Volumes – Tableaux 7 et 8

En 2002, la production commercialisable de pétrole brut et équivalents a augmenté de 6,2 %, passant de 129,0 millions de mètres cubes en 2001 à 137,0 millions de mètres cubes. C'est la légère augmentation vers les raffineries canadiennes et l'accroissement notable destiné au marché d'exportation vers les États-Unis qui expliquent la hausse des volumes. La production de pétrole brut synthétique (y compris le bitume) a poursuivi son augmentation des dix dernières années, remplaçant la production de pétrole brut épuisée des vieux champs de pétrole conventionnels. La production de gaz naturel commercialisable a progressé de façon minime (0,5 %), passant de 171,4 milliards de mètres cubes en 2001 à 172,2 milliards de mètres cubes. Les volumes d'exportation vers les États-Unis ont légèrement fléchi, mais la demande intérieure pour le gaz a augmenté.

En 2002, les exportations de gaz naturel canadien vers les États-Unis ont diminué d'environ 0,5 %, passant d'un volume de 108,2 milliards de mètres cubes l'an dernier à 107,7 milliards de mètres cubes.

Les exportations de pétrole brut et équivalents vers les États-Unis ont augmenté de 6,9 %, tandis que les volumes expédiés vers les autres pays ont considérablement diminué de 42,3 %. Les livraisons aux États-Unis ont augmenté, passant d'un volume de 79,3 millions de mètres cubes l'an dernier à 84,8 millions de mètres cubes. En 2002, les volumes exportés vers les autres pays ont chuté, tombant de 270 000 mètres cubes en 2001 à 155 000 mètres cubes.

La demande provenant des raffineries canadiennes de pétrole brut et équivalents produits au pays a augmenté de 7,1 % pour atteindre 53,1 millions de mètres cubes en 2002. Les importations de pétrole brut et équivalents ont diminué de 4,5 %, passant de 53,5 millions de mètres cubes en 2001 à 51,1 millions de mètres cubes pendant cette période.

Les ventes intérieures de gaz naturel (y compris les ventes directes) ont augmenté de 5,1 % en 2002, passant de 66,9 milliards de mètres cubes en 2001 à 70,3 milliards de mètres cubes. La hausse des ventes est attribuable à une demande accrue provenant des secteurs résidentiel, commercial et industriel.

Valeurs – Tableaux 4 et 5-1

En 2002, la valeur de la production commercialisable (y compris le pétrole brut synthétique, le gaz naturel et les liquides de gaz naturel) s'est chiffrée à 57,7 milliards de dollars, soit une baisse de 8,6 %, par rapport aux 63,2 milliards de dollars relevés en 2001. Les prix du pétrole brut sur les marchés internationaux sont restés forts; mais les prix du gaz naturel ont connu une baisse prononcée.

La valeur du pétrole brut et équivalents (y compris les condensats de champs et les pentanes plus) a augmenté de 20,2 % pour atteindre 30,0 milliards de dollars en raison d'une hausse de la production. Cependant, la valeur du gaz naturel a fait une chute vertigineuse de 29,6 %, s'établissant à 23,7 milliards de dollars, malgré une légère hausse de la production, signe d'une forte baisse du prix du gaz naturel durant l’année. La valeur des produits des installations de traitement du gaz naturel (propane, butane, éthane et soufre) se chiffrait à 4,1 milliards de dollars, en baisse de 8,9 % par rapport au niveau de 2001. En 2002, l’Alberta a conservé sa position dominante au niveau de la valeur de la production commercialisable, intervenant pour 72,5 %, ou 41,8 milliards de dollars, du total de 57,7 milliards de dollars.

Dépenses – Secteur conventionnel (tableau 3 )

Les dépenses de fonctionnement (définies dans le présent document comme les dépenses liées à l'exploitation des champs et des puits, à l'exploitation des usines de traitement et de retraitement du gaz naturel, aux taxes [sans compter les impôts sur le revenu], aux autres dépenses de fonctionnement et aux redevances) ont diminué de 16,4 %, passant de 20,8 milliards de dollars en 2001 à 17,4 milliards de dollars en 2002. Au cours de cette année, les paiements de redevances ont représenté 45,8 %, l'exploitation des champs et des puits, 44,0 %, les usines de traitement du gaz naturel, près de 8,0 % et les taxes, 2,2 %.

Les dépenses en immobilisations (définies comme les dépenses liées aux opérations géologiques et géophysiques, au forage d'exploration, à l'acquisition et à la rétention des droits pétroliers et gaziers, au forage de développement, aux installations de production, à la récupération assistée et au maintien de la pression, aux usines de traitement du gaz naturel et autres) ont diminué, passant de 21,8 milliards de dollars en 2001 à 18,0 milliards de dollars en 2002. Au cours de l'exercice courant, les dépenses géologiques et géophysiques représentaient 6,4 %, le forage d'exploration et le forage de mise en valeur, 54,6 %, les installations de production, 25,4 %, et les usines de traitement du gaz naturel, 4,5 %. L'acquisition et la rétention de droits pétroliers et gaziers (qui incluent les frais de permis, primes, frais juridiques et taxes de dépôt) représentaient 9,1 % des dépenses globales en immobilisations.

Les dépenses susmentionnées excluent les régions non conventionnelles, qui sont celles de Cold Lake, de Lloydminster, de Peace River, d'Athabasca, de Wabasca, de Lindbergh, du village de Wolf Lake, de Frog Lake et de Britnell. Consulter le tableau explicatif 1 pour obtenir des détails sur les dépenses liées à ce secteur. Dans ces régions, les dépenses en immobilisations ont augmenté de 14,3 % au cours de l'année, pour atteindre 6,8 milliards de dollars comparatibement à 5,9 milliards en 2001.

Forage – Tableau 2

Au cours de l'année 2002, le nombre total de forages complétés a diminué de 13,0 %, passant de 19 752 en 2001 à 17 182. Le nombre de forages complétés pour puits d'exploration est un indicateur avancé de la future mise en valeur de champs utilisé pour déterminer les additions aux réserves et la production. Au cours de l'année, le nombre de forages d'exploration complétés a baissé de près de 20 %, passant de 5 017 forages réalisés l'an dernier à 4 044, alors que le nombre de forages complétés pour des puits de développement en 2002 a atteint seulement 10 694, en baisse de 15,0 % par rapport à 2001.Cette année, le nombre de puits de pétrole complétés s'élevaient à 4 319, comparativement à 4 732 puits de pétrole en 2001, tandis que le nombre de puits de gaz naturel est passé à 9 061, comparativement à 10 757 en 2001.

Réserves – Tableau 6 et tableau explicatif 2

Les réserves établies de pétrole brut conventionnel et équivalents restantes (hormis les sables bitumeux et le bitume) ont continué à diminuer jusqu'à la clôture de l'exercice 2002, passant de 829 697 000 mètres cubes en 2001 à 796 324 000 mètres cubes. Reflétant la recherche par l’industrie pour de nouveaux approvisionnements en pétrole brut conventionnel, le remplacement des réserves s'élevait à 65 % du pétrole et équivalents produits au cours de l'année 2002. Compte tenu des taux actuels d'extraction, les réserves canadiennes de pétrole brut conventionnel et équivalents ont une durée économique prévue d'environ 8,4 ans, nettement inférieure à celle de 2001.

Les réserves de pétrole brut synthétique et de bitume développé sont estimées à 1 097 381 000 mètres cubes, en hausse de 2,5 % par rapport à 2001. Aux taux actuels de production, ces réserves ont une durée économique de 26 ans. Il convient de souligner que les dépôts de sables bitumeux non conventionnels du Canada, situés au nord de l'Alberta sont parmi les plus grands du monde. On estime que ces ressources disponibles contiennent 397 milliards de mètres cubes, parmi lesquels 48 milliards de mètres cubes sont récupérables à l'aide de la technologie actuelle. Cependant, les projets de sables bitumeux pour extraire cette ressource exigent de gros investissements.

Les réserves de gaz naturel commercialisable ont diminué de 1,7 % en 2002, passant de 1 694 milliards de mètres cubes en 2001 à 1 664 milliards de mètres cubes. Près de 84 % de la production de gaz naturel a été remplacée grâce au forage de mise en valeur. Les réserves de gaz naturel ont continué à diminuer au cours de ces dernières années et, aux taux de production actuels, les réserves de gaz ont une durée économique d'environ neuf ans. Les perspectives en matière de gaz naturel non conventionnels, visant notamment le méthane de houille et le gaz de sable compact, sont grandes et des études poussées sont entamées dans ces régions.