ARCHIVÉ - Offre et demande énergétiques à l’heure de la pandémie : incidences de la COVID-19

Les restrictions et les mesures liées à la pandémie de la COVID-19 ont considérablement réduit des activités comme le transport aérien et les déplacements quotidiens, ce qui s’est fait sentir sur la demande de produits pétroliers raffinés comme l’essence, le diesel et le carburéacteur. Résultat : la demande mondiale de pétrole brut a chuté de presque 30 Mb/j en mai 2020, soit environ 30 % de la demande totale. La demande moindre de produits pétroliers raffinés, et donc de pétrole brut, jumelée à l’augmentation de l’offre mondiale par la Russie et l’Arabie saoudite, a entraîné un repli rapide des prix à partir de février 2020.

Comme le montre la figure C.2, les prix se sont raffermis depuis, mais ils demeurent en deçà de ceux enregistrés au début de l’année. Le West Texas Intermediate (« WTI »), produit de référence mondial pour le pétrole brut léger non corrosif, s’est même négocié à des prix quotidiens négatifs à la fin d’avril 2020 au carrefour Cushing, en Oklahoma. La production mondiale totale de pétrole a été amputée de près de 14 Mb/j en juin 2020. Les producteurs de l’Ouest canadien avaient réduit leur production de près de 1 Mb/j à la mi-mai 2020; aux États-Unis, cette baisse s’établissait à plus de 2 Mb/j à la mi-juin. L’Organisation des pays exportateurs de pétrole (« OPEP ») et la Russie ont enregistré la grande partie des autres réductions. Depuis, la contraction s’est atténuée et une partie de la production a repris, alimentée par une hausse des prix.

Au Canada, les prix à la pompe de l’essence et du diesel ont atteint leur plus bas niveau depuis 2008. En mars, la demande de pétrole brut avait chuté de plus de 35 % par rapport au début de 2020. En réaction, la raffinerie Come-by-Chance de Terre-Neuve-et-Labrador a cessé temporairement ses activités et d’autres raffineurs canadiens ont tranché dans leur production. Les producteurs de pétrole et de gaz au Canada, les sociétés pipelinières et les sociétés de services ont sabré plus de 10 milliards de dollars dans leurs budgets d’immobilisations pour 2020. Le nombre d’appareils de forage actifs au Canada a chuté à des seuils inédits en plus de 50 ans. Au large de Terre-Neuve-et-Labrador, les travaux liés au projet West White Rose et les activités d’entretien du projet Terra Nova ont été suspendus.

Figure C.2: Prix de référence mondiaux du pétrole brut, moyenne hebdomadaire

Description

Cette figure compare les prix internationaux repères du pétrole brut, soit ceux du Brent et du WTI, mesurés toutes les semaines en dollars américains le baril, de 2015 à 2020. Tout au long de cette période, on constate une instabilité des prix, et une forte baisse en avril et mai 2020 causée par la pandémie de la COVID-19. Dans les mois qui ont suivi, les prix se sont raffermis, mais ils demeurent inférieurs à leurs niveaux du début de 2020.

Depuis plusieurs années, et jusqu’à la fin de février, les principaux réseaux pipeliniers au Canada fonctionnaient à leur pleine capacité ou presque, si bien que les producteurs devaient recourir aux réseaux ferroviaires pour exporter une partie de leur production. D’ailleurs, un sommet de plus de 400 kb/j a été atteint en février 2020 pour ce mode de transport. Durant les mois qui ont suivi, les exportations de brut par chemin de fer ont chuté à des niveaux qui n’avaient pas été vus depuis février 2017, les pipelines ayant commencé à fonctionner sous leur pleine capacité. Depuis, avec la reprise d’une partie de la production, les volumes acheminés par pipelines ont augmenté. La demande revenant progressivement aux seuils antérieurs à la COVID, la plupart des observateurs du marché s’attendent à ce que les pipelines retournent à leur pleine capacité et à ce qu’il faille de nouveau recourir au chemin de fer pour transporter la production canadienne croissante de pétrole brut vers les marchés.

Les répercussions de la pandémie sur la consommation et la production de gaz naturel, en particulier au Canada, ont été moins fortes que pour le pétrole brut. Les prix du gaz naturel dans la majeure partie de l’Amérique du Nord ont été relativement bas en 2020. Or, dans l’Ouest canadien, les prix ont en fait été plus élevés en 2020 qu’ils ne l’avaient été ces dernières années. Ils avaient connu une forte hausse à l’automne 2019, avant que la pandémie de la COVID-19 frappe. Ces prix élevés ont soutenu la production au pays pendant tout le premier semestre de 2020 à des niveaux comparables à ceux de 2019. La consommation de gaz naturel au pays a chuté au début de 2020, mais de façon moins marquée que celle des produits pétroliers raffinés.

Les tendances en matière d’offre et de demande d’électricité n’ont pas été épargnées non plus, mais de manière plus ou moins importante selon les provinces. Des recherches récentes3 indiquent que la demande d’électricité a chuté de 5 % en Alberta, en Colombie-Britannique et au Nouveau-Brunswick au cours des premiers mois de la pandémie, tandis qu’en Ontario, le repli a été d’environ 10 %4. La production dans cette dernière province est demeurée relativement stable, et la demande plus faible s’est traduite par une hausse des exportations nettes. En Alberta, la baisse de la demande a entraîné une diminution importante de la production d’électricité à partir du gaz naturel.

La pandémie s’est aussi répercutée sur les projets d’aménagement en cours pour la production d’électricité. Ainsi, Nalcor a suspendu les travaux de construction du barrage de Muskrat Falls à Terre‑Neuve-et-Labrador en mars 2020. Le projet ne sera pas en service avant le milieu de 2021 au plus tôt. Pour sa part, Suncor a suspendu la construction du projet éolien Forty Mile, en Alberta, en mai 2020. Ce projet de 400 MW deviendra le plus grand parc éolien au Canada.

Les scénarios, les hypothèses et les projections pour l’Avenir énergétique 2020 ont été élaborés au beau milieu de ces événements de 2020. La pandémie de la COVID-19 a manifestement ajouté une dose supplémentaire d’incertitude à toute projection ou tout scénario futur. À court terme, figurent parmi les grandes questions la courbe des taux d’infection, le moment de l’arrivée et l’efficacité d’éventuels traitements et vaccins, ainsi que l’évolution des mesures stratégiques prises en réponse à la pandémie. À plus long terme, de nombreuses questions se posent sur la façon dont tout cela agira sur les tendances futures sur le plan social, sur le travail et sur les déplacements.

L’Avenir énergétique 2020 propose des perspectives énergétiques à long terme. Bien que la COVID‑19 ajoute de l’incertitude aux projections du présent rapport, celui-ci suppose que les effets aigus de la pandémie se dissiperont lentement au cours des deux ou trois prochaines années.

Les répercussions à plus long terme figurent parmi les nombreuses incertitudes clés quant aux tendances énergétiques futures et à la filière énergétique du Canada. Le présent rapport échafaude deux scénarios, qui sont décrits en détail dans la section qui suit. Dans le scénario de référence, même si les effets du choc macroéconomique de 2020 persistent, l’écosystème énergétique revient essentiellement à la normale pré-pandémique vers le milieu de la décennie. Dans le scénario Évolution, la reprise à court et à moyen terme est intrinsèquement liée à la transition énergétique en cours. La réduction des déplacements, influencée par la poursuite du télétravail et l’efficacité et le recours accrus aux communications numériques, continuent d’exercer une pression à la baisse sur la demande de pétrole et les prix durant la reprise. Ces tendances finissent par rejoindre les éléments principaux du scénario Évolution, en l’occurrence les progrès continus dans les technologies énergétiques à faibles émissions de carbone et l’élargissement des politiques climatiques.