Gaz naturel

Le Canada se classe au troisième rang mondial pour la production et au deuxième pour l'exportation de gaz naturel. L'industrie canadienne du gaz naturel regroupe des centaines d'entreprises œuvrant dans les domaines de la prospection, de la production et de la transformation. Ces entreprises s'occupent également de la production de pétrole. En effet, le pétrole et le gaz se trouvant toujours ensemble, il s'ensuit logiquement que les entreprises exploitent les deux ressources.

Un certain nombre d'entreprises ont pour activité principale le stockage, le transport par pipeline et la distribution aux consommateurs du gaz naturel, alors que plusieurs douzaines en font la commercialisation.

L'industrie du gaz naturel joue un rôle important dans l'économie canadienne. La plupart des résidences canadiennes se servent du gaz comme principale source de chauffage. Les secteurs industriel et commercial en utilisent également des quantités importantes. Le Canada produit pratiquement tout le gaz consommé par ses habitants et, en plus, une grande quantité destinée à l'exportation vers les États-Unis.

Auparavant, le pétrole brut était plus important que le gaz autant pour les entreprises de production que pour l'économie canadienne en général. Toutefois, au cours de la dernière décennie, le rôle du gaz s'est amplifié étant donnée la hausse plus marquée dans la production du gaz que dans celle du pétrole. À titre d'exemple, les revenus de l'Alberta provenant du gaz naturel et de ses sous-produits sont plus importants que ceux générés par le pétrole brut et le bitume. Les exportations de gaz naturel en 1997 se chiffraient à 8,7 milliards de dollars au profit des entreprises productrices canadiennes, par rapport à 14,7 milliards de dollars pour le pétrole brut et ses produits raffinés. Mais, le Canada a importé pour 10,9 milliards de dollars de pétrole et presque pas de gaz. Donc les recettes d'exportation du gaz nettes ont largement surpassé celles du pétrole.

Ressources et capacité
Tout comme le pétrole, le gaz naturel se trouve dans les roches sédimentaires. Les bassins sédimentaires sont des régions continentales ou extracôtières dont le sol se compose de roche sédimentaire. La figure 3.4, à la page suivante, illustre l'emplacement des principaux bassins sédimentaires contenant des gisements de gaz naturel en Amérique du Nord. (Nota : les bassins fortement ombragés ne sont pas encore exploités, faute de gazoducs.)

La principale région gazière au Canada est la partie sud du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. Environ 83 p. 100 de la production de gaz provient de l'Alberta, 13 p. 100 de la Colombie-Britannique et 4 p. 100 de la Saskatchewan. Des quantités minimes de gaz sont également produites en Ontario, au Sud du Yukon et dans les Territoires du Nord-Ouest. L'exploitation du Projet énergétique extracôtier Sable (près de l'île de Sable, en Nouvelle-Écosse) a commencé au début de l'an 2000; on prévoit une production de 15 millions de m3/j (530 millions de pi3/j) d'ici la fin de l'an 2000.

Les ressources de gaz naturel, tout comme celles de pétrole, se divisent en catégories :

• Les réserves établies, également appelées réserves démontrées, sont des quantités de gaz naturel encore enterrées, dont le forage est entamé et qui sont récupérables dans les conditions actuelles et prévues. Ces réserves sont soit reliées à des gazoducs, soit à proximité de ces derniers.
  
  
• Les réserves découvertes, dont le forage est également entamé, sont connues hors de tout doute. Toutefois, les puits se trouvent loin des gazoducs, ce qui rend l'exploitation impossible ou peu rentable au moment présent. La plupart des ressources découvertes au Canada se trouvent au large de la côte Est et dans l'Arctique. Si des gazoducs sont construits, ces réserves deviendront des réserves démontrées.
  
  
• Les ressources classiques présumées sont formées de gaz dans des gisements traditionnels (tel que le grès et les roches carbonatées), dans des régions qui sont connues pour ces gisements, mais où le forage n'est pas commencé. Il s'agit d'estimations du gaz qui reste à découvrir et qui serait récupérable avec les moyens techniques et économiques actuels ou prévus. Ces ressources ne relèvent pas de la pure spéculation. Des données géologiques détaillées permettent d'affirmer avec certitude qu'il reste des gisements de gaz à découvrir dans une région au fur et à mesure du forage et de la prospection. Toutefois, la quantité qui sera découverte ne peut être évaluée avec précision. En général, une fois le forage des anciennes ressources présumées réalisé, on se rend compte que les estimations étaient trop basses; le gaz est découvert et produit en plus grande quantité que prévu.
  
  
• Les ressources non classiques présumées sont des gisements de gaz connus, atteints par le forage, mais qui se trouvent dans des types de roches qui n'ont pas encore été exploités commercialement à grande échelle. Les ressources canadiennes non classiques présumées se trouvent surtout dans les gisements de charbon, dans l'Ouest canadien. Le gaz, ou méthane de houille, est commercialement exploité en grande quantité au Nouveau-Mexique. Le charbon canadien n'a pas encore donné lieu à une production commerciale de gaz, bien que les tests démontrent qu'il en contient.

Le tableau C, à la page suivante, résume les estimations de l'Office national de l'énergie en matière de réserves démontrées, de ressources découvertes, de ressources classiques présumées et de ressources non classiques présumées.

Ressources extracôtières

Il y a eu d'importantes découvertes de gaz au large de la Nouvelle-Écosse et de Terre-Neuve et dans la mer de Beaufort.

Le Projet énergétique extracôtier Sable, au large de la Nouvelle-Écosse, a commencé sa production de gaz à la fin de 1999. Le Maritimes and Northeast Pipeline, terminé à la fin de 1999, transportera le gaz de cinq champs de la région de l'île de Sable vers les marchés de la Nouvelle-Écosse, du Nouveau-Brunswick et du Nord-Est des États-Unis. On prévoit un taux de production initial d'environ 15 millions de m3/j (530 millions de pi3/j). Le projet est desservi par un gazoduc sous-marin qui accoste à Country Harbour, en Nouvelle-Écosse, où se trouve l'usine de transformation du gaz. On s'attend à ce que le gazoduc sous-marin et l'usine de transformation déjà construits favorisent l'exploitation d'autres champs de la région.

La plate-forme Hibernia, au large de Terre-Neuve, produisait jusqu'à récemment 19 069 m3/j (120 kb/j) de pétrole; elle produit aujourd'hui de grandes quantités de gaz, environ 4,2 millions de m3/j (150 millions de pi3/j). Environ 4 millions de m3/j (135 millions de pi3/j) de gaz sont injectés dans le gisement afin de faciliter l'extraction du pétrole. Le reste est brûlé et l'énergie ainsi produite alimente la plate-forme.

Gaz des régions pionnières
Les bassins pionniers sont ceux que l'on ne prévoit pas exploiter de façon significative à court terme. Ils se trouvent dans la mer de Beaufort, le delta du Mackenzie, les îles de l'Arctique, le Labrador et les Grands Bancs. Les coûts d'infrastructure, surtout celui du gazoduc, entravent la faisabilité financière de l'exploitation, malgré la taille énorme des champs de gaz qu'on y a trouvés dans les années 1970 et 1980.

Il existe une petite exploitation de gaz près d'Inuvik, dans les Territoires du Nord-Ouest. Le gisement d'Ikhil produit environ 60 000 m3/j (2 millions de pi3/j) de gaz, distribué à Inuvik.

Récemment, des sociétés de gazoducs et d'autres promoteurs ont abordé la question de la construction de gazoducs à partir des extrémités nordiques du réseau nord-américain existant vers les grands gisements découverts dans le delta du Mackenzie, la mer de Beaufort et l'Alaska. Les ressources découvertes de gaz s'élèvent à environ 255 milliards de m3 (9 Bpi3) dans le delta du Mackenzie et la mer de Beaufort et 784 milliards de m3 (28 Bpi3) à Prudhoe Bay, en Alaska. S'il existait un gazoduc pour relier ces champs au réseau actuel, l'exploitation à plus grande échelle des gisements deviendrait rentable. Des obstacles de taille sur les plans de l'ingénierie, des finances et de la réglementation devront être surmontés avant de pouvoir construire un tel gazoduc.

Production
La majeure partie de la production de gaz, soit 88 p. 100, provient de puits classés comme puits de gaz, alors que 12 p. 100 sont tirés des puits de pétrole. Dans ce dernier cas, les hydrocarbures extraits des puits représentent un mélange de gaz naturel et de pétrole. La production de pétrole génère presque toujours une certaine quantité de gaz. On trouve le trouve dissous dans le pétrole, dont il est séparé au moyen d'équipement spécialisé; on le nomme gaz dissous ou associé.

Inversement, la plupart des puits de gaz produisent une certaine quantité d'hydrocarbures liquides, qui sont séparés du gaz à la surface. Ces liquides de gaz naturel et condensats sont inclus dans la production de « pétrole brut et d'équivalent ».

En 1998, la production canadienne de gaz naturel a atteint 167 milliards de m3 (5,9 Bpi3), pour une moyenne de 462 millions de m3/j (16,3 milliards de pi3/j). Elle a presque doublé entre 1988 et 1998, comme le montre la figure 3.5.

On prévoit une hausse de la production de gaz naturel au Canada, qui se situera entre 227 et 255 milliards de m3 (entre 8 et 9 Bpi3) d'ici 2010.

Transformation
Le secteur de la transformation est souvent appelé le secteur intermédiaire. Le gaz naturel brut extrait du sol doit subir des transformations avant d'être injecté dans les réseaux de gazoducs à grande distance ou utilisé par les consommateurs.

Dans certains cas, la transformation nécessaire est minime. Par exemple, une petite unité de séchage retire la vapeur d'eau. Généralement, toutefois, la production nécessite de l'équipement spécialisé à l'usine de transformation du gaz afin d'enlever les liquides de gaz naturel, la vapeur d'eau, les gaz inertes, le CO2 gazeux et le sulfure d'hydrogène du mélange de gaz naturel brut.

Habituellement, les producteurs de l'Alberta et de la Saskatchewan construisent les réseaux de collecte nécessaires pour transporter le gaz des puits à l'usine de transformation. L'Alberta compte des centaines d'usines à gaz, souvent une par gisement important.

En Colombie-Britannique, Westcoast Energy Inc. assure la majeure partie de la collecte et de la transformation, dans l'une des cinq grandes usines de transformation du gaz. La Westcoast est également propriétaire du principal gazoduc.

Les usines de transformation fabriquent du gaz prêt pour le pipeline à partir du gaz naturel brut. Ce produit se compose principalement de méthane, avec de faibles quantités d'éthane et de minimes quantités d'autres liquides de gaz naturel. Le gaz naturel de pipeline convient aux utilisateurs finals. On l'appelle également gaz commercialisable ou, aux États-Unis, gaz sec.

Les coûts des services du secteur intermédiaire sont réglementés dans une certaine mesure.

L'éthane, le butane, le propane et les condensats récupérés du gaz naturel brut dans les usines de transformation constituent des sous-produits importants. Ensemble, on les appelle les liquides de gaz naturel.

Les usines de chevauchement, ou de transformation supplémentaire, font également partie du secteur intermédiaire du gaz naturel. Ces usines sont situées à proximité des principaux points d'exportation, où le gaz naturel sort de l'Alberta par des gazoducs à gros diamètre. Elles enlèvent une partie de l'éthane et des autres liquides de gaz naturels qui se trouvent encore dans le gaz.

Transport
Après la transformation, le gaz commercialisable est acheminé par les producteurs vers des réseaux de gazoducs en acier à haute pression. Les sept principales sociétés de pipelines de gaz naturel au Canada sont : TransCanada Pipelines Ltd. (TCPL), propriétaire du Alberta System et de la Canadian Mainline; Westcoast Energy Inc.; Foothills Pipe Lines Ltd.; TransGas Limited; Union Gas; Gazoduc TransQuébec et Maritimes (TQM) et Maritimes & Northeast Pipeline (MNP). La figure 3.6 illustre les principaux réseaux de pipelines de gaz naturel au Canada, ainsi que les gazoducs américains qui sont reliés aux réseaux canadiens.

Le gaz est propulsé à l'intérieur des gazoducs par des compresseurs, qui s'alimentent généralement à même le gazoduc pour produire de l'énergie par combustion. Toutefois, certains compresseurs sont munis de moteurs électriques.

Les gazoducs transportent le gaz pour le compte de leurs propriétaires. Ceux-ci ne possèdent pas le gaz transporté dans leurs réseaux. Au Canada, les sociétés de gazoducs sont des fournisseurs de services de transport à accès libre. Ceci signifie qu'ils sont tenus de fournir leurs services à tout client qui en fait la demande, selon les modalités tarifaires du gazoduc. (Les modalités tarifaires sont un ensemble de règles qu'une entreprise doit suivre afin de déterminer les clients qui seront desservis, ceux pour qui elle construira de nouvelles installations, etc.)

Les droits de péage (ou redevances) et les tarifs des services des gazoduc provinciaux sont de compétence provinciale. Par exemple, les prix de l'Alberta System de TransCanada sont réglementés par la Alberta Energy and Utilities Board. Les prix et tarifs des gazoducs interprovinciaux et internationaux sont toutefois sous la réglementation de l'Office national de l'énergie (p. ex., le Canadian Mainline de TransCanada et la Westcoast).

L'infrastructure de transport du gaz est en place dans toutes les provinces canadiennes sauf à Terre-Neuve et dans l'Île-du-Prince-Édouard. Les consommateurs de la Colombie-Britannique utilisent le gaz produit dans le nord-est de leur province. L'Alberta est également autonome en ce qui a trait au gaz. Les consommateurs de la Saskatchewan s'alimentent de gaz albertain ainsi que de celui de leur propre province. La majeure partie de la consommation de l'Est du Canada provient de l'Alberta.

La plupart des contrats de transport sont initialement signés à long terme, pour dix ans ou plus. Ensuite, on passe aux contrats d'un an, qui sont renouvelables. Les expéditeurs signent un contrat de service pour un certain volume. Habituellement, ils sont tenus de payer des frais liés à la demande sur tout le volume au contrat, que ce volume soit transporté ou pas. Lorsque le gaz est transporté, les expéditeurs ont également à débourser des frais liés au produit, couvrant le combustible de pipeline et les frais variables. La majorité des frais de transport sont inclus dans les frais liés à la demande.

Stockage du gaz
Le stockage du gaz naturel est plus difficile que celui du pétrole et peut prendre la forme de réservoirs souterrains. Les propriétaires des réservoirs vendent leurs services aux joueurs sur le marché, habituellement moyennant des frais non réglementés. D'importantes installations de stockage existent en Alberta et en Ontario.

Les distributeurs possèdent généralement leurs propres réservoirs, afin de réduire les coûts des livraisons de gaz au cours des périodes de pointe de la demande, en hiver. Par exemple, en utilisant des réservoirs ontariens, les gazoducs qui relient l'Alberta et l'Ontario peuvent fonctionner à pleine capacité tout au long de l'année. En été, le gaz est stocké, et en hiver, les livraisons par gazoduc et les retraits des réservoirs suffisent pour répondre à la forte demande. Ainsi, la capacité des gazoducs nécessaire aux distributeurs est moindre, ce qui réduit les coûts.

Le stockage modère également la volatilité des prix. On peut acheter le gaz en été, alors que la demande est faible, et l'utiliser en hiver, période de forte demande. Les autorités provinciales réglementent les coûts de distribution, y compris ceux de stockage.

Consommation et commerce
La consommation canadienne de gaz en 1997 était de 79 milliards de m3 (2 777 milliards de pi3). Elle se répartit par secteur comme suit : 18 milliards de m3 (627 milliards de pi3) pour le résidentiel, 12 milliards m3 (413 milliards de pi3) pour le commercial et 31 milliards de m3 (1 080 milliards de pi3) pour l'industriel. Le gaz a également servi à produire de l'électricité (5,2 milliards de m3, soit 184 milliards de pi3) et il a été utilisé comme combustible de pipeline et pour d'autres usages (13 milliards de m3, soit 472 milliards de pi3).

En 1997, les plus gros marchés régionaux sont l'Ontario (27 milliards de m3, soit 965 milliards de pi3), l'Alberta (23 milliards de m3, soit 824 milliards de pi3), la Colombie-Britannique (9 milliards de m3, soit 306 milliards de pi3), la Saskatchewan (7 milliards de m3, soit 231 milliards de pi3), le Québec (6 milliards de m3, soit 227 milliards de pi3) et le Manitoba (2,5 milliards de m3, soit 88 milliards de pi3). Les producteurs de gaz ont accumulé des revenus se chiffrant à 5 milliards de dollars en 1997 pour la vente du gaz au pays, tel que calculé à la sortie de l'usine de transformation.

La plupart des années, les consommateurs de l'Est du Canada achètent de faibles quantités de gaz naturel des États-Unis. En 1997, les importations canadiennes de gaz américain s'élevaient à 1,25 milliard de m3 (45 milliards de pi3), soit 2 p. 100 de la demande canadienne seulement.

Les exportations canadiennes de gaz vers les États-Unis dépassent quelque peu la consommation intérieure. En 1997, elles s'élevaient à 83 milliards de m3 (2 934 milliards de pi3). Le nord-ouest de la région du Pacifique et la Californie a acheté 35 milliards de m3 (1 233 milliards de pi3); le Midwest, 29 milliards de m3 (1 034 milliards de pi3) et le nord-est, 19 milliards de m3 (667 milliards de pi3).

Depuis 1986, les exportations canadiennes de gaz vers les États-Unis ont quadruplé, principalement en raison de la déréglementation des prix. Cette augmentation de la part de marché américain s'explique par une hausse de la capacité de production à la tête de puits, la construction de nouveaux gazoducs ainsi que le financement et les coûts d'exploitation concurrentiels du gaz naturel au Canada.

En 1997, les revenus des producteurs provenant des ventes sur les marchés extérieurs, tels que calculés à la sortie de l'usine de transformation, s'élevaient à 7,1 milliards de dollars. Les revenus des sociétés canadiennes de gazoducs pour le transport du gaz naturel des usines de transformation aux points d'exportation frontaliers étaient de 1,5 milliard de dollars.

Le gaz canadien a comblé 13 p. 100 de la demande américaine en 1997. Ce pourcentage est plus élevé dans certaines régions : plus de 50 p. 100 de la demande dans les États de l'Ouest, 23 p. 100 au Midwest et 21 p. 100 dans le Nord-Est des États-Unis.

Prix

Depuis 1985, les prix du gaz naturel perçus par les producteurs du Canada ont été déréglementés. Le prix du gaz naturel est établi dans le marché libre par les forces fondamentales de l'offre et de la demande. Les prix de transport et de distribution perçus par les propriétaires de gazoducs et les distributeurs demeurent, toutefois, réglementés.

Au Canada, l'unité de mesure standard pour la vente du gaz est le gigajoule (GJ), qui équivaut approximativement à 26,6 m3 (940 pi3). Aux États-Unis, l'unité standard est le million de British Thermal Units (MBtu), qui équivaut approximativement à 1 000 pi3 de gaz.

Les propriétaires de résidences achètent le gaz au mètre cube. Un facteur de valeur énergétique s'applique, toutefois, de sorte qu'ils paient en fonction de la quantité d'énergie fournie.

Le gaz naturel est une source d'énergie livrée comme flux, non comme réserve. Les négociants de mazout livrent, par exemple, 500 litres de mazout à un client à la fois. Par contre, le gaz naturel est livré en fonction de la consommation, de façon continue.

L'approvisionnement en gaz naturel peut difficilement être modifié rapidement, alors que la demande fluctue selon les fronts atmosphériques. C'est en partie pour cela que le prix du gaz naturel est volatil et changeant avec le temps.

La plupart des consommateurs aiment savoir d'avance le prix qu'ils devront payer pour le gaz. Donc, plus le contrat d'approvisionnement en gaz naturel est à long terme, plus le prix est élevé. Le gaz naturel peut être acheté à l'heure, au jour, au mois, à l'année ou pour plusieurs années. Le prix par GJ de gaz dans le cadre d'un contrat d'un an est plus élevé que celui du gaz fourni selon un contrat mensuel.

Le transport du gaz comporte des frais connexes. Plus le point de livraison est éloigné des régions gazières, plus le prix est élevé.

Le gaz naturel canadien possède plusieurs marchés importants. Le gaz vendu à un point de livraison le long du Alberta System de TCPL ou au réservoir de stockage de la Alberta Energy Company détermine le marché albertain. C'est le facteur le plus important pour l'établissement du prix du gaz au Canada. En 1997, le prix moyen du gaz vendu selon des contrats mensuels sur le marché albertain était de 1,75 $/GJ (1,34 $US/MBtu). Ces contrats ont amené un prix moyen net à la sortie de l'usine de 1,23 $US/MBtu aux producteurs. Le prix net à la sortie de l'usine est celui qui revient aux producteurs, une fois soustraits les frais de transport du gaz, de l'usine au point de livraison.

En 1997, le prix moyen du gaz livré au réservoir de stockage Dawn, dans le Sud de l'Ontario, et vendu selon des contrats mensuels était de 3,83 $/GJ. Les prix au bec du brûleur étaient plus élevés, en raison des coûts de distribution additionnels.

Les principaux marchés américains se trouvent à Chicago, à Malin (Oregon), à New York et à Henry Hub (Louisiane). Les prix sur ces marchés déterminent les prix que recevront les exportateurs canadiens pour leur produit. Les contrats à terme de la New York Mercantile Exchange (NYMEX) ont choisi Henry Hub comme destination. En 1997, le prix moyen net à la sortie de l'usine pour les exportations était de 1,76 $US/MBtu, considérablement supérieur au prix net intérieur. Cette différence s'expliquait par un déséquilibre entre la capacité de production de gaz et la capacité des gazoducs.

La capacité de production représente la quantité de gaz qui peut être produite à tout moment. Elle a toujours été excédentaire au Canada dans le secteur du gaz naturel. La production locale de gaz dans l'Ouest canadien est généralement supérieure à la demande locale ainsi qu'à la capacité des gazoducs qui transportent le gaz vers d'autres régions. Il en résulte un excédant local de gaz et des prix inférieurs à ceux d'autres régions nord-américaines. Les consommateurs canadiens de gaz naturel ont profité de cette situation excédentaire au cours de la majeure partie de la dernière décennie.

Cet excédant a été éliminé, du moins temporairement, par les deux grands projets de gazoducs exportateurs construits à la fin de 1998 : le segment qui prolonge le gazoduc Foothills/Northern Border jusqu'à Chicago et celui qui prolonge le TransCanada vers l'Est du Canada et le Nord-Est et le Midwest américains. Ceci a eu pour effet des prix nets similaires pour les ventes intérieures et pour les exportations. Les marchés canadiens du gaz ont donc vu leurs prix grimper considérablement. À titre d'exemple, le prix en Alberta selon des contrats mensuels est passé de 1,53 $/GJ en janvier 1998 à 3,71 $/GJ en novembre 1999.

Perspectives

Selon le document intitulé Perspectives énergétiques du Canada 1996-2020 :

• On prévoit que la demande intérieure de gaz passera de 79 milliards de m3 (2,7 Bpi3) en 1997 à entre 127 et 150 milliards de m3 (entre 4,5 et 5,3 Bpi3) d'ici 2020.
  
  
• On prévoit que les exportations de gaz naturel vers les États-Unis passeront de 82 milliards de m3 (2,9 Bpi3) en 1997, à entre 113 et 127 milliards de m3 (entre 4 et 4,5 Bpi3) d'ici 2020.
  
  
• On prévoit que la production canadienne de gaz naturel passera de 167 milliards de m3 (5,9 Bpi3) en 1997, à entre 227 et 275 milliards de m3 (entre 8 et 9,7 Bpi3) d'ici 2020.
  
  
• On prévoit que, d'ici 2020, le prix à la sortie de l'usine du gaz naturel de l'Alberta se situera entre 2,25 $ (prix de 1997) et 3,25 $ le GJ (prix prévu de 2020).

Nouvelles technologies d'approvisionnement
Les technologies de prospection et de production du gaz naturel sont en constante évolution. Les percées des dernières années comprennent les trépans à diamant polycristallin, l'imagerie sismique tridimensionnelle, le forage horizontal et le forage en sous-pression. Ces technologies permettent le renouvellement continu de l'approvisionnement en gaz sans hausse des prix du marché. La situation se maintiendra dans l'avenir prévisible et la production pourra donc continuer en augmentant.

Les nouvelles technologies ont également joué un rôle important dans le début des exploitations des nouveaux bassins de production de la plate-forme Scotian. En mer, la prospection, le forage et les technologies de production, mises au point dans la partie américaine du golfe du Mexique, mais jamais utilisées auparavant au Canada, ont servi à la mise en valeur de la plate-forme Scotian.

La recherche et l'expérimentation se poursuivent dans le domaine des technologies de production et de forage, dans le but d'extraire le gaz naturel des gisements canadiens de charbon (méthane de houille). Ce type de gaz est fort abondant au Canada, surpassant de loin les estimations actuelles de réserves de gaz classiques. Mais, jusqu'à ce jour, la production rentable du méthane de houille n'a pas été réalisée. Ce dernier pourrait toutefois fournir à l'avenir une part importante de l'approvisionnement canadien.

À long terme, les réserves éloignées, et pour le moment difficile d'accès, pourraient acquérir une importance marquée dans l'industrie canadienne du gaz. On sait maintenant que de vastes réserves de gaz naturel existent dans des régions éloignées des principaux marchés. Les changements du marché et les percées technologiques telles que la construction d'un gazoduc vers le Grand Nord du Canada ou des technologies de production et de transport pourraient amener sur le marché le gaz de ces réserves.

Production d'éthanol à partir de la biomasse En collaboration avec Petro-Canada, la société Iogen conçoit et met à l'essai un processus rentable de production d'éthanol à partir d'une vaste gamme d'éléments de la biomasse, notamment les résidus agricoles comme la paille et la balle d'avoine. L'expérience d'Iogen en matière de technologie des enzymes permettra à la société de produire de l'éthanol à un coût concurrentiel. Grâce à cette technologie, chaque litre d'éthanol substitué à de l'essence réduira les émissions de CO2 de 70 à 90 p. 100. Le secteur des transports pourrait ainsi réduire ses émissions de gaz à effet de serre de façon considérable si les carburants comme le E10 (10 p. 100 d'éthanol et 90 p. 100 d'essence) ou le E85 (85 p. 100 d'éthanol et 15 p. 100 d'essence) étaient couramment utilisés d'ici 2010. En outre, en mélangeant une part de 10 p. 100 d'éthanol à toutes les essences canadiennes d'ici 2010, on serait en mesure de réduire de 3 mégatonnes par an les émissions de CO2.

Les liquides de gaz naturel (LGN)
Les LGN sont des hydrocarbures lourds et comprennent l'éthane, le propane, les butanes (isobutane ou butane ordinaire) et les pentanes plus qui sont extraits du gaz naturel brut dans les usines de transformation. Après la transformation sur place du gaz naturel, celui-ci contient encore la plus grande partie de son éthane, ainsi que quelques liquides plus lourds, surtout du propane et du butane.

Environ 49 p. 100 des LGN sont produits sous forme d'éthane ou de propane et de liquides encore plus lourds. La majeure partie de ce mélange est acheminée par pipeline vers les installations de déséthanisation et de fractionnement, où il est transformé en produits purs utilisés surtout dans l'industrie pétrochimique. On trouve des installations de fractionnement à Fort Saskatchewan, en Alberta; à Superior, au Wisconsin; à Rapid River et à Marysville, au Michigan et à Sarnia, en Ontario.

Les projections pour les réserves de LGN sont fondées sur les projections correspondantes de production de gaz naturel. Environ 84 p. 100 des réserves de LGN extraits à l'usine de gaz proviennent de l'Alberta, 12 p. 100 de la Colombie-Britannique et 4 p. 100 de la Saskatchewan. Avec le début de la production de gaz sur la côte Est canadienne, les LGN pourraient être extraits dans une nouvelle usine qui sera construite à Point Tupper, en Nouvelle-Écosse.

De plus, environ 11 p. 100 du propane et des butanes canadiens sont produits à partir du raffinage du pétrole brut.

Commerce
Le principal marché d'exportation des LGN canadiens est la région américaine des Grands Lacs. Grâce aux pipelines de liaison américains, les LGN canadiens peuvent concurrencer les produits étrangers et américains sur ce marché et encore plus au sud. Le mélange est également acheminé vers Sarnia, où il est fractionné et vendu sur les marchés canadiens avoisinants et sur les marchés de l'Est des États-Unis.

Transport
En ce moment, deux principaux pipelines transportent les LGN vers les marchés intérieurs et extérieurs :

• Le Enbridge PipeLine transporte du pétrole brut, des LGN et des produits pétroliers raffinés d'Edmonton, en Alberta, à Sarnia, en Ontario, ainsi que vers la région de Chicago.
  
  
• Le réseau Cochin transporte des produits purs de LGN à haute pression de vapeur, de l'éthylène et du mélange de LGN à partir de Fort Saskatchewan, en Alberta, jusqu'à Sarnia, en Ontario, en passant par les états américains de la région des Grands Lacs. Ce réseau de 3 068 km traverse trois provinces et sept États, avec une capacité d'environ 17 800 m3/j.

On prévoit que la capacité du Alliance PipeLine, reliant le nord-est de la Colombie-Britannique à Chicago, sera d'environ 15 000 m3/j de LGN. Le mélange de LGN sera extrait et fractionné en produits purs dans la région de Chicago.

Dans le sud de la Saskatchewan et du Manitoba, le Petroleum Transmission Company PipeLine transporte le propane et les butanes purs d'une usine de chevauchement à Empress, en Saskatchewan, jusqu'à des destinations aussi à l'est que Winnipeg, au Manitoba. De plus, le propane et les liquides plus lourds sont acheminés par les pipelines Westspur et Dome Kerrobert.

En Alberta et en Saskatchewan, un réseau de pipelines transporte la plupart des produits de LGN des usines à gaz aux installations de fractionnement. Le système de distribution de l'éthane de l'Alberta assure la collecte de l'éthane pur.