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Aperçu du marché : La fin de la production de gaz naturel dans les Maritimes accroît la dépendance par rapport aux importations

Date de diffusion : 2019-02-27

Après avoir produit du gaz naturel pendant presque 20 ans, le Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable (le « PEES ») a cessé la production [anglais seulement] le 31 décembre 2018. L’arrêt du PEES fait suite à la fermeture permanente d’une autre installation extracôtière, celle du gisement Deep Panuke d’Encana, dont la production a cessé en mai 2018. Ensemble, les deux projets extracôtiers de la Nouvelle-Écosse répondaient à la majorité de la demande en gaz naturel des provinces maritimes. L’excédent était exporté vers les États-Unis par Maritimes & Northeast Pipeline (« M&NP »). Le PEES était le plus grand fournisseur de gaz naturel dans les Maritimes; l’arrêt permanent des activités changera considérablement les marchés régionaux. Les Maritimes, qui exportaient du gaz naturel produit dans la région, dépendront dorénavant d’approvisionnements en provenance des États-Unis.

Production de gaz naturel brut de l’île de Sable et Deep Panuke, au large de la Nouvelle-Écosse (de 1999 à 2018)

Source et description

Source : Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers [anglais seulement], rapports de production pour l’île de Sable et Deep Panuke

Description : Le graphique à deux dimensions montre la production de l’île de Sable et de Deep Panuke. La production du Projet énergétique extracôtier de l’île de Sable a commencé en 1999. Elle a atteint un sommet au début des années 2000, à environ 600 millions de pieds cubes par jour (Mpi³/j), puis elle a diminué jusqu’à l’arrêt des activités à la fin de 2018. La production de Deep Panuke a débuté en 2013. Elle a atteint un sommet en 2015, à environ 300 Mpi³/j, puis elle a ralenti jusqu’à l’abandon des activités en mai 2018.

Le marché du gaz naturel des Maritimes est différent des autres marchés gaziers au Canada. La région a peu d’interconnexions pipelinières et les options d’approvisionnement en gaz naturel sont limitées. Elle ne dispose pas de stocks de gaz naturel et les prix du gaz naturel y sont plus élevés. Maintenant privés des approvisionnements en gaz de la zone extracôtière de l’Est, les clients des Maritimes doivent trouver d’autres sources.

Deux projets de transport pipelinier sont en cours d’élaboration pour augmenter les livraisons de gaz dans la région par le pipeline M&NP. D’une part, le projet de pipeline Atlantic Bridge prévoit le prolongement des connexions entre le pipeline M&NP et le gazoduc Algonquin aux États-Unis, afin d’acheminer le gaz depuis le bassin Appalachia dans le Nord-Est des États-UnisNote de bas de page 1 jusqu’aux Maritimes. D’autre part, les producteurs d’électricité et les sociétés de distribution locales des Maritimes ont conclu des ententes [dépôt A97476]visant le transport de gaz naturel, par le réseau principal de TransCanada et des pipelines de raccordement, de l’Alberta jusqu’en Nouvelle-Écosse et au Nouveau-Brunswick. Les deux projets sont en cours d’examen réglementaire.

Jusqu’à la mise en service de ces nouveaux projets, la région dépendra des approvisionnements en gaz acheminé par les pipelines d’interconnexion existants et en gaz naturel liquéfié (GNL) transporté jusqu’au terminal Canaport [anglais seulement], au Nouveau-Brunswick, tous livrés aux clients des Maritimes par le pipeline M&NP à titre d’importations (graphique ci-dessous).

GNL importé dans les Maritimes

Canaport a importé sept cargaisons de GNL en 2018, totalisant 21 milliards de pieds cubes de gaz naturel. Cinq cargaisons sont aussi arrivées en provenance de Trinidad, une des Pays-Bas et une autre de la Norvège.

Exportations et importations de gaz naturel sur le pipeline Maritimes & Northeast Pipeline (de 2006 à 2018)

Source et description

Source : Gouvernement ouvert Canada, données sur les débits et les capacités des pipelines, Maritimes & Northeast Pipeline

Description : Le graphique montre les importations et les exportations sur le pipeline de Maritimes & Northeast Pipeline (M&NP) de 2006 jusqu’à présent. Le graphique du haut illustre les débits acheminés vers le sud sur le pipeline M&NP, qui figurent à titre d’exportations du Canada aux États-Unis. Les exportations ont atteint un sommet au milieu des années 2000, puis en 2014 et 2015, à mesure que la production de Deep Panuke est devenue disponible. Le graphique du bas illustre les débits acheminés vers le nord sur le pipeline M&NP, qui figurent à titre d’importations des États-Unis au Canada. Les importations ont eu lieu périodiquement certains jours, mais elles ont augmenté systématiquement en 2016. Les importations ont représenté la majorité des débits acheminés sur le pipeline M&NP en 2018, à mesure que la production a diminué.

Shell a conclu l’exploration de la plate-forme Néo-Écossaise en janvier 2017 et n’a trouvé aucune quantité de gaz commercial dans deux puits. Pour sa part, BP a remis la moitié de ses licences d’exploration [anglais seulement] à l’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers le 14 janvier 2019, après le forage infructueux d’un puits d’exploration. En décembre 2018, l’Office Canada — Nouvelle-Écosse des hydrocarbures extracôtiers a lancé un appel d’offres [anglais seulement] pour les parties intéressées à obtenir des licences d’exploration au large de la Nouvelle-Écosse.

L’Office national de l’énergie réglemente les projets énergétiques tout au long de leur cycle de vie, ce qui inclut la surveillance de la cessation d’exploitation des installations du PEES et de Deep Panuke, qui sont de son ressort. Les demandes de cessation d’exploitation des installations du PEES et de Deep Panuke sont actuellement à l’étude par l’Office.

 

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