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Accueil > Rapports sur l'énergie > Avenir énergétique > Atelier de 2008 - Les sables bitumineux du Canada - Perspectives et enjeux concernant l'approvisionnement

Atelier de 2008 - L'avenir énergétique du Canada - Séance 2A - Les sables bitumineux du Canada - Perspectives et enjeux concernant l'approvisionnement

Atelier de 2008 - L'avenir énergétique du Canada - Séance 2A - Les sables bitumineux du Canada - Perspectives et enjeux concernant l'approvisionnement [PDF 472 ko]

Atelier de 2008 - L'avenir énergétique du Canada
Séance 2A
Les sables bitumineux du Canada
Perspectives et enjeux concernant l'approvisionnement
Ottawa (Ontario)

Présenté par
Bill Wall
Analyste des approvisionnements en pétrole
Pétrole et LGN
Office national de l'énergie

22 janvier 2008

Conférenciers

Bon après-midi Mesdames et Messieurs. Bienvenue à cette séance sur l'approvisionnement en pétrole canadien. Je m'appelle Bill Wall et je suis analyste des approvisionnements en pétrole à l'ONÉ. J'agirai comme modérateur.

Je vais commencer par vous présenter nos trois conférenciers. À ma gauche, Bob Dunbar, qui dirige un cabinet de consultants du nom de Strategy West. À sa gauche, nous avons Rob Bedin. Rob est vice-président du groupe des valeurs mobilières du secteur énergétique américain à la société Ross Smith Energy Group. Je vous présente enfin Dan Woynillowicz, analyste principal de la politique au Pembina Institute. Nous sommes heureux de pouvoir compter sur la présence de spécialistes des sables bitumineux aussi avertis.

Notre séance durera 90 minutes. Elle a pour but de mettre en lumière certains des défis et des possibilités du secteur des sables bitumineux. Je ferai un bref résumé des projections sur l'approvisionnement en pétrole qui figurent dans le Rapport sur l'avenir énergétique, après quoi chacun de nos conférenciers vous présentera un exposé d'une vingtaine de minutes. Nous avons prévu à la fin une période de questions d'une durée de 15 à 20 minutes. Nous vous prions de patienter jusqu'à ce moment-là pour adresser vos questions à nos experts.

Prix du pétrole brut et du gaz naturel

Les prix de l'énergie

• Le prix du pétrole varie de 35 à 85 $ le baril (WTI, en dollars US de 2005). Dans le scénario de référence, on a supposé que le prix serait de 50 $ le baril.
• Le prix atteint le creux de la vague en 2010 selon les scénarios de référence et Maintien des tendances, et en 2020 en Triple-E. Nous établissons nos projections sur l'approvisionnement en supposant que les prévisions de l'industrie ne sont pas nécessairement parfaites, mais que nous pouvons nous y fier pour ce qui est des deux ou trois années à venir.
• Les prix du gaz naturel ont beaucoup d'importance pour les exploitants de sables bitumineux; ils vont de 5,50 à 12 $ le million de BTU (au carrefour Henry, en dollars US de 2005) dans le scénario de référence et les trois scénarios prospectifs.

Principales hypothèses

Voici quelques-unes des principales hypothèses que nous avons retenues relativement à l'offre de pétrole. Nous avons déjà parlé du pétrole et du gaz.

En règle générale, les producteurs vendent leur pétrole en dollars US tandis que leurs dépenses sont comptabilisées en dollars canadiens, de sorte que le taux du change représente une variable très importante. Le taux du change utilisé pour le scénario de référence s'établit en moyenne à 0,93 $US le dollar canadien, alors que les taux retenus pour les trois scénarios prospectifs varient de 0,98 $ à 1,03 $.

L'écart léger/lourd détermine le rabais relatif au pétrole léger que les producteurs de pétrole lourd doivent assumer; il a été établi à 30 % pour tous les scénarios prospectifs compte tenu de l'écart moyen des dix dernières années.

La technologie est un facteur de premier plan, surtout pour l'industrie des sables bitumineux; les prix élevés du pétrole utilisés pour le scénario Îles fortifiées sont les plus susceptibles de favoriser les développements technologiques dans le secteur de la production du pétrole.

Le coût de la conformité aux exigences environnementales est également un facteur important, ce coût étant le plus élevé dans le scénario Triple-E.

Approvisionnement en pétrole BSOC et côte Est

La production de pétrole classique diminue dans le BSOC depuis un certain temps, puisque ce bassin a été exploré à fond. Bien qu'une légère remontée des activités de forage survenue durant la période 2006-2007 ait ralenti ce fléchissement pour quelque temps, les taux de déclin varient de 3 à 5 % à moyen terme selon le scénario de référence et les scénarios prospectifs.

En Maintien des tendances, la production de pétrole classique dans le BSOC, après un bref intermède où la chute a été moins prononcée, se remet à diminuer à un taux d'environ 5,5 % par année.

Bien que le scénario Triple-E ne soit pas généralement favorable à la production de pétrole, il est supposé que les initiatives gouvernementales visant à réduire les émissions de gaz à effet de serre mèneront à la mise en oeuvre de plusieurs grands projets de récupération assistée au moyen de CO₂, y compris la construction d'un pipeline de CO₂ d'ossature en Alberta. Quelque 1,5 milliard de barils de pétrole sont ajoutés en conséquence, pour ainsi réduire le taux de déclin considérablement.

Les prix du pétrole plus élevés et la rentabilité supérieure en Îles fortifiées entraînent l'intensification des activités de forage et un taux de déclin d'environ 1 % de moins qu'en Maintien des tendances.

Du côté de l'Atlantique, il est supposé que la production commence dans le champ Hebron en 2013 selon tous les scénarios.

Le scénario Maintien des tendances tient compte d'un champ de 500 millions de barils nouvellement découvert au large de Terre-Neuve-et-Labrador qui entre en exploitation en 2015 ainsi que des contributions de réservoirs satellites de plus petite taille dans le bassin Jeanne d'Arc.

Aucun réservoir satellite ni grand réservoir additionnel ne figurent dans le scénario Triple-E.

En Îles fortifiées, un certain nombre de réservoirs satellites s'ajoutent, et un deuxième champ de 500 millions de barils entre en production, en 2018, portant ainsi la production de pointe à près de 120 000 barils par jour, après quoi un fléchissement relativement soutenu s'amorce.

Un potentiel considérable de pétrole non encore découvert a été attribué à ces régions, mais la découverte d'un tel champ et le moment de la découverte sont quelque peu spéculatifs et dépendent en grande partie de la disponibilité d'appareils de forage qui conviennent.

Sables bitumineux

En Maintien des tendances, la production de pétrole extrait des sables bitumineux est fondamentalement une extrapolation de ce qui est prévu dans le scénario de référence; à 50 $, le prix du pétrole est jugé suffisant pour permettre l'expansion de la production.

Dans le scénario Triple-E, les producteurs, face à un prix plus faible, ne réalisent aucun nouveau projet et la production diminue marginalement après 2018. La croissance reprend après une période d'ajustement, mais demeure lente.

En Îles fortifiées, les prix du pétrole plus élevés, l'accent mis sur la sûreté des approvisionnements et les exigences environnementales moins rigoureuses favorisent une expansion rapide de l'exploitation des sables bitumineux.

En 2030, la production varie de 2,8 à 4,8 millions de barils par jour, quel que soit le scénario prospectif.

L'agrandissement des installations de valorisation existantes, jumelé à l'implantation de nouveaux projets de valorisation, y compris des installations marchandes, permet de maintenir la proportion de bitume valorisé à un niveau relativement stable, soit près de 65 %, après 2010 environ.

Approvisionnement total en pétrole brut

En 2030, le total de la production de pétrole brut au Canada s'établit de 3,1 à 5,6 Mb/j selon le scénario prospectif envisagé.

Dans le scénario de référence, la production atteint 4,1 Mb/j en 2015.

En Triple-E, la production diminue après 2015 en raison de la stagnation des activités de mise en valeur des sables bitumineux et de la production décroissante au large de la côte Est et dans le BSOC.

Exportations de pétrole léger et de pétrole lourd

Le Canada est exportateur net de pétrole brut et le plus important fournisseur de ce produit aux États-Unis.

Bien que la capacité de raffinage canadienne augmente quelque peu, l'offre est considérablement supérieure à la demande, sauf dans le scénario Triple-E.

Les exportations totalisent 3,4 Mb/j en 2030 selon le scénario Maintien des tendances, et 4,4 Mb/j d'après le scénario îles fortifiées.

Éventualités en matière de sables bitumineux

Nous présentons ici une liste partielle d'éventualités concernant la mise en valeur des sables bitumineux pour mettre en lumière certains enjeux touchant le développement.

Comme vous pouvez le constater, l'accent est mis sur la demande de gaz pour l'exploitation, les facteurs économiques et les incidences environnementales et socioéconomiques. Nos conférenciers s'attarderont à ces diverses questions.

 

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Date de modification :

2011-10-28