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Oléoduc Énergie Est: un non-sens économique

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La question n'est pas vraiment de savoir si un pipeline serait plus sécuritaire que le train, mais surtout, y aura-t-il une demande pour ce pétrole bitumineux qui justifierait la construction du pipeline Énergie Est ?

Le Québec consomme environ 350 000 barils de pétrole par jour (bpj), soit le même niveau depuis plusieurs années. En 2021, le Québec n'aura pas besoin du pétrole qui proviendrait d'Énergie Est. Il sera déjà alimenté en pétrole canadien s'il le désire. Le pipeline Enbridge 9B peut amener à Montréal jusqu'à 300 000 bpj, et il s'approvisionne déjà en pétrole de Terre-Neuve.

Dans ces conditions, le pipeline Énergie Est (1,1 million de bpj) ne sera pas construit pour le Québec, mais pour l'exportation. Les coûts de construction d'Énergie Est sont évalués à 15,7 milliards $. Sa durée de vie est estimée à 40 ans.

Est-ce que le marché mondial sera acheteur de 2021 à 2061 de ce pétrole destiné à l'exportation ?

Crise de l'industrie pétrolière mondiale

Le prix du pétrole conventionnel sur les marchés mondiaux est passé de plus de 100 $US le baril à 30 $US en 20 mois. Un effondrement.

Pire, le pétrole bitumineux s'est vendu entre 12 et 20 $/baril en janvier.

Les prix élevés du baril de pétrole jusqu'à la mi-2014 ont favorisé l'arrivée sur le marché mondial de sources de pétrole très coûteux à produire, dont celui des sables bitumineux canadiens. La venue de ces productions nouvelles a contribué à engorger le marché mondial du pétrole qui, depuis deux ans, nage dans une surproduction d'environ 2 millions de bpj. De plus, l'Iran vient d'obtenir la permission d'y ajouter 1 million de bpj. Les réservoirs de stockage sont pleins, partout sur la planète.

Nombre d'institutions, dont le Fonds monétaire international (FMI) et l'Agence internationale de l'énergie (AIE) prévoient que le prix du pétrole stagnera en 2016. Dans son rapport sur les perspectives du prix du pétrole à moyen terme publié le 22 février, l'AIE estime que les prix demeureront bas aussi en 2017, en raison de cette surabondance que le marché devra absorber.

D'autres experts pensent résolument que le marché mondial du pétrole est entré dans un nouveau contexte d'offre et de demande où les prix pétroliers seront affectés durablement. La banque d'investissement Goldman Sachs, entre autres, estime que le prix du pétrole évoluera entre 20 et 50 $US au cours des 15 prochaines années. L'Arabie saoudite pense aussi que les prix demeureront bas
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Coûts du pétrole bitumineux canadien : prohibitifs

Environ les deux tiers du pétrole produit au Canada proviennent des sables bitumineux, soit 2,3 millions de bpj sur un total de 3,6 millions de bpj. Au prix actuel de 30 $US le baril, les producteurs de pétrole bitumineux perdent de l'argent.

Les sites de pétrole bitumineux entrés en production entre 2010 à 2014 ont besoin d'un prix entre 50 $US et 100 $US le baril pour être rentables. Quant aux projets envisagés pour alimenter les futurs pipelines, le Conference Board of Canada a estimé que le seuil de rentabilité pour ces projets d'extraction est de l'ordre de 60 à 100 $US le baril. Le coût varie selon les techniques d'extraction envisagées. Pour les projets à injection de vapeur (dits «in situ») les coûts seraient entre 60 $ et 80 $US le baril ; pour les projets à ciel ouvert (dits «mining»), de 90 à 100 $US.

Reports et annulations de projets

On assiste donc à une valse de reports et d'annulation de ces projets aux coûts trop élevés. Même avant la baisse des prix, en mars 2013, la firme française Total se retirait du projet bitumineux Voyageur, quitte à accepter une perte de 1,6 milliard $.

En 2015 seulement, une vingtaine de projets de production de bitumineux ont été reportés ou annulés. Shell a accepté une perte de 2 milliards $ et fermé le projet de Carmon Creek, où elle investissait depuis deux ans.

Tant et si bien que l'AIE estime aujourd'hui que les projets de développement du pétrole bitumineux canadien vont «ralentir dramatiquement», voire «cesser» vers 2021, car les coûts de production vont demeurer trop élevés pour rentabiliser ce type de production.

Endettement, non-rentabilité, craintes financières

Entre temps, les dettes accumulées par l'industrie pétrolière pour mettre en branle ces projets inquiètent aujourd'hui les milieux financiers.

Nombre de petites et moyennes entreprises pétrolières moins bien capitalisées ont été placées sous un régime de protection contre les créanciers, ou recherchent actuellement des concessions de leurs créanciers. Les agences de crédit (Moody's) ont réduit les dettes d'entreprises importantes, comme Cenovus, Canadian Oil Sands, Encana au rang de «junk bond». Un grand producteur intégré comme SUNCOR (Pétro-Canada) vient d'annoncer une perte de 2 milliards $ pour 2015, malgré ses importantes activités de raffinage très rentables.

Construire un pipeline pour 40 ans ? Enbridge repense son avenir

Dans ce nouveau contexte, Enbridge, le plus important opérateur de pipelines dans la région des sables bitumineux, et promoteur du pipeline Northern Gateway visant à exporter le pétrole bitumineux via un port de la Colombie-Britannique, constate qu'il n'y a pas d'urgence à en commencer la construction. La hausse de production attendue de pétrole bitumineux ne s'est pas réalisée et l'avenir est sombre.

De plus, même si des producteurs ont signé des contrats à long terme pour transporter une éventuelle production via Northern Gateway, Enbridge s'interroge dans l'optique où le statut financier de certains producteurs est devenu plus fragile.

Enbridge réalise qu'on ne construit pas de pipeline à coups de milliards de dollars d'investissements dans les conditions actuelles du marché, et travaille à repenser sa stratégie. Après 2019, il orientera sa croissance vers de nouvelles sources de revenus provenant de projets de génération d'énergie et de gaz naturel, afin de dépendre moins du pétrole bitumineux.

Marché mondial : trois tendances porteuses

a) l'Arabie saoudite

Un des acteurs majeurs du marché est l'Arabie saoudite. Elle produit actuellement 10 millions de bpj et pourrait déjà hausser à 12,5 millions de bpj. Elle attend, car le marché est déjà sursaturé.

L'Arabie a des réserves pétrolières pour 60 ans. Son coût de production est estimé à moins de 10 $US/baril. L'Arabie est de moins en moins intéressée à freiner sa production. Ses dirigeants estiment qu'il vaut mieux vendre un baril de pétrole à 30 $, ou 20 $ aujourd'hui, que de ne rien collecter dans 40 ou 50 ans, lorsque la structure du marché de l'énergie aura définitivement changé, soit par nécessité (gaz à effet de serre) ou par précaution (autres sommets tel COP21). Cette semaine à Houston (23 février 2016), le ministre saoudien de l'Énergie a invité les producteurs de pétrole à trouver des moyens de produire à plus bas coût, ou bien à disparaître du marché.

b) Transport et pressions à la baisse sur la demande et les prix du pétrole

En 2025, aux États-Unis, les fabricants d'autos devront offrir une gamme présentant une consommation moyenne de 5,2 litres au 100 km. Un autre facteur contribuera d'ici 2025 à maintenir une pression à la baisse sur la demande de pétrole : l'entrée sur le marché de la deuxième génération de véhicules électriques (VÉ) dotée d'une autonomie de 300 km.

Couplée aux contraintes de pollution que vivent la Chine («Airpocalypse») et l'Europe, il y aura une pénétration sensible des VÉ à partir des années 2020. Dès 2023, les VÉ pourraient soustraire au marché pétrolier l'équivalent de 2 millions de bpj, maintenant ainsi une pression à la baisse (voir l'animation explicative du présent lien).

c) Investissements éthiques et fonds d'investissement

Enfin il ne faut pas sous-estimer l'impact des pressions faites par différents groupes sur les fonds et banques d'investissements afin qu'ils cessent de financer les compagnies de pétrole. Investissements éthiques et pétrole bitumineux ne vont pas bien ensemble. L'amorce d'un mouvement mondial de désinvestissement du pétrole se dessine.

Aux États-Unis et en Europe, il y a eu et il y aura des pressions sur les gouvernements pour qu'ils refusent d'acheter ce pétrole polluant : refus du pipeline Keystone, désinvestissement, risque de boycott.

Oléoduc Énergie Est : un non-sens économique

Le pétrole bitumineux du Canada est l'un des pétroles les plus coûteux à produire. Au Canada comme partout, les banquiers vont préférer financer des projets plus agiles (entrant en production rapidement, moins lourds en investissements, fermant les opérations rapidement) que de lourds projets de bitumineux qui risquent de ne jamais faire leurs frais.

La demande mondiale sera encore moins au rendez-vous des prochaines décennies pour les projets des sables bitumineux, dont la production est l'une des plus polluantes. Cette production est dénoncée par des scientifiques, ciblée par des groupes écologistes mondiaux, désapprouvée par des populations concernées, pendant qu'un mouvement prônant le désinvestissement financier du secteur pétrolier s'amorce.

Les pipelines Énergie Est et Northern Gateaway sont des infrastructures à long terme pour les années 2020 à 2060. Enbridge réalise qu'il n'y a plus d'urgence de construire des pipelines pour l'exportation. Enbridge réoriente ses plans, entre autres vers la production d'énergie. L'Alberta en profitera plus, et les territoires voisins souffriront moins des risques.

Nous assistons au début du basculement du marché du pétrole vers un marché de l'énergie plus polyvalent. L'électricité peut être produite par de nombreuses sources : solaire, biomasse, éolienne, nucléaire, hydraulique, pétrole, gaz, etc. Entre 2020 et 2060, le monde se dégagera graduellement de sa dépendance pétrolière, par les progrès techniques (électrification), par des innovations sociales (info et économie de partage) et par nécessité.

Les gouvernements du Québec et du Canada doivent dire non à l'oléoduc Énergie Est de TransCanada. Ce pipeline de 4600 km ne pourra pas être rentable dans le scénario économique pétrolier mondial qui se dessine.

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