Réseau de pipelines de transport de liquides de gaz naturel

Aperçu

Les liquides de gaz naturel sont des hydrocarbures qui sont généralement extraits du gaz, mais qui sont aussi produits en plus petites quantités lors du raffinage du pétrole brut et de l’exploitation des sables bitumineux. Ils regroupent l’éthane, le propane, le butane, les pentanes plus et les condensats. Les pentanes plus et les condensats ressemblent à du pétrole brut très léger. Pour cette raison, ils sont intégrés à la dynamique du transport et des marchés de pétrole brut dans le présent rapport.

Les liquides de gaz naturel sont transportés par pipeline, camion, train et navire. Si la plus grande partie du propane et du butane au Canada est acheminée jusqu’aux marchés par wagons-citernes, l’éthane, lui, ne l’est que par pipeline. Les camions servent principalement à livrer du propane aux clients finals et les navires transportent des liquides de gaz naturel jusqu’aux marchés d’outre-mer.

La production canadienne de liquides de gaz naturel a atteint de nouveaux sommets en 2018 et 2019, stimulée par la production croissante de gaz riche en liquides dans l’Ouest canadien, en particulier dans les formations de Montney et de Duvernay, qui chevauchent l’Alberta et la Colombie-Britannique. La croissance découle principalement de la production de propane et de butane. La production d’éthane est demeurée stable de 2015 à 2018 et a légèrement diminué en 2019. L’éthane sert en très grande partie à répondre à la demande de l’industrie pétrochimique et l’excédent est laissé dans le flux gazeux selon une pratique appelée rejet d’éthane. Pour 2019, ce rejet est estimé à 169,0 milliers de barils ou 26,9 milliers de mètres cubes par jour, soit près du triple de la quantité d’éthane rejetée en 2015.

Comme le montre la figure 22, la production de liquides de gaz naturel devrait atteindre 716,1 milliers de barils ou 113,9 milliers de mètres cubes par jour en 2020, une augmentation de 1,7 % par rapport à 2019.

Marchés des liquides de gaz naturel

La consommation de liquides de gaz naturel est répandue dans tout le Canada. La province qui vient en tête à ce chapitre est l’Alberta, suivie de l’Ontario et du Québec. L’éthane est principalement utilisé comme charge d’alimentation pétrochimique pour produire des plastiques. Le propane a diverses utilités et est abondamment utilisé comme combustible de chauffage dans les secteurs résidentiel, commercial, industriel et institutionnel. C’est aussi un combustible courant pour le chauffage des bâtiments et le séchage des récoltes dans le secteur agricole en plus de constituer une charge d’alimentation pétrochimique. Le butane sert surtout dans les raffineries pour y être mélangé à l’essence et dans la région des sables bitumineux comme diluant.

Le Canada produit de l’éthane mais en importe aussi des États-Unis par pipeline, jusqu’en Saskatchewan, pour utilisation en Alberta, ainsi que dans le sud-ouest de l’Ontario. En 2020, ces importations atteignaient 93,0 milliers de barils ou 14,8 milliers de mètres cubes par jour. L’éthane à faible coût abonde dans l’Est des États-Unis, près des formations schisteuses de Marcellus et d’Utica dans le bassin appalachien, comme d’ailleurs au Dakota du Nord, où la formation de Bakken, dans le bassin de Williston, produit du gaz riche en liquides. Les pipelines d’importation d’éthane pour le secteur pétrochimique de l’Alberta et de l’Ontario fonctionnent généralement à plein régime ou presque. En Ontario, NOVA Chemicals Corporation augmente la capacité de ses installations pétrochimiques de Corunna de plus de 50 %. L’achèvement des travaux est prévu vers la fin de 2021.

La majeure partie la production canadienne de propane et de butane est exportée. En 2020, ces exportations ont atteint quotidiennement 159,6 milliers de barils ou 25,4 milliers de mètres cubes pour le propane et 35,9 milliers de barils ou 5,7 milliers de mètres cubes pour le butane.

Comme le montre la figure 24, le propane et le butane sont exportés principalement par chemin de fer. Les volumes transportés varient grandement selon la saison, atteignant un sommet en hiver à des fins de chauffage. De plus petits volumes de propane et de butane sont exportés par pipeline ou camion. Les exportations de propane par navire ont commencé en mai 2019.

La figure 24 montre que les destinations des exportations de propane et de butane ont changé au cours des dernières années. Si la PADD II demeure un marché clé pour les liquides de gaz naturel du Canada, les exportations vers le PADD III ont augmenté de 2017 à 2019 en raison des volumes croissants expédiés par train jusqu’au Mexique et des quantités exportées vers les marchés d’outre-mer depuis des terminaux sur la côte américaine du golfe du Mexique. Les exportations de propane et de butane vers la PADD V ont augmenté, elles, en raison de la présence du terminal maritime de Petrogas à Ferndale, dans l’État de Washington, qui reçoit des cargaisons de liquides de gaz naturel canadiens par train avant de les exporter vers des marchés asiatiques.

Le changement le plus notable dans les exportations de propane est la croissance des livraisons ailleurs qu’aux États-Unis. En 2019, le premier terminal d’exportation de propane du Canada, Ridley Island, d’AltaGas, a permis de se tourner vers l’Asie. Le terminal d’AltaGas a été construit pour offrir une capacité d’exportation de 40 milliers de barils ou 6,4 milliers de mètres cubes par jour et fonctionnait presque à pleine vapeur en 2020. Grâce à une plus grande efficacité découlant de l’optimisation des installations sur place et de la logistique ferroviaire, AltaGas a doublé sa capacité d’exportation pour la porter à 80 milliers de barils ou 12,7 milliers de mètres cubes par jour en 2020. La Régie a approuvé la demande d’Altagas visant à accroître les exportations en août 2020.

Un autre terminal d’exportation de propane, de Pembina Pipeline à Prince Rupert, est entré en service en avril 2021. Au précédent s’ajoutent deux autres projets : le terminal de Kitimat de Pacific Traverse et celui de liquides en vrac (dont le propane) de Vopak Pacific Canada sur l’île Ridley, près de Prince Rupert, toujours en Colombie-Britannique.

Ces terminaux d’exportation permettent aux producteurs de propane de l’Ouest canadien d’avoir accès aux marchés de l’Asie, de l’Amérique centrale et de l’Amérique du Sud. Tous les terminaux d’exportation existants et envisagés sur la côte ouest du Canada recevront leur charge d’alimentation par chemin de fer.

Capacité pipelinière et utilisation

Les canalisations 1 et 5 du réseau d’Enbridge transportent du pétrole brut léger, des produits pétroliers raffinés et du propane, du butane et des condensats d’Edmonton, en Alberta, jusqu’à Sarnia, en Ontario, avec livraisons en divers points en cours de route. Des dépropaniseurs, c’est-à-dire des installations qui extraient le propane d’un mélange de liquides de gaz naturel, existent à Superior, au Wisconsin, ainsi qu’à Rapid River, au Michigan. Le mélange résiduel est envoyé à Sarnia, où il est fractionné en produits conformes à certaines caractéristiques techniques qui sont finalement acheminés aux marchés du Centre et de l’Est du Canada ou du Midwest américain. Au quotidien, la capacité de la canalisation 1 est de 237 milliers de barils ou 37,7 milliers de mètres cubes alors que celle de la canalisation 5 est de 540 milliers de barils ou 85,9 milliers de mètres cubes.

Les exportations de propane et de butane par pipeline dans le sud-ouest de l’Ontario empruntent principalement le réseau de livraison de l’Est de Plains Midstream Canada, qui relie Sarnia à Windsor et dont la capacité est de 150 milliers de barils ou 23,7 milliers de mètres cubes par jour.

Le pipeline Utopia (en anglais) de Kinder Morgan, d’une capacité de 50 milliers de barils ou 7,9 milliers de mètres cubes par jour, transporte de l’éthane provenant de la formation schisteuse d’Utica ainsi qu’un mélange d’éthane et de propane à partir du comté de Harrison, en Ohio, jusqu’à Windsor, en Ontario. De cette ville, le pipeline Windsor-Sarnia de Plains, lui aussi d’une capacité de 50 milliers de barils ou 7,9 milliers de mètres cubes par jour, livre la charge d’alimentation d’éthane à l’usine de NOVA à Corunna et à des installations de stockage à Sarnia, toujours en Ontario. La partie est du pipeline Cochin de Kinder Morgan a été convertie en 2018 et intégrée au pipeline Utopia.

Près de Sarnia se trouve également le pipeline Genesis, dont la capacité quotidienne est de 37 milliers de barils ou 5,9 milliers de mètres cubes. Depuis un endroit près de Marysville, au Michigan, il traverse la frontière en passant sous la rivière St. Clair pour atteindre les installations de NOVA à Corunna. Il distribue l’éthane transporté par le pipeline Mariner East depuis la formation de Marcellus.

La carte ci-dessous montre les principaux pipelines de liquides de gaz naturel qui sont du ressort de la Régie.

Figure 25 – Pipelines de liquides de gaz naturel réglementés par la Régie

Projets de pipeline d’exportation et d’agrandissement

Le réseau de transport de liquides de Pembina Pipeline dans l’Ouest canadien, qui comprend les réseaux Pouce Coupé et Nord réglementés par la Régie, achemine de l’éthane plus, du propane plus et des condensats du nord-est de la Colombie-Britannique ou du centre-ouest de l’Alberta jusqu’à Edmonton, carrefour de liquides de gaz naturel et de diluants. Pembina agrandit le réseau Peace en réponse à la production croissante à partir des formations riches en liquides de Montney et de Duvernay, entre autres. Cet agrandissement se déroule en plusieurs étapes : la mise en service des quatrième et cinquième étapes a eu lieu vers la fin de 2018; celle des sixième, septième et huitième étapes, prévue à l’origine entre 2020 et 2022, a été reportée en raison de la COVID-19. Au départ de divers points du nord-est de la Colombie-Britannique et du nord-ouest de l’Alberta, le réseau aboutit à Edmonton. Au terme de la huitième étape, il aura une capacité de 1 300 milliers de barils ou 206,7 milliers de mètres cubes par jour.

Le pipeline PTC (en anglais) de Plains, dont le point de départ se situe à Empress, en Alberta, distribue du propane et du butane à plusieurs terminaux, routiers ou ferroviaires, en Saskatchewan et au Manitoba, avant d’aboutir au terminal de la société à Fort Whyte, au Manitoba. Sa capacité est de 15 milliers de barils ou 2,4 milliers de mètres cubes par jour.

Le pipeline Vantage, qui constitue les installations Prairie de Pembina, a une capacité quotidienne de 68 milliers de barils ou 10,8 milliers de mètres cubes. À partir de Tioga, au Dakota du Nord, il achemine de l’éthane tiré du gaz produit dans la région de Bakken jusqu’au réseau de collecte d’éthane de l’Alberta, à Empress, lequel le livre ensuite à l’usine pétrochimique de NOVA à Joffre. Entré en service vers la fin de 2014, il a par la suite été modernisé pour atteindre sa capacité actuelle.

Date de modification :

2021-07-02