(Calgary) Les conditions de sécheresse persistantes vont mettre à l’épreuve les producteurs de gaz naturel, au moment où ils veulent intensifier leurs activités en prévision de l’ouverture du premier terminal d’exportation de gaz naturel liquéfié au Canada, prévient un nouveau rapport.
Le document produit par Deloitte Canada identifie les pénuries potentielles d’eau dans l’Ouest canadien comme un risque majeur auquel sera confronté le secteur pétrolier et gazier en 2024.
Certaines des conditions de sécheresse les plus marquées se trouvent actuellement dans le nord-est de la Colombie-Britannique et le nord-ouest de l’Alberta, une région qui est l’épicentre de l’industrie canadienne du forage de gaz naturel.
Le rapport note que le gouvernement albertain a déjà mis sur pied un comité consultatif sur la sécheresse pour entamer les négociations sur l’utilisation de l’eau, tandis que le premier ministre de la Colombie-Britannique, David Eby, a qualifié la situation de la « sécheresse la plus dramatique que nous ayons connue ».
L’utilisation de l’eau est importante pour l’industrie du gaz naturel. La plupart des développements au Canada aujourd’hui impliquent la fracturation hydraulique, un processus qui utilise une combinaison d’eau, de sable et de produits chimiques pour développer des voies permettant d’amener le gaz à la surface.
La sécheresse survient alors que l’industrie anticipe une demande accrue de gaz naturel, ce qui coïncide avec l’ouverture prévue l’année prochaine de l’installation de LNG Canada à Kitimat, en Colombie-Britannique.
« C’est vraiment intéressant à voir, car c’est le moment que l’industrie du gaz naturel attend depuis 10 ans, et nous sommes maintenant confrontés à une autre complication », explique Andrew Botterill, leader national du pétrole, du gaz et des produits chimiques chez Deloitte Canada.
Le projet de 40 milliards de LNG Canada permettra d’expédier du gaz naturel liquéfié à l’étranger et d’ouvrir pour la première fois les marchés asiatiques au gaz naturel canadien.
Une grande partie des 5 milliards de dépenses en capital faites en Colombie-Britannique par les producteurs de pétrole et de gaz en 2024, sera stimulée par le forage de gaz naturel pour approvisionner LNG Canada à mesure que la date d’achèvement du projet se rapproche, selon l’Association canadienne des producteurs pétroliers.
« Je continue de penser que les entreprises, en particulier celles qui se sont engagées à injecter des volumes de gaz dans l’usine très coûteuse qui a été construite, répondront à toutes ces exigences… Cela va simplement être un travail plus difficile et entraînera probablement des coûts supplémentaires liés à la gestion de l’eau », a déclaré M. Botterill.
En décembre, l’Alberta Energy Regulator a averti l’industrie pétrolière et gazière qu’elle pourrait être confrontée à un accès restreint à l’eau en cas de grave sécheresse en 2024. Le gouvernement provincial a déjà lancé des négociations visant à convaincre les principaux utilisateurs de conclure des accords de partage de l’eau.
Pendant ce temps, le régulateur de l’énergie de la Colombie-Britannique a évoqué la possibilité de restrictions d’eau pour les titulaires de permis d’eau industrielle si les conditions se détérioraient.
M. Botterill croit qu’à mesure que des restrictions seront mises en place, les producteurs de gaz devront envisager une utilisation accrue de sources d’eau de rechange. L’utilisation d’eau recyclée – ce qui signifie traiter et réutiliser le fluide de fracturation précédemment utilisé – est une option, mais elle est généralement plus coûteuse et plus complexe techniquement que l’utilisation d’eau douce.
En 2022, selon l’Alberta Energy Regulator, un peu plus de 1 % de l’eau utilisée par les opérations de fracturation hydraulique était de l’eau recyclée, les 99 % restants étant principalement de l’eau douce.
« Je pense que nous allons voir les entreprises être capables de gérer, mais il y aura beaucoup plus de travail à faire », estime M. Botterill.
« Je vois cela comme une dépense et une complication des opérations. »