LNG Canada, coentreprise menée par le groupe pétrolier Shell, a expédié son premier chargement de 70 000 tonnes métriques de gaz naturel liquéfié (GNL) vers la Corée du Sud le 30 juin dernier. Malgré cette expédition inaugurale significative, les prix du gaz naturel dans l’ouest canadien n’ont pas enregistré la reprise immédiate anticipée par certains observateurs et participants du marché.
Une hausse des prix inférieure aux attentes
Située dans le nord de la Colombie-Britannique, l’installation LNG Canada devrait générer une nouvelle demande quotidienne de 2,1 milliards de pieds cubes par jour (bcfd). Cette demande additionnelle vise à rééquilibrer un marché touché par plusieurs années de surplus d’offre et de faibles besoins de chauffage résidentiel en raison d’hivers relativement doux. Actuellement, les prix à l’Alberta Energy Company (AECO), principal centre de stockage de gaz dans l’ouest canadien, restent proches de $1,10 par million d’unités thermiques britanniques (mmBtu), soit environ un tiers seulement du prix de référence américain Henry Hub, selon les données de la London Stock Exchange Group (LSEG).
Chris Carlsen, directeur général du producteur gazier canadien Birchcliff Energy, a indiqué à Reuters : « Nous sommes probablement un dollar en dessous du niveau anticipé en janvier dernier ». Ce niveau reste faible malgré un rebond modéré par rapport au point bas historique atteint en 2024, qui s’élevait alors à $0,05 par mmBtu.
Hausse continue de la production canadienne
Selon Trevor Rix, directeur de l’analyse chez Enverus, les producteurs canadiens avaient déjà fortement augmenté leur production gazière dans la perspective de l’entrée en activité de LNG Canada. Cette hausse de production a contribué au surplus de gaz observé actuellement sur le marché régional.
Les données du régulateur canadien de l’énergie (Canada Energy Regulator) montrent que la production canadienne moyenne a atteint 18,35 bcfd en 2024. Pour le premier trimestre 2025, la production a progressé à 19,24 bcfd en moyenne, ce qui laisse présager un nouveau record annuel si cette tendance se maintient jusqu’en fin d’année.
Difficultés techniques sur le premier train
Par ailleurs, des contraintes techniques limitent actuellement le fonctionnement optimal du premier train de liquéfaction (Train 1) de l’usine LNG Canada. Deux sources proches du projet citées par Reuters indiquent que cette unité fonctionne actuellement à moins de 400 millions de pieds cubes par jour, soit nettement en dessous de sa capacité nominale initiale d’un milliard de pieds cubes par jour, en raison d’un problème sur l’une des lignes de production.
Les réparations sont actuellement en cours et la production devrait progressivement atteindre sa pleine capacité d’ici la fin août. Le second train, quant à lui, devrait atteindre son fonctionnement complet au cours de l’année prochaine. Mike Belenkie, directeur général du producteur Advantage Energy basé à Calgary, rappelle que ces délais dans la montée en puissance des nouvelles installations sont courants dans l’industrie du GNL.
Attentisme stratégique sur le marché gazier
Les conditions météorologiques au Canada, marquées par un été relativement tempéré, participent également à maintenir ce surplus, en diminuant la consommation de gaz naturel liée aux besoins de climatisation. En outre, environ 200 puits déjà forés mais non complétés sont actuellement recensés dans la région productrice de Montney, en Colombie-Britannique, selon les données d’Enverus. Ce chiffre représente environ le double de la moyenne habituelle.
Cette situation reflète une position stratégique de la part des producteurs, qui préfèrent reporter la mise en service de nouveaux puits jusqu’à ce que les prix du gaz montrent une tendance à la hausse plus durable.
