Le mercredi 28 août, l’Office national de l’énergie est devenu la Régie de l’énergie du Canada. Pour de plus amples renseignements, consultez la page d’information sur la mise en œuvre de la Loi sur la Régie canadienne de l’énergie

Aperçu du marché : Déficit de 12 % de la production de gaz naturel en Colombie-Britannique au quatrième trimestre de 2018

Date de diffusion : 2019-04-03

La production annuelle de gaz naturel commercialisable en Colombie-Britannique en 2018 était en hausse d’environ 13 % par rapport à 2017, étant passée de 4,5 à 5,1 milliards de pieds cubes (Gpi³/j)Note de bas de page 1. L’Office national de l’énergie estime cependant que cette augmentation aurait atteint 16 %, n’eût été la rupture, en octobre 2018, d’une section du gazoduc T-South d’Enbridge (BC Pipeline [anglais seulement] ou réseau de Westcoast).

Avant que ne survienne cette rupture, l’Office prévoyait, d’après ses estimations à l’époque, que la production s’élèverait à 5,2 Gpi³/j. Or, la production de gaz naturel en Colombie Britannique en octobre 2018 a fléchi à 4,7 Gpi³/j, conséquence de la réduction qui a suivi la rupture.

Production réelle et estimative de gaz naturel commercialisable en Colombie-Britannique de 2017 à 2019

Source et description

Source : Office

Description : Ce graphique illustre la production mensuelle de gaz naturel commercialisable en Colombie Britannique de janvier 2017 à décembre 2019. La production historique couvre la période allant de janvier 2017 à octobre 2018. La production projetée, avec et sans la rupture du gazoduc, est indiquée pour octobre à décembre 2018. En janvier 2017, la production en Colombie-Britannique s’établissait à 4,8 Gpi³/j, et elle a culminé à 5,3 Gpi³/j en avril 2018. En octobre 2018, elle se chiffrait à 4,7 Gpi³/j, et on estime qu’elle aurait atteint 5,2 Gpi³/j s’il n’y avait pas eu la rupture. On estime aussi que la production pour décembre 2018 s’élèvera à 5,0 Gpi³/j et qu’elle aurait atteint 5,4 Gpi³/j sans l’incident et qu’elle pourrait s’élever à 5,4 Gpi³/j en juin 2019.

Sur la foi des estimations actuelles, on s’attend à ce que la reprise de la production se poursuivre et que cette dernière revienne à son niveau d’avant la rupture à l’automne 2019. Pour cela, cependant, la société devra démontrer à l’Office que le gazoduc peut de nouveau être exploité en toute sécurité à la « pression maximale d’exploitation » fixée dans sa licence.

La totalité de la production de gaz naturel en Colombie-Britannique provient d’emplacements situés en amont du lieu où s’est produite la rupture du gazoduc, près de Prince George. Le gaz de BC Pipeline est expédié depuis le nord-est de la province jusqu’à Huntingdon, au sud, puis vers la région de Vancouver, ou exporté aux États-Unis. Les volumes à destination de Huntingdon ont diminué, et la production de gaz dans le Nord-Est de la Colombie-Britannique a été volontairement réduite, parce qu’il aurait été impossible d’acheminer tout le gaz arrivant à Huntingdon vers l’Alberta, à l’est, par les réseaux de NGTL [anglais seulement] et Alliance. Une fois achevés les travaux de réparation de la section du gazoduc en cause, en novembre 2018, les volumes transportés ont augmenté. Cependant, la majeure partie du gazoduc demeure soumis à une restriction de pression, si bien que les volumes à destination de Huntingdon/Sumas se sont élevés à environ 1,4 Gpi³/j en janvier et février, comparativement à la normale de 1,6 Gpi³/j pour cette période de l’année.