HYDROCARBURES: LE PLAN DE MATCH DE L'INDUSTRIE PUOR EXPORTER EN 2030
La production de pétrole au Canada devrait augmenter de 33 % d’ici 2030, tandis que celle de gaz naturel devrait progresser de 13 %, selon l’Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP). Comme la production sera largement supérieure à la demande, l’industrie prévoit exporter plus d’hydrocarbures, et ce, dans un plus grand nombre de marchés étrangers.
Actuellement, le Canada exporte uniquement son pétrole et son gaz naturel aux États-Unis. L’industrie y expédie 75 % de sa production pétrolière et 48 % de sa production gazière. Or, en 2030, l’ACPP estime que le Canada pourrait exporter 80 % de son pétrole aux États-Unis, en Asie et en Europe, ainsi que 60 % de son gaz naturel aux États-Unis et en Asie (l’Europe n’est pas une option, du moins dans un avenir prévisible).
En entretien avec Les Affaires, Jeff Gaulin, vice-président aux communications de l’ACPP, explique que ce scénario s’appuie sur les plus récentes prévisions (juin 2016) de la production et de la demande de pétrole et de gaz naturel au Canada. Ainsi, en 2030, la production de pétrole au Canada pourrait atteindre 5,54 millions de barils par jour (mbj), soit une hausse de 33 % par rapport à aujourd’hui (4,16 mbj). La demande interne pourrait alors atteindre 1,1 mbj, ce qui laisserait 4,44 mbj pour l’exportation, dont la grande majorité serait acheminée aux États-Unis.
Pour ce qui est du gaz naturel, la production canadienne pourrait atteindre 16,9 milliards de pieds cube (bcf) par jour en 2030, ce qui représente une progression de 13 % par rapport au niveau actuel (15 bcf/j). Par contre, la demande interne devrait demeurer la même qu’aujourd’hui, à 6,7 bcf/j.
Actuellement, le Canada exporte 10,2 bcf/j aux États-Unis. En 2030, les producteurs canadiens devraient exporter les mêmes volumes de gaz, mais ils seront répartis différemment, fait valoir l’ACPP.
Ainsi, 7 bcf/j seront destinés au marché américain, tandis que 3,2 bcf/j partiront vers l’Asie. En fait, en raison de la hausse de la production américaine, la demande pour le gaz canadien diminuera graduellement aux États-Unis dans les prochaines années.
L’industrie sous-estime deux facteurs
Joint par Les Affaires pour analyser le plan de match de l’industrie, Pierre-Olivier Pineau, spécialiste en énergie à HEC Montréal, affirme que ces prévisions sont « tout à fait réalistes », mais qu’il n’est pas « certain » qu’elles se réalisent. Selon lui, les producteurs de pétrole sous-estiment deux facteurs importants.
D’une part, ils sous-estiment l’impact de la lutte aux changements climatiques. Pour réduire leurs émissions de gaz à effet de serre, les pays occidentaux et certaines économies émergentes devront réduire leur consommation de produits pétroliers - ou, à tout le moins, diminuer le rythme de croissance.
D’autre part, l’industrie pétrolière sous-estime la vitesse des progrès technologiques et l’élec- trification des transports. Ainsi, en 2030, il est fort possible que les voitures électriques représentent une plus grande part que prévu du parc automobile. Et la diminution rapide du prix des batteries des voitures électriques au kilowattheure (kWh) milite en ce sens, selon Pierre-Olivier Pineau. En 2013, ce coût s’élevait à 599 $ US le kWh, d’après Bloomberg Energy Finance. En 2016, il avait chuté à 273 $ US, soit une diminution de 54 % en trois ans.
Des investissements de plus de 70 G$ d’ici 2030
Pour atteindre leurs objectifs d’exportation d’hydrocarbures, les producteurs de pétrole et de gaz naturel du Canada prévoient investir plus de 70 milliards de dollars canadiens d’ici 2030, selon l’ACPP. Et ces investissements sont répartis équitablement : 35 G$ pour le secteur pétrolier et plus de 36 G$ pour le secteur gazier.
À lui seul, le projet gazier de Pacific Northwest LNG - une entreprise contrôlée par la société d’État malaisienne Petronas - pour exporter du gaz naturel liquéfié (GNL) en Asie à partir de la Colombie-Britannique s’élève à plus de 36 G$. « C’est le plus grand projet privé de l’histoire du Canada », affirme Jeff Gaulin. En septembre, Ottawa a donné le feu vert au projet sous certaines conditions. Malgré tout, le projet pourrait stagner au moins jusqu’à la moitié de 2018 en raison de la faiblesse des prix du gaz naturel, soulignent certains observateurs de l’industrie.
Dans le secteur pétrolier, les projets incluent la construction de l’oléoduc Keystone XL (exportation de pétrole brut aux États-Unis) et de celui d’Énergie Est (acheminement de pétrole brut sur la côte Est canadienne pour l’exporter en partie en Asie et en Europe), ainsi que l’agrandissement de la ligne 3 d’Enbridge (exportation de pétrole brut aux États-Unis).
Selon Jeff Gaulin, l’industrie canadienne n’a d’autre choix que d’augmenter ses exportations pour continuer de croître. Le Canada est devenu un marché pratiquement saturé, et la croissance de la demande est orientée vers les marchés étrangers. En Inde seulement, la consommation de pétrole devrait presque tripler d’ici 2040, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). En 2014, ce pays consommait 3,8 mbj. En 2040, ce sera 9,8 mbj. La demande progresse aussi en Chine, mais beaucoup moins rapidement. De 2014 à 2040, la consommation quotidienne passera de 10,5 à 15,3 mbj, soit une hausse de près de 50 %. C’est pourquoi, fait valoir l’ACPP, il faut accroître les capacités d’exportation, notamment aux États-Unis.
Par exemple, le projet Keystone XL de TransCanada - l’administration Trump a récemment approuvé ce projet sous certaines conditions - ajoutera une capacité de 830 000 barils par jour. Pour sa part, les volumes de transport de l’actuelle ligne 3 d’Enbridge augmenteront de 370 000 barils.
Projets pour exporter en Europe et en Asie
Pour exporter le pétrole en Europe en Asie, TransCanada souhaite ajouter de nouvelles capacités d’exportation dans les Maritimes (il n’en existe aucune actuellement) avec son fameux projet Énergie Est, très contesté au Québec. Si son projet voit le jour, l’entreprise transportera 1,1 mbj de l’Alberta à des raffineries situées dans l’est du pays et au terminal portuaire d’Irving, à Saint-Jean, au Nouveau-Brunswick. De ces volumes, près de 600 000 barils par jour pourraient être exportés en Europe et en Asie, estime Jeff Gaulin. « Cela dépendra des capacités de production des raffineries », dit-il.
Selon l’Office national de l’énergie, le pétrole albertain pourrait permettre de réduire les importations de pétrole d’un peu plus de 500 000 barils dans le centre et l’est du pays, soit 85000en Ontario, 218000au Nouveau-Brunswick et 214 000 au Québec. Les principaux marchés d’exportation visés à partir de la côte Est sont l’Europe et l’Inde.
Fait peu connu, la distance pour atteindre ce dernier pays par bateau est plus courte en passant par l’océan Atlantique et la Méditerranée qu’en naviguant par l’océan Pacifique à partir de la Colombie-Britannique.
L’industrie n’exclut pas non plus d’exporter du pétrole brut sur la côte Est des États-Unis, où l’on trouve de nombreuses raffineries.
Depuis la côte Ouest du Canada, l’industrie pétrolière espère pouvoir exporter jusqu’à 500 000 barils de pétrole par jour en Asie à l’horizon 2030, et ce, en Chine, mais aussi en Corée du Sud et au Japon. Au moins deux projets sont nécessaires pour atteindre un tel volume, selon Jeff Gaulin.
Le projet Trans Mountain de Kinder Morgan Canada est l’un d’eux. Il consiste à accroître les capacités de transport d’un oléoduc qui achemine déjà du pétrole en Colombie-Britannnique et dans l’État de Washington à partir de l’Alberta.
Par contre, une partie seulement des nouvelles capacités de transport de 590 000 barils - qui devraient être disponibles en 2019 - serait exportée en Asie. C’est pourquoi il faut un second projet, en l’occurrence le Northern Gateway d’Enbridge, qui exporterait du pétrole à partir de Kitimat, dans le nord de la Colombie-Britannique. Or, ce projet est compromis. En novembre, le gouvernement Trudeau a en effet dit non au projet d’Enbridge. Une situation qui réduit le potentiel d’exportation de pétrole canadien en Asie à partir de la côte Ouest.
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