Taille et part du marché du pétrole et gaz au Canada - Analyse de la croissance, tendances et prévisions (2026 - 2031)

Tendances et perspectives du marché du pétrole et gaz au Canada

Débit record des sables bitumineux

La production des sables bitumineux a atteint 1,58 million BOE/j chez Canadian Natural Resources et 853 000 bbl/j chez Suncor au T1 2025, renforçant la part de l'Alberta à 58 % des volumes nationaux de brut.^{(1)Gouvernement du Canada, « Le Vice-Premier ministre salue le partenariat de 2 milliards USD entre le Fonds de croissance du Canada et Strathcona Resources », canada.ca} Le déplacement des goulots d'étranglement des installations et la technologie d'extraction assistée par solvant stimulent des taux de récupération plus élevés, élargissant les marges de trésorerie alors que le marché du pétrole et gaz au Canada exploite la demande mondiale résiliente pour des approvisionnements sécurisés. Des projets supplémentaires de déplacement des goulots d'étranglement brownfield sont prévus jusqu'en 2030, renforçant la production de référence à long terme sans exposer à des risques importants liés aux investissements greenfield.

Hausse de la capacité d'exportation Trans Mountain (TMX)

L'expansion TMX a triplé la capacité à 890 000 bbl/j et a réduit l'écart WCS-WTI à moins de 13 USD/bbl, améliorant les recettes nettes des producteurs et renforçant le pouvoir de fixation des prix du marché du pétrole et gaz au Canada.^{(2)Suncor Energy Inc., « Suncor Energy publie ses résultats du premier trimestre 2025 », suncor.com} Les premiers volumes sont expédiés vers des raffineries de la région Asie-Pacifique via le terminal Westridge, validant la diversification stratégique par rapport aux raffineries du centre continental américain. Les courbes à terme indiquent un resserrement soutenu de la base, induisant une réallocation du capital vers des expansions de sables bitumineux à marges plus élevées déjà en cours.

Démarrage de LNG Canada et réévaluation du gaz de l'Ouest

La mise en service de la Phase 1 de 14 Mtpa de LNG Canada en 2025 marque un débouché longtemps attendu pour le gaz de l'Ouest, mettant fin à l'escompte chronique sur l'AECO qui pesait sur le marché du pétrole et gaz au Canada.^{(3)Offshore Technology, « Le développement de LNG Canada se déroule conformément au calendrier prévu », offshore-technology.com} Tourmaline prévoit une hausse des prix au T4 2025 liée aux premières cargaisons, et des projets parallèles comme Cedar LNG et le pipeline Yellowhead Mainline d'une valeur de 1 milliard USD sont conçus pour tripler la capacité d'exportation de GNL d'ici 2030. Les producteurs axés sur le gaz recalibrent leurs programmes de forage pour se concentrer sur les zones riches en liquides de la Colombie-Britannique, qui offrent des recettes nettes favorables.

Crédits d'impôt à l'investissement dans l'économie propre pour le CCUS

Les crédits d'impôt à l'investissement couvrant jusqu'à 60 % des dépenses éligibles au CCUS ont débloqué 1 milliard USD d'engagements du Fonds de croissance envers Strathcona Resources et 24,5 milliards CAD de dépenses de l'alliance des sables bitumineux jusqu'en 2030. Ces incitations améliorent l'économie des projets, permettant aux entreprises de décarboner tout en maintenant le débit, un équilibre crucial pour la compétitivité du marché du pétrole et gaz au Canada.

Incertitude liée au plafond fédéral des émissions

Un plafond fédéral en attente, sans règles de conformité définies, a retardé certains engagements de capital à cycle long, même si les dépenses d'investissement (capex) de 2024 ont atteint 40,6 milliards USD. Les opérateurs des sables bitumineux doivent planifier des périodes de remboursement sur plusieurs décennies, ce qui rend la clarté réglementaire cruciale. Les groupes industriels plaident pour des signaux politiques harmonisés afin de préserver la compétitivité du marché du pétrole et gaz au Canada sans faire dérailler les trajectoires de zéro émission nette.

Contraintes d'évacuation par pipeline après 2028

Les projections de l'AIE d'un accroissement de 680 000 bbl/j du pétrole brut canadien d'ici 2030 pourraient dépasser la capacité de réserve actuelle, recréant des goulots d'étranglement historiques d'évacuation. Bien qu'un nouveau pipeline vers le Pacifique ait obtenu le statut d'« intérêt national », les jalons d'octroi des permis risquent encore de glisser et pourraient à nouveau élargir les différentiels, pesant sur les prix réalisés du marché du pétrole et gaz au Canada au-delà de 2026.

*Nos prévisions mises à jour traitent les impacts des moteurs et des freins comme directionnels et non additifs. Les prévisions d’impact révisées reflètent la croissance de base, les effets de mix et les interactions entre variables.

Analyse des segments

Par secteur : la dominance de l'amont stimule la croissance de la production

Les activités amont représentaient 72,10 % de la taille du marché du pétrole et gaz au Canada en 2025, les opérateurs ayant privilégié les expansions brownfield plutôt que l'exploration frontière. Le TCAC de 3,18 % du segment jusqu'en 2031 reflète l'augmentation du débit des développements de sables bitumineux et de gaz Montney, qui maintiennent le marché du pétrole et gaz au Canada sur une trajectoire de production stable. Les revenus du secteur intermédiaire augmentent grâce à la croissance des péages, mais l'allocation du capital reste disciplinée suite aux constructions de TMX et LNG Canada, garantissant que les rendements restent accumulatifs.

Des technologies telles que le forage horizontal, l'extraction assistée par solvant et la maintenance assistée par IA ont considérablement amélioré les facteurs de récupération, soutenant des flux de trésorerie libellés en USD qui assurent le leadership de l'amont au sein du marché du pétrole et gaz au Canada. Les acteurs de l'aval se tournent vers le diesel renouvelable, comme l'illustre le nouveau complexe d'Imperial Oil, prévu pour achèvement mi-2025, qui démontre une adaptation aux réglementations sur les carburants à faible teneur en carbone tout en tirant parti des chaînes d'approvisionnement intégrées.

Note: Les parts de segment de tous les segments individuels sont disponibles à l'achat du rapport

Par localisation : les opérations terrestres maintiennent leur leadership sur le marché

La production terrestre a conservé 64,60 % de la part du marché du pétrole et gaz au Canada en 2025, grâce à des infrastructures bien établies en Alberta, en Saskatchewan et en Colombie-Britannique. Le forage de remplissage continu et les essais pilotes vapeur-solvant dans les projets miniers de sables bitumineux prolongent la production en plateau et maintiennent la visibilité des marges.

Les actifs en mer, notamment l'extension West White Rose, affichent un TCAC de 5,05 % jusqu'en 2031, dépassant les champs terrestres matures en termes de pourcentage. L'automatisation améliorée des plates-formes de forage, la conception de plateformes résistantes aux glaces et des régimes de redevances favorables ont revitalisé les perspectives du Canada atlantique, apportant une diversification géographique au marché du pétrole et gaz au Canada sans éroder la dominance terrestre.

Par service : le déclassement prend de l'élan

Les services de construction ont continué de mener en 2025, représentant 52,10 % du chiffre d'affaires total des services alors que les équipes achevaient de grands projets, tels que le Trans Mountain Expansion, et préparaient LNG Canada pour son premier gaz. Pourtant, le secteur à la croissance la plus rapide est le déclassement, qui progresse à un TCAC de 6,22 % jusqu'en 2031, des règles plus strictes et les objectifs climatiques des entreprises incitant les opérateurs à éliminer les puits hérités et à restaurer les installations vieillissantes. Ce changement signale un secteur en maturation qui traite désormais la remise en état des sites comme un poste budgétaire central plutôt qu'un exercice de conformité formelle. Les grands producteurs donnent le ton : Cenovus prévoit à elle seule de mettre hors service 3 000 puits d'ici 2025, consacrant un capital significatif aux programmes d'abandon, de remédiation et de remise en état des surfaces.

Les travaux de maintenance et d'arrêt technique fournissent une demande stable, centrée sur l'intégrité des actifs et la fiabilité quotidienne à travers le vaste réseau canadien d'usines, de pipelines et de terminaux. Le segment se modernise rapidement, les opérateurs déployant des systèmes prédictifs assistés par IA qui réduisent les temps d'arrêt et abaissent les risques de sécurité ; des essais sur le terrain ont réduit la consommation d'énergie de 37 % et augmenté la production de pétrole de 14 %. À mesure que les dépenses de croissance s'atténuent, les prestataires de services affûtent leurs capacités dans la construction de captage de carbone et le déclassement avancé pour répondre à l'évolution des réglementations, illustrant comment le secteur passe de la pure expansion à une gestion disciplinée.

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Analyse géographique

L'Ouest du Canada représentait 82,40 % de la production nationale en 2025, ancré dans les abondants gisements de sables bitumineux et de gaz riche en liquides du Bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. L'infrastructure de base de l'Alberta, récemment renforcée par TMX, se connecte de manière transparente aux eaux côtières, augmentant les exportations vers l'Asie et fortifiant le marché du pétrole et gaz au Canada contre les goulots d'étranglement nord-américains.

La Colombie-Britannique passe d'une juridiction de transit à un pôle à valeur ajoutée alors que LNG Canada commence ses opérations en 2025. Le partenariat Cedar LNG renforce la participation autochtone, tandis que le pipeline Yellowhead Mainline prévu assure une disponibilité soutenue des matières premières pour la liquéfaction côtière, renforçant ainsi la position stratégique de la province au sein du marché du pétrole et gaz au Canada.

Le Canada atlantique contribue à des volumes modestes aujourd'hui mais recèle un potentiel de croissance disproportionné grâce au démarrage de West White Rose en 2026, injectant une diversité régionale. Les ceintures de pétrole léger de la Saskatchewan et les synergies avec la potasse offrent une production incrémentale et des raccordements au secteur intermédiaire, maintenant la province au cœur des voies d'expansion futures. La politique nationale encourage la collaboration interprovinciale, reconnaissant que la diversification des corridors d'exportation renforce la résilience globale du marché du pétrole et gaz au Canada.