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Développements notables dans la bouillonnante industrie de l'exportation de GNL au Canada

Auteur(s) : Janice Buckingham, Paula Olexiuk

9 janvier 2014

Développements notables dans la bouillonnante industrie de l'exportation de GNL au Canada


Il s'en est passé des choses en un an...  Alors qu'il y a de moins en moins d'occasions de pénétrer le marché de l'exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) vers l'Asie et que les promoteurs de la côte Ouest du Canada semblent « s'être pointés un peu tard à la fête »1, ces mêmes promoteurs travaillent jour et nuit pour rattraper le temps perdu et saisir une part de ce marché qui devrait rapporter gros et qui sera convoitée par de nombreuses entreprises.

Au regard des prévisions, le volume d'activités de l'industrie du GNL de l'Ouest canadien a doublé en 2013, tant par le nombre de projets que par la demande de gaz destiné à être exporté.  En 2012, cinq projets d'exportation depuis la C.-B. ont été proposés, pour un volume d'exportation total potentiel de 77,08 tmpa et à la fin de 2013, les promoteurs de quatre autres projets en C.-B. avaient demandé des permis d'exportation pour un volume supplémentaire de 58,4 tmpa, ce qui porte le volume total des exportations de GNL proposées en provenance de la C.-B. à 135,48 tmpa. Des permis d'exploitation ont été attribués par l'Office national de l'énergie (ONE) pour sept des neuf projets pour un volume total de 109,18 tmpa2

Des permis d'exploitation de l'ONE ont aussi été demandés pour deux autres projets totalisant 19 tmpa, dont l'un mise sur un approvisionnement en gaz qui proviendra des États-Unis, le gaz en question étant destiné à être liquéfié à Goldboro (Nouvelle-Écosse), d'où il sera aussi exporté, alors que l'autre mettra en valeur du gaz provenant du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien, qui sera exporté aux États-Unis puis liquéfié à Coos Bay, en Oregon, d'où il sera également exporté.

Est-ce que les vastes ressources en gaz de schiste de la C.-B. peuvent répondre à la demande projetée d'énergie supplémentaire dans les marchés ciblés? Il y a peu de doutes à cet égard, mais d'autres questions interviennent ici.  Les exportations de GNL en provenance de la côte Ouest sont principalement destinées aux marchés de la Chine, de la Corée et du Japon, alors que celles de la côte est sont réservées au marché européen. Il appert que la Chine ajoutera cinq terminaux de réception de GNL d'ici 2015, ce qui doublera sa capacité totale, laquelle passera à environ 35 à 40 tmpa. Le Japon, qui est l'un des plus gros importateurs mondiaux de GNL, travaille toujours à compenser la perte d'énergie nucléaire qu'il a subie et il devra impérativement conclure des ententes à long terme avec une source stable qui pourra lui fournir de l'énergie à des tarifs concurrentiels.  Cela dit, il existe des raisons pour faire preuve de prudence dans l'estimation de la demande : 
 

« On prévoit que, de 2013 à 2025, la demande asiatique de gaz naturel augmentera de 216 milliards de mètres cubes par an (mmc/an). Les entreprises qui fournissent habituellement du GNL à l'Asie réalisent actuellement des projets qui feront passer leur capacité à 96,9 mmc/an; des projets comptant pour une capacité de 90,1 mmc/an ont franchi l'étape des travaux d'ingénierie de base, et d'autres projets qui permettront d'ajouter 81,9 mmc/an à cette capacité ont été annoncés. Si tous ces projets se concrétisent, on atteindra un volume de 268,9 mmc/an, soit un excédent de
52,9 mmc/an au regard de la croissance prévue du marché asiatique. »3

Voilà des statistiques décevantes pour une industrie qui en est toujours à l'étape des travaux d'ingénierie de base, mais qui n'en est pas moins déterminée à assurer l'approvisionnement de ce marché.

Tant la demande de GNL que la capacité d'exportation projetée en provenance du Canada connaissent une hausse marquée alors qu'une forte pression concurrentielle s'exerce sur plusieurs fronts et que les entités qui sont dans la course se livrent une bataille de plus en plus féroce pour être la première qui annoncera une décision définitive quant à un investissement.  Et il y a lieu de croire que c'est en 2014 que l'on verra les promoteurs des projets plus avancés prendre ce genre de décisions.   Voici quelques éléments clés du contexte dans lequel ces promoteurs doivent décider s'il y a lieu ou non de réaliser un projet : i) à l'échelle mondiale, le marché exerce de fortes pressions pour que la croissance projetée du marché asiatique se réalise; ii) d'un point de vue politique, le gouvernement de la C.-B. prévoit l'établissement d'une industrie qui vaudra 100 milliards de dollars; iii) l'activisme environnemental visant les organismes de réglementation et les entreprises est en croissance dans la province; iv) le régime réglementaire provincial et fédéral qui régit l'approbation et la construction de tels systèmes est complexe et il comporte plusieurs volets; v) les négociations de prix sur le long terme portent sur les prix associés aux points de correspondance avec le carrefour Henry aux États-Unis plutôt que sur le cours international du pétrole brut; vi) de très nombreuses consultations ont été entreprises avec les Premières Nations afin de gérer les répercussions négatives potentielles de tels projets sur les terres ancestrales; vii) il y a de la concurrence pour le recrutement de travailleurs compétents; et viii) on ne sait toujours pas en quoi consistera le régime de la taxe d'exportation. 

Compte tenu des enseignements tirés des mégaprojets réalisés par d'autres industries canadiennes (sables bitumineux, etc.) et de projets menés à bien par des pays tels que l'Australie dans le secteur du GNL, il sera essentiel de concilier les exigences du calendrier d'exploitation et l'atteinte des objectifs établis avec les contraintes budgétaires si l'on veut que les projets du genre soient couronnés de succès au Canada.  Alors que certains projets ont franchi l'étape de l'étude de faisabilité et que l'on entreprend les travaux d'ingénierie et de conception détaillés ainsi que la phase de construction, les entreprises se livrent une concurrence de plus en plus forte pour recruter des travailleurs compétents et mobiliser des ressources pour ces mégaprojets, le tout afin de mettre en valeur des réserves de gaz et de construire des pipelines ainsi que l'infrastructure nécessaire.  Les pénuries de main-d'œuvre et de ressources suscitent des inquiétudes et engendrent des risques, ainsi que des retards dans l'exécution des travaux, des escalades de coûts et des dépassements budgétaires qui sont amplifiés par la présence d'une concurrence croissante à l'échelle locale, aux États-Unis et au niveau mondial dans l'industrie du GNL.   

Comme cette industrie est relativement jeune au Canada, les promoteurs d'ici doivent solliciter des experts en GNL partout dans le monde et faire face à la concurrence quand vient le moment de retenir leurs services, et ils doivent aussi atteindre les cibles locales et associées aux Premières Nations en ce qui a trait au contenu des projets et à l'emploi, et respecter les engagements liés à leurs projets.  La gestion des coûts et des échéanciers et la prise de mesures visant à se conformer aux engagements pris et à composer avec les problèmes liés à la construction de systèmes dans des endroits éloignés où il y a peu d'infrastructures et de ressources en électricité, représentent d'importants défis à surmonter pour les promoteurs canadiens alors même que leurs projets se déploient depuis l'étape de la conception jusqu'à la mise en marché.

En 2013, on a aussi mis l'accent sur l'établissement d'itinéraires de transport et l'obtention de droits afin de relier les réserves aux installations.  TransCanada Corp. a été sélectionnée à la fois par Pacific NorthWest LNG pour construire le système d'acheminement de gaz de Prince Rupert (un prolongement du système de NGTL) qui servira à transporter du gaz naturel jusqu'à Lelu, et par Shell pour construire le système d'acheminement côtier qui permettra de transporter du gaz naturel jusqu'à Kitimat.

Toujours au Canada, on a même envisagé de créer des postes de ravitaillement en GNL lorsque ENN Canada Corp., une filiale d'un important distributeur de gaz naturel en Chine, et Ferus Natural Gas ont annoncé qu'elles allaient s'associer pour construire des usines et des postes de ravitaillement autour de telles installations.

L'approvisionnement en électricité de ces nombreuses installations est un problème que la société hydroélectrique de la province n'a pas encore complètement réglé.  Le plan à long terme de BC Hydro, publié le 26 novembre 2013, prévoit la fourniture de 
3 000 gigawatts-heure à l'ensemble du secteur du GNL, alors qu'une seule usine peut consommer 7 000 gigawatts-heure pour transformer du gaz naturel en GNL.4  Les systèmes d'entraînement à turbines à gaz semblent être la solution privilégiée par de nombreux promoteurs, étant donné leur usage répandu à l'échelle internationale et leur efficacité démontrée dans le cadre de projets liés au secteur du GNL.

Le gouvernement de la C.-B. devait annoncer une taxe sur l'exportation de GNL en novembre 2013, puis cela a été reporté à la fin de décembre et cette annonce est maintenant prévue pour février 2014.  Il y a fort à parier que ces incertitudes ont eu une incidence négative sur le synchronisme des décisions définitives que les promoteurs souhaitent prendre relativement à leurs investissements.  Compte tenu, par ailleurs, de la difficulté à s'entendre sur des prix indexés et à long terme pour le pétrole, les promoteurs de projets de friche industrielle sur la côte Ouest américaine qui sont prêts à accepter une approche ressemblant davantage à ce qui se fait en Amérique du Nord sont avantagés.

Les pressions du marché se sont à nouveau intensifiées vers la fin de 2013 alors que le Japon et l'Inde ont annoncé conjointement que les prix exigés pour le GNL, tels qu'influencés par le cours du pétrole, ne tenaient pas compte de l'équilibre entre l'offre et la demande dans les marchés de l'Asie-Pacifique. Ces deux pays se sont donc entendus pour former un groupe d'acheteurs afin de réduire le supplément exigé aux pays asiatiques pour le GNL.  Nous encourageons les responsables des services essentiels japonais touchés par l'incident de Fukushima 
« à négocier le prix du GNL de manière à le fixer à un niveau égal ou inférieur à celui prévu dans l'entente précédente avant d'imposer des frais de carburant plus élevés aux clients qui consomment l'énergie qu'ils produisent. »5 Les contrats d'achat de GNL signés par le Japon dans les années 1970 et 1980 viennent à échéance et certaines entreprises japonaises doivent soit renégocier un contrat à terme, soit trouver une source d'approvisionnement pour une période de temps plus courte, et elles font l'acquisition de parts dans des projets d'exploration de gaz de schiste associés à des installations d'exportation afin de s'assurer un approvisionnement futur.  La Société nationale japonaise du pétrole, du gaz et des métaux a aussi annoncé qu'elle garantira 75 % des prêts bancaires consentis à des entreprises japonaises engagées dans la réalisation de projets liés au GNL qui contribuent à la réduction du coût de l'importation de carburant.6 

Alors que l'industrie canadienne se dépêche pour prendre des décisions définitives quant à certains investissements potentiels, les promoteurs se doivent aussi de tenir compte du fait qu'il est de plus en plus important de jouir d'une caution sociale pour réaliser des projets de grande envergure, en sus des approbations réglementaires requises.  Les entreprises qui se conforment à cette exigence se donnent une longueur d'avance et cela leur permet d'accroître leur visibilité dans les collectivités locales touchées par leurs projets et de mieux informer les citoyens en général au sujet du domaine de l'énergie.  Cela dit, la prise de telles mesures ne garantit pas l'immunité à l'industrie ou aux organismes de réglementation, comme les représentants de la BC Oil and Gas Commission (BCOGC) ont pu le constater récemment.  Une coalition de groupes de défense de l'environnement a traduit la BCOGC en justice à la mi-novembre 2013 en s'appuyant sur des allégations voulant que cet organisme ait permis à des sociétés pétrolières et gazières de prélever de grandes quantités d'eau pour réaliser des opérations de fracturation aux termes de permis de consommation d'eau renouvelés, et en affirmant que cela constituait une violation de la loi provinciale en matière d'eau. 

Compte tenu de l'avantage au plan du synchronisme dont bénéficient les promoteurs australiens du fait que leurs projets sont beaucoup plus avancés que ceux de la C.-B., la formule de tarification que certains promoteurs américains (Sabine Pass) sont prêts à accepter (et que les promoteurs de la C.-B. ne peuvent se permettre d'avaliser); des coûts faramineux liés à la mise en valeur de réserves de schiste et à la construction des nouveaux pipelines nécessaires pour transporter le gaz jusqu'à la côte aux fins de sa liquéfaction et de son exportation; des incertitudes créées par le fait que le gouvernement de la C.-B. a retardé l'annonce concernant la taxe d'exportation; et du nombre croissant de nouvelles solutions s'offrant à la Chine pour accroître ses sources de gaz (au niveau intérieur et par l'entremise d'une capacité de pipeline accrue), l'industrie canadienne d'exportation de GNL doit pouvoir s'appuyer sur les convictions de ses promoteurs ainsi que sur leur expertise mondiale.  

Pour ce qui est de 2014, les organismes de surveillance de l'industrie y vont de mises en garde écrites et rappellent à ladite industrie ainsi qu'au gouvernement de la C.-B. et au public qu'il faut agir rapidement pour assurer un avantage concurrentiel au Canada, et ce, sans oublier les risques auxquels l'industrie est confrontée.7  Le Canada peut, et devrait être, un joueur mondial dans le secteur du GNL.  Mais on ne sait toujours pas s'il devra réaliser plusieurs projets ou seulement quelques-uns pour acquérir ce statut. Et il devient de plus en plus évident que des opérations de consolidation auront lieu à un certain niveau, particulièrement si les craintes entretenues par les promoteurs à propos de pénuries de main-d'œuvre et de ressources viennent empêcher l'achèvement de ces projets.

Promoteurs du projet de terminal d'exportation de la C.B (participants)

Osler a représenté :

  • Talisman Energy Inc. aux fins de la conclusion de l’entente relative à la vente, à Progress Energy Canada Inc., d’avoirs en gaz naturel d’une valeur de 1,5 milliard de dollars et se trouvant à Montney dans le nord-est de la C.-B.
  • Apache Canada Ltd. et Chevron Canada Corp. pour divers aspects de la réalisation des projets liés à Kitimat LNG

1  Pawel Mirski et Len Coad, « Managing Expectations, Assessing the Potential of B.C.’s Liquid Natural Gas Industry », Canada West Foundation, octobre 2013, p. 1.

2  Voir le tableau à la fin du présent article, dans lequel sont énumérés les projets prévus pour lesquels des permis d'exportation de l'ONE ont été demandés.

Supra, note 1.

4  N. Vanderklippe, J. Hunter, « LNG claim contradicted; Premier promotes clean liquefied natural gas, but production could boost greenhouse gas emissions », 28 novembre 2013,The Globe and Mail.

5  PFC Energy, « Japan Energy Profile: World’s Largest Liquefied Natural Gas Importer – Analysis », 30 octobre 2013.

6  Ibid.

Supra, note 1.


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