Après plusieurs mois de ralentissement, les importations chinoises de gaz naturel liquéfié repartent à la hausse. Ce retour des acheteurs chinois, combiné aux nouvelles tensions dans le détroit d’Ormuz, rappelle une réalité que les gouvernements québécois et canadien ont trop souvent refusé de considérer : la demande mondiale de gaz demeure bien réelle et les pays capables d’offrir un approvisionnement sûr disposent d’une occasion économique considérable.

Selon Tsvetana Paraskova, qui rapporte les plus récentes données douanières chinoises pour Oilprice.com, la Chine a importé 5,68 millions de tonnes de GNL en juin, soit 8,3 % de plus qu’au même mois l’année précédente.

Il s’agit d’un deuxième mois consécutif de croissance annuelle, après trois mois de recul en février, mars et avril. Les achats avaient commencé à reprendre dès la mi-avril, permettant aux importations chinoises de rebondir en mai après avoir touché leur plus faible niveau en huit ans.

Cette reprise ne signifie pas que la consommation chinoise progressera constamment, sans interruption. Les importations varient selon les prix, la température, l’activité industrielle, la production nationale et les livraisons de gaz par pipeline. Elle montre cependant que l’appétit énergétique de la Chine n’a pas disparu et que le ralentissement observé précédemment ne constituait pas nécessairement un changement structurel.

La demande chinoise demeure immense

La Chine développe rapidement ses capacités renouvelables et nucléaires, mais elle demeure une économie industrielle gigantesque dont les besoins énergétiques continuent de croître. Le gaz naturel y est employé pour produire de l’électricité, alimenter les industries, chauffer les bâtiments et remplacer une partie du charbon dans certains usages.

L’Agence internationale de l’énergie estime que la demande mondiale de gaz devrait progresser de près de 2 % en 2026, après une année 2025 plus faible. Cette croissance serait largement alimentée par la Chine et les autres économies asiatiques émergentes. L’Agence prévoit également une augmentation de plus de 7 % de l’offre mondiale de GNL cette année, sa progression la plus rapide depuis 2019. Malgré cet afflux de nouvelles capacités, la consommation asiatique devrait absorber une part importante des volumes supplémentaires. L’Agence internationale de l’énergie estime que l’Asie représentera à elle seule environ la moitié de la croissance mondiale de la demande gazière en 2026.

Même les acteurs chinois ne prévoient pas une disparition prochaine du gaz. En 2025, le président de Sinopec, Ma Yongsheng, estimait que la demande chinoise pourrait atteindre un sommet d’environ 620 milliards de mètres cubes seulement entre 2035 et 2040. Il prévoyait également que l’Asie continuerait de dominer les importations mondiales de GNL. Reuters rapportait alors que les usages industriels, la production électrique et le transport lourd demeuraient d’importants moteurs de croissance.

Il serait donc imprudent de confondre les fluctuations ponctuelles des importations avec la disparition de la demande. La Chine peut acheter moins lorsque les prix sont élevés, puiser dans sa production nationale ou recevoir davantage de gaz russe et centrasiatique par pipeline. Elle revient toutefois rapidement sur le marché maritime lorsque ses besoins augmentent ou que les conditions commerciales deviennent plus favorables.

Le détroit d’Ormuz change les calculs

La reprise chinoise intervient alors que la fermeture renouvelée du détroit d’Ormuz perturbe de nouveau les livraisons provenant du Qatar. Cette voie maritime constitue l’un des passages les plus stratégiques du commerce énergétique mondial. Une interruption suffit à retirer du marché une partie importante de l’offre disponible et à déclencher une concurrence entre acheteurs asiatiques et européens.

Oilprice.com souligne que les prix asiatiques du GNL et les prix de référence européens du gaz ont fortement augmenté depuis le retour des hostilités au Moyen-Orient. Les acheteurs asiatiques auraient jusqu’ici davantage réussi à attirer les cargaisons disponibles, tandis que l’Europe doit reconstituer des réserves sorties de l’hiver à des niveaux relativement faibles.

Cette situation pousse désormais les entreprises chinoises à rechercher non seulement du gaz, mais du gaz géographiquement plus sûr.

Selon des informations rapportées par Bloomberg et reprises par Oilprice.com, de grands importateurs publics comme PetroChina et Sinopec discuteraient avec des producteurs situés hors du golfe Persique. Les contrats envisagés porteraient sur des livraisons commençant avant 2030 et s’étendant sur au moins dix ans.

Pékin ne chercherait pas à rompre ses contrats avec le Qatar. La Chine voudrait plutôt diversifier ses approvisionnements afin de réduire la portion de ses importations exposée au détroit d’Ormuz. Cette nuance est essentielle : il ne s’agit pas d’abandonner le fournisseur qatari, mais d’ajouter des sources nord-américaines ou provenant d’autres régions politiquement et géographiquement distinctes.

C’est précisément dans cette stratégie de diversification que le Canada peut trouver sa place.

Le Canada possède enfin une porte vers l’Asie

Pendant des décennies, le gaz canadien a été presque entièrement captif du marché nord-américain. Faute de terminaux d’exportation, les producteurs de l’Ouest devaient essentiellement vendre aux États-Unis, souvent à rabais par rapport aux prix mondiaux.

Cette situation a commencé à changer avec la mise en service de LNG Canada, à Kitimat, en Colombie-Britannique. Le complexe a expédié sa première cargaison en juin 2025 et dispose d’une capacité initiale d’environ 14 millions de tonnes par année. Une deuxième phase pourrait éventuellement doubler cette production. LNG Canada bénéficie en outre d’un port libre de glace et d’une licence d’exportation de 40 ans.

Le moment est particulièrement favorable. LNG Canada a été conçu précisément pour rejoindre les marchés asiatiques par le Pacifique, sans passer par le détroit d’Ormuz et sans dépendre du canal de Panama. Une partie de son consortium appartient d’ailleurs à des groupes asiatiques, dont PetroChina, la société même qui chercherait aujourd’hui à diversifier les approvisionnements chinois.

Deux autres installations sont déjà en construction en Colombie-Britannique. Woodfibre LNG devrait ajouter une capacité d’environ 2,1 millions de tonnes par année, tandis que Cedar LNG vise une production de trois millions de tonnes à compter de 2028. Cedar constitue également le premier grand projet de GNL au monde détenu majoritairement par une Première Nation, la nation Haisla. La Régie de l’énergie du Canada souligne que ces installations permettront d’accroître progressivement la présence canadienne sur les marchés internationaux.

Le projet Ksi Lisims LNG, développé avec la Nation nisga’a, pourrait quant à lui produire 12 millions de tonnes par année. Il a déjà obtenu des engagements commerciaux de Shell et de TotalEnergies, cette dernière ayant conclu une entente conditionnelle portant sur deux millions de tonnes par année pendant 20 ans. Ottawa l’a ajouté en 2025 à sa liste de projets d’intérêt national afin d’en accélérer le développement.

Plus récemment, une entente a également été conclue afin que la société allemande SEFE puisse acheter jusqu’à un million de tonnes par année provenant de Ksi Lisims. Ce contrat est révélateur : même une installation située sur le Pacifique peut intéresser un acheteur européen lorsque la sécurité de l’approvisionnement devient prioritaire.

Et le Québec dans tout cela?

L’occasion canadienne est déjà concrète. Celle du Québec demeure conditionnelle à une décision politique.

Le Québec ne possède actuellement aucun terminal d’exportation de GNL. Le projet Énergie Saguenay, qui aurait pu produire environ 10,5 millions de tonnes par année, a été rejeté par Québec en 2021, puis par Ottawa en 2022. Les gouvernements avaient notamment conclu que ses promoteurs n’avaient pas démontré suffisamment que le projet entraînerait une réduction nette des émissions mondiales.

Cette décision n’a toutefois pas fait disparaître la demande. Elle a simplement laissé le marché à d’autres producteurs, notamment aux États-Unis, qui ont développé leurs exportations à une vitesse spectaculaire. Une étude de S&P Global publiée en juillet estime maintenant que les exportations de GNL pourraient ajouter 1 400 milliards de dollars américains au produit intérieur brut des États-Unis d’ici 2040. Reuters rapporte que le GNL pourrait devenir la deuxième industrie américaine d’exportation nette au cours des cinq prochaines années.

Pendant ce temps, un nouveau projet est à l’étude sur la Côte-Nord. La société norvégienne Marinvest Energy souhaite construire à Baie-Comeau une installation qui pourrait exporter environ 10 millions de tonnes de GNL par année. Le complexe serait alimenté par un nouveau gazoduc d’environ 1 000 kilomètres reliant le réseau de l’Ouest canadien à un terminal situé dans le secteur de la baie des Anglais.

Le projet demeure embryonnaire. Son tracé n’est pas arrêté, sa structure financière n’est pas connue publiquement et il devra faire l’objet d’évaluations environnementales ainsi que de consultations sérieuses auprès des communautés autochtones et régionales concernées. Il serait donc prématuré de le présenter comme acquis.

Il serait tout aussi prématuré de le rejeter par principe.

Baie-Comeau possède un accès maritime en eau profonde et une position avantageuse vers l’Atlantique. Une installation québécoise viserait naturellement l’Europe avant l’Asie, puisque la côte du Pacifique offre une route plus directe vers la Chine. Mais le marché du GNL est mondial : chaque cargaison canadienne livrée en Europe libère potentiellement une autre cargaison pour l’Asie, réduit la dépendance européenne envers des fournisseurs autoritaires et augmente la diversité générale de l’offre.

Le regain d’intérêt chinois renforce donc indirectement la pertinence d’une capacité québécoise. Lorsque la Chine attire davantage de cargaisons vers l’Asie, l’Europe doit chercher d’autres fournisseurs. Le Québec est géographiquement bien placé pour répondre à une partie de cette demande atlantique, tandis que l’Ouest canadien dessert directement le Pacifique.

Une occasion industrielle, pas seulement gazière

Pour le Québec, l’intérêt d’un terminal ne se limiterait pas à la vente d’une ressource extraite ailleurs. La construction d’un gazoduc, d’installations de liquéfaction, de réservoirs, d’infrastructures portuaires et de navires spécialisés pourrait créer une importante activité industrielle.

Le Québec dispose déjà d’entreprises actives dans l’ingénierie, la métallurgie, la fabrication d’équipements, la construction lourde et les services maritimes. Son hydroélectricité pourrait également alimenter une partie des équipements de liquéfaction, abaissant ainsi les émissions directes de l’installation par rapport aux complexes fonctionnant entièrement au gaz.

Cela ne supprimerait pas l’empreinte environnementale du GNL. Il faudrait mesurer rigoureusement les fuites de méthane en amont, les émissions associées au transport, les impacts du pipeline et les conséquences sur le territoire. Mais ces questions devraient servir à améliorer et encadrer un projet, non à prétendre que le marché mondial cessera d’exister si le Québec refuse d’y participer.

La Chine, l’Inde, l’Europe et plusieurs économies émergentes continueront d’acheter du gaz. Si le Canada ne le leur vend pas, les États-Unis, le Qatar, l’Australie, la Russie ou d’autres producteurs le feront.

Une fenêtre qui ne restera pas ouverte indéfiniment

Le Canada possède des réserves abondantes, des institutions stables, un accès aux océans Atlantique et Pacifique et des alliés qui cherchent précisément à diversifier leurs approvisionnements. Peu de pays combinent autant d’avantages.

Mais les contrats de GNL sont généralement négociés pour dix, quinze ou vingt ans. Une fois les acheteurs engagés auprès de fournisseurs américains, qataris ou australiens, ils ne patienteront pas simplement jusqu’à ce que le Québec termine ses débats politiques.

La reprise des importations chinoises et la recherche de contrats hors du détroit d’Ormuz montrent que le marché est en train de se structurer maintenant. Le Canada a commencé à saisir cette occasion en Colombie-Britannique. Le Québec doit désormais décider s’il souhaite demeurer spectateur ou employer ses ports, son hydroélectricité et son savoir-faire industriel pour participer lui aussi à cette recomposition énergétique mondiale.

La demande existe. Les acheteurs cherchent des fournisseurs fiables. Les retombées économiques observées chez nos voisins américains montrent leur ampleur potentielle. L’occasion n’est donc plus théorique : elle est devant nous, mais elle ne le restera pas éternellement.