Les temps présents ne sont pas cléments pour le secteur du gaz naturel canadien.
Les plaintes concernant les prix du gaz médiocres et les interruptions des ventes de gaz attribuable aux pannes de pipelines sont de plus en plus courantes.
Neuf entreprises albertaines ont récemment signé une lettre ouverte demandant à la province de soutenir un plan prévoyant l'octroi de crédits de redevances aux producteurs qui réduisent volontairement leur production pour faire monter le prix du gaz naturel lorsque l'offre dépasse la capacité des pipelines.
Painted Pony Energy a récemment annoncé qu'elle utilisait une partie de son propre gaz naturel pour remplacer le carburant diesel plus cher dans certaines opérations de complétion de forage, ce qui, selon elle, pourrait permettre d'économiser 100 000 $ par puits.
Dans le même temps, Perpetual Energy a annoncé la fermeture de puits représentant 2 pour cent de sa production totale, car il lui était plus rentable d'acheter du gaz bon marché sur le marché pour satisfaire ses contrats de fourniture.
Les initiés au sein du secteur du gaz naturel avaient coutume de dire que la solution aux bas prix était de diminuer la production afin que cela les fasse remonter.
Mais ce n'est pas ce qui s'est produit récemment. En mars 2013, le Canada a produit environ 14 milliards de pieds cubes de gaz naturel par jour. Six ans plus tard, l'Office national de l'énergie rapporte que la production a augmenté d'un peu moins de 16 pour cent pour atteindre 16,2 milliards de pieds cubes par jour, et ce, malgré l'absence d'une hausse de prix.
Aux États-Unis, le plus gros client du gaz naturel canadien, connaît un boom dans sa production de gaz de schiste tandis que le prix a atteint son niveau le plus bas depuis trois ans en raison d'une surabondance du produit.
Le GNL
Dans l'Ouest canadien, les yeux sont tournés vers le gaz naturel liquéfié (GNL).
Le gaz «sec» est devenu un sous-produit mal aimé, car les producteurs continuent de forer des puits à la recherche du pétrole léger produit avec le gaz, en particulier dans la formation de Montney, aux limites de l'Alberta et de la Colombie-Britannique, signale Ian Archer, directeur associé du gaz naturel pour l'Amérique du Nord auprès d'IHS Markit.
Un produit en particulier, le condensat, a des prix similaires à celui du pétrole brut de référence, car il est nécessaire pour diluer le bitume pour qu'il puisse s'écouler dans un oléoduc. Le Canada a produit 417 000 barils de condensat par jour en mars, contre un peu moins de 150 000 barils par jour en mars 2013. Entre-temps, il importe toujours du condensat des États-Unis.
«Les producteurs forent du condensat et parfois le volume de condensat ne représente, par exemple, que 20 ou 30 pour cent du volume du puits, mais cela représentera 40 ou 50 pour cent du chiffre d'affaires, dit M. Archer. Ensuite, ils doivent gérer ces 70 pour cent de volume de gaz restants».
Plus de 20 propositions pour construire des installations permettant d'exploiter sont à l'étude. Un seul a dépassé ce stade. LNG Canada a amorcé les travaux de construction d'un complexe à Kitimat, en Colombie-Britannique, qui ne devrait ouvrir ses portes qu'en 2023 ou 2024.
