Perspectives sur la production,les incidences économiques,les

Perspectives sur la production,les incidences économiques,les

PERSPECTIVES SUR LA PRODUCTION,LES INCIDENCES ÉCONOMIQUES,LES ÉMISSIONS ET LES COÛTS D’APPROVISIONNEMENT LIÉS AU PÉTROLE BRUT ET AU GAZ NATUREL CANADIEN (2019-2039) 3512, 33e rue N-O, bureau 150, Calgary (Alberta) T2L 2A6 350, rue Sparks, bureau 805, Ottawa (Ontario) K1R 7S8 403.282.1231 | www.ceri.ca | info@ceri.ca @ceri_canada Canadian Energy Research Institute ÉTUDE N° 182 JUILLET 2019

Perspectives sur la production, les incidences économiques, les émissions et 1 les coûts d’approvisionnement liés au pétrole brut et gaz naturel canadien (2019-2039) Juillet 2019 Résumé La présente étude se penche sur les secteurs conventionnels du pétrole et du gaz naturel canadiens, dont les prévisions de production et les coûts d’approvisionnement au cours des 20 prochaines années.

L’étude porte sur le pétrole conventionnel exploité à terre et en mer, dont l'extraction de pétrole et de gaz à partir de réservoirs étanches et de formations de schistes, le gaz naturel conventionnel, le gaz de charbon et les liquides de gaz naturel associés (pentanes plus et condensat seulement). L’analyse ne couvre pas les sables bitumineux. L’étude présente de nombreux facteurs qui influencent les perspectives globales liées au pétrole : la dynamique des importations de pétrole des États-Unis (à la baisse d’ici 2030 et à la hausse par la suite), la demande relativement stable provenant des raffineries au pays, la hausse de la production de pentanes et de condensat sous l’effet de la demande venant des sables bitumineux, les exportations supplémentaires par pipeline vers les régions centrales du Canada pour remplacer le pétrole d’origine étrangère, ainsi que les exportations supplémentaires par le pipeline Trans Mountain.

Les perspectives qui concernent le gaz naturel sont fondées sur la prévision d’une consommation nationale à la hausse, d’un déclin des exportations nettes vers les États-Unis, ainsi que de la demande supplémentaire de gaz en raison des projets de gaz naturel liquéfié (GNL).

La Figure E.1 présente la production de pétrole historique et anticipée entre 2014 et 2039. Figure E.1 : Prévision de la production canadienne de pétrole brut Source : CERI, BC Oil and Gas Commission, Alberta Energy Regulator, Gouvernement de la Saskatchewan, Gouvernement du Manitoba, Office Canada-Terre-Neuve-et-Labrador des hydrocarbures extracôtiers, Petroleum Services Association of Canada, Association canadienne des producteurs pétroliers 200 000 400 000 600 000 800 000 1000 000 1200 000 1400 000 1600 000 1800 000 2000 000 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 Production (bpj) Pétrole AB Pétrole C.-B.

Pétrole SK Pétrole MB Pétrole T.-N.-L. C5+ Condensat AB

2 Canadian Energy Research Institute Juillet 2019 La conjoncture relative aux prix du pétrole brut pour la période 2014-2018 a eu des répercussions sur le secteur, entraînant une forte réduction de la production. Une production de pétrole de plus de 200 mille barils par jour (mbpj) a été perdue entre 2014 et 2016. Toutefois, à partir de 2016, la tendance s’est inversée et on s’attend à ce que la hausse de production se poursuive jusqu’en 2025, où elle atteindra environ 1,4 million de barils par jour (Mbpj) (sans les pentanes plus et le condensat). Cette crête de production est suivie d’une baisse au niveau de 1,3 Mbpj en raison du déclin de la production à Terre-Neuve et au Labrador (Figure E.1) jusqu’à la fin de 2039.

L’Alberta jouera un rôle prépondérant dans la croissance de la production de pétrole brut, la province étant appuyée au second rang par la Saskatchewan (Figure E.1). La Saskatchewan et l’Alberta sont les provinces touchées le plus par la réduction des importations américaines au cours des prochaines années. Après 2030, les exportations vers les États-Unis connaissent une croissance en raison de la baisse de production en raison du vieillissement des champs de pétrole de schiste américains.

La production totale de pentanes plus et de condensat continuera à croître durant la période de prévision, allant de 418 Mbpj en 2019 à 604 Mbpj en 2039, sous l'effet de la demande venant des sables bitumineux et alimentée par les forages de gaz naturel riches en liquides. Pour ce qui est du gaz naturel, une tendance progressive à la hausse de la production ces dernières année découle de deux facteurs : l’augmentation des exportations nettes vers les ÉtatsUnis de 0,4 milliard de pieds cubes par jour et la hausse de la consommation nationale de gaz naturel. Cependant, les exportations nettes vers les États-Unis ont commencé à diminuer en 2017 et on prévoit que cette tendance se poursuivra dans un avenir prévisible.

La croissance de la demande nationale de 2,5 milliards de pieds cubes par jour au cours des 20 prochaines années compensera en grande partie, mais pas complètement, le déclin des exportations nettes. On prévoit que la demande nationale marginale supplémentaire proviendra du secteur de l’électricité, à raison de 47 pour cent de la croissance, suivie par le secteur pétrolier et gazier, qui représentera 35 pour cent de la demande supplémentaire de gaz naturel, y compris le secteur des sables bitumineux (Office national de l’énergie, L’avenir énergétique du Canada, 2019).

Perspectives sur la production, les incidences économiques, les émissions et 3 les coûts d’approvisionnement liés au pétrole brut et gaz naturel canadien (2019-2039) Juillet 2019 Figure E.2 : Production canadienne totale de gaz naturel Source : CERI, Gouvernement de la Saskatchewan, BC Oil and Gas Commission, Alberta Energy Regulator, Petroleum Services Association of Canada, Association canadienne des producteurs pétroliers Les usines de GNL fournissent la possibilité de développer la capacité de production dans l’Ouest canadien et celle d’attirer davantage d’investissements axés sur la croissance dans l’amont gazier.

Un tel scénario entrainera une hausse croissante stable de la production jusqu’en 2029, jusqu’à un niveau légèrement au-dessus de 25 milliards de pieds cubes par jour. Au-delà de 2029, la production se stabilisera pendant le reste de la période de l’étude. Environ 30 pour cent de la production canadienne totale de gaz sera transformée en GNL d’ici 2039, dont la provenance anticipée est de la Colombie-Britannique et de l’Alberta.

La présente étude examine également les incidences économiques de l’industrie pétrolière et gazière conventionnelle du Canada sur l’économie canadienne (Tableau E.1), de même que sur celle des États-Unis. L’analyse des retombées porte sur la période allant de 2019 à 2029. 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 Production (millions pieds cubes/jour) Autre que GNL - AB SK C.-B. GNL - AB Prod. Supp. de gaz pour projets de GNL - C.-B.

4 Canadian Energy Research Institute Juillet 2019 Tableau E.1 : Incidences économiques totales aux États-Unis des activités d’exploitation liées au pétrole et au gaz naturel pour la période 2019-2029* Province PIB (millions de dollars canadiens) Emplois (directs et indirects) (années-personnes) Revenus fiscaux (y compris les redevances) (millions de dollars canadiens) Alberta 368 188 1 927 236 15 248 ColombieBritannique 122 102 670 345 5 054 Manitoba 13 606 33 532 569 Terre-Neuve-etLabrador 91 443 191 472 587 Saskatchewan 137 203 275 150 4 223 Canada 853 893 4 163 385 31 436 *Les incidences directes et indirectes associées à l’exploitation pétrolière pour chaque province sont celles présentes à l’intérieur de la province, tandis que les incidences pour le Canada représentent les effets directs et indirects de l’exploitation pétrolière pour l’ensemble des provinces canadiennes.

Pour la période prévisionnelle 2019-2029, on estime que les retombées économiques totales (directes et indirectes) liées au produit brut des États américains s’élèvera à près de 19,6 milliards de dollars américains, c’est-à-dire 26,2 milliards de dollars canadiens. L’effet total en matière d’emplois (directs et indirects) se mesure par la création ou la préservation de 153 200 postes équivalents temps plein pendant la période de 11 ans.

L’étude comprend également une évaluation des émissions de dioxyde de carbone équivalent en provenance des activités pétrolières et gazières amont. En particulier, les émissions amont rendent compte des activités suivantes : forage, production et extraction, traitement sur le terrain, dégagements dans l’atmosphère , brûlage à la torche et émissions fugitives.

En moyenne, les émissions annuelles provenant de la production pétrolière s’élèveront à 31,1 millions de tonnes/an pendant la période de l’étude ou moins de 1 pour cent sous le niveau de 2017. L’Alberta et la Saskatchewan génèreront le plus d’émissions, avec respectivement 48 et 35 pour cent des émissions totales (Figure E.3). Pour ce qui est de la production de gaz naturel, les émissions moyennes annuelles s’élèveront à 44,7 millions de tonnes/an pendant la période 2019-2039, ce qui correspond à une diminution de 10 pour cent par rapport au niveau de 2017, et ce, en raison de la mise en œuvre de la réglementation sur la réduction des émissions de méthane (CH4).

Les provinces de l’Alberta et de la Colombie-Britannique génèreront le plus d’émissions, avec respectivement 57 et 15 pour cent des émissions totales.

Perspectives sur la production, les incidences économiques, les émissions et 5 les coûts d’approvisionnement liés au pétrole brut et gaz naturel canadien (2019-2039) Juillet 2019 Figure E.3 : Émissions associées à la production de pétrole brut (haut) et de gaz naturel (bas) 5 10 15 20 25 30 35 Émissions (millions tonnes CO2 éq/an) Alberta Saskatchewan Manitoba Terre-Neuve-et-Labrador Colombie-Britannique 10 20 30 40 50 60 70 80 Émissions (millions de tonnes CO2 éq/an) Alberta Saskatchewan Columbie-Britannique Émissions totales sans réduction de CH4

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