décembre.

Les États-Unis, plus gros consommateur de pétrole brut dans le monde et principal partenaire commercial du Canada, ont assisté à une baisse de la valeur de leur devise, en plus d'avoir à traverser la crise des hypothèques à risque et de soutenir les coûts élevés et continus de la guerre en Irak. La faiblesse du dollar américain a joué un rôle dans le maintien de la croissance de la demande de pétrole à l'extérieur des États-Unis, en rendant le prix du pétrole brut plus abordable dans les pays dont la devise était plus forte. Cette croissance dans les pays en développement a intensifié les pressions sur les pays membres de l'OPEP et les autres pays producteurs pour qu'ils fournissent les types de pétrole brut demandés sur les marchés.

Les membres de l'OPEP se sont réunis à trois reprises en 2007. Le 15 mars, à Vienne, ils ont convenu de reconduire l'entente existante prévoyant des réductions de production de 1,7 Mb/j (1,2 Mb/j en novembre 2006 et 500 kb/j en février 2007). On spécule que la réduction a véritablement été de 1,0 Mb/j. Au terme de sa réunion du 11 septembre, l'OPEP a annoncé une augmentation de sa production de 500 kb/j à partir du 1er novembre, afin de satisfaire à la demande hivernale dans les pays de l'hémisphère nord. Au moment de cette décision, le pétrole brut avait déjà dépassé 77 $US le baril. Lors de leur réunion du 5 décembre, les membres de l'OPEP ont annoncé que leur production demeurerait inchangée. Cela a suffi pour que le prix du pétrole brut s'envole et atteigne 90 $ le baril. L'OPEP a aussi indiqué qu'elle continuerait à surveiller le marché et que de nouvelles réunions étaient prévues le 1er février et le 5 mars 2008.

4.2 Production de pétrole et remplacement des réserves au Canada

En 2007, la production canadienne de pétrole brut et d'équivalents s'est établie, en moyenne, à 441 128 m³/j (2,8 Mb/j), soit une hausse de 7 % par rapport à 2006. Cette hausse provient surtout de l'accroissement de la production tirée des sables bitumineux, qu'il s'agisse des projets de récupération in situ ou de l'extraction à ciel ouvert. Profitant d'un meilleur rendement des champs Terra Nova et White Rose par rapport à l'année précédente, la production sur la côte Est a augmenté de 16 %. La figure 4.2 illustre la production de pétrole brut par province.

Figure 4.2 - Production de pétrole brut et d'équivalents par province

Figure 4.2 - Production de pétrole brut et d'équivalents par province

Source : ONÉ

La production au large de Terre-Neuve-et-Labrador a totalisé 58 579 m³/j (369 kb/j) en 2007. Dans l'Ouest canadien, l'approvisionnement de pétrole brut et d'équivalents était en hausse de 4 %, en raison d'une augmentation de la production de pétrole extrait des sables bitumineux. La production de pétrole brut léger classique a reculé de 3 %, ce qui reflète l'épuisement continu des gisements de pétrole léger arrivant à maturité dans le BSOC. Ce recul est bien inférieur à la tendance à long terme de 5 %, ce qui s'explique par le prix élevé du pétrole brut qui a encouragé le forage de puits et ralenti le recul dans le BSOC. La production de pétrole brut lourd classique a également diminué de 3 %; ce résultat est conforme à la tendance à la baisse générale amorcée depuis la pointe de production enregistrée en 2001. La figure 4.3 illustre la production de pétrole brut selon le type.

Figure 4.3 - Production de pétrole brut et d'équivalents par type

Figure 4.3 - Production de pétrole brut et d'équivalents par type

Source : ONÉ

Bien que les réserves établies classiques restantes diminuent chaque année des suites des activités de production, les nouvelles découvertes, l'expansion des gisements existants et la révision des réserves estimatives contenues dans les gisements existants annulent les baisses dans les réserves estimées. De 2002 à 2006, les ajouts cumulatifs aux réserves établies de brut classique lourd et léger ont remplacé la production dans une proportion de 92 % (tableau 4.1).

Tableau 4.1 - Réserves, ajouts et production de brut classique, 2000-2006 - (en millions de mètres cubes)

  2002 2003 2004 2005 2006 Total
Ajoutsa) 88,1 60,8 66,9 134,7 27,0 377,5
Production 81,0 85,6 82,7 78,8 82,1 410,2
Réserves restantes totales 690 663 640 696 640  
Réserves restantes totales
(en millions de barils)
4,342 4,172 4,027 4,382 4,033  

a) Ajout des réserves de White Rose en 2002

Sources : Organismes provinciaux oeuvrant dans le secteur de l'énergie, offices des hydrocarbures extracôtiers, ONÉB

Selon les estimations de l'ONÉ, à la fin de 2006 (dernière année pour laquelle des données presque complètes existent), les réserves restantes de pétrole brut classique et de bitume brut du Canada étaient de 32,5 Gm³ (205,1 milliards de barils), une hausse de moins de 1 % par rapport à 2005 (tableau 4.2). Le volume estimatif des réserves établies restantes de pétrole brut classique au Canada a diminué de 8 %, pour s'établir à 640,2 Mm³ (4 167 millions de barils) en 2006. La majeure partie de cette diminution est attribuable au fait que la production a nettement excédé les ajouts aux réserves en 2006. Les réserves établies restantes de bitume brut ont légèrement baissé pour se chiffrer à 27,5 Gm³ (173,4 milliards de barils), ce qui correspond à la production de bitume en 2006.

Tableau 4.2 - Réserves établies estimatives de pétrole brut et de bitume au 31 décembre 2006 (en millions de mètres cubes)

Pétrole brut classique Initial Remaining
Colombie-Britanniquea) 125,8 18,2
Albertab) 2 730,8 250,1
Saskatchewanc) 890,1 170,0
Manitobad) 45,8 7,7
Ontarioe) 14,8 1,6
Territoires du Nord-Ouest, Nunavut et Yukon    
Archipel de l'Arctique et Est de l'Arctique 0,5 0,0
Partie continentale des Territoires - Norman Wells et Cameron Hills 52,9 14,7
Nouvelle-Écosse - Cohasset et Panuked) 7,0 0,0
Terre-Neuve-et-Labrador - Hibernia, Terra Nova et White Rosed) 299,1 177,9
Total 4 166,8 640,2
Total (en millions de barils) 26 250,8 4 033,3
Bitume brut    
Sables bitumineux – Valorisésf) 5 590,0 5 008,0
Sables bitumineux – Bitumef) 22 802,0 22 520,0
Total 28 392,0 27 528,0
Total (en millions de barils) 178 870,0 173 426,0
Total – pétrole classique et bitume 32 558,8 28 296,6
Total – pétrole classique et bitume (en millions de barils) 205 120,8 178 268,6

a) Base de données commune du ministère de l'Énergie et des Mines de la Colombie-Britannique et de l'ONÉ

b) Base de données commune de l'Energy Resources Conservation Board (ERCB) de l'Alberta et de l'ONÉ

c) Données du document Reservoir Annual 2004 du gouvernement de la Saskatchewan actualisées de façon estimative par l'ONÉ

d) Organismes provinciaux ou offices d'hydrocarbures extracôtiers, estimations de l'ONÉ pour le Manitoba

e) Association canadienne des producteurs pétroliers

f) Rapport de l'ERCB - ST 98 2006

Nota : Il se peut que les totaux ne concordent pas en raison de l'arrondissement des chiffres.

4.3 Sables bitumineux

En 2007, la production de sables bitumineux a continué d'augmenter, car la ressource a suscité beaucoup d'intérêt de la part des investisseurs, canadiens et étrangers. Il est invitant d'investir dans ce secteur au Canada, puisque cette ressource est abondante, que le Canada offre un climat politique et des conditions d'investissement stables et, enfin, que les occasions d'investissement dans les autres pays producteurs de pétrole s'amenuisent, en raison de l'essor du nationalisme lié aux ressources naturelles. En outre, le prix élevé du pétrole brut sur le marché rend la mise en valeur des gisements plus avantageuse au plan économique que dans le passé. Selon les estimations, les dépenses consacrées aux sables bitumineux en 2007 se situeront autour de 18 milliards de dollars.

Le contexte fiscal entourant les sables bitumineux a subi des changements au quatrième trimestre de 2007, alors que des rajustements ont été apportés aux redevances perçues par l'Alberta et que de nouvelles mesures ont été introduites au fédéral. Dans le cas des redevances, les taux seront désormais calculés à partir d'une échelle mobile reposant sur le prix du WTI et exprimé en dollars canadiens indexés. Tant que le prix du baril de pétrole restera sous la barre des 55 $CAN, les taux de redevances demeureront inchangés par rapport à la situation actuelle, soit 1 % avant le moment du recouvrement de l'investissement et 25 % après celui-ci. Au-dessus de ce seuil, les taux augmenteront jusqu'à 9 % avant le moment du recouvrement de l'investissement et jusqu'à 40 % après celui-ci, si le WTI atteint 120 $ le baril. Toutes les redevances versées seront déductibles d'impôt et admissibles à titre de dépenses aux fins du calcul du montant à payer. Pour sa part, le gouvernement fédéral a annoncé des baisses des taux d'imposition du revenu des sociétés, qui passeront de 22,1 % en 2007 à 15,0 % en 2012. Selon les analyses, l'effet net des changements à la structure de redevances de l'Alberta et à la fiscalité des entreprises du gouvernement fédéral variera de neutre à modérément favorable.

En 2007, la production de bitume par extraction à ciel ouvert et récupération in situ a totalisé 223 000 m³/j (1,4 Mb/j), une hausse de 13 % par rapport à 2006. Dans ce dernier cas, il s'agit d'un accroissement de 20 % qui porte le volume à 94 000 m³/j (592 kb/j) (figure 4.4). Deux importants projets de récupération in situ ont démarré en 2007 : le projet de drainage par gavité au moyen de vapeur (DGMV) de Surmont, réalisé par ConocoPhillips et Total Ltd., et le projet de DGMV avec usine de valorisation d'OPTI/Nexen à Long Lake (figure 4.5). En ce qui a trait à l'extraction de bitume à ciel ouvert, la production a augmenté de 9 % pour se chiffrer à 129 000 m³/j (813 kb/j). Pour ce qui est du bitume valorisé, la hausse est de 11 %, pour atteindre 104 600 m³/jour (659 kb/j).

Figure 4.4 - Production de bitume brut, 2003-2007

Figure 4.4 - Production de bitume brut, 2003-2007

Source : Energy Resources Conservation Board (ERCB)

Figure 4.5 - Emplacements des grands projets dans la région des sables bitumineux

Figure 4.5 - Emplacements des grands projets dans la région des sables bitumineux
Projets de récupération in situ
Kirby
Wolf Lake/Primrose
Surmont
Great Divide
UTF (Dover)
Jackfish Creek
Christina Lake
Foster Creek
Caribou
Sunrise
Lac Tucker
Cold Lake
Hangingstone
Christina Lake
Long Lake
White Sands
Lewis
Rivière MacKay
Meadow Creek
Peace River
Firebag
Joslyn Creek
Lac Cadotte
Orion
Exploitant
Canadian Natural Resources
Canadian Natural Resources
ConocoPhillips/Total
Connacher Oil and Gas
Devon Energy
Devon Energy
EnCana
EnCana
Husky Energy
Husky Energy
Husky Energy
Société pétrolière impériale
Japan Canada Oil Sands (JACOS)
MEG
OPTI/Nexen Canada
Petrobank
Petro-Canada
Petro-Canada
Petro-Canada/Nexen
Shell Canada
Suncor Energy
Total E&P Canada
Shell
Shell
Projets d'exploitation à ciel ouvert
Rivière Muskeg
Gisement Jackpine
Horizon*
Kearl Lake
Gisement princial Suncor
Millennium
Gisement principal Syncrude
Aurora
Northern Lights
Fort Hills
Joslyn Creek

* Comprend récupération in situ et extraction à ciel ouvert
Exploitant
Albian Sands (Shell/Chevron/Western Oil Sands)
Albian Sands (Shell/Chevron/Western Oil Sands)
Canadian Natural Resources
Imperial Oil
Suncor Energy
Suncor Energy
Syncrude Joint Venture
Syncrude Joint Venture
Synenco
Petro-Canada/UTS Energy/Teck Cominco
Total E&P Canada
Principaux secteurs de production primaire
SEAL
Pelican Lake
Lindbergh
Frog Lake
Brintnell
Bonnyville
Beaverdam

Source : ONÉ

À Syncrude, la production de bitume valorisé en 2007 prend en compte les volumes supplémentaires de la Phase 3 de l'agrandissement des installations, qui a été en service toute l'année. Cependant, cette augmentation a été partiellement annulée par un entretien non programmé sur l'unité de cokéfaction 8-2 au premier trimestre et des entretiens programmés sur les autres unités, dont des travaux d'entretien sur l'unité LC-Finer. D'autres réductions sont survenues au quatrième trimestre, lorsque la production de l'unité de cokéfaction 8-3 a été interrompue pendant une semaine au début d'octobre et au début de décembre. Au troisième trimestre de 2007, Syncrude s'est convertie à la production de pétrole non corrosif de qualité supérieure Syncrude (SSP), et l'ensemble de sa production au quatrième trimestre a témoigné de ce changement. La production moyenne de Syncrude s'est élevée à 48 400 m³/j (305 kb/j), une augmentation de 15 % par rapport à 2006.

En ce qui a trait à Suncor, la production extraite des sables bitumineux s'est située en moyenne à 37 400 m³/j (236 kb/j), plutôt que 41 300 m³/j (260 kb/j) en 2006. Cette baisse tient surtout à des travaux d'entretien non programmés et programmés, dont un arrêt prévu de 50 jours pour l'entretien de certaines composantes de son exploitation de sables bitumineux, en vue de la mise en service de nouvelles installations dans le cadre d'un agrandissement planifié. La production provenant des sables bitumineux a aussi été touchée par des problèmes dans les activités de récupération in situ de Firebag de Suncor, où de hauts niveaux d'émissions odorantes ont amené l'intervention du ministère de l'Environnement de l'Alberta et de l'Energy and Utilities Board (EUB) de l'Alberta. D'ici à ce que les émissions soient réduites, les autorités ont plafonné la production de Suncor à cet endroit à environ 6 700 m³/j (42 kb/j) de bitume.

La production du projet d'exploitation des sables bitumineux d'Athabasca (PESBA) a été perturbée par un incendie, le 19 novembre, qui a endommagé l'une des deux unités de séparation par adjonction d'eau aux installations de valorisation de Scotford, après qu'une fuite soit survenue et les vapeurs se soient enflammées. Les dirigeants du PESBA ont alors choisi de devancer l'entretien prévu aux installations de valorisation et à celles d'extraction de la rivière Muskeg qui alimentent celles-ci. L'un des trains de production aux installations de valorisation et à la mine de la rivière Muskeg était en service à la fin de l'année, tandis que la production du second train devait reprendre au milieu de janvier. On estime que la production pour l'année a atteint 23 900 m³/j, ce qui représente une augmentation de 3 % par rapport à 2006.

4.4 Exportations et importations de pétrole brut

En 2007, le Canada a exporté en moyenne 294 411 m³/j (1,85 Mb/j) de pétrole brut, soit une hausse de 3 % par rapport à l'année dernière. Les exportations de pétrole brut léger, qui comprennent les pentanes plus et le pétrole brut synthétique (bitume valorisé), représentaient 38 % de toutes les exportations. Les 62 % restants sont des exportations de pétrole brut lourd.

La valeur estimative des exportations de brut en 2007 est de 41,2 milliards de dollars comparativement à 39,3 milliards de dollars en 2006. Cette estimation repose sur des prix à l'exportation présumés de 460 $ et 337 $ le mètre cube (73 $ et 54 $ le baril) respectivement pour le pétrole brut léger et le pétrole brut lourd (figure 4.6).

Figure 4.6 - Prix à l'exportation du brut léger et du brut lourd, 2002-2007

Figure 4.6 - Prix à l'exportation du brut léger et du brut lourd, 2002-2007

Source : ONÉ

Le brut lourd et le brut léger se négocient sur des marchés distincts et, par conséquent, leurs prix fluctuent de manière indépendante en fonction de l'offre et de la demande de chacun. Le premier occupe un marché plus restreint et comporte des coûts de raffinage plus élevés, d'où le fait qu'il est souvent escompté. L'écart entre le prix du pétrole léger et celui du pétrole lourd varie selon les conditions qui prévalent sur chacun des marchés. En règle générale, il se rétrécit en été, quand la demande de brut lourd est plus élevée en raison des travaux d'asphaltage, puis s'élargit de nouveau en septembre.

En termes pécuniaires, l'écart entre le pétrole léger et le pétrole lourd ou « l'escompte de brut lourd » a été de 153 $ le mètre cube (24 $ le baril) en moyenne pour l'année 2007. Au quatrième trimestre, il a maintenu une moyenne de 199 $ le mètre cube (30 $ le baril). À un certain moment au cours de ce trimestre, l'escompte du brut lourd est monté jusqu'à 284 $ le mètre cube (45 $ le baril), en raison de problèmes de raffinage sur le marché PADD II aux États-Unis, principal marché pour le pétrole brut lourd.

La capacité limitée des trois principaux pipelines utilisés pour l'exportation a également joué un rôle dans cet écart. Les réseaux d'Enbridge et d'Express/Platte ont fonctionné à leur quasi-capacité toute l'année, obligeant les producteurs de pétrole brut lourd canadiens à se tourner vers d'autres marchés pour écouler leur produit. L'oléoduc Trans Mountain a donc été en situation de commande excédentaire pendant la majeure partie de l'année, du fait que les producteurs tentaient de transporter leur pétrole vers la côte Ouest. L'utilisation à pleine capacité ou selon le principe de la répartition des oléoducs a créé une surabondance de pétrole brut lourd canadien, qui a entraîné le prix à la baisse et creusé l'écart. À court terme, l'augmentation de la production provenant des sables bitumineux devrait contribuer à maintenir la situation actuelle.

De nombreuses demandes de pipelines ont été préparées et présentées à l'Office en 2007. Enbridge a déposé des demandes pour ses projets Southern Lights et Alberta Clipper, ainsi que pour le prolongement de la canalisation 4. Ces projets visent tous à accroître la capacité du réseau pour faire face à l'augmentation future de la production. L'Office a approuvé la demande (OH-1-2007) de TransCanada visant la partie canadienne du projet Keystone de 69 200 m³/j (435 kb/j) en septembre 2007, avant de recevoir, en novembre, une nouvelle demande ayant comme objectif d'amener le pipeline jusqu'à Cushing, en Oklahoma. Durant le premier trimestre de 2008, l'Office a approuvé les demandes d'Enbridge portant sur les projets Southern Lights (OH-3-2007) et Alberta Clipper (OH-4-2007).

Le Canada demeure le principal fournisseur de pétrole brut des États-Unis, suivi de l'Arabie Saoudite et du Mexique[2]. L'Arabie Saoudite a devancé le Mexique au deuxième rang, en 2007. Selon l'Energy Information Administration (EIA), les importations moyennes des É.-U. ont totalisé 1,6 million m³/j (10,0  Mb/j), dont environ 297 000 m³/j (1,87 Mb/j) en provenance du Canada. Plus de la moitié (55 %) des exportations canadiennes de brut étaient destinées au marché du Midwest américain (PADD II) en 2007, ce qui en a fait la principale région consommatrice de pétrole brut canadien (figures 4.7 et 4.8).

[2] Le Canada a compté pour 18,7 % des importations des États-Unis, tandis que l'Arabie Saoudite représentait 14,5 % et le Mexique, 14,1 %.

Figure 4.7 - Livraisons de pétrole brut canadien en 2007 (en pourcentage)

Figure 4.7 - Livraisons de pétrole brut canadien en 2007 (en pourcentage)

Figure 4.8 - Offre de pétrole brut et débouchés - 2007
(en milliers de mètres cubes par jour)

Figure 4.8 - Offre de pétrole brut et débouchés - 2007 (en milliers de mètres cubes par jour)

Le pétrole canadien produit au large de la côte Est continue d'alimenter les consommateurs aux États-Unis. En 2007, plus de 81 % des exportations de pétrole brut de la côte Est du Canada ont été livrés sur la côte Est américaine (PADD I). Le reste est expédié sur la côte américaine du golfe du Mexique (16 %) et au Royaume-Uni (3 %).

Bien que le Canada soit un exportateur net de pétrole brut, il demeure qu'une bonne partie de l'approvisionnement des raffineries est importée. Les raffineries implantées en Ontario, au Québec et au Canada atlantique comblent une partie de leurs besoins à l'étranger, tandis que celles dans l'Ouest canadien sont entièrement alimentées à même la ressource locale sans qu'il soit nécessaire d'importer de pétrole brut. En 2007, on estime que les importations de pétrole brut ont totalisé 144 344 m³/j (909 kb/j), une hausse de 6 % par rapport à 2006. Elles représentent 48 % de la charge totale d'alimentation des raffineries canadiennes. Les pays membres de l'OPEP ont fourni 49 % des importations de pétrole brut, tandis que l'on en a importé 38 % de la mer du Nord. Les 13 % qui restent étaient divisés entre les pays producteurs en Amérique du Nord (États-Unis et Mexique) et d'autres pays. En 2007, les importations ont comblé 80 % de la charge d'alimentation de la région de l'Atlantique, les 20 % restants ayant été satisfaits par la production dans la région. Le Québec continue d'être le plus gros importateur de pétrole brut de la région, puisque 92 % des besoins de raffinage proviennent de l'étranger. Le reste des volumes de brut importés a été destiné à l'Ontario. De plus en plus, les raffineries ontariennes s'alimentent dans l'Ouest canadien.

4.5 Raffinage du pétrole

À la fin de 2007, le Canada comptait 19 raffineries ayant une capacité de raffinage (distillation) totale de 324 500 m³/j (2,0 Mb/j). Ces raffineries et leur emplacement figurent au tableau 4.3.

Tableau 4.3 - Raffineries du Canada

Société Emplacement Capacité
(en m³/j)
Capacité
(en b/j)
Canada atlantique   75 200 473 800
Compagnie pétrolière Impériale Ltée Dartmouth, N.-É. 14 000 88 200
Irving Oil Limited Saint John, N.-B. 44 500 280 400
North Atlantic Refining (Harvest Energy) Come-by-Chance, T.-N.-L. 16 700 105 200
Québec   74 400 468 700
Petro-Canada Montréal 20 700 130 400
Shell Canada Limitée Montréal 20 700 130 400
Ultramar Limitée Saint-Romuald 33 000 207 900
Ontario   74 400 468 700
Compagnie pétrolière Impériale Ltée Nanticoke 17 800 112 100
Compagnie pétrolière Impériale Ltée Sarnia 19 300 121 600
Shell Canada Limitée Sarnia 11 100 69 900
NOVA Chemicals Sarnia 12 700 80 000
Suncor Energy Products Inc. Sarnia 13 500 85 100
Ouest canadien   100 500 633 200
Consumers Co-operative Refineries Ltd. Regina, Sask. 13 500 85 100
Husky Energy Marketing Inc. Lloydminster, Alb. 4 000 25 200
Compagnie pétrolière impériale Ltée Strathcona, Alb. 28 600 180 200
Moose Jaw Asphalt Moose Jaw, Sask. 2 400 15 100
Petro Canada Edmonton, Alb. 21 900 138 000
Shell Canada Limitée Scotford, Alb. 20 000 126 000
Chevron Canada Limited Burnaby, C.-B. 8 300 52 300
Husky Energy Marketing Inc. Prince George, C.-B. 1 800 11 300
Total   324 500 2 044 400
Source : ONÉ

Selon les estimations, la demande canadienne de produits pétroliers en 2007 a atteint 281 960 m³/j (1,77 Mb/j), une hausse de 2,9 % par rapport à 2006. Celle-ci s'explique par la forte performance de l'économie canadienne pendant l'année. En ce qui a trait à la production des raffineries au Canada, on l'estime, en 2007, à 290 250 m³/j (1,83 Mb/j), ce qui constitue une progression de 1,6 % comparativement à 2006, où elle était de 285 470 m³/j (1,80 Mb/j). L'utilisation de la capacité a aussi augmenté, étant passée de 88,2 % en 2006 à 89,7 % en 2007. Les arrivages de pétrole brut canadien dans les raffineries ont augmenté de 3,5 % en 2007, pour atteindre 153 500 m³/j (965 kb/j); ceux de l'Ouest canadien ont compensé pour un recul des arrivages dans l'Est causé par la production moins élevée à Hibernia en février. En 2007, les arrivages accrus dans les raffineries s'expliquent par la demande plus forte de pétrole brut dans les raffineries canadiennes, en particulier au Québec et dans les provinces de l'Atlantique. Dans l'Ouest canadien, la hausse a été moins marquée.

4.6 Exportations et importations des principaux produits pétroliers

Le Canada continue d'être un exportateur net de produits pétroliers, qu'il destine principalement aux États-Unis. Les exportations des principaux produits pétroliers en 2007 sont estimées à 71 340 m³/j (448,7 kb/j), soit une augmentation de 6 % sur 2006. Le plus grand nombre de produits raffinés au Canada, combiné à une capacité poussée à la limite dans les raffineries américaines, explique pour une bonne part cette situation. Les importations canadiennes ont chuté de 7 % par rapport à 2006, pour s'établir à 43 080 m³/j (271,0 kb/j). Cette fois encore, cela s'explique par une offre supérieure de produits raffinés au Canada. Les exportations aux États-Unis ont surtout été dirigées vers la côte Est (65 %), suivi du Midwest américain et de la côte Ouest.

Selon les estimations, les recettes tirées des principaux produits pétroliers, dont le pétrole partiellement traité, se sont chiffrées à 9,2 milliards de dollars pour 2007, en hausse par rapport aux 6,7 milliards de dollars affichés en 2006. La forte demande d'essence et de diesel, la hausse du prix du pétrole brut et une vague inhabituelle d'interruptions de production dans les raffineries aux États-Unis et au Canada sont autant de facteurs qui ont influé sur les prix élevés enregistrés dans la première partie de l'année. Le prix très élevé du pétrole brut et les bas stocks d'essence ont aidé à maintenir le prix de l'essence élevé pendant la plus grande partie de l'année. Bien que les stocks de distillats soient demeurés dans la fourchette du centre des niveaux historiques, le prix, lui, a atteint un sommet à la fin de l'année.

4.7 Prix des produits pétroliers

Selon Ressources naturelles Canada (RNCan)[3], les prix moyens des produits pétroliers canadiens ont augmenté d'environ 4,2 % en 2007 comparativement à 2006, en raison des hausses du prix du pétrole brut à l'échelle mondiale. Les prix au détail de l'essence au Canada sont passés de 98 cents le litre en 2006 à 101,8 cents le litre en 2007; le carburant diesel et le mazout de chauffage ont connu des majorations analogues (tableau 4.4). La poussée des prix sur les marchés mondiaux du pétrole brut n'a pas touché le prix de détail de l'essence, du diesel et du mazout de chauffage au Canada autant qu'on aurait pu le croire, ce qui s'explique par le fait que la vigueur du dollar canadien a aidé à neutraliser les prix plus élevés du brut en dollars américains.

[3] Info-Carburant - Revue annuelle 2007 RNCan, 11 janvier 2008

Tableau 4.4 - Prix du pétrole et des produits dérivés dans le monde (en cents le litre)

  2007 2006 Change Total
Essence 97,7 101,8 +4,1 4,2
Diesel 97,1 101,1 +4,0 4,2
Mazout de chauffage 82,5 86 +3,5 4,2
en $US/b        
WTI à Cushing, en Oklahoma 66,05 72,34 +6,29 9,5
Edmonton Par 71,4 64,34 +7,06 11,0
Source : Info-Carburant - Revue annuelle 2007 RNCan et EIA

Le prix de l'essence a grimpé durant la première moitié de 2007, en raison de l'équilibre précaire entre l'offre et la demande en Amérique du Nord. Les besoins d'entretien plus grands que prévu dans les raffineries au printemps et divers autres problèmes dans un certain nombre de raffineries ont fait plonger les stocks d'essence aux États-Unis. Au Canada, une interruption non planifiée à la raffinerie de la Compagnie pétrolière impériale à Nanticoke en février, doublée d'une grève au CN, a provoqué des pénuries d'essence et de carburant diesel en Ontario et au Québec. Le resserrement sur les marchés nord-américains s'est relâché en septembre, avec la fin des travaux d'entretien dans les raffineries et de la saison de conduite estivale. L'approvisionnement de combustibles de distillat (mazout de chauffage et diesel) a été suffisant au cours de l'hiver, sauf dans l'Ouest canadien, où un incendie à l'usine de valorisation de Shell à Scotford, en novembre, a réduit l'offre de ces produits dans cette région.

4.8 Perspectives

Le prix du pétrole continue de franchir de nouveaux sommets. La flambée du prix du pétrole brut provient des attentes pour une forte demande à l'échelle mondiale et des craintes de tensions géopolitiques au Nigeria et au Venezuela. Par ailleurs, la chute du dollar américain incite les investisseurs à se réfugier sur les marchés des produits de base, y compris le pétrole brut. Les marchés mondiaux du pétrole propulsent les prix toujours plus hauts dans un effort pour réduire la demande à l'échelle globale caractérisée par une offre limitée. Le prix élevé du pétrole brut dans les pays importateurs, comme les États-Unis, alimente l'inflation et ralentit la croissance économique. Au Canada, l'augmentation de la valeur du huard par rapport au billet vert a eu un effet favorable, en diminuant les coûts des produits fabriqués aux États-Unis et en atténuant la hausse du prix de l'essence. En contrepartie, elle a fait son lot de victimes parmi les manufacturiers canadiens et dans d'autres secteurs qui dépendent des produits pétroliers dans leurs activités, puisqu'elle a majoré les coûts de leurs intrants. Les inquiétudes relatives aux conditions météorologiques et à la conjoncture économique américaine figurent au nombre des autres enjeux qui préoccupent.

En 2008, grâce à deux nouveaux projets d'exploitation des sables bitumineux, on s'attend à ce que la production soit de 443 000 m³/j (2,8 Mb/j) de pétrole brut au Canada, une hausse de 2,2 % par rapport à 2007. Le projet Horizon de CNRL, comportant des installations d'extraction à ciel ouvert et une usine de valorisation, devrait entrer en service au milieu de l'année. Celui d'Opti/Nexen de Long Lake, constitué d'installations de récupération in situ par DGMV et d'une usine de valorisation, entrera en service en deux phases : l'usine de valorisation au milieu de l'année, la production in situ ayant débuté à la fin de 2007. Les taux d'épuisement du pétrole brut classique dans le BSOC devraient ralentir, du fait de l'accélération des activités de forage et des succès remportés dans la zone pétrolière de Bakken, dans le sud-est de la Saskatchewan et le sud-ouest du Manitoba.

Raffineries

Au cours des dernières années, les annonces d'agrandissement des raffineries et de construction de nouvelles se sont succédées. S'il y a eu peu de projets concrets jusqu'à maintenant, la situation pourrait changer en 2008. La plupart des projets annoncés sont situés dans la région de l'Atlantique, mais on songe aussi à augmenter la capacité de production en Ontario et dans l'Ouest canadien (tableau 4.5).

Tableau 4.5 - Projets d'agrandissement des raffineries du Canada

Société Emplacement Capacité
(en m³/j)
Capacité
(en b/j)
Achèvement prévu
Canada atlantique   95 200 600 000  
Newfoundland and Labrador Refinery Corp. Placentia Bay, T.-N.-L. 47 600 300 000 2010-2011
Irving Oil St. John, N.-B. 47 600 300 000 2015
Québec   6 400 40 000  
Ultramar Limitée* St. Romuald 6 400 40 000 2008
Ontario   23 800 250 000  
Shell Canada Ltée St. Clair 23 800 250 000 2013
Ouest du Canada   4 700 30 000  
Consumers Co-operative Refineries Ltd.* Regina, Sask. 4 700 30 000 2012
Total   130 100 920 000  
* Agrandissement

En Atlantique, les raffineurs ont su profiter de leur proximité avec l'énorme marché de la côte Est américaine et du fait qu'ils ont accès facilement au pétrole brut importé et canadien. Cette situation favorable est à l'origine de la construction de raffineries de grande taille desservant surtout les marchés d'exportation. Récemment, la demande grandissante dans le Nord-Est des États-Unis et les restrictions dans la capacité de raffinage dans ce pays ont rehaussé l'intérêt pour un accroissement de la capacité au Canada atlantique. En novembre 2007, Irving Oil a déposé auprès des organismes de réglementation provinciaux et fédéraux son plan d'évaluation environnemental pour son projet de raffinerie à Eider Rock. Cette nouvelle raffinerie, d'une capacité de 47 600 m³/j (300 kb/j), proposée pour la première fois en octobre 2006, serait construite près du terminal pour pétrole brut en eau profonde Canaport de la société et de la raffinerie Irving existante, à Saint John, au Nouveau-Brunswick. Telle qu'imaginée, la raffinerie pourrait traiter un large éventail de pétroles bruts provenant du Canada et d'outre-mer, tout en maximisant la production de produits légers (essence, naphte, carburéacteur et diesel), plutôt que des produits lourds comme le combustible de soute et l'asphalte. Il y a peu de temps, BP a signé un protocole d'entente avec Irving officialisant la collaboration des deux sociétés pour la prochaine phase du projet. Le coût estimé de ce projet se situe entre 5 milliards et 7 milliards de dollars et l'entrée en service est prévue pour 2015.

En octobre, la Newfoundland and Labrador Refinery Corporation a reçu l'aval des autorités environnementales pour sa raffinerie proposée de 4,6 milliards de dollars à Placentia Bay, à Terre-Neuve. La construction de cette nouvelle raffinerie d'une capacité initiale de 47 600 m³/j (300 kb/j) est censée démarrer au premier trimestre de 2008, pour une entrée en service prévue en 2011.

Au Québec, Ultramar Ltée augmente la capacité de traitement de pétrole brut de sa raffinerie de Saint-Romuald près de Québec de 6 300 m³/j (40 kb/j), pour la porter à 41 300 m³/j (260 kb/j) au deuxième trimestre de 2008. Petro-Canada projette aussi d'ajouter une nouvelle unité de conversion de charge lourde (cokéfaction) de 4 000 m³/j (25 kb/j) à sa raffinerie de Montréal, afin de pouvoir y traiter de plus gros volumes de pétrole brut lourd étranger. Dans l'éventualité où la société déciderait d'aller de l'avant avec ce projet en 2008, la construction devrait être terminée avant la fin de 2009.

En Ontario, Shell projette toujours de construire une nouvelle raffinerie de pétrole brut lourd d'une capacité de 23 800 m³/j à 31 700 m³/j (150 à 200 kb/j) à St. Clair, près de Sarnia. Shell a entrepris l'évaluation environnementale pour le projet, selon des conditions déjà approuvées par le gouvernement provincial en juin 2007. Si le projet démarre en 2009, la construction devrait être terminée en 2013; les nouvelles installations s'intégreront à la raffinerie existante de Sarnia. En décembre 2007, Suncor a annoncé que le projet d'agrandissement de sa raffinerie de Sarnia était presque achevé. Les nouvelles installations, réalisées au coût de 960 millions de dollars, augmenteraient la capacité de transformation de pétrole extrait des sables bitumineux de près de 6 300 m³/j (40 kb/j), en plus de permettre la production de diesel à faible teneur en soufre.

Dans l'Ouest canadien, la Consumers Co-operative Refineries Ltd. a dévoilé, en janvier 2008, un agrandissement d'une valeur de 1,9 milliard de dollars à sa raffinerie de Regina, en Saskatchewan. Grâce à ce projet, la capacité de la raffinerie passerait de 15 900 m³/j à 20 600 m³/j (100 à 130 kb/j). Sous réserve de l'obtention des approbations réglementaires, la mise en service est prévue pour 2012.

5. Gaz naturel

5.1 Marchés nord-américains du gaz naturel

En 2007, le Canada a produit environ le quart de tout le gaz naturel extrait en sol canadien et américain. Près de 98 % du gaz canadien provenait du BSOC et l'Alberta comptait pour environ 79 % de cette production. La tranche restante provient de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan, dans des proportions respectives de plus ou moins 16 % et 5 %. Les marchés canadien et américain du gaz naturel forment un grand marché intégré. Cela signifie que ce qui se passe dans une région donnée - changements dans les coûts de transport, nouvelles contraintes d'infrastructure, conditions météorologiques, etc. - influe sur les autres régions. La plus grande partie du gaz naturel produit au Canada et aux États-Unis provient d'une zone qui suit, en gros, la ligne de partage des eaux allant du golfe du Mexique aux Territoires du Nord-Ouest. La demande s'étend à la grandeur du continent, mais elle se concentre dans les régions densément peuplées et celles où l'activité industrielle est intense. La production gazière au Canada est reliée au marché nord-américain du gaz par un réseau pipelinier sillonnant le continent sur des milliers de kilomètres et permettant à des acheteurs d'acquérir, puis de transporter, le gaz naturel à partir de différentes sources d'approvisionnement.

La figure 5.1 illustre l'extrême volatilité du prix du gaz naturel ces dernières années. Depuis 2001, le manque d'excédents de capacité de production en Amérique du Nord s'est traduit par un marché tendu qui a contribué à la montée et à l'instabilité du prix du gaz naturel. Cet élément est particulièrement sensible aux aléas météorologiques, réels ou anticipés, qui peuvent provoquer de fortes fluctuations.

Figure 5.1 - Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry

Figure 5.1 - Évolution du prix du gaz naturel en Amérique du Nord - Prix moyen sur trois jours au carrefour Henry

Source : GLJ Publications Inc.

En outre, le prix du gaz naturel peut suivre la courbe de celui du pétrole brut. Certains consommateurs, particulièrement dans le Nord-Est et le Sud-Est des États-Unis, ont la capacité d'alterner entre le gaz naturel et le mazout pour répondre à leurs besoins de chauffage. Cette concurrence explique le lien, bien qu'imparfait, entre le prix du pétrole et celui du gaz naturel qui fait qu'une augmentation du prix du brut amène une hausse du prix du gaz naturel. En Amérique du Nord, le prix du gaz naturel, mesuré d'après le prix moyen sur trois jours au carrefour Henry, a été en moyenne de 5 % plus bas en 2007 qu'en 2006, et les fluctuations ont été moins fortes.

La production de gaz naturel est constante tout au long de l'année, tandis que la consommation est saisonnière. Afin d'équilibrer l'offre et la demande, on injecte le gaz dans des espaces de stockage souterrain durant l'été d'où on peut le retirer pendant l'hiver. Le mois d'avril marque habituellement le début de la période d'accroissement des stocks (figure 5.2). En raison des températures plus clémentes que la normale à l'hiver 2006-2007, les stocks de gaz naturel dans les installations de stockage en Amérique du Nord étaient considérables au début d'avril et se situaient environ 7 % sous les niveaux record enregistrés en avril 2006. Le prix du gaz a baissé au printemps et à l'été, conséquence de l'importation d'importants volumes de gaz naturel liquéfié (GNL) aux États-Unis. Vers le mois de septembre, ces importations sont tombées à la moitié du volume estival, alors que la demande s'est accrue en Europe et en Asie en prévision de l'hiver. En octobre, les stocks de gaz naturel en Amérique du Nord, en particulier aux États-Unis, ont dépassé les seuils enregistrés en 2006 et ont atteint des niveaux record en novembre, à la veille de la période de chauffage de l'hiver 2007-2008. Malgré les stocks considérables et les températures clémentes du début de l'hiver, le prix du gaz naturel n'a pas cessé d'augmenter, après avoir atteint son plus bas niveau en septembre.

Figure 5.2 - Évolution des stocks nord-américains de gaz naturel

Figure 5.2 - Évolution des stocks nord-américains de gaz naturel

Sources : Canadian Enerdata Ltd., estimations de l'ONÉ, EIA (É.-U.)

Le prix du gaz naturel au Canada, mesuré au carrefour AECO en Alberta, a commencé l'année 2007 à 6,04 $/GJ et a touché son point le plus bas de 4,11 $/GJ à la fin août, avant de rebondir et de clore l'année à 6,12 $/GJ (figure 5.3), épousant la tendance du prix américain au carrefour Henry. Le prix sur le marché de l'Est du Canada est cité au carrefour Dawn, situé près d'installations de stockage souterraines dans le sud-ouest de l'Ontario, et intègre des frais de transport et de stockage (figure 5.4)[4]. Le prix à Dawn a entrepris l'année à 5,94 $US/MBTU puis a glissé jusqu'à 5,46 $US/MBTU au début de septembre. Il est ensuite monté progressivement pendant l'automne et les premières semaines de l'hiver pour finir l'année à 7,62 $US/MBTU.

[4] Les achats à Dawn se font en $US/MBTU.

Figure 5.3 - Prix journalier au point AECO-C

Figure 5.3 - Prix journalier au point AECO-C

Source : Platts

Figure 5.4 - Prix journalier à Dawn

Figure 5.4 - Prix journalier à Dawn

Source : Platts

5.2 Production de gaz naturel

La production moyenne de gaz naturel au Canada en 2007 a été de 476,5 Mm³/j (16,8 Gpi³/j). Il s'agit d'une baisse de quelque 2 % par rapport à 2006. La production dans l'Ouest canadien est demeurée relativement stable tout au long de la première moitié de l'année, du fait que les puits forés durant la deuxième moitié de 2006 ont été raccordés au réseau et ont apporté leur contribution. Les conséquences de la réduction des activités de forage ont été ressenties durant les six derniers mois de l'année, puisque la production a baissé en moyenne d'environ 12,7 Mm³/j (0,4 Gpi³/j).

Sur la côte Est, la production au projet de l'île de Sable s'est accrue à mesure que la nouvelle installation de compression devenait plus constante. Durant la deuxième moitié de l'année, la production s'est stabilisée aux alentours de 11,5 Mm³/j (0,41 Gpi³/j), une poussée d'environ 33 % par rapport au début de l'année. Une production supplémentaire provenant du champ McCully au Nouveau-Brunswick s'est ajoutée au milieu de l'année et a progressivement augmenté pour finalement représenter plus ou moins 7 % de la production de la région.

Figure 5.5 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable, 2000-2007

Figure 5.5 - Production canadienne de gaz naturel commercialisable, 2000-2007

a) Estimation

La mise en valeur du projet Deep Panuke a démarré en 2007, après l'obtention des approbations réglementaires requises et la décision commerciale d'aller de l'avant. La production de gaz à cet endroit ne pourra commencer avant 2010 au plus tôt.

La production terrestre aux États-Unis a continué d'augmenter en 2007, en raison surtout de l'apport supplémentaire de gaz non classique provenant du Texas, de l'Oklahoma, de l'Arkansas et des Rocheuses américaines. En outre, un important projet gazier en eau profonde dans le golfe du Mexique est entré en service à la fin de l'année. Pour la deuxième année de suite, les ouragans dans le golfe du Mexique n'ont infligé aucun dommage aux installations de production américaines. Selon les estimations, la production américaine de gaz sec en 2007 s'est élevée à 1 496 Mm³/j (52,8 Gpi³/j), soit environ 62 Mm³/j (2,2 Gpi³/j) de plus qu'en 2006.

Grâce à leurs six terminaux méthaniers, les États-Unis peuvent importer plus de 158,6 Mm³/j (5,6 Gpi³/j) de GNL. En 2007, les importations moyennes de GNL ont atteint 59,5 Mm³/j (2,1 Gpi³/j), un niveau bien supérieur aux 45,3 Mm³/j (1,6 Gpi³/j) de 2006. Les importations de GNL aux États-Unis se sont accrues de 29,4 Mm³/j (1,0 Gpi³/j) en moyenne de mars à août 2007. Cet essor a été rendu possible par l'hiver doux qu'a connu l'Europe et qui a laissé des stocks relativement hauts, permettant du même coup le détournement des cargaisons vers les États-Unis. Avec l'arrivée de septembre, les importations ont diminué, en raison de l'augmentation de la demande au Japon pour compenser la baisse de la production nucléaire.

5.3 Réserves de gaz naturel

L'ONÉ estime qu'à la fin de 2006 (dernière année pour laquelle des données sont disponibles), les réserves restantes de gaz commercialisable atteignaient 1 647 milliards de mètres cubes (58,1 billions de pieds cubes) (tableau 5.1). Les ajouts aux réserves se sont chiffrés à 198 milliards de mètres cubes (7,0 billions de pieds cubes) en 2006 et ont permis de remplacer 116 % de la production annuelle. L'accroissement des réserves restantes s'explique par une intensification des travaux d'exploration et un meilleur rendement des gisements connus. Les réserves initiales ont augmenté en Alberta, en Colombie-Britannique, en Saskatchewan et en Ontario en 2006, tandis qu'elles sont restées inchangées dans les régions pionnières.

Tableau 5.1 - Réserves de gaz naturel (en milliards de mètres cubes)

(en milliards de mètres cubes)
à la fin de 2006
Réserves de gaz naturel
Réserves initiales Production cumulée Réserves restantes établies
Colombie-Britannique 899,2 519,1 380,1
Alberta 4798,7 3 683,5 1 115,2
Saskatchewan 268,3 175,3 93,0
Total - BSOC 5 966,2 4 377,9 1 588,3
Ontario 54,2 34,2 20,0
Zone extracôtière de la Nouvelle-Écosse 55,0 30,1 24,9
Yukon et T.N.-O. continentaux 29,3 16,2 13,1
Delta du Mackenzie 0,3 0,1 0,2
Total – Régions pionnières 84,6 46,4 38,2
Total - Canada 6 105,0 4 458,5 1 646,5
Total - Canada (en billions de pieds cubes) 215,5 157,4 58,1

5.4 Consommation canadienne de gaz naturel

Le gaz naturel représente environ le quart de l'énergie consommée au Canada. La consommation estimative de gaz naturel s'est établie à 226 Mm³/j (7,97 Gpi³/j) en 2007, soit environ 47 % de la production canadienne. Cette ressource est utilisée principalement pour le chauffage des immeubles d'habitation et commerciaux, pour la production de chaleur à des usages industriels, pour la fabrication de produits chimiques en tant qu'élément de base et pour la production d'électricité. Comme l'indique la figure 5.6, la demande canadienne de gaz naturel à des fins de chauffage, d'usage industriel et de production d'électricité (comprise dans les « ventes directes ») est demeurée passablement constante depuis l'an 2000. Les quantités ont augmenté ces dernières années dans la catégorie « Autres », qui comprend les fluctuations du gaz stocké en canalisations[5], le gaz employé dans le réseau de gazoducs ainsi que les volumes de gaz perdus et non comptabilisés.

[5] Le gaz stocké en canalisations représente le volume de gaz qui se trouve dans le réseau d'oléoducs à un moment quelconque.

Figure 5.6 - Consommation canadienne totale de gaz naturel et degrés-jours de chauffage

Consommation canadienne totale de gaz naturel et degrés-jours de chauffage

a) Estimation

Sources : Statistique Canada, estimations de l'ONÉ, Association canadienne du gaz

Malgré l'accroissement du nombre d'immeubles résidentiels et commerciaux, la consommation de gaz naturel a très peu varié depuis l'an 2000. Ce phénomène s'explique en partie par les températures clémentes enregistrées en hiver. En effet, quatre des sept dernières années figurent parmi les dix plus chaudes que le Canada a connues[6]. L'année 2006 a été la deuxième année la plus chaude depuis 1948, année où le Canada a commencé à tenir des registres, et, selon des données préliminaires, l'année 2007 vient au treizième rang. Outre les températures, l'augmentation du prix du gaz naturel et de l'amplitude des variations de prix ont freiné la consommation, particulièrement dans les secteurs industriels sensibles au prix. De plus, l'augmentation de la valeur du dollar canadien depuis cinq ans s'est répercutée sur les entreprises manufacturières, avec comme résultat que l'activité dans ce secteur a ralenti et, inévitablement, la consommation de gaz naturel.

[6] Environnement Canada, Bulletin des tendances et des variations climatiques, Annuel 2007, 28 janvier 2008. http://www.msc-smc.ec.gc.ca/ccrm/bulletin/national_f.cfm

Le secteur de l'exploitation des sables bitumineux de l'Alberta enregistre une forte croissance de sa consommation de gaz naturel. La figure 5.7 trace l'évolution de la consommation de gaz naturel aux fins de l'exploitation des sables bitumineux de 2000 à 2007. Le gaz naturel sert à la fois à produire de l'électricité et de la vapeur. Cette dernière est utilisée dans l'extraction du bitume in situ ainsi que dans la production d'hydrogène pour la valorisation du bitume dans des mélanges de brut synthétique. En 2007, la consommation de gaz naturel de ce secteur a totalisé près de 32 Mm³/j (1,13 Gpi³/j), soit plus du triple de la quantité utilisée en l'an 2000. Malgré le fait que l'industrie des sables bitumineux soit un gros consommateur de gaz naturel, les efforts se poursuivent afin de réduire cette dépendance. Parmi les voies explorées, on note l'amélioration de l'efficacité énergétique et l'adoption de combustibles et de technologies de rechange, comme la gazéification du bitume, qui fournira la charge d'alimentation pour le projet de DGMV avec usine de valorisation d'OPTI/Nexen à Long Lake, où l'exploitation a commencé à la fin de 2007.

Figure 5.7 [- Besoins annuels moyens de gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux

Figure 5.7 [- Besoins annuels moyens de gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux

a) Estimation

Sources : ONÉ, Energy Resources Conservation Board de l'Alberta

À plus long terme, on peut s'attendre à ce que la gazéification du bitume gagne progressivement en importance, tant dans les activités de séparation in situ que celles de valorisation. En outre, d'autres technologies comme l'injection d'air verticale puis horizontale (THAIMD) et celle du résidu atomisé superfin multiphase (RASM) commenceront à jouer un rôle. Ainsi, malgré les prévisions d'augmentation de la demande de gaz naturel pour l'exploitation des sables bitumineux, cette progression ne se fera pas au même rythme que la production elle-même des sables.

5.5 Exportations et importations canadiennes de gaz naturel

Les exportations de gaz naturel en 2007 ont été évaluées à 294 Mm³/j (10,4 Gpi³/j), soit environ 17 % de la consommation estimative des États-Unis. Le centre-Midwest et le nord-ouest des États-Unis sont les principaux marchés d'exportation du gaz naturel canadien, bien qu'un certain volume prenne la direction du Nord-Est. Dans l'ensemble, le Canada a exporté plus de gaz naturel aux États-Unis en 2007 qu'il l'avait fait en 2005 (figure 5.8). Les températures extrêmement chaudes que ces régions ont connues en 2006 ont entraîné une réduction de la consommation de gaz naturel et, par conséquent, une diminution des exportations de gaz naturel vers les États-Unis. En contrepartie, les températures plus fraîches de 2007 ont poussé les exportations au-delà des niveaux de 2006.

Figure 5.8 - Volumes mensuels d'exportations et d'importations

Figure 5.8 - Volumes mensuels d'exportations et d'importations

Source : ONÉ

Le volume brut de gaz naturel exporté aux États-Unis était en hausse de 7,5 % en 2007 par rapport à l'année précédente. Les exportations nettes (exportations brutes moins importations) se sont élevées à 258 Mm³/j (9,1 Gpi³/j) en 2007, un chiffre supérieur d'environ 4,4 % aux exportations nettes observées en 2006, qui s'étaient établies à 247 Mm³/j (8,7 Gpi³/j). Ce n'est qu'au quatrième trimestre de 2007 que les effets du ralentissement des activités de forage au Canada ont commencé à se faire sentir. Les stocks supérieurs à la moyenne tout au long de l'année ont aussi permis de satisfaire la demande de gaz naturel au Canada, malgré la hausse des exportations et la baisse de la production.

En 2007, les recettes totales tirées des exportations ont été comparables à celles de 2006. En dépit de l'augmentation des volumes d'exportation, le prix moyen à l'exportation a reculé d'environ 5 % comparativement à celui de 2006, de sorte que les recettes nettes à l'exportation ont été presque les mêmes qu'en 2006, à 24,3 milliards de dollars.

Le Canada est un exportateur net de gaz naturel; toutefois, on estime à 36,2 Mm³/j (1,3 Gpi³/j) les importations de ce produit en Ontario en 2007 à partir des États-Unis (figure 5.9). L'infrastructure pipelinière permet l'acheminement du gaz à l'intérieur d'un réseau offrant de multiples options pour les marchés de l'Est. Par conséquent, l'Ontario peut importer du gaz naturel quand les conditions lui sont favorables.

Figure 5.9 - Offre et utilisation de gaz naturel en 2007 (en Mm³/j)

Figure 5.9 - Offre et utilisation de gaz naturel en 2007 (en Mm³/j)

5.6 Liquides de gaz naturel (exception faite des pentanes plus)

Les liquides de gaz naturel (LGN) sont les hydrocarbures liquides extraits du flux de gaz naturel, d'abord sous forme de mélange d'hydrocarbures. Les éléments constitutifs peuvent ensuite être séparés en produits commercialisables, tels l'éthane, le propane et les butanes. Ces deux derniers proviennent aussi du raffinage du pétrole brut et des procédés de valorisation. Les produits obtenus par ces procédés sont parfois appelés gaz de pétrole liquéfié (GPL). Selon les estimations pour 2007, 88 % du propane et 67 % des butanes provenaient du gaz naturel.

Le prix du propane est demeuré élevé tout au long de 2007, en raison principalement de la montée du prix du pétrole brut et de la forte demande de charge d'alimentation dans le secteur pétrochimique en Amérique du Nord. Par contre, le prix élevé n'a pas entraîné de hausse de la production. En 2007, la production de propane dans les usines à gaz a diminué d'environ 5 % pour se chiffrer à 26 600 m³/j (168 kb/j). Cette diminution est attribuable aux activités de forage réduites causées par la faiblesse du prix du gaz naturel et les coûts accrus de forage. La production d'éthane et de butane des usines de gaz a légèrement baissé pour s'établir respectivement à 42 250 m³/j (266 kb/j) et 15 400 m³/j (97 kb/j).

La production de propane et de butane provenant des raffineries a augmenté en 2007 par rapport à 2006 du fait d'un accroissement de la production de pétrole classique et de la remise en service d'usines de valorisation sur les sites d'extraction des sables bitumineux après des travaux d'entretien. Selon les estimations, la production de propane par les raffineries a atteint 3 800 m³/j (24 kb/j), une augmentation de 6 %. Pendant ce temps, la production de butane par les raffineries montait de 4 % afin de satisfaire la demande canadienne de butane comme diluant de pétrole lourd.

Le Midwest américain continue d'être le premier marché d'exportation de propane et de butanes du Canada. Ces produits représentent respectivement environ 60 % et 45 % des exportations totales de LGN. On estime que les exportations de propane ont diminué de 7 % à 17 500 m³/j (110 kb/j) et de 13 % dans le cas du butane, pour s'établir à 3 800 m³/j (24 kb/j) en 2007. Le fléchissement des exportations de propane s'explique surtout par la contraction de la demande de produits de chauffage attribuable aux températures clémentes observées pendant la plus grande partie de l'hiver nord-américain, alors que la chute des exportations de butane tient à la forte demande de diluant de la part du secteur du pétrole lourd en Alberta.

En dépit des volumes d'exportation plus faibles enregistrés en 2007, le prix du propane a quelque peu augmenté, si bien que les recettes d'exportation estimatives ont progressé de 3 % pour atteindre 2,1 milliards de dollars. De son côté, le prix du butane a connu une hausse infime en 2007; cependant, comme les volumes exportés ont été inférieurs, les recettes ont fléchi de 6 % pour totaliser 555 millions de dollars. Les recettes d'exportation combinées des deux produits se sont établies à près de 2,7 milliards de dollars.

5.7 Perspectives

Au cours des années à venir, on s'attend à ce que la demande nord-américaine de gaz naturel continue d'augmenter plus rapidement que les approvisionnements intérieurs. Au Canada, de nouvelles sources d'approvisionnement en gaz naturel provenant des régions pionnières, des LGN et du méthane de houille seront de plus en plus nécessaires pour parer au recul de l'offre tirée des sources classiques du BSOC et de l'île de Sable et pour répondre à la demande croissante. L'utilisation grandissante de gaz naturel pour la mise en valeur des sables bitumineux en Alberta et les besoins accrus de l'Ontario pour alimenter ses nouvelles centrales au gaz et répondre à une demande ascendante d'électricité nécessiteront des volumes supplémentaires considérables de gaz naturel au Canada.

Gaz naturel liquéfié

Afin de satisfaire la croissance de la demande nord-américaine de gaz naturel, le GNL devra jouer un rôle de plus en plus grand du côté de l'offre sur le continent. Les réserves mondiales prouvées de gaz naturel sont environ vingt fois supérieures aux réserves prouvées nord-américaines. L'augmentation constante de la capacité de liquéfaction dans les régions productrices et l'élargissement de la flotte mondiale servant au transport de GNL permettront aux marchés nord-américains de continuer à s'approvisionner sur le marché mondial.

En prévision de la croissance des besoins en gaz naturel en Amérique du Nord, de nombreuses propositions ont été faites en vue d'agrandir les terminaux existants aux États-Unis et de construire de nouvelles installations de réception de GNL en Amérique du Nord, dont plusieurs au Canada, comme le résume la figure 5.10. Cependant, l'incertitude règne en ce qui concerne le nombre de terminaux méthaniers qui seront éventuellement construits au Canada. On s'est rendu compte, aux États-Unis, que ces terminaux ne fonctionnaient pas à pleine capacité et, plutôt, que les arrivages de GNL dépendent du prix relatif des marchés du gaz en Amérique du Nord. Les installations de GNL à Saint John, au Nouveau-Brunswick, sont actuellement en chantier, et l'entrée en service est prévue pour la fin de 2008.

Figure 5.10 - Projets touchant le GNL envisagés au Canada (en Gpi³/j)

Projets touchant le GNL envisagés au Canada (en Gpi3/j)
Emplacement Terminal Promoteurs Capacité
(Gpi³/j)
Date d’achèvement prévue par les promoteurs
1. Placentia Bay, Terre-Neuve-et- Labrador Grassy Point GNL Newfoundland LNG Ltd. Stockage et transbordement de GNL 2010
2. Pointe Tupper, Nouvelle-Écosse Statia GNL Statia Terminals Canada Partnership 0,5 Non déterminée
3. Goldboro, Nouvelle-Écosse Maple GNL 4Gas and Suntera Canada Ltd. 1,0 2010
4. Saint John, Nouveau-Brunswick Canaport GNL Repsol YPF et Irving Oil 0,8 2008
5. Rivière-du-Loup, Québec Gros-Cacouna GNL Petro-Canada et TransCanada Pipelines Ltd. 0,5 2012
6. Québec, Québec Rabaska Gaz Métro, Enbridge et Gaz de France 0,5 2011
7. Saguenay, Québec Énergie Grande-Anse Administration portuaire du Saguenay et Énergie Grande-Anse Inc. 1,0 2012
8. Bish Cove, Colombie-Britannique Kitimat GNL Galveston LNG 1,0 2010/11
9. Île Texada, Colombie-Britannique Texada Island GNL WestPac LNG Corporation 0,5 Non déterminée

Ces modifications éventuelles à l'offre et à la demande de gaz naturel au Canada ont des répercussions importantes, à la fois sur les réseaux pipeliniers existants, sur les nouveaux pipelines proposés et sur les projets touchant le GNL. Les installations qui relient d'importantes nouvelles sources d'approvisionnement en gaz, comme celles du Nord et le GNL, ou encore des variations marquées de la demande régionale (p. ex., sables bitumineux en Alberta et production d'électricité en Ontario), pourraient influer sur les marchés et peser sur les taux d'utilisation des pipelines existants ainsi que sur la circulation du gaz sur ces réseaux. Les changements pourraient également avoir des conséquences sur les droits et les coûts d'utilisation des pipelines en question. Par exemple, l'arrivée d'une nouvelle source d'approvisionnement en gaz dans l'Est du Canada pourrait amener une utilisation plus intensive des pipelines régionaux ou une inversion de leur débit, ou encore affecter le débit de l'offre provenant des pipelines et des sources classiques. De la même façon, une demande accrue en Alberta ou en Ontario pourrait modifier les débits et la disponibilité de gaz naturel dans les régions voisines.

L'arrivée prévue de GNL près de marchés canadiens a sensibilisé davantage les utilisateurs finaux et les distributeurs aux problèmes possibles sur le plan de la composition et de la qualité du gaz. Par conséquent, les sociétés pipelinières devront collaborer avec leurs clients pour fixer des normes de qualité et contrôler les procédés, afin d'assurer la compatibilité avec le matériel en place et les utilisations finales.

6. Électricité

6.1 Mesures destinées à favoriser le développement du marché

L'industrie de l'électricité a poursuivi sa croissance, pendant que les administrations régionales déployaient des efforts pour assurer la suffisance de l'approvisionnement et la fiabilité des réseaux. Parmi les initiatives mises en oeuvre en 2007, on note des mesures d'économie, des programmes d'énergie propre et l'ajout de nouveaux équipements. Les gouvernements ont également joué un rôle dans l'expansion de l'industrie de l'électricité.

De nombreuses entreprises publiques d'électricité ont adopté des plans misant sur des initiatives d'économie pour gérer l'équilibre entre l'offre et la demande. En février 2007, le gouvernement de la Colombie-Britannique a rendu public son programme énergétique intitulé A Vision for Clean Energy, dans lequel il expose les objectifs d'efficacité pour la province. Ailleurs, à la fin août, l'Office de l'énergie de l'Ontario (OÉO) a présenté une demande sollicitant l'approbation de son Plan intégré du réseau électrique, un programme sur 20 ans touchant le réseau électrique de la province qui comprend des mesures d'économie. L'Ontario a indiqué, preuve à l'appui, que la croissance de sa demande d'électricité ralentissait et elle a attribué ce phénomène aux initiatives de conservation déjà mises en place.

En 2007, Hydro-Québec a démarré la construction de sa centrale Eastmain-1-A/Sarcelle/Rupert, dans la région de la baie James. Ce projet ajouterait 8,5 TWh à la production hydroélectrique annuelle du Québec. En septembre, la cinquième et dernière turbine à Mercier, dans l'Outaouais, est entrée en service. Parallèlement, Hydro-Québec a accéléré les travaux à la sous-station de l'Outaouais, pierre d'assise de la nouvelle interconnexion de 1 250 mégawatts (MW) entre le Québec et l'Ontario, qui a été entreprise à la fin de 2006.

La contribution de l'énergie éolienne à l'éventail de ressources s'est accrue en novembre 2007, avec la mise en service des installations de 100,5 MW de L'Anse-à-Valleau. Il s'agit du deuxième de huit parcs éoliens qui doivent voir le jour en Gaspésie d'ici la fin de 2012. Des ententes signées avec des sociétés privées ajouteront 990 MW d'énergie éolienne. En septembre, au terme d'appels d'offres lancés en 2005 pour un bloc supplémentaire de 2 000 MW, Hydro-Québec avait reçu 66 propositions de 30 promoteurs totalisant 7 724 MW.

Il s'est produit un fait intéressant au Québec en 2007, puisque la province s'est retrouvée avec un surplus d'électricité. L'augmentation rapide des projets éoliens et hydroélectriques ces dernières années, combinée à un ralentissement économique, a fait en sorte qu'il y a eu un surplus d'électricité pendant un certain temps. Pour faire face à la situation, Hydro-Québec a accepté de payer TransCanada pour qu'elle cesse de produire de l'électricité à sa centrale de Bécancour.

L'environnement a continué d'être à l'avant-plan des politiques gouvernementales. Aux paliers fédéral et provincial, des programmes axés sur l'énergie propre ont été mis au point dans le but de réduire les émissions de gaz à effet de serre. En janvier 2007, le gouvernement fédéral a annoncé qu'il investirait 230 millions de dollars sur quatre ans dans l'élaboration de technologies énergétiques propres. Intitulé Initiative écoÉNERGIE sur la technologie, le programme vise à soutenir financièrement la recherche dans les technologies liées au charbon épuré, à la séquestration du carbone, à la réduction des effets environnementaux des sables bitumineux, aux nouvelles technologies devant profiter aux usagers comme les piles à hydrogène et à combustible, ainsi qu'aux bâtiments et aux industries efficaces sur le plan énergétique. L'initiative visera également la mise au point de technologies pour la production et l'utilisation de l'énergie renouvelable à partir de sources propres comme le vent, le soleil, les marées et la biomasse. L'accent sera mis sur l'avancement de la recherche dans ces domaines et sur le financement de démonstrations par la voie de partenariats public-privé. Les détails du programme ne sont toutefois pas encore connus. Par ailleurs, le nouveau programme énergétique de la Colombie-Britannique prévoit que, d'ici 2016, toute la production d'électricité de la province, existante et nouvelle, sera sans émission de gaz à effet de serre. Ainsi, tous les projets de production d'électricité dans des centrales au charbon ont été éliminés. Enfin, la production d'électricité propre et renouvelable représentera au moins 90 % de la production totale de la province.

Partout au pays, la nécessité de construire de nouvelles lignes de transport ou de renforcer celles existantes demeure une préoccupation constante. De nombreux projets en ce sens ont été proposés en 2007. Outre le réexamen périodique du plan intégré du réseau électrique, en Ontario, la Colombie-Britannique et l'Alberta ont dévoilé des plans sur dix ans pour leurs réseaux de transport. Le programme de la Colombie-Britannique est principalement articulé autour du maintien de la fiabilité de l'infrastructure existante et de l'augmentation de la capacité pour satisfaire la demande des consommateurs. Le programme de l'Alberta vise à aider la province à suivre le rythme imposé par la croissance prévue de la demande et de l'économie, en s'attaquant à la fois à l'augmentation de la demande et aux besoins d'expansion de la production. En septembre 2007, Terre-Neuve-et-Labrador a rendu public son tout premier programme énergétique intitulé Focusing our Energy. Ce programme, qui porte sur 35 ans, est conçu pour aider la province à assurer son autosuffisance et sa prospérité, et pour aider à l'élaboration de solutions énergétiques vertes et durables.

Les besoins, dans toutes les régions, de nouvelles installations de production et de transport et la nécessité de renforcer celles existantes ont fait ressortir des défis communs en ce qui a trait au processus d'autorisation. Parmi ceux-ci, notons l'importance grandissante d'obtenir l'aval de la population pour ces projets, puisque cette acceptation joue un rôle prépondérant dans le processus d'approbation.

L'évolution dans la réglementation gouvernementale de l'industrie de l'électricité se poursuit. À titre d'exemple, en vertu de la directive spéciale 9, la British Columbia Utilities Commission peut désormais approuver des projets qui prévoient la demande de services d'alimentation électrique sur une certaine période. Ce changement permettra à la British Columbia Transmission Corporation d'examiner un nouveau projet d'agrandissement du réseau afin de prévenir une congestion dans le transport. En juin 2007 toujours, le gouvernement de l'Alberta a annoncé qu'à compter du 1er janvier 2008, l'Energy and Utilities Board (EUB) de l'Alberta serait divisée en deux entités : l'Energy Resources Conservation Board (ERCB) et l'Alberta Utilities Commission (AUC). La nouvelle loi vise à promouvoir l'efficacité dans le système de réglementation de la province.

Le prix de l'électricité a augmenté dans beaucoup d'endroits au Canada en 2007, en raison des effets cumulatifs de la montée du prix des combustibles depuis quelques années et des coûts plus élevés des investissements dans les nouvelles installations de production et de transport. La figure 6.1 rend compte de l'évolution des tarifs résidentiels de l'électricité dans des villes représentatives de chaque province, en 2006 et 2007. En général, on trouve les tarifs les plus bas dans les provinces productrices d'hydroélectricité (Québec, Manitoba et Colombie-Britannique) et les tarifs les plus élevés dans celles où la production vient de centrales alimentées au gaz et au pétrole.

Figure 6.1 - Prix de l'électricité dans le secteur résidentiel au Canada

Figure 6.1 - Prix de l'électricité dans le secteur résidentiel au Canada

Source : Hydro-Québec - Comparaison des prix de l'élecricité dans les grandes villes nord-américaines, 2006 et 2007

6.2 Fiabilité du service d'électricité

Il y a deux principaux aspects à la fiabilité : la suffisance de l'offre, assurée par la suffisance de la production et de la capacité de transport, et la fiabilité du service, assurée par une exploitation et un maintien des éléments du réseau de production-transport permettant de parer les perturbations et les imprévus et d'assurer la continuité du service. Au Canada, la fiabilité du réseau de production-transport demeure un sujet de toute première importance pour le secteur de l'électricité, les autorités réglementaires et les décideurs.

En août 2007, par suite d'une recommandation du groupe de travail Canada-États-Unis qui était chargé d'étudier les causes de la panne de courant survenue en août 2003 en Ontario et dans le Nord-Est des États-Unis, l'Office a publié un rapport intitulé Communication de renseignements sur la fiabilité du service d'électricité par les entités canadiennes. Ce rapport concluait que la compilation d'information sur le rendement en matière de fiabilité permettrait d'évaluer des tendances, ce qui pourrait être utile à l'industrie, aux organismes de réglementation, aux décideurs et au public. Le rapport jugeait également que la North American Electric Reliability Corporation faisait des efforts pour recueillir ces renseignements et, par conséquent, qu'il n'était pas justifié à l'heure actuelle qu'une autre source indépendante de renseignements sur la fiabilité soit mise sur pied au Canada.

Les instances transfrontalières ont continué de manifester leur intérêt pour de nouvelles interconnexions. En février 2007, la province du Nouveau-Brunswick et l'État du Maine ont signé un protocole d'entente établissant un échéancier pour la recherche et l'adoption de mesures susceptibles d'améliorer les interconnexions transfrontalières. Au cours des dernières années, de nombreuses discussions, aux paliers fédéral et provincial, ont porté sur la pertinence de l'établissement d'un réseau de transport d'électricité canadien sur l'axe est-ouest. Le plus récent appui à ce projet est survenu en août 2007, lorsque les premiers ministres du pays ont exprimé leur encouragement dans le concept d'un réseau de transport national qui permettrait aux Canadiens de profiter pleinement des ressources de leur pays. Bien qu'aucun engagement n'ait encore été pris, le soutien dans le renforcement des installations de transport est manifeste.

Au printemps 2007, l'Office a délivré un permis à Montana Alberta Tie Ltd. l'autorisant à construire et à exploiter la partie canadienne d'une ligne internationale de transport d'électricité entre Lethbridge, en Alberta, et Great Falls, au Montana. La ligne projetée, d'une capacité de 230 kilovolts (kV), s'étendra sur une distance de 347 kilomètres, dont 130 kilomètres en territoire canadien. Il s'agit de la deuxième ligne de transport d'électricité marchande que l'Office approuve, la première ayant été la ligne Seabreeze en septembre 2006. Ce sera la première grande interconnexion entre l'Alberta et les États-Unis. Par ailleurs, la ligne internationale de transport d'électricité à 345 kV s'étendant de la centrale nucléaire de Point Lepreau, au Nouveau-Brunswick, jusqu'à un point situé près de Woodland, dans le Maine, est entrée en service en décembre 2007. L'Office avait approuvé la demande relative à cette ligne en mai 2003.

Afin de concrétiser leurs intentions d'améliorer la fiabilité de leurs réseaux, les diverses instances ont poursuivi les travaux se rattachant à leurs projets d'infrastructures régionales, en 2007. La ligne de transport interprovinciale de 1 250 MW reliant le Québec et l'Ontario compte parmi les projets abordant les relations transfrontalières. Au milieu de 2007, Hydro-Québec Équipement a démarré la construction de la station de conversion sur la ligne de l'Outaouais, à L'Ange-Gardien. Cette nouvelle installation porterait la capacité d'interconnexion d'électricité entre les deux provinces à près de 3 000 MW. En plus de pouvoir fournir une énergie renouvelable à l'Ontario, l'interconnexion améliorerait la fiabilité du transport d'électricité destinée au marché québécois. La première phase de la ligne proposée devrait être terminée en 2009.

Le gouvernement de l'Alberta et l'Alberta Electric System Operator (AESO) ont retiré un plafond de 900 MW d'énergie éolienne, en septembre 2007. Ce plafond, introduit en mai 2006, avait été instauré dans un effort pour résoudre les problèmes de fiabilité opérationnelle associés à l'intégration de la production éolienne dans le réseau albertain, évitant par le fait même une contrainte additionnelle au réseau de transport. L'exploitant du réseau estime que des améliorations récentes et d'autres à venir prochainement sur le réseau du sud-est de l'Alberta lui permettront d'aplanir les difficultés liées à l'énergie éolienne, d'où la décision de supprimer le plafond qui retardait la croissance de cette source d'énergie propre dans la province. À la fin de 2007, la capacité de production d'énergie éolienne de l'Alberta s'établissait à 520 MW, une augmentation par rapport aux 384 MW de 2006.

En septembre 2007, l'EUB a abandonné le projet de ligne de transport à 500 kV devant relier Edmonton et Calgary, et les demandes d'autorisation pour la construction et l'exploitation de cette ligne ont été mises en attente. Cette ligne de transport devait renforcer le réseau de l'Alberta par un allègement des contraintes et une amélioration de son efficacité, en fournissant aux centres de charge du sud de la province un accès à la production de la partie nord. En comptant ce projet, le programme de transport de dix ans de l'Alberta représente des investissements estimés à 1,5 milliard de dollars pour combler les lacunes en matière d'approvisionnement et de fiabilité.

6.3 Production d'électricité

Les besoins de production doivent continuer à être examinés partout au Canada, et le moyen d'y parvenir est la planification dans chaque province. Des méthodes de production de remplacement (p. ex., énergie éolienne, petites centrales hydroélectriques et biomasse) sont proposées. En outre, on constate un intérêt renouvelé pour la production nucléaire, qui, avec les autres types de production classique (p. ex., centrales alimentées au gaz naturel et centrales hydroélectriques) dominent les modes de production. Les diverses instances continuent de prendre en considération l'environnement et les types de production soucieux de l'environnement dans leur planification pour les besoins de l'avenir.

La capacité de production d'énergie éolienne est passée à 1 770 MW, en hausse de plus de 300 MW par rapport à 2006. Selon l'Association canadienne de l'énergie éolienne, cette production serait suffisante pour alimenter 537 000 foyers. Le nucléaire suscite de l'intérêt, parce qu'il ne produit que peu ou pas d'émissions et qu'il peut offrir une immense contribution à la production d'électricité. En 2007, Energy Alberta a proposé la construction d'une centrale nucléaire dans la partie centre-nord de la province. En août, elle a déposé une demande à la Commission canadienne de sûreté nucléaire (CCSN). La centrale aurait une capacité de 2 200 MW et entrerait en service en 2017. Plus tard, soit le 13 mars 2008, Bruce Power Alberta annonçait l'acquisition des actifs d'Energy Alberta liés à la mise en valeur de la centrale nucléaire. Le même jour, Bruce Power déposait une demande à la CCSN sollicitant l'autorisation de préparer le site prévu pour la construction d'une centrale nucléaire d'une capacité de 4 000 MW. Parallèlement, l'Ontario continue de réévaluer son programme nucléaire, et le Nouveau-Brunswick examine la possibilité d'ajouter un deuxième réacteur à sa centrale de Point Lepreau.

Le projet hydroélectrique Eastmain-1-A d'une valeur de 5,0 milliards de dollars, au Québec, dont la construction a démarré en janvier 2007, est un autre projet d'envergure. Situé dans le Nord du Québec, le barrage d'une capacité de 900 MW, premier grand projet depuis une décennie dans la province, devrait entrer en service en 2009. Ailleurs, Manitoba Hydro et la nation crie Nisichawayasihk ont conclu une entente de coentreprise en vue de construire la centrale Wuskwatim d'une capacité de 200 MW. Ce projet hydroélectrique d'une valeur de 1,3 milliard de dollars devrait commencer à produire en 2012.

En Ontario, deux grandes centrales de cogénération au gaz naturel seront bientôt mises en service. Il s'agit du Greenfield Energy Centre d'une capacité de 1 005 MW devant entrer en production au début de 2008 et du St. Clair Energy Centre, d'une capacité de 570 MW, dont l'entrée en service est programmée pour le début de 2009.

De son côté, SaskPower a annulé ses projets de construction d'une centrale de 300 MW au charbon épuré en raison des incertitudes relativement aux coûts et au choix du moment. Elle optera plutôt pour des modes de production plus classiques et des centrales moins coûteuses alimentées au gaz naturel, ainsi que pour l'énergie éolienne et les énergies renouvelables pour répondre aux besoins d'électricité de la province jusqu'en 2014. Toutefois, il est ressorti des travaux de faisabilité liés à la centrale de 300 MW que cette technologie pourrait être prometteuse en Saskatchewan. Au début de 2008, un partenariat conclu entre l'industrie et SaskPower a obtenu un financement du gouvernement fédéral afin de mettre au point un projet de démonstration de 100 MW au charbon épuré. Ce projet devrait tourner à plein régime en 2015.

La capacité totale de production d'électricité au Canada est passée de 585 TWh en 2006 à 600 TWh en 2007 (tableau 6.1). En ce qui a trait à la production hydroélectrique, elle a augmenté de 351 TWh en 2006 à 362 TWh en 2007. Cette hausse peut être attribuée aux niveaux d'eau favorables dans les provinces productrices d'hydroélectricité. Pour ce qui est de la production thermique, elle affichait aussi une augmentation, de 142 TWh en 2006 à 150 TWh en 2007. Le prix plus bas du gaz naturel explique, tout au moins en partie, cette production accrue. Finalement, la production nucléaire a connu une baisse, passant de 92 TWh en 2006 à 88 TWh en 2007. Ce recul est principalement dû à des interruptions de production au cours de l'année.

Tableau 6.1 - Production d'électricité (en TWh)a)

  2003 2004 2005 2006 2007b)
Hydroélectrique 332,9 335,1 358,6 351,1 361,8
Nucléaire 70,7 85,3 86,8 92,4 87,9
Thermique 160,7 150,9 151,8 141,6 150,1
Total 564,2 571,3 597,2 585,1 599,7

a) Source : Guide statistique de l'énergie, Statistique Canada. Tableau 8.2 - Production des services d'électricité au Canada, et Tableau 8.3 - Production industrielle d'électricité au Canada

b) Estimations

6.4 Demande d'électricité

En 2007, la demande d'électricité au Canada a été satisfaite adéquatement grâce à la production intérieure et aux importations. Cependant, des impondérables importants, comme des phénomènes météorologiques extrêmes, des pannes du réseau de transport et des interruptions de production non programmées, peuvent influer sur la fiabilité et l'équilibre entre l'offre et la demande.

L'un de ces événements inattendus a privé la partie sud de la Saskatchewan de courant pendant plusieurs heures le matin du 18 septembre 2007. La cause de cette panne d'électricité est encore inconnue, mais elle pourrait être attribuable à l'effondrement, provoqué par un orage, de plusieurs lignes de transport au Minnesota. Un comité de travail composé de 25 organisations et coordonné par la North American Electric Reliability Corporation étudie actuellement le dossier afin de cerner la cause exacte.

Deux instances régionales au Canada ont dû faire face à un équilibre précaire de courte durée entre l'offre et la demande au cours de l'été 2007. En Ontario, la Société indépendante d'exploitation du réseau électrique (SIERÉ) a lancé un appel à l'économie d'électricité à la fin de juin et un autre au début d'août. Dans les deux cas, l'alerte résultait d'une canicule. En Alberta, l'AESO a émis cinq avertissements distincts, en réaction à quatre nouvelles pointes de la demande enregistrées en juillet, dont la dernière de 9 321 MW. La consommation estivale normale se situe généralement entre 8 000 et 8 500 MW. Parmi les facteurs à l'origine des avertissements, on note la chaleur intense et la forte demande à ce temps de l'année.

6.5 Exportations et importations d'électricité

Au Canada, les besoins en électricité ont tendance à être plus grands en hiver, ce qui fait que les importations d'électricité en provenance des États-Unis surviennent surtout durant Transferts internationaux et interprovinciaux d'électricité (en GWh)cette saison, lorsque les besoins de chauffage sont plus marqués.

Les exportations ont augmenté de 23 %, passant de 40,8 TWh en 2006 à 50,1 TWh en 2007. En outre, elles ont excédé de 37 % la moyenne des cinq dernières années qui s'établissait à 36,5 TWh. En ce qui a trait aux importations, elles ont diminué, de 23,4 TWh en 2006 à 19,6 TWh en 2007. Elles ont alors été environ 6 % inférieures à la moyenne des cinq dernières années de 20,8 TWh. Les recettes tirées des exportations canadiennes d'électricité en 2007 ont atteint environ 3,1 milliards de dollars, comparativement à 2,4 milliards de dollars en 2006, ce qui représente une hausse de 28 %. Les recettes provenant des importations ont totalisé 1,0 milliard de dollars en 2007, une diminution de 9 % par rapport aux 1,2 milliard de dollars l'année précédente.

Les exportations nettes ont augmenté de 76 %, passant de 17,4 TWh en 2006 à 30,6 TWh en 2007. Les résultats pour l'année 2007 représentent presque le double de la moyenne des cinq dernières années, qui est de 15,7 TWh. La figure 6.2 illustre les transferts internationaux et interprovinciaux d'électricité.

igure 6.2

Transferts internationaux et interprovinciaux d'électricitéa) (en GWh)

Cette hausse globale des recettes d'exportations et d'importations peut être attribuée aux niveaux d'eau favorables dans les provinces productrices d'hydroélectricité, qui ont permis d'exporter de l'électricité en grande quantité et de profiter pleinement des tarifs élevés aux États-Unis. Ces conditions ont aussi contribué à une réduction des besoins d'importation d'électricité.

6.6 Perspectives

Les instances régionales entendent maintenir le cap sur la voie privilégiée au cours des dernières années pour planifier un approvisionnement adéquat et fiable d'électricité. Cela comprend la récolte du fruit de nombreuses initiatives liées à l'offre déjà entreprises, tout en profitant des mesures d'économie et d'efficacité existantes dans quelques provinces.

On s'attend à ce que les exportations et les importations continuent d'être une importante source de revenus et qu'elles jouent un rôle dans la fiabilité du réseau des provinces raccordées aux régions limitrophes aux États-Unis. Dans les provinces productrices d'hydroélectricité, les recettes tirées des exportations demeureront fortes. Les instances régionales devraient poursuivre les démarches entreprises dans le but de renforcer les interconnexions, qu'elles soient interprovinciales ou internationales.

Les tarifs d'électricité continueront d'être liés au prix du pétrole, aux variations des coûts d'exploitation et aux effets de l'ajout de nouvelles infrastructures. Les variations de prix à court terme sur les marchés de gros concurrentiels dépendront des conditions météorologiques et des resserrements ponctuels de l'offre. Pour ce qui est des conséquences directes sur les usagers (résidentiels, commerciaux et industriels), elles seront liées aux décisions des instances provinciales en matière de tarifs et au degré de déréglementation des prix. L'Alberta et l'Ontario sont les deux administrations où le processus d'instauration des prix dictés par le marché est le plus avancé.

7. Conclusion

La nature a fait don au Canada d'abondantes richesses naturelles énergétiques. Cette abondance suscite une grande fierté nationale et procure aux Canadiens un vaste choix en matière d'énergie. L'un des éléments du plan stratégique de l'Office national de l'énergie consiste à s'assurer que la population reçoit une information pertinente et opportune afin qu'elle puisse prendre des décisions éclairées en ce qui a trait à l'énergie. La présente revue des marchés énergétiques pour l'année précédente figure au nombre des mécanismes à la disposition de l'Office pour atteindre son objectif. En 2007, les marchés énergétiques au Canada ont continué de bien fonctionner et l'offre d'énergie a été suffisante pour satisfaire les besoins de la population canadienne.

L'énergie est indispensable dans la vie de tous les jours. En 2007, l'industrie énergétique a représenté 5,6 % du PIB du Canada et près de 20 % (90 milliards de dollars) de la valeur totale des exportations canadiennes. Les exportations nettes ont augmenté de près de 8 % en 2007 pour atteindre 50,8 milliards de dollars, entraînées par la hausse de la valeur des exportations de pétrole et d'électricité. À elle seule, l'industrie de l'énergie compte pour environ 35 % (68,9 milliards de dollars) des investissements totaux du secteur privé. Cet influx contribue à la prospérité économique de l'ensemble du pays et aide à maintenir le haut niveau de vie dont nous profitons.

L'année 2007 a été marquée par des hausses et des fluctuations des prix de l'énergie et la population canadienne n'a pas été épargnée par ce phénomène. Bien que le Canada soit un exportateur net de pétrole brut, de gaz naturel et d'électricité, le coût élevé de l'énergie peut quand même constituer un fardeau pour les consommateurs et l'industrie. La montée rapide de la valeur du dollar canadien par rapport à la devise américaine a permis d'atténuer une partie du choc pour les consommateurs canadiens. Malgré les coûts plus élevés de l'énergie, la demande intérieure a progressé de 2,8 %, résultat d'une forte croissance démographique et économique, en particulier durant la première moitié de 2007.

Les investissements grandissants dans les ressources naturelles canadiennes, en particulier les sables bitumineux, ont fait en sorte que le Canada joue un rôle de premier plan sur le marché mondial de l'énergie. La ressource que constituent les sables bitumineux a attiré d'énormes capitaux de sociétés multinationales désireuses d'investir dans un pays offrant un climat politique stable et un environnement économique rassurant. Le Canada est l'un des rares pays dans le monde où le potentiel énergétique est tel qu'il est en mesure d'augmenter sa production, en particulier de pétrole. L'accroissement de l'exploitation des sables bitumineux et des investissements dans ce secteur a contribué à la forte croissance économique de l'Alberta et des recettes provinciales et fédérales qui en découlent, en plus de procurer des retombées dans les autres provinces.

L'Office national de l'énergie a pour vision de participer en partenaire actif, efficace et averti au développement responsable du secteur énergétique du Canada au profit de la population canadienne. Les Canadiens devront relever de nouveaux défis à mesure qu'ils apprendront à gérer leurs ressources énergétiques d'une manière plus responsable. Il reste encore beaucoup de travail à accomplir. Cependant, les Canadiens possèdent les ressources et le savoir-faire pour apporter les changements qui procureront à notre société un avenir durable.

Glossaire

Bitume ou bitume brut Mélange très visqueux constitué principalement d'hydrocarbures plus lourds que les pentanes. À l'état naturel, le bitume n'est pas habituellement récupérable dans un puits à une échelle commerciale parce que trop visqueux pour s'écouler.
Carrefour Lieu où un grand nombre d'acheteurs et de vendeurs négocient un produit de base et où celui-ci est physiquement reçu ou livré.
Diluant Hydrocarbures légers, habituellement des pentanes plus, mélangés au pétrole brut lourd ou au bitume pour faciliter son transport par pipeline.
Gaz classique Gaz naturel provenant de toutes les sources d'approvisionnement, exception faite du MH.
Gaz commercialisable Gaz naturel qui a subi un traitement destiné à en extraire les impuretés et les liquides. Ce gaz répond aux normes de l'utilisation finale.
Gaz dans les canalisations Quantité réelle de gaz dans un pipeline ou un réseau de distribution.
Liquides de gaz naturel Hydrocarbures extraits du gaz naturel sous forme liquide. Ceux-ci incluent notamment l'éthane, le propane, les butanes et les pentanes plus.
Méthane de houille Forme de gaz naturel extrait des gisements houillers. Souvent désigné MH, le méthane de houille se distingue du gisement de grès typique ou d'un autre gaz classique du fait qu'il est emmagasiné dans le charbon sous l'action d'un processus appelé adsorption.
Pentanes plus Mélange composé essentiellement de pentanes et de certains hydrocarbures plus lourds, issu du traitement du gaz naturel, des condensats ou du pétrole brut.
Pétrole brut classique Pétrole brut qui, à un moment ou à un autre, est techniquement et économiquement récupérable dans un puits avec des moyens de production courants, sans qu'il soit nécessaire de modifier sa viscosité naturelle.
Productibilité Quantité de gaz naturel qui peut être extraite d'un puits, d'un gisement, d'un réservoir de stockage ou d'un système de production au cours d'une période donnée.
Récupération in situ Processus de récupération du bitume brut des sables bitumineux par un moyen autre que l'extraction à ciel ouvert.
Réserves établies Somme des réserves prouvées et de la moitié des réserves probables.
Réserves établies initiales Réserves établies avant déduction de toute production.
Réserves prouvées Réserves récupérables au moyen de techniques courantes, en fonction des conditions économiques actuelles et prévues, dont l'existence a été prouvée de façon précise par des forages, des essais ou de la production.
Réserves restantes Différence entre les réserves initiales et la production cumulative
Sables bitumineux Gisements de sable ou d'autres roches renfermant du bitume. Chaque particule de sable bitumineux est recouverte d'une couche d'eau et d'une fine pellicule de bitume.

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Date de modification :
2014-03-25