IDNDR - Résumé

Version PDF : Initiative de démonstration nationale sur le diesel renouvelable – projet infrastructure – rapport final (PDF, 722 Ko)

En 2006, le gouvernement canadien a proposé l’adoption d'un règlement relatif à la Loi canadienne sur la protection de l'environnement qui, parmi d'autres exigences, obligerait que l'ensemble du carburant diesel et du mazout de chauffage comporte une concentration moyenne de 2 % de carburant renouvelable d’ici 2012, après démonstration satisfaisante. En avril 2010, le gouvernement fédéral a indiqué qu’aucun délai fixe serait dorénavant associé au règlement de 2 % et que « cette exigence n’entrera en vigueur qu’une fois la faisabilité technique de l’utilisation du carburant diesel renouvelable dans l’ensemble des conditions canadiennes aura été démontrée » (Environnement Canada, 2010).

Dans ce contexte, le gouvernement canadien exige la tenue d’une étude qui porte sur l’infrastructure nécessaire, l’immobilisation et les autres coûts et échéanciers requis pour la mise en application, partout au Canada, d’un règlement national de 2 % relatif au diesel renouvelable, en vertu des conditions prescrites dans le règlement proposé. Ce projet vise principalement à évaluer ces questions. De façon plus spécifique, ce règlement comporte les tâches suivantes : évaluation de l'infrastructure existante en matière de mélange, de stockage et de distribution relative au contenu renouvelable dans le carburant diesel et le mazout de chauffage, en place depuis le 1er janvier 2010; évaluation de la portion restante de l’infrastructure à installer afin que les parties réglementées puissent se conformer au règlement, ainsi que les estimations de coûts et les délais d'exécution de ces nouveaux investissements; estimation des exigences incrémentielles relatives au diesel (biodiesel, huile végétale hydrotraitée (HVH), etc.) et au kérosène renouvelables afin de satisfaire aux exigences en matière de carburant, en fonction des calendriers projetés pour le mélange au niveau régional; évaluation de la capacité de l'industrie à garantir que les bassins de distillat avec biocontenu sont séparés de ceux sans biocontenu.

L’obtention des résultats de ces tâches découle d’une analyse documentaire et d'une longue consultation auprès des promoteurs de l’industrie. Au Canada, la majorité des grandes compagnies pétrolières ont accepté de participer à cette étude. Pour préserver la confidentialité des renseignements sensibles sur le plan commercial que nous ont fournis les compagnies pétrolières et pour les fins de ce rapport, les résultats ont été regroupés par région. La région définie comme étant l’« Ouest » comprend la Colombie-Britannique, l’Alberta, la Saskatchewan et le Manitoba. Comme la région du centre n’inclut que l’Ontario, elle sera tout simplement appelée « Ontario » dans le texte. La région définie comme étant l’« Est » comprend le Québec et les provinces atlantiques.

Infrastructure existante et infrastructure additionnelle nécessaire pour le stockage, le mélange et la distribution du contenu renouvelable dans le carburant diesel et le mazout de chauffage, et leurs délais d'approvisionnement

Au Canada, la distribution de biocarburant ne bénéficie pas des mêmes moyens que les carburants fossiles; l’infrastructure doit être modifiée pour le transport et la distribution des biocarburants de première génération. Comme l’industrie du biocarburant en est encore à une phase embryonnaire et que son développement est rapide, les pratiques exemplaires ne sont pas toujours respectées pour l'exécution des différentes activités de distribution : le transport est actuellement effectué par camion ou par train, le stockage est principalement assuré par les compagnies pétrolières, surtout en ce qui a trait au biocarburant pur pour lequel il n'existe pas de terminaux primaires, et le mélange est aussi en majeure partie effectué par barbotage en raison d’un manque d'infrastructure. Le Québec fait exception, de 65 à 75 % du mélange étant effectué par injection en ligne, directement dans les terminaux.

Nous présentons ci-après une description de l'infrastructure existante et de l'infrastructure additionnelle nécessaire en ce qui a trait au diesel renouvelable, qui devrait être mise en place, de façon réaliste, en l'échelonnant sur une série de dates déterminantes. Il s’agira d’abord de la description de l’infrastructure déjà en place, puis de celle des projets actuellement en cours et de leurs dates d’achèvement prévues. Nous décrirons enfin les nouveaux projets dont le démarrage dépend d’une certitude réglementaire et de la période estimée que nécessiteront ces ajouts/modifications à l’infrastructure. Il est à noter que, dans la plupart des cas, une nouvelle infrastructure ne sera optionnelle qu’au cours du printemps ou de l’été. Cela permettra d’éviter le début de l’exploitation durant les mois d’hiver, solution qui serait plus problématique pour des raisons de point de trouble. Par conséquent, si la certitude réglementaire est obtenue en décembre et que la réalisation d’un projet demande une année complète, il sera tout de même optionnel au moins jusqu’au mois d’avril de l’année suivante. Cet important point doit être pris en compte dans l’analyse des délais d’exécution relatifs à la nouvelle infrastructure.

Les délais d’exécution de la modernisation d’un terminal ou d’une raffinerie sont d’environ un à trois ans. Des délais plus longs seront habituellement associés à des investissements plus importants, comme des installations de réception de camions, de trains et/ou de navires. L’émission de permis et la planification constituent généralement les étapes les plus longues du processus, totalisant de 9 à 18 mois. L’étape de la planification est la plus imprévisible, à ce point, puisque de nombreux répondants attendent une certitude réglementaire pour débuter leur planification en bonne foi. Les répondants ont mentionné que l’accélération des délais d’exécution en vue de respecter la date de début obligatoire prescrite, même si elle est possible dans certains cas, est susceptible d’entraîner d’importants dépassements de coûts en raison des plans et des émissions de permis exécutés à la hâte. Les délais d’exécution pour la modernisation des points de vente (commerciaux et de détail) sont très courts, soit de trois à six mois, puisque ce type de modifications est mineur (nettoyage des réservoirs, nouveaux filtres, inspections).

Infrastructure existante en janvier 2010

Deux raffineries de l’Ouest ont fait l’objet d’investissements dans une nouvelle infrastructure pour le diesel renouvelable : la raffinerie Consumer’s Co-op Refineries Ltd. (CCRL) de Regina, en Saskatchewan, et la raffinerie-terminal Chevron de Burnaby, en Colombie-Britannique. De plus, 10 terminaux ont été modifiés ou modernisés pour prendre en charge le biodiesel. Sept terminaux sur 10 sont situés dans l’Ouest et exploités par Imperial Oil, Shell et Suncor. Les investissements réalisés dans l’Ouest visent à se conformer aux règlements provinciaux du Manitoba et de la Colombie-Britannique, et anticipent ceux qui entreront en vigueur en Alberta et en Saskatchewan. Trois terminaux modernisés sur 10 sont situés dans l’Est et exploités par Norcan et Canterm (propriété d’Olco) à Montréal et à Québec, et leur modernisation n’est pas motivée par une réglementation fédérale ou provinciale.

Tous les investissements ont rapport au stockage et au mélange de biodiesel, à la raffinerie ou au terminal, comme l’installation de nouveaux réservoirs d’accueil B100 et/ou la modification des réservoirs existants (nettoyage, traitement et installation de filtres, à raison généralement de un réservoir par site), d’équipement de contrôle de la température (chauffage et isolation) ou d’équipement de mélange (en ligne ou sur le support), la modification de l’électronique de mélange et des systèmes de facturation, et l’éducation des clients. Trois sites ont été dotés d’installations de déchargement de camions et deux autres, d’installations de déchargement ferroviaire et maritime, respectivement.

Au total, environ 200 points de vente (commerciaux et de détail) ont déjà été modernisés en vue de prendre en charge des mélanges de biodiesel. La majorité de ces sites se trouvent dans l’Est, le Québec disposant déjà d’un marché pour les mélanges de biodiesel, qui est exploité par des indépendants. Les autres sites sont dans l’Ouest (aucun site en Ontario). Les investissements réalisés dans l’Ouest sont mis en place en vue de se conformer à la réglementation provinciale, tandis que l’Est n’est pas réglementé.

Projets en cours

De nouveaux projets d’infrastructure en cours d’exécution sont décrits ci-après et énumérés en fonction de leur date d’achèvement prévue. Pour préserver la confidentialité des données fournies par les répondants, les ajouts apportés à l’infrastructure des raffineries et des terminaux sont décrits ensemble. Il est à noter que tous les projets actuellement en cours d’exécution se trouvent dans l’Ouest et qu’ils ont été mis en place en vue de se conformer à la réglementation provinciale existante.

Janvier 2011 – La modernisation de trois raffineries et/ou terminaux prévue dans l’Ouest seulement serait effectuée d’ici janvier 2011 (il est tout de même à noter que le mélange réel du biodiesel ne débutera vraisemblablement pas avant le début d’avril en raison des températures froides). Ces ajouts à l’infrastructure comprennent des installations de réception de camions pour le biodiesel dans deux sites, des installations de réception de trains dans un site, de nouveaux réservoirs et de nouvelles conduites avec chauffage, des installations pour le mélange sur support directement dans les camions et les trains, ainsi que des installations de mélange en ligne.

Juin 2011 – À cette date, il est prévu que l’ajout à l’infrastructure susmentionnée, une infrastructure additionnelle à une raffinerie/à un terminal sera opérationnelle. La modernisation de ce site comprendrait des réservoirs de stockage chauffés et un système de mélange en ligne chauffé avec installations de déchargement de camions.

Décembre 2011 – Aucune infrastructure additionnelle n’est prévue pour cette date.

Juin 2012 – La modernisation additionnelle de l’infrastructure d’un site devrait débuter à cette date. Elle comprendra des réservoirs de stockage chauffés et un système de mélange en ligne chauffé avec installations de déchargement de camions.

La modernisation d’environ 230 autres points de vente permet de prendre les mélanges de biodiesel en charge depuis janvier 2010.

Projets en attente de certitude réglementaire

La majorité des nouveaux projets d’infrastructure qui seraient instaurés pour se conformer à la réglementation fédérale proposée attendent une certitude réglementaire avant d’être mis en branle. Ces projets sont décrits ci-après et énoncés selon l’estimation des délais nécessaires pour l’obtention d’une certitude réglementaire. Pour préserver la confidentialité des données fournies par les répondants, les ajouts apportés à l’infrastructure des raffineries et des terminaux sont décrits ensemble.

6 mois – Aucune infrastructure additionnelle prévue ne pourrait être en place à ce moment.

12 mois – Un projet proposé dans l’Est pourrait être achevé à cette date. Le projet comprend la mise en place de réservoirs de stockage chauffés et d’un système de mélange en ligne chauffé dans une raffinerie ou un terminal.

18 mois – Aucune modification d’infrastructure additionnelle prévue ne pourrait être en place à ce moment.

24 mois – Il est prévu que la majorité (10 sites) des ajouts à l’infrastructure à grande échelle sera en place à ce moment. Outre le site de l’Est achevé après 12 mois, il est prévu que deux raffineries et/ou terminaux soient modernisés dans l’Ouest, quatre en Ontario et trois dans l’Est. Un site investira dans la mise à l’essai d’un pipeline et dans des modifications au protocole relatif aux pipelines afin d’éventuellement transporter le B5 par pipeline. Deux sites mettront en place des installations de réception maritime et des conduites, un site mettra en place des installations de réception ferroviaire et trois sites, des installations de réception de camions. Trois sites seront dotés d’installations de mélange sur support et un, d’un équipement pour le mélange en lot de kérosène à ultra-faible teneur en soufre (KUFS) pour le diesel saisonnier. La plupart des sites compteront également des conduites et des réservoirs chauffés ainsi que la modernisation de l’électronique de mélange.

Plus de 30 mois – Pour cette date, mise à part l’infrastructure installée après 24 mois, il est prévu que les six sites restants, dont la modernisation d’une raffinerie et/ou d’un terminal, seront achevés dans l’Ouest, deux en Ontario et trois dans l’Est. Les six sites seront tous dotés d’installations de réception de trains, et cinq seront aussi dotés d’installations de réception de camions. L’installation d’un équipement de mélange sur support est prévue dans cinq sites, tandis que celle d’un équipement de mélange en ligne est prévue dans deux autres. Les sites recevront tous de nouveaux réservoirs et/ou leurs réservoirs existants seront nettoyés; ils seront aussi dotés de systèmes de chauffage de réservoir et de conduite.

Selon les estimations, environ 1 500 points de vente additionnels (commerciaux et de détail) devront faire l’objet de conversion pour se conformer à la réglementation fédérale.

Exigences en matière de biodiesel et de kérosène

La situation est unique, dans l’Ouest, en raison des règlements provinciaux existants. Les volumes marginaux de biodiesel mélangés en vue de se conformer aux exigences fédérales proposées sont relativement faibles (notamment parce que les producteurs/mélangeurs locaux de l’Ouest seront déjà conformes à l’exigence fédérale proposée, par le truchement des exigences provinciales relatives à leur mélange). Les raffineurs/négociants nationaux qui œuvrent dans cette région choisiront de mélanger de fortes concentrations (B5) seulement au cours des mois plus chauds, principalement d’avril à septembre, afin de favoriser la conformité de leur moyenne nationale de 2 %. Par conséquent, le kérosène ne sera nécessaire que durant les mois de transition entre les saisons, soit mars, avril, mai et août, septembre, octobre.

La situation est bien différente en Ontario et dans l’Est. Comme il n’existe aucune réglementation provinciale et qu’aucune n’est prévue en matière de teneur en carburant renouvelable dans le carburant diesel et le mazout de chauffage dans ces régions, les volumes de biodiesel à mélanger pour se conformer au règlement fédéral seront plus importants. En raison de la nature régionale de leurs exploitations, les producteurs/mélangeurs régionaux disposeront de moins de flexibilité en ce qui a trait à l’endroit et au moment de procéder au mélange du biodiesel. Par conséquent, dans cette région, d’importants volumes de biodiesel seront mélangés durant les mois d’hiver, ce qui nécessitera de grands volumes de kérosène. Les mélangeurs de toutes les régions cherchent néanmoins à réduire au minimum le mélange du biodiesel durant les mois les plus froids.

Coûts des ajouts/modernisations aux infrastructures et du kérosène additionnel

Les coûts associés à la modernisation d’une raffinerie ou d’un terminal se situent entre 0,5 et 16,3 millions de dollars, avec une moyenne d’environ 7,5 millions de dollars. Les coûts dépendent en grande partie de l’ampleur des ajouts à l’infrastructure. Les sites qui ont besoin d’une infrastructure de déchargement maritime et/ou ferroviaire pour le biodiesel feront face aux coûts les plus élevés, qui se situent habituellement dans une plage de 7 à 16 millions de dollars. L’équipement de déchargement de camions, les nouveaux réservoirs, l’équipement de chauffage et de mélange en ligne ou sur support constituent également des dépenses importantes, de l’ordre de 1 à 7 millions de dollars.

Le tableau 1 présente le total des ajouts à l’infrastructure et leurs coûts, par région :

TABLEAU 1 – NOMBRE DE RAFFINERIES ET/OU DE TERMINAUX À DOTER DE NOUVEAUX AJOUTS ET/OU DE MODERNISATIONS À L’INFRASTRUCTURE, ET LEURS COÛTS

  Investissements existants Investissements supplémentaires Total
  Nombre de sites Coût total
(million $)
Nombre de sites Coût total
(million $)
Nombre de sites Coût total
(million $)
Ouest 9 20,0 8 48,3 17 68,3
Ontario 0 S.O. 6 42,6 6 42,6
Est 3 1,7 7 68,0 10 69,7
Total Canada 12 21,7 21 158,9 33 180,6

Le coût de la modernisation d’un point de vente au détail est très modeste, soit en moyenne de 400 à 2 000 dollars. Toutefois, le nombre de points de vente au détail à moderniser est élevé, soit environ 1 500. Selon les estimations des répondants, il faudra investir au total 1,8 million de dollars pour moderniser les points de vente au détail dans tout le pays et ainsi leur permettre de vendre des mélanges de biodiesel en conformité avec la réglementation fédérale proposée.

Le tableau  2 présente les coûts différentiels annuels du mélange avec kérosène qui permettra de satisfaire aux exigences relatives au point de trouble. Pour les fins de ce calcul, nous avons utilisé un différentiel de prix de 4,9 cents CA/litre, entre le kérosène et le diesel conventionnel. Ce choix est fondé sur la différence moyenne historique des prix de gros pour le kérosène et le distillat no 2 au cours des mois d’hiver (d’octobre à mars) des trois dernières années (de 2007 à 2010) (EIE, 2010). Le tableau s’inspire de la demande en diesel projetée pour 2013 au Canada, moment auquel il est présumé que toute l’infrastructure de mélange sera en place.

TABLEAU 2 – COÛTS ANNUELS DU KÉROSÈNE ADDITIONNEL

  Règlements provinciaux seulement Règlement fédéral seulement Total
  Volume* (m3) Coût (million $) Volume* (m3) Coût (million $) Volume* (m3) Coût (million $)
Ouest 123 865 6,07 55 704 2,73 179 570 8,80
Ontario + Est 10 723 0,53 472 277 23,14 483 000 23,67
Total Canada 134 588 6,59 527 981 25,87 662 569 32,47

*Fondé sur la demande en 2013.

Dans certains cas, les producteurs et les mélangeurs utiliseront de l’HVH au lieu du biodiesel afin de se conformer aux exigences fédérales et provinciales (surtout parce que l’HVH présente des propriétés d’écoulement à froid supérieures). Cela est en grande partie attribuable au fait que dans certaines régions, les compagnies devront mélanger le biocontenu durant les mois d’hiver pour se conformer aux exigences provinciales, surtout en Colombie-Britannique dont la réglementation provinciale est de 5 %. Le recours à l’HVH entraînerait également des économies en raison des acquisitions en KUFS évitées ainsi que de la nécessité moindre d’infrastructure spécialisée pour son stockage et son mélange.

À l’heure actuelle, cependant, l’HVH est très dispendieuse par rapport au biodiesel. Le différentiel de prix variera en fonction des fluctuations des prix de la matière première, mais il se situe actuellement entre 0,3 et 0,4 $/L. Par conséquent, aux seules fins de conformité à la réglementation provinciale dans l’Ouest, les dépenses prévues s’élèveront à environ 18 à 21 millions de dollars chaque année en HVH, selon la demande en 2013 (aucune HVH ne devrait être utilisée en Ontario et dans l’Est en l’absence de réglementation fédérale). Les coûts incrémentiels annuels de l’HVH associés à la réglementation fédérale seulement devraient s’élever à environ 9 à 12 millions de dollars dans l’Ouest, et à 1,8 à 2,4 millions de dollars en Ontario et dans l’Est. Une grande partie de ces coûts est attribuable au transport puisque, pour le moment et dans un proche avenir, le produit n’est offert qu’à Singapour et en Europe. Il faudrait noter que certains répondants ont indiqué avoir examiné des plans pour mettre en place leurs propres installations de production de ce produit.