Modèle d’approvisionnement en liquides de gaz naturel utilisation du produit
Description du modèle
Dans le système de modélisation du rapport Avenir énergétique, la production de gaz naturel est un facteur déterminant de la production de liquides de gaz naturel (« LGN »), et les prix futurs du gaz naturel et des LGN sont des facteurs déterminants de la production future de gaz naturel et de LGN. Les prix du gaz naturel peuvent varier selon la modélisation du scénario en ce qui a trait à la demande, à la technologie utilisée, aux événements géopolitiques et au rythme d’adoption, par les différentes nations, de politiques visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre. La demande de LGN et les prix de ceux-ci influent également sur leur production, leur exportation et leur importation.
Figure LGN.1 – Aperçu du modèle pour les liquides de gaz naturel
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : L’infographie illustre le modèle d’approvisionnement et d’utilisation des liquides de gaz naturel (« LGN »). Le modèle sert à déterminer la production et la demande canadiennes projetées par type de LGN au cours d’une année donnée.
Les LGN proviennent principalement du gaz naturel du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien (« BSOC »)Définition*, mais une petite partie est un sous-produit du raffinage du pétrole ou de la valorisation de bitume. À la tête d’un puits, le gaz naturel brut est majoritairement composé de méthane, mais il peut aussi renfermer, outre quelques contaminants, d’autres hydrocarbures, comme l’éthane, le propane, le butane, les pentanes et des hydrocarbures plus lourds, certains sous forme de condensats. Les projections de production de LGN dépendent en grande partie des projections de production de gaz naturel et de la teneur en LGN présumée de ce gaz. Il est aussi question des importations projetées.
La demande et les exportations de LGN hors du Canada sont incluses dans les utilisations de LGN. La demande est fondée sur la demande projetée de charge d’alimentation pétrochimique, ainsi que sur la demande canadienne modélisée dans le modèle de demande d’énergie. Les exportations correspondent généralement à ce qui reste de l’offre après le calcul des besoins intérieurs.
Production intérieure de LGN
Production de LGN issue de la production de gaz naturel dans l’Ouest canadien.
La figure LGN.2 résume la principale méthode utilisée pour estimer la production de LGN provenant du traitement du gaz dans l’Ouest canadien (Colombie-Britannique, Alberta et Saskatchewan). Les données historiques et les projections de production de gaz proviennent de l’analyse fournie dans AE 2023. La composition du gaz correspond aux quantités d’hydrocarbures et de contaminants présents dans le gaz naturel à la tête de puits, et elle varie selon le type de gaz et l’endroit où il est produit. Si l’on multiplie le volume de gaz naturel par sa composition, on obtient le volume de chaque type de LGN dans le gaz.
Figure LGN.2 – Production totale de LGN selon la méthode de traitement du gaz naturel
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : Ce schéma illustre la production totale de LGN selon la méthode de traitement du gaz naturel. La production de gaz (par regroupement et par mois) est multipliée par la composition du gaz (par regroupement, par LGN, par année) pour obtenir la production de LGN (par regroupement, par LGN et par mois).
Regroupements
Les ressources de gaz naturel classique, de gaz de réservoir étanche, de gaz de schiste, de méthane de houille et de gaz dissous sont regroupées géographiquement selon les régionsNote de bas de page 1 de l’Alberta, de la Colombie-Britannique et de la Saskatchewan, et par zones géologiques, comme le montre la figure LGN.3. Dans cette analyse, la production de gaz provenant de la formation de Montney est séparée de celle des autres réservoirs de gaz étanches et représentée par les carrés orange marqués d’un « M » à la figure LGN.3. Au total, l’Ouest canadien compte quelque 150 groupes de ressources gazières, chacun ayant une production mensuelle et une composition de gaz annuelle distinctes.
Figure LGN.3 – Carte des régions et des groupes dans l’Ouest canadien
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada
Description : Cette carte montre les regroupements de gaz naturel de l’Ouest canadien. Les regroupements sont catégorisés selon la région (emplacement géographique), le type (gaz classique, gaz de réservoirs étanches, gaz de schiste, méthane de houille et gaz dissous – représenté par des formes et des couleurs différentes) et la zone (de peu profonde à profonde, représentée par des teintes de couleur plus claires à plus foncées).
Composition du gaz
La composition de chaque groupe est calculée par année de puits. En d’autres termes, les puits d’un regroupement sont également regroupés par année. Cette composition est une moyenne pondérée en fonction de la production des données d’analyse des puits de chaque groupe pour chaque année.
Les compositions molairesDéfinition* (provenant de l’analyse du gaz) permettent d’établir la production de LGN par volumes de production de gaz naturel commercialisable (barils par million de pieds cubes, ou b/Mpi³). Les taux annuels de récupération des usines à gaz déterminent le volume de LGN produit à partir du gaz, car seulement une portion des LGN peut être récupérée. De plus amples détails à ce sujet sont présentés plus loin. Les rapports annuels LGN-gaz de chaque regroupement peuvent être téléchargés en format Excel au bas de la page sur les données supplémentaires d’AE 2023.
L’éthaneDéfinition*, le propaneDéfinition*, le butaneDéfinition* et les pentanes plusDéfinition* sont traités dans des usines. Les condensats liquides (condensats) sont récupérés à la tête des puits, mais ne sont pas produits à tous les puits ni dans toutes les régions. Le tableau LGN.1 montre des exemples des rapports de condensats par régions et par types de gaz. Ces rapports s’appliquent aux regroupements de gaz de réservoir étanche de la formation de Montney, aux regroupements de gaz de schistes de la formation Duvernay et aux regroupements de gaz classique et de gaz de réservoir étanche du crétacé dans les régions listées. Les rapports annuels LGN-gaz de chaque regroupement peuvent être téléchargés en format Excel au bas de la page sur les données supplémentaires d’AE 2023.
Tableau LGN.1 – Rapports de condensats à la tête des puits dans l’Ouest canadien
| Formation | Province | Région petroCUBE | Région | Année 1 | Année 2 | Année 3 | Année 4 | Année 5 | Année 6 | Année 7 | Année 8 | Années projetées |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Montney | AB | Peace River | 11 | 10 | 10 | 10 | 10 | 20 | 30 | 50 | 50 | 50 |
| Montney | AB | Kaybob | 8 | 10 | 10 | 10 | 10 | 20 | 30 | 50 | 100 | 100 |
| Montney | AB | Deep Basin AB | 9 | 10 | 10 | 10 | 10 | 20 | 30 | 50 | 100 | 100 |
| Montney | AB | Centre-ouest AB | 6 | 10 | 10 | 10 | 10 | 20 | 30 | 50 | 100 | 100 |
| Montney | AB | Piémonts centre | 7 | 5 | 10 | 15 | 20 | 25 | 30 | 35 | 40 | 50 |
| Montney | BC | Fort St. John | 14 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 15 | 25 | 25 |
| Montney | BC | Deep Basin BC | 13 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
| Montney | BC | Piémonts BC | 16 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 |
| Duvernay | AB | Deep Basin AB | 9 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| Duvernay | AB | Kaybob | 8 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 |
| Duvernay | AB | Centre-ouest AB | 6 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 | 450 |
| Crétacé | AB | Peace River | 11 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 |
| Crétacé | AB | Kaybob | 8 | 12 | 12 | 12 | 12 | 12 | 12 | 12 | 12 | 12 |
| Crétacé | AB | Deep Basin AB | 9 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| Crétacé | AB | Centre-ouest AB | 6 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 | 15 |
| Crétacé | AB | Piémonts centre | 7 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 | 5 |
| Autre | Indéterminé | Indéterminé | Indéterminé | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 |
Source
Source : Régie de l’énergie du Canada
Production modélisée et production provinciale déclarée
Les gouvernements de l’AlbertaNote de bas de page 2 et de la Colombie-BritanniqueNote de bas de page 3 affichent la production de LGN de leur territoire sur leurs sites Web publicsNote de bas de page 4. Les volumes déclarés représentent les LGN traités dans les usines à gaz, les usines de chevauchementDéfinition* et les installations de fractionnementDéfinition* dans chaque province. La production de LGN modélisée par la Régie est quant à elle fondée sur la production de gaz de chaque regroupement, et donc sur le lieu de production (là où le gaz naturel et les LGN sont extraits) plutôt que sur le lieu de traitement. Comme une partie du gaz naturel produit en Colombie-Britannique est traitée en Alberta, il y a un écart entre la production de LGN estimée par chaque province et celle modélisée par la RégieNote de bas de page 5. De plus, une partie du gaz naturel de l’Ouest canadien est acheminée par pipeline vers l’Ontario pour y être traitée. Toutefois, la modélisation de la production totale de LGN correspond à la production totale des provinces, soit celle déclarée par les gouvernements de l’Alberta et de la Colombie-Britannique et celle estimée par la Régie pour l’Ontario.
La production mensuelle enregistrée pour chaque LGN se calcule comme suit :
C.-B.Régie + ABRégie = C.-B.Gouv. de la C.-B. + ABAER + ONEstimation
Potentiel et production d’éthane
L’éthane est en grande partie extrait aux grandes installations de traitement de gaz ponctuant les principaux gazoducs de l’Alberta et de la Colombie-Britannique. Puisque la demande en éthane dépend de la capacité des installations pétrochimiques de l’Alberta et de l’Ontario qui l’utilisent comme charge d’alimentation, et parce qu’une partie de l’éthane est importée des États-Unis par gazoduc, le volume d’éthane récupérable (l’éthane présent dans le gaz naturel) ne se traduit pas entièrement en production. L’éthane produit en surplus de la demande est réintroduit dans le flux gazier et n’est pas récupéré. Ensemble, l’éthane produit et l’éthane non récupéré forment ce qu’on appelle le potentiel d’éthane, que l’on peut calculer en appliquant un taux de récupération (estimation du pourcentage qui est récupéré au lieu d’être laissé dans le gaz naturel) à la composition en éthane de la production de gaz naturel, comme le décrit la section sur la composition du gaz ci-dessus.
Comme prévu, le potentiel d’éthane modélisé pour la Colombie-Britannique est beaucoup plus élevé que la production d’éthane déclarée. Cette production déclarée provient des installations de traitement et ne comprend donc pas l’éthane non récupéré ou acheminé dans le flux gazier jusqu’en Alberta, où une partie est ensuite récupérée (voir la figure LGN.6 dans la présente section).
Figure LGN.4 – Potentiel d’éthane en Colombie-Britannique
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada, gouvernement de la Colombie-Britannique
Description : Ce graphique linéaire compare la production réelle d’éthane de la Colombie-Britannique (ligne bleue), déclarée par le gouvernement provincial, à la production potentielle d’éthane de cette province modélisée par la Régie (ligne rouge) pour la période de 2010 à 2022.
Le potentiel d’éthane modélisé de l’Alberta est différent de la production déclarée par l’Alberta Energy Regulator (« AER »), même si les lignes sont incidemment près l’une de l’autre (voir la figure NGL.5). Le potentiel modélisé comprend la production d’éthane et l’éthane non récupéré. La production déclarée par l’AER comprend quant à elle l’éthane traité en Alberta et provenant du gaz naturel produit en Colombie-Britannique, mais pas l’éthane non récupéré. En additionnant les chiffres pour la Colombie-Britannique et l’Alberta, on peut comparer les productions réelle et modélisée pour l’Ouest canadien et ainsi déterminer si le modèle permet de calculer correctement les potentiels et productions d’éthane historiques.
Figure LGN.5 – Potentiel d’éthane en Alberta
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada et AER
Description : Ce graphique linéaire compare la production réelle d’éthane en Alberta (ligne bleue faisant état de variations mensuelles importantes), fournie par l’AER, à la production potentielle d’éthane de cette province modélisée par la Régie (ligne rouge présentant des variations plus faibles) pour la période de 2010 à 2022.
Figure LGN.6 – Potentiel d’éthane en Alberta et en Colombie-Britannique
Source et Description
Source : Régie de l’énergie du Canada, gouvernement de la Colombie-Britannique et AER
Description : Ce graphique linéaire compare la production réelle d’éthane déclarée par les gouvernements provinciaux et la production potentielle d’éthane modélisée par la Régie (qui suit une tendance semblable à celle de la production jusqu’en 2014, puis augmente graduellement). Cet écart correspond à l’éthane non récupéré du flux gazeux. La ligne droite représentant la partie récupérée à l’usine (0,6 ou 60 %) est ajoutée pour illustrer le contexte.
Production de propane
Le propane est extrait dans les installations de traitement de l’Alberta, de la Colombie Britannique et de l’Ontario, et est un sous-produit issu des raffineries et de la valorisation des sables bitumineux. La production de propane modélisée de la Colombie Britannique est plus élevée que la production déclarée, comme prévu. La production déclarée est celle qui provient des installations de traitement de la province. Une partie du gaz naturel produit en Colombie-Britannique est acheminée aux installations de traitement de l’Alberta, où le propane est produit.
La production de propane modélisée de l’Alberta est inférieure à la production déclarée par l’AER. Cette dernière comprend le propane traité en Alberta provenant du gaz naturel produit en Colombie-Britannique. La production réelle en Alberta comprend également le propane traité en Ontario à partir des mélanges de LGN acheminés de l’Alberta vers l’est du paysNote de bas de page 6, qui sont aussi inclus dans la production modélisée de l’Alberta.
Avec un taux de récupération de 90 %, les productions réelle et modélisée de l’Ouest canadien sont très semblables; le modèle est donc représentatif de la réalité. Les taux et compositions supposés servent aux calculs sur toute la période de projection.
Production de butane
Le butane est extrait dans les installations de traitement de l’Alberta, de la Colombie Britannique et de l’Ontario, et est un sous-produit issu des raffineries et de la valorisation des sables bitumineux. La production de butane modélisée de la Colombie Britannique est plus élevée que la production déclarée, comme prévu. La production déclarée est celle qui provient des installations de traitement de la province. Une partie du gaz naturel produit en Colombie-Britannique est acheminée aux installations de traitement de l’Alberta, où le butane est produit, et n’est pas comprise dans les estimations du gouvernement de la Colombie-Britannique.
La production de butane modélisée de l’Alberta est inférieure à la production déclarée par l’AER. Cette dernière comprend le butane traité en Alberta provenant du gaz naturel produit en Colombie-Britannique. La production réelle en Alberta comprend également le butane traité en Ontario à partir des mélanges de LGN produits dans l’Ouest canadienNote de bas de page 7, qui sont aussi inclus dans la production modélisée de l’Alberta.
Avec un taux de récupération de 95 à 99 %, les productions réelle et modélisée de l’Ouest canadien sont très semblables. Les taux et compositions supposés servent aux calculs sur toute la période de projection.
Production de pentanes plus et de condensats
Les condensatsDéfinition* sont en très grande partie produits à partir de la production de gaz aux têtes de puits. Quant aux pentanes plusDéfinition*, ils sont issus du traitement du gaz naturel produit en Alberta et en Colombie-Britannique, et sont un sous-produit des raffineries. Il y aura un écart entre la production réelle et la production modélisée des deux provinces, car une partie de la production de gaz naturel en Colombie-Britannique est traitée en Alberta, et parce que les organismes gouvernementaux ne définissent pas tous les pentanes plus et les condensats de la même façon.
Le gouvernement de la Colombie-Britannique catégorise les pentanes plus et les condensats à peu près de la même façon que dans le modèle de la Régie. Par ailleurs, contrairement à l’éthane, au propane et au butane, les condensats produits en Colombie-Britannique sont issus des têtes de puits; autrement dit, le gaz n’a pas été acheminé, traité et déclaré en Alberta.
Quant à l’Alberta, la production réelle diffère largement de la production modélisée tant pour les pentanes plus que pour les condensats, particulièrement depuis que les réservoirs de gaz étanches riches en liquides, comme ceux de la formation de Montney, et la formation schisteuse de Duvernay, riche en condensats, produisent davantage de LGN. L’AER et la Régie ne classent pas les pentanes plus et les condensats de la même façon, et l’augmentation de la production de condensats aux têtes de puits dans la formation de Montney et la formation schisteuse de Duvernay explique les importantes différences. Une grande partie de la production de condensats de l’Alberta est incluse dans la production de pentanes plus déclarée par l’AER, tandis que la production modélisée la classe entièrement dans les condensats.
En additionnant les productions de pentanes plus et de condensats de chaque province, on obtient une production réelle qui correspond beaucoup mieux à la production modélisée. De plus, les pentanes plus sont principalement traités dans la province où le gaz est produit, ou sous forme de condensats aux têtes de puits. Dans les deux cas, la production déclarée est similaire à la production modélisée. Les compositions supposées et un taux de récupération de 100 % pour les pentanes plus et les condensats servent aux calculs sur toute la période de projection.
Production d’autres sources de LGN
La majeure partie des LGN produits au Canada sont issus du traitement du gaz naturel en Alberta et en Colombie-Britannique, mais il existe d’autres sources de LGN.
La valorisation du bitume produit de l’éthane, du propane et du butane sous forme de sous produits. La production projetée de LGN issus de la valorisation est basée sur le modèle de production tirée des sables bitumineux, et la production historique est fondée sur les rapports de production de LGN et les volumes de valorisation.
Le propane, le butane et les pentanes plus peuvent également être des sous-produits du raffinage et sont souvent appelés « gaz de pétrole liquéfiés » (« GPL »). Dans chacun des scénarios de l’analyse d’AE 2023, la production de propane, de butane et de pentanes plus des raffineries canadiennes est fondée sur les projections des raffineries.
Il est estimé qu’une petite portion de la production de pentanes plus a lieu et continuera d’avoir lieu en Saskatchewan.
Une petite portion de la production de pentanes plus a lieu en Nouvelle-Écosse dans les installations extracôtières de production gazière. Les installations de l’île de Sable et de Deep Panuke ont cessé leurs activités en 2018, marquant l’arrêt de la production de pentanes plus.
Approvisionnement et utilisation de LGN
Les niveaux historiques et les projections sur l’offre et l’utilisation de LGN peuvent être téléchargés sous forme de fichier Excel au bas de la page sur les données supplémentaires d’AE 2023. Cette section comprend un résumé des hypothèses à ce sujet.
Offre = Production + importations
La production de chaque LGN a été abordée précédemment. Cela dit, en plus de la production intérieure, il faut également tenir compte des importations de LGN pour mesurer l’offre. Les projections d’importations d’éthane des États-Unis sont basées sur la demande du secteur pétrochimique canadien. Les importations de propane et de butane des États-Unis vers l’Alberta et l’Ontario sont négligeables et sont fondées sur les tendances actuelles et les hypothèses applicables à chaque scénario. Quant aux importations de pentanes plus et de condensats, elles sont basées sur la demande de diluant.
Utilisation = Demande + exportations
Les projections de demande intérieure en LGN sont fondées sur l’analyse de la demande, qui tient compte de divers facteurs comme la croissance du PIB, la croissance démographique, l’utilisation industrielle et les changements de technologies utilisées par les consommateurs. Les données historiques sur les exportations de LGNNote de bas de page 8 sont accessibles sur la page du site Web de la Régie consacrée aux statistiques sur les produits de base. Les projections d’exportations de LGN sont fondées sur l’équilibre entre l’offre et l’utilisation, et abordées à la section portant sur la demande d’énergie et les émissions.
Équilibre entre l’offre et l’utilisation
Les données historiques d’offre et d’utilisation annuelles de chaque LGN sont relativement similaires, et les écarts sont appelés des « ajustements ». Pour la période de projection, cependant, les exportations et importations sont ajustées de sorte que, chaque année, l’offre totale soit égale à l’utilisation totale du propane, du butane, des pentanes plus et des condensats. Pour le propane et le butane, les exportations sont ajustées. Pour les pentanes plus et les condensats, l’écart entre la production et la demande pour une année se traduit en volume d’exportation (si la production est plus grande que la demande) ou d’importation (dans le cas contraire).
L’équilibre est différent dans le cas de l’éthane. Comme on suppose qu’il n’y a pas d’exportations et que les projections d’importations sont basées sur la demande du secteur pétrochimique, c’est le volume d’éthane non récupéré qui est ajusté pour atteindre l’équilibre entre l’offre et l’utilisation pour chaque année de la période de projection.
- Date de modification :