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

3.3.3. Marchés etpipelines

Comme le marché intérieur au Canada ne constitue qu'un petit marché de raffinage, les
producteurs de sables bitumineux perçoivent les États-Unis comme le principal site pour leurs

exportations ( Figure 12). Le pétrole non-conventionnel canadien exporté aux États-Unis est délivré principalement au PADD II et dans une moindre mesure au PADD IV³⁷ (Humphries, 2008).

Figure 12. Principaux pipelines et marchés de pétrole brut au Canada et aux États-Unis. Source : Office national de l'énergie, 2006.

Le pétrole issu des sables bitumineux peut être acheminé sur les marchés sous différents types de forme:

1 après valorisation, sous forme de pétrole brut synthétique léger (PBS) ;

1 après ajout d'un diluant³⁸ sous formes de mélanges bitume-PBS ou bitume-condensat ;

Les mélanges de bitume fluidifié exigent toutefois que les raffineries disposent d'une capacité de valorisation pour transformer le bitume en un produit plus léger. Aux États-Unis, le nombre de raffineries capables de traiter les bitumes lourds et acides, car riches en sulfures, est ainsi limité. Afin de pouvoir écouler les stocks croissants de bitume fluidifiés, des investissements américains ou des financements de la part des producteurs canadiens seront nécessaires pour ajouter de nouvelles capacités de valorisation aux raffineries américaines existantes (Laureshen et al., 2004). De plus, l'écart de prix entre les bruts lourds et les bruts légers (écart léger/lourd) ne cesse de s'accroître et devrait rester significatifs dans les prochaines années à venir, incitant les producteurs à mettre sur le marché des produits présentant une plus-value, sous forme de PBS léger, par la valorisation des bitumes en Alberta même. De nombreux projets d'installation d'unités de valorisation ou d'exploitation minière intégrée (extraction/valorisation) sont proposés actuellement.

³⁷ Petroleum Administration for Defense District. Les États-Unis possèdent 5 PADDs, crées pendant la Seconde Guerre mondiale pour assurer la distribution de carburant dans le pays.

³⁸ L'ajout d'un diluant est nécessaire afin de conférer les caractéristiques de viscosité permettant le transport par pipeline.

Avec ses dix-neuf raffineries, dont cinq en Alberta, le Canada dispose actuellement d'une capacité de raffinage limitée. Ce marché ne présente pas non plus d'occasions de croissance importantes pour les producteurs de sables bitumineux, étant donné l'âge et le manque de complexité des raffineries canadiennes (Office national de l'énergie, 2006). Plusieurs projets et propositions de complexes de raffinage ou de complexes de valorisation et production pétrochimique ont été annoncés.

Les États-Unis avec leur capacité de raffinage de près de 16 millions de barils par jour (Mb/j) représentent le plus grand marché d'exportation du pétrole brut canadien ( Tableau ).

1On prévoit, en outre, que les principaux enjeux seront les préoccupations continues à l'égard des événements géopolitiques et de la sécurité de l'offre, à mesure que les États-Unis se tourneront vers le Canada comme source sûre d'approvisionnement (Office national de l'énergie, 2006).

Du fait de la complexité de ses raffineries et de sa position géographique, la région nord du PADD II est bien placée pour recevoir des volumes accrus de bitumes fluidifiés et de PBS et déjà reçoit la plus grande partie des exportations canadiennes. Le recours à des pipelines sous-utilisés ou la construction de nouveaux pipelines dans la région sud du PADD II rendrait possible le raccordement à d'autres marchés (Office national de l'énergie, 2006).

Le PADD IV et l'Etat de Washington constituent également des marchés intéressants pour l'exportation du pétrole canadien, mais le prix très élevé du brut a incité à un accroissement de la production locale et à une certaine pression de la part des producteurs intérieurs du PADD IV pour traiter la production dans des raffineries locales. Par conséquent, les raffineries du PADD IV acceptent moins de pétrole de l'Ouest canadien afin de traiter les bruts du Wyoming (Office national de l'énergie, 2006).

Tableau 1. Exportations de pétrole brut de l'Ouest canadien en 2005 (m3/j). Source: Office national de l'énergie, 2006.

Il est maintenant évident que les nouveaux projets d'exploitation des sables bitumineux et l'expansion de projets existants vont s'accompagner d'une croissance soutenue de la production. On estime qu'en 2030, plus de 5 millions de barils par jour seront produits au Canada. Toutefois, la saturation des oléoducs et des marchés américains, couplée à la nécessité de mettre en place des installations de valorisations et de conversion dans les raffineries existantes afin de traiter le pétrole lourd obligera les producteurs canadiens à trouver de nouvelles solutions pour continuer à exporter leur stock de bitume fluidifié et de PBS. De plus en plus, les producteurs convoitent l'accès à de nouveaux marchés d'exportation tels la Californie et le marché Asie-Pacifique, notamment le Japon, la Corée et la Chine au sujet desquels des négociations sont en cours (Laureshen et al., 2004 ; Nikiforuk, 2009).

Ces facteurs influenceront le choix des pipelines à privilégier et sur l'infrastructure pipelinière qui devra être aménagée de manière à pouvoir répondre aux besoins en approvisionnements et aux besoins du marché (Office nationale de l'énergie, 2006). Même si un réseau de pipelines s'étend, actuellement, de Fort McMurray à Hardisty et Edmonton, en Alberta, où une partie du pétrole est raffinée, la plupart des produits issus des sables bitumineux sont transportés en Ontario, en Colombie Britannique et aux Etats-Unis, dans les régions du Midwest et des Montagnes Rocheuses, ainsi que dans l'Etat de Washington. De nombreux projets d'expansion de la capacité du réseau ou de constructions de nouveaux oléoducs sont en cours, notamment entre Fort McMurray et Edmonton, entre Edmonton et les côtes Est et Ouest du Canada (Woynillowicz et al., 2005). Un nouvel oléoduc, Le Northern Gateway Pipeline Project³⁹, entre Edmonton et le port en eaux profondes de Kitimaat est planifié par la société canadienne Enbridge, afin d'ouvrir l'accès aux marchés californien et asiatiques⁴⁰ (Laureshen et al., 2004 ; Woynillowicz et al., 2005). Le projet Keystone XL prévoit la construction d'oléoducs supplémentaires pour transporter la production des sables bitumineux vers la côte du Golfe du Mexique. Bon nombre de raffineries sur la côte du Golfe du Mexique ont déjà été modifiées pour traiter le pétrole lourd. Leur capacité est excédentaire à cause de la réduction de la production de pétrole au Mexique, où les réserves s'épuisent, et au Venezuela, qui dirige sa production vers d'autres marchés. Le projet est toutefois en suspens dans l'attente d'une évaluation environnementale complète (CAPP, 2010 ; Zeller, 2010) ( Figure 3).

1

Figure 13. Réseau d'oléoducs existants et proposés au Canada et aux Etats-Unis. Source: CAPP, 2010.

³⁹ A ce sujet voir Brown et al., 2009.

⁴⁰ Cependant la fuite de pétrole à l'origine de la marée noire du 20 avril 2010 dans le Golfe du Mexique a réveillé les opposants à ce projet, en leur offrant des armes juridiques pour combattre la société Enbridge. La Coastal First Nations, une coalition de groupes d'indigènes unis contre le projet, a publié un sondage indiquant que 80% des habitants de la Colombie-Britannique s'opposent à la circulation des pétroliers sur la côte, suite à l'incident du golfe du Mexique (Dowd, 2010).