Alors que les prix mondiaux du gaz naturel montent en flèche, les producteurs albertains font face à une réduction « astronomique »

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Imaginez que les voisins organisent une fête estivale épique, mais que vous n’êtes pas invité.

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C’est le sentiment que certains producteurs de gaz naturel de l’Ouest canadien doivent ressentir ces jours-ci.

Les prix du gaz naturel grésillent au sud de la frontière, les taux au comptant de référence aux États-Unis grimpant d’environ 7 % mardi pour atteindre un sommet en 14 ans.

Lundi, les prix de référence américains ont clôturé à 9,03 $ US par millier de pieds cubes (mcf).

En Alberta, le prix au comptant du gaz naturel AECO a clôturé à 2,75 $ US.

C’est un différentiel punitif de 6,28 $ par rapport au gaz vendu aux États-Unis, selon ATB Capital Markets – et les prix sont beaucoup, beaucoup plus élevés à l’étranger.

Quoi qu’il en soit, les prix montent en flèche à l’échelle mondiale à mesure que la demande augmente, mais au cours des dernières semaines, les opérateurs de l’Ouest canadien ont été laissés de côté.

« Les producteurs ne sont pas payés autant qu’ils le devraient, compte tenu des prix du gaz naturel en Amérique du Nord. . . Je ne veux même pas deviner combien de revenus de redevances ont été perdus à cause de cela », a déclaré Phil Hodge, PDG de Pine Cliff Energy, basée à Calgary.

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« C’est frustrant, très frustrant »

Au cours des dernières années, les producteurs de gaz naturel de l’Ouest canadien sont habitués à la volatilité et à une décote dans la plaque tournante clé de l’Alberta par rapport aux marchés américains.

L’écart entre le prix américain Henry Hub en Louisiane et le prix AECO de l’Alberta s’est rétréci plus tôt cette année, mais est revenu en force cet été.

Les entreprises et les analystes citent des problèmes familiers pour son retour indésirable : un manque de capacité de pipeline disponible dans la région, des travaux d’entretien estivaux sur les réseaux de transport existants et une production en hausse dans l’Ouest canadien.

« C’est un peu plus la même chose. Nous n’avons tout simplement pas la capacité d’acheminer le gaz de la province vers ce meilleur marché », a déclaré Darren Gee, PDG de Peyto Exploration and Development Corp.

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Les prix mondiaux du gaz naturel ont décollé au cours de la dernière année, alimentés par un rebond économique avec l’assouplissement des restrictions pandémiques, puis l’invasion de l’Ukraine par la Russie. La crise énergétique qui se déroule en Europe et la demande croissante de gaz naturel liquéfié (GNL) ont propulsé les marchés à la hausse.

Les prix européens étaient proches des niveaux record mardi; les prix aux États-Unis ont augmenté de 150% cette année pour le contrat du premier mois, selon Reuters.

Dans l’Ouest canadien, les prix de l’essence ont également été relativement élevés cette année, le prix au comptant AECO se situant au-dessus de 6 $ US le million de pieds cubes au début de mai.

Cependant, l’écart entre les prix au comptant en Alberta et aux États-Unis s’est creusé au cours des dernières semaines, passant de 1,56 $ US le million de pieds cubes au début de juillet à plus de 6 $ plus tôt cette semaine.

L’analyste Jeremy McCrea de Raymond James a déclaré que, généralement, l’écart de prix devrait se situer entre 75 cents et 1 $ par million de pieds cubes pour tenir compte des coûts de transport pour expédier le gaz de l’Alberta vers la côte américaine du golfe.

« Maintenant, cela atteint des proportions astronomiques », a déclaré McCrea à propos de la remise.

« Juste au moment où les producteurs de gaz ont une opportunité et une bonne chance de redresser leurs bilans et de se mettre dans une position beaucoup plus forte avec ces prix du gaz plus élevés, ils ne sont pas en mesure de le faire. »

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La production de gaz naturel dans l’Ouest canadien a augmenté cette année, atteignant en moyenne environ 17,4 milliards de pieds cubes de production par jour ce mois-ci, en hausse d’un milliard de pieds cubes par jour par rapport à l’année précédente, a noté Martin King, analyste principal chez RBN Energy à Calgary.

Cette augmentation exerce une pression sur le réseau de pipelines existant.

« Le résultat final est une offre supérieure à ce que le marché peut gérer, et vous voyez les prix baisser », a-t-il déclaré.

Certains producteurs de gaz sont devenus exaspérés par la volatilité des prix AECO ces dernières années et ont augmenté leurs options de transport en concluant des accords pour expédier du gaz vers d’autres marchés.

« Les grands producteurs se sont généralement diversifiés en dehors de ce marché parce qu’ils savaient qu’il était soumis à ce type de déconnexions », a déclaré Gee.

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« Que va-t-il falloir pour le reconnecter ? Espérons que les exportations de LNG Canada et de West Coast LNG seront utiles.

Mais la forte remise coûtera aux contribuables albertains, car les redevances sont basées sur le prix de vente de la marchandise. King estime de manière prudente la perte de revenus de l’industrie en raison de remises importantes à plus d’un milliard de dollars par mois pour juillet et août.

Toutes les parties – y compris la province, les organismes de réglementation, les sociétés pipelinières et les producteurs de gaz – doivent s’asseoir et trouver un moyen de résoudre le problème, a déclaré Tristan Goodman, président de l’Association des explorateurs et producteurs du Canada.

« Nous sommes moins préoccupés par la façon dont il est réparé, mais il doit être rectifié », a-t-il déclaré.

Au cours des dernières années, les producteurs ont déclaré que les prix du gaz AECO étaient devenus de plus en plus volatils après les changements apportés par le système Nova Gas Transmission Ltd. (NGTL) de TC Energy sur la façon dont il limiterait l’accès au stockage pendant les périodes de maintenance estivale.

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Certains soulignent que la province a aidé à conclure un accord en 2019 qui garantissait que le gaz pouvait être stocké pendant ces périodes, bien que le protocole temporaire ait depuis expiré.

Le ministre associé du Gaz naturel de l’Alberta, Dale Nally, n’était pas disponible pour une entrevue, mais a déclaré dans un communiqué que le gouvernement surveillerait la situation et « répondrait de manière appropriée ».

Les responsables de TC Energy ont déclaré que les livraisons totales sur le réseau de NGTL avaient augmenté de 9 % au deuxième trimestre par rapport à l’an dernier et ont noté qu’il y avait eu un accès au stockage au cours de l’été.

TC Energy affectera 5,8 milliards de dollars en capital à NGTL d’ici 2024, y compris pour l’expansion du réseau. Les projets en cours ajouteront 3,5 milliards de pieds cubes par jour de capacité d’ici la fin de 2026.

Chez Advantage Energy, le PDG Michael Belenkie croit qu’une solution à long terme doit être trouvée pour un marché « dysfonctionnel » en Alberta.

« Nous ne pensons pas que nous devrions vendre du gaz supplémentaire sur les marchés AECO. Nous allons essayer d’éviter cela pendant plusieurs années car le système ne fonctionne pas correctement », a-t-il déclaré.

« Le gouvernement albertain, et plus particulièrement les contribuables albertains, devraient être profondément troublés par ce qui se passe, ce qui continue de se produire depuis cinq ou six ans, car c’est la ressource qui appartient au peuple albertain.

Chris Varcoe est chroniqueur au Calgary Herald.

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