Supplément Avenir énergétique du Canada en 2020 : Production de gaz naturel
Supplément Avenir énergétique du Canada en 2020 : Production de gaz naturel [PDF 357 ko]
Données et figures [EXCEL 4 456 ko]
Projections relatives à la production de gaz naturel commercialisable - Scénario Évolution
Description :
Le tableau montre la production de gaz naturel au Canada de 2010 à 2050, toutes méthodes d’extraction et régions confondues, selon le scénario Évolution. Il montre également la production totale pour le scénario de référence et les prix du gaz naturel dans les deux cas. Dans l’Ouest canadien, de 2010 à 2050, on entrevoit pour le gaz dissous une augmentation de 1,3 Gpi3/j à 1,4 Gpi3/j, mais une diminution, de 0,1 Gpi3/j à 0,02 Gpi3/j, pour le méthane de houille et une diminution également, de 7 Gpi3/j à 0,3 Gpi3/j, pour la production classique. La production de gaz naturel classique dans le reste du Canada diminue : de 0,3 Gpi3/j en 2010, elle tombe à 0 Gpi3/j en 2032. La production de la formation de Montney, qui débute en 2007 en Alberta et en 2006 en Colombie-Britannique, atteint respectivement 3 Gpi3/j et 9,2 Gpi3/j en 2050. À 2,7 Gpi3/j en 2010, la production provenant de la zone Deep Basin en Alberta s’élève à 2,0 Gpi3/j en 2050, tandis qu’au cours de la même période, la production des autres réservoirs étanches de l’Ouest canadien accuse une baisse, de 1,9 Gpi3/j à 0,1 Gpi3/j. Dans la formation schisteuse de Duvernay, la production débute en 2012 et atteint 0,6 Gpi3/j en 2050; dans celle de Horn River, à 0,17 Gpi3/j en 2010 et s’accroît à 0,15 Gpi3/j en 2050. Les autres formations schisteuses représentent moins de 0,05 Gpi3/j de la production totale de telles formations tout au long de la période de projection. La production totale est de 15,7 Gpi³/j en 2020. En 2050, elle passe à 16,8 Gpi³/j selon le scénario Évolution et à 23,2 Gpi³/j selon celui de référence. Le prix du gaz naturel en Alberta est de 3,16 $ CA 2019/MBTU en 2010 et de 1,82 $ en 2020. En 2050, il passe à 3,83 $ CA 2019 selon le scénario Évolution et à 4,07 $ selon celui de référence.
Dans le scénario Évolution, la production de gaz naturel provenant de nouveaux puits suffit tout juste à compenser la diminution de la production des puits existants, à court terme. Il s’ensuit que la production totale ne bouge pas jusqu’en 2025. À plus long terme, la hausse des prix et le démarrage des exportations de gaz naturel liquéfié (GNL) justifient des dépenses en immobilisations plus élevées et entraîne un regain de la production. Le gaz de réservoirs étanches continue d’accroître sa part de la production, tandis que le gaz classique voit la sienne poursuivre une trajectoire descendante. Le scénario Évolution suppose des prix du gaz plus bas, une tarification du carbone plus élevée et des exportations de GNL moindres que le scénario de référence.
| Scénario Évolution | 2010 | 2020 | 2030 | 2040 | 2050 |
|---|---|---|---|---|---|
| Production de gaz naturel commercialisable du Canada (en Gpi3/j) | 14,6 | 15,7 | 16,6 | 18,4 | 16,8 |
| Gaz classique | 6,9 | 2,2 | 1,0 | 0,5 | 0,3 |
| Réservoirs étanches, Montney | 0,8 | 6,4 | 9,6 | 12,6 | 12,3 |
| Réservoirs étanches de Deep Basin, Alberta | 2,7 | 3,1 | 2,8 | 2,5 | 2,0 |
| Gaz dissous | 1,3 | 2,1 | 2,1 | 1,7 | 1,4 |
| Autre | 3,0 | 1,8 | 1,1 | 1,0 | 0,8 |
| Prix de référence en Alberta (en $ CA de 2019/MBTU) | $ 3,16 | $ 1,82 | $ 3,18 | $ 3,74 | $ 3,83 |
| Prix au carrefour Henry en 2019 – $ US/MBTU | $ 5,45 | $ 2,05 | $ 3,35 | $ 3,75 | $ 3,75 |
| Puits de gaz, moyenne annuelle | 9 146 | 870 | 1 353 | 1 102 | 823 |
| Jours de forage ciblant du gaz, moyenne annuelle | 65 865 | 24 719 | 38 780 | 31 265 | 23 503 |
| Nombre moyen de jours de forage par puits | 7,2 | 28,4 | 28,7 | 28,4 | 28,5 |
| Taux moyen de production initiale par puits (en Mpi3/j) | 0,98 | 2,74 | 2,86 | 3,02 | 3,02 |
| Exportations de GNL – Gp3/j | 0,00 | 0,00 | 2,30 | 4,88 | 4,88 |
 Part de la formation de Montney en 2050 à 73 % |
 Exportations de GNL à 4,9 Gpi³/j d’ici 2039 |
Scénario de référence en 2050 :
Production de 23 Gpi³/j et exportation de GNL à 7 Gpi³/j |
Production de gaz naturel commercialisable selon la région – Scénario Évolution
La Colombie-Britannique continue d’afficher la plus forte croissance et devient le plus gros producteur en 2035
Description :
La figure montre la production de gaz naturel du Canada de 2010 à 2050, selon la province ou le territoire. À 2,9 Gpi3/j de gaz naturel en début de période, la production de la Colombie-Britannique se hausse à 9,5 Gpi3/j en fin de période. En Alberta, la production diminue quelque peu, de 10,8 Gpi3/j à 7,0 Gpi³/j, Saskatchewan, passant de 0,5 Gpi3/j à 0,3 Gpi3/j. La production combinée du Nord du Canada, de l’Ontario, du Nouveau-Brunswick, de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve, à 0,3 Gpi3/j en 2010, devient nulle en 2032.
Production de gaz naturel commercialisable dans l’Ouest canadien selon l’année de forage – Scénario Évolution
À plus long terme, la production supplémentaire destinée aux exportations de GNL maintient le total au dessus des niveaux actuels
Description :
La figure indique les volumes de gaz naturel provenant de puits de type et d’âge différents. Le gaz dissous tiré des puits de pétrole contribue à hauteur de 1,3 Gpi3/j en 2010 et de 1,4 Gpi3/j en 2050 à la production. Les volumes de gaz dégagé des puits déjà forés, à 13,3 Gpi3/j en 2010, chutent à 0,8 Gpi3/j en 2050. Les nouveaux puits devraient produire 0,9 Gpi3/j de gaz naturel commercialisable en 2020, production qui s’élève à 10,9 Gpi3/j en 2050. Débutant en 2023, la production des puits forés pour répondre à la demande de gaz naturel liquéfié atteint 3,7 Gpi3/j à la fin de la période.
Ressources de gaz naturel et production cumulative
Selon le scénario Évolution, seulement 10% des ressources en place au Canada sont produites au cours de la période de projection
Description :
La figure montre les ressources en gaz naturel au Canada à la fin de 2019 comparativement à la production cumulative de 2019 à 2050. Les ressources de méthane de houille sont de 47,7 Tpi3 au total, celles de gaz naturel classique de l’Ouest canadien, de 62,9 Tpi3, et celles de gaz naturel classique provenant du reste du Canada, 263 Tpi3. Les réservoirs étanches de Montney comptent 566 Tpi3 de ressources et les autres réservoirs étanches renferment 58,1 Tpi3. Les ressources des formations schisteuses se chiffrent à 380 Tpi3. À la fin de la période de projection, la production ne compte que pour 10 % du total des ressources disponibles.
Toutes les données dans l’annexe du rapport
https://apps.cer-rec.gc.ca/ftrppndc/dflt.aspx?GoCTemplateCulture=fr-CA
- Date de modification :