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    Changements climatiques

    L’Alberta devra refiler à d’autres ses émissions de GES

    La clé: laisser le raffinage aux importateurs, dit l’IREC

    Le gouvernement néodémocrate de Rachel Notley a annoncé son intention de limiter à 100 mégatonnes par année les émissions de GES de l’industrie des sables bitumineux.
    Photo: Daniel Barnes Getty Images Le gouvernement néodémocrate de Rachel Notley a annoncé son intention de limiter à 100 mégatonnes par année les émissions de GES de l’industrie des sables bitumineux.

    Si l’Alberta veut réduire ses émissions de gaz à effet de serre (GES) tout en augmentant, comme prévu, sa production de pétrole, elle devra vraisemblablement exporter davantage de pétrole brut et laisser à d’autres le raffinage… et les émissions polluantes que cela implique.

     

    Dans une analyse publiée mardi, deux chercheurs de l’Institut de recherche en économie contemporaine (IREC), Gilles L. Bourque et Noël Fagoaga, décortiquent le plan de lutte contre les changements climatiques dévoilé en novembre par la première ministre de l’Alberta, Rachel Notley. Ils constatent que ce plan ne pourra tenir la route qu’à certaines conditions.

     

    Le gouvernement néodémocrate a annoncé son intention de limiter à 100 mégatonnes par année les émissions de GES de l’industrie des sables bitumineux. En parallèle, la production de pétrole albertain devrait passer de 2,3 millions de barils par jour (mbj) à 4,7 mbj en 2020, puis à 6 mbj en 2030.

     

    « On a voulu savoir dans quelle mesure le gouvernement de l’Alberta peut concilier ses objectifs de production de pétrole […], tout en se permettant d’avoir un objectif d’émissions de GES plafonnées à 100 mégatonnes », résume M. Bourque.

     

    « Exporter » ses émissions

     

    Selon les chercheurs, la réussite du plan Notley dépend de la réussite de ses principaux volets : la fermeture de centrales au charbon et leur remplacement par des centrales au gaz, la diminution des émissions du secteur de la production énergétique et la mise en oeuvre d’une taxe carbone, qui devrait favoriser le développement de projets moins polluants.

     

    Mais pour garder le cap sur la production de pétrole envisagée, MM. Bourque et Noël affirment que l’Alberta devra également privilégier l’exportation de son pétrole brut tout en réduisant ses activités de valorisation et de raffinage.

     

    « En exportant du bitume, c’est l’importateur qui produit des GES en procédant au raffinage », fait remarquer M. Bourque.

     

    Actuellement, la part du bitume dans les exportations du secteur pétrolier albertain avoisine les 50 %. Les deux chercheurs prévoient que cette proportion s’élèvera à 70 % en 2030.

     

    « La stratégie d’exportation par pipeline et par train passerait par une délocalisation des émissions en exportant par exemple davantage de pétrole sous forme “ dilbit  [du bitume dilué pour être transporté], laissant ainsi aux importateurs le soin d’émettre les émissions de GES liées à l’étape de la valorisation en pétrole synthétique », souligne la note de l’IREC.

     

    Autrement dit, cette stratégie avantagerait l’Alberta, qui limiterait ses émissions de GES tout en augmentant son niveau de production de pétrole, mais plomberait le bilan climatique des provinces où le pétrole de l’Ouest est raffiné. Cet impact se ferait particulièrement sentir au Québec et au Nouveau-Brunswick avec la construction de l’oléoduc Énergie Est.

     

    Revenus en baisse?

     

    L’hypothèse avancée par les chercheurs de l’IREC représente un net avantage pour l’Alberta en matière d’émissions de GES, mais elle ne fait pas oublier l’ampleur du choc qu’elle encaisse actuellement.

     

    Le pétrole tout droit sorti des sables bitumineux, associé au baril de référence Western Canadian Select (WCS), se vend généralement moins cher que le baril de référence du pétrole nord-américain — le West Texas Intermediate (WTI) — parce que son raffinage est plus coûteux.

     

    L’écart entre le WCS et le WTI était de 7 ou 8 $US en juin, il s’est creusé à environ 20 $US en août et avoisine aujourd’hui les 15 $US. Le prix du WTI oscille ces jours-ci autour de 30 $US, alors que celui du WCS se situe légèrement au-dessus de 15 $US. Or, une étude publiée il y a quelques mois par le Canadian Energy Research Institute indiquait que la production d’un baril de pétrole des sables bitumineux coûte entre 60 et 65 $US.

     

    Dans ces conditions, Gilles L. Bourque reconnaît que les finances de l’Alberta ne se portent pas bien et que plusieurs compagnies sont en difficulté, mais il prône malgré tout la patience. « Quand une compagnie met 5 à 10 milliards de dollars pour développer les sables bitumineux, ce sont des investissements sur 20, 30 ou 40 ans. Donc ce n’est pas parce que les prix vont baisser pendant cinq ou dix ans que ça compromet nécessairement l’investissement de départ », soutient-il.













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