(In)accessibilité du pétrole et du gaz canadiens aux marchés

Mathieu Frigon et Mohamed Zakzouk
Bibliothèque du Parlement

Pour que leur exploitation soit rentable, les ressources énergétiques doivent être transportées de manière économique dans des conditions de marché favorables. De récents changements dans la dynamique commerciale des secteurs pétrolier et gazier du Canada ont révélé les relations primordiales qu’entretiennent l’infrastructure de transport de ces ressources et leur accès au marché.

PÉTROLE : La hausse de la production dans l’Ouest rend nécessaire l’accès aux marchés mondiaux

Une partie considérable des réserves de pétrole du Canada se trouve sur le continent, l’Alberta et la Saskatchewan étant responsables de 77,4 % et de 13,7 % respectivement de la production totale selon l’unité de mesure du volume (données de 2014). Comme l’illustre la carte 1, la plus grande partie du réseau de pipelines du Canada relie les producteurs canadiens aux consommateurs et aux raffineries situées aux États-Unis. Un nombre moins important de pipelines se rendent jusqu’à la côte canadienne, où le pétrole peut être directement transporté à l’étranger.Canada_Energy_Feb292016_FRE_VF-01Sources : Figure produite par la Bibliothèque du Parlement, Ottawa, 2016. La figure a été créée à l’aide des données de Statistique Canada, « Tableau 16-26 », « Tableau 16-27 » et « Tableau 16-28 », Le transport maritime au Canada, 2011; Industrie Canada, Données sur le commerce en direct [base de données]; Ressources naturelles Canada, CanVec, Canada; Ressources naturelles Canada, Cahier d’information : Les marchés de L’énergie 2015-2016; et Ressources naturelles Canada, Infrastructure de pipelines, 2006. Données sur les pipelines mises à jour avec les renseignements des sites suivants : CEPA, Natural Gas and Liquids Pipelines; Alliance, Interactive Map; ATCO, ATCO in the Heartland; Enbridge, Operations; Inter Pipeline, Asset Map; KinderMorgan, Products Pipelines and Facilities; Pembina, Asset Map; Plains Midstream, Asset Map; Spectra, Maritimes and Northeast, Dawn to Parkway, Spectra Express, et Platte Pipeline; TransNorthern, Asset Map; et TransCanada, Asset Map. Projets de pipeline identifiés à l’aide de cartes des sites suivants : Enbridge, Line 9 Reversal; TransCanada, Coastal GasLink, Energy East Pipeline Project, Keystone XL, et Prince Rupert Gas Transmission; Chevron, Pacific Trail; Pacific Northern Gas, PNG Looping Project; Spectra et BG Group, Westcoast Connector Gas Transmission; Northern Gateway, Route Map; et TransMountain, Expansion Project Route. Le logiciel suivant a été utilisé : Esri, ArcGIS, version 10.3.1. Certains renseignements sont protégés par licence de Licence du gouvernement ouvert – Canada.

 

En ce qui concerne le commerce continental, le réseau de pipelines du Canada, comparativement au transport par train, représente un moyen de transport du pétrole relativement abordable et sécuritaire comportant des risques directs plutôt faibles pour l’environnement. Selon le Service de recherche du Congrès des États-Unis, le transport du pétrole par pipeline coûte de 5 à 10 dollars américains par baril de moins que le transport par train.

Toutefois, en raison du nombre peu élevé de connexions par pipeline avec la côte, l’accès aux marchés à l’étranger est limité. Une fois qu’il est rendu dans un terminal maritime, le pétrole peut être transporté facilement et à prix raisonnable par pétrolier vers plusieurs destinations à l’étranger.

En outre, le pétrole vendu à partir des ports se vend à un prix différent, puisque le réseau de pipelines du Canada approvisionne en général des marchés « enclavés » dont la dynamique diffère du marché international accessible par transport maritime. En 2014, 97 % des exportations de pétrole du Canada étaient acheminées aux États-Unis principalement par pipeline.

Au cours des 10 dernières années, la production de pétrole en Alberta a crû de plus de 80 %, alors qu’est demeuré inchangé, de manière générale, l’accès aux terminaux côtiers du Canada par pipeline. Une telle explosion de l’offre continentale, jumelée à un accès insuffisant aux côtes par pipeline, peut avoir contribué à la vente de pétrole à un prix considérablement plus bas à Edmonton comparé à celui de villes portuaires comme Montréal (voir Figure 1).

Figure 1 – Cours du pétrole léger non corrosif à Edmonton comparé à celui de Montréal, 2012-2015

Figure1_FrSource : http://www.rncan.gc.ca/energie/prix-carburant/brut/4928

 

Compte tenu de cet écart de prix, il n’est pas surprenant que les projets de pipeline comme le Keystone XL, le Northern Gateway Project, le projet d’expansion de Trans Mountain et le projet Oléoduc Énergie Est visent tous à établir une connexion entre les producteurs de pétrole de l’Alberta et les marchés internationaux par un accès à la côte (voir carte 1).

GAZ NATUREL : L’augmentation de la production aux États-Unis mène à des débouchés d’exportation à l’étranger

La plupart de la production marchande de gaz naturel au Canada provient de l’Ouest; l’Alberta et la Colombie-Britannique sont respectivement responsables de 71 % et 24 % de la production nationale totale (données de 2014). En raison du manque d’infrastructure permettant l’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) par bateau-citerne, l’entièreté des exportations de gaz naturel du Canada est acheminée par pipeline vers les États-Unis.

Au cours des dernières années, la production combinée de l’Alberta et de la Colombie-Britannique a reculé d’environ 17 %, alors que la production en Pennsylvanie a décuplé, principalement en raison de l’exploitation du gaz de schiste (voir Figure 2). Ces changements ont eu des répercussions sur la dynamique commerciale bilatérale compte tenu de la proximité des fournisseurs de la Pennsylvanie par rapport aux marchés de l’Est du Canada. Les aspects économiques du transport du gaz naturel de l’Ouest du Canada jusqu’à l’Est du Canada et au Nord-Est des États-Unis ne sont plus aussi alléchants. D’un point de vue économique, il est maintenant moins avantageux de transporter le gaz naturel de l’Ouest du Canada jusqu’à l’Est du Canada et au Nord-Est des États-Unis.

Figure 2 – Production de gaz naturel en Alberta, en Colombie-Britannique et en Pennsylvanie (les données sur la production de gaz naturel en Pennsylvanie ne reflètent que l’exploitation de puits de gaz de schiste)

Figure2_Fr

Source : Statistique Canada, tableau 131-0001, Approvisionnements et utilisations du gaz naturel; Energy Information Administration.

 

En effet, entre 2010 et 2014, l’exportation de gaz naturel extrait dans l’Ouest canadien et transporté vers le Nord-Est des États-Unis par l’Est du Canada a reculé de 38 %. En outre, selon l’Office national de l’énergie, « [c]ertains des anciens points d’exportation servent maintenant à importer et exporter du gaz naturel ». L’Office ajoute que, dans un proche avenir, un plus grand nombre de points d’exportation devraient servir à importer du gaz des États-Unis de façon occasionnelle ou permanente.

Contrairement au pétrole, le cours du gaz naturel aux points de vente côtiers varie énormément, la moyenne atteignant 16,33 dollars américains par million de BTU (MMBTU) au Japon, 8,22 dollars américains par MMBTU au Royaume-Uni et 4,35 dollars américains par MMBTU en Louisiane (données de 2014). Ces variations découlent du coût élevé du transport maritime du gaz naturel : celui-ci doit être purifié et liquéfié avant de pouvoir être transporté par bateau-citerne. Le pays importateur doit posséder l’infrastructure nécessaire pour gazéifier le GNL et ensuite le distribuer aux différents utilisateurs.

Malgré des conditions de marché favorables en Asie (notamment au Japon), l’exportation de gaz naturel canadien est limitée en raison des lacunes dans l’infrastructure de transformation et d’expédition du GNL dans les terminaux maritimes de l’Ouest. La Colombie-Britannique a élaboré une stratégie sur le GNL afin d’inaugurer d’ici 2020 trois installations pouvant traiter le GNL. En outre, comme le montre la carte 1, certains projets de pipeline permettraient au gaz de l’Alberta d’atteindre la côte de la Colombie‑Britannique, notamment le Coastal GasLink Pipeline Project, le Pacific Trail Pipeline, le Pacific Northern Gas Looping Project, le Prince Rupert Gas Transmission Project, et le Westcoast Connector Gas Transmission.

Ressources connexes

Frigon, Mathieu et Francis Perreault. Aspects économiques des projets d’oléoduc en Amérique du Nord : la course à la mer, Bibliothèque du Parlement, Étude générale, Service d’information et de recherche parlementaires, 23 avril 2012.

La Chambre de commerce du Canada. Canadian Oil and Gas: The U.S. needs less, Asia needs more.(en Anglais seulement)

PwC Canada. Enjeux liés à l’exportation du pétrole et du gaz. Consulté en ligne le 3 mars 2016.