Pétrole lourd : Québec aura le dernier mot

Les installations de Suncor à Montréal.
Photo: Jacques Nadeau - Le Devoir Les installations de Suncor à Montréal.

Un feu vert de l’Office national de l’énergie (ONE) au projet d’inversion de la canalisation 9B ne suffira pas à Suncor pour raffiner du pétrole lourd issu des sables bitumineux dans ses installations de Montréal. La compagnie albertaine devra préalablement mettre la main sur un certificat d’autorisation du ministre du Développement durable, de l’Environnement, de la Faune et des Parcs, Yves-François Blanchet.

 

Le libellé de la Loi sur la qualité de l’environnement est on ne peut plus explicite, a indiqué une source gouvernementale dans une entrevue avec Le Devoir.« Nul ne peut ériger ou modifier une construction, entreprendre l’exploitation d’une industrie quelconque, l’exercice d’une activité ou l’utilisation d’un procédé industriel ni augmenter la production d’un bien ou d’un service s’il est susceptible d’en résulter une émission, un dépôt, un dégagement ou un rejet de contaminants dans l’environnement ou une modification de la qualité de l’environnement, à moins d’obtenir préalablement du ministre un certificat d’autorisation », peut-on lire à l’article 22 de la loi.

 

Suncor a soufflé le chaud et le froid cette semaine sur ses projets de raffinage de pétrole lourd dans ses installations montréalaises, dans l’éventualité où l’ONE autoriserait Enbridge à faire couler chaque jour 300 000 barils de pétrole de l’Ouest vers la métropole québécoise. Si la compagnie albertaine fonce, « à première vue, un tel projet [entraînant une hausse des émissions de gaz à effet de serre] requiert un certificat d’autorisation », a indiqué la porte-parole du MDDEFP Geneviève Lebel.

 

Le représentant de Suncor, L. E. Smith, a insisté sur la nécessité d’investir des sommes importantes dans la raffinerie montréalaise avant que cette dernière soit en mesure de raffiner une plus grande quantité de pétrole lourd. Il a néanmoins tenté de dissuader l’ONE de fixer une limite au pétrole lourd transporté par la canalisation 9B. « D’une perspective opérationnelle et économique, […] il ne peut y avoir de restriction plombant la flexibilité dont Suncor a besoin pour s’adapter aux défis de la concurrence », a-t-il fait valoir. L’unique raffinerie en activité à Montréal traite bon an, mal an de 15 000 à 18 000 barils de pétrole lourd - plus polluant - par jour sur 137 000 barils par jour.

 

En revanche, Énergie Valero a coupé net vendredi aux conjectures sur la possibilité de raffiner du pétrole issu des sables bitumineux à Lévis. « La raffinerie Jean-Gaulin n’a simplement pas la capacité de raffiner du bitume dilué. […] Elle n’est pas en mesure de traiter du pétrole des sables bitumineux », a répété l’un des représentants de Valero, au dernier jour des audiences publiques de l’ONE à Montréal. La raffinerie de Lévis compte sur un approvisionnement en pétrole léger et moyen de la région du Bakken et de l’Ouest canadien.

 

Le gouvernement péquiste affiche un préjugé favorable à l’égard du projet d’inversion de la canalisation 9B et d’accroissement de la capacité de la canalisation 9. L’équipe de la première ministre Pauline Marois a tout de même promis de mener ses propres consultations avant de se forger une opinion arrêtée sur le projet d’Enbridge. Quand seront-elles organisées ? La question demeure sans réponse. C’était silence radio vendredi au cabinet du ministre Yves-François Blanchet.

 

Investissements

 

C’était au tour de Valero vendredi d’inviter les commissaires de l’ONE à donner leur aval au projet d’Enbridge. L’exploitante de la raffinerie Jean-Gaulin à Lévis, qui est actuellement approvisionnée par du pétrole brut d’Europe, d’Afrique occidentale et d’Amérique du Sud, lorgne le pétrole léger et moyen des Prairies, dont le prix est « considérablement inférieur » au prix des bruts de référence mondiaux, comme le Brent. L’avantage de prix du mélange de brut à faible teneur en soufre de l’Alberta oscillera autour de 4,80 $ à 6,89 $ le baril en 2015 et de 1,79 $ à 3,79 $ le baril en 2025, a indiqué Énergie Valero. « Même si l’écart de prix s’est amoindri dernièrement, […] les pétroles bruts nord-américains seront moins chers que ceux des sources d’approvisionnement actuelles de Valero », a soutenu Julie-Martine Loranger, de Valero, pointant un rapport de la firme IHS. « La réduction des coûts associés aux charges d’alimentation constitue sans doute la meilleure solution pour améliorer la performance économique des raffineries, car ces coûts représentent la majorité des coûts de fonctionnement d’une raffinerie type. »

 

Énergie Valero fait miroiter des investissements de quelque 200 millions de dollars dans son terminal de produits pétroliers de Montréal-Est, dans sa raffinerie de Lévis, ainsi que dans l’acquisition de nouveaux navires pour le transport de pétrole brut entre Montréal et Lévis… si le pétrole de l’Ouest court le long de la ligne 9B. « Ce projet aura pour avantage principal de permettre à Valero de maintenir et d’améliorer sa compétitivité », a souligné Mme Loranger, avant de préciser que ces investissements entraîneront la création de 100 emplois permanents. « Certaines parties tentent de décrire la canalisation comme étant vieillissante et vulnérable, mais Valero croit qu’un entretien approprié et régulier assurera que la canalisation puisse poursuivre ses activités de façon sûre et fiable pour de nombreuses années à venir », a-t-elle affirmé.

 

Valero a aussi réfuté les allégations qu’un oui à l’inversion du flux du pipeline d’Enbridge contribuera à une hausse des émissions de gaz à effet de serre au Québec. D’ailleurs, le chef de file des ventes industrielles et commerciales de produits du pétrole se targue d’avoir contribué à la lutte contre les émissions de gaz à effet de serre en tirant vers le bas la concentration de benzène et de soufre dans l’essence au prix d’« investissements considérables ».

 

Valero et Suncor ont chacun conclu une entente de service de transport - détaillée dans un « document commercial confidentiel » - d’une durée de 10 années avec Enbridge assortie d’une option de renouvellement de cinq autres années. Après l’inversion du flux de la ligne 9B, les deuxcompagnies s’engagent à recevoir « chaque jour » la part du lion des 300 000 barils acheminés par Enbridge.