Marchés asiatiques pour le gaz naturel liquéfié canadien et américain : le potentiel du Pacifique

Le Canada produit environ six trillions de pieds cubes (Tpi3) de gaz naturel chaque année, et le pays en consomme 3 Tpi3. La différence est exportée maintenant presque entièrement aux États-Unis, où la production de gaz naturel est en effervescence, déplaçant la demande pour du gaz importé du Canada tout en créant une occasion pour les États-Unis de suivre l’exemple du Canada et de devenir également un exportateur majeur de gaz naturel.

Ces facteurs préparent le terrain pour une nouvelle dynamique pour le gaz naturel en Amérique du Nord, une dynamique qui mènera les investisseurs des deux pays à cibler les marchés hors du continent avec le gaz naturel liquéfié (GNL).

“With its deep natural gas reserves, extensive coast line, and relative proximity to Asian markets, Canada should be naturally positioned to become a leader in the global liquefied natural gas (LNG) trade.”

« Grâce à ses importantes réserves naturelles, à sa très grande ligne côtière et à sa proximité relative avec les marchés asiatiques, le Canada semble être naturellement positionné pour devenir un chef de file du marché du GNL ».

Grâce à ses importantes réserves naturelles, à sa très grande ligne côtière et à sa proximité relative avec les marchés asiatiques, le Canada semble être naturellement positionné pour devenir un chef de file du marché du GNL. Au cours de l’an dernier, sept navires collecteurs de GNL, chacun d’une longueur de deux terrains de football (LCF) d’un bout à l’autre, ont accosté dans des ports canadiens1, transportant une cargaison de GNL d’une valeur de 25 à 34 millions de dollars canadiens chacune au prix au comptant japonais actuel2. Toutefois, l’arrivée de ces navires n’avait pas pour objectif de prendre les exportations de GNL canadien en direction de l’Asie, mais d’assurer la livraison de GNL importé de concurrents d’autrefois des États-Unis, de la Norvège, de Trinité-et-Tobago et de la Guinée équatoriale.

Malgré l’appui symbolique du gouvernement fédéral depuis 2006, les exportations du GNL canadien ne se sont pas matérialisées, tandis que les concurrents américains ont pris les devants. Bien que des entreprises des deux pays aient commencé sérieusement à examiner la possibilité de développer des installations d’exportation de GNL dans des zones vertes ou de friche au cours de la même période de 2012-2013, tandis que les prix au comptant du GNL au Japon avaient atteint des sommets à 18,11 $ US par MMBTU, les sociétés américaines ont eu beaucoup plus de succès à mener à terme leurs projets. En ce qui a trait à la capacité pure, les États-Unis examinent des projets avec une capacité totale de 447 milliards de mètres cubes par année, comparativement à seulement 229 milliards de mètre cube par année au Canada3.

De plus, même s’il est vrai que seulement une fraction de ces projets arrivera à terme, les projets des É.-U. sont également en avance en ce qui concerne leurs cycles de développement, avec 11 des 41 installations proposées activement en construction, et six autres en attente de la décision d’investissement final (DIF) de leurs promoteurs. À l’inverse, aucun des 16 projets du Canada n’a réussi à aller de l’avant : trois ont été annulés, quatre sont en attente de la DIF4 et neuf autres encore sur les planches à dessin.

Toutefois, les reculs actuels du secteur n’empêchent pas la possibilité de réussite à l’avenir. Selon l’Office national de l’énergie (ONE), si les approbations et les permis nécessaires étaient accordés, alors le Canada pourrait éventuellement exporter entre 913 et 2 191 Gpi3 par année de GNL d’ici 20305, avec un prix prévu en 2030 de 10 $ US par MMBTU6 qui devrait rapporter des revenus annuels s’établissant entre 9,13 et 21,91 milliards de dollars US.

L’optimisme relatif de l’ONE s’appuie sur trois points clés. Premièrement, la production canadienne de gaz naturel pourrait prendre de l’expansion à l’avenir. Grâce à l’amélioration des champs existants ainsi qu’à la découverte de nouveaux sites dans des régions comme le bassin de la Liard, les réserves de gaz naturel canadien ont continué d’augmenter chaque année depuis plus d’une décennie, passant de 56,6 à 77,1  Tpi3 en 20177. Deuxièmement, les États-Unis, qui représentent le filon traditionnel d’exportation du Canada pour ce gaz, deviennent de moins en moins attrayants. En raison de la hausse de la production du gaz naturel aux É.-U., le résultat de la révolution du gaz de schiste, les exportations canadiennes dans ce pays ont été et continueront d’être déplacées par la production intérieure, notamment avec la baisse des importations de 2016, soit 77 % de ce qu’elles étaient il y a 10 ans8. Finalement, l’ONE croit que la seule manière d’atteindre les marchés en dehors de celui des É.-U. pour les exportations canadiennes et, par le fait même, d’offrir une porte de sortie pour toute nouvelle production, est de passer par le transport en mer. Cette conclusion est renforcée par la prévision de l’ONE voulant que la production canadienne de GNL devrait se maintenir à 437 Mm3 par jour, un niveau se situant à près de 65 % de ce qu’il pourrait être dans le cadre du scénario de développement du GNL plus ambitieux de l’ONE.

Alors, vers qui les exportateurs canadiens doivent-ils se tourner? Au niveau le plus large, le marché global pour le gaz naturel tourne autour de l’interaction de trois types de régions.

“At the broadest level, the global market for natural gas revolves around the interaction of three kinds of regions.”

« Au niveau le plus large, le marché global pour le gaz naturel tourne autour de l’interaction de trois types de régions ».

Dans la première catégorie, il y a les nations qui produisent plus de gaz que ce qu’elles consomment au pays, un groupe dominé par la Russie et des états indépendants qui ont déjà fait partie de l’Union soviétique, et qui ensemble produisent un surplus de 206 Gm3 chaque année, mais qui comprend également le Moyen-Orient, à 128 Gm3 et l’Afrique du Nord, à 76 Gm3.

Le deuxième groupe est composé des régions qui sont largement autosuffisantes et qui, par conséquent, ont une importance marginale dans le marché mondial, notamment l’Amérique du Sud avec un surplus net de seulement 4 milliards de mètres cubes et, au moins jusqu’à tout récemment, l’Amérique du Nord à 20 Gm3.

Le groupe final comprend les régions qui ont des déficits en ce qui a trait au gaz, nommément l’Asie-Pacifique à -144 Gm3 et l’Europe à -220 Gm3 9. Relativement à ces deux régions, les producteurs canadiens ont mis fermement l’accent sur le marché de l’Asie-Pacifique. Bien que la taille de l’Europe fasse en sorte que cette région est attrayante, il s’agit également d’un marché très contesté. Ce marché a accès à des approvisionnements de producteurs voisins de l’ancienne Union soviétique et du Moyen-Orient, des approvisionnements qui sont abondants et, en plus, transportés par pipelines, ce qui permet d’importantes économies de coûts par rapport à l’importation par navires de GNL du Canada.

Le prix au débarquement du GNL, lequel comprend non seulement le coût du gaz, mais également le coût de douanes, des taxes, d’assurance, de manutention et de transport, est plus élevé en Asie qu’en Europe. En mars 2017, le GNL se vendait à 5,80 $ US par MMBTU au Japon, comparativement à 5,10 $ au Royaume-Uni et 5,30 $ US en Espagne en mars 201710. Toutefois, les marchés asiatiques ne sont pas aussi attrayants qu’ils l’ont déjà été. Même si les marchés japonais, coréen et, dans une moindre mesure, chinois continuent d’attirer une prime comparativement à leurs pairs des autres régions, l’écart entre les prix en Asie et ceux d’ailleurs s’est beaucoup rétréci, passant de plus de 6 $ US par MMBTU à la fin 2013 à environ 0,50 $ US.

Néanmoins, les sociétés asiatiques adoptent un point de vue à long terme sur le GNL canadien. Parmi les 15 projets canadiens étudiés actuellement, 13 d’entre eux sont situés sur la côte de la Colombie-Britannique, et cinq ont au moins un promoteur du marché asiatique, notamment Idemitsu Kosan, Nexen, INPEX, Japan Petroleum Exploration, Mitsubishi, Korean Gas et PetroChina. La plupart des estimations placent les prix de GNL à la hausse à long terme, avec les prix au débarquement japonais à 10 $ US par MMBTU d’ici 2030. Il semble impossible que les prix reviennent au niveau de 2014, année où ils avaient presque atteint leur summum et où l’on a vu les prix au Japon atteindre le niveau record de 20,10 $ US par MMBTU. Le prix de 10 $ US devrait être suffisant pour appuyer la croissance des exportations de GNL canadiennes, en supposant que le coût de production du gaz canadien d’ici 2030 des projets de l’ONE se situe entre 3,38 $ US et 5,29 $ US par MMBTU11.

"Of the 15 Canadian projects under consideration, all but two are located on the coast of British Colombia."

« Parmi les 15 projets canadiens étudiés actuellement, 13 d’entre eux sont situés sur la côte de la Colombie-Britannique ».

Afin de réaliser son potentiel, le Canada doit développer sa capacité d’exportation de GNL, particulièrement sur la côte de la Colombie-Britannique. Le rythme lent du développement du GNL canadien à ce jour, marqué par des processus de délivrance de permis longs menant à des approbations rigoureuses et complexes et par la pression des acheteurs de GNL voulant conclure des contrats à long terme aujourd’hui, a fait en sorte que certains ont clamé que le Canada n’avait pas pu tirer profit, peut-être de manière irrévocable, de sa capacité de participer au marché florissant du GNL12.

Ce pessimisme est précoce, car il existe des façons de faire en sorte que la participation canadienne au marché mondial du GNL lui soit profitable. Les États-Unis ont commencé le développement de leur capacité d’exportation de GNL en retard, mais ils ont maintenant pris la tête et mettent le Canada au défi de garder le rythme.

Christopher Sands et Jesse N. Barnett ont collaboré pour écrire cette article. M. Sands est également professeur principal de recherche à l’École des études internationales avancées de l’université John Hopkins où Barnett poursuit des études sur l’énergie, le ressources et l’environnement.

  1. Données récupérées à l’aide de l’outil Statistiques pour le produit de base de l’ONE : GNL – Détails sur les expéditions, de février 2016 à février 2017.
  2. En supposant un prix au débarquement de 7,60 $ US par MMBTU au Japon. Données du rapport sur l’examen des marchés des produits de base de la Banque mondiale. Récupérées le 23 avril 2017.
  3. Base de données de Business Monitor International Ltd., Liquefied and Natural Gas Projects, récupérée le 24 avril 2017.
  4. Pour simplifier les choses, l’annonce du GNL de PNW d’une « DIF conditionnelle » est jugée équivalente au fait d’attendre une DIF.
  5. Avenir énergétique du Canada en 2016 : Offre et demande énergétiques à l’horizon 2040.
  6. Prévision du prix des produits de base de la Banque mondiale (dollars US nominal) pour le GNL.
  7. Bien que l’établissement du prix d’une petite fraction du gaz naturel seulement se fait en fonction des prix au comptant, dont une bonne partie qui demeure indexée au prix du pétrole ou dont le prix est établi dans le cadre d’ententes d’achat à long terme, les marchés au comptant demeurent le reflet des demandes et de l’approvisionnement sur lesquels ils reposent.
  8. https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_move_impc_s1_a.htm
  9. BP Statistical Review of World Energy (juin 2016).
  10. http://geckoicapital.com/global-lng-prices
  11. Figure ES.3 du document Avenir énergétique du Canada en 2016 : Offre et demande énergétiques à l’horizon 2040
  12. http://www.lngworldshipping.com/news/view,has-canadian-lng-missed-the-boat_40871.htm, http://boereport.com/2016/10/24/the-amount-of-lng-business-canada-missed-out-on-is-nothing-short-of-depressing/.