Table des Matières
Le Canada réalise environ 89 % de la valeur de ses exportations énergétiques auprès d’un seul client (Graham et Finlayson, 2026). Cette concentration constitue une vulnérabilité commerciale majeure. Depuis mars 2026, la fermeture du détroit d’Ormuz a d’ailleurs rappelé aux importateurs asiatiques le coût stratégique d’une dépendance excessive à un corridor maritime unique (Calnan, 2026).
Dans ce contexte, le renforcement des échanges énergétiques du Canada avec l’Asie-Pacifique — du Japon et de la Corée du Sud à la Chine et aux économies d’Asie du Sud-Est — apparaît comme une orientation stratégique pertinente. Encore faut-il en définir correctement les objectifs. La diversification des débouchés ne doit être présentée ni comme une rupture avec le marché américain ni comme une stratégie fondée sur des projections commerciales déconnectées des réalités économiques.
Cette diversification n’est d’ailleurs plus purement théorique. L’expansion de Trans Mountain et la mise en service de LNG Canada ont commencé à transformer l’accès des producteurs canadiens aux marchés asiatiques. La Chine figure désormais parmi les principaux acheteurs de pétrole et de gaz naturel liquéfié (GNL) canadiens, tandis que le Japon et la Corée du Sud consolident leur rôle de partenaires énergétiques.
Les données plaident en faveur de cette stratégie, à condition de la concevoir comme une assurance commerciale plutôt que comme un remplacement du marché continental. Il faut privilégier les acheteurs capables de prendre des engagements contractuels à long terme, diversifier les partenaires sans créer de nouvelles dépendances excessives et surmonter les obstacles réglementaires, énergétiques et infrastructurels qui freinent les exportations canadiennes.
1. Une dépendance commerciale dont le coût est déjà démontré
La concentration des exportations énergétiques canadiennes vers le marché américain n’est pas une abstraction statistique. Elle a des conséquences économiques directes.
En 2024, 99,9 % du gaz naturel exporté par le Canada a été acheminé par gazoduc vers les États-Unis. La même année, près de 90 % du pétrole brut produit au pays a été exporté, presque exclusivement vers ce même marché. En 2025, les oléoducs transportaient encore 85,2 % des exportations de brut, contre 13,0 % par voie maritime. La part des exportations maritimes progresse toutefois depuis la mise en service de Trans Mountain, en mai 2024 (Green et al., 2026).
Graham et Finlayson décrivent cette situation comme un quasi-monopsone. Le Canada demeure essentiellement un preneur de prix : il peut agir sur ses coûts de production, mais dispose d’une influence limitée sur le prix auquel il vend ses ressources. Cette asymétrie réduit son pouvoir de négociation et expose ses producteurs à la structure du marché américain.
Le coût de cette dépendance a déjà été considérable. Avant l’expansion de Trans Mountain, l’insuffisance des capacités de transport vers la côte Pacifique entraînait des pertes estimées à 4 milliards de dollars par année en revenus publics non perçus (Graham et Finlayson, 2026).
Il faut toutefois distinguer sécurité énergétique et souveraineté commerciale. Le Canada se classe troisième sur 187 pays à l’indice de sécurité énergétique (McPherson-Smith et Ostle, 2026). Son problème n’est donc pas l’insuffisance de ses ressources, mais sa capacité limitée à accéder à plusieurs marchés et à négocier dans des conditions concurrentielles.
L’enjeu véritable est celui de la souveraineté commerciale : le Canada doit pouvoir vendre ses ressources ailleurs lorsque son principal acheteur modifie ses conditions, ses priorités ou sa politique commerciale.
La progression des exportations vers la Chine illustre précisément cette possibilité. En 2025, les exportations canadiennes de pétrole brut et de bitume vers ce pays ont atteint 6,29 milliards de dollars canadiens, soit une augmentation de 155,5 % par rapport à 2024 (Canada China Business Council [CCBC], 2026). Le développement des infrastructures du Pacifique commence donc à produire des résultats commerciaux mesurables.
La diversification ne signifie pas que le Canada doit délaisser les États-Unis. Elle signifie qu’il doit disposer de solutions de rechange crédibles lorsque les conditions du marché continental deviennent moins avantageuses.
2. Une demande asiatique considérable, mais conditionnelle au prix
L’argument en faveur d’une diversification vers l’Asie repose d’abord sur des perspectives de demande substantielles.
Selon le scénario des politiques actuelles de l’Agence internationale de l’énergie, la demande de pétrole de l’Inde et de l’Asie du Sud-Est devrait passer de 10,5 à 18,5 millions de barils par jour entre 2024 et 2050. Sur la même période, leur demande de gaz naturel progresserait de 259 à 494 milliards de mètres cubes (Calnan, 2025).
Cette croissance s’inscrit dans un contexte où le charbon demeure profondément ancré dans les systèmes énergétiques régionaux. Il représentait encore 49 % de l’approvisionnement énergétique de l’Indo-Pacifique en 2024 et 56 % de la consommation énergétique de l’Inde en 2023 (Aliakbari et Mejía, 2025).
Ces perspectives se concrétisent également sur certains marchés. La haute-commissaire de la Malaisie à Ottawa prévoit que son pays devra commencer à importer du GNL dans un horizon d’environ cinq ans, sous l’effet du déclin de ses gisements et de la hausse de la demande, notamment celle des centres de données (Calnan, 2025).
La Chine constitue également un débouché commercial important, mais sa situation est différente de celle des marchés émergents d’Asie du Sud-Est. Elle dispose déjà d’importantes infrastructures d’importation et représente un acheteur établi de ressources énergétiques canadiennes.
En 2025, les exportations canadiennes de pétrole brut et de bitume vers la Chine ont atteint 6,29 milliards de dollars canadiens, une progression annuelle de 155,5 % (CCBC, 2026). Cette évolution témoigne de l’importance croissante de l’accès aux marchés asiatiques pour les producteurs de l’Ouest canadien.
Le secteur du GNL connaît une évolution comparable. La Chine représentait 22 % des exportations canadiennes de GNL en 2025, puis 18 % durant les quatre premiers mois de 2026 (Régie de l’énergie du Canada [REC], 2026). Le Canada ne cherche donc plus simplement à pénétrer le marché chinois : il y commercialise déjà une partie de sa production.
Il serait toutefois erroné de confondre croissance de la demande et existence d’un marché commercialement viable. Le prix demeure déterminant.
L’International Institute for Strategic Studies (IISS, 2026) estime que le gaz naturel devrait se négocier entre 6 et 7 $ US par million de BTU pour concurrencer efficacement le charbon en Inde, en Indonésie et au Vietnam. Or, les prix asiatiques du GNL oscillent habituellement entre 7 et 15 $ US par million de BTU, contre seulement 2 à 3 $ US au Henry Hub américain (Aliakbari et Mejía, 2025).
L’expérience de 2022 illustre cette vulnérabilité. Le Pakistan, le Vietnam et le Sri Lanka ont été particulièrement touchés par la crise énergétique, puisqu’ils dépendaient davantage des cargaisons achetées sur le marché au comptant. À l’inverse, le Japon, la Corée du Sud et Taïwan ont mieux absorbé le choc grâce à leurs contrats d’approvisionnement à long terme.
La conclusion est claire : le Canada devrait privilégier des ententes contractuelles durables plutôt que de miser excessivement sur le marché au comptant. La stabilité des revenus, la prévisibilité des livraisons et la solvabilité des acheteurs doivent primer sur la recherche de débouchés ponctuels.
L’IISS souligne d’ailleurs que la croissance du commerce du GNL dépendra moins de l’expansion de la production en amont que de la disponibilité du financement nécessaire aux terminaux de regazéification et aux centrales électriques alimentées au gaz. Autrement dit, exporter davantage suppose également que les pays importateurs disposent des infrastructures nécessaires pour recevoir et consommer le produit.
L’argument climatique mérite également d’être considéré, sans être surestimé. Les analyses du cycle de vie synthétisées par Aliakbari et Mejía indiquent que la substitution du GNL canadien au charbon utilisé en Chine pourrait réduire les émissions de 34 à 62 % par kilowattheure d’électricité produit.
Cette perspective comporte néanmoins une réserve importante : le GNL pourrait s’ajouter à la consommation de charbon plutôt que de s’y substituer. Les estimations reposent notamment sur l’hypothèse que les engagements climatiques de la Chine et de l’Inde se traduiront par une véritable réduction de l’utilisation du charbon. Le bénéfice environnemental dépendra donc des usages réels du gaz exporté, et non simplement de son origine.
La stratégie canadienne doit ainsi tenir compte de deux réalités : la demande asiatique offre des perspectives considérables, mais la compétitivité des prix, les infrastructures locales et la stabilité des contrats détermineront les débouchés réellement accessibles.
3. Un avantage géographique réel, mais une capacité d’exportation encore limitée
La crise du détroit d’Ormuz a mis en évidence un avantage stratégique que le Canada aurait tort de sous-estimer : ses infrastructures énergétiques du Pacifique ne dépendent pas d’un corridor maritime aussi vulnérable.
Avant la crise, environ 20 millions de barils de pétrole par jour et un cinquième du GNL mondial transitaient par le détroit d’Ormuz. Près de 80 % de ces approvisionnements étaient destinés aux marchés asiatiques (Calnan, 2026).
En juillet 2026, la production pétrolière du golfe Persique demeurait inférieure de 8,3 millions de barils par jour à son niveau d’avant-guerre, tandis que les Houthis venaient de rejoindre le conflit (Calnan, 2026). Les frappes iraniennes avaient également visé des installations énergétiques dans le Golfe, notamment des sites liés au champ North du Qatar (Kasapoğlu, 2026).
La côte pacifique canadienne représente un atout pour la diversification, puisque ses infrastructures offrent un accès aux marchés asiatiques sans passer par les principaux goulets d’étranglement maritimes. Un pétrolier parti de Colombie-Britannique peut rejoindre Yokohama en 14 jours, contre 23 jours depuis le golfe Persique (Webster, 2026). Selon Aliakbari et Mejía (2025), la liquéfaction du gaz sur la côte ouest canadienne serait 26 % plus efficace que dans les installations américaines.
Cet avantage géographique ne doit cependant pas être confondu avec une capacité de remplacement à grande échelle.
Les infrastructures actuellement disponibles — RIPET, Trans Mountain et la première phase de LNG Canada — ne permettraient de couvrir que 0,79 % des besoins énergétiques de l’Indo-Pacifique. Même la vision complète envisagée pour 2035, comprenant 2 millions de barils de pétrole par jour, 100 millions de tonnes de GNL, du GPL et 15 réacteurs d’un gigawatt, ne couvrirait que 2,9 % des besoins énergétiques de la région (Calnan, 2025).
La dépendance asiatique envers le Moyen-Orient demeure donc considérable. En 2025, le Japon, la Corée du Sud et Taïwan tiraient environ 79 % de leurs approvisionnements en pétrole brut du Moyen-Orient, tandis que leurs importations canadiennes ne représentaient que 16 000 barils par jour (Webster, 2026).
La Chine constitue un cas particulier. Elle a déjà diversifié ses sources d’approvisionnement en pétrole et en gaz et représente un marché de destination pour les exportations canadiennes. L’expansion de Trans Mountain et la mise en service de LNG Canada permettent désormais aux producteurs canadiens d’accéder directement à ce marché par le Pacifique (CCBC, 2026; REC, 2026).
Cette présence commerciale ne doit toutefois pas être confondue avec une capacité de remplacer les approvisionnements chinois provenant du Moyen-Orient. Les volumes canadiens demeurent modestes à l’échelle de la consommation chinoise. Le Canada peut contribuer à diversifier les sources d’approvisionnement de Pékin, mais ne saurait se substituer aux grands fournisseurs traditionnels.
Calnan reconnaît d’ailleurs cette limite : le Canada ne remplacera pas les volumes transitant par Ormuz. Il peut néanmoins contribuer à diversifier les sources d’approvisionnement et à réduire l’exposition des partenaires asiatiques aux perturbations géopolitiques.
Cette stratégie repose aussi sur une réalité énergétique plus fondamentale. Les hydrocarbures représentaient 86 % de la consommation mondiale d’énergie primaire en 2024, une année record pour la consommation de charbon, de pétrole et de gaz (Lin et Giles, 2026). La demande demeure donc considérable, même si l’électrification des transports pourrait progressivement réduire les besoins mondiaux en pétrole au cours des prochaines décennies (Webster, 2026).
Le Canada doit ainsi éviter deux erreurs : surestimer sa capacité à remplacer les fournisseurs du Moyen-Orient et sous-estimer la valeur stratégique d’une présence commerciale supplémentaire dans la région.
4. Le Japon, la Corée du Sud et la Chine : trois partenaires aux fonctions distinctes
Le Japon, la Corée du Sud et la Chine sont trois marchés asiatiques prioritaires pour consolider la présence énergétique canadienne. Ces économies présentent cependant des caractéristiques commerciales différentes.
Le Japon et la Corée du Sud disposent de marchés structurés, d’infrastructures développées et d’une expérience des contrats d’approvisionnement à long terme. Ils représentent donc des partenaires de choix pour établir des engagements commerciaux stables. La Chine est déjà un débouché important pour le pétrole brut, le bitume et le GNL canadiens. Son marché offre des perspectives importantes, mais comporte des risques commerciaux et géopolitiques.
La Corée du Sud : un partenaire commercial et industriel
La Corée du Sud offre un potentiel de croissance. Elle bénéficie déjà d’un accord de libre-échange avec le Canada et ses raffineries peuvent traiter le brut lourd canadien sans modifications majeures (Webster, 2026). Les perspectives commerciales sont concrètes : Séoul prévoit d’accroître ses importations de pétrole brut canadien, qui passeraient de 4,88 millions de barils en 2025 à un maximum de 16 millions en 2026. La Korea Gas Corporation (KOGAS) envisage d’acheter 3,4 millions de tonnes supplémentaires de GNL grâce à la deuxième phase du projet (Hellenic Shipping News, 2026). Grâce à ses infrastructures industrielles adaptées et à ses perspectives d’engagements à long terme, la Corée du Sud constitue ainsi un partenaire de choix pour consolider les exportations canadiennes.
Le Japon : un partenaire axé sur la sécurité des approvisionnements
Le Japon se distingue par une approche davantage axée sur la sécurité énergétique et la diversification des approvisionnements.
En mars 2026, le premier ministre Mark Carney et la première ministre Sanae Takaichi se sont engagés à approfondir leur coopération dans les secteurs du GNL et du GPL (Industrial Info Resources, 2026). L’Alberta envisage également de financer la construction d’un cokeur destiné aux raffineries japonaises, ce qui faciliterait le traitement du brut lourd canadien.
Il faut toutefois tenir compte de l’évolution du parc énergétique japonais. La remise en service de la centrale nucléaire de Kashiwazaki-Kariwa pourrait réduire les besoins du pays en GNL d’un maximum de 1,3 million de tonnes par année (Industrial Info Resources, 2026).
Cette distinction est importante. Tokyo recherche avant tout une diversification stratégique de ses approvisionnements, et non nécessairement une augmentation massive de ses importations. Le Japon constitue donc un partenaire dont la valeur stratégique dépasse la seule croissance des volumes achetés.
La Chine : un marché d’envergure et un débouché déjà établi
La Chine est un marché prioritaire pour le Canada, tant par son envergure que par les achats de ressources énergétiques canadiennes qu’elle réalise déjà.
En 2025, les exportations canadiennes de pétrole brut et de bitume vers la Chine ont atteint 6,29 milliards de dollars canadiens, en hausse de 155,5 % (CCBC, 2026). Les produits énergétiques représentaient 28,4 % des exportations de marchandises canadiennes vers la Chine, contre 18,2 % l’année précédente.
Cette croissance démontre l’importance de l’accès aux marchés du Pacifique pour les producteurs de l’Ouest canadien. Trans Mountain permet de transporter le pétrole vers la côte ouest, facilitant son expédition directe vers les acheteurs asiatiques.
Le GNL constitue un autre volet de cette relation. En 2025, la Chine représentait 22 % des exportations canadiennes de GNL, puis 18 % au cours des quatre premiers mois de 2026 (REC, 2026). Le développement de LNG Canada a permis au Canada de pénétrer le marché chinois du gaz naturel liquéfié.
La participation de 15 % de PetroChina dans le consortium LNG Canada constitue un élément commercial important. Elle assure à une entreprise chinoise une présence directe dans le projet canadien et facilite les échanges entre les deux pays (CCBC, 2026).
Il serait imprudent de compter sur la Chine comme principal pilier de la diversification énergétique canadienne. Son marché est attrayant, mais les relations économiques canado-chinoises demeurent exposées aux tensions diplomatiques, les mesures commerciales et les changements de priorités stratégiques de Pékin.
Le rapport du CCBC (2026) montre que les tensions tarifaires ont entraîné une forte baisse des exportations agricoles canadiennes vers la Chine en 2025. Cela rappelle que l’accès à un marché important ne garantit pas la stabilité des conditions commerciales.
Le Canada devrait donc rechercher des contrats énergétiques durables avec les acheteurs chinois, tout en évitant de concentrer une part excessive de ses exportations sur ce marché.
Le Japon et la Corée du Sud constituent des partenaires d’ancrage pour la prévisibilité des engagements commerciaux canadiens. La Chine offre un débouché supplémentaire de grande envergure. L’Asie du Sud-Est représente le principal potentiel de croissance à long terme.
5. Le différentiel WTI-WCS : un indicateur du coût de l’accès aux marchés
Le différentiel entre le Western Canadian Select (WCS) et le West Texas Intermediate (WTI) constitue un indicateur essentiel pour mesurer les conséquences économiques des contraintes d’acheminement du pétrole canadien.
Le WCS se négocie à un prix inférieur à celui du WTI en raison de ses caractéristiques physiques, de coûts de transport plus élevés et d’un accès limité aux marchés portuaires (Canadian Association of Petroleum Producers [CAPP], 2026).
Depuis la mise en service de l’expansion de Trans Mountain, en mai 2024, le différentiel WTI-WCS s’est resserré d’environ 3 $ US par baril, pour s’établir à quelque 13 $ US en moyenne. Cette amélioration représenterait un gain annuel de 4 à 5 milliards de dollars pour l’industrie pétrolière canadienne.
Avant l’expansion de Trans Mountain, les contraintes de transport pouvaient porter le différentiel à 20 $ US par baril (CAPP, 2026).
Cette amélioration est fragile. Selon S&P Global (2026), le rabais atteignait 21,35 $ US par baril le 21 septembre 2026, son niveau le plus élevé depuis décembre 2023, alors que Trans Mountain approche de sa pleine capacité.
Lorsque l’accès aux marchés est limité, les producteurs risquent donc de voir diminuer la valeur de leurs ressources.
Le projet Pacific Link vise à accroître la capacité d’acheminement du pétrole, avec un objectif pouvant atteindre un million de barils par jour (Webster, 2026).
L’enjeu dépasse la construction d’un nouvel oléoduc. Il s’agit de réduire les coûts économiques de l’enclavement commercial du secteur énergétique canadien et de donner un accès plus direct aux marchés internationaux.
Les exportations vers la Chine montrent le potentiel d’un meilleur accès aux marchés du Pacifique. Elles ne résolvent toutefois pas les contraintes de capacité. Pour maintenir et accroître les ventes au Japon, en Corée du Sud et en Chine, le Canada doit continuer à investir dans ses infrastructures de transport et à protéger la compétitivité de son pétrole.
6. Les principaux obstacles sont d’abord canadiens
Le potentiel commercial de l’Asie ne se concrétisera pas à coups de déclarations politiques ou de stratégies diplomatiques. Il dépendra essentiellement de la capacité du Canada à construire et à alimenter les infrastructures nécessaires, tout en se dotant d’un cadre réglementaire approprié.
Or, plusieurs obstacles structurels compromettent actuellement cette ambition.
Premier obstacle : un écart considérable entre les ambitions politiques et les projections officielles
La cible de 100 millions de tonnes de capacité d’exportation de GNL envisagée pour 2035 (Calnan, 2025) dépasse largement le scénario le plus optimiste de la Régie de l’énergie du Canada. Celui-ci prévoit des exportations de 62 millions de tonnes en 2050, contre 48 millions dans le scénario des mesures actuelles (Shariati, 2026).
Cet écart soulève une question fondamentale : sur quelles capacités de production, quels investissements et quelles décisions réglementaires repose réellement l’ambition canadienne? Une stratégie énergétique crédible doit s’appuyer sur des projets réalisables, et non sur des objectifs qui ne correspondent pas aux perspectives officielles.
Deuxième obstacle : la lenteur du processus réglementaire
Depuis 2011, 18 installations d’exportation de GNL ont été proposées au Canada. En 2025, une seule, la première phase de LNG Canada, était sur le point d’être achevée. Les processus d’approbation prennent par ailleurs environ 12 mois de plus qu’aux États-Unis (Aliakbari et Mejía, 2025).
Cette lenteur n’est pas une fatalité administrative. L’expérience allemande démontre qu’un gouvernement peut accélérer considérablement la réalisation d’infrastructures stratégiques lorsqu’il en fait une priorité.
Après les annonces de février 2022, l’Allemagne a mis en service son premier terminal flottant d’importation de GNL en moins de dix mois. Cette accélération reposait sur une loi spécialement conçue pour encadrer 12 projets, assortie d’une clause de temporisation et adoptée sans aucun vote contre (Exner-Pirot, 2024).
L’enseignement est clair : lorsqu’un gouvernement reconnaît le caractère stratégique d’une infrastructure, il peut adapter ses mécanismes réglementaires sans renoncer à la responsabilité institutionnelle.
Troisième obstacle : la disponibilité de l’électricité
Le Canada est devenu importateur net d’électricité en mars 2024. Parallèlement, sa capacité de production pilotable devrait reculer de 1,2 % d’ici 2030.
Selon Exner-Pirot (2026), il sera impossible d’augmenter de moitié les exportations énergétiques canadiennes vers des marchés autres que les États-Unis sans une hausse de l’offre d’électricité abordable, en particulier en Alberta, où le gaz naturel contribue de façon importante à la production d’électricité.
Il s’agit d’une contrainte particulièrement importante pour une stratégie reposant sur le développement d’infrastructures industrielles énergivores. La production, la transformation et la liquéfaction des hydrocarbures exigent une alimentation électrique fiable et compétitive.
On ne peut prétendre devenir un fournisseur énergétique majeur tout en négligeant les conditions matérielles nécessaires à cette ambition.
Quatrième obstacle : les contraintes liées à la qualité du pétrole canadien
Le bitume dilué canadien nécessite des installations spécialisées, notamment des unités de cokéfaction, pour être traité efficacement. Or, le Japon et Taïwan ne disposent pas toujours des équipements nécessaires.
À cela s’ajoutent l’absence de construction de nouveaux valorisateurs au Canada depuis 2017 et le fait que Pacific Link ne serait pas achevé avant 2032 (Webster, 2026).
La diversification des marchés doit donc s’accompagner d’une réflexion sur la capacité de transformation, la compatibilité des raffineries et la compétitivité du produit exporté.
La Chine, le Japon et la Corée du Sud ne présentent pas nécessairement les mêmes capacités de raffinage ni les mêmes besoins en matière de qualité du pétrole. Le Canada doit tenir compte de ces différences pour éviter de considérer le marché asiatique comme un débouché uniforme.
Cinquième obstacle : la cohésion politique et l’acceptabilité sociale
La réalisation de projets énergétiques de cette ampleur exige une acceptabilité sociale durable et une cohésion politique à l’échelle nationale. Selon Webster (2026), une sécession de l’Alberta pourrait compromettre le projet, mais le référendum albertain a confirmé l’appui au maintien dans le Canada. Ce risque politique immédiat est atténué, mais les tensions intergouvernementales peuvent encore entraver les grands projets énergétiques.
Il serait naïf de considérer ces enjeux comme secondaires, surtout pour une province sans accès direct à la mer. Les infrastructures énergétiques nécessitent des investissements considérables, des horizons de rentabilité longs et une stabilité institutionnelle suffisante pour rassurer les investisseurs et les partenaires commerciaux.
Enfin, la crédibilité du Canada dépendra de sa capacité à préserver ses contrats énergétiques des pressions politiques et à maintenir une politique climatique qui lui permette de demeurer concurrentiel face à ses principaux rivaux, notamment les États-Unis et le Qatar (Calnan, 2025).
La concurrence énergétique ne se joue pas uniquement sur les ressources disponibles. Elle repose également sur la prévisibilité réglementaire, la compétitivité des coûts et la fiabilité des engagements gouvernementaux.
Ces conditions sont d’autant plus importantes que le Canada souhaite développer des relations commerciales durables avec des partenaires aussi différents que la Chine, le Japon, la Corée du Sud et les économies d’Asie du Sud-Est.
7. La diversification asiatique doit compléter le marché continental
Le terme « pivot » est trompeur, car il laisse entendre que le Canada devrait réorienter fondamentalement ses échanges énergétiques au détriment de son intégration nord-américaine.
Ce serait une erreur stratégique.
En 2025, 99,5 % des exportations canadiennes de gaz naturel par gazoduc étaient encore destinées aux États-Unis. Cette intégration continentale procure également des avantages économiques importants : elle permet notamment aux ménages américains d’économiser environ 2,2 milliards de dollars américains par année (Shariati, 2026).
La relation énergétique canado-américaine n’est donc pas un obstacle à la diversification. Elle constitue un actif économique qu’il faut préserver.
Shariati (2026) présente d’ailleurs le développement des exportations outre-mer comme un complément, et non comme un substitut, aux échanges continentaux.
MacPherson et Giguère (2025) évaluent à plus de 200 milliards de dollars canadiens la valeur annuelle des échanges énergétiques bilatéraux entre le Canada et les États-Unis. Ils recommandent parallèlement de développer les capacités de production de GNL sur les deux côtes canadiennes.
Cette approche est économiquement plus cohérente qu’une stratégie de rupture avec le marché américain. Le Canada doit chercher à multiplier ses débouchés sans affaiblir les avantages commerciaux, logistiques et industriels de son intégration continentale.
La Chine ne doit pas davantage devenir le nouveau centre de gravité exclusif de la politique énergétique canadienne. La croissance des exportations vers ce marché est encourageante, mais elle ne justifie pas de remplacer une concentration commerciale par une autre.
La diversification doit plutôt reposer sur un portefeuille de partenaires aux caractéristiques complémentaires : les États-Unis pour l’intégration continentale, le Japon et la Corée du Sud pour les engagements commerciaux structurés, la Chine pour l’ampleur de son marché et l’Asie du Sud-Est pour ses perspectives de croissance.
Il faut également se méfier des slogans politiques. Graham et Finlayson considèrent l’expression « superpuissance énergétique » comme une construction politique plutôt que comme une description rigoureuse de la position commerciale canadienne.
Calnan recommande lui aussi d’abandonner cette terminologie, puisqu’elle pourrait laisser entendre que le Canada entend utiliser ses ressources énergétiques comme un instrument de coercition géopolitique.
L’objectif devrait être beaucoup plus pragmatique : devenir un fournisseur concurrentiel, fiable et prévisible, capable de servir plusieurs marchés.
Conclusion : diversifier pour renforcer, pas pour remplacer
Le Canada devrait développer ses exportations énergétiques vers l’Asie, afin de réduire sa vulnérabilité commerciale, de répondre à une demande croissante et d’offrir aux partenaires asiatiques une source supplémentaire d’approvisionnement.
Cette stratégie n’est plus uniquement prospective. Les exportations canadiennes de pétrole brut et de bitume vers la Chine ont fortement progressé en 2025, tandis que le GNL canadien a commencé à rejoindre directement les marchés asiatiques grâce à LNG Canada. Le Japon, la Corée du Sud et la Chine représentent désormais des débouchés commerciaux concrets, bien que leurs rôles et leurs perspectives diffèrent.
Il faut cependant garder le sens des proportions.
Le Canada ne remplacera pas les volumes énergétiques transitant par le détroit d’Ormuz. Il ne transformera pas non plus, du jour au lendemain, les économies asiatiques en débouchés capables d’absorber une part considérable de sa production. Les écarts de prix, les infrastructures insuffisantes, les contraintes réglementaires et les besoins en électricité imposent des limites bien réelles.
La stratégie doit donc reposer sur une distinction fondamentale : le Japon et la Corée du Sud constituent des partenaires d’ancrage pour la stabilité des approvisionnements et des engagements contractuels ; la Chine représente un débouché commercial majeur, déjà établi pour le pétrole et le GNL canadiens ; l’Asie du Sud-Est offre un potentiel de croissance à plus long terme, tandis que le marché américain demeure le pilier commercial de l’industrie énergétique canadienne.
Cette répartition permet de multiplier les débouchés sans créer de nouvelles dépendances excessives. Elle reconnaît également que tous les marchés asiatiques ne présentent pas les mêmes caractéristiques en matière de solvabilité, de stabilité réglementaire, de sécurité des approvisionnements et de prévisibilité politique.
Le succès de cette stratégie devra être évalué à partir de quatre critères concrets :
- La qualité des débouchés commerciaux : conclure des contrats à long terme avec des acheteurs solvables, plutôt que de dépendre excessivement du marché au comptant.
- La capacité d’exécution : livrer les infrastructures de production, de transport et d’exportation dans des délais compatibles avec les engagements commerciaux.
- La compétitivité énergétique : disposer d’une électricité suffisante et abordable pour soutenir l’expansion industrielle et maintenir des coûts concurrentiels.
- L’accès aux marchés : préserver un différentiel WTI-WCS relativement étroit grâce à des capacités d’acheminement suffisantes vers les marchés internationaux.
Le facteur temps est crucial. Les partenaires asiatiques pourraient perdre patience, tandis que les pays du Golfe pourraient achever leurs infrastructures permettant de contourner les passages maritimes vulnérables.
Le défi canadien n’est pas de choisir entre l’Asie et les États-Unis, mais de diversifier ses débouchés tout en préservant des relations économiques solides avec ses partenaires actuels, au premier rang desquels figurent les États-Unis.
La véritable souveraineté énergétique ne consiste pas à se proclamer superpuissance. Elle consiste à disposer des infrastructures, d’un cadre réglementaire adapté et de la liberté commerciale nécessaires pour vendre ses ressources au meilleur prix.
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