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.