Coûts de l`offre gazière dans l`Ouest canadien en 2007

Septembre 2008
Dossier énergie
Dossier énergie – Coûts de l’offre gazière
dans l’Ouest canadien en 2007
En 2007, la moyenne des coûts de l’offre liés à la production de gaz naturel dans le bassin sédimentaire de l’Ouest
canadien (BSOC) se chiffrait à 7,88 $/GJ (gigajoule). En dollars canadiens et comparativement au prix pour le
transfert de propriété du gaz dans le réseau de NOVA (carrefour gazier de l’Alberta), ces coûts sont plus élevés que
les prix quotidiens au comptant en Alberta, qui affichent une moyenne de 6,11 $/GJ.
Une telle situation a entraîné un ralentissement de l’ensemble des activités de forage gazier dans le BSOC en 2007.
Les sociétés exploitantes de ressources ont préféré investir en masse dans la mise en valeur du pétrole et laisser les
investissements restants dans le domaine du gaz naturel se faire concurrence relativement aux ressources humaines
et financières.
Dans le rapport intitulé Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada 2007-2009 qu’il a publié l’an dernier,
l’Office national de l’énergie signale qu’une part de plus en plus grande des investissements consacrés au forage de
puits gaziers cible le côté ouest du BSOC.
En 2007, les coûts de l’offre dans la zone Deep Basin étaient parmi les plus bas, ce qui a favorisé le déplacement de
l’industrie des régions peu profondes du sud-est de l’Alberta vers des régions plus à l’ouest. Dans beaucoup d’autres
régions, les nouvelles sources de gaz ont produit un taux de rendement inférieur à 15 %, selon les prix de 2007, ce
qui a contribué au ralentissement.
De manière générale, les prix du gaz naturel se sont raffermis en 2008 : ils ont franchi le cap des 8,00 $/GJ au
printemps, puis ont fortement grimpé en juin alors qu’ils ont atteint les 10 $-11 $/GJ. Ils ont cependant reculé au
cours de l’été pour osciller autour de 7,00 $/GJ.
En ce qui concerne l’avenir, les activités de forage pourraient s’intensifier, de l’avis de certains analystes, une fois
que les sociétés du secteur auront fini d’établir leur budget et automne. Si la plus grande activité de forage entraîne
une augmentation des coûts de l’offre, la présente analyse pourrait être répétée dès qu’une quantité suffisante de
nouvelles données sur les coûts sera disponible.
Quels sont les coûts de l’offre liés à la production de gaz naturel?
Pour qu’un puits de gaz soit rentable, les revenus de production prévus doivent compenser tous les coûts initiaux,
notamment les coûts liés à l’achat du terrain, aux évaluations géologiques, au forage pour ce qui est de l’acier et de
la main-d’œuvre, aux installations et au logement des travailleurs, ainsi que les frais d’exploitation, les redevances
et les impôts et taxes, et ce, tout en offrant un taux de rendement intéressant.
Les coûts de l’offre correspondent aux coûts actuels de production d’un gigajoule de gaz naturel en fonction de la durée
de vie utile d’un puits, ce qui comprend les coûts liés au forage et à la mise en exploitation du puits. Ils englobent
également les redevances et les impôts et taxes en plus de tenir compte d’un taux de rendement suffisant pour
permettre aux entreprises de couvrir les frais d’intérêt et les dividendes à verser aux investisseurs.
Les coûts de l’offre fluctuent en fonction de l’intensité des activités de forage au fil du temps, ce qui peut avoir une
incidence sur la demande et l’offre d’appareils de forage et de services connexes, ainsi que sur la disponibilité de
travailleurs qualifiés. Le coût des matériaux, particulièrement celui de l’acier, constitue également un facteur non
négligeable. La technologie, le rendement ainsi que la profondeur et la productivité des puits ont aussi un effet sur
les coûts de l’offre. Enfin, d’autres facteurs économiques, tels que la valeur du dollar canadien et les régimes
financiers et fiscaux, influent sur ces coûts.
Bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC)
Le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (BSOC) est le plus important gisement d’hydrocarbures au Canada. Il
s’étend sur la majeure partie de l’Alberta, sur un tiers de la Saskatchewan et sur de petites parties de la ColombieBritannique, du Yukon, des Territoires du Nord-Ouest et du Manitoba. C’est du BSOC que proviennent environ
98 % de la production canadienne de gaz naturel et 23 % de la production annuelle de gaz naturel de l’Amérique du
Nord.
L’économie du BSOC est en évolution. Récemment, la production gazière provenant du BSOC s’est stabilisée après
de nombreuses années de croissance et nul ne sait si l’industrie accroîtra ou même maintiendra à long terme les
niveaux de production actuels. Étant donné qu’en moyenne, les nouveaux puits produisent moins que par le passé,
les coûts de l’offre liés à la production de gaz dans le BSOC sont en hausse.
Cela a une incidence sur la capacité concurrentielle du bassin par rapport à d’autres régions productrices de gaz
naturel en Amérique du Nord. Les coûts de l’offre influencent les décisions d’investissement, la quantité de gaz
naturel produite à partir du BSOC et, du coup, les volumes disponibles en Amérique du Nord. En bout de ligne, les
coûts de l’offre ont une influence sur l’industrie des transports de la région ainsi que sur l’utilisation à plein
rendement ou la sous-utilisation du réseau pipelinier.
Moyenne des coûts de l’offre par région en 2007 :
Nouveaux groupes géographiques
L’Office national de l’énergie a adopté la répartition géographique utilisée par petroCUBE à l’égard du BSOC, car
elle est plus précise. La présente étude porte sur 18 groupes géographiques, qui sont divisés selon des catégories
déterminées en fonction de la similitude des coûts liés à la production de gaz naturel. Il sera ainsi possible
d’analyser plus précisément les facteurs économiques en jeu dans les diverses formations géologiques.
Le rapport Productibilité à court terme de gaz naturel au Canada que l’Office publiera en 2008, ainsi que les futures
évaluations du marché de l’énergie portant sur le gaz naturel, se fonderont sur ces groupes géographiques.
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