Réseau de gazoducs

Aperçu

Le réseau de gazoducs du Canada est constitué de quatre grands types de conduites, chacun jouant un rôle essentiel dans la livraison d’énergie aux Canadiens et aux marchés d’exportation.

  • Canalisations de collecte : Servent à acheminer le gaz du puits de production jusqu’aux installations de traitement, où les impuretés comme le soufre, l’eau et le dioxyde de carbone en sont éliminées. On les trouve principalement dans les régions productrices de l’Ouest canadien. Ce sont habituellement les organismes provinciaux qui les réglementent.
  • Canalisations d’amenée : Permettent l’acheminement du gaz depuis les installations de traitement jusqu’aux pipelines de transport, surtout présentes elles aussi dans les régions productrices de l’Ouest canadien. Ce sont habituellement les organismes provinciaux qui les réglementent.
  • Pipelines de transport : Constituent l’épine dorsale du réseau permettant d’acheminer le gaz vers les marchés, souvent au-delà des frontières provinciales ou internationales. C’est habituellement la Régie qui les réglemente.
  • Canalisations de distribution : Se rendent jusqu’aux résidences, aux entreprises et à diverses industries. Ce sont habituellement les organismes provinciaux qui les réglementent.

Figure 14 – Aperçu du réseau de gazoducs

Aperçu du réseau de gazoducs
Source et Description

Source : Régie

Description : Ce diagramme présente le réseau de gazoducs dans ses grandes lignes à partir du point de production du gaz naturel. On suit ce dernier alors qu’il est transformé et acheminé, par canalisation d’amenée et pipeline de transport, jusqu’aux points de consommation, de stockage ou d’utilisation dans le cadre de procédés industriels.

Dès qu’une conduite franchit une frontière provinciale ou internationale, elle est assujettie à la réglementation de la Régie et le présent rapport s’intéresse principalement aux pipelines de transport, car d’habitude ce sont ceux-là qui franchissent les frontières en question. Habituellement, lorsqu’une canalisation est confinée à une seule province, elle relève de la compétence de l’organisme de réglementation de celle-ci, à moins qu’elle ne soit considérée comme une entreprise fédéraleNote de bas de page 38.

La Régie réglemente environ 68 000 kilomètres de pipeline opérationnels opérationnels, dont 48 338 de gazoducs opérationnels. La carte qui suit montre les principaux gazoducs du ressort de la Régie.

Figure 15 – Principaux gazoducs réglementés par la Régie

Principaux gazoducs réglementés par la Régie sur la carte
Source et Description

Source : Régie

Description : Cette carte montre les principaux gazoducs du ressort de la Régie.

Marchés gaziers

Approvisionnement et utilisation au Canada

Des vannes de gazoduc jaunes sur un horizon flou.

En 2019, le Canada était le sixième plus grand producteur de gaz naturel au monde, avec 4,3 % de la production totaleNote de bas de page 39. La production quotidienne moyenne s’est établie à 15,6 milliards de pieds cubes, soit 442 millions de mètres cubes, en 2019 et 2020, une baisse de 2,9 % par rapport à 2018 mais néanmoins environs 5,0 % de plus que la moyenne de 2015. La récente baisse est attribuable à un recul du gaz naturel classique, de réservoirs étanches ou non, découlant probablement en partie des faibles prix du gaz dans l’Ouest canadien, qu’on peut constater à la figure 18 et qui est traitée dans l’analyse correspondante. La pandémie de COVID-19 n’a pas été à l’origine d’une baisse substantielle de la production gazière au Canada.

La production à partir de réservoirs étanches a considérablement augmenté au cours des cinq dernières années et a représenté plus ou moins 66 % de tout le gaz produit au Canada en 2020. Cette augmentation est en grande partie attribuable au forage horizontal et à la fracturation hydraulique, largement utilisés dans la formation de Montney, en Alberta et en Colombie-Britannique. La production de gaz dissous s’est aussi intensifiée dans l’Ouest canadien alors que les formations géologiques de faible perméabilité ont de plus en plus pris la vedette. Par contre, la production d’autres formations dans cette même région, de gaz naturel classique ne provenant pas de réservoirs étanches et de méthane de houille pour être plus précis, a diminué depuis cinq ans. La quasi-totalité de la production de gaz naturel au pays provient du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien.

Figure 16 – Production totale du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
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Source et Description

Source : Régie, Avenir énergétique du Canada en 2020

Description : Le graphique montre la production de gaz naturel selon le type, de 2015 à 2020. Au début de cette période, la production quotidienne totale se chiffrait à 15,0 milliards de pieds cubes ou 424,7 millions de mètres cubes, celle tirée de réservoirs étanches jouant déjà un rôle à 8,2 milliards de pieds cubes ou 232,2 millions de mètres cubes. À la toute fin de cette même période, cette production avait connu une légère hausse pour atteindre 15,7 milliards de pieds cubes ou 445,5 millions de mètres cubes, les réservoirs étanches présentant la contribution la plus élevée avec 10,4 milliards de pieds cubes ou 294,5 millions de mètres cubes.

La demande de gaz naturel au Canada augmente depuis cinq ans et a atteint en moyenne 10,7 milliards de pieds cubes ou 303,0 millions de mètres cubes en 2020Note de bas de page 40. En raison des fortes variations de température entre les mois d’été et d’hiver, cette demande fluctue grandement sur l’année. Dans les secteurs résidentiel et commercial, la demande sextuple ou presque entre août et février. Le secteur industriel est le plus grand consommateur de gaz au Canada, que ce soit par exemple pour la production d’électricité ou l’extraction d’hydrocarbures dans la région des sables bitumineux. Le Canada exporte habituellement plus de 40 % du gaz naturel commercialisable qu’il produitNote de bas de page 41. Ce fut le cas en 2020 alors que 43 % du gaz produit a été exporté, surtout aux États-Unis.

Marchés mondiaux et nord-américains du gaz naturel

Le marché canadien du gaz naturel est étroitement intégré à celui des États-Unis grâce à un vaste réseau de transportNote de bas de page 42 et le Mexique étant de plus en plus relié à ce pays par la voie de pipelines de transport, le Canada a un bon accès à l’ensemble du marché gazier nord-américain.

Le Canada est un exportateur net de gaz naturel et presque toutes ces exportations sont destinées aux États-Unis. Le Midwest américain, qui compte plusieurs centrales au gaz, en est la principale destination à partir de l’Ouest canadien, des gazoducs raccordés entre eux sillonnant les deux régions. Le Canada exporte également du gaz vers les Rocheuses américaines et les États du Nord-Ouest sur la côte du Pacifique ainsi que, dans une moindre mesure, la région du Nord-Est.

De 2015 à 2020, les exportations nettes vers les États-Unis ont régressé de 15 %. Au-delà l’incidence de la pandémie sur les exportations et les importations, cette diminution est en grande partie attribuable à la croissance des importations en Ontario, au Québec et dans les Maritimes. La production accrue de gaz de schiste dans le Nord-Est des États-Unis a éliminé le besoin d’une une partie du gaz provenant précédemment de l’Ouest canadien. Les importations en provenance des États-Unis, presque entièrement de l’Est du pays, ont augmenté de 33 % de 2015 à 2019.

Les exportations quotidiennes vers les États-Unis ont pour leur part augmenté de moins de 1 % de 2015 à 2019, malgré un sommet de 8,2 milliards de pieds cubes ou 232,2 millions de mètres cubes en 2017. Depuis, elles ont reculé à 7,4 milliards de pieds cubes ou 209,5 millions de mètres cubes en 2019 puis à 6,8 milliards de pieds cubes ou 192,5 millions de mètres cubes en 2020. Ce recul s’explique en grande partie par la baisse des exportations vers le Midwest américain, à 3,5 milliards de pieds cubes ou 99,1 millions de mètres cubes en 2019 après avoir elles aussi atteint un sommet en 2017, à 4,5 milliards de pieds cubes ou 127,4 millions de mètres cubes. La demande de gaz canadien a diminué dans cette région à la suite de la construction de nouveaux pipelines de transport aux États-Unis pour soutenir la croissance de la production américaine au cours de la même périodeNote de bas de page 43. Après mars 2020, la réduction des exportations vers le Midwest a été en partie attribuable aux bas niveaux d’entreposage en Alberta en avril ainsi qu’aux différentiels de prix très minces, ce qui a incité producteurs et autres utilisateurs des pipelines au pays à privilégier les installations de stockage canadiennes au détriment des États-Unis.

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Source et Description

Source : Régie, Statistiques pour le produit de base

Description : Ce graphique illustre les exportations canadiennes de gaz naturel selon la destination aux États-Unis, de 2015 à 2020, année au cours de laquelle le Canada a exporté 6,8 milliards de pieds cubes ou 193,8 millions de mètres cubes par jour, dont 2,8 milliards de pieds cubes ou 79,7 millions de mètres cubes qui sont passés à la frontière internationale à hauteur du Midwest américain, 3,1 milliards de pieds cubes ou 87,7 millions de mètres cubes sur le flanc de l’Ouest et 0,9 milliard de pieds cubes ou 26,3 millions de mètres cubes du côté de l’Est des États-Unis.

Les exportations à destination du Midwest américain franchissent la frontière en Alberta, en Saskatchewan, au Manitoba et en Ontario pour se rendre dans le Montana, le Dakota du Nord, le Minnesota et le Michigan.

Les exportations vers l’Ouest traversent la frontière en Colombie-Britannique pour se rendre dans l’État de Washington et l’Idaho.

Les exportations qui aboutissent dans l’Est des États-Unis proviennent de l’Ontario, du Québec et du Nouveau-Brunswick et terminent leur parcours dans l’État de New York, le Vermont et le Maine.

Un méthanier navigue sur des eaux calmes au crépuscule.

La concurrence des dernières années aux États-Unis a incité de nombreux producteurs canadiens à chercher de nouveau marchés, outre-mer, en particulier dans le contexte de projets d’exportation de gaz naturel liquéfié, nombreux à avoir été envisagés à partir de la côte Ouest ou du Canada atlantique au cours de la dernière décennie et pour lesquels la Régie, sinon l’Office, a accordé des licences d’exportation. Toutefois, jusqu’en 2021, un seul de ces projets est en construction, soit celui de LNG Canada, alors que d’autres en sont toujours à diverses étapes de développement. Plusieurs ont été suspendus ou annulés ces dernières années, en partie en raison des conditions défavorables du marché comme les bas prix mondiaux et les coûts d’investissement élevés. La plupart de tels projets au Canada nécessitent la construction d’un long pipeline pour l’approvisionnement en gaz, ce qui ajoute d’autant aux coûts.

Même si des exportations outre-mer à grande échelle de gaz naturel liquéfié à partir du Canada ne sont pas pour demain, des usines de petite taille au pays en exportent déjà de faibles volumes, aux États-Unis par camion et en Chine par méthanierNote de bas de page 44. En 2020, les volumes totaux de gaz liquéfié exportés (mesurés en équivalent gaz naturel) se sont établis à 11,0 millions de mètres cubes comparativement à 21,8 millions en 2019. Cette chute est le résultat d’une réduction des exportations vers la Chine et les États-Unis.

Incidences de la COVID-19 sur les marchés gaziers

La pandémie de COVID-19 a eu des conséquences importantes sur les marchés du gaz naturel liquéfié à l’échelle mondiale. L’affaiblissement de la demande a entraîné une baisse des prix et des échanges commerciaux. Aux États-Unis les exportations ont diminué de plus de moitié (en anglais), passant d’une moyenne quotidienne record de 9,8 milliards de pieds cubes ou 260,5 millions de mètres cubes à la fin de mars 2020 à 3,1 milliards de pieds cubes ou 87,8 millions de mètres cubes en juillet 2020 (en anglais).

Le recul marqué de la production aux États-Unis (en anglais) a contribué à rééquilibrer le marché gazier nord-américain en 2020 et a plus que neutralisé la baisse de la demande de gaz naturel en Amérique du Nord ainsi que des exportations dans sa forme liquéfiée. En raison de la forte diminution de l’offre de gaz aux États-Unis tiré principalement de puits exploitant des gisements pétroliers (gaz associé), les prix en Amérique du Nord n’ont pas été aussi touchés que ceux du pétrole.

À la fin de 2020, une fois les prix et la demande de gaz naturel liquéfié sur la scène mondiale en grande partie rétablis, les exportations des États-Unis sont revenues à des niveaux pré-pandémiques et ont même établi un nouveau record de 9,84 milliards de pieds cubes ou 278,6 millions de mètres cubes en janvier 2021. Toutefois, la production américaine reste un peu à la traîne. En janvier 2021, elle était en moyenne de 92,4 milliards de pieds cubes ou 261,6 millions de mètres cubes par jour, soit 5 % sous le sommet atteint en décembre 2019.

La pandémie a entraîné des retards ou des perturbations dans la construction de deux projets de gaz naturel liquéfié au Canada, LNG Canada et Woodfibre.

Dynamique de marché

Les prix du gaz naturel sont établis en des lieux précis, des carrefours, qui se situent habituellement à proximité d’installations de stockage, sinon à des points de transfert d’un gazoduc à un autre. Ceux du gaz canadien correspondent généralement à la différence entre le prix à un carrefour au Canada et celui de référence à l’échelle continentale établi au carrefour Henry, en Louisiane. La différence entre ces prix s’appelle l’écart de base. Ce différentiel entre carrefours dépend des coûts de transport, de la dynamique entre l’offre et la demande ainsi que de la conjoncture.

Le prix établi pour le gaz naturel au carrefour d’échanges gaziers sur le réseau de NOVA (NIT) est utilisé pour le gaz produit dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien. Le NIT est un carrefour d’échanges gaziers en Alberta qui constitue le point de transaction pour l’ensemble du réseau pipelinier de NOVA Gas Transmission Ltd. Il est relié à plusieurs marchés d’exportation par le biais de pipelines d’interconnexion et à de nombreuses installations de stockage en Alberta. Les autres points de référence couramment cités pour les prix du gaz naturel au Canada sont le carrefour de stockage et de transport à proximité de Dawn, en Ontario, ainsi que la station 2 du gazoduc BC d’Enbridge.

Les prix du gaz naturel en Amérique du Nord sont généralement plus faible à proximité des bassins d’approvisionnement et s’élèvent près des lieux de consommation compte tenu des frais de transport par pipeline des puits de production jusqu’aux utilisateurs finals. La figure 18 illustre bien ce phénomène en comparant les prix en Alberta ou en Colombie-Britannique, respectivement NIT ou établis à la Station 2, qui se négocient habituellement en deçà de ceux pratiqués au carrefour Henry, à ceux qui prévalent à Dawn, dans une région consommatrice, lesquels ont tendance à se rapprocher beaucoup plus de ces derniers.

Figure 18 – Prix du gaz naturel aux principaux carrefours nord-américains
Source et Description

Source : SP&P Global Platts

Description : Cette figure illustre les prix du gaz naturel aux principaux carrefours canadiens et américains. En Amérique du Nord, ils sont généralement moins élevés à proximité des bassins d’approvisionnement (NIT et Station 2) et s’élèvent près des lieux de consommation (Dawn et carrefour Henry). Les prix NIT, en Alberta, comme ceux à la Station 2, en Colombie-Britannique, se négocient habituellement en deçà de ceux pratiqués au carrefour Henry, tandis que ceux qui prévalent à Dawn, dans une région consommatrice, ont tendance à se rapprocher beaucoup plus de ces derniers.

Le différentiel entre les prix NIT ou à la Station 2 et ceux au carrefour Henry, entre 2017 et la fin de 2019, a été relativement important et a beaucoup fluctué en raison de contraintes liées à la capacité pipelinière ainsi que d’un accès restreint au stockage saisonnier dans l’Ouest canadien qui ont été à l’origine d’une offre excédentaire sur les marchés locaux. Par conséquent, les prix du disponible sur ces marchés ont été extrêmement bas, en particulier durant les mois d’été, même négatifs certains jours en 2017 et 2018. Comme les contraintes pipelinières se trouvaient en aval de la zone de production et que l’accès aux installations de stockage était limité, les producteurs ont été forcés de cesser la production et même de payer les expéditeurs pour prendre leur gaz naturel. Pendant cette période, les prix au carrefour Henry ont été beaucoup plus élevés et relativement stables, ce qui témoigne du fait que les contraintes étaient localisées dans l’Ouest canadien. Vers la fin de 2019, les échanges entre les marchés ont repris et les prix dans l’Ouest canadien ont suivi de beaucoup plus près ceux au carrefour Henry, le tout en raison de l’ajout de capacité sur le réseau de NGTL.

Les prix du gaz naturel aux carrefours Henry et Dawn régresse depuis la fin de 2018. Ils ont continué de reculer au premier semestre de 2020 pour atteindre leurs niveaux les plus bas depuis des décennies. La douceur de l’hiver 2020 dans les grandes régions consommatrices de gaz et une demande réduite attribuable de la pandémie expliquent en partie cette baisse. En février 2021, les prix se sont raffermis sous l’effet de conditions météorologiques extrêmes aux États-Unis qui ont entraîné des déséquilibres entre l’offre et la demande. En particulier, il y a eu des interruptions temporaires de la production de gaz naturel en raison du temps froid, dans un contexte de forte demande pour répondre à des besoins de chauffage et d’électricité.

Pour leur part, les prix du gaz naturel dans l’Ouest canadien ont commencé à beaucoup augmenter à l’automne 2019, avant l’arrivée de la COVID-19, puis sont demeurés élevés tout au long de 2020 et 2021 comparativement aux années précédentes.

Capacité pipelinière et utilisation

Par exemple, moins de cargaisons de gaz naturel liquéfié sont importées d’outre-mer jusqu’au terminal méthanier Canaport, ce qui a entraîné une utilisation moindre du gazoduc Brunswick. Encore au Nouveau-Brunswick, le point d’exportation de St. Stephen, qui avait été construit en mode bidirectionnel, sert aujourd’hui presque exclusivement à l’importation de gaz, après en avoir surtout permis l’exportation jusqu’en 2015.

La transformation des marchés gaziers a eu une incidence sur les débits pipeliniers ces dernières années. Certains tronçons ont été utilisés à capacité et auraient pu l’être encore davantage alors que d’autres étaient sous-utilisés lors de saisons données ou toute l’année. C’est ainsi que le service offert par les sociétés pipelinières a évolué.

Services de transport uniques

La Régie, notamment pour tenir compte de l’évolution des marchés énergétiques, encourage les sociétés à faire preuve d’innovation dans les services qu’elles proposent, comme en témoignent certaines approbations récentes de sa part liées au transport par pipeline.

Vers 2008, l’utilisation du réseau de TransCanada avait diminué aux points de rencontre des canalisations des Prairies et du Nord de l’Ontario. Les volumes de gaz acheminés à partir du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien pour livraison en Ontario, au Québec et aux États-Unis étaient moindres en raison d’une croissance de la production non classique, en Pennsylvanie et en Ohio, qui a fait en sorte que les clients se sont tournés de ce côté par souci de rentabilité. En réponse à cette situation, TransCanada PipeLines Limited a entre autres conçu des services de transport à prix fixe longue durée pour divers parcours le long de son réseau au Canada, vers l’Ontario et Herbert, en Saskatchewan.

Un travailleur portant un masque à gaz inspecte un pipeline près d’un camion.

Dans le contexte des services approuvés par l’Office jusqu’à Dawn en octobre 2017, 23 expéditeurs se sont engagés à faire transporter l’équivalent de 1,5 pétajoule de gaz naturel par jour d’Empress, en Alberta, jusqu’à à Dawn pendant une période de dix ans au prix fixe de 0,77 $/gigajoule. Selon les modalités des services approuvés par l’Office jusqu’à Herbert en juillet 2017, un expéditeur s’était auparavant engagé à faire transporter l’équivalent de 58 térajoules de gaz par jour du point de réception Empress jusqu’à celui de livraison Herbert pendant une période de dix ans au prix fixe de 0,12 $/gigajoule. Finalement, selon les modalités des services approuvés par l’Office jusqu’à North Bay Junction en mai 2019, 17 expéditeurs se sont engagés à faire transporter l’équivalent de 0,67 pétajoule de gaz d’Empress à North Bay Junction pendant des périodes allant de 10 à 20,5 ans au prix fixe de 0,93 $/gigajoule.

En 2015, l’Office a approuvé de nouveaux services et droits pour le pipeline Alliance. Des droits de transport garanti à long terme ont alors été fixés et Alliance Pipeline Ltd. a la possibilité d’établir un prix plancher de soumission pour service saisonnier entre 100 % et 125 % des droits applicables sur cinq ans, un tel maximum s’appliquant également au service interruptible. Dès la mise en œuvre des nouveaux services en décembre 2015, la capacité intégrale du pipeline avait déjà été souscrite selon le nouveau cadre de tarification proposé.

L’Office a également approuvé le service hivernal garanti T-Sud sur le gazoduc BC d’Enbridge en 2016, visant à assurer le transport de gaz naturel de la Station 2 jusqu’à Huntingdon de novembre à mars. Une capacité pipelinière supplémentaire d’environ 0,16 milliard de pieds cubes ou 4,5 millions de mètres cubes par jours est disponible pendant ces mois, plus froids, ce qui permet d’acheminer davantage de gaz. Ce service aurait autrement été offert sous forme interruptible.

Modification du sens d’écoulement pour l’importation ou l’exportation en Ontario et dans les Maritimes

En raison de la production gazière sans cesse croissante aux États-Unis, certains points d’exportation sur le réseau de TransCanada en Ontario ont été modifiés pour permettre l’importation. C’est ainsi qu’on importe du gaz à Niagara depuis 2012 et à Chippawa depuis 2015. Le sens d’écoulement de ces deux points, qui servaient autrefois à l’exportation, a été inversé afin d’acheminer le gaz naturel en Ontario à partir des formations schisteuses de Marcellus et d’Utica, dans le bassin appalachien. En 2017, TransCanada PipeLines a aussi apporté des modifications à Iroquois, toujours en Ontario, pour permettre l’acheminement du gaz naturel dans les deux sens. Bien qu’Iroquois demeure principalement d’exportation, il sert parfois à l’importation depuis 2018.

Les Maritimes ont déjà été approvisionnées en gaz à partir de celui produit au large des côtes de la Nouvelle-Écosse et il est arrivé, en période de pointe, qu’elles en importent une certaine quantité des États-Unis ou même d’ailleurs dans le monde à partir du terminal méthanier Canaport, au Nouveau-Brunswick. La production extracôtière de gaz naturel a commencé à baisser en 2014 et a finalement cessé au milieu de 2018 (voir la section intitulée « Fin de la production gazière dans les Maritimes »). Depuis 2015, on importe de plus en plus de gaz des États-Unis en passant par le gazoduc bidirectionnel M&NP qui aboutit à St. Stephen, au Nouveau-BrunswickNote de bas de page 45, d’où les exportations sont maintenant plutôt rares. Par ailleurs, moins de cargaisons de gaz naturel liquéfié sont importées d’outre-mer jusqu’au terminal méthanier Canaport, ce qui a entraîné une utilisation moindre du gazoduc Brunswick.

Débit des pipelines à la sortir du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien

La figure 19 montre les volumes de gaz qui quittent le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien par pipeline pour être acheminés vers les marchés intérieurs ou d’exportation et la capacité pipelinière globaleNote de bas de page 46. Les débits à certains points névralgiques le long des pipelines du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien ne pourraient être plus élevés alors qu’il y a de la marge à d’autres endroits juste à l’extérieur de cette région. L’élimination des goulots d’étranglement dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien permettrait d’exporter davantage de gaz. Par exemple, NOVA Gas Transmission Ltd. augmente actuellement la capacité de son réseauNote de bas de page 47 pour tenir compte de la croissance de la production dans la zone Peace River. À partir du poste d’entrée Est, le gaz peut être acheminé jusqu’aux réseaux de TransCanada et de Foothills en Saskatchewan, qui disposent tous deux d’une capacité inutilisée substantielle.

Quelques-uns des projets envisagés ou construits dans la région de Peace River sont décrits à la section Projets de pipeline et d’agrandissement, qui comprend des liens vers divers documents déposés en rapport avec ceux-ci comme les demandes et les éléments de preuve à l’appui, les recommandations de la Régie, les approbations finales et les certificats afférents.

Figure 19 – Débit et capacité des pipelines à la sortie du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien
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Source et Description

Source : Gouvernement ouvert, Données sur le débit et la capacité communiquées à la Régie par les sociétés réglementées

Description : Ce graphique illustre les volumes de gaz naturel à la sortie des zones de production du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (Colombie-Britannique, Alberta et Saskatchewan) de janvier 2015 à mars 2021, selon une moyenne mensuelle. Les débits des pipelines sont indiqués dans le graphique à aires empilées pour les points suivants : le point frontalier du pipeline Alliance, les postes d’entrée Ouest et Est du réseau de NGTL, ainsi que le point d’exportation Huntingdon et la zone de livraison de la vallée du bas Fraser du gazoduc BC d’Enbridge. La capacité globale de ces points est également indiquée.

Fin de la production gazière dans les Maritimes

Au large de la Nouvelle-Écosse, la production de gaz naturel s’est arrêtée en 2018, après presque 20 ans. Le tout avait commencé vers la fin de 1999 avec le projet énergétique extracôtier de l’île de Sable, auquel s’était ajouté le projet Deep Panuke d’Encana en 2013. Au début du projet de l’île de Sable, la plus grande partie de la production était exportée en Nouvelle-Angleterre par le gazoduc M&NP, mais du gaz était également acheminé dans les Maritimes, qui constituait alors un nouveau marché et qui, en période de pointe, l’hiver, devait aussi parfois en importer à partir de ce même gazoduc. Au-delà des importations des États-Unis, du gaz livré aux installations de Canaport LNG à Saint John, au Nouveau-Brunswick, était transporté par le gazoduc Brunswick d’Emera.

À mesure que la production de la Nouvelle-Écosse a diminué, les exportations de gaz à partir de St. Stephen, au Nouveau-Brunswick, ont reculé. L’excédent autrefois exporté à partir de là s’est épuisé. Comme le montre la figure 20, il a fallu importer plus de gaz au Nouveau-Brunswick sur le gazoduc M&NP pour desservir le marché des Maritimes. En 2021, ces provinces sont devenues importatrices à part entière en raison de l’absence de production intérieure. Par ailleurs, des cargaisons de gaz naturel liquéfié sont importées, surtout pour répondre à une demande plus élevée en hiver.

Figure 20 – Production extracôtière de gaz naturel et exportations-importations à St. Stephen, au Nouveau-Brunswick
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Source et Description

Source : Régie et Office Canada – Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers

Description : La figure montre la production extracôtière de gaz naturel en Nouvelle-Écosse et les exportations à partir de St. Stephen. En 2009, celles-ci étaient de 200 mille de pieds cubes ou 5,7 millions de mètres cubes par jour alors que la production extracôtière atteignait en moyenne 400 mille de pieds cubes ou 9,8 millions de mètres cubes. Vers 2013-2014, après l’entrée en production de Deep Panuke, production et exportations ont augmenté, atteignant respectivement presque 500 mille de pieds cubes ou 13,4 millions de mètres cubes par jour et 300 mille de pieds cubes, soit 8,5 millions de mètres cubes. Au bout d’à peine quelques mois, la production extracôtière a de nouveau faibli. Les diagrammes montrent que lorsque la production extracôtière a pris fin en 2018, les importations à St. Stephen ont considérablement augmenté. Cette tendance avait débuté dès que la production a commencé à diminuer, puis en 2017, presque tout le gaz était importé. En 2020, les importations à St. Stephen ont atteint 200 mille de pieds cubes ou 5,7 millions de mètres cubes.

Utilisation de la capacité pipelinière

Information technique

Le gaz naturel circule dans des pipelines de transport à une pression variant entre 5 000 et 14 000 kilopascals. Les stations de compression assurent la circulation du gaz dans le réseau en réglant la pression de plus élevée à plus faible dans les gazoducs. Le diamètre des canalisations et la conception du réseau jouent également un rôle important dans l’optimisation de la pression, du débit et donc de la capacité.

Une capacité limitée à certains points névralgiques d’un réseau de gazoducs a souvent des effets qui s’étendent à toute une région et parfois au-delà dans un marché de nature continentale. Par exemple, les goulots d’étranglement en aval de points de réception importants des régions productrices peuvent limiter la quantité de gaz naturel supplémentaire qu’il est possible d’injecter dans les gazoducs ou de stocker. En même temps, toujours en aval d’un goulot d’étranglement, il est possible que les points de livraison ne reçoivent pas suffisamment de gaz, surtout en période de forte demande.

Utilisation de la capacité aux points névralgiques

La figure 21 présente les points névralgiques sur les grands gazoducs du Canada dont le débit et la capacité sont déclarés à la Régie. Il s’agit parfois de points d’exportation le long de la frontière internationale (par exemple, Huntingdon et Monchy), autrement de points d’importation (Niagara et St. Stephen). Par ailleurs, certains points névralgiques se trouvent dans l’Ouest canadien, comme celui de réception en amont de la rivière James (dans la zone de production du nord-ouest de l’Alberta) et le poste d’entrée Ouest, tous deux sur le réseau de NGTL.

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Source et Description

Source : Régie, Profils pipeliniers

Description : Cette figure illustre le débit et la capacité moyens aux points névralgiques de gazoducs. Les colonnes bleues représentent la capacité alors que le débit est représenté par les colonnes orange. Les points d’exportation indiqués sont les suivants : Huntingdon (gazoduc BC d’Enbridge); Kingsgate et Monchy (réseau de Foothills); en amont de la rivière James et poste d’entrée Ouest (réseau de NGTL); Prairies et Iroquois (réseau de TransCanada); frontière internationale (pipeline Alliance). Les points d’importation indiqués sont les suivants : Niagara (réseau de TransCanada); St. Stephen (gazoduc M&NP).

Modification de la capacité

Les variations de pression dans un gazoduc peuvent avoir une incidence sur la capacité et le débit de celui-ci. La capacité d’un gazoduc dépend de nombreux facteurs, tels que le sens d’écoulement, la température ambiante, le degré de compression du pipeline, les travaux d’entretien et les restrictions de pression. Les sociétés peuvent aussi augmenter ou réduire la capacité en divers points et tronçons de leur réseau, selon l’évolution de l’offre et de la demande.

Les exploitants qui veulent accroître le volume de gaz pouvant être acheminéNote de bas de page 48 disposent de quelques options, comme l’ajout de doublements pipeliniers (le raccordement d’un pipeline supplémentaire parallèle à un autre déjà existant) et l’accroissement de la compression (l’augmentation de la pression de sorte que plus de gaz puisse circuler dans le même espace). À l’inverse, ils peuvent réduire la capacité aux endroits où le débit de gaz naturel est insuffisant ou des problèmes d’intégrité sont présents. Enfin, si un gazoduc ou un tronçon n’est plus rentable parce que le débit est devenu trop faible pour en justifier l’exploitation, la société peut déposer une demande visant la désaffectation ou la cessation d’exploitation de la canalisation touchée, même du tronçon dans son intégralité. Par exemple, après la fermeture définitive des gisements au large des provinces Maritimes, les pipelines sous-marins jusqu’à l’usine à gaz sur la terre ferme n’étaient plus requis et la Régie en a approuvé la cessation d’exploitation.

Projets de pipeline et d’agrandissement

Deux inspecteurs de la Régie examinent des rangées de conduites à installer.

La Régie a approuvé de nombreux projets de gazoducs au cours des cinq dernières années, pour la plupart déposés par NGTL, qui souhaitait accroître la capacité de son réseau dans des secteurs clés. Parmi ceux-ci se trouve la zone de projet Peace RiverNote de bas de page 49, où la production dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien est en croissance, ainsi que les secteurs où NGTL achemine du gaz à des pipelines à l’extérieur de son réseau. L’augmentation de la production en Colombie-Britannique a par ailleurs incité Westcoast Energy Inc. à proposer des améliorations au gazoduc BC d’Enbridge, qui achemine du gaz produit dans le nord-est de la province jusqu’au réseau de NGTL, mais aussi à destination de clients du sud de cette province et aux États-Unis en passant par le point d’exportation Huntingdon.

De 2015 à 2020, NGTL a présenté à la Régie près de 100 demandes visant des projets pipeliniers, dont des agrandissements.Note de bas de page 50 Par comparaison, les demandes déposées par d’autres grandes sociétés de gazoducs réglementées par la Régie sont relativement moins nombreuses : TransCanada 22; Westcoast 21; Alliance 2; Foothills 2; M&NP 0; Emera 0.

Réseau de NGTL – Zone de production du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien

Pour répondre à la croissance soutenue de la production de gisements gaziers non classiques et de réservoirs étanches dans le centre-ouest de l’Alberta ou le nord-est de la Colombie-Britannique, NGTL modernise son réseau. En en augmentant la capacité, la société sera en mesure d’acheminer davantage de produit vers des marchés en Alberta et à l’extérieur de cette province. Plusieurs projets sont entrés en service en 2020 ou devraient être construits en 2021 dans la zone de production Peace River du réseauNote de bas de page 51. Par exemple, NGTL a présenté plusieurs projets de doublement afin d’accroître la capacité le long des canalisations principales Grande Prairie et du Nord-Ouest. De plus, la modernisation de stations de compression dans cette zone a été proposée selon des échéances semblable, notamment des stations Clearwater et Nordegg. La capacité en amont du point de réception James River a augmenté de façon constante depuis 2011 à la suite d’agrandissements.

Réseau de NGTL – Postes d’entrée Est et Ouest

Les projets de NGTL visent aussi l’élargissement de la distribution de gaz aux points frontaliers de son réseau (appelés poste d’entrée Est et poste d’entrée Ouest). Ces projets sont énumérés ci-après.

  • Le projet de livraison parcours ouest (en anglais), achevé en 2020, visait la mise à niveau d’une partie de la section Rocky View de la canalisation principale de l’Ouest de l’Alberta, près de Calgary, ainsi que l’ajout de motocompresseurs aux stations Turner Valley et Burton Creek. Ce projet a permis d’accroître la quantité de gaz acheminé jusqu’au poste d’entrée Ouest en plus d’élargir la capacité d’exportation à la frontière entre l’Alberta et la Colombie-Britannique, la faisant passer de 2,576 milliards de pieds cubes ou 72.9 millions de mètres cubes par jour à 2,845 milliards de pieds cubes ou 80,5 millions de mètres cubes.
  • La construction en rapport avec le projet de livraison parcours ouest en 2023 (en anglais) devrait débuter cette année-là. Il vise lui aussi à accroître la quantité de gaz acheminée vers le poste d’entrée Ouest du réseau de NGTL au moyen de doublements des sections Turner Valley, Longview et Lundbreck de la canalisation principale de l’Ouest de l’Alberta, éventuellement reliée au réseau de Foothills, en Colombie-Britannique.
  • Le projet d’agrandissement du réseau de NGTL en 2021 (en anglais) prévoit le doublement de huit sections des canalisations principales Grande Prairie et Edson de même que la modernisation de trois stations de compression. Les travaux sont prévus durer tout au long de 2020 et 2021. Le projet vise à accroître les livraisons vers Calgary et ses environs ainsi que vers les marchés d’exportation par le poste d’entrée EstNote de bas de page 52. À partir de là, il est possible de répondre à la demande de gaz naturel de plusieurs régions, comme l’Ontario, le Québec et le Midwest américain en passant par le réseau de TransCanada.

Il arrive que les sociétés réduisent la capacité en réaction à l’évolution de la demande sur le marché. En 2013, NGTL a réduit la capacité au poste d’entrée Est en raison d’une hausse de la consommation de gaz en Alberta, en particulier dans la région des sables bitumineux, en plus d’une baisse des volumes visés par des contrats. On peut voir dans le profil pipelinier de NGTL que la capacité au poste d’entrée Est a diminué vers la fin de 2013, passant de 6,6 à environ 5 milliards de pieds cubes par jour, soit de 187 à 142 millions de mètres cubes.

Gazoduc BC d’Enbridge – Projets d’agrandissement T-Sud et T-Nord

La croissance gazière dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien provient en grande partie des zones productrices du nord-est de la Colombie-Britannique. Le gazoduc BC d’Enbridge achemine le gaz qu’il reçoit du réseau de collecte du nord de la Colombie-Britannique vers des marchés intraprovinciaux et d’exportation.

En 2019, l’Office avait approuvé des demandes relatives au programme d’agrandissement et d’amélioration de la fiabilité sur T-Sud, prévoyant l’accroissement de la capacité de compression pour un acheminement plus fiable en divers points sur le gazoduc BC d’Enbridge. Le programme englobe les demandes visant des stations de compression sur T-Sud en 2018 et la demande visant le projet d’agrandissement et d’amélioration de la fiabilité sur T-Sud. Les stations de compression qui seront ainsi modernisées sont nombreuses : CS-3 (MacLeod Lake), CS-4A (Summit Lake) et CS-5 (Kersley), pour ce qui est des demandes visant les stations de compression sur T-Sud en 2018; CS-4B (Hixon) et CS-6A (150 Mile House), quant à la demande visant le projet d’agrandissement et d’amélioration de la fiabilité sur T-Sud.

Le programme permettra ainsi d’augmenter la capacité de la station de comptage Huntingdon du gazoduc BC d’Enbridge, à la frontière canado-américaine. À partir de ce point, il est possible de transporter le gaz vers la région de Vancouver et la vallée du bas Fraser ou encore à destination des États américains du Nord-Ouest sur la côte du Pacifique en passant par un pipeline d’interconnexion. En 2020, Westcoast a mené à terme une partie du programme et l’a mis en service. En 2015, elle avait par ailleurs présenté une demande visant des améliorations aux stations de compression suivantes dans la zone T-Sud du gazoduc BC d’Enbridge, qui ont depuis été apportées : CS-6B (93 Mile House), CS-8A (Kingsvale) et CS-9 (Rosedale).

En outre, dans la zone T-Nord, Westcoast a récemment achevé plusieurs projets ou du moins obtenu l’approbation de la Régie pour les réaliser, lesquels permettront de prendre en charge la production croissante dans le nord-est de la Colombie-Britannique. La compression et la fiabilité accrues vise à acheminer davantage de gaz plus loin vers le sud sur le gazoduc BC d’Enbridge, maintenant transporté sur le réseau de NGTL. Les projets d’agrandissement Wyndwood, Jackfish Lake et High Pine ainsi que le programme Spruce Ridge comptent au nombre des réalisations de ces dernières années sur T-Nord.

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