ARCHIVÉ - Les sables bitumineux du Canada : Perspectives et défis jusqu’en 2015 - Questions et réponses

Cette page Web a été archivée dans le Web

L’information dont il est indiqué qu’elle est archivée est fournie à des fins de référence, de recherche ou de tenue de documents. Elle n’est pas assujettie aux normes Web du gouvernement du Canada et elle n’a pas été modifiée ou mise à jour depuis son archivage. Pour obtenir cette information dans un autre format, veuillez communiquer avec nous.

Pourquoi l’ONÉ a-t-il décidé de produire cette Évaluation du marché de l’énergie (ÉMÉ)?

En 2003, lorsque l’Office a analysé les questions dont il voulait traiter dans son rapport intitulé L’avenir énergétique du Canada : Scénarios sur l’offre et la demande jusqu’à 2025, il a relevé un certain nombre de possibilités intéressantes et des contraintes de même envergure au sujet des sables bitumineux. La présente ÉMÉ se veut donc un document de synthèse et de discussion à propos de ces enjeux.

Quel est le but premier de cette ÉMÉ?

Elle vise essentiellement à présenter une évaluation objective de la situation actuelle dans le secteur des sables bitumineux et à cerner les possibilités de croissance qui s’offrent à lui. En outre, ce rapport recense les principales questions et contraintes associées à une mise en valeur accrue, dont il traite dans l’espoir de pousser plus avant les échanges publics à ce sujet.

Quelles sont les principales conclusions de l’ÉMÉ?

  • Les sables bitumineux de l’Alberta constituent l’un des plus vastes gisements d’hydrocarbures que l’on connaisse dans le monde entier. Les réserves établies sont estimées à 28,3 milliards de mètres cubes (178 milliards de barils).
  • En 2004, la production tirée des sables bitumineux franchira le cap des 160 000 mètres cubes (un million de barils) par jour; d’ici 2015, elle devrait plus que doubler, pour se situer à environ 340 000 mètres cubes (2,2 millions de barils) par jour.
  • Le coût de l’offre des hydrocarbures extraits des sables bitumineux a connu une baisse spectaculaire, malgré des dépassements de coûts ces derniers temps. À moyen terme, la situation devrait continuer de s’améliorer et, grâce à l’apport de nouvelles technologies, il y a tout lieu de croire que l’offre sera encore moins coûteuse.
  • À court terme, les marchés traditionnels prendront de l’expansion et seront en mesure d’absorber l’offre supplémentaire, mais il faut prévoir que de nouveaux marchés seront nécessaires à moyenne échéance. Le secteur a fait preuve de créativité lorsqu’il a fallu trouver des débouchés pour sa production.
  • Il faudra agrandir les pipelines existants ou en construire de nouveaux pour approvisionner les marchés actuels ou ceux qui seront créés.
  • Une certaine coordination commence à prendre forme pour l’étude des effets cumulatifs de la mise en valeur sur l’environnement; on le constate notamment au niveau des stratégies de gestion entre différentes entreprises. Il s’agit d’une occasion rêvée pour les promoteurs d’être des chefs file mondiaux dans la mise en valeur durable, à long terme, des sables bitumineux, en adoptant des techniques de pointe et en mettant au point des démarches coopératives pour, entre autres, réduire les émissions atmosphériques et utiliser l’eau de manière plus rationnelle.
  • L’exploitation des sables bitumineux produit des retombées économiques considérables, dont une partie substantielle se fait sentir à l’extérieur de l’Alberta.
  • Si elle est mal gérée, l’expansion de l’exploitation des sables bitumineux pourrait avoir des répercussions socio-économiques négatives sur les collectivités environnantes.
  • Selon les prévisions, les besoins en gaz naturel du secteur des sables bitumineux vont s’accroître considérablement durant la période visée par les projections, passant de 17 millions de mètres cubes (0,6 milliard de pieds cubes) par jour en 2003 à quelque 40 à 45 millions de mètres cubes (1,4 à 1,6 milliard de pieds cubes) par jour en 2015. Face à la hausse et à la volatilité des prix, les producteurs, soucieux de moins dépendre du gaz, examinent d’autres solutions pour se procurer l’énergie et l’hydrogène nécessaires à l’exploitation.
  • La cogénération de vapeur et d’électricité est source de fortes synergies, dans le contexte de l’exploitation des sables bitumineux, en réduisant les coûts énergétiques et en améliorant la fiabilité de l’alimentation en électricité.
  • L’industrie pétrochimique canadienne, qui irradie à partir de l’Alberta, est confrontée à une situation où les stocks d’éthane en tant que charge d’alimentation sont restreints. La valorisation du bitume est à l’origine de dégagements gazeux à partir desquels il est possible d’extraire de l’éthane, de l’éthylène et d’autres hydrocarbures légers et de s’en servir comme charge d’alimentation.

Quel est le montant des capitaux investis dans l’exploitation des sables bitumineux?

Des investissements de plus de 60 milliards de dollars CAN ont été proposés, dont 20 milliards ont déjà été investis dans des projets menés à terme.

À combien s’élèvent les réserves établies initiales de pétrole dans les sables bitumineux?

Les réserves établies initiales, estimées à 28,3 milliards de mètres cubes (178 milliards de barils), permettraient de répondre à la demande intérieure totale en pétrole brut pendant environ 250 ans si les taux de récupération actuels devaient se maintenir.

Quel est le volume ultime estimatif de bitume naturel en place?

D’après les estimations de l’Alberta and Energy Utilities Board, que l’Office a retenues, le volume ultime en place de bitume naturel s’établit autour de 260 milliards de mètres cubes (1,6 billions de barils).

Quels sont (i) les frais d’exploitation du secteur, et (ii) le montant qu’il en coûte pour extraire un baril de pétrole des sables bitumineux?

Les frais d’exploitation estimatifs vont de 4 à 14 dollars pour le bitume et de 12 à 18 dollars pour le pétrole brut synthétique. Le coût estimatif de l’offre se situe entre 10 et 19 dollars pour le bitume et entre 22 et 28 dollars pour le pétrole brut synthétique*.

* Le coût de l’offre comprend les frais d’exploitation, les coûts d’immobilisations, les impôts, les redevances et le rendement du capital investi.

Quelles mesures l’industrie prend-elle pour réduire le volume d’émissions?

L’industrie des sables bitumineux s’est occupée activement de la question en utilisant des brûleurs à faible taux d’oxydes d’azote, des appareils de traitement des eaux acides et des procédés de désulfuration des gaz de combustion, de façon à réduire les émissions. Il existe différentes possibilités de réduction des émissions de gaz, par exemple :

  • des améliorations au niveau de la cogénération dans les usines à gaz et les installations de sables bitumineux;
  • des programmes de détection de fuites pour les pipelines et usines à gaz;
  • la réduction des émissions de méthane en provenance des déshydrateurs de gaz naturel;
  • le captage et le stockage des gaz évacués;
  • la production d’énergie à l’aide de microturbines;
  • l’accroissement de l’efficacité énergétique des pompes, des compresseurs, etc., utilisés sur le terrain.

Par ailleurs, les nombreux groupes composés d’intervenants de diverses provenances qui ont été créés depuis quelques années sont un bel exemple de collaboration entre l’industrie, les différents ordres de gouvernement et les collectivités en vue de l’adoption d’une politique ou de programmes portant sur les émissions de gaz à effet de serre.

Les émissions de gaz à effet de serre par unité récupérée ont diminué de beaucoup, malgré les hausses de production, par suite des investissements dans les nouvelles technologies. D’après le rapport de l’Office, les émissions de dioxyde de carbone par baril récupéré ont baissé de 53 % entre 1990 et 2010, soit 2,6 % par année. À titre d’exemple, Syncrude prévoit que ses émissions de gaz à effet de serre par baril produit auront diminué de 38 % en 2008 par rapport à 1990.

Y aura-t-il des débouchés pour la production additionnelle de pétrole tiré des sables bitumineux?

À court terme, les marchés traditionnels devront prendre de l’expansion mais il faudra, à long terme, que de nouveaux marchés soient créés. Jusqu’à maintenant, l’industrie a fait montre de créativité lorsqu’il a fallu trouver des débouchés.

L’expansion des marchés se fera en quatre grandes étapes.

  • Première étape : Saturation des marchés existants, y compris ceux de l’État de Washington, du PADD IV et de la région nord du PADD II, ainsi que faibles augmentations de volumes sur le marché intérieur.
  • Deuxième étape : Présence accrue dans le PADD II - régions orientale et méridionale, ainsi que construction éventuelle de nouvelles unités de cokéfaction dans les PADD I, II et IV.
  • Troisième étape : Présence accrue dans le PADD III.
  • Quatrième étape : Nouveau pipeline ou prolongement d’un pipeline existant jusqu’à la côte Ouest pour assurer une présence en Californie et, à moyenne échéance, en Extrême-Orient.

NOTA : Les principaux marchés de brut ainsi que les pipelines les desservant au Canada et aux É. U. sont présentés à la figure 6.2 du rapport.

La capacité pipelinière pourra-t-elle assurer le transport du pétrole supplémentaire tiré des sables bitumineux?

Il faudra agrandir les pipelines existants ou en construire de nouveaux pour approvisionner les marchés actuels ou ceux qui seront créés.

Combien de gaz naturel est nécessaire pour la mise en valeur des sables bitumineux?

Les projets de récupération in situ et d’exploitation minière intégrée consomment respectivement 28 mètres cubes (1 000 pieds cubes) et 14 mètres cubes (500 pieds cubes) de gaz naturel pour produire un baril de bitume. Le secteur des sables bitumineux utilise actuellement 17 millions de mètres cubes (0,6 milliard de pieds cubes) par jour de gaz acheté, soit environ 4 % de la production du bassin sédimentaire de l’Ouest canadien. En 2015, la consommation sera de 40 à 45 millions de mètres cubes (1,4 à 1,6 milliard de pieds cubes) par jour, soit une hausse de près de 10 %, en supposant que la production de gaz se maintient à 16,5 milliards de pieds cubes par jour.

Quelle quantité d’eau est nécessaire pour produire un baril de pétrole tiré des sables bitumineux?

Il faut compter sur 2,5 à 4,0 barils d’eau pour chaque baril de bitume produit.

Quels moyens prend l’industrie des sables bitumineux pour utiliser moins d’eau dans la production de pétrole?

Les exploitants de gisements de sables bitumineux ont participé à plusieurs initiatives visant à mettre au point des technologies et des démarches intégrées qui leur permettent d’utiliser moins d’eau. L’industrie utilise ou étudie actuellement les méthodes suivantes en vue de réduire leur consommation d’eau fraîche :

  • le recyclage et la réutilisation de l’eau de procédé dans la mesure du possible;
  • l’utilisation des eaux saumâtres ou salines de la nappe phréatique;
  • la mise au point de méthodes non thermiques de récupération de bitume in situ, notamment l’utilisation de solvants pour éventuellement réduire les besoins en eau;
  • le captage et le recyclage de l’eau s’écoulant des résidus miniers;
  • des recherches portant sur de nouvelles techniques d’extraction et de gestion des résidus afin de réduire les besoins en eau encore davantage;
  • des recherches sur la coordination des retraits d’eau et leur gestion conjointes par les exploitants de sables bitumineux.

Comment le secteur des sables bitumineux peut-il avantager l’industrie pétrochimique?

L’industrie pétrochimique albertaine est confrontée à une situation où les stocks de la charge d’alimentation que constitue l’éthane sont restreints, ce qui a exposé la nécessité de prendre en compte l’offre future d’éthane et l’élasticité de la matière de base.

Le processus de valorisation du bitume est à l’origine de dégagements gazeux à partir desquels il est possible d’extraire de l’éthane, de l’éthylène, du propylène et d’autres hydrocarbures légers que l’industrie pétrochimique pourrait utiliser pour alimenter ses usines d’éthylène ou de dérivés. Pour l’instant, l’éthane, l’éthylène et la plus grande partie des autres hydrocarbures légers ne sont nullement extraits et servent simplement de combustible pour l’exploitation.

En plus des dégagements gazeux, les produits intermédiaires récupérés, tels le naphte, les hydrocarbures aromatiques et le gasoil sous vide, sont des une deuxième source possible de charge d’alimentation pétrochimique résultant de la valorisation du bitume.

Il faudrait que ces deux sources - hydrocarbures légers provenant des dégagements gazeux et produits intermédiaires - fassent l’objet d’une démarche coordonnée ou intégrée pour atteindre des économies d’échelle, ce sur quoi on ne peut compter avant au moins dix ans. D’ici 2015 toutefois, il se peut que les conditions du marché évoluent de telle façon que les immenses ressources de bitume de l’Alberta assurent une charge d’alimentation sûre, substantielle et économiquement stable à l’industrie pétrochimique.

Pourquoi le secteur des sables bitumineux serait-il intéressé par un complexe de valorisation / raffinage / production pétrochimique?

Le bitume de valorisation est constitué d’hydrocarbures à poids moléculaire élevé et, par le fait même, produit des composés mieux adaptés aux charges d’alimentation des raffineries. Les dégagements gazeux et le gasoil sous vide sont d’autres sous-produits de la valorisation.

En plus de ces sous-produits, différents produits intermédiaires découlant du procédé de valorisation pourraient être combinés avec des hydrocarbures provenant des dégagements gazeux et des produits intermédiaires raffinés pour constituer une charge d’alimentation d’installation pétrochimique.

Les retombées d’une démarche intégrée, pour peu qu’on les découvre, pourraient réduire les coûts totaux au point de rendre les produits pétrochimiques à valeur ajoutée de l’Alberta concurrentiels sur le marché nord-américain. Il est possible que la mise en valeur parallèle de la pétrochimie et des activités de valorisation et de raffinage crée des conditions économiques plus favorables, en plus d’offrir une plus grande souplesse. Un complexe de valorisation/raffinage/pétrochimie exigerait toutefois de lourds investissements ainsi que la mise en oeuvre d’une démarche coordonnée ou intégrée pour que des économies d’échelle soient réalisables. Il faudrait vraisemblablement dix ans avant qu’un tel complexe voit le jour.

Qu’est-ce qu’on entend par cogénération?

La production d’électricité et la production de pétrole sont deux procédés distincts qui consistent à transformer de l’énergie d’un état à un autre. Une centrale de cogénération, permet de réaliser des gains d’efficience en combinant les procédés, c’est-à-dire en utilisant un combustible (généralement le gaz naturel) pour alimenter une turbine et actionner une génératrice qui produit de l’électricité. Un générateur de vapeur récupère ensuite la chaleur qui serait normalement perdue et produit de la vapeur, de l’eau chaude ou un mélange des deux, qu’on utilise pour l’exploitation des sables bitumineux.

Quelles sont les conséquences d’utiliser la cogénération, plutôt que la production séparée de vapeur et d’électricité, sur la consommation de gaz naturel?

Si l’exploitant de sables bitumineux cherche à réduire au minimum la consommation de gaz naturel sur place, l’utilisation d’une chaudière pour produire uniquement de la vapeur, alors que l’électricité provient d’une source externe, peut être la meilleure solution. En pareil cas, on ne tiendrait pas compte de la quantité de combustible (le gaz naturel) consommé pour produire cette électricité.

Si l’exploitant de sables bitumineux cherche à réduire au minimum la quantité de gaz naturel consommée lors de la production de vapeur et d’électricité, une installation de cogénération permet de consommer moins de gaz pour produire la même quantité de vapeur et d’électricité que des installations autonomes.

La cogénération a-t-elle d’autres avantages par rapport à la production de vapeur et d’électricité au moyen d’équipements autonomes?

Entre autres, la cogénération permet aux producteurs de se prémunir contre les fluctuations des prix de l’électricité. Elle offre des avantages sur une très longue période, étant donné que la vie économique des projets de sables bitumineux peut s’étendre sur 30 ans et plus. En outre, lorsque les installations de cogénération sont conçues en fonction de la quantité de vapeur requise pour un projet de récupération in situ, un projet de séparation gravitaire stimulée par injection de vapeur par exemple, elles produisent tellement d’électricité qu’il est douteux que le projet de sables bitumineux prenne assez d’ampleur pour utiliser toute l’électricité excédentaire produite.

En résumé, quelles sont les possibilités et les contraintes d’utilisation de la cogénération dans le secteur des sables bitumineux?

La cogénération permet à l’exploitant de sables bitumineux d’accroître le degré de fiabilité de l’alimentation électrique, d’utiliser l’énergie de manière plus efficace au profit de l’environnement, et d’augmenter ses revenus par la vente d’électricité excédentaire. Un des avantages les plus intéressants est de pouvoir produire de fortes quantités d’électricité à moindre coût tout en optimalisant les avantages que nous venons de citer. Les principales contraintes à cet égard sont la lenteur de la construction d’une nouvelle infrastructure de transport à partir des régions de production des sables bitumineux en Alberta, ainsi que la perception selon laquelle la consommation en Alberta est trop faible pour qu’il soit avantageux de maximiser la capacité de cogénération potentielle.

Date de modification :