Secteur de l'énergie : Sources d'énergie : Marché des produits pétroliers : La sûreté en matière de raffinage et de pétrole au Canada

 

Sources d'énergie

La sûreté en matière de raffinage et de pétrole au Canada
Novembre 2008

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Table des matières

1. Introduction

Les marchés du pétrole sont volatils et la tentative de procéder à une analyse statique représente toujours un défi. Quand nous avons commencé l'élaboration du présent rapport, les prix du pétrole avaient atteint des sommets sans précédent et battaient de nouveaux records tous les jours.

Les circonstances des derniers mois démontrent à quel point les marchés peuvent fluctuer. Le récent ralentissement économique a provoqué des baisses importantes des prix du pétrole et a affaibli le dollar canadien.

Ces circonstances influenceront sans doute l'orientation du marché dans la prochaine décennie. Le document tente de déterminer les domaines qui peuvent être touchés par ce changement de cap dans les conditions du marché. Cependant, actuellement, il est difficile de prévoir à quel moment les prix du pétrole se stabiliseront et de quelle façon ces prix toucheront les projets de l'industrie.

Il y a quelques indicateurs de base du marché qui ne changeront pas :

  • Le coût marginal de production d'un baril de pétrole est un peu plus élevé qu'il y a dix ans;
  • Le prix du pétrole ne reviendra probablement pas à 20 $ le baril;
  • L'ère de l'essence « bon marché » est révolue;
  • Le monde continuera vraisemblablement à dépendre du pétrole, surtout dans le secteur du transport;
  • La demande dans les économies émergentes comme la Chine et l'Inde continuera à croître, mais possiblement à un rythme plus lent;
  • Il y a une réserve suffisante pour satisfaire la demande à moyen terme.

Les changements économiques ne contribuent pas à réduire les points faibles de l'approvisionnement des produits pétroliers canadiens ou à rendre moins pertinente une discussion sur la sûreté de l'offre.


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2. Résumé

Les circonstances des dernières années ont créé un marché qui diffère sensiblement de tout autre marché dans le passé. Par conséquent, il est grand temps de réexaminer les questions de sûreté de l'offre en pétrole sous l'aspect des réalités du marché d'aujourd'hui.

2.1 Le monde

Les dix dernières années ont été témoin de fluctuations importantes des prix sur les marchés mondiaux du pétrole, de périodes d'instabilité accrue et de prix sans précédent. Au cours de la période de janvier 1998 à décembre 2007, le prix nominal mensuel pour le WTI, la référence pour l'Amérique du Nord, se situait entre 11 $ et 95 $, avec une moyenne juste au-dessus de 38 $ le baril. En juillet 2008, la moyenne mensuelle avait atteint 134 $ le baril.

L'effet des prix nominaux plus élevés sur la croissance économique a changé à cause du progrès constant réalisé à faire baisser l'intensité énergétique.

Malgré des prix records du pétrole au cours des dernières années, la demande mondiale de pétrole continue à augmenter. Au cours de la décennie couvrant les années 1998 à 2007, la demande mondiale a augmenté à un taux d'environ 1,6 % par année. Cependant, il y a eu un changement de cap vers des pays non affiliés à l'OCDE, en particulier la Chine et l'Inde, qui ont contribué en grande partie à faire croître la demande.

La provenance de l'offre mondiale en pétrole est aussi en train de changer. La production des pays de l'OCDE a baissé d'environ 10 % depuis 1998. Pour aider à compenser cette baisse, la production des pays tels que la Russie, la Chine et les autres pays non affiliés à l'OPEP a augmenté de 31 % sur la période de dix ans, augmentant leur contribution à l'offre totale de l'ordre de 30 % en 1998 à 35 % en 2007. Cependant, plus du tiers de l'offre mondiale en pétrole continue de provenir de l'OPEP. Même si la production de l'OPEP a augmenté de 15 % sur la période de dix ans, sa part de l'offre totale n'a pas tellement bougé, demeurant à 41 %. La capacité excédentaire de l'OPEP était demeurée relativement stable, de l'ordre de 3 à 4 Mb/j, pour la majeure partie de la décennie.

Malgré toute la volatilité des prix et l'instabilité politique depuis les dix dernières années, il n'y a jamais eu une rareté de brut que le marché mondial ne pouvait pas affronter. Il y a eu cependant des interruptions locales d'approvisionnement occasionnées par les problèmes causés par les raffineries ayant pour effet de créer des pénuries temporaires ou de sérieuses contraintes de l'offre dans certains marchés, tant au Canada qu'ailleurs dans le monde.

Les réserves pétrolières mondiales confirmées ont augmenté toutes les années, sauf une, depuis les 17 dernières années. Cette croissance est attribuable à de nouveaux résultats, notamment l'inclusion des réserves de sables bitumineux en 2003, et la poursuite du développement et de l'application d'une nouvelle technologie de forage et de l'amélioration des méthodes d'extraction.


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2.2 Canada

Les réserves pétrolières confirmées du Canada de 179 milliards de barils ne cèdent le premier rang qu'à l'Arabie Saoudite. Plus de 95 % des réserves établies du Canada se présente sous la forme de sables bitumineux.

Le Canada occupe présentement le 7e rang au monde parmi les plus importants producteurs de pétrole. La production canadienne de brut s'est accrue de façon relativement constante au cours des dix dernières années de 2,1 millions de barils en 1997 à 2,8 millions de barils en 2007. Même si la production de brut dépend encore de sources classiques, les sables bitumineux ont été la source principale de croissance depuis les dernières années.

Le Canada produit davantage de pétrole brut qu'il n'en consomme en plus d'être de plus en plus grand exportateur net de pétrole brut. Cependant, les importations de pétrole brut satisfont plus de la moitié de la demande nationale de raffinage. Il est plus économique pour certaines raffineries d'importer le pétrole brut, à cause des coûts reliés au transport du pétrole brut en provenance des champs de pétrole de l'Ouest canadien vers les régions consommatrices dans l'est du pays et à cause d'un meilleur choix de qualité de bruts.

Au cours de la dernière décennie, les importations canadiennes de pétrole brut ont augmenté de 770 à 859 Kb/j. Le Canada est devenu de plus en plus dépendant du pétrole en provenance des pays de l'OPEP, qui intervient maintenant pour 49 % de toutes les importations de pétrole brut au Canada.

Les systèmes de pipelines fonctionnaient à pleine capacité ou presque en 2007 et un certain nombre de propositions a été avancé pour augmenter la capacité des pipelines à transporter le pétrole brut et à fournir un approvisionnement additionnel de diluants nécessaires pour soutenir les opérations croissantes liées aux sables bitumineux. Cette capacité plus grande des pipelines, si elle est approuvée, rehaussera l'accès aux marchés et augmentera la pénétration du marché du pétrole brut canadien.

Au cours des années 1970 et au début des années 1980, le secteur canadien de raffinage a fermé de petites installations peu rentables qui ne pourraient être réaménagées économiquement pour tenir compte des normes pour des carburants plus propres au Canada, et les a remplacées par de plus grandes installations. Aujourd'hui, comptant 16 raffineries qui produisent toute la gamme de produits pétroliers, le Canada a plus que doublé sa capacité de raffinage que pendant les années 1960 avec ses 44 raffineries.

Au cours des dernières années, la demande accrue de produits pétroliers s'est soldée par une amélioration de l'utilisation de la capacité, augmentant l'efficacité des opérations et réduisant les coûts par unité produite. Conséquemment, les frais d'utilisation des raffineries ont dépassé la barre de 90 % à l'échelle nationale pour six des dix dernières années.

Aucune nouvelle raffinerie n'a été construite au Canada depuis 1984. Dans le passé, les marges de raffinage étaient faibles, décourageant les investissements d'une telle importance. Les dépenses importantes en immobilisations requises dans les raffineries actuelles pour se conformer aux spécifications des produits en constante évolution et les réglementations environnementales ont rendu difficile l'injection de capitaux en vue d'une augmentation de la capacité ou de nouvelles installations.

Depuis 1998, la demande pour des produits pétroliers augmente sans cesse à un taux d'un pour cent par année. La demande d'essence a peu augmenté au cours de la plupart des dix dernières années. La demande de distillat (carburant diesel, mazout de chauffage et kérosène), suscitée d'abord par les besoins de diesel sur la route, a été le plus important facteur de croissance depuis 1993.

Les difficultés de distribution surgissent du fait que le raffinage des produits pétroliers n'est concentré que dans peu de régions géographiques alors que leur utilisation est généralisée d'un bout à l'autre du pays.

Les raffineries de l'Ouest approvisionnent toute la demande de produits de Vancouver à Thunder Bay, y compris les territoires nordiques. Les raffineries du sud de l'Ontario expédient le produit à Sault Ste. Marie et dans le nord de l'Ontario. Les installations de Montréal et de la ville de Québec approvisionnent le corridor du fleuve Saint-Laurent de Toronto à la Gaspésie, de même que les endroits plus éloignés au nord du Québec et parfois dans des secteurs de l'Arctique. Les produits pétroliers provenant des trois raffineries de l'Atlantique réussissent à parvenir dans les régions de l'Arctique et de la baie d'Hudson de même que sur le littoral de l'est des États-Unis.

Le réseau logistique nécessaire pour fournir les produits pétroliers à partir des raffineries aux utilisateurs ultimes consiste en un système complexe de pipelines, de navires, de chemins de fer et de camions. On utilise souvent plusieurs moyens de transport pour expédier les produits pétroliers à partir de raffineries, de ports et de grands terminaux et les acheminer vers des marchés extrêmement dispersés au Canada.

L'industrie pétrolière canadienne en aval peut être divisée en trois régions distinctes : l'Ouest canadien, l'Ontario et le Québec/le Canada atlantique. Certaines régions se prêtent mieux que d'autres à l'importation de produits. Bien servis par des voies maritimes importantes, le Canada atlantique et le Québec ont facilement accès aux importations du nord-est des États-Unis et de l'Europe.

L'Ontario a aussi accès aux approvisionnements en provenance des grands marchés américains et peut aussi faire l'importation de produits à partir du Québec. En 2005, l'Ontario est devenu un importateur net à cause de la fermeture de la raffinerie d'Oakville et a contribué à la hausse de l'acheminement des produits en provenance des raffineries du Québec. Cependant, des facteurs d'ordre logistique, comme le tonnage des navires pouvant naviguer sur la voie maritime du Saint-Laurent et la durée de la saison maritime, augmentent le coût de ces approvisionnements. Il faut avoir recours à d'autres modes de transport, comme le pipeline, le train unitaire et le camion, pour obtenir des produits d'autres régions.

La plupart des provinces de l'Ouest canadien sont dépourvues de littoral et, par conséquent, ont très peu accès aux approvisionnements des autres régions. L'infrastructure actuelle n'a pas été conçue pour transporter le pétrole des autres régions vers les Prairies. Cependant, les Prairies approvisionnent le marché de Vancouver d'une quantité considérable d'essence. S'il y a pénurie de produits pétroliers dans les Prairies, les raffineurs ont la capacité d'équilibrer l'offre et la demande en important de l'essence à Vancouver de manière à libérer une partie de la production d'Edmonton pour approvisionner les marchés des Prairies.


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2.3 Vision d'avenir

L'intégration des biocombustibles dans le système de distribution des produits pétroliers canadiens touchera l'ensemble des raffineurs, distributeurs et négociants de produits pétroliers. Les différences de propriétés entre l'essence régulière et le mélange essence-éthanol toucheront non seulement la production, mais aussi la distribution et le stockage d'essence.

Les taux de rendement du capital utilisé ont amélioré les niveaux au point où l'industrie du raffinage pense maintenant à de nouveaux investissements pour augmenter la capacité. Ces projets feront face à un certain nombre d'obstacles, y compris le ralentissement économique actuel. Les marges doivent se maintenir pour plusieurs années. Le processus d'approbation réglementaire pour une nouvelle raffinerie peut être très coûteux et demander beaucoup de temps. Malgré la demande du public pour une plus grande capacité afin d'atténuer les pressions sur les prix, peu de collectivités veulent accueillir une raffinerie dans leur voisinage.

Le développement des sables bitumineux continue son rayonnement et la construction de nouveaux pipelines pour procurer du pétrole brut tant aux marchés traditionnels qu'aux nouveaux marchés. La capacité de pétrole brut des pipelines hors des frontières de l'Ouest canadien continue d'être serrée et actuellement, il y a un manque inhérent de flexibilité dans le système. Les propositions actuelles devant l'ONE indiquent que le marché s'attend à une augmentation graduelle de la capacité des pipelines pour satisfaire à la croissance prévue de l'approvisionnement. On ne sait pas encore comment la récente conjoncture économique affectera ces décisions.

Au moment où les producteurs canadiens cherchent à diversifier leur clientèle, à cause des conditions du marché, il serait plus économique d'acheminer davantage de pétrole canadien vers les marchés de l'Ontario et les autres marchés de l'Est canadien. On examine présentement une proposition de réinverser la canalisation 9 d'Enbridge qui transporte présentement le pétrole brut de Montréal à Sarnia. De plus, les raffineries du Canada atlantique pourraient s'approvisionner en pétrole brut de l'Ouest canadien si la canalisation 9 était inversée de même que la partie du pipeline qui actuellement transporte le pétrole brut en direction Nord de Portland (Maine) à Montréal, ce qui pourrait réduire considérablement la dépendance de l'Est canadien au pétrole brut importé.


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2.4 Les défis

  • Une fois que l'éthanol sera pleinement intégré au système canadien de distribution d'essence, le réseau d'approvisionnement deviendra encore plus vulnérable. Le composant de mélange d'essence ne peut pas être utilisé sans l'ajout d'éthanol. Si l'approvisionnement d'éthanol devait être interrompu, non seulement les 5 % ou 10 % en éthanol, mais l'ensemble de la production d'essence serait perdu.
  • La tendance actuelle vers des produits de plus en plus propres peut réduire la flexibilité de l'approvisionnement du produit et du réseau de distribution. Dans certains cas, les raffineurs devront renoncer au volume pour obtenir un produit plus propre.
  • Le maintien de l'intégrité des produits munis de spécifications très sévères représente aussi des défis pour la distribution. Les pipelines qui acheminent une variété de produits doivent planifier leurs lots avec soin pour amenuiser la contamination des produits et les pertes de volume.
  • La divergence des spécifications de l'essence entre les pays (par delà les frontières provinciales et internationales) complique l'importation de produits pétroliers dans les régions lorsqu'on éprouve des problèmes d'approvisionnement. Si le produit doit être mélangé de manière à satisfaire aux exigences particulières provinciales ou canadiennes, il sera pratiquement impossible d'importer de petits volumes ou de trouver un approvisionnement à courte échéance.
  • Il est de plus en plus difficile d'obtenir des camions ou des chauffeurs de camion pour transporter les produits en fonction des besoins. La disponibilité du service par chemin de fer devient aussi de plus en plus rare. Lorsque la situation exige que les produits soient acheminés plus rapidement, le chemin de fer est un choix moins pratique, car les délais d'approvisionnement nécessaires pour transporter la marchandise sont plus longs. On prévoit que cette situation s'aggravera au cours des prochaines années.
  • À cause de l'utilisation presque complète de la capacité actuelle, du vieillissement de l'équipement et de la complexité de plus en plus grande des opérations de raffinage, les marchés des produits pétroliers sont de plus en plus exposés à des fermetures de raffinerie non prévues. On doit prévoir l'augmentation du nombre d'incidents qui perturbent la demande à mesure que les nouvelles normes sur la qualité de l'essence et sur l'environnement continuent d'exercer de la pression tant sur les raffineries que sur le système de distribution.
  • Avec cinq des six plus gros détenteurs de réserve de pétrole situés au Moyen-Orient (le Canada est numéro 2), les tensions politiques dans cette région continueront à influencer les marchés du pétrole dans un avenir prévisible. Même lorsque les activités politiques se produisent dans les pays du Moyen-Orient qui ne produisent pas de pétrole, la crainte que l'action puisse déborder dans les pays producteurs de pétrole a un effet sur les prix du pétrole.
  • La menace accrue des activités terroristes qui pourraient interrompre l'approvisionnement pétrolier est étroitement liée à la situation géopolitique du Moyen-Orient. Depuis les attaques terroristes du 11 septembre 2001, on prête davantage attention à la sécurité des infrastructures énergétiques tant au Canada que dans le monde entier. La menace omniprésente d'éventuelles attaques terroristes ajoute un nouveau degré d'incertitude à la sécurité des approvisionnements pétroliers et cette menace a provoqué une surprime au prix du pétrole sur le marché à terme. Il y a également une recrudescence du terrorisme au Canada.
  • Les conditions météorologiques extrêmes ont également augmenté depuis les dernières années. Au cours de la dernière décennie, les ouragans, les tornades, les tempêtes de verglas, les inondations et les tsunamis ont tous perturbé la production de pétrole ou la livraison de produits raffinés. Les scientifiques prédisent une augmentation de telles conditions météorologiques extrêmes qui sévissent souvent sans avertissement et n'offrent que très peu d'options pour s'en protéger.

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2.5 La tâche

À la lumière de cette dynamique changeante du marché, les gouvernements et l'industrie doivent évaluer les vulnérabilités, tenir compte des risques qui s'y rattachent et réexaminer les outils disponibles pour faire face à ces risques.


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3. Contexte

Au cours des dernières années, le marché des produits pétroliers est devenu de plus en plus vulnérable aux interruptions de l'offre. Les raffineries canadiennes fonctionnent constamment à pleine capacité ou presque. La demande pour les produits pétroliers augmente malgré l'escalade des prix pour le consommateur. Des règlements environnementaux plus sévères quant à la qualité du carburant et aux émissions des installations détournent les dollars d'investissement nécessaires pour augmenter la capacité. Les raffineries vieillissantes sont sollicitées au maximum de leur capacité et conséquemment, il y a eu une augmentation du nombre d'incidents qui ont nécessité des fermetures non prévues.

Des marchés plus serrés mènent à davantage d'incertitude au sujet de l'approvisionnement en pétrole brut et en produits pétroliers et ajoutent davantage de pression à la hausse sur des prix aux consommateurs qui ont déjà atteint des records. Les consommateurs se tournent vers le gouvernement pour avoir l'assurance qu'il y aura un approvisionnement suffisant en carburants tels que l'essence, le diesel et le mazout de chauffage domestique, à des prix raisonnables. Cependant, ils veulent également un leadership solide en matière d'environnement et s'attendent à des carburants plus propres et à moins d'émissions.

En élaborant une stratégie pour gérer ces problèmes complexes, l'industrie et les gouvernements font face à des défis qui font souvent appel à des solutions exclusives pour les deux parties. Se pencher sur les problèmes d'approvisionnement dans le contexte d'un programme environnemental nécessitera une étude attentive en plusieurs points.

Les circonstances des quelques dernières années ont créé un marché qui est sensiblement différent de tout autre marché dans le passé. On propose plusieurs solutions dans des forums publics, notamment la création d'une réserve stratégique pour le pétrole. Il est urgent donc de réexaminer quelques-unes de ces questions de sûreté de l'approvisionnement dans le contexte des réalités du marché d'aujourd'hui.

Ce document fera l'analyse de quelques changements dans les marchés pétroliers du Canada et du monde au cours de la dernière décennie, examinera certaines des pressions prévues sur le marché et fournira un cadre de discussion sur les vulnérabilités du marché et les facteurs de risque relatifs à l'approvisionnement en produits pétroliers au Canada. On déterminera les mesures possibles prises par l'industrie et les gouvernements fédéral et provinciaux.


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4. Contexte des marchés mondiaux du pétrole

4.1 Le fonctionnement des marchés du pétrole

Depuis la déréglementation des marchés canadiens du pétrole en 1985, le prix du pétrole brut canadien a été fixé par les marchés internationaux du pétrole. Le pétrole est largement négocié partout dans le monde et peut passer facilement d'un marché à l'autre par bateau, au moyen des pipelines ou des barges. Par conséquent, le marché est mondial et l'équilibre de l'offre et la demande détermine le prix du pétrole brut dans le monde entier. S'il y a pénurie de pétrole dans une partie du monde, les prix augmenteront dans ce marché pour attirer des approvisionnements d'autres marchés jusqu'à ce que l'équilibre de l'offre et la demande soit rétabli. S'il y a un surplus dans une région et une chute de prix, les acheteurs se montreront vite intéressés par ce marché. Les prix varient seulement à cause du coût lié au transport du pétrole brut vers ce marché et des différences de qualité entre les divers types de pétrole. À cause de l'aspect mondial du marché, quel que soit l'endroit dans le monde où surviennent des incidents, les prix du pétrole seront affectés dans tous les marchés.

En plus de tous les barils de pétrole actuels qui sont négociés, il y a un deuxième marché qui négocie des barils « sur papier ». Cette expression veut dire tout simplement que le pétrole est négocié sur papier en fonction d'une estimation de la valeur monétaire du pétrole qui ne mène pas nécessairement à un échange physique du produit. Dans ces marchés à terme, les contrats sur papier pour le pétrole sont achetés et vendus en fonction des conditions prévues du marché au cours des prochains mois ou même des prochaines années.

Il y a deux catégories d'acheteurs et de vendeurs dans le marché à terme : ceux qui sont les véritables producteurs ou utilisateurs de pétrole brut et ceux qui achètent des contrats à terme comme investissement, sans l'intention de ne jamais s'approprier le pétrole brut proprement dit. Le premier groupe utilise le marché à terme pour se protéger de la volatilité des prix en stabilisant soit leurs coûts, soit leurs revenus. Le deuxième groupe est composé d'investisseurs qui peuvent s'enrichir en devinant correctement la hausse ou la baisse prochaine des prix.

Dans le marché au comptant, le pétrole est acheté et vendu comptant et livré immédiatement. Le prix au comptant actuel pour le pétrole est influencé par le prix du marché à terme, car ce marché représente une vue globale du marché, à un moment donné, de l'orientation possible des prix.


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4.2 Prix du pétrole brut1

Les dix dernières années ont été témoin de fluctuations importantes des prix sur les marchés mondiaux du pétrole et de périodes de volatilité accrue et de prix sans précédent.

Il y a trois marchés principaux du pétrole brut (West Texas Intermediate (WTI), Brent et panier de l'OPEP), qui sont tous les trois mesurés en dollars américains nominaux. Au cours de la période de janvier 1998 à décembre 2007, les prix nominaux mensuels pour le WTI, le marché principal nord-américain, ont fluctué entre environ 11 $ le baril et 95 $ le baril, soit une moyenne légèrement supérieure à 38 $ le baril.

Figure 1: Prix du brut de janvier 1998 à juillet 2008

Figure 1: Prix du brut de janvier 1998 à juillet 2008

Source : Ressources naturelles Canada et l’Energy Information Administration

Le prix du pétrole a clôturé au-dessus de 100 $ le baril pour la première fois le 19 février 2008, à cause des craintes au sujet des nouvelles réductions dans la production de l'OPEP, un dollar américain plus faible et l'incertitude géopolitique au Nigeria et au Venezuela. Après avoir atteint un sommet à 147 $ à la mi-juillet 2008 et une moyenne de 134 $ le baril pour le mois, les prix se sont mis à chuter au cours des derniers mois et se négociaient à environ 60 $ le baril.

1 Tous les prix de pétrole brut sont en dollars américains à moins d'avis contraire.


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4.3 Offre et demande mondiales de pétrole

Malgré des prix records du pétrole au cours des dernières années, la demande mondiale de pétrole augmente continuellement. Au cours de la décennie entre 1998 et 2007, la demande mondiale de pétrole a augmenté à un taux d'environ 1,6 % par année. Cependant, il y a eu un revirement vers les pays non affiliés à l'OCDE, en particulier la Chine et l'Inde, qui ont été responsables d'une grande partie de la demande croissante. Alors que les pays de l'OCDE ont vu leur demande croître de seulement 5 % au cours de la décennie, la demande des pays non affiliés à l'OCDE affichait une hausse de 35 %. En 1998, la part de la demande mondiale pour les pays non affiliés à l'OCDE était de 37 %, en comparaison de la part de l'OCDE de 63 %. En 2007, la part de la demande totale des pays non affiliés à l'OCDE était de 43 %. Même si la demande de pétrole de la Chine ne représente que le tiers de la demande américaine, en pourcentage, la demande de la Chine a été neuf fois supérieure au taux américain entre 2003 et 2007.

Tableau 1: Offre et demande mondiales de pétrole 1998 à 2007
(Millions de barils par jour)
  1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Demande
OCDE 47,0 47,9 47,9 48,0 48,0 48,6 49,4 49,8 49,6 49,2
Non-OCDE 27,3 28,1 28,7 29,3 30,0 31,0 33,1 34,2 35,5 36,9
TOTAL 74,3 76,0 76,6 77,3 78,0 79,6 82,5 84,0 85,1 86,1
Offre
OCDE 21,9 21,5 21,9 21,8 21,9 21,6 21,2 20,3 20,0 19,8
OPEP 31,0 29,6 31,0 30,5 28,9 30,8 33,1 34,2 34,3 35,5
Autres Non-OCDE 23,1 23,5 24,3 25,1 26,3 27,6 29,1 30,2 31,2 30,3
TOTAL 76,0 74,6 77,2 77,4 77,1 80,0 83,4 84,7 85,5 85,6
 
Variation des stocks 1,7 -1,4 0,6 0,1 -0,9 0,4 0,9 0,7 0,4 -0,5

La source de l'approvisionnement mondial en pétrole est en train de changer. La production des pays affiliés à l'OCDE a connu une baisse d'environ 10 % depuis 1998, à mesure que les champs plus évolués de la Mer du Nord commencent à fléchir. Afin d'aider à contrebalancer cette diminution, la production dans les pays comme la Russie, la Chine et d'autres pays non affiliés à l'OPEP s'est accrue de 31 % au cours de la décennie, augmentant leur part de l'offre mondiale de 30 % en 1998 à 35 % en 2007. Cependant, plus du tiers de l'offre mondiale en pétrole provient de l'OPEP. Alors que la production de l'OPEP a augmenté de 15 % au cours de la décennie, sa part de l'offre mondiale totale est demeurée relativement constante à 41 %.

Les marchés mondiaux du pétrole sont restés bien approvisionnés pendant la dernière décennie. En fait, au cours de sept des dix dernières années, l'offre a dépassé la demande et on a pu constituer une petite réserve. Cependant, grâce à l'OPEP qui représente 40 % de l'offre mondiale et la plus grande partie de la capacité excédentaire de production aussi dans les pays de L'OPEP, toute indication d'une interruption potentielle de l'offre au Moyen-Orient ou dans les pays producteurs tels que le Nigeria et le Venezuela suscitera une flambée des prix.

Figure 2: Capacité excédentaire de l'OPEP
(3e trimestre 1998 - 2e trimestre 2008)

Figure 2: Capacité excédentaire de l'OPEP (3e trimestre 1998 - 2e trimestre 2008)

Source: Ressources naturelles Canada.

La capacité excédentaire de l'OPEP était restée relativement stable, de 3 à 4 Mb/j, pour la majeure partie de la dernière décennie. Il y a eu une seule exception en 2001-2002 lorsqu'une forte baisse dans la demande de pétrole à la suite des attaques terroristes du 11 septembre 2001 a imposé des compressions massives dans la production et a poussé la capacité excédentaire jusqu'à 6 à 7 Mb/j. Malgré toute cette volatilité des prix et l'instabilité politique des dix dernières années, il y a eu aucune pénurie physique de pétrole brut que le marché mondial n'a pas réussi à combler.


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4.4 Réserves mondiales de pétrole

Un des avantages des prix plus élevés a consisté à ce que certaines des sources de pétrole plus coûteuses dans des régions éloignées sont devenues économiques à exploiter. Les réserves mondiales confirmées de pétrole ont plus que doublé depuis les 27 dernières années. Les réserves ont augmenté au cours des 17 dernières années, sauf une. Cette croissance a été le résultat de nouvelles découvertes, de l’inclusion des réserves provenant des sables bitumineux en 2003 et du développement constant et de l’application de la nouvelle technologie de forage et de méthodes améliorées d’extraction. Dans le passé, seulement 20 à 30 % du pétrole dans un puits étaient récupérables. Grâce à la technologie d’aujourd’hui, plusieurs puits récupèrent maintenant 40 %, 50 % ou davantage du pétrole en place à l’origine, et ce pétrole supplémentaire continue à s’ajouter aux réserves confirmées.

Figure 3: Croissance mondiale dans les réserves confirmées de pétroles
(Milliards de barils)

Figure 3: Croissance mondiale dans les réserves confirmées de pétroles (Milliards de barils)

Source : Oil and Gas Journal.
Les réserves mondiales confirmées de pétrole ont plus que doublé au cours des 28 dernières années (de 642 milliards de barils le 1er janvier 1980 à 1 332 milliards de barils le 1er janvier 2008).


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4.5 Interruptions dans le passé

Au cours des 50 dernières années, il y a eu neuf interruptions importantes d'approvisionnement en pétrole, la plus grande ayant eu lieu pendant la révolution iranienne de 1978-1979. Cette interruption a provoqué une pénurie d'approvisionnement d'environ 5,6 Mb/j (millions de barils par jour) pour une période de 6 mois.

Figure 4: Interruptions de l'approvisionnement mondial en pétrole

Figure 4: Interruptions de l'approvisionnement mondial en pétrole

Source: Agence internationale de l'énergie.

Les événements des années 1970 ont déclenché la mise en place de l'Agence internationale de l'énergie (AIE), un groupe de pays consommateurs qui ont élaboré des plans d'urgence pour faire face aux prochaines interruptions d'approvisionnement de pétrole.

Les pays importateurs nets de pétrole de l'AIE ont une obligation légale de conserver des réserves de pétrole pour les urgences qui correspondent à au moins 90 jours des importations de pétrole nettes de l'année précédente. Les pays membres de l'AIE retiennent à l'heure actuelle quelque 4,1 milliards de barils de pétrole en réserve pour le public et l'industrie, dont plus ou moins 1,5 milliard de barils sont contrôlés par le gouvernement en cas d'urgences.

En cas d'urgence, le taux de prélèvement maximum des réserves de pétrole publiques de l'AIE le premier mois est de 12,9 Mb/j, dont 9,6 Mb/j en pétrole brut et 3,3 Mb/j en produits pétroliers puisés dans les réserves. Par conséquent, le potentiel de puiser à même les réserves de l'AIE, tant pour le public que pour les réserves obligatoires pour l'industrie, est d'une magnitude et d'une durabilité suffisantes pour faire face à la plus grande interruption d'approvisionnement recensée de l'histoire. Ce filet de sécurité offre un complément à la capacité excédentaire de production dans le système.


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5. Marchés canadiens du pétrole - aperçu sur dix ans

5.1 Cadre politique

En vertu des dispositions de la Constitution du Canada, les ressources naturelles qui se trouvent à l'intérieur des frontières provinciales appartiennent à ces provinces. En 1985, un accord (Accord de l'Ouest) a été conclu entre le gouvernement fédéral et les provinces d'Alberta, de la Saskatchewan et de la Colombie-Britannique en vue de délaisser une industrie gazière et pétrolière extrêmement centralisée et réglementée pour un marché déréglementé et libre. La politique énergétique du Canada orientée vers le marché s'est avérée intéressante du fait qu'elle encourage l'investissement et la croissance en matière de ressources en plus de procurer aux consommateurs canadiens un approvisionnement énergétique étendu et diversifié.

Les prix fixés dans des marchés libres et concurrentiels offrent les meilleures pistes aux producteurs et aux consommateurs pour ce qui est des décisions concernant l'investissement et la consommation. Les prix à la hausse envoient des signaux aux producteurs les incitant à investir davantage dans le développement des approvisionnements et aux consommateurs les encourageant à faire un meilleur usage du pétrole et, dans la mesure du possible, à opter pour d'autres carburants, ce qui permettra de pouvoir offrir des approvisionnements suffisants et de prévenir des pénuries d'énergie. Même dans le contexte de marchés libres, les mesures gouvernementales sont parfois nécessaires pour mettre de l'avant des politiques environnementales ou faire face aux échecs du marché.


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5.2 Réserves

Les réserves établies du Canada (réserves confirmées de pétrole) ne cèdent le premier rang qu'à l'Arabie Saoudite. Au début de 2007, le total des réserves de pétrole encore en place se soldait à 179 milliards de barils. Ce chiffre représente la quantité de pétrole brut qui peut être récupérée à partir des réservoirs connus, en particulier confirmés par le forage, les mises à l'essai ou la production, grâce à la technologie actuelle et aux conditions économiques d'aujourd'hui.

Les réserves établies du Canada renferment 5,4 milliards de barils de pétrole classique. Le pétrole classique, enfoui dans des formations géologiques souterraines, est extrait grâce aux techniques de forage et de pompage. La grande partie de ces réserves se trouvent en Alberta, en Saskatchewan et au large de la côte est.

La majeure partie des réserves établies du Canada - plus de 95 % - se présente sous la forme de sables bitumineux qui sont un mélange de bitume brut (une forme semi-solide de pétrole brut), de sable de silice, de minéraux argileux et d'eau. Plusieurs processus ont été créés pour séparer le bitume des autres éléments qui peut être enrichi pour devenir du brut synthétique. Au Canada, les réserves de sables bitumineux se trouvent surtout dans les régions de l'Athabasca, de Cold Lake et de Peace River en Alberta.

Les réserves établies du Canada suffisent à la demande canadienne pour les 200 prochaines années aux taux actuels de production. En effet, on croit que la réserve pétrolière actuelle est beaucoup plus considérable que les réserves établies à l'heure actuelle. Un rapport récent de la Commission chargée de l'économie des ressources énergétiques de l'Alberta a évalué la capacité potentielle maximale des sables bitumineux à 315 milliards de barils, ce qui représente beaucoup plus que les 173 milliards de barils des réserves établies actuellement provenant des sables bitumineux.


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5.3 Production pétrolière

Le Canada est actuellement le septième plus important producteur mondial de pétrole. La production canadienne de pétrole brut a connu une croissance constante au cours de la dernière décennie. La production annuelle de pétrole brut s'est soldée à 2,1 millions de barils en 1997 et a atteint 2,8 millions de barils en 2007. Même si plus de la moitié de la production de brut provient de sources classiques, les sables bitumineux sont responsables de la plus grande partie de la croissance de la production de pétrole au Canada au cours des dernières années. Depuis 1990, la production canadienne des sables bitumineux a plus que triplé, atteignant 1,2 million de barils par jour en 2007.

Le bassin sédimentaire de l'Ouest canadien est une importante source de pétrole brut pour le Canada et le nord-est des États-Unis. La production canadienne au large de la côte est acheminée vers les raffineries canadiennes et du nord-est des États-Unis. La production au large de la côte est a augmenté ces dernières années. En 2007, elle représentait 24 % de la production de pétrole classique et 14 % de toute la production canadienne.

Le Canada produit plus de pétrole brut qu'il n'en consomme et il en exporte de plus en plus. Cependant, les importations de brut comblent plus de la moitié des besoins des raffineries canadiennes. En effet, il est plus rentable pour certaines raffineries d'utiliser du pétrole brut importé en raison du coût du transport du pétrole brut en provenance des champs de l'Ouest canadien vers les régions consommatrices de l'Est, et aussi parce que les importations offrent une plus grande palette de qualités de brut. Ainsi, l'économie pétrolière canadienne est devenue un marché double. Les raffineries de l'Ouest traitent du brut produit au Canada, celle du Québec et des provinces de l'Est emploient essentiellement du pétrole importé, tandis que celles de l'Ontario utilisent un mélange des deux. Depuis quelques années, les raffineries de l'Est traitent du brut canadien produit au large de la côte est.

Figure 5: Production canadienne de pétrole brut 1998 à 2007
(Milliers de barils par jour)

Figure 5: Production canadienne de pétrole brut 1998 à 2007 (Milliers de barils par jour)

Source: Statistiques Canada.

Le pétrole brut importé est transporté par bateau-citerne jusqu'à Terre-Neuve-et-Labrador, en Nouvelle-Écosse, au Nouveau-Brunswick et dans une partie du Québec, et par pipeline de Portland (Maine) jusqu'à Montréal et en Ontario. Si les importations canadiennes ont augmenté au cours des dernières années, les exportations de pétrole canadien aux États-Unis ont progressé encore plus rapidement. Les exportations nettes de pétrole brut ont augmenté de 70 % depuis 1998.

Les raffineries canadiennes de la côte est qui dépendent du brut importé exportent leur surplus de production aux États-Unis, ce qui fait en sorte que le Canada profite au maximum du développement de ses ressources en matière d'investissement, d'emploi et de croissance économique.

Au cours de la dernière décennie, les importations canadiennes de brut ont augmenté de 770 Kb/j à 859 Kb/j. Cependant, les importations ont continué à baisser depuis 2005 à cause de la croissance de la production de pétrole classique au large de la côte Est du Canada. En 1998, la Mer du Nord représentait 42 % des importations. En 2007, cette part a baissé à 38 %, car la production pour cette région a commencé à diminuer. Conséquemment, le Canada est devenu de plus en plus dépendant du pétrole en provenance des pays de l'OPEP, qui compte maintenant pour 49 % de toutes les importations de brut au Canada.

Figure 6: Exportations et importations de pétrole brut de 1998 à 2007
(Milliers de barils par jour)

Figure 6: Exportations et importations de pétrole brut de 1998 à 2007 (Milliers de barils par jour)

Source: Statistiques Canada.
Kb/j = Milliers de barils par jour

La part de l'Algérie dans les importations canadiennes a plus que doublé au cours de la dernière décennie, contribuant maintenant 21 % des importations et comptant pour 85 % de la croissance des importations de brut au Canada en provenance de l'OPEP.

Peu importe la source du pétrole brut, le prix payé par les raffineries canadiennes est déterminé sur le marché mondial du pétrole et est semblable à celui payé par les raffineurs américains pour le pétrole brut canadien.

Figure 7: Sources canadiennes d'importations de pétrole (pour cent)

Figure 7: Sources canadiennes d'importations de pétrole (pour cent)

Source: Statistiques Canada, Catalogue no 45-004.


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5.4 Pipelines pour le transport du pétrole

Le pétrole brut canadien est transporté à travers l'Amérique du Nord au moyen d'un réseau complexe de pipelines (voir l'annexe A pour une carte des pipelines). Selon l'Office national de l'énergie, plusieurs systèmes de pipelines pour le transport du pétrole avaient atteint leur capacité ou presque en 2007 et, à certains moments, étaient sous répartition. Comme conséquence de ces circonstances, une quantité de propositions ont surgi pour augmenter la capacité des pipelines pour le transport du brut et offrir des approvisionnements supplémentaires de diluants nécessaires pour soutenir les activités qui augmentent sans cesse autour des sables bitumineux. Cette capacité additionnelle des pipelines, si approuvée, améliorera l'accès aux marchés et augmentera la pénétration du marché du pétrole brut canadien. À court terme, cependant, les faibles marges des raffineries, reflétant le ralentissement dans les demandes de produits pétroliers raffinés aux États-Unis, pourraient toucher les investissements destinés aux raffineries.


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5.5 Infrastructure du raffinage

Actuellement, 12 entreprises exploitent des raffineries au Canada. Seules l'Impériale, Shell et Petro-Canada en ont plus d'une et sont présentes partout au Canada. De façon générale, les autres raffineurs exploitent une seule raffinerie et vendent leurs produits dans une région particulière. Il s'agit notamment de North Atlantic Refining, Irving Oil et Ultramar dans l'Est, de Suncor en Ontario ainsi que de Federated Co-op, Husky et Chevron dans l'Ouest. Des 19 raffineries en service au Canada, 16 fabriquent toute la gamme des produits pétroliers. L'installation de Husky à Lloydminster, en Alberta, et l'usine Moose Jaw Asphalt de Moose Jaw, en Saskatchewan, produisent principalement de l'asphalte et d'autres produits en quantité limitée. L'usine Nova Chemicals à Sarnia, en Ontario, est une usine pétrochimique qui produit certains distillats.

Figure 8: Raffineries au Canada en 2008
(Milliers de mètres cubes par jour)

Figure 8: Raffineries au Canada en 2008 (Milliers de mètres cubes par jour)

Il y a trois principaux centres de raffinage au Canada (Edmonton, Sarnia et Montréal), mais la plupart des provinces ont au moins une raffinerie. Le Manitoba et l'Île-du-Prince-Édouard sont les seules provinces qui n'ont aucune capacité de raffinage et il n'y a aucune raffinerie dans les territoires.


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5.6 Économie du raffinage

La situation économique ou la rentabilité d'une raffinerie est la résultante de la conjonction de trois facteurs clés : le choix du brut utilisé (panier de bruts), la complexité de l'équipement de raffinage (configuration de la raffinerie) et le type et la qualité désirés des produits obtenus (panier de produits). D'autres facteurs, comme le taux d'utilisation de la raffinerie et l'environnement, jouent également.

Les bruts les plus coûteux (plus légers, moins acides) exigent moins de raffinage, mais l'offre diminue et l'écart entre les bruts plus lourds et les bruts plus acides s'accentue. Le brut lourd est meilleur marché, mais son traitement nécessite un investissement plus important dans des opérations de valorisation. Les coûts et les périodes de récupération des investissements dans le raffinage doivent être mis dans la balance avec les coûts prévus du pétrole brut et l'écart entre les prix projetés des bruts lourds et légers.

Dans le choix du panier de bruts et de la configuration de la raffinerie, il faut tenir compte des types de produits qui seront recherchés sur le marché. Les spécifications qualitatives des produits finaux gagnent en importance, car les exigences environnementales deviennent de plus en plus rigoureuses.


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5.7 Les pétroles bruts

La plupart des raffineries de l'Ouest canadien et de l'Ontario ont été conçues pour traiter le brut léger non corrosif qui est produit dans l'Ouest canadien. Contrairement aux principales usines américaines, les raffineries canadiennes de ces régions ont mis du temps à reconfigurer leurs usines pour être en mesure de traiter des pétroles bruts moins coûteux et moins prisés, au lieu de compter largement sur les bruts légers et moins corrosifs que le Canada produit en abondance. Tant que les raffineries pouvaient s'approvisionner en bruts légers, la rentabilité du raffinage était insuffisante pour justifier de nouveaux investissements dans des installations de valorisation de pétrole lourd.

Dans une large mesure, ces investissements effectués par les grandes entreprises pétrolières intégrées (dont les activités englobent à la fois la production de pétrole brut ainsi que la fabrication et la distribution de produits pétroliers) ont pour but d'assurer un débouché à la production croissante des sables bitumineux.

Dans l'Ouest canadien et en Ontario, plus de 60 % du brut traité par les raffineurs est soit un brut classique léger, soit un brut léger non corrosif ou un brut synthétique de haute qualité. Le brut synthétique est un pétrole léger qui s'obtient par valorisation des sables bitumineux. Pour le reste, ces raffineries traitent essentiellement un pétrole lourd et corrosif. On prévoit que la composition du panier de bruts se modifiera considérablement au cours des prochaines années, étant donné que les raffineurs augmentent leur capacité de traitement de pétroles lourds et de bruts synthétiques de plus faible qualité.

Les raffineries du Canada atlantique et du Québec sont tributaires des importations et, de façon générale, traitent un panier de bruts plus diversifié que celui des usines de l'Ouest canadien et de l'Ontario. Elles sont en mesure d'acheter du pétrole brut produit presque partout dans le monde, de sorte qu'elles disposent d'une très grande marge de manoeuvre dans leurs décisions d'achat. La matière première des raffineries de l'est du Canada et du Québec est constituée pour un tiers de bruts classiques, légers et non corrosifs, et pour un autre tiers de pétroles lourds à teneur moyenne en soufre. Le dernier tiers est une combinaison de pétroles légers acides, de bruts lourds acides et de bruts très lourds. On croit que la composition du panier de bruts dans l'est du Canada demeurera beaucoup plus stable que dans l'Ouest canadien et en Ontario, étant donné que les raffineurs de ces régions ne sont limités ni par le volume ni par la qualité des bruts canadiens.


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5.8 Configuration des raffineries

Le choix du pétrole brut à traiter dans une raffinerie est dicté par la nature des installations de traitement. À cet égard, les raffineries se classent en trois grandes catégories. La plus simple est l'unité de fractionnement, qui comporte une seule unité de distillation et, dans la plupart des cas, un reformeur catalytique qui permet d'obtenir de l'octane. Les rendements de cette installation sont largement fonction des rendements naturels du brut traité. En général, on n'y traite que des condensats ou des bruts légers non corrosifs, à moins qu'il n'existe un marché du mazout lourd qui est facilement et économiquement accessible. Les usines d'asphalte appartiennent à ce type d'installations; elles traitent des bruts lourds parce qu'elles produisent uniquement de l'asphalte.

Vient ensuite l'installation de craquage. Ce type de raffinerie prend le gazole issu de la distillation du brut (un produit plus lourd que le diesel, mais plus léger que le mazout lourd) et le dissocie en essence et en distillat au moyen de catalyseurs, dans des conditions de haute température et de haute pression.

Le dernier niveau de raffinage est l'installation de cokéfaction. Ce type de raffinerie traite le combustible résiduel, la fraction la plus lourde du pétrole brut et le dissocie par craquage thermique et un produit plus léger dans une unité de cokéfaction ou d'hydrocraquage. L'ajout d'une unité de craquage catalytique fluide (UCCF) ou d'un hydrocraqueur augmente considérablement les rendements en produits de valeur élevée, comme l'essence et le diesel, ce qui permet à la raffinerie de traiter des bruts plus lourds et moins coûteux tout en obtenant un volume équivalent ou supérieur de produits de grande valeur.

L'hydrotraitement est un procédé qui sert à désulfurer les produits finis. Étant donné que les raffineries sont de plus en plus tenues par la réglementation de fabriquer des produits à très faible teneur en soufre, elles se dotent actuellement d'installations d'hydrotraitement. Celles qui possèdent une grande capacité d'hydrotraitement ont la possibilité de traiter un brut à plus haute teneur de soufre.

Au Canada, les raffineries utilisent principalement le procédé de craquage. Elles traitent un mélange de bruts légers et lourds de manière à fabriquer la gamme des produits demandés par les consommateurs canadiens. Par le passé, l'abondance des pétroles bruts légers et non corrosifs produits au pays et la demande de produits de distillation, comme le mazout de chauffage, plus élevée qu'ailleurs, ont réduit la nécessité d'installer une capacité de valorisation au Canada. Cependant, ces dernières années, les approvisionnements en bruts légers et non corrosifs ont diminué, et les bruts des nouvelles sources d'approvisionnement sont généralement plus lourds. Un grand nombre de raffineries canadiennes est maintenant équipé d'installations de valorisation qui traitent les bruts les plus lourds produits actuellement.

L'annexe B donne une liste de toutes les raffineries canadiennes et de leurs capacités.


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5.9 Utilisation des raffineries

Au cours des années 1970 et au début des années 1980, l'industrie du raffinage au Canada a augmenté la rentabilité des marchés en fermant des raffineries plus petites et moins efficaces qui ne pouvaient pas être rénovées économiquement pour respecter les normes canadiennes en matière de carburant plus propre, et les a remplacées par de nouvelles installations plus spacieuses. Aujourd'hui, le Canada compte plus du double de la capacité de raffinage dans ses 19 raffineries que lorsqu'il comptait 44 raffineries dans les années 1960.

Depuis les dernières années, la croissance de la demande de produits pétroliers s'est traduite par une augmentation du taux d'utilisation de la capacité, une amélioration de rendement d'exploitation et une réduction des coûts par unité de production. Conséquemment, pendant six des dix dernières années, les taux d'utilisation des raffineries à l'échelle du Canada ont dépassé la barre des 90 %. Un taux d'utilisation d'environ 95 % est jugé optimal, car il tient compte des arrêts normaux nécessaires à l'entretien et aux ajustements saisonniers.

Cependant, la vulnérabilité aux interruptions imprévues des raffineries augmente avec leurs taux plus élevés d'utilisation. Avec peu ou aucune capacité excédentaire de raffinage, même une petite interruption de l'approvisionnement peut engendrer des problèmes.

Figure 9: Capacité des raffineries canadiennes et taux d'utilisation

Figure 9: Capacité des raffineries canadiennes et taux d'utilisation

Aucune nouvelle raffinerie n'a été construite au Canada depuis 1984. Le coût d'une nouvelle raffinerie se situe aujourd'hui à plus de 5 milliards de dollars. Dans le passé, les marges de raffinage ont été faibles, décourageant les investissements d'une telle importance. En plus, les raffineurs ont dû faire des investissements de capitaux importants dans les raffineries actuelles pour respecter les spécifications en évolution des produits et les règlements environnementaux, ce qui a compliqué la tâche d'attirer des capitaux requis pour augmenter la capacité ou pour de nouvelles constructions.

Depuis plusieurs années, grâce à des taux plus élevés d'utilisation des raffineries, les marges de raffinage ont augmenté et les incitatifs économiques pour développer une nouvelle capacité se sont améliorés. Cependant, les décisions de l'industrie de construire une nouvelle raffinerie seront basées sur les possibilités de rendements économiques à long terme. L'industrie devra se sentir relativement certaine que les améliorations plus récentes apportées à la marge sont durables avant de songer sérieusement à des investissements ayant une période de recouvrement de 20 ans. Par exemple, les recouvrements pour la première moitié de 2008 ont été considérablement plus faibles que ceux qui avaient été touchés au cours des dernières années. À cause de l'affaissement des prix de pétrole, on ne prévoit pas de remontée quant à ces recouvrements pour le reste de l'année. Si on procède finalement à ces nouveaux projets, ces investissements ne seront pas réalisés avant plusieurs années. La construction d'une nouvelle raffinerie peut prendre de six à dix ans.


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5.10 Offre et demande de l'approvisionnement en produits pétroliers

Depuis 1998, la demande pour des produits pétroliers augmente constamment à un taux d'environ un pour cent par année. Cependant, la demande de produits est en évolution constante et la demande selon la nature du produit n'augmente pas toujours au même rythme.

La demande d’essence a légèrement augmenté dans la plupart des dix dernières années. La demande de distillat (diesel, mazout de chauffage et kérosène), motivée surtout par les besoins de diesel sur route, a été le facteur le plus actif depuis 1993. À cause de la proportion substantielle de demandes de distillat en provenance de l’industrie du camionnage, cette composante est le plus étroitement liée à l’activité économique.

Tableau 2: Offre et demande pour des produits pétroliers canadiens - 2007
Total de tous les produits (Millions de mètres cubes)
  1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 1998 vs 2007
Production 108,5 109,7 112,3 115,4 119,0 123,4 125,3 121,6 119,8 121,7 12%
Importations 10,4 9,8 9,2 11,5 10,0 12,9 14,2 16,2 16,8 15,8 51%
Exportations 16,8 17,4 17,6 22,9 24,6 25,1 25,9 25,7 24,5 24,9 48%
Ventes intérieures 92,4 93,3 94,8 93,8 94,1 98,6 102,5 101,5 100,0 103,4 12%

Le lien entre les ventes d'essence et de distillat peut aussi créer des défis pour les raffineurs. Une raffinerie jouit d'une marge de souplesse limitée lorsqu'il s'agit d'établir le rapport entre la production d'essence et celui de distillat. Au-delà d'une certaine limite, la production de distillat ne peut être augmentée que si on augmente aussi la production d'essence.

Figure 10: Demande annuelle canadienne pour les produits pétroliers raffinés (Millions de mètres cubes)

Figure 10: Demande annuelle canadienne pour les produits pétroliers raffinés (Millions de mètres cubes)

Les ventes canadiennes de diesel ont augmenté sans cesse depuis 2003, reflétant la forte croissance de l’économie canadienne et une proportion de plus en plus grande de véhicules à moteur diesel dans le parc. La majeure partie de cette croissance est attribuable à l’utilisation du diesel dans les secteurs agricoles, miniers et énergétiques de l’Ouest canadien. Cependant, à cause de l’imposition des normes d’amélioration du rendement énergétique aux fabricants de véhicules par les gouvernements, les sociétés de l’automobile ont laissé entendre qu’ils introduiront davantage de véhicules à moteur diesel afin de respecter la réglementation. On s’attend à ce que la demande de diesel continue à augmenter étant donné que les acheteurs au détail (non commerciaux) commencent à remarquer l’efficacité et la durabilité des moteurs diesel.

Cette croissance disproportionnée de la demande de diesel a aussi entraîné de graves problèmes d'approvisionnement au cours des dernières années, surtout dans l'Ouest canadien. À cause de l'utilisation maximale de la capacité des raffineries et de la croissance continuelle de la demande, l'approvisionnement en diesel a été poussé à la limite pendant bon nombre d'années, créant un problème particulier dans l'industrie du camionnage et pour les agriculteurs. Même une petite interruption dans la production d'une raffinerie peut créer des difficultés d'approvisionnement et nécessiter des importations pour satisfaire à la demande. À plusieurs reprises l'an dernier, les fournisseurs ont dû mettre leurs clients sur une liste d'allocations, limitant les livraisons au pourcentage de ventes du passé, afin d'assurer un approvisionnement suffisant pour les clients prioritaires (véhicules d'urgence, hôpitaux, etc.) à court et à moyen terme.

La figure 11 illustre le rôle important joué par les véhicules routiers dans la consommation des produits pétroliers. Le camionnage demeure le moyen de transport privilégié de produits de consommation au Canada et toute interruption dans l'approvisionnement de diesel peut perturber considérablement l'économie canadienne.

Figure 11: Ensemble des produits pétroliers de 1998 par rapport à 2006

Figure 11: Ensemble des produits pétroliers de 1998 par rapport à 2006


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5.11 Répartition des produits

Certaines des difficultés liées à la répartition surgissent du fait que le raffinage des produits pétroliers ne se fait que dans quelques régions géographiques, alors que ces produits sont consommés partout au Canada.

Figure 12: Produits pétroliers raffinés
Production et ventes - 2007
(Millions de mètres cubes)

Figure 12: Produits pétroliers raffinés Production et ventes - 2007 (Millions de mètres cubes)

Dans l'ensemble des provinces de l'Ouest, l'Alberta et la Saskatchewan sont les seules provinces où la production est supérieure à la consommation. Le Manitoba, certaines régions de la Colombie-Britannique et la majeure partie des territoires sont approvisionnés par les trois raffineries d'Edmonton.

Au Québec et en Ontario, l'offre et la demande sont presque au point d'équilibre. Depuis la fermeture de la raffinerie d'Oakville, des volumes considérables sont transportés du Québec en Ontario. Le Canada atlantique est un exportateur majeur de produits pétroliers. Cependant, même les provinces autosuffisantes doivent transporter leurs produits pétroliers sur de longues distances pour approvisionner tous leurs consommateurs.

La figure13 illustre les distances sur lesquelles les produits sont transportés au Canada. Les raffineries de l'Ouest approvisionnent tous les consommateurs de produits depuis Vancouver jusqu'à Thunder Bay, y compris les territoires nordiques. Les raffineries du sud de l'Ontario distribuent leurs produits jusqu'à Sault Ste. Marie à l'ouest, dans le nord de l'Ontario et jusqu'à Ottawa à l'est. Les raffineries de Montréal et de Québec approvisionnent le corridor du fleuve Saint-Laurent entre Toronto et la Gaspésie, ainsi que les régions plus éloignées du nord du Québec et, occasionnellement, certaines des parties de l'Arctique. Les produits pétroliers des trois raffineries du Canada atlantique sont livrés dans des régions de l'Arctique et de la baie d'Hudson ainsi que sur la côte est des États-Unis.

Figure 13: Territoires desservis par les raffineries

Figure 13: Territoires desservis par les raffineries


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5.12 Infrastructure de la distribution

Les produits pétroliers des raffineries sont livrés aux consommateurs au moyen d'un réseau de transport complexe, par pipeline, par navire, par chemin de fer et par camion. Souvent, l'industrie a recours à plusieurs modes de transport pour prendre livraison des produits pétroliers aux raffineries, aux ports et aux grands terminaux et les acheminer vers des marchés extrêmement dispersés au Canada.

Des raffineries vers les terminaux

Habituellement, le mélange des produits pétroliers se fait à la raffinerie et ces produits sont livrés par chemin de fer, par bateau ou pipeline vers les terminaux locaux. Les produits sont ensuite livrés par camion à partir des terminaux locaux vers les points de vente.

Les échanges de produits se font très couramment dans l'industrie du raffinage au Canada. Afin de réduire les coûts de transport et de profiter de plus en plus des économies d'échelle, les raffineurs passent entre eux un grand nombre de contrats d'échange de produits. Il y a échange de produits lorsqu'un raffineur fournit à un autre raffineur des produits particuliers à un endroit donné en échange d'un volume comparable de produits de même qualité à un autre endroit.

Les échanges de produits réduisent considérablement les volumes de produits transportés, les distances parcourues et, par conséquent, les coûts de transport. Ces ententes permettent à l'industrie non seulement de regrouper les opérations aux raffineries, mais aussi de regrouper des terminaux de produits locaux. Il n'est pas rare maintenant de voir un consommateur acheter chez un détaillant d'une grande marque de l'essence fabriquée par un de ses principaux concurrents.

En l'absence d'échanges de produits, les raffineurs doivent prendre d'autres dispositions pour approvisionner leurs terminaux et le réseau des détaillants. Le choix du mode de transport dépend de plusieurs facteurs, notamment les barrières géographiques, le volume de produits recherchés dans chacun des marchés et les coûts relatifs du transport. Chaque mode de transport a ses points forts et ses points faibles.

Le réseau pipelinier est le mode de transport le plus sûr, le plus fiable et le plus rentable pour acheminer les grands volumes de produits pétroliers qui circulent chaque jour au Canada. Cependant, comme les pipelines coûtent extrêmement cher à construire, on les fait passer uniquement par les endroits qui reçoivent de très grands volumes de produits pendant une longue période. La période de récupération de l'investissement dans des projets pipeliniers est souvent de l'ordre de 15 à 20 ans ou davantage.

Lorsque le volume de produits pétroliers à transporter ne peut justifier la construction d'un pipeline, l'industrie a recours au transport terrestre, par camion et chemin de fer, et au transport maritime, par bateau-citerne. Au Canada atlantique, presque tous les terminaux de produits pétroliers sont desservis par bateau-citerne. Ailleurs au Canada, le chemin de fer et le camion ont beaucoup plus d'importance. Même si le transport par camion est le mode de transport le plus coûteux, c'est aussi le plus souple. Les gros camions-citernes prennent livraison de l'essence aux terminaux ou aux installations de chargement des camions de raffinerie (communément appelées rampes de chargement) pour aller remplir les réservoirs souterrains des détaillants.

Au Canada, le réseau de distribution de produits pétroliers est exploité en majeure partie par trois sociétés pétrolières nationales (Shell, Petro-Canada et l'Impériale) et quelques raffineurs régionaux (Irving Oil, Ultramar, Suncor Energy, Federated Co-op, Husky et Chevron). Sauf quelques exceptions, tous les terminaux de produits appartiennent à l'une ou l'autre de ces sociétés et sont exploités par celles-ci.

Terminaux

Par suite d'une rationalisation majeure des terminaux au cours des 20 dernières années, certains marchés n'ont qu'un seul terminal où vont s'approvisionner tous les distributeurs. À partir de ces terminaux locaux, les produits pétroliers sont transportés par camion jusqu'aux points de vente au détail ou de consommation. Le réseau de livraison de chaque produit diffère selon la clientèle desservie. Par exemple, le carburant aviation est souvent acheminé par pipeline directement à l'aéroport. Le diesel est distribué par le truchement d'un réseau de points de vente au détail ou d'installations commerciales à lecteurs de cartes optiques où les camionneurs peuvent faire le plein à des sites de distribution sans personnel; il peut être également livré directement par camion aux consommateurs. Le mazout de chauffage est distribué directement aux consommateurs résidentiels.

L'essence, qui est le produit le plus visible et le plus largement utilisé, a aussi le réseau de distribution le plus étendu. Avant que l'essence ne quitte le terminal, certains détaillants y ajoutent des additifs de performance et des additifs détergents pour se distinguer de leurs concurrents. La formule de chaque additif varie d'une marque à l'autre. Comme plusieurs entreprises prennent livraison des produits au même terminal, les additifs exclusifs sont généralement ajoutés au terminal et constituent la seule façon de différencier les essences offertes par les détaillants.

Seul ou mélangé à l'essence, l'éthanol ne peut être transporté par pipeline, car il est soluble dans l'eau. L'éthanol peut être livré par train ou par camion. Lorsque le transport se fait par bateau ou par pipeline, le mélange avec l'essence doit être effectué au terminal. Il faut des réservoirs spéciaux pour stocker l'éthanol et l'essence avec laquelle il sera mélangé. Le traitement des mélanges essence-éthanol exige également des modifications à d'autres composantes du réseau de distribution, notamment les camions, les réservoirs souterrains des points de vente au détail et les pompes des stations-service.


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5.13 Mouvements de produits régionaux

Au Canada, l'industrie pétrolière en aval peut être divisée en trois régions : l'Ouest canadien, l'Ontario et le Québec/Canada atlantique. L'industrie est souvent divisée de cette façon à cause des différences de matière première disponible pour les raffineurs de chacune de ces régions. Au Canada atlantique et au Québec, les raffineurs dépendent presque exclusivement du brut importé pour combler leurs besoins. Par contre, l'Ouest canadien dépend de la production canadienne pour satisfaire ses besoins en pétrole brut. Les raffineurs de l'Ontario ont accès aux deux sources de production de brut, soit étrangère, soit canadienne. Plusieurs des facteurs qui ont influencé la disponibilité des différentes sources d'approvisionnement de brut dans chacune de ces régions ont aussi façonné le développement du réseau de distribution des produits pétroliers.

La disponibilité des importations de pétrole brut et de produits pétroliers dans chaque région dépend du facteur géographique. Certaines régions sont mieux placées que d'autres pour recevoir des produits importés. Grâce à leur liaison aux voies navigables importantes, le Canada atlantique et le Québec peuvent s'approvisionner plus facilement au nord-est des États-Unis et en Europe.

L'Ontario peut aussi s'approvisionner aux grands marchés américains et peut importer des produits en passant par le Québec. En 2005, l'Ontario est devenu un importateur net avec la fermeture de la raffinerie d'Oakville, ce qui a entraîné une augmentation des mouvements de produits en provenance des raffineries du Québec. Cependant, des restrictions logistiques telles que la taille des navires qui peuvent naviguer sur la Voie maritime du Saint-Laurent et la saison navigable augmentent le coût de ces approvisionnements. D'autres modes de transport tels que le pipeline, le chemin de fer et le camionnage sont nécessaires pour acheminer les produits en provenance d'autres régions.

La plupart des provinces de l'Ouest canadien sont dépourvues de littoral et, par conséquent, ont très peu d'accès aux approvisionnements des autres régions. L'infrastructure actuelle n'a pas été conçue pour transporter le pétrole des autres régions dans les Prairies. Cependant, les Prairies approvisionnent le marché de Vancouver d'une quantité considérable d'essence. S'il y a pénurie de produits pétroliers dans les Prairies, les raffineries ont la capacité d'équilibrer l'offre et la demande en important l'essence à Vancouver de l'État de Washington de manière à libérer une partie de la production d'Edmonton pour approvisionner les marchés des Prairies.

On donne une analyse plus détaillée du réseau de distribution dans chaque région à la section 6.


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5.14 Stocks

Pour ajouter de la souplesse à la distribution des produits pétroliers, les raffineurs et les détaillants conservent des stocks de divers produits à des endroits stratégiques tout le long de la chaîne de distribution. Si l'approvisionnement en pétrole brut importé ou canadien était interrompu pour une raison ou pour une autre, ou encore si le réseau de distribution de produits tombait en panne, les entreprises pourraient se rabattre sur leurs stocks afin de répondre aux besoins à court terme pendant qu'elles chercheraient des solutions de rechange.

Les stocks de brut et de produits pétroliers sont relativement stables depuis les 10 dernières années. Pour certains produits, comme l'essence et le mazout de chauffage, le niveau des stocks fluctue considérablement au cours de l'année. La demande pour ces produits est très saisonnière et durant la période de consommation de pointe, elle peut dépasser la capacité de production des raffineries. Les raffineurs doivent donc parer aux pointes en se constituant des réserves. Les stocks d'essence s'accumulent durant le premier trimestre de l'année et sont écoulés durant les mois d'été pour suppléer à la production des raffineries. Les stocks de mazout de chauffage augmentent à l'automne et les distributeurs y font des prélèvements durant les mois les plus froids de l'hiver lorsque la demande est à son maximum.

Les raffineurs constituent également des stocks de tous les produits en prévision des arrêts d'entretien réguliers des raffineries (la remise en état). La fréquence des remises en état peut varier d'une par année à une tous les deux ou trois ans, et la remise en état d'une raffinerie exige parfois la fermeture complète de l'usine pour une période de plusieurs semaines. Les raffineurs parent à cette éventualité en constituant des stocks de produits qui pourront être utilisés pendant les périodes où les raffineries sont immobilisées.

Les stocks de brut des raffineurs fluctuent également au cours de l'année, mais les variations sont moins saisonnières et moins marquées que celles des stocks de produits. Les stocks de brut varient considérablement d'une région à l'autre; les raffineurs de l'Ouest, qui traitent du brut canadien, accumulent l'équivalent de 5 à 7 jours d'approvisionnement, et les raffineurs de l'est du Canada, qui traitent du brut importé, conservent des stocks pour une moyenne de 15 à 20 jours.

Figure 14: Stocks des produits pétroliers canadiens
(Milliers de mètres cubes)

Figure 14: Stocks des produits pétroliers canadiens (Milliers de mètres cubes)


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5.15 Prix des produits

Les prix constituent le dernier chaînon de l'offre et de la demande. Les prix jouent un rôle important dans le maintien de l'équilibre entre l'offre et la demande et dans l'économie des raffineries. Ils constituent un point important pour les consommateurs de produits pétroliers et peuvent souvent déterminer la viabilité d'une entreprise dont la production principale est reliée aux produits pétroliers.

Le prix des produits pétroliers suit généralement le prix du brut, la matière première qui sert à les fabriquer. Cependant, c'est la dynamique entre l'offre et la demande de chaque produit dans des marchés particuliers qui détermine les prix de vente aux consommateurs. Depuis les dernières années, les prix des produits ont suivi très étroitement les changements de prix du brut, que ce soit à la hausse ou à la baisse. Lorsqu'il semble que les prix des produits et du brut ne se suivent pas, des problèmes sous-jacents d'approvisionnement du marché en sont généralement la cause. Par exemple, ce sont des problèmes d'offre qui ont suscité l'augmentation des prix du diesel sur les prix de l'essence depuis l'an dernier, des flambées de prix au détail sans rapport avec les changements de prix du brut à l'été 2008 et un plus grand écart des prix de détail et de gros entre les marchés de l'Est et de l'Ouest canadien en 2008.

Les prix s'ajustent pour équilibrer l'offre et la demande. Si la demande dépasse l'offre, les prix augmentent jusqu'à un niveau qui favorise la mise en marché de nouveaux approvisionnements, ou jusqu'à ce que la demande diminue au point d'équilibre. Si l'offre dépasse la demande, les prix baissent jusqu'à ce que la demande rattrape l'offre. Lorsque la demande est non discrétionnaire et qu'elle ne peut pas réagir aux signaux d'augmentation des prix, les consommateurs peuvent s'attendre à avoir de la difficulté à faire face à cette augmentation de prix.

Du point de vue du raffinage, le prix des produits pétroliers est mesuré à la sortie de la raffinerie. Le prix auquel le raffineur peut vendre un produit à la rampe de chargement s'appelle le « prix à la rampe ». C'est ce prix qui détermine la rentabilité d'une raffinerie, c'est-à-dire le revenu généré par le processus de raffinage.

Étant donné qu'il est possible de transporter les produits vers le marché où le prix est le plus élevé, la plupart des prix des produits pétroliers sont comparables d'un marché à l'autre. Par exemple, si le prix à la rampe de l'essence est plus faible à Toronto qu'à Buffalo, les raffineurs de Toronto préféreront expédier leurs produits à Buffalo pour le vendre plus cher, pourvu que le coût de transport demeure inférieur à l'écart de prix. Ainsi, les approvisionnements disponibles à Buffalo augmenteront et le prix diminuera jusqu'à ce que les prix des deux marchés soient au point d'équilibre. L'inverse serait vrai également. En général, l'écart entre les prix de gros de deux marchés peut être attribué au coût de transport des produits entre ces deux marchés.

En raison de la nature intégrée des marchés des produits pétroliers nord-américains, les raffineurs canadiens sont des preneurs de prix; ils doivent établir le prix de leurs produits de manière à concurrencer le prix des importations au Canada. Même s'il n'y a pas d'importations, le simple fait qu'il soit possible d'importer impose aux raffineurs locaux une certaine discipline dans la fixation des prix.

Le prix que paient les consommateurs pour un produit pétrolier dépend du produit et de la façon dont il sera utilisé. À l'exception des carburants automobiles, la plupart des produits pétroliers sont vendus directement aux consommateurs, habituellement selon les conditions d'un contrat. Les clauses des contrats d'approvisionnement sont considérées comme un secret commercial et ne sont généralement pas rendues publiques. C'est pourquoi les prix de ces produits sont moins connus et plus difficiles à surveiller.

Les prix de gros des produits pétroliers réagissent à divers facteurs qui varient d'un marché à l'autre. Ils sont déterminés par l'offre et la demande de même que par les prix des produits concurrents. Par exemple, le propane peut être utilisé comme moyen de chauffage, comme carburant automobile ou encore pour le séchage des cultures dans le secteur agricole. Dans les Prairies, on peut passer brusquement d'une campagne de récolte tardive et pluvieuse à un hiver précoce et froid, et subir ainsi une augmentation soudaine de la demande et une flambée des prix à court terme.

La demande de diesel est directement liée à l'activité économique, ce qui se manifeste par une augmentation du camionnage dans une économie prospère. Le diesel est aussi un carburant automobile et peut être facilement converti en mazout de chauffage. Lorsque tous les marchés se disputent les approvisionnements disponibles, les prix augmentent. Les utilisateurs de diesel ont fait face à des augmentations substantielles des coûts ces dernières années, surtout dans l'ouest du Canada, car la demande croissante a pris une bonne avance sur les augmentations d'approvisionnement.

Les carburants automobiles sont distribués aux consommateurs au moyen d'un réseau de vente au détail. Le prix de détail comprend les coûts de distribution ainsi qu'un certain nombre de taxes à la consommation fédérales et provinciales. Les détaillants peuvent jouer avec le prix pour augmenter leur part du marché. Ils se livrent parfois à une véritable guerre de prix qui entraîne une baisse et une instabilité des prix à la consommation.

Lorsque se conjuguent tous les facteurs qui influent sur les prix - l'offre et la demande, les coûts du brut, les coûts de distribution, les taxes fédérales et provinciales et les conditions des marchés locaux -, les prix de détail et, dans une moindre mesure, les prix de gros peuvent varier considérablement d'un marché à l'autre.

Pour une analyse plus complète des prix du brut et des produits pétroliers, les lecteurs peuvent consulter le site Web Info-Carburant de Ressources naturelles du Canada à: http://infocarburant.rncan.gc.ca.


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6. Analyse régionale

6.1 Ouest canadien

Il existe actuellement six raffineries en exploitation dans l'Ouest canadien qui produisent un large éventail de produits pétroliers. Les trois plus importantes sont situées près d'Edmonton. Les autres, situées à Prince George, Vancouver et Regina fournissent principalement les marchés locaux.

Tableau 3: Raffineries de l'Ouest
Capacité en 2008
Entreprise Emplacement Capacité kb/j Capacité '000 m3/j
Imperial Oi Edmonton 187 29,7
Petro-Canada Edmonton 125 19,9
Shel Scotford 100 15,9
Consumer's Coop Regina 100 15,9
Chevron Burnaby 55 8,7
Husky Prince George 12 1,9

En général, l'offre et la demande des produits pétroliers dans les provinces de l'Ouest sont bien équilibrées. Ceci est dû au fait que la majeure partie de l'Ouest canadien n'a pas de littoral et que conséquemment il n'a pratiquement pas accès aux ressources des autres régions. L'infrastructure actuelle a été conçue pour transporter les produits des raffineries d'Edmonton jusqu'aux marchés des Prairies et de la côte de la Colombie-Britannique. Elle n'inclut pas la capacité de transporter les produits pétroliers vers les Prairies à partir d'autres régions. Ceci peut causer des problèmes d'approvisionnement lorsqu'une raffinerie doit suspendre sa production temporairement. Les marchés les plus proches des raffineries sont les plus difficiles à réapprovisionner à partir d'autres marchés.

Bien que la quantité des importations et des exportations de produits pétroliers ne soit pas très importante, elle contribue à équilibrer l'offre et la demande dans cette région. Les raffineurs d'Edmonton fournissent une importante quantité de produits pétroliers au marché de Vancouver. Dans l'éventualité d'une pénurie dans les Prairies, les raffineurs peuvent équilibrer l'offre et la demande en important des produits dans le marché de Vancouver à partir de l'État de Washington, ce qui libère des quantités additionnelles pour les Prairies. Également, il y a quelques fois des surplus de produits disponibles pour l'exportation par camion à partir de Regina et Winnipeg/Gretna, ou par barge à partir de Vancouver.

Tableau 4: Offre et demande des produits pétroliers de l'Ouest canadien - 2007 (Milliers de mètres cubes)
  Essence Diesel Mazout de chauffage Tous les produits
Production 12 495 11 846 460 39 788
Importations 316 824   3 578
Exportations 195 650 8 2 249
Transferts interrégionaux nets -233 -313 -3 -330
Ventes intérieures 14 157 13 996 246 38 065

Source: Statistique Canada 45-004

Comme l'Ouest canadien est un fournisseur important de produits agricoles, cette région consomme une plus grande quantité de diesel que le reste du pays. D'autre diesel est consommé par l'industrie gazière et pétrolière pour les opérations d'extraction de pétrole. À cause de l'approvisionnement facilement disponible de gaz naturel dans cette région, le mazout de chauffage est utilisé dans très peu d'industries et de résidences.

La caractéristique la plus particulière de la distribution des produits dans l'Ouest canadien est la distance entre les terminaux de distribution des produits. Les terminaux sont généralement situés sur d'anciens sites de raffineries et bien que la plus grande partie de la demande soit située dans un rayon de 150 km des terminaux, la distance moyenne entre les terminaux est entre 500 et 600 km. Conséquemment, les distances par camion entre le terminal et le client sont beaucoup plus longues dans l'Ouest canadien que dans la plupart des autres régions du pays.

Edmonton est sans aucun doute le carrefour du système de distribution des produits pétroliers de l'Ouest canadien. Les raffineries de la région d'Edmonton sont à l'origine de la majorité de la capacité de raffinage dans l'Ouest canadien, mais le marché d'Edmonton attire moins d'un tiers de la demande de produits pour la même région.

Les surplus de produits raffinés sont expédiés vers plusieurs autres terminaux partout dans l'Ouest canadien au moyen de trois réseaux de pipelines et également par chemin de fer. Le Trans Mountain Pipeline (TMPL) transporte des produits raffinés des raffineurs de la région d'Edmonton vers les terminaux de Kamloops et de Vancouver. L'Alberta Products Pipeline (APPL) transporte les produits raffinés d'Edmonton jusqu'à Calgary. La canalisation 1 d'Enbridge transporte des produits raffinés entre Edmonton et Milden, Regina et Gretna. Les livraisons de produits à Milden et Gretna sont transportées au moyen de pipelines secondaires à Saskatoon et Winnipeg respectivement.

Tableau 5: Demande de produits pétroliers de l'Ouest canadien par secteur - 2007 (Milliers de mètres cubes)
  Essence Diesel Mazout de chauffage Tous les produits
Industrie - 1 770 49 2 062
Sur route 11 897 4 455 - 16 352
Hors route - 1 642 - 2 464
Agriculture 902 1 717 10 2 633
Résidentie - 20 51 76
Autres 830 3 146 158 7 287
Demande totale 13 629 12 709 268 30 874

Source: Statistique Canada 57-003

Il existe deux raffineries en Colombie-Britannique et à elles deux elles fournissent environ un tiers de la demande de produits raffinés de la province. Le reste de la demande locale provient d'Edmonton au moyen des envois du TMPL vers Kamloops et Vancouver et grâce aux envois par chemin de fer vers Prince George, Terrace et d'autres petites localités situées dans l'intérieur de la C.-B. De Vancouver, le produit est acheminé par barge vers les terminaux sur l'île de Vancouver et le long de la côte. Pour combler les pénuries, on importe les produits à Vancouver en provenance de la côte ouest des É.-U.

Le TMPL a été conçu pour transporter le brut d'Edmonton vers les raffineries de Vancouver et de l'État de Washington. Durant la rationalisation du secteur du raffinage au Canada, trois raffineries de la région de Vancouver ont interrompu leurs opérations (Shell, Petro-Canada et l'Impériale) et ont été converties en terminaux. Aujourd'hui, les produits raffinés sont livrés à ces terminaux par une combinaison de pipelines et de barges en provenance de la raffinerie de Chevron et les livraisons du TMPL.

Figure 15: Pipeline de produits propres de l'Ouest canadien

Figure 15: Pipeline de produits propres de l'Ouest canadien

Trois raffineries d'Edmonton et deux terminaux de distribution de produits à Calgary approvisionnent l'Alberta en produits pétroliers. Les terminaux de Calgary sont généralement approvisionnés par l'Alberta Products Pipeline (APPL) à partir d'Edmonton. Durant les mois de demande élevée, l'APPL est utilisé à pleine capacité. Le transport des produits par camions entre Edmonton et les sites du sud de l'Alberta devient donc quelquefois nécessaire pour compléter le transport par pipelines. Les raffineries d'Edmonton distribuent également des produits aux terminaux en Saskatchewan et à Regina par la canalisation 1 d'Enbridge. Pratiquement la moitié de l'offre de la Saskatchewan est distribuée dans la province à partir d'Edmonton. Consumers' Co-operative Refinery située à Regina fournit le reste de la demande de produits pétroliers de la Saskatchewan.

Deux terminaux situés à Winnipeg approvisionnent tout le Manitoba. Les produits sont expédiés des raffineries d'Edmonton et Co-op jusqu'à Gretna par la canalisation 1 d'Enbridge. Le terminal à Gretna est équipé de réservoirs de désarrimage, qui permettent d'injecter le produit dans le Winnipeg Products Pipeline (WPPL). Une petite rampe de chargement pour camions permet également d'exporter les produits vers les localités américaines environnantes.

Les terminaux de Winnipeg sont équipés d'installations de chargement ferroviaire qui sont utilisées pour expédier les produits vers le nord de l'Ontario. Durant les mois d'été, les terminaux de Winnipeg répondent à la majorité de la demande des marchés situés entre Winnipeg et Thunder Bay. Durant l'hiver, lorsque le trafic par barge sur les Grands Lacs est réduit, tous les produits dans ce secteur proviennent de Winnipeg.


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6.2 Ontario

La province compte quatre raffineries, dont trois sont situées à Sarnia et une à Nanticoke. Le produit est expédié à partir de ces raffineries, surtout par pipeline.

Le système de la Sun Canadian Pipeline transporte le produit des raffineries Shell et Sunoco de Sarnia vers London, Hamilton et Toronto. Le Sarnia Products Pipeline (SPPL) transporte le produit de la raffinerie Impériale de Sarnia vers St. George (près de Brantford) et Toronto. Le système de Trans Northern Pipeline (TNPL) est le plus important pipeline de produits dans la province.

Tableau 6: Raffineries en Ontario - Capacité en 2008
Entreprise Emplacement Capacité kb/j Capacité 1000 m3
Impériale Sarnia 119 18,9
Impériale Nanticoke 118 18,8
Suncor Sarnia 70 11,1
Shel Sarnia 72 11,4

Auparavant, le produit était injecté dans le système à partir des raffineries de Nanticoke et d'Oakville (maintenant fermées) et par les points de jonction des systèmes de pipelines de Sarnia. Les points de livraison comprenaient Toronto, Belleville, Kingston, Cornwall et Ottawa. Entre Montréal et Farran's Point en Ontario, le pipeline allait d'est en ouest et livrait le produit des raffineries de Montréal jusque dans l'Est ontarien. Une canalisation d'embranchement de Farran's Point jusqu'à Ottawa permettait au marché d'Ottawa d'être approvisionné soit à partir de Toronto ou de Montréal. En 2005, le tronçon Farran's Point-Toronto a été inversé pour permettre aux produits de circuler au moyen de pipelines des raffineries de Montréal jusque dans le Sud ontarien.

Plusieurs raisons ont contribué à l'inversion de la ligne est du TNPL. Premièrement, pour la plupart des raffineurs, le coût d'approvisionnement du marché d'Ottawa favorise le choix de Montréal comme point de ravitaillement. L'Impériale est la seule exception, car la compagnie possède d'abondantes ressources en Ontario avec deux (2) raffineries et doit marchander pour fournir ou acheter des produits au Québec, car elle n'y possède plus de raffinerie. L'inversion du TNPL permet aux produits moins coûteux d'être livrés directement au marché de Toronto par les raffineurs du Québec (Petro-Canada, Shell et Ultramar). À l'heure actuelle, ce pipeline a peu ou pas de capacité excédentaire pour transporter les produits additionnels en cas de pénurie.

Tableau 7: Offre et demande des produits pétroliers en Ontario - 2007 (Milliers de mètres cubes)
  Essence Diesel Mazout de chauffage Tous les produits
Production 10 322 4 402 1 105 27 940
Importations 370 34 1 1 643
Exportations 156 535 72 1 877
Transferts interrégionaux extérieurs 4 799 2 619 236 8 560
Ventes intérieures 15 972 6 842 1 129 33 226

Source: Statistique Canada 45-004

Les lois stimulées par des considérations environnementales (en particulier le passage au diesel à très basse teneur en soufre) ont nécessité d'importants investissements par la plupart des raffineurs. Le regroupement des territoires desservis par les raffineries et la fermeture de la raffinerie Petro-Canada d'Oakville ont éliminé la nécessité de faire des investissements, si bien que l'Ontario est devenu très dépendant des produits qui sont maintenant transportés vers le Sud ontarien en provenance des raffineries du Québec.

Le Nord ontarien est approvisionné à partir des terminaux de Sault Ste. Marie, Thunder Bay et Sudbury. Un seul terminal, exploité par Petro-Canada, se trouve à Thunder Bay. Les autres raffineurs amènent leurs produits dans les marchés au moyen des installations de Petro-Canada. Petro-Canada et Shell livrent les produits toute l'année par chemin de fer et l'Impériale livre ses produits par bateau à partir de Sarnia en été et à partir de Winnipeg en hiver. Trois (3) terminaux se trouvent à Sault Ste Marie (Shell, Impériale et Sunoco). Shell livre ses produits par chemin de fer à partir de Montréal tandis que l'Impériale et Sunoco fournissent des produits toute l'année par bateau à partir de Sarnia. À Sudbury, l'Impériale, exploite un terminal qui est approvisionné par chemin de fer par leur raffinerie de Nanticoke.

Figure 16: Pipelines de produits propres Québec-Ontario

Figure 16: Pipelines de produits propres Québec-Ontario

Tableau 8: Demande de produits pétroliers de l'Ontario par secteur - 2007 (Milliers de mètres cubes)
  Essence Diesel Mazout de chauffage Tous les produits
Industrie   806 48 1 845
Sur route 14 659 4 062   18 721
Hors route   593   724
Agriculture 363 282 33 721
Résidentie   20 506 526
Autres 633 1 145 481 4 898
Demande totale 15 655 6 908 1 068 27 436

Source: Statistique Canada 57-003

L'Ontario est la province la plus populeuse au pays et elle est donc la plus grande consommatrice d'essence de toutes les régions. De plus, à cause de la forte densité de la population, une importante quantité de diesel est nécessaire pour transporter les biens par route. Bien que certains consommateurs industriels et résidentiels dépendent du mazout de chauffage pour chauffer, c'est le gaz naturel qui est utilisé en majorité dans cette région pour le chauffage.


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6.3 Québec et Canada atlantique

Six (6) raffineries se trouvent dans la région du Québec et du Canada atlantique, deux (2) à Montréal, une (1) à Saint-Romuald (près de la ville de Québec), une (1) à Saint John au Nouveau-Brunswick, une à Dartmouth en Nouvelle-Écosse et une (1) à Come-By-Chance à Terre-Neuve-et-Labrador. Contrairement aux autres régions, les produits sont acheminés surtout par bateau. Les exceptions sont les livraisons du TNPL vers l'Ontario et le train unitaire qui livre les produits de la raffinerie Ultramar de Saint-Romuald vers Montréal. Les terminaux maritimes sont situés près des principales zones urbaines le long du Saint-Laurent et dans le Canada atlantique.

Ultramar est en train de construire un pipeline qui ira de sa raffinerie de Saint-Romuald jusqu'à Montréal. Ce pipeline aura une capacité initiale de 100 000 barils par jour qui pourra être augmentée grâce à l'ajout d'autres installations de pompage.

Tableau 9: Raffineries du Québec et de l'Atlantique
Capacité en 2008
Entreprise Emplacement Capacité kb/j Capacité '000 m3
Irving Oi Saint-John 250 39,7
Ultramar Saint-Romuald 215 34,2
Shel Montréal 130 20,7
North Atlantic Refining Come-By-Chance 115 18,3
Petro-Canada Montréal 130 20,7
Impériale Dartmouth 89 14,1

La région du Québec et de l'Atlantique a un surplus de produits. North Atlantic Refining exporte la majorité de la production de sa raffinerie et Irving Oil exporte environ 50 % de sa production. Ces deux raffineurs ont très bien réussi à vendre leurs produits à très basse teneur en soufre aux États-Unis, et certaines cargaisons se rendent aussi loin que la Californie.

En plus de sa capacité d'exporter des produits vers d'autres marchés, cette région est unique, car elle peut importer des produits d'outre-mer par bateau-citerne si nécessaire. Ces produits peuvent être transportés par de plus petits bateaux, par chemin de fer, par camion ou par pipeline vers d'autres régions.

Tableau 10: Offre et demande des produits pétroliers pour le Québec et l'Atlantique - 2007 (Milliers de mètres cubes)
  Essence Diesel Mazout de chauffage Tous les produits
Production 20 997 11 576 6 712 53 950
Importations 3 921 651 25 10 579
Exportations 8 036 2 645 4 014 20 763
Transferts interrégionaux nets -4 565 -2 306 -233 -8 230
Ventes intérieures 12 410 6 832 2 981 32 141

À l'heure actuelle, Irving Oil de même que la Newfoundland and Labrador Refining Corporation sont en train d'évaluer la possibilité de construire de nouvelles raffineries dans cette région. Ces raffineries seraient principalement destinées à l'exportation et approvisionneraient le nord-est des États-Unis.

Table 11: Demande de produits pétroliers du Québec et de l'Atlantique par secteur - 2007 (Milliers de mètres cubes)
  Essence Diesel Mazout de chauffage Tous les produits
Industrie   825 145 2 314
Sur route 10 782 3 054   13 836
Hors route   1 001   1 386
Agriculture 234 371 34 646
Résidentie     1 446 1 523
Autres 615 1 365 1 128 5 347
Demande totale 11 630 6 616 2 752 25 051

À cause d'une plus grande concentration de la population dans les zones rurales et le manque d'infrastructure de livraison du gaz naturel, la région du Québec et de l'Atlantique dépend beaucoup du mazout pour se chauffer.


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6.4 Collectivités du Nord

À cause de ses vastes territoires nordiques à basse densité de population, le Canada présente un caractère unique. Les collectivités nordiques canadiennes sont desservies par chemin de fer, par camion et par bateau. À cause de leur éloignement, certains endroits ne peuvent être ravitaillés qu'en hiver sur des ponts de glace qui ne sont ouverts que quelques mois de l'année. Ces territoires sont divisés en quatre points de desserte :

  • Partie Est de l'Arctique - approvisionnée par les caboteurs en provenance des provinces atlantiques et du Québec.
  • L'ouest de la Baie d'Hudson - approvisionné à partir de Churchill par barge jusqu'aux collectivités locales. Churchill est approvisionné par chemin de fer à partir de Winnipeg.
  • Rive Nord de la vallée du Mackenzie - les produits sont acheminés par chemin de fer vers Hay River et ensuite au Nord par barge sur la rivière Mackenzie en été ou sur des ponts de glace en hiver.
  • Yukon - le produit est livré par barge jusqu'à Skagway en Alaska et ensuite par camion jusqu'à Whitehorse. Une partie du transport est également effectuée par camion à partir de Fairbanks.

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7. Situation d'ici 2018

L'industrie canadienne en aval est en constante évolution. Plusieurs mesures et politiques sont prévues au cours de la prochaine décennie et d'autres devraient être confirmées. Elles auront des répercussions non seulement sur la structure du marché, mais elles influenceront également les décisions d'investissements que devra prendre l'industrie.

7.1 Normes en matière de carburants renouvelables

L'intégration des biocarburants dans le système canadien de distribution des produits pétroliers va toucher tous les raffineurs, les distributeurs et les détaillants de produits pétroliers et changer leur façon de fonctionner. Les différences de propriétés entre l'essence ordinaire et l'essence-éthanol vont toucher la production, la distribution et le stockage de l'essence.

L'essence-éthanol ne peut pas être mélangée à d'autres types d'essence durant les mois d'été, et l'éthanol, contrairement à l'essence ordinaire, doit être transporté et stocké séparément du mélange d'essence de base. Les deux composants ne peuvent être combinés qu'à la dernière étape de la chaîne de distribution. Le système de distribution et de stockage du pétrole contient de l'eau. Le pétrole reste séparé de l'eau, mais l'éthanol est soluble dans l'eau. Si l'essence-éthanol entre en contact avec l'eau, l'éthanol se sépare de l'essence et se répand dans l'eau. L'éthanol est donc livré et stocké séparément jusqu'à sa livraison dans les stations-services, ce qui fait que l'éthanol ne peut pas être acheminé par pipeline et doit être livré aux terminaux à partir des installations de production par des moyens de transport plus coûteux comme le chemin de fer.

Le système de distribution dans plusieurs régions du Canada ne peut pas encore accommoder les carburants renouvelables sans de nouveaux investissements. Dans ces régions, un grand nombre de changements doit être apporté au système logistique afin d'effectuer la transition de l'essence ordinaire à l'essence-éthanol. Bien que l'on n'anticipe pas des problèmes d'approvisionnement à long terme, il est important de réaliser que l'on passera d'un système de distribution efficace et bien éprouvé à un nouveau système moins efficace et qui doit encore faire ses preuves.


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7.2 Programme de qualité de l'air

Les raffineries contribuent actuellement à 3 % des émissions de Gas à effet de serre (GES) au Canada. Cependant, la nouvelle tendance chez les pays développés qui est de réduire les émissions de GES va faire en sorte que l'industrie du raffinage va devoir faire d'importants investissements au cours des années à venir. Cette réalité, combinée au désir accru de réduire les polluants atmosphériques au Canada, risque d'avoir des répercussions sur la capacité de l'industrie d'avoir une source sûre de produits pétroliers au pays.

Le secteur du raffinage est unique. En effet, en plus de réduire les polluants sur les sites des raffineries, la production des raffineries contribue à la grande majorité des émissions des secteurs du transport et de l'industrie à cause de l'utilisation de carburants. Les raffineries doivent également faire face à un défi supplémentaire; la réglementation destinée à réduire les émissions de polluants atmosphériques, à la raffinerie autant que sur la route par les véhicules, exige souvent que les raffineries dépensent plus d'énergie, ce qui fait grimper leurs émissions de GES.

La réglementation sur la qualité des carburants dont le but est de réduire des contaminants issus du transport a eu des effets environnementaux bénéfiques importants au point de consommation. Cependant, cette réglementation a exigé des raffineurs qu'ils augmentent leur capacité de traitement ce qui a fait grimper les émissions de GES produites par les raffineries. L'introduction d'essence et de diesel à basse teneur en soufre entre 2001 et 2006 a entraîné la fermeture des installations de Petro-Canada à Oakville et a coûté plus de 6 milliards de dollars à l'industrie. D'autres mesures de réduction du soufre dans les carburants utilisés par les navires et le mazout à chauffage domestique sont à prévoir au cours des années à venir.

La tendance dans l'industrie est d'améliorer la qualité des carburants en réglementant l'élimination du soufre et du benzène, en convertissant le mazout lourd de moindre valeur en diesel à basse teneur en soufre, ainsi qu'en augmentant le traitement du brut de mauvaise qualité au fur et à mesure que l'offre de brut léger non corrosif diminue. Toutes ces tendances auront un effet direct sur le profil des émissions de GES des raffineries, sans toutefois augmenter le débit de brut ni la production de produits pétroliers. Les normes rigoureuses d'émissions par les installations seront difficiles à respecter étant donné les plus grandes quantités d'énergie nécessaires pour produire des carburants plus propres.


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7.3 Capacité des nouvelles raffineries

Au cours des années dernières, la croissance de la demande de produits pétroliers en Amérique du Nord a dépassé les nouveaux ajouts de capacité, ce qui a provoqué des taux d'utilisation des raffineries plus élevés et des meilleures marges pour les raffineries. Les taux de rendement sur le capital investi ont atteint des niveaux tels que l'industrie du raffinage pense maintenant à faire des investissements pour augmenter sa capacité. Cependant, ces marges devront être maintenues pour plusieurs années pour que des investissements dotés de périodes de recouvrement de 20 ans puissent être consentis. Au cours de la première moitié de 2008, les marges du raffineur étaient beaucoup plus basses que par les années passées. Étant donné le ralentissement économique actuel, il ne faut pas s'attendre à ce qu'elles rebondissent cette année.

À l'heure actuelle, Irving Oil et Newfoundland and Labrador Refining Corporation ont mis de l'avant des propositions pour construire des nouvelles raffineries au Canada. De plus, d'autres compagnies sont en train d'évaluer les possibilités d'augmenter leur capacité de raffinage actuelle. L'annexe C donne des détails au sujet des propositions d'augmentation de capacité.

Ces projets devront toutefois faire face à plusieurs obstacles. Le processus d'approbation réglementaire pour une nouvelle raffinerie peut être long et coûteux. Même si les gens veulent voir la capacité de raffinage augmenter pour que les prix baissent, peu d'entre eux veulent avoir une raffinerie dans leur voisinage.

La demande de produits pétroliers à long terme est également incertaine. Les prix élevés, la sensibilisation des gens aux problèmes environnementaux et le ralentissement économique ont causé un ralentissement de la croissance de la demande. L'industrie ne voudra pas se retrouver avec des investissements qui ne rapportent pas dans l'éventualité où le besoin de produits pétroliers baisse. Alors que nous assistons à un affaiblissement de la demande, les nouvelles propositions de raffineries pourraient bien être restreintes ou abandonnées complètement. Shell Canada a récemment annoncé que la compagnie n'irait pas de l'avant avec sa proposition de nouvelle raffinerie à Sarnia.


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7.4 Capacité du réseau de pipelines

L'Office national de l'énergie (ONE) rapporte que le développement des sables bitumineux continue d'encourager l'expansion et la construction de nouveaux pipelines pour livrer du brut sur les marchés traditionnels et nouveaux. La capacité de transport de brut par pipeline vers l'Ouest canadien est encore serrée et cette fois-ci cela est causé par un manque de souplesse inhérent au système. Le grand nombre de demandes de constructions de pipelines présentées à l'ONE et approuvées en 2007, ainsi que toutes les autres qui pourraient être présentées, laissent entrevoir que le marché est prêt à accepter que la capacité des pipelines ira en augmentant graduellement pour répondre à la croissance de l'offre attendue. Cependant, il est encore un peu tôt pour savoir comment les récents soubresauts de l'économie vont influencer ces décisions.

De plus, il est fort probable que les producteurs de brut chercheront des occasions de négocier des ententes avec des raffineries en aval afin de consolider les marchés pour leur production. Ces ententes garantissent les marchés pour la production de brut canadien et aident l'industrie à se décider sur les projets de pipeline à appuyer pour atteindre ces marchés.

Comme les producteurs canadiens cherchent à diversifier leur clientèle, les conditions du marché pourraient faire qu'il serait plus économique pour les raffineries de l'Ontario qui s'approvisionnent de brut de l'Ouest canadien d'en accepter davantage. Les raffineurs du Québec qui n'ont pas actuellement accès au produit canadien pourraient recevoir du brut de l'Ouest grâce à la réinversion de la canalisation 9 d'Enbridge, qui transporte actuellement le brut de Montréal à Sarnia. De plus, les raffineries PADD I (nord-est des É.-U.) pourraient avoir accès au brut de l'Ouest canadien si la canalisation 9 est inversée ainsi qu'une partie du pipeline entre Portland et Montréal qui ne fonctionne actuellement qu'en direction nord.


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7.5 Composition du panier de brut lourd

Les sources de brut léger diminuent partout dans le monde, si bien qu'on assiste à une importante augmentation de la quantité de brut lourd raffiné dans les raffineries nord-américaines. En 2006 au Canada, le brut lourd comptait pour 25 % de la production de brut, une augmentation de 19 % par rapport à 2000. La plupart des prévisionnistes s'attendent à ce que le panier de brut continue à favoriser le brut lourd au cours des années qui viennent. Actuellement, la capacité de traiter de plus importantes quantités de brut lourd dans les raffineries canadiennes est limitée dans certaines régions. Il faudra faire d'importants investissements au cours des années à venir pour adapter les raffineries afin qu'elles puissent accepter la nouvelle matière première. De plus, davantage d'énergie sera nécessaire pour le traitement additionnel que doit subir le brut plus lourd et pour répondre aux spécifications des nouveaux carburants.


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7.6 Perspectives de développement au large des côtes de l'Est

Les trois projets actuellement en marche au large de Terre-Neuve-et-Labrador devraient épuiser leurs réserves d'ici 2020. Les estimations d'ajout de réserves vont peut-être prolonger la production au-delà de 2020, mais à des taux réduits. Le début du projet Hebron est prévu pour 2017, mais il ne produira que du pétrole lourd. Plusieurs programmes d'exploration extracôtière sont prévus pour les prochaines années, mais si des découvertes sont faites, on ne prévoit pas de production avant 2020. Les projets extracôtiers en Nouvelle-Écosse ne produisent que du gaz naturel, et aucune découverte importante de pétrole n'a été faite récemment.


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7.7 Conversion du parc de véhicules au diesel

Plusieurs pays européens ont adopté des mesures fiscales pour encourager l'utilisation de moteurs diesel afin d'atteindre les objectifs environnementaux fixés pour l'efficacité des véhicules. Il est possible que les manufacturiers de véhicules canadiens commencent à fabriquer davantage de véhicules fonctionnant au diesel au cours de la prochaine décennie.

La souplesse d'une raffinerie pour établir le ratio de production essence-distillat est limitée. Au-dessus d'un certain point, la production de distillat ne peut être augmentée qu'en augmentant également la production d'essence. Pour cette raison, l'Europe est un important exportateur d'essence, principalement vers les É.-U. Si le Canada augmente le nombre de véhicules fonctionnant au diesel, les raffineries canadiennes devront être reconfigurées afin de changer la proportion de produits. Les pénuries de diesel dans l'Ouest canadien sont une indication des problèmes que cela pourrait présenter.


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8. Vulnérabilités du marché et facteurs de risques

Il existe plusieurs vulnérabilités et facteurs de risques dans l'industrie pétrolière en aval. Certains sont connus depuis bien des années alors que d'autres ne font qu'émerger. Certains problèmes émergents relatifs aux politiques pourront ajouter à la complexité de l'industrie, tandis que d'autres pourraient réduire la souplesse des systèmes de production et de distribution. Bien des risques liés à la sécurité de l'offre sont en évolution constante et bien que cette liste ne soit pas exhaustive, certains des facteurs clés sont décrits plus bas.

8.1 Réglementation environnementale

Étant donné que les prix de la matière première et des produits finis sont établis sur les marchés internationaux, le secteur canadien du raffinage du pétrole est un preneur de prix. Toute réglementation qui ne tient pas compte de l'augmentation de l'intensité énergétique causée par des facteurs sur lesquels les raffineurs n'ont aucun contrôle (p. ex., les spécifications sur les carburants de plus en plus contraignantes) pourrait placer un fardeau concurrentiel additionnel par rapport aux É.-U. et pourrait avoir des effets sur la sûreté de l'offre au Canada.

À cause de la nature cyclique des profits dans l'industrie et la réglementation en état continuel de changement, l'industrie hésite maintenant beaucoup à investir dans de nouvelles ou anciennes entreprises. Il va falloir que l'industrie puisse compter sur plus de certitude en matière de réglementation si l'on veut qu'elle continue à aller de l'avant avec des investissements qui sont bien nécessaires.


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8.2 Norme en matière de carburants renouvelables

Lorsque l'éthanol sera complètement intégré dans le système canadien de distribution de l'essence, cela ajoutera un élément de vulnérabilité au réseau d'approvisionnement. La partie de l'essence qui est mélangée à l'éthanol pour obtenir le produit final qui est utilisé dans les véhicules n'est pas commercialisable par elle-même. Elle est fabriquée selon des spécifications différentes et est inutilisable si l'éthanol n'y est pas ajouté. Si l'offre d'éthanol venait à être interrompue, les effets sur l'offre d'essence ne se limiteraient pas juste aux 5 ou 10 % qui sont de l'éthanol, mais bien à la réserve entière d'essence qui serait perdue.


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8.3 Resserrement des spécifications des carburants

La poussée constante vers des produits plus propres va également réduire la souplesse de l'offre des produits et du réseau de distribution. Dans certains cas, les raffineurs devront sacrifier la quantité au profit de la propreté du produit. Il est également plus difficile de maintenir l'intégrité des produits assujettis à des spécifications plus rigoureuses durant leur transport dans le système de distribution. Les opérateurs des pipelines qui servent au mouvement des produits doivent être prudents dans la planification des lots afin d'éviter la contamination et les pertes des produits.


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8.4 Cohérence des spécifications des carburants

Les différences de spécifications des carburants qui existent d'une province ou d'un pays à l'autre rendent plus difficile l'importation de produits pétroliers dans des régions aux prises avec des problèmes d'approvisionnement. Dans certains cas, les carburants ne peuvent pas respecter les spécifications et par conséquent ne peuvent pas être vendus dans ces régions. Comme les produits doivent être mélangés spécialement pour respecter les normes nationales ou provinciales au Canada, il est pratiquement impossible d'importer des petites quantités ou de trouver des produits dans un bref délai. L'industrie a encouragé les gouvernements à harmoniser leurs spécifications de carburants.


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8.5 Sources parallèles d'approvisionnement

Les spécifications de carburants qui ne sont pas conformes à celles de nos principaux partenaires commerciaux, principalement les États-Unis et l'Europe, rendent plus difficile et plus coûteuse l'acquisition de produits de remplacement lorsque l'offre canadienne n'est pas suffisante. Les exigences particulières du Canada en matière de carburants peuvent également présenter des obstacles à l'importation si ces spécifications ne sont pas cohérentes avec celles des autres pays. Si des délais suffisants sont accordés, il est possible d'acheter des produits qui respectent les normes canadiennes. Cependant en cas de demande d'urgence, plus les exigences sont particulières, moins les choix de fournisseurs sont grands. Les achats de produits spéciaux sont généralement plus coûteux.


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8.6 Réseau de distribution

La croissance économique qu'a connue le Canada au cours de la dernière décennie et l'augmentation pour le transport par camion qui s'en est suivie a exercé des pressions sur ce mode de transport. De moins en moins de personnes joignent cette profession, et il est de plus en plus difficile de trouver des camions et des chauffeurs pour transporter les produits pour des besoins ponctuels. La disponibilité du chemin de fer devient également plus problématique. Les délais de plus en plus longs pour transporter le produit font du chemin de fer une option de moins en moins pratique lorsque le produit doit être transporté rapidement. On s'attend à ce que cette situation se détériore au cours des prochaines années alors que les pénuries de main-d'ouvre se poursuivent.


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8.7 Capacité des pipelines

Les propositions actuelles pour inverser la canalisation 9 de Sarnia à Montréal ainsi qu'une partie du pipeline de Portland entre Montréal et le littoral est pourraient avoir des effets importants sur la sécurité de l'offre canadienne de pétrole. Cette inversion, combinée à l'augmentation de la production canadienne de pétrole extracôtière devrait réduire considérablement la dépendance du Canada à l'importation de pétrole. Ceci réduirait la vulnérabilité du pays aux interruptions d'approvisionnement, particulièrement celles causées par les incidents géopolitiques.


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8.8 Vieillissement de l'infrastructure de raffinage

Les installations existantes de raffinage tournent pratiquement à pleine capacité, l'équipement vieillit et le fonctionnement des raffineries devient de plus en plus complexe, si bien que les marchés des produits pétroliers sont de plus en plus vulnérables aux interruptions non planifiées des raffineries. Les interruptions deviennent de plus en plus fréquentes et il va devenir de plus en plus difficile d'y remédier sans consentir d'importants investissements dans de nouvelles installations. On peut s'attendre à ce que le nombre d'incidents qui perturbent la demande augmente au fur et à mesure que les nouvelles normes environnementales et en matière de qualité des carburants créent des pressions sur les raffineries et le système de distribution.


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8.9 Géopolitique

Cinq des six plus importants détenteurs de réserves de pétrole se trouvent au Moyen-Orient (le Canada se place au deuxième rang), et il est à prévoir que les tensions politiques dans cette région vont continuer à influencer les marchés pétroliers pour un avenir prévisible. Même lorsque les activités politiques se passent dans des pays du Moyen-Orient qui ne sont pas des producteurs de pétrole, la peur qu'elles puissent se propager dans les pays producteurs a un effet immédiat sur les prix du pétrole.

Cependant, le fait que la plupart des économies du Moyen-Orient dépendent des revenus du pétrole pour boucler la majorité de leurs budgets nationaux compense en partie les pressions de l'offre. Le flot de pétrole doit continuer si l'on veut maintenir en vie ces programmes locaux.

L'instabilité politique n'est pas confinée au Moyen-Orient. Plusieurs autres importants producteurs de pétrole, particulièrement le Venezuela, le Nigeria et la Russie ont également eu des interruptions au cours des dernières années à cause de problèmes politiques internes.


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8.10 Terrorisme

La géopolitique du Moyen-Orient est également liée de près aux menaces d'activités terroristes de plus en plus fréquentes qui pourraient venir perturber les approvisionnements en pétrole. Depuis les activités terroristes du 11 septembre 2001, la sécurité des infrastructures énergétiques a attiré l'attention de façon accrue, tant au Canada qu'ailleurs dans le monde. La menace omniprésente d'autres attaques terroristes ajoute à l'incertitude de la sécurité des produits pétroliers et fait augmenter les prix du pétrole sur les marchés à terme. Tout récemment, on a assisté à une augmentation des menaces provenant de groupes protestataires.


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8.11 Problèmes reliés aux conditions météorologiques

Les phénomènes météorologiques extrêmes ont également augmenté au cours des dernières années. Au cours de la dernière décennie, les ouragans, les tornades, les tempêtes de verglas, les inondations et les tsunamis ont tous perturbé la production de pétrole ou la livraison de produits pétroliers raffinés. Les scientifiques prédisent une augmentation de telles conditions météorologiques extrêmes qui sévissent souvent sans avertissement et n'offrent que très peu d'options pour s'en protéger.


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9. Perspectives régionales

La plupart des risques et vulnérabilités relevés dans la section précédente seront des problèmes nationaux, qui touchent la plupart des régions de la même façon. Les normes nationales de qualité de l'air et d'émissions des gaz à effets de serre, les normes de qualité des carburants, la géopolitique mondiale et les menaces terroristes seront de ressort national. Cependant, ce ne sont pas toutes ces régions qui seront touchées par ces facteurs. De plus, certaines de ces questions, comme le vieillissement des infrastructures, les problèmes de pipelines et les options d'offre, auront des effets distincts dans chacune de ces régions.

9.1 Ouest canadien

Pour l'Ouest canadien, la plus importante vulnérabilité est l'accès réduit à l'offre parallèle. Lorsque les raffineries fonctionnent à plein régime la plupart du temps, le moindre petit problème technique ou la moindre interruption temporaire de la production peut avoir des effets considérables sur le marché. L'infrastructure est conçue pour transporter les produits de l'Alberta vers les autres provinces de l'Ouest. En temps de pénurie, le transport vers l'Alberta est beaucoup plus difficile.

Le boom économique de l'Ouest au cours des dernières années a fait grimper la demande de diesel, particulièrement dans le secteur des sables bitumineux, beaucoup plus rapidement que la demande d'essence. Ceci a un effet néfaste sur le ratio essence-distillat dans les raffineries et augmente le besoin d'importer des produits pour équilibrer les marchés. Cette région étant sans littoral et ayant un accès limité aux produits importés, il est souvent difficile de se procurer des produits qui respectent les spécifications canadiennes sur le marché au comptant.


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9.2 Ontario

En Ontario, l'accès à des sources parallèles de produits lorsqu'il y a pénurie de l'offre pose des problèmes particuliers, qui sont plus sévères en hiver lorsque la voie maritime du Saint-Laurent est fermée. Le transport par camion de petites quantités de produits qui respectent les spécifications canadiennes à partir d'autres endroits n'est pas toujours facile.

L'Ontario est également vulnérable aux interruptions de l'offre de brut, car le pétrole est acheminé par un seul pipeline en provenance de l'Ouest et un à partir de Montréal. À l'heure actuelle, les raffineurs de l'Ontario ont le choix entre du brut canadien ou importé. Si la portion Sarnia-Montréal du pipeline Enbridge est inversée, l'Ontario n'aura plus accès au brut importé. Même si cela rendait l'Ontario moins vulnérable à l'interruption de pétrole importé, la province deviendrait complètement dépendante du pipeline Enbridge en provenance de l'Alberta pour son approvisionnement en brut.

Certaines des plus vieilles raffineries canadiennes sont situées en Ontario. Ces raffineries fonctionnent pratiquement à plein régime depuis que la raffinerie Petro-Canada d'Oakville a fermé. Tout comme dans l'Ouest canadien, le système ne bénéficie pas d'une grande marge de manouvre, et la moindre petite interruption peut avoir des effets immédiats sur le marché.


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9.3 Québec

La plus importante vulnérabilité du Québec réside dans sa dépendance au brut importé. Avec la diminution de l'offre de brut léger moins corrosif, les raffineurs du Québec devront faire des investissements additionnels pour permettre aux raffineries de traiter le pétrole lourd. Cependant, si l'inversion proposée du pipeline Enbridge entre Sarnia et Montréal va de l'avant, les raffineurs de Montréal pourront de nouveau avoir accès au brut canadien, tout en gardant l'option de pouvoir également importer du brut. Ceci ajouterait une certaine souplesse au marché et réduirait considérablement la dépendance de la région au pétrole étranger.

Une plus grande utilisation du pétrole lourd canadien amènerait toutefois avec elle son lot de problèmes environnementaux. Le pétrole lourd exige plus de traitement, plus d'énergie et plus d'investissement dans les technologies de réduction des émissions.


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9.4 Atlantique

Dans le Canada atlantique, le plus grand risque est la dépendance au brut. L'offre de pétrole léger en provenance de la mer du Nord est en baisse si bien que les raffineurs dépendent de plus en plus des importations des pays de l'OPEP. Tout comme au Québec, les raffineurs dans cette région devront investir pour augmenter leur capacité de traitement du pétrole lourd et s'attaquer aux problèmes environnementaux connexes.

La mise en oeuvre de la norme nationale sur les carburants renouvelables apportera des défis uniques pour cette région. L'accès à la production locale de biocarburants sera limité. À cause du marché principalement rural et de la plus faible population, il sera plus difficile de fournir de plus grandes concentrations de mélange sur les marchés urbains et de respecter les moyennes mandatées dans la norme. Les coûts plus élevés de distribution associés à l'usage exclusif de camions et de barges pour transporter les biocarburants seront récupérés sur un volume de ventes plus restreint dans cette région, ce qui fera grimper le coût par unité.


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9.5 Le Nord

La livraison du produit et la qualité du carburant sont les préoccupations des régions du Nord. Bien des collectivités ne reçoivent des livraisons qu'une fois par an et les systèmes de livraison dépendent beaucoup des conditions météorologiques. Certains marchés dépendent des ponts de glace en hiver pour transporter le produit par camions, alors que d'autres dépendent du transport aérien en été. À cause des changements climatiques, certaines de ces périodes de livraisons raccourcissent.

Lorsque le produit n'est livré qu'une fois par an, la qualité peut être un problème, particulièrement depuis que les normes des carburants deviennent plus rigoureuses. La norme nationale sur les carburants renouvelables posera des problèmes particuliers pour le transport et le stockage ainsi que pour la performance du carburant. La nécessité d'avoir des réservoirs spéciaux pour l'éthanol augmentera le coût du carburant. La tendance qu'a l'éthanol d'absorber l'eau créera sans doute des problèmes de performance du carburant, particulièrement en hiver.


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ANNEXE A

Pipelines de brut au Canada et aux États-Unis

Pipelines de brut au Canada et aux États-Unis

Source : Alberta Energy Resources Conservation Board


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ANNEXE B

Capacité de raffinage au Canada en 2008
  Emplacement Capacité (barils par jour) Capacité ('000 m3/j) Produits
Raffineries en exploitation1  
North Atlantic Come-By-Chance (NL) 115 000 18,3 Tous les produits
Impériale Dartmouth (NS) 89 000 14,1 Tous les produits
Irving Oil Saint-John (NB) 250 000 39,7 Tous les produits
Total Atlantique   408 000 72,2  
Petro-Canada Montréal (QC) 130 000 20,7 Tous les produits
Shell Canada Montréal (QC) 130 000 20,7 Tous les produits
Ultramar St-Romuald (QC) 215 000 34,2 Tous les produits
Total Québec   475 000 75,5  
Impériale Nanticoke (ON 118 000 18,8 Tous les produits
Impériale Sarnia (ON) 119 000 18,9 Tous les produits
Nova Sarnia (ON) 80 000 12,7 Produits pétrochimiques
Shell Canada Sarnia (ON) 72 000 11,4 Tous les produits
Suncor Sarnia (ON) 70 000 11,1 Tous les produits
Total Ontario   459 000 73,0  
Coop Newgrade Regina (SK) 100 000 15,9 Tous les produits
Moose Jaw Refinery Inc, Moose Jaw (SK) 15 000 2,4 Asphalte
Impériale Strathcona (AB) 187 000 29,7 Tous les produits
Petro-Canada Edmonton (AB) 125 000 19,9 Tous les produits
Husky Lloyminster (AB) 25 000 4,0 Distillat/Asphalte
Shell Canada Scotford (AB) 100 000 15,9 Tous les produits
Total Prairies   552 000 87,8  
Chevron Burnaby (BC) 55 000 8,7 Tous les produits
Husky Prince George (BC) 12 000 1,9 Tous les produits
Total Colombie-Britannique   67 000 10,7  
Total Raffineries en exploitation   2 007 000 319,1  
Raffineries proposées2  
Newfoundland Refining Company (NLRC)3 Baie Placentia (NL) 300 000 47,7 Tous les produits
Irving Oil Saint-John (NB) 300 000 47,7 Tous les produits
Total raffineries proposées   600 000 95,4  
1En plus de la possibilité de nouvelles constructions, Petro-Canada, Ultramar et Co-op sont en train d'évaluer la faisabilité d'augmenter la capacité de production de leurs installations en exploitation.
2Il est important de remarquer que ce ne sont que des propositions. À maintes reprises, l'industrie a fait remarquer que ces propositions n'iront de l'avant que si leur construction est économiquement rentable.
3Dans sa proposition, NLRC a indiqué que la raffinerie pourrait être agrandie pour produire 600 000 barils par jour à l'avenir.

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ANNEXE C

Projets de propositions de raffineries

Irving Oil

En 2006, Irving Oil a annoncé la possibilité de construire une deuxième raffinerie à Saint John (Nouveau-Brunswick). La raffinerie proposée pourrait traiter jusqu'à 47 700 mètres cubes de brut par jour. La majorité de la production de la raffinerie serait exportée vers le nord-est des É.-U. où 1,7 million de barils par jour (270 300 mètres cubes) de carburant sont consommés pour le transport, dont plus d'un million de barils sont importés dans la région.

En mars 2008, Irving Oil et BP PLC ont annoncé un protocole d'entente pour collaborer à la mise sur pied de la raffinerie Eider Rock. Selon Irving, une décision définitive au sujet de la construction ne sera pas prise avant 2009. On prévoit que le coût total de la raffinerie dépassera 7 milliards de dollars US et la production devrait commencer en 2015.

Newfoundland and Labrador Refining Corporation (NLRC)

NLRC, une entreprise privée, a annoncé en 2006 qu'elle avait lancé une étude de faisabilité pour construire une nouvelle raffinerie à la pointe sud de la baie Placentia à Terre-Neuve-et-Labrador. La raffinerie proposée aurait une capacité initiale de 47 700 mètres cubes par jour, avec une option d'augmentation jusqu'à 95 400 mètres cubes par jour si les conditions du marché le permettent. La production de la raffinerie proposée serait exportée vers le nord-est des É.-U. et peut-être vers l'Europe (diesel et carburant aviation). Le projet a reçu l'approbation environnementale du gouvernement fédéral fin avril 2008. NLRC poursuit ses efforts pour obtenir du financement et attirer des partenaires pour son projet.

Federated Co-operatives

En janvier 2008, Federated Co-operatives Limited a annoncé un agrandissement d'une valeur approximative de 2 milliards de dollars à sa raffinerie de Regina. L'agrandissement planifié devrait augmenter la capacité de traitement de brut de son niveau actuel de 15 900 mètres cubes par jour à 20 670 mètres cubes par jour d'ici 2012. Selon l'entreprise, la capacité additionnelle répondra aux besoins grandissants de son réseau de 283 stations-services.

Petro-Canada

Petro-Canada en est à l'étape finale de la construction pour convertir sa raffinerie d'Edmonton qui servira dorénavant exclusivement à la valorisation et au raffinage des matières premières provenant des sables bitumineux. Selon l'entreprise, la conversion déplacera environ 13 515 mètres cubes de pétrole classique, mais n'augmentera pas la capacité totale de la raffinerie. En mars 2008, 79 % du projet de conversion d'une valeur de 2,2 milliards de dollars était terminé et on prévoit démarrer la production au quatrième trimestre de 2008.

De plus, Petro-Canada envisage l'installation d'une unité de cokéfaction de 3 975 mètres cubes par jour à sa raffinerie de Montréal. L'unité de cokéfaction permettrait à la raffinerie de traiter du brut lourd. Une décision définitive d'investissement devrait être prise durant la deuxième moitié de 2008.


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ANNEXE D

Liste des acronymes

Kb/j - milliers de barils par jour
Mb/j - millions de barils par jour

M3 - mètres cube
M3/j - mètres cube par jour
‘000 - milliers de mètres cube

AIE - Agence Internationale de l’énergie
OCDE - L'Organisation de coopération et de développement économiques
ONE - Office nationale de l’énergie
OPEP - Organisation des pays exportateurs de pétrole

Conversion :

1 baril = 159 litres
1 m3 = 1,000 litres
1 m3 = 6.289811 baril