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Production d’hydrocarbures au Québec . Bien des obstacles restent à franchir

Il a été question du transport et de la production des hydrocarbures au congrès annuel de l’Association des économistes du Québec (ASDEQ) à la fin de mai, à Québec. Si le Québec montre un bon potentiel, il reste encore plusieurs obstacles à franchir avant que des entreprises d’exploration deviennent des producteurs.

Isabelle Proulx, vice-présidente au développement des affaires chez Pétrolia, a énuméré certains de ces obstacles. Elle a relaté les efforts de son entreprise pour se lancer dans l’extraction des hydrocarbures en Gaspésie.

Isabelle Proulx, vice-présidente au développement des affaires chez Pétrolia

Isabelle Proulx, vice-présidente au développement des affaires chez Pétrolia

« Le gisement Haldimand, près de Gaspé, compte déjà sur 8 millions de barils récupérables, précise-t-elle, mais le potentiel pourrait atteindre 300 millions de barils. Ça paraît petit, mais c’est un début. Mais il faut explorer, et il faut forer », ajoute-t-elle. Si le Québec veut développer son industrie pétrolière et gazière, on doit permettre aux explorateurs de fouiller dans le sol.

La compagnie estime que chaque foreuse en activité représente 16 emplois directs. S’ajoutent à cela 75 emplois directs dans d’autres services requis par le forage et 125 emplois indirects.

« L’industrie est de plus reconnue pour payer d’excellents salaires, précise Mme Proulx. Pétrolia est une PME qui emploie 17 personnes. Nous croyons au potentiel pétrolier. Nous sommes prêts à produire en respectant les plus hauts standards environnementaux. Nous voulons que ce potentiel reste entre des mains québécoises », dit-elle.

Pétrolia veut aussi évaluer le potentiel du schiste McCasty, dans le sous-sol de l’île d’Anticosti, où elle détient plusieurs propriétés. Les estimations parlent d’un gisement de 35 milliards de barils. Si l’on arrivait à produire du pétrole à Anticosti, elle estime que 6500 emplois seraient créés grâce à la mise en activité d’une trentaine de foreuses, ce qui représenterait des investissements annuels de 1 à 2 milliards de dollars (G $) par année.

Isabelle Proulx précise qu’au maximum seulement 2 % de la superficie de l’île serait couverte par l’activité pétrolière. La mise en place des infrastructures se ferait de manière graduelle. Le gouvernement Marois s’est montré ouvert à la possibilité d’autoriser les premiers forages à Anticosti.

Comme les deux raffineries du Québec songent à importer du pétrole léger des États-Unis, « ne serait-il pas plus judicieux que le Québec développe son propre potentiel ? », se demande Isabelle Proulx.

Plus le Québec tarde à se lancer, plus il deviendra difficile de se doter de l’outillage requis, car l’intensité de l’activité ailleurs sur le continent attire déjà les fournisseurs d’équipements pétroliers. Pétrolia pourra requérir les services de fournisseurs du Nouveau-Brunswick, mais elle préfère développer son réseau au Québec.

Pétrolia a déjà investi 1 million de dollars dans les études hydrogéologiques à Gaspé et à Anticosti. « L’industrie pétrolière utilise des technologies éprouvées et est fortement encadrée, et ses risques sont contrôlés », dit-elle.

Un sondage mené en 2013 révèle que les Québécois sont pour le développement du potentiel pétrolier en Gaspésie et à Anticosti. « Le Québec pourra ainsi créer de la richesse qui servira à de multiples fins », conclut Mme Proulx.

La révolution gazière

Martin Imbleau est vice-président à l’exploitation, aux projets majeurs et à l’énergie renouvelable chez Gaz Métro. Selon lui, la révolution énergétique associée à l’exploitation des gisements de schiste et le prix très bas du gaz naturel en Amérique du Nord contribuent à la transformation de l’économie.

Martin Imbleau, vice-président à l'exploitation, aux projets majeurs et à l'énergie renouvelable chez Gaz Métro

Martin Imbleau, vice-président à l’exploitation, aux projets majeurs et à l’énergie renouvelable chez Gaz Métro

De nombreux fabricants expriment leur désir de revenir usiner leurs produits en Amérique du Nord, après des années de délocalisation de la production en Asie.

Arrivé chez le distributeur québécois il y a seize ans, Martin Imbleau constate que le prix du gaz naturel est le même en 2013 qu’en 1997. Selon les prévisions, le prix restera sous la barre des 5 $ le million de BTU pour une longue période, grâce aux réserves spectaculaires qui sont désormais exploitables à partir des gisements dits non conventionnels.

Cette disponibilité exceptionnelle du gaz naturel maintiendra le prix plus bas en Amérique du Nord comparativement à l’Europe et à l’Asie.

« On estime que d’ici 2015 les retombées de l’exploitation des nouveaux gisements gaziers dépasseront les 200  G $, et cette estimation était impensable encore en 2008 », insiste-t-il. L’industrie pétrochimique a dans ses cartons quelque 90 projets d’usine sur le continent.

Il cite en exemple l’usine de fabrication d’urée à Bécancour, un projet de 1,2 G $ rendu possible grâce à la proximité des infrastructures de distribution du gaz naturel.

« Au Québec, déplore M. Imbleau, on demeure les champions de la consommation de mazout lourd (bunker) avec 33 % de la consommation canadienne. »

Gaz Métro a toujours pour projet de distribuer le gaz naturel vers la Côte-Nord, où se trouve la dernière poche industrialo-portuaire qui n’a pas accès au gaz. Le distributeur continuera de développer la Route Bleue pour desservir les camions alimentés au gaz naturel liquéfié (GNL).

« Les consommateurs du Québec ont aussi leur rôle à jouer, dit-il : entre 2006 et 2011, le nombre de véhicules a augmenté deux fois plus vite que la croissance de la population. »

Raffiner le pétrole canadien au Québec

John Van der Put est vice-président responsable des projets d’oléoducs pour l’est du Canada chez Trans  Canada. L’entreprise détient déjà l’un des plus grands réseaux de gazoducs du continent, avec 68 500 km, et le débit moyen de son réseau représente environ 20 % de la demande nord-américaine.

John Van der Put, vice-président responsable des projets d'oléoducs pour l'est du Canada chez TransCanada

John Van der Put, vice-président responsable des projets d’oléoducs pour l’est du Canada chez TransCanada

Elle arrive troisième pour les réserves de gaz naturel en Amérique du Nord, en plus d’être le plus grand producteur d’énergie du secteur privé au Canada, avec ses 21 centrales thermiques fournissant 11 800 mégawatts (MW) à ses clients. Elle produit aussi 1390 MW d’énergie à partir de ressources renouvelables (solaire, éolienne, hydraulique).

Au Québec, TransCanada exploite la centrale thermique de Bécancour de même que plusieurs parcs éoliens en Gaspésie. Elle détient aussi 902 km de gazoduc au Québec, seule ou avec des partenaires.

M. Van der Put rappelle que la production pétrolière doublera dans l’ouest du Canada d’ici dix ans, pour atteindre 6 millions de barils par jour (Mbj). En incluant les projets Keystone et Keystone XL à compléter, la capacité de transport par oléoduc ne sera que d’un peu plus de 4 Mbj.

Dès 2017, il faudra donc ajouter des pipelines pour écouler le brut extrait du sol des Prairies. Selon lui, les retombées économiques externes associées à l’exploitation des sables bitumineux de l’Alberta profitent à toutes les provinces canadiennes. Comparativement à 1990, les émissions des gaz à effet de serre (GES) pour chaque baril de pétrole tiré des sables bitumineux sont en baisse de 26 %.

Les trois raffineries du Québec et des Maritimes (voir encadré) profiteront largement de l’accès au pétrole albertain, qui est moins coûteux.

Avec son projet Énergie Est, TransCanada projette ainsi de convertir des canalisations existantes sur 3000 km et d’en construire de nouvelles sur 1400 km pour livrer le brut albertain à partir de ses installations à Hardisty, en Alberta, jusqu’au Nouveau-Brunswick.

Elle veut convertir certains tronçons de son gazoduc qui est sous-utilisé. Le distributeur procède actuellement aux études environnementales qui seront soumises à l’Office national de l’énergie (ONÉ) durant le quatrième trimestre de 2013, aux fins de consultation publique. Si le projet est approuvé d’ici la fin de 2015, la construction commencera dès 2016.

L’oléoduc entrera en service au Québec en 2017 et l’année suivante, au Nouveau-Brunswick. M. Van der Put n’a pas indiqué la valeur des investissements requis.

La prospérité

« Chaque jour, les Canadiens pompent quelque 200 millions de litres de carburant dans le réservoir des automobiles et des camions, ou 75 milliards de litres de carburant par année », souligne Carol Montreuil, vice-président au Québec de l’Association canadienne des carburants (ACC).

Carol Monteuil, vice-président au Québec de l'Association canadienne des carburants (ACC)

Carol Monteuil, vice-président au Québec de l’Association canadienne des carburants (ACC)

Le pétrole fournit 95 % de la demande énergétique du secteur des transports au pays qui, lui-même, représente près de 30 % de toute l’énergie consommée au Canada.

Il estime que, en 2035, 90 % de la demande énergétique des transports sera comblée par les combustibles liquides à base de pétrole. Selon les prévisions sur la demande énergétique faites par l’Agence internationale de l’énergie, l’ONÉ et l’EIA (aux États-Unis), les combustibles fossiles combleront encore près de 80 % de la demande énergétique mondiale en 2035.

Même si les carburants renouvelables augmenteront leur part de marché au détriment du pétrole, la demande de carburants issus des produits pétroliers grimpera quand même en moyenne de 1 % par année, ou de 29 % entre 2009 et 2035.

Le pétrole sera encore pour un bon moment la source d’énergie la plus attrayante pour les véhicules à moteur, car il montre un meilleur ratio de densité d’énergie en fonction du poids et du volume que les autres carburants.

Les fabricants améliorent constamment la performance énergétique des automobiles. On estime que la consommation énergétique des véhicules de promenade sera réduite d’ici trente ans, passant de 9 à 5 litres aux 100 km entre 2010 et 2040.

Carol Montreuil note que l’absence de protocole international sur le climat est un problème pour les États qui désirent adopter des législations plus contraignantes. Les économistes s’entendent pour dire que la taxe sur le carbone imposée le plus près possible de l’émetteur est le meilleur moyen d’arriver à une réelle réduction des émissions de GES dans l’atmosphère.

« Le système de crédits carbone montre ses limites, ajoute-t-il, car les agents économiques peuvent s’échanger entre eux ce droit de polluer et établir un système viable et fonctionnel, tout en ne contribuant nullement à réduire les émissions de GES. »

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