Problématique environnementale de l'exploitation des sables bitumineux en Alberta (Canada)

3.3. Offre de pétrole en Alberta et impacts économiques 3.3.1. Situation économique

L'augmentation des prix du pétrole et la croissance de la demande en produits pétroliers ont rendu la région des sables bitumineux de l'Alberta extrêmement active en ce début de millénaire. Les améliorations techniques, la reconnaissance des volumes considérables de pétrole contenus dans les sables bitumineux, ainsi que la stabilité politique du Canada et les faibles coûts d'exploration ont grandement contribué à l'attractivité du secteur. L'arrivée de nombreuses nouvelles entreprises, parmi lesquelles de grandes multinationales et des filiales pétrolières nationales étrangères, reflète le dynamisme qui touche la région. Les sociétés accélèrent leurs plans d'expansion d'installations existantes et les propositions de nouveaux projets se multiplient.

Toutefois, ces dernières années ont aussi connu une forte augmentation des coûts d'aménagement et d'exploitation. Les dépenses en immobilisations ont grimpé en raison de l'augmentation des prix de l'acier, du ciment et du matériel (Office national de l'énergie, 2006). La main-d'oeuvre qualifiée a quant à elle chuté, réquisitionnée par les nombreux travaux d'aménagement. Cette pénurie se fait particulièrement ressentir dans la région des sables bitumineux du fait que celle-ci est relativement isolée, que le rythme auquel se fait la mise en valeur des ressources est soutenu et que les projets d'aménagement qui y sont lancés sont de grande envergure et fort complexes (Office national de l'énergie, 2006). Selon l'ERCB (2009), les conditions économiques actuelles sont susceptibles d'affecter la planification des objectifs de production des nouveaux projets.

Cependant, la hausse des prix de l'énergie a été l'élément dominant, provoquant deux types d'effets. D'une part, les prix élevé du pétrole ont été à l'origine d'un accroissement des revenus, mais d'autre part, cet évènement a eu pour effet d'accroître les prix du gaz et les tarifs de l'électricité, augmentant significativement les frais d'exploitation. L'énergie thermique étant absolument indispensable à la production de pétrole à partir des sables bitumineux, l'approvisionnement en gaz naturel et donc les coûts générés par cet approvisionnement jouent un rôle essentiel sur la rentabilité de cette activité (Söderbergh, 2006).

L'écart de prix relativement important entre le pétrole léger et le pétrole lourd ( Annexe )

3s'est également accentué ces dernières années, rendant plus attrayante la perspective d'ajout d'une capacité de valorisation locale, afin de transformer le bitume en pétrole synthétique léger. De plus en plus fréquemment, les plans d'extraction à ciel ouvert et les projets d'extraction in situ à grande échelle comprennent une installation de valorisation (Office national de l'énergie, 2006).

Dans son dernier rapport, l'ONÉ (2006) estime que l'exploitation minière intégrée et la séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur exigent que le baril de WTI³⁴ se situe entre 30 $US et 35 $US pour être rentables et procurer un taux de rendement réel au producteur de 10 %.

En ce qui concerne l'exploitation minière intégrée / séparation et valorisation, le coût de l'offre a augmenté de 13 C$ par baril de pétrole synthétique brut (C$/b), entre 2004 et 2006, passant de 26 C$/b à 39 C$/b. La hausse est principalement imputable à l'augmentation des dépenses en immobilisations (37 %), des prix du gaz naturel (88 %) et des frais d'exploitation autres que le gaz (20 %) (Office national de l'énergie, 2006).

Le coût de l'offre du bitume issu de la SGSIV a également augmenté, affecté par les mêmes causes dans des proportions similaires, excepté les frais d'exploitation autres que le gaz qui, grâce aux progrès réalisés en matière d'exploitation, ont régressé par rapport à 2004. Cependant le coût de l'offre est particulièrement sensible au ratio vapeur/pétrole, c'est-à-dire au rapport entre la quantité d'énergie qui doit être injectée dans un gisement et la quantité de pétrole qui peut en être extraite, ayant comme effet de rendre ce procédé extrêmement dépendant du gaz naturel. Le coût d'approvisionnement par baril de bitume se situe entre 14 C$ et 24 C$ (Office national de l'énergie, 2006).³⁵

3.3.2. Production

En 2009, l'Alberta a produit 1.49 millions de barils de bitume brut par jour à partir des sables bitumineux ( Figure ).

10 La production totale annuelle, pour cette même année, est de 544 millions de barils, ce qui représente une augmentation de 14 % par rapport à la production de 2008 (ERCB, 2010). La production issue de l'exploitation minière représente 55 % alors que celle issue de l'exploitation in situ atteint 45 % (ERCB, 2009).

Figure 10. Production de bitume et de pétrole synthétique brut en Alberta. Source : Statistics Canada³⁶.

Pour l'année 2009, la production de pétrole conventionnel, de bitume et de pentane plus a été de
1.93 millions de barils par jours (ERCB, 2010). Les volumes combinés de la production du pétrole

³⁴ Le West Texas Intermediate (WTI) est un type de pétrole brut produit dans l'ouest du Texas et utilisé comme référence pour les échanges commerciaux. Son cours est représentatif du prix des approvisionnements américains.

³⁵ Les coûts de production donnés par l'ONÉ en 2006 correspondent aux coûts actuels, cf. http://www.neb.gc.ca

³⁶ Statistics Canada, site internet : http://www.statcan.gc.ca/

brut synthétique et du bitume non valorisé en fonction de la production totale de pétrole en Alberta sont passé de 39 % en 1999 à 65 % en 2008, compensant ainsi largement le déclin de la production de brut classique (ERCB, 2009) ( Annexe ).

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60 % de la production des sables bitumineux a été valorisée en pétrole brut synthétique en 2009, fournissant 0.8 millions de barils de pétrole brut synthétique par jour. La région possède cinq installations de valorisations fonctionnelles. Sept projets de nouvelles installations de valorisation et trois projets d'expansion ont été approuvés ou sont sous application. Si tous les projets aboutissent, la capacité additionnelle de production de pétrole brut synthétique sera prochainement augmentée de 1.7 million de barils par jour.

Alors que le bitume issu de l'exploitation minière est habituellement valorisé dans la province ou au Canada, celui provenant des opérations in situ est dilué avec du condensat pour former du « dilibit » ou avec du pétrole synthétique brut pour former du « synbit » et exporté principalement dans des raffineries américaines ( Figure 11).

Figure 11. Chaine de production des sables bitumineux. Source : TD Securities, 2004.

En ce qui concerne l'exploitation minière et in situ, de nombreux projets et plans d'expansions ont été déposés ou sont envisagés. Les multiples concessions acquises par les sociétés pétrolières illustrent l'intérêt suscité par la région ces dernières années. En général, les entreprises présentes sont d'importantes sociétés canadiennes ou multinationales qui disposent de gros capitaux. En 2005, quatre des plus grandes compagnies mondiales (Royal Dutch/Shell, ExxonMobil, ChevronTexaco et TotalFinaElf) avaient déjà fortement investi dans l'exploitation pétrolière (Héritier, 2007) Toutefois de nombreuses sociétés d'envergure moindre sont aussi en mesure de tirer avantage de marchés financiers favorables afin de lancer de nouveaux projets. La période 2008 à 2012 constitue, cependant, un goulet d'étranglement en ce qui concerne les projets annoncés. Tous les projets ne respecteront pas le calendrier prévu à l'origine, certains seront ainsi reportés ou même annulés (Office national de l'énergie, 2006).