Investir dans le GNL canadien – Partie 1 – Le GNL canadien dans une perspective mondiale

Le secteur émergent de l’exportation de gaz naturel liquéfié (GNL) au Canada suscite un intérêt croissant. Les récentes perturbations du marché du GNL au Moyen-Orient, les préoccupations accrues en matière de sécurité énergétique qui en découlent et la demande constante d’énergies à faible émission de carbone ont braqué les projecteurs sur le GNL canadien. Quelles sont les particularités du GNL canadien et quel est son potentiel en matière d’investissement et de développement? Pour répondre à ces questions, nous avons rédigé une série d’articles consacrés à l’investissement dans le GNL canadien. Dans ce premier article, nous aborderons les points suivants : 

• Mise en contexte du GNL canadien
• Bref historique du GNL canadien
• Principales caractéristiques des projets canadiens de GNL
• Avenir du GNL canadien 

Ne ratez pas les prochains articles de cette série, qui porteront sur 1) les principaux aspects juridiques, commerciaux et  liés à l’investissement dans le GNL canadien; 2) les récentes initiatives gouvernementales en faveur du GNL canadien; 3) les partenariats avec les collectivités autochtones et les investissements dans le GNL canadien .^[1] Pour vous abonner à notre actualité juridique, rendez-vous sur le site www.fasken.com. 

Mise en contexte du GNL canadien

Comparaison entre les marchés mondiaux du GNL et du pétrole

Le marché mondial du GNL diffère considérablement de celui du pétrole à plusieurs égards. La plupart des différences s’expliquent par des principes de physique élémentaire. Le pétrole peut être stocké et transporté à température ambiante. En revanche, pour être liquéfié en GNL, le gaz naturel doit être refroidi à -162 °C. Il est donc plus complexe et coûteux de stocker et de transporter du GNL que du pétrole. Cela signifie aussi que, si le marché du pétrole est véritablement mondial, celui du GNL est plus restreint. En 2026, seuls 25 pays exportaient du GNL et moins de 50 en importaient. 

La facilité relative avec laquelle le pétrole peut être transporté implique que les cargaisons de pétrole peuvent être facilement échangées. Le marché mondial du pétrole repose donc généralement sur des contrats au comptant à court terme. En revanche, le marché du GNL s’est historiquement appuyé sur des contrats fixes à long terme (15 ans et plus) pour financer les coûts de construction des infrastructures d’exportation. Toutefois, l’expansion soutenue du secteur du GNL a entraîné davantage de négociation au comptant ou par swap.   

Principaux exportateurs, importateurs et échanges commerciaux de GNL

Les exportations et importations de GNL, qui sont mesurées en tonnes métriques par an (TMPA), sont fortement concentrées sur certains marchés et certaines régions.

En 2025, seuls trois pays comptaient pour plus de la moitié des exportations mondiales de GNL : les États-Unis (plus de 100 TMPA), le Qatar (environ 81 TMPA) et l’Australie (environ 80 TMPA). De même, trois pays seulement totalisaient près de la moitié des importations mondiales de GNL en 2025 : la Chine (environ 68 TMPA), le Japon (environ 65 TMPA) et la Corée du Sud (environ 47 TMPA). L’Europe dans son ensemble représentait environ 103 TMPA des importations de GNL.

Historiquement, le secteur du GNL était concentré dans trois grandes régions. L’Asie-Pacifique et l’Europe étaient les principaux pôles de demande de GNL et ont souvent connu des tendances de prix différentes. Le Moyen-Orient (notamment le Qatar) était un fournisseur secondaire et a souvent profité d’occasions d’arbitrage entre ces deux bassins. Or, récemment, l’essor des contrats de GNL souples et au comptant, notamment en provenance des États-Unis, a contribué à réduire l’écart entre ces deux bassins.

Les perturbations récentes de l’approvisionnement au Moyen-Orient ont provoqué une flambée des prix au comptant du GNL en mars 2026, avec des augmentations allant jusqu’à 90 % en Asie-Pacifique et 60 % en Europe. Avant ces perturbations, environ 20 % de l’approvisionnement mondial en GNL transitaient par le détroit d’Ormuz, dont la totalité du GNL qu’exportait le Qatar. 

Bref historique du GNL canadien

Le Canada a seulement fait son entrée sur le marché mondial de l’exportation de GNL en juin 2025, avec l’envoi des premières cargaisons de LNG Canada à Kitimat, en Colombie-Britannique. La décision d’investissement définitive relative à ce projet a été prise en octobre 2018, plus de sept ans après le début de l’intérêt pour le développement des infrastructures d’exportation de GNL canadien. Le tsunami de mars 2011 au Japon, qui a provoqué l’accident nucléaire de Fukushima, a entraîné une flambée des prix du GNL en Asie et a incité les importateurs asiatiques (ainsi que les sociétés internationales de GNL qui les approvisionnent) à trouver de nouvelles sources de production.

La côte ouest du Canada présentait un attrait immédiat. Le Canada est le cinquième plus grand producteur de gaz naturel au monde, et la quasi-totalité de sa production provient du nord de la Colombie-Britannique et de l’Alberta. La proximité relative des côtes de la Colombie-Britannique avec l’Asie permet de réduire considérablement les délais et les coûts de transport maritime. Les températures relativement fraîches de la Colombie-Britannique (par rapport au Moyen-Orient et à la côte du Golfe aux États-Unis) limitent également l’énergie nécessaire pour refroidir le gaz naturel et le transformer en GNL. Le Canada est un pays stable, démocratique et favorable à l’investissement, reconnu pour son engagement de longue en faveur de la primauté du droit. L’Ouest canadien offre un potentiel de GNL à plus faibles émissions que les autres marchés d’exportation, notamment en raison de la réglementation environnementale rigoureuse et de l’hydroélectricité.

Cet intérêt a entraîné le « boom » de près de 20 propositions de projets d’exportation de GNL sur la côte ouest à partir de 2012. L’Office national de l’énergie du Canada (l’ancien nom de la Régie de l’énergie du Canada) a reçu plus de 40 demandes d’exportation de GNL et en a approuvé plus de 30. Cependant, des facteurs se sont combinés pour faire échouer la grande majorité de ces projets, notamment 1) l’effondrement des prix mondiaux du GNL vers le milieu de la décennie; 2) la complexité réglementaire et les retards; 3) la difficulté d’obtenir le soutien des parties prenantes locales. Résultat? Seules deux autres décisions d’investissement définitives ont suivi celle de LNG Canada à ce jour, à savoir celle de Woodfibre LNG en avril 2022 et celle de Cedar LNG en juin 2024. 

Les premiers pas du Canada dans le secteur du GNL remontent à 2009, avec la mise en service du terminal d’importation Saint John LNG au Nouveau-Brunswick^[2] . Construit pour approvisionner l’est du Canada et le nord-est des États-Unis en gaz naturel, ce terminal importait du gaz provenant de fournisseurs du bassin atlantique. Cependant, l’évolution des dynamiques du marché au cours des années suivantes a fait que ses activités ont atteint leur apogée en 2010-2011, puis ont décliné, la croissance rapide de la production de gaz de schiste à faible coût aux États-Unis (rendue possible par les progrès de la technologie de fracturation hydraulique) ayant réduit la demande de gaz importé. La question de savoir s’il serait possible de convertir de manière rentable le terminal d’importation en terminal d’exportation a fait surface récemment, à l’instar des installations de GNL de la côte du Golfe aux États-Unis, qui sont converties depuis 2016. 

Principales caractéristiques des projets canadiens de GNL

Les projets d’exportation de GNL et leurs chaînes de valeur peuvent présenter des caractéristiques très différentes selon le territoire où ils sont situés. À cet égard, les projets canadiens d’exportation de GNL se distinguent sur la scène internationale par la diversité de leurs conditions et des acteurs potentiels de leur chaîne de valeur. Voici quelques observations : 

• De nombreux projets d’exportation de GNL sont implantés dans des pays qui ne disposent pas d’un secteur ou d’un réseau gazier national solide. C’est le cas notamment de la Papouasie–Nouvelle-Guinée, de l’Angola et du Mozambique. À l’inverse, le Canada dispose d’un secteur gazier national fort et établi de longue date, comprenant près de 600 000 kilomètres de gazoducs de transport et de distribution. De plus, alors que certains projets d’exportation de GNL dépendent presque entièrement de l’arrivée de sociétés pétrolières et gazières étrangères, le Canada accueille l’ensemble des acteurs du marché, depuis les petits et grands producteurs dont le siège social est situé localement jusqu’aux filiales locales des grandes sociétés pétrolières et gazières mondiales intégrées verticalement. 

• Un grand nombre de projets d’exportation de GNL s’appuient sur une seule ou plusieurs concessions d’exploration et d’exploitation de grande envergure accordées par l’État hôte (par exemple, des concessions en mer). Au Canada, la production de gaz naturel se caractérise au contraire par de nombreux permis d’exploitation relativement modestes, qui peuvent être regroupés (c’est-à-dire achetés, vendus et échangés) pour approvisionner un projet d’exportation de GNL. Le dynamisme du secteur et des infrastructures gazières de l’Ouest canadien signifie également que l’affectation ou la vente du gaz naturel produit à partir de ces concessions à un projet d’exportation de GNL n’est qu’une stratégie de monétisation parmi de nombreuses autres. Ces infrastructures et ce marché régional offrent également la possibilité, inexistante dans beaucoup d’autres pays exportateurs de GNL, de séparer et de vendre les liquides de gaz naturel (comme le butane et le propane) avant la liquéfaction du gaz naturel en GNL, ce qui peut accroître la viabilité économique d’un projet.  

• En règle générale, le gouvernement canadien ne cherche pas à être directement impliqué dans les projets d’exportation de GNL, que ce soit par une participation au capital ou autrement. Cette approche contraste avec celle de nombreux pays exportateurs de GNL : les États hôtes cherchent normalement à obtenir une participation directe dans la propriété, le développement et l’exploitation des projets, généralement par l’intermédiaire d’une entité appartenant à l’État, et en recourant à une coentreprise ou à une structure similaire. La participation du gouvernement canadien se limite habituellement à son rôle d’organisme réglementaire. Le Canada n’interdit pas non plus aux investisseurs étrangers de détenir des droits de production en amont dans le secteur pétrolier et gazier, contrairement à d’autres territoires exportateurs de GNL. L’absence d’implication directe de l’État hôte au Canada peut se traduire par une plus grande liberté dans la structuration d’un projet de GNL par rapport à d’autres territoires. 

• Les projets canadiens d’exportation de GNL ont souvent nécessité la mise en place d’un réseau de gazoducs plus étendu que dans d’autres pays exportateurs de GNL pour acheminer le gaz naturel depuis son lieu de production jusqu’à l’installation de liquéfaction côtière associée. Dans l’Ouest canadien, ce défi est exacerbé par le relief montagneux qui sépare, d’une part, les sites de production de gaz naturel du nord-est de la Colombie-Britannique et de l’Alberta et, d’autre part, la côte Pacifique de la Colombie-Britannique. Cela dit, la construction du gazoduc Coastal GasLink de 670 kilomètres, qui alimente LNG Canada (et alimentera aussi Cedar LNG), démontre la viabilité de ce type d’infrastructure. 

• L’exploitation des ressources naturelles et le développement des infrastructures au Canada, en particulier en Colombie-Britannique, exigent de reconnaître les droits constitutionnels des peuples autochtones du Canada, notamment en matière de consultation et d’accommodement. En pratique, la mise en place d’infrastructures de GNL au Canada doit faire l’objet d’une consultation précoce, constructive et continue avec les groupes autochtones susceptibles d’être touchés, afin de garantir une harmonisation des intérêts. Les groupes autochtones au Canada réclament de plus en plus une participation active aux projets énergétiques, entre autres par une participation au capital. Les programmes de garantie de prêts et de crédit destinés aux peuples autochtones, soutenus par le gouvernement, facilitent cette participation. La prise de participation autochtone constitue également un signal fort de faisabilité bancaire. 

Avenir du GNL canadien

Le gouvernement fédéral canadien a exprimé son ambition de faire du pays l’un des principaux exportateurs de GNL au monde, avec un potentiel pouvant atteindre jusqu’à 100 TMPA au cours des prochaines décennies. À l’heure actuelle, la capacité de liquéfaction de LNG Canada, qui s’élève à 14 TMPA, ne permet au Canada de figurer qu’au rang des plus petits exportateurs de GNL. Par exemple, la Malaisie, l’Indonésie, la Russie, l’Algérie et le Nigeria disposent tous d’une capacité de liquéfaction supérieure à 20 TMPA.

La mise en service des capacités de liquéfaction prévue de 3,75 TMPA de Cedar LNG et de celle de 2,1 TMPA de Woodfibre LNG constituera un ajout notable. Deux questions se posent ensuite. Premièrement, LNG Canada prendra-t-elle une décision d’investissement définitive favorable pour sa deuxième phase proposée, qui doublerait la capacité de liquéfaction du projet pour la porter à 28 TMPA? Cette expansion serait alimentée par l’augmentation de la capacité du gazoduc Coastal GasLink existant grâce à l’ajout de six stations de compression. Deuxièmement, Ksi Lisims LNG prendra-t-elle une décision d’investissement définitive favorable et ajoutera-t-elle à terme 12 TMPA à la capacité de liquéfaction du Canada? Ce projet dépendrait du développement entièrement autorisé d’un nouveau gazoduc (à construire) par les promoteurs du projet. 

Ces propositions ont été désignées comme des « projets d’intérêt national » par le gouvernement fédéral^[3] ; si elles se concrétisent, le Canada disposera de plus de 45 TMPA de capacité de liquéfaction au début des années 2030, ce qui pourrait potentiellement le hisser parmi les cinq premiers pays exportateurs (selon les augmentations de capacité dans les territoires concurrents). Pour atteindre un jour 100 TMPA, il faudra de nombreux nouveaux projets.

Les marchés d’exportation naturels des projets sur la côte ouest du Canada se situent en Asie. Ceux des éventuels projets de GNL sur la côte est du Canada, ou possiblement de l’Arctique canadien à partir de Churchill, au Manitoba, se situent en Europe. Toutefois, des rapports récents indiquent que certains importateurs européens envisageraient de conclure des contrats pour de futures cargaisons en provenance de l’Ouest canadien, qu’ils souhaiteraient soit prendre en charge physiquement par le canal de Panama, soit utiliser comme cargaisons d’échange avec d’autres acheteurs (ou négociants) de GNL disposant de portefeuilles géographiquement diversifiés. Les cargaisons de GNL provenant de l’Ouest canadien et destinées à l’Asie libéreraient également d’autres cargaisons pour desservir l’Europe. Cela met en évidence le potentiel des exportations de GNL canadien dans tous les bassins et souligne l’attrait du Canada en tant que pôle d’exportation fiable dans un contexte d’instabilité géopolitique croissante. 

Ne ratez pas les prochains articles de cette série, qui porteront sur 1) les principaux aspects juridiques, commerciaux et stratégiques liés à l’investissement dans le GNL canadien; 2) les récentes initiatives gouvernementales en faveur du GNL canadien; 3) les partenariats avec les collectivités autochtones et les investissements dans le GNL canadien.