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The Trump administration’s tariff threats have incited calls to relaunch liquified natural gas (LNG) projects through Eastern Canada with the aim of diversifying Canadian gas exports. However, the business case for developing new East Coast LNG projects to supply two key export markets, Europe and Asia, is weak because:
- The main proposed market – the EU – is reducing its demand for gas;
- The alternative market – Asia – is developing alternatives to LNG and has access to closer, lower-cost suppliers than Canada’s East Coast;
- There is a glut of LNG supply coming onstream in the coming few years;
- Canada’s building costs are not globally competitive, with major projects relying on billions in taxpayer subsidies to be viable.
In reaction to Russia’s invasion of Ukraine in February 2022, the EU developed the “REPowerEU” program, aimed at finding alternatives to Russian gas supplies and reducing European demand for natural gas through the deployment of renewable energies and energy efficiency. Between 2022 and 2024, the E.U. developed significant new renewable capacity, enabling a 18% reduction in gas demand.
European gas demand is set to continue its downward trend in the future. The European Union Agency for the Cooperation of EU Energy Regulators (ACER) forecasts a reduction in LNG demand of 26% by 2030 compared to 2024 levels, from 135 billion cubic meters (bcm) to around 100 bcm in 2030.
While Asia’s rapid development means the region will see significant increases in broad energy demand, its projected LNG demand has faced roadblocks over the last decade. Japan and South Korea, for example, have both significantly increased their nuclear power production, while China has developed a myriad of domestic procurement incentives to drive self-production of gas. Furthermore, the proposed Power of Siberia 2 pipeline would add another 50 bcm/a of gas from Russia to China – at a significantly cheaper rate compared to LNG. India, on the other hand, is largely supplied by long-term contracts with Qatar, which is much closer to India than either of Canada’s coasts. India is largely supplied by long-term contracts with Qatar, which is set to double its LNG output between 2024 and 2030 at a lower price than any Canadian project.
The global LNG market is also projected to experience a significant glut. The Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) projects that between 2024 and 2028, global supply of LNG will grow an unprecedented 40%, led by Qatar and the United States. With demand growth projections having softened for the world’s largest buyers, this will place downward pressure on prices, threatening the viability of Canadian projects.
Additionally, Canada’s geography brings costs up and makes it difficult to scope projects accurately. GNL Quebec’s original cost, which included a 750-km pipeline, a liquefaction plant and an export terminal, was estimated at $13.7 billion in 2018 dollars, or $16.9 billion in 2025 dollars. This estimate is likely underestimated, knowing that LNG Canada Phase 1’s liquefaction and export terminal cost $18 billion, not including the pipeline. Applying the overrun factors observed with LNG Canada Phase 1 and Coastal Gaslink to GNL Quebec’s $16.9 billion estimate, the project’s actual cost could be up to twice that estimate, or upwards of $33 billion in 2025 dollars.
Plus, recent energy infrastructure projects all required taxpayer funding to be viable. Aside from capital, GNL Québec would also need 550 MW of electricity from Hydro-Quebec. If granted, the electricity would be sold at the preferential industrial “Rate L”.
Allocating significant further public and private resources to oil and gas expansion would further concentrate Canada’s economic reliance on fossil fuel resources. Between 2000 and 2021, oil and gas averaged about 5% of Canada’s GDP, with that figure reaching 21% and 25% in Alberta and Newfoundland, respectively. Gas has proven vulnerable to unpredictable global events, and greater uncertainty looms as demand projections for the commodity vary significantly. The prospect of building out Canada’s LNG export capacity means trading an unreliable partner for an unreliable commodity.
Proponents of LNG have promoted the claim that Canada can drive emissions reductions globally by increasing LNG exports to displace coal. This notion fails on two fronts, as LNG is too expensive to displace coal at scale, and even if LNG could affordably displace coal, it would not deliver substantial emissions savings.
While there is a need to diversify and strengthen our economy, this needs to be based on sound business opportunities. For savvy investors, improving East-West electricity integration, investing in critical minerals, and developing high-speed passenger rail are economic opportunities worth pursuing.
Le bateau est passé : la justification économique manquante de l’exportation de GNL via la côte Est canadienne
Les menaces tarifaires de l’administration Trump ont fait resurgir l’idée de relancer le transport de gaz naturel liquéfié (GNL) à travers l’Est du Canada dans le but de diversifier les exportations de gaz canadien. Toutefois, la justification économique en faveur du développement de nouveaux projets de GNL sur la côte est pour approvisionner deux marchés d’exportation clés, l’Europe et l’Asie, est faible pour les raisons suivantes :
- Le principal marché proposé – l’UE – réduit sa demande de gaz ;
- Le marché alternatif – l’Asie – développe des alternatives au GNL et a accès à des fournisseurs de plus grande proximité et moins coûteux que la côte est du Canada ;
- Le marché du GNL sera en situation d’offre excédentaire au cours des prochaines années ;
- Les coûts de construction au Canada ne sont pas compétitifs au niveau mondial, les grands projets dépendant de milliards de dollars en soutien public pour être viables.
En réponse à l’invasion de l’Ukraine par la Russie en février 2022, l’UE a mis en place le programme « REPowerEU », dont les objectifs étaient de trouver des alternatives aux approvisionnements en gaz russe et de réduire la demande européenne en gaz naturel grâce au déploiement d’énergies renouvelables et à des mesures d’efficacité énergétique. Entre 2022 et 2024, l’UE a développé d’importantes nouvelles infrastructures d’énergies renouvelables, permettant une réduction de 18 % de sa demande de gaz.
La demande européenne de gaz devrait poursuivre sa tendance à la baisse à l’avenir. L’Agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) prévoit une réduction de la demande de GNL de 26 % d’ici 2030 par rapport aux niveaux de 2024, passant de 135 milliards de mètres cubes (mmc) à environ 100 mmc en 2030.
Si le développement rapide de l’Asie laisse présager une augmentation significative de la demande énergétique globale dans la région, les prévisions concernant le GNL ont toutefois rencontré des obstacles au cours de la dernière décennie. Le Japon et la Corée du Sud, par exemple, ont tous deux considérablement augmenté leur production d’énergie nucléaire, alors que la Chine a mis en place un bouquet de mesures incitatives en faveur de son marché intérieur afin de stimuler sa production nationale de gaz. En outre, le projet de gazoduc Power of Siberia 2 devrait permettre d’exporter 50 mmc supplémentaires par an de gaz russe vers la Chine – à un prix nettement inférieur à celui du GNL. L’Inde est en grande partie approvisionnée dans le cadre de contrats à long terme par le Qatar, qui prévoit de doubler sa production de GNL entre 2024 et 2030 à un prix inférieur à celui de tous les projets canadiens.
Le marché mondial du GNL devrait également connaitre une situation d’offre excédentaire au cours des prochains années. L’Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA) prévoit qu’entre 2024 et 2028, l’approvisionnement mondial de GNL augmentera de 40 %, une hausse sans précédent, sous l’impulsion du Qatar et des États-Unis. Les prévisions de croissance de la demande ayant été revues à la baisse pour les plus importants acheteurs mondiaux, cela exercera une pression à la baisse sur les prix, menaçant la viabilité des projets canadiens.
De plus, la géographie du Canada engendre des coûts élevés et rend difficile l’évaluation précise des projets. Le coût initial du projet GNL Québec, qui comprend un gazoduc de 750 km, une usine de liquéfaction et un terminal d’exportation, était estimé à 13,7 milliards $ (en dollars de 2018), soit 16,9 milliards $ en dollars de 2025. Cette estimation est probablement sous-évaluée si on considère que la Phase 1 du projet LNG Canada, qui comprend des installations de liquéfaction et d’exportation, a coûté 18 milliards $, sans compter le gazoduc de 14,5 milliards $. En appliquant les facteurs de dépassement de coûts observés lors de la Phase 1 de LNG Canada et de Coastal Gaslink à l’estimation de 16,9 milliards $ de GNL Québec, le coût réel du projet pourrait s’élever au double de cette estimation, soit de plus de 33 milliards $ en dollars de 2025.
Par ailleurs, les récents projets d’infrastructure énergétique ont tous nécessité un financement public pour être viables. En mettant de côté la question du capital, GNL Québec aurait besoin de 550 MW d’électricité fournis par Hydro-Québec. Si cette demande est acceptée, l’électricité serait vendue au tarif préférentiel industriel (Tarif L).
Allouer d’importantes ressources publiques et privées supplémentaires au développement du pétrole et du gaz renforcerait encore davantage la dépendance économique du Canada à l’égard du secteur des combustibles fossiles. Entre 2000 et 2021, le secteur du pétrole et du gaz représentait environ 5 % du PIB canadien, ce chiffre atteignant respectivement 21 % et 25 % en Alberta et à Terre-Neuve. Le gaz s’est révélé vulnérable à des événements mondiaux imprévisibles, et une grande incertitude plane sur l’avenir de cette matière première, dont les prévisions de demande varient considérablement. La perspective de développer la capacité d’exportation de GNL du Canada revient à échanger un partenaire peu fiable contre une matière première peu fiable.
Les partisans du GNL affirment que le Canada peut favoriser la réduction des émissions au niveau mondial en augmentant les exportations de GNL pour remplacer le charbon. Cette idée est erronée à deux égards, d’une part parce que le GNL est trop cher pour remplacer le charbon à grande échelle, et d’autre part, même si le GNL pouvait remplacer le charbon à un coût abordable, il ne permettrait pas de réduire significativement les émissions.
S’il est nécessaire de diversifier et de renforcer notre économie, cela doit reposer sur des opportunités commerciales viables. Pour les investisseurs prévoyants, l’amélioration de l’intégration électrique entre l’Est et l’Ouest, l’investissement dans les minéraux critiques et le développement du transport ferroviaire de passagers à grande vitesse sont autant d’opportunités économiques qui méritent d’être exploitées.
