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Les sables bitumineux du Canada - Perspectives et défis jusqu'en 2015 - Questions et réponses
Les sables bitumineux de l'Alberta contiennent de vastes réserves de bitume qui classent la province au deuxième rang dans le monde, après l'Arabie saoudite. Selon l'Alberta Energy and Utilities Board (EUB), les réserves établies restantes ont été estimées à 28 milliards de mètres cubes (174 milliards de barils) à la fin de l'année 2004.
Pourquoi l'ONÉ a-t-il produit cette Évaluation du marché de l'énergie (ÉMÉ)?
En mai 2004, l'Office a publié une Évaluation du marché de l'énergie (ÉMÉ) intitulée Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu'en 2015. Ce document constituait une évaluation objective des principaux aspects de l'industrie des sables bitumineux et dressait un bilan des possibilités et des contraintes associées à la mise en valeur de la ressource. Depuis lors, le contexte a beaucoup évolué. C'est pourquoi l'Office a décidé de publier une mise à jour.
Quelles sont les prévisions de l'Office quant à l'exploitation des sables bitumineux?
La croissance rapide de l'exploitation des sables bitumineux du Canada devrait se poursuivre. Cependant, certains problèmes et incertitudes sont associés à la mise en valeur de la ressource. Le rythme des travaux dépendra de l'atteinte d'un équilibre entre les forces s'opposant à cet égard. Les prix élevés du pétrole, la reconnaissance internationale, la stabilité des conditions d'investissement, la croissance de la demande de produits pétroliers à l'échelle mondiale, l'étendue des réserves et la proximité de l'important marché américain ainsi que l'accès éventuel à d'autres marchés sont autant de facteurs favorables à la mise en valeur. À l'inverse, l'utilisation de l'eau , les émissions atmosphériques, l'infrastructure et les services publics locaux, les besoins en main-d'oeuvre, les coûts du gaz naturel et l'écart entre le prix du pétrole lourd et léger pourraient faire obstacle à la mise en valeur de la ressource.
Quelles sont les conclusions principales de l'Office?
En 2005, la production tirée des sables bitumineux a franchi le cap des 175 000 mètres cubes (1,1 million de barils) par jour. D'ici 2015, elle devrait presque tripler pour atteindre 472 000 mètres cubes (3,0 millions de barils) par jour.
Les prix plus élevés du pétrole ont entraîné une hausse des revenus. Toutefois, les frais d'exploitation ont eux aussi augmenté dans des proportions significatives avec l'augmentation des prix de l'énergie. Les dépenses en immobilisations ont grimpé à vive allure en raison de l'augmentation des prix de l'acier, du ciment et du matériel.
À court terme, les marchés traditionnels du pétrole prendront de l'expansion. À moyenne échéance, cette expansion devra se poursuivre et de nouveaux marchés deviendront nécessaires.
En 2007, on pourrait assister à l'utilisation presque intégrale de la capacité pipelinère originant de l'Ouest canadien. On devra alors accroître la capacité pipelinière.
Les ouvriers qualifiés sont actuellement en nombre limité et rien n'indique que ces conditions changeront dans un proche avenir.
L'exploitation à ciel ouvert des sables bitumineux nécessite un grand volume d'eau. Or, la faible quantité disponible dans la rivière Athabasca pourrait représenter un obstacle à d'éventuels projets d'expansion.
Les régions associées à l'exploitation des sables bitumineux profitent de plusieurs avantages de nature économique, mais au détriment du bien-être des collectivités sur le plan social. Parmi les inconvénients, on note la pénurie de logements ainsi que les contraintes exercées sur les infrastructures et les services publics.
Les besoins en gaz naturel du secteur des sables bitumineux devraient augmenter considérablement et passer de 0,7 milliard de pieds cubes par jour en 2005 à 2,1 milliards de pieds cubes par jour en 2015. Les prix élevés du gaz naturel ont incité les exploitants à mieux l'utiliser et à chercher des combustibles de remplacement.
Quel est le montant des capitaux investis dans l'exploitation des sables bitumineux?
Des projets de plus de 125 G$CAN ont fait l'objet d'annonces publiques pour la période de 2006 à 2015, mais il est peu probable que tous auront été entrepris à la fin de cette période. Le scénario de référence de l'ONÉ suppose des dépenses en immobilisations de 94 G$CAN au cours de cette période.
Quelles hypothèses principales sont utilisées dans cette analyse comparativement à celles du rapport de mai 2004?
Voici une comparaison des principales hypothèses avancées dans la présente analyse (en dollars de 2005) et de celles privilégiées au moment de la préparation du rapport de 2004 (en dollars de 2003) :
Hypothèses
Rapport de juin 2006
Rapport de mai 2004
Prix du pétrole brut WTI
50,00 $US/baril
Prix du gaz naturel (bourse NYMEX)
7,50 $US/MBTU
Écart de prix léger/lourd
7,00 $US/baril
Taux de change du dollar canadien
Quels sont les frais d'exploitation et les coûts d'approvisionnement nécessaires pour extraire un baril de pétrole des sables bitumineux?
Les frais d'exploitation estimatifs vont de 6,00 $ à 14,00 $ par baril de bitume et de 18,00 $ à 22,00 $ par baril de pétrole brut synthétique. Les coûts d'approvisionnement estimatifs vont de 14,00 $ à 24,00 $ par baril de bitume et de 36,00 $ à 40,00 $ par baril de pétrole brut synthétique. Les coûts d'approvisionnement comprennent les frais d'exploitation, coûts d'immobilisations, impôts et redevances ainsi qu'un certain taux de rendement du capital investi.
Dans quelle fourchette des prix du pétrole l'exploitation des sables bitumineux devient-elle rentable?
On estime que l'exploitation minière intégrée et la SGSIV (séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur) sont rentables dès que le baril de WTI se situe entre 30,00 $US et 35,00 $US, ce qui risque de ne pas se concrétiser si le coût des matériaux et de la main-d'oeuvre continue de grimper. De plus, les prix plus élevés du gaz naturel et les coûts de mélange feraient augmenter ces montants estimatifs. En revanche, des progrès technologiques réalisés en matière de récupération et de valorisation pourraient avoir un effet bénéfique sur la rentabilité.
Quelles sont les prévisions de l'ONÉ quant à l'offre de pétrole, qui comprend le pétrole classique, provenant de l'Ouest canadien d'ici 2015?
On prévoit que l'offre de pétrole de l'Ouest canadien passera de 365 000 mètres cubes (2,4 millions de barils) par jour en 2005 à 613 000 mètres cubes (3,9 millions de barils) par jour en 2015, ce qui représente une augmentation de 68 %. En 2005, la production de pétrole extrait des sables bitumineux a dépassé 175 000 mètres cubes (1,1 million de barils) par jour, et on prévoit qu'elle atteindra presque trois fois ce nombre : 472 000 mètres (3,0 millions de barils) par jour d'ici 2015.
Combien de gaz naturel est nécessaire à la production de pétrole à partir des sables bitumineux?
Les projets de récupération in situ et d'exploitation minière intégrée consomment respectivement 34 mètres cubes (1 200 pieds cubes) et 20 mètres cubes (700 pieds cubes) de gaz naturel pour produire un baril de bitume. Le secteur des sables bitumineux utilise actuellement 21 millions de mètres cubes (0,7 milliard de pieds cubes) par jour de gaz acheté, soit environ 5 % de la production du bassin sédimentaire de l'Ouest canadien. En 2015, la consommation sera de 60 millions de mètres cubes (2,1 milliards de pieds cubes) par jour, soit une hausse de près de 12 %, en supposant que la production de gaz se maintienne à 482 millions de mètres cubes (17 milliards de pieds cubes) par jour.
Y aura-t-il des débouchés pour l'augmentation du volume de la production tirée des sables bitumineux?
Compte tenu des résultats de consultations menées auprès de l'industrie et compte tenu aussi de l'analyse effectuée par l'Office, la croissance du marché pourrait se dérouler comme suit :
Première étape : saturer les marchés actuels, y compris l'État de Washington, le PADD II et le PADD IV et livrer des volumes supplémentaires au Canada.
Deuxième étape : pénétrer plus avant les marchés du sud du PADD II et du PADD III; agrandissement et conversion de raffineries dans le nord du PADD II, le PADD IV et le PADD V.
Troisième étape : développer de nouveaux marchés. Il faudrait donc qu'un nouveau pipeline soit construit ou qu'un pipeline actuel soit prolongé jusqu'à la côte Ouest pour livrer du pétrole brut en Californie et en Extrême-Orient.
Cette carte illustre les principaux oléoducs du Canada et des États-Unis ainsi que les marchés nord-américains.
La capacité pipelinière pourra-t-elle assurer l'acheminement de la nouvelle production de pétrole extrait des sables bitumineux?
La capacité pipelinière originant de l'Ouest canadien pourrait être utilisée à sa presque totalité à compter de 2007. L'industrie doit évaluer les marchés et choisir les plus prometteurs, et ensuite procéder à l'agrandissement ou à la construction de pipelines.
Quelle quantité d'eau est nécessaire à la production d'un mètre cube de pétrole tiré des sables bitumineux?
De 2 à 4,5 mètres cubes d'eau sont nécessaires à la production d'un mètre cube de pétrole brut synthétique extrait à ciel ouvert. L'extraction à ciel ouvert requiert l'utilisation d'eau de surface et d'eau recyclée.
Dans les opérations de SGSIV, même si de 90 à 95 % de l'eau utilisée pour la vapeur servant à récupérer le bitume est réutilisée, pour chaque mètre cube de bitume produit, il faut environ 0,2 mètre cube d'eau souterraine supplémentaire. Bien qu'on utilise de l'eau de surface, la plupart des exploitants se tournent vers l'eau souterraine, douce ou salée.
Quels sont les principaux enjeux touchant l'utilisation de l'eau dans l'exploitation des sables bitumineux?
Selon toutes les parties prenantes, il faut que les exploitants de sables bitumineux consomment l'eau plus judicieusement. Si la tendance de retrait de l'eau de la rivière Athabasca se maintient, son volume ne permettra pas de mener à bien les projets annoncés d'exploitation à ciel ouvert. Les débits sont généralement moins élevés en hiver et par conséquent, le retrait de grandes quantités d'eau en cette période de l'année est préoccupant. Les eaux usées du processus d'extraction aboutissent dans de grands bassins de décantation des résidus. Il y a débat à savoir si ces bassins peuvent être rétablis et devenir des écosystèmes bioproductifs.
Quels sont les progrès effectués par l'industrie pour réduire le volume des émissions?
Même si des progrès importants ont été réalisés pour diminuer l'intensité des émissions de gaz à effet de serre (GES) produites par l'exploitation des sables bitumineux, la production additionnelle de pétrole annule les gains réalisés et on prévoit que les émissions totales vont augmenter.
Compte tenu des prix actuels élevés du pétrole, on constate un intérêt renouvelé pour le captage et le stockage de dioxyde de carbone (CO2) pour la récupération assistée des hydrocarbures (RAH) en vue d'accroître la production issue des réserves de pétrole canadien arrivées à maturité. L'un des principaux obstacles qui pourraient s'opposer au développement de cette technologie est la nécessité de construire un pipeline de CO2 exclusif pour le transport entre les projets d'exploitation de sables bitumineux et les gisements de pétrole léger du centre de l'Alberta. La politique de l'entreposage de longue durée est elle aussi incertaine.
La quantité de main-d'oeuvre qualifiée est-elle suffisante pour suivre le rythme du développement?
On ne sait pas si l'industrie est en mesure d'augmenter le bassin de main-d'oeuvre qualifiée. Une pénurie de main-d'oeuvre pourrait ralentir le développement.
Y a-t-il des inquiétudes liées à l'infrastructure?
Dans la région Wood Buffalo, celle où l'exploitation est la plus intense, on observe des lacunes dans la prestation de services à la collectivité et dans le développement de l'infrastructure.
Quel a été l'impact des prix élevés du gaz naturel sur la cogénération dans les sables bitumineux?
À cause, entre autres, du prix plus élevé du gaz naturel, les producteurs de la région des sables bitumineux tendent à construire des centrales de cogénération pour satisfaire à leurs propres besoins en électricité. Peu de mesures ont été prises pour encourager la mise en vente de l'électricité excédentaire sur le réseau.
Comment le secteur des sables bitumineux peut-il avantager l'industrie pétrochimique?
L'industrie pétrochimique albertaine est confrontée à une situation où les stocks de la charge d'alimentation que constitue l'éthane sont restreints, ce qui a exposé la nécessité de prendre en compte l'offre future et l'élasticité de la matière de base.
Le processus de valorisation du bitume est à l'origine de dégagements gazeux à partir desquels il est possible d'extraire de l'éthane et d'autres hydrocarbures légers que l'industrie pétrochimique pourrait utiliser. Pour l'instant, l'éthane et la plus grande partie des autres hydrocarbures demeurent sous forme de dégagements gazeux et servent simplement de combustible pour l'exploitation.
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