Taille et part du marché du pétrole et gaz au Canada
VUE D’ENSEMBLE DU MARCHÉ
| Période d'étude | 2021 - 2031 |
|---|---|
| Période de Données Prévisionnelles | 2026 - 2031 |
| Taille du marché de l'année de base (2025) | 38.89 Milliards de dollars |
| Taille du Marché (2026) | 40.03 Milliards de dollars |
| Taille du Marché (2031) | 46.24 Milliards de dollars |
| Taux de croissance (2026 - 2031) | 2.93% CAGR |
| Concentration du Marché | Moyen |
Acteurs majeurs *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier Image © Mordor Intelligence. La réutilisation nécessite une attribution sous CC BY 4.0. | |
Analyse du marché du pétrole et gaz au Canada par Mordor Intelligence
La taille du marché du pétrole et gaz au Canada était évaluée à 38,89 milliards USD en 2025 et devrait progresser de 40,03 milliards USD en 2026 pour atteindre 46,24 milliards USD d'ici 2031, à un TCAC de 2,93 % pendant la période de prévision (2026-2031).
L'augmentation des capacités des oléoducs, la mise en place de nouvelles infrastructures d'exportation de GNL et les investissements soutenus dans les technologies de réduction des émissions de carbone soutiennent cette progression, aidant le marché du pétrole et gaz au Canada à maintenir son élan malgré l'incertitude des politiques. L'augmentation du débit des sables bitumineux, l'achèvement du pipeline Trans Mountain Expansion (TMX) et le démarrage imminent de LNG Canada ont structurellement élargi les voies d'exportation et amélioré les réalisations de prix. La discipline budgétaire reste stricte, mais les investissements de 2024 ont atteint 40,6 milliards USD, les opérateurs ayant privilégié les développements brownfield, l'optimisation numérique et le déploiement du CCUS. La consolidation à fort impact, illustrée par l'acquisition d'actifs de sables bitumineux pour 6,5 milliards USD par Canadian Natural Resources, redessine les frontières concurrentielles tout en protégeant les marges sur le marché du pétrole et gaz au Canada.
Principales conclusions du rapport
- Par secteur, les activités amont ont capté 72,10 % de la part du marché du pétrole et gaz au Canada en 2025, tandis que le secteur intermédiaire a enregistré la progression la plus rapide avec un TCAC de 3,32 % jusqu'en 2031.
- Par localisation, les actifs terrestres détenaient 64,60 % de la taille du marché du pétrole et gaz au Canada en 2025, mais les développements en mer progressent à un TCAC de 5,05 % jusqu'en 2031.
- Par service, la construction représentait 52,10 % de la taille du marché du pétrole et gaz au Canada en 2025, tandis que le déclassement devrait croître à un TCAC de 6,22 % jusqu'en 2031.
Remarque : Les chiffres de la taille du marché et des prévisions de ce rapport sont générés à l’aide du cadre d’estimation propriétaire de Mordor Intelligence, mis à jour avec les données et analyses les plus récentes disponibles en 2026.
Tendances et perspectives du marché du pétrole et gaz au Canada
Analyse de l'impact des moteurs de croissance*
| Moteur de croissance | (~) % d'impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Débit record des sables bitumineux | 0.60% | Alberta ; répercussions sur la Saskatchewan | Moyen terme (2-4 ans) |
| Hausse de la capacité d'exportation Trans Mountain (TMX) | 0.50% | Ouest du Canada ; ports de Colombie-Britannique | Court terme (≤ 2 ans) |
| Démarrage de LNG Canada et réévaluation du gaz de l'Ouest | 0.40% | Colombie-Britannique au cœur ; chaîne d'approvisionnement en Alberta | Moyen terme (2-4 ans) |
| Crédits d'impôt à l'investissement dans l'économie propre pour le CCUS | 0.30% | Régions des sables bitumineux de l'Alberta et de la Saskatchewan | Long terme (≥ 4 ans) |
| Partenariats d'équité autochtone accélérant les approbations de projets | 0.20% | National ; premiers gains en Colombie-Britannique et en Alberta | Moyen terme (2-4 ans) |
| Maintenance prédictive assistée par IA réduisant les OPEX | 0.10% | Pôles de production nationaux | Long terme (≥ 4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
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.
Analyse de l'impact des contraintes*
| Contrainte | (~) % d'impact sur les prévisions de TCAC | Pertinence géographique | Horizon temporel de l'impact |
|---|---|---|---|
| Incertitude liée au plafond fédéral des émissions | -0.5% | National, concentré dans les régions des sables bitumineux de l'Alberta et de la Saskatchewan | Moyen terme (2-4 ans) |
| Contraintes d'évacuation par pipeline après 2028 | -0.4% | Ouest du Canada, notamment les pôles de production en Alberta et les corridors d'exportation en Colombie-Britannique | Long terme (≥ 4 ans) |
| Hausse des primes d'assurance liées aux incendies de forêt | -0.3% | Cœur de l'Alberta et de la Colombie-Britannique, avec des répercussions sur les opérations en Saskatchewan | Court terme (≤ 2 ans) |
| Pénurie de talents en forage avancé et en CCUS | -0.2% | National, avec des impacts aigus sur les opérations de forage spécialisées en Alberta et les projets émergents de CCUS | Moyen terme (2-4 ans) |
| Source: Mordor Intelligence | |||
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 considèrent les impacts des moteurs et des contraintes comme directionnels et non additifs. Les prévisions d'impact reflètent la croissance de référence, les effets de composition 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.
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.
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.
Paysage réglementaire
La surveillance fédérale des pipelines interprovinciaux et internationaux, des exportations et importations d'énergie, ainsi que de certaines activités amont, est assurée par la Régie de l'énergie du Canada (REC) en vertu de la Loi sur la Régie canadienne de l'énergie, ainsi que par des lois telles que la Loi sur les opérations pétrolières au Canada et la Loi fédérale sur les hydrocarbures. La REC utilise une structure gouvernée par un conseil d'administration et fixe des exigences couvrant la sécurité des pipelines, la protection de l'environnement et l'exploitation des installations, ce qui façonne la conformité pour les systèmes intermédiaires d'échelle nationale et les activités réglementées en mer ou dans le Nord.
Pour la période 2025-2028, les exploitants suivent le Plan-cadre réglementaire de la REC et le Plan prospectif de réglementation de la REC comme base des futurs changements de règles. Les travaux prévus pour le printemps 2026 comprennent la rédaction de modifications au Règlement sur les pipelines terrestres. Parallèlement, les chantiers de politique environnementale fédérale (y compris les initiatives sur le méthane et les gaz à effet de serre plus largement mentionnées dans la planification réglementaire prospective du gouvernement du Canada) maintiennent la conformité liée aux émissions au cœur de la conception des projets, des pratiques d'exploitation et des décisions d'investissement à long cycle sur le marché canadien du pétrole et du gaz.
Paysage concurrentiel
La concentration du marché est centrée sur trois grands acteurs intégrés, Canadian Natural Resources, Suncor Energy et Cenovus Energy, qui dominent les barils amont et orchestrent des programmes de capital disciplinés. Leur échelle d'actifs combinée leur permet un effet de levier sur les achats, le déploiement de technologies et la continuité des dividendes que les pairs plus petits peinent à égaler. Les actifs du secteur intermédiaire présentent des caractéristiques de monopole naturel, Enbridge, TC Energy et Pembina Pipeline possédant des lignes principales critiques régulées selon des modèles de coût de service.
Les fusions-acquisitions stratégiques, telles que l'acquisition par Canadian Natural du portefeuille albertan de Chevron Corp. et le rapprochement Whitecap-Veren de 15 milliards USD, soulignent un virage sectoriel vers la consolidation pour récolter des synergies et maintenir la compétitivité du marché du pétrole et gaz au Canada. L'adoption des technologies différencie les leaders ; les jumeaux numériques, le forage autonome et les mégaprojets de CCUS assurent des seuils de rentabilité plus bas et des profils ESG améliorés. Les cadres d'équité autochtone façonnent également le positionnement concurrentiel en accélérant les approbations et en garantissant le soutien local.
Malgré une forte concentration dans les volumes amont, des E&P de niche et des innovateurs de services créent de la valeur autour des fenêtres de liquides Montney, de l'intégration du CCUS et de l'analytique IA. Ces acteurs agiles fournissent des capacités spécialisées qui complètent l'ensemble du marché du pétrole et gaz au Canada, prévenant la stagnation monopolistique et favorisant l'échange technologique.
Leaders du secteur du pétrole et gaz au Canada
Canadian Natural Resources Ltd.
Suncor Energy
Cenovus Energy
Imperial Oil (filiale d'Exxon)
Enbridge Inc.
- *Avis de non-responsabilité : les principaux acteurs sont triés sans ordre particulier
Opportunités de marché et perspectives d'avenir
Les espaces blancs à court terme se concentrent (i) sur le déploiement de la gestion du carbone lié à la compétitivité des sables bitumineux et (ii) sur la débottleneurisation progressive en zones existantes menée par la technologie, qui augmente le débit sans introduire de nouveaux risques liés à des mégaprojets sur sites vierges. Un élément de preuve clé est le Projet Pathways d'initiative de captage du carbone, où une annonce fédérale-provinciale de juillet 2026 a officialisé l'initiative autour d'un objectif de réduction des émissions de 16 millions de tonnes par an. Ce cadrage crée une demande tangible pour les équipements de captage, la collecte et la compression du CO2, l'évaluation du stockage, ainsi que les services d'ingénierie et de construction connexes dans les pôles des sables bitumineux de l'Alberta. Ceci est renforcé par la disponibilité de crédits d'impôt à l'investissement pour l'économie propre destinés au CUSC mentionnés dans le contexte du rapport, ce qui améliore l'économie des projets et soutient un plus large pipeline d'infrastructures carbone susceptibles d'investissement.
Un deuxième domaine d'opportunité concerne les technologies opérationnelles qui améliorent la récupération du pétrole lourd et des sables bitumineux et réduisent l'intensité des émissions. En avril 2026, Emissions Reduction Alberta a publié les résultats de validation sur le terrain de la technologie de valorisation in situ (ISUT) de NanosTechs, rapportant des augmentations de production allant jusqu'à 50 % et une réduction de 30 % des émissions de GES dans l'extraction de pétrole lourd. Du côté de l'offre, les programmes d'investissement axés sur les zones existantes accroissent la visibilité pour les services et équipements, et Canadian Natural Resources Limited a présenté un budget d'investissement 2026 de 6,3 milliards USD (incluant des dépenses dédiées au captage du carbone). Des jalons d'exécution tels que la première production de vapeur de Strathcona Resources à Meota Central le 6 juin 2026 soutiennent également la poursuite des travaux thermiques et d'optimisation dans l'Ouest canadien. Ensemble, ces développements orientent les dépenses vers des infrastructures de réduction des émissions et des mises à niveau de productivité dans les systèmes amont et intermédiaires. Par ailleurs, de nouveaux chantiers de projets de pipelines de la côte ouest mentionnés au Bureau des grands projets ajoutent une filière d'autorisation et de tracé qui pourrait redéfinir les futures options d'évacuation si elles sont menées à terme dans le processus d'approbation.
Développements récents du secteur
- Juillet 2026 : Les entreprises de l'Alliance Pathways (dont Canadian Natural Resources, Suncor Energy, Cenovus Energy, Imperial Oil et ConocoPhillips) ont signé un cadre d'accord avec les gouvernements de l'Alberta et du Canada pour faire avancer le projet de captage et de stockage du carbone Pathways. Ce cadre d'accord a officialisé l'alignement du secteur public autour d'un concept partagé de transport et de stockage du CO2, renforçant le lien entre les opérations pétrolières durables des sables bitumineux et les infrastructures de décarbonation susceptibles d'investissement.
- Mai 2026 : Suncor Energy a mis à jour ses perspectives pour 2026, incluant des prévisions d'utilisation des raffineries de 90 % à 93 %, et a divulgué une capacité nominale plus élevée de son réseau de raffinage de 511 000 barils par jour. Cette mise à jour souligne l'accent continu mis sur la fiabilité en aval et l'optimisation du débit, soutenant la résilience de l'approvisionnement en produits et aidant les acteurs intégrés à équilibrer la volatilité amont avec les flux de trésorerie du raffinage.
- Juillet 2025 : Canada Growth Fund s'est associé à Strathcona Resources pour jusqu'à 2 milliards USD d'infrastructures CUSC visant 2 millions de tCO2 par an de captage. Ce partenariat a renforcé la voie de financement pour le déploiement du captage du carbone dans l'Ouest canadien et a soutenu un modèle reproductible associant capital public et projets de réduction des émissions menés par les exploitants.
Cadre de la méthodologie de recherche et portée du rapport
Définition et périmètre du marché
Dans ce rapport, le marché canadien du pétrole et du gaz est dimensionné comme la valeur générée par les activités amont, intermédiaires et aval au sein du Canada, à travers le pétrole et le gaz naturel, mesurée en USD pour une comparaison cohérente dans le temps.
Exclusions du périmètre : Les marges de vente de carburant au détail au point de vente, la pétrochimie en aval hors raffinage principal, et les énergies renouvelables non hydrocarbures ne sont pas comptabilisées dans cette valeur de marché.
Aperçu de la segmentation
- Par secteur
- Amont
- Intermédiaire
- Aval
- Par localisation
- Terrestre
- En mer
- Par service
- Construction
- Maintenance et arrêt technique
- Déclassement
Sources de données, dimensionnement du marché et validation
Recherche documentaire
Le travail documentaire commence par la constitution d'une base factuelle propre sur la production, les flux commerciaux et les infrastructures du Canada, car ces signaux définissent les limites de ce qui peut être réalistement produit, transporté et traité. Nous avons référencé des sources publiques telles que les publications de Statistique Canada, la Régie de l'énergie du Canada, Ressources naturelles Canada et l'Agence internationale de l'énergie, qui ont aidé à ancrer les séries chronologiques sur les liquides et le gaz.
Pour traduire ces signaux opérationnels en valeur, nous avons également examiné des sources telles que les publications des régulateurs provinciaux, les tableaux de bord des associations sectorielles, et des documents destinés aux investisseurs comme les rapports annuels et les divulgations techniques décrivant les calendriers des projets et les conditions d'exploitation. Lorsqu'un contexte financier au niveau de l'entreprise était nécessaire, nous avons utilisé des abonnements payants limités aux données financières des entreprises et à l'intelligence d'actualités, et nous avons également consulté des bases de données de brevets pour l'activité technologique directionnelle lorsqu'elle affectait les coûts ou la récupération. Les sources listées ici sont illustratives, et nous avons également utilisé d'autres documents publics et tableaux de données pour la collecte, la validation et la clarification des données.
Entretiens et enquêtes primaires
Le travail de terrain a été utilisé pour tester si les hypothèses documentaires correspondent à ce qui se passe dans les bassins de production, les corridors de pipelines et les pôles de raffinage. Nous avons échangé avec un ensemble d'exploitants, d'acteurs intermédiaires et de services, ainsi que des spécialistes du domaine pouvant commenter le débit, les cycles de maintenance et les schémas contractuels. Nous avons ensuite utilisé des enquêtes pour revérifier des données sensibles telles que l'utilisation et la répercussion des prix à court terme.
Répartition des répondants au travail de terrain de recherche primaire
| Type d'entreprise | Poste du répondant |
|---|---|
| Premier rang : 29 % | Direction générale : 12 % |
| Rang intermédiaire : 56 % | Responsables fonctionnels/d'unité : 40 % |
| Petits acteurs : 15 % | Managers : 48 % |
Dimensionnement et prévisions du marché
Le dimensionnement commence par une approche descendante où les séries de production, de traitement et de transport sont reconstruites à partir des statistiques énergétiques officielles canadiennes, puis la valeur est dérivée en utilisant des relations cohérentes de prix et de coûts de service pour le secteur. Les totaux sont corroborés par des vérifications ascendantes sélectives, telles que des divulgations de revenus d'entreprises échantillons, des grilles tarifaires de fournisseurs et sous-traitants, et quelques calculs de volume multiplié par le prix moyen réalisé qui aident à détecter les dérives dans le modèle.
Les intrants utilisés dans le modèle comprennent les volumes de production de pétrole brut et de gaz naturel, le débit des pipelines et terminaux, la capacité et l'utilisation des raffineries, l'orientation des dépenses d'investissement amont, et les écarts de prix de référence qui influencent le revenu réalisé au Canada. Pour la prévision, une analyse de scénarios est utilisée afin que le prix du pétrole, le prix du gaz, l'utilisation et le calendrier des projets puissent être ajustés dans des fourchettes réalistes convenues lors des entretiens. Le scénario final est sélectionné en fonction de ce que la plupart des experts considéraient comme réalisable. Lorsque des points de référence ascendants manquaient pour les opérations plus petites, nous avons comblé les lacunes en utilisant des moyennes de pairs et des proxys basés sur la capacité, puis les avons revérifiés par rapport aux totaux nationaux.
Validation des données et cycle de mise à jour
La validation se fait en plusieurs passes afin que les erreurs évidentes et non évidentes soient détectées avant la finalisation des chiffres. Nous comparons les résultats du modèle à des signaux indépendants tels que les tendances de production et d'exportation, les dates de démarrage annoncées des projets, et les changements dans l'utilisation de la capacité, puis nous étudions les grands écarts par des vérifications complémentaires.
Les anomalies déclenchent une révision des hypothèses. Si le facteur déterminant n'est pas clairement visible dans les données publiques, nous recontactons des experts pour confirmer ce qui a changé et quand cela a commencé. Chaque rapport est actualisé annuellement, et des mises à jour intermédiaires sont effectuées lorsque des événements matériels affectent les prix, les volumes ou les opérations d'infrastructure. Avant la livraison, une dernière passe de révision est effectuée afin que les clients reçoivent la vue la plus récente.
Dimensionnement du marché canadien du pétrole et du gaz par Mordor Intelligence comparé à d'autres estimations publiées
Différentes sources montrent souvent des tailles de marché différentes pour le pétrole et le gaz au Canada, et la différence se résume généralement à ce qui est inclus dans le pool de valeur et à la manière dont le prix et le volume sont liés. Le calendrier joue également un rôle important, car les revenus du secteur peuvent varier rapidement lorsque les prix de référence évoluent, même si les volumes physiques restent stables.
En suivant les signaux de débit et d'utilisation puis en actualisant les hypothèses de prix et de coûts avec des vérifications d'experts, Mordor Intelligence maintient le total canadien lié à l'activité opérationnelle plutôt qu'à des mesures de style contribution au PIB plus larges ou à des définitions énergétiques élargies.
Comparaison de référence
| Source | Taille du marché | Lacunes dans la méthodologie de recherche |
|---|---|---|
| Mordor Intelligence | 40,03 milliards USD (2026) | |
| Cabinet de conseil mondial A | 60,00 milliards USD (2024) | Cette estimation repose sur une année de référence antérieure et semble utiliser un pool de valeur plus large susceptible d'intégrer des liens de revenus sectoriels plus étendus, ce qui augmente le total par rapport à un modèle tracé à partir de l'activité et lié aux volumes opérationnels actuels. |
| Éditeur sectoriel B | 71,00 milliards USD (2024) | Le chiffre est présenté comme une valeur unique mise en avant et est encadré autour de signaux de contribution macroéconomique, ce qui peut mélanger les effets indirects et les pics de prix, surestimant ainsi la valeur de l'activité pétrolière et gazière fondamentale saisie par les vérifications de production, de débit et de traitement. |
Le tableau montre que l'écart s'explique principalement par le périmètre et l'ancrage de valorisation utilisé pour convertir l'activité en USD, plutôt que par un désaccord sur le fait que le Canada dispose d'un vaste secteur pétrolier et gazier. Lorsque le modèle est lié aux indicateurs de production, de transport et de raffinage, et que les hypothèses sont revérifiées lors de la validation, la taille de marché résultante est plus facile à reproduire et à mettre à jour lorsque les prix ou l'utilisation évoluent.
Questions clés auxquelles répond le rapport
Quelle est la valeur actuelle du marché du pétrole et gaz au Canada ?
La taille du marché du pétrole et gaz au Canada était de 40,03 milliards USD en 2026 et devrait progresser à un TCAC de 2,93 % pour atteindre 46,24 milliards USD d'ici 2031.
Quel segment détient la plus grande part du marché du pétrole et gaz au Canada ?
Les opérations amont ont dominé avec 72,10 % de la part du marché du pétrole et gaz au Canada en 2025, portées par un débit record des sables bitumineux.
Comment LNG Canada affectera-t-il les prix du gaz naturel dans l'Ouest canadien ?
Une fois opérationnel en 2025, la capacité de 14 Mtpa de LNG Canada devrait réduire les escomptes sur l'AECO en ouvrant des canaux d'exportation premium vers l'Asie, améliorant les recettes nettes des producteurs de gaz.
Quel rôle jouent les partenariats autochtones dans les approbations de projets ?
Les projets avec participation autochtone en équité, comme la propriété à 50,1 % de la Nation Haisla dans Cedar LNG, bénéficient d'une approbation réglementaire plus rapide et d'une licence sociale plus solide, raccourcissant les délais d'approbation.
Comment les incitations au CCUS influencent-elles les décisions d'investissement ?
Les crédits d'impôt fédéraux couvrant jusqu'à 60 % des coûts du CCUS ont débloqué des milliards de financement privé, avec des initiatives comme les projets de captage de Strathcona Resources qui devraient séquestrer 2 millions de tCO₂ annuellement.
Quels risques pourraient freiner la croissance future du marché du pétrole et gaz au Canada ?
Les risques clés incluent l'incertitude des politiques autour des plafonds fédéraux des émissions et la possibilité de nouvelles contraintes de pipeline après 2028 si des capacités supplémentaires ne sont pas sanctionnées à temps.
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