Étude nº 163 février 2017 · 2019-06-22 · février 2017 canadian energy research institute ......

CANADIAN ENERGY RESEARCH INSTITUTE

PROJETS DE DÉVELOPPEMENT ET COÛTS DE

L’OFFRE DU SECTEUR DES SABLES

BITUMINEUX CANADIENS (2016-2036)

Étude nº 163 Février 2017

Canadian Energy Research Institute | Pertinence • Indépendance • Objectivité

Projets de développement et coûts de l’offre du secteur des 1 sables bitumineux canadiens (2016-2036)

Résumé Le Canadian Energy Research Institute (CERI) publie chaque année sa perspective à long terme de production et d’approvisionnement du secteur des sables bitumineux du Canada, conjointement à un examen du coût de l’offre des sables bitumineux. La présente étude constitue la onzième édition de la mise à jour annuelle du CERI sur les projets de développement et le coût de l’offre des sables bitumineux. Comme pour les éditions antérieures du rapport, de nombreux scénarios de développement des sables bitumineux ont été étudiés. De plus, en raison des hypothèses associées à la structure de coûts actuelle, une perspective prévisionnelle du coût futur de l’offre est proposée.

Résultats liés au coût de l’offre Le coût de l’offre correspond au prix en dollars constants nécessaire pour recouvrer l’ensemble des dépenses en capital, des coûts d’exploitation, des redevances, des impôts et d’un rendement de l’investissement spécifié. Les coûts de l’offre présentés dans la présente étude ont été calculés avec un taux d'actualisation annuel de 10 pour cent (effectif), ce qui équivaut à un rendement sur le capital investi de 12 pour cent (nominal) associé à un taux d’inflation annuel présumé de 2 pour cent.

Selon ces hypothèses, le coût de l’offre du bitume brut extrait par le Drainage par Gravité au moyen de vapeur (DGMV) et par l’extraction minière à ciel ouvert ont été calculé pour un projet fictif. La Figure E.1 présente le coût de l’offre pour chaque projet. Les coûts de l’offre à la sortie de l’usine, qui excluent les frais de transport et de fluidification, sont de 43,31 $ CA/baril dans le cas d’un projet DGMV et de 70,08 $ CA/baril pour ce qui est d’un projet avec extraction à ciel

ouvert. La comparaison1 des coûts à la sortie de l’usine entre la mise à jour d’août 2015 2 avec ceux de la présente étude indique que, après la correction de l’effet de l’inflation, le coût de l’offre d’un producteur DGMV a chuté de 27 pour cent et celui d’un producteur par extraction à ciel ouvert a diminué de 6 pour cent.

Après correction pour les frais de transport et de fluidification, le coût de l’offre qui équivaut au West Texas Intermediate (WTI) à Cushing, en Oklahoma, pour les projets DGMV est de 60,52 $US/baril, alors qu’il est de 75.73 $US/baril pour les projets avec extraction a ciel ouvert. Si on compare ces résultats à ceux de la mise à jour de l’an dernier, les coûts équivalents WTI pour un projet de construction DGMV ont diminué de 25 pour cent tandis que ceux pour un projet avec extraction à ciel ouvert ont baissé de 16 pour cent en raison de coûts d’exploitation inférieurs, de l’hypothèse formulée quant à la variation du taux de change entre le Canada et

États-Unis, et de l’absence de surcharge sur le coût du diluant. Avec le prix actuel du WTI se 1 Il est déconseillé de comparer directement les coûts; la comparaison n’est présentée que pour indiquer le sens de la variation des coûts. Comme certaines modifications ont été apportées aux hypothèses des projets quant à la politique relative au carbone de même qu’aux paramètres économiques des projets, il n’est pas recommander d’effectuer une comparaison directe des coûts. 2 Étude CERI no 141 intitulée Canadian Oil Sands Supply Costs and Development Projects (Projets de développement et coût de l’offre des sables bitumineux canadiens) (2014-20148), juillet 2014.

2 Canadian Energy Research Institute

situant juste au-dessus de 50 $US/baril,3 on peut supposer que de tels nouveaux projets ne seraient pas rentables ou devraient accepter un rendement moindre sur le capital investi. Toutefois, comme cela a été observé dans le secteur, la position concurrentielle relative des projets de sables bitumineux par rapport aux autres projets de production de pétrole brut est comparable. La rentabilité des projets de sables bitumineux s’améliorera parallèlement à une hausse probable du cours du pétrole.

L’effet sur le coût total d’un projet de sables bitumineux est présenté dans le Chapitre 2. Bien que le coût d’investissement et le rendement du capital investi forment une partie importante du coût total de l’offre, l’Alberta tire en moyenne des revenus de 7,14 à 13,5 $ en redevances pour chaque baril de pétrole produit, et ce, sur la durée de vie d’un projet de sables bitumineux. En pourcentage, les revenus représentent de 16,5 à 18,6 pour cent du coût total de l’offre, soit

une diminution de 7,3 pour cent pour un projet DGMV et aucun changement pour un projet d’extraction a ciel ouvert.

Figure E.1 : Coût total à la sortie de l’usine du bitume/pétrole synthétique

Source : CERI

Sensibilité du coût de l’offre

3 Au moment de la publication, le prix du WTI était juste au-dessus de 50 $US/baril.

DGV Rendement 10%(a)

Extraction en surfaceRendement 10% (a)

Capital fixe (initial et demaintien)

19.25$ 33.68$

Fonds de roulementd'exploitation

0.40$ 0.70$

Carburant (gaz naturel) 5.87$ 2.68$

Autres frais d'exploitation (ycompris l'élec.)

7.53$ 14.84$

Redevances 7.14$ 13.05$

Impôts 2.82$ 4.94$

Coûts de conformité quant auxexigences sur les émissions

0.27$ 0.13$

Frais d'abandon 0.03$ 0.05$

0$

10$

20$

30$

40$

50$

60$

70$

80$

$C

DN

/bar

il e

ffe

ctif

20

15

$43.31

$70.08


Il convient d’analyser le coût associé aux projets de sables bitumineux présentés ci-dessus selon

la sensibilité à des modifications apportées à certaines des variables. La sensibilité aux variables du coût de l’offre du bitume pour des projets fictifs DGMV et d’extraction a ciel ouvert est illustrée sur les Figures E.2 et E.3.

Figure E.2 : Sensibilité du coût de l’offre – Projet DGMV de 30 mille barils/jour

Source : CERI

Les résultats indiquent qu’une variation des dépenses d’investissement et du taux d’actualisation supposé sont les facteurs qui influencent le plus le coût de l’offre d’un projet DGV. Si on

augmente le taux d’actualisation effectif à 12 pour cent, on évalue que le coût de l’offre augmente de 5,57 $/baril (ou 13 pour cent), tandis que sa baisse à une valeur effective de 8 pour cent entraîne une diminution du coût de l’offre de 5,10 $/baril (ou 12 pour cent) par rapport à la valeur de référence de 43,31 $/baril.

41.45

41.41

41.24

37.33

38.21

35 37.5 40 42.5 45 47.5 50

Réinvestissement de maintien(changement de 25 %)

Coûts d'exploitation non liés àl'énergie (changement de 25 %)

Rapport vapeur/pétrole(changement de 25 %)

Dépenses d'investissementinitiales (changement de 25 %)

Taux d'actualisation(changement de 2 %)

$CA/baril 2015

48.61

48.88

45.96

44.64

45.22


Figure E.3 : Sensibilité du coût de l’offre – Projet d’extraction en surface de 100 mille barils/jour

Source : CERI

Dans le cas d’un projet d’extraction en surface, le coût de l’offre augmente de 9,68 $/baril

(14 pour cent) ou diminue de 10,01 $/baril (14 pour cent) selon que les dépenses d’investissement croissent ou décroissent de 25 pour cent. Une hausse du taux d’actualisation à 12 pour cent fera augmenter le coût de l’offre de 9,61 $/baril (14 pour cent); sa baisse à 8 pour cent entraînera une diminution de 9,08 $/baril (13 pour cent) par rapport au coût de référence de 70,08 $/baril.

Prévision de la production – Trois scénarios La Figure E.4 illustre les trajectoires possibles de la production selon trois scénarios. Du point de vue d’un producteur de pétrole à partir des sables bitumineux, la rentabilité d’un projet repose sur de nombreux facteurs, dont entre autres les suivants : relation demande-offre entre la production, coûts d’exploitation et de transport (côté offre) et prix du marché pour le bitume dilué et de pétrole brut synthétique (côté demande). Les trois scénarios indiquent une croissance

significative de la production des sables bitumineux pendant la période de prévision de 20 ans.

La production totale associée aux sables bitumineux s’élevait à 2,53 millions de barils/jour en 2015. Elle comprenait une production in situ (au moyen de vapeur et bitume à froid) de 1,36 million de barils/jour et une production par extraction en surface de 1,16 million de

67.04

69.38

61.98

61.00

60.07

55 60 65 70 75 80 85

Réinvestissement de maintien(changement de 25 %)

Rapport vapeur/pétrole(changement de 25 %)

Coûts d'exploitation non liés àl'énergie (changement de 25 %)

Taux d'actualisation (changement de2 %)

Dépenses d'investissement initiales(changement de 25 %)

$CA/baril 2015

72.46

74.79

78.20

79.69

79.76


barils/jour à l’intérieur des zones désignées des sables bitumineux.4 La production totale en 2014

était de 2,31 millions de barils/jour, ce qui signifie que la production de la région des sables bitumineux a augmenté de 9,6 pour cent d’une année à l’autre. La production des sables bitumineux constitue une part croissante de production de pétrole brut de l’Alberta et du Canada. En 2015, la production de bitume non valorisé et de pétrole brut synthétique représentait 62 pour cent de la production totale canadienne de brut et 78 pour cent de la production totale albertaine.

Dans le scénario élevé, la production des projets d’extraction en surface et in situ (thermique et bitume froid) connaît une croissance qui l’amènera à 3,5 millions de barils/jour d’ici 2020 et à 5,9 millions de barils/jour en 2030, avec une valeur crête absolue de 6,6 millions de barils/jour en 2036. Dans le scénario bas, la production augmente à 3,3 millions de barils/jour en 2020, à 3,8 millions de barils/jour d’ici 2030 et à 4,5 millions de barils/jour à la fin de la période de

prévision. Le scénario de référence de CERI offre une prévision plus plausible de la production des sables bitumineux. Le volume de production prévu augmentera à 3,4 millions de barils/jour d’ici 2020, puis à 4,8 millions de barils/jour d’ici 2030, pour atteindre une production crête de 5,5 millions de barils/jour en 2036 (voir la Figure E.4). Le creux observé entre 2015 et 2016 résulte des feux de forêt survenus au début de 2016 et qui ont eu une incidence sur les projets de sables bitumineux.

4 Les chiffres étant arrondis, les totaux ne correspondent pas nécessairement à la somme des éléments. Les données historiques de production proviennent de l’organisme provincial de réglementation.


Figure E.4 : Prévision de la production de bitume

Source : CERI, CanOils

Autres exigences

Investissement de capitaux et coûts d’exploitation Les investissements de capitaux totaux nécessaires sont ventilés selon le type de projet sur la Figure E.5. Sur la période prévisionnelle de 20 ans allant de 2016 à 2036 (comprise), la somme requise des dépenses d’investissement initial et du réinvestissement de maintien pour tous les projets est estimée à 502,5 milliards de $ CA dans le scénario de référence. L’investissement de capital dans les projets in situ dépasse le montant initial investi dans les projets d’extraction en surface, ce qui correspond bien à la tendance actuelle où l’investissement est orienté vers les projets in situ plutôt que les projets d’extraction en surface. De 2016 à 2036, on prévoit que près de 160 milliards de $ CA seront investis (capital initial et de maintien) dans les projets d’extraction minière en surface et que 304 milliards de $ CA seront dirigés vers les projets thermiques et par

solvant in situ, ainsi que les projets primaires et de récupération assistée du pétrole. Les projets de valorisation attirent le moins d’investissements, pour un total de 39 milliards de $ CA.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

(milliers de barils/jour)

(Production, scénario élevé)

(Production, scénario bas)

(Production, scénario de référence)


Figure E.5 : Investissement total en capital requis par type projet


Les investissements totaux requis chaque année dans l’industrie des sables bitumineux sont présentés à la Figure E.6. Les montants comprennent le capital initial et le réinvestissement de maintien, ainsi que les coûts d’exploitation, et ce, pour tous les types de projets. Les dépenses totales augmentent de 2007 à 2014, puis atteignent un sommet absolu de 58 milliards de $ CA en 2014. Avec la chute des cours du pétrole à court terme, l’investissement commence à diminuer, puis reprend lentement pour revenir à un sommet de 58,5 milliards de $ CA en 2021, et s’établit enfin à un plateau moyen de 55 milliards de $ CA par an. Comme mentionné précédemment, l’investissement initial entame un déclin avant la fin de la période prévisionnelle. Cela ne signifie pas que la production des sables bitumineux diminue, mais rend plutôt compte d’une réduction du nombre de nouveaux projets qui feraient augmenter la capacité. La

diminution est associée aux hypothèses du CERI quant à la date de début des projets et les annonces faites par les promoteurs de projets. Pendant la période de prévision, on s’attend à ce que les coûts d’exploitation totaux augmentent de façon proportionnelle aux niveaux de production, pour une valeur moyenne de 28 milliards de $ CA l’an.

286746

16915

159738

39063

0$

25000$

50000$

75000$

100000$

125000$

150000$

175000$

200000$

225000$

250000$

275000$

300000$

325000$

Total thermique etsolvant in situ

Total projets primaires etde récupération assistée

du pétrole

Total extraction ensurface

Total valorisation

(millions de $CA)


Figure E.6 : Investissements totaux nécessaires


Redevances albertaines provenant des sables bitumineux La Figure E.7 montre, selon une base annuelle cumulée , les redevances historiques et anticipées (de 2016 à 2036) associées aux sables bitumineux, en dollars de 2015. Les revenus annuels générés par les redevances s’élèvent à 61,5 milliards de $ CA d’ici 2036, pour une somme cumulative de 676 milliards de $ CA recueillie pendant la période de 20 ans.

En raison de la compression des dépenses d’investissement et du bas prix du pétrole, les redevances diminueront en 2015 et en 2016, après avoir atteint un sommet en 2014. Au cours

des cinq années suivantes, de 2016 à 2021, les revenus provenant des redevances s’élèveront en tout à 55 milliards de $ CA avec la reprise prévue des cours du pétrole, toutes choses étant égales par ailleurs.

0$

5000$

10000$

15000$

20000$

25000$

30000$

35000$

40000$

45000$

50000$

55000$

60000$

65000$

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

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2023

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2025

2026

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2029

2030

2031

2032

2033

2034

2035

2036

(Million $ CA)

Coût d'exploitation total Coût en capital total


Figure E.7 : Redevances associées au bitume recueillies par type de projet

Source : CanOils, CERI

Les prévisions relatives aux redevances pour les sables bitumineux pourraient changer de façon significative, car elles dépendent de nombreux facteurs mobiles, comme le niveau de production, le cours du pétrole, le coût d’investissement et les coûts d’exploitation. Le Royalty Review Advisory Panel (comité consultatif d’examen des redevances) a produit un rapport5 où sont présentées plusieurs recommandations destinées au gouvernement. Le gouvernement a déjà modifié la formule de calcul des redevances pour le pétrole et le gaz conventionnel. Parmi les recommandations mises de l'avant par le comité, on propose de maintenir la structure et le taux des redevances actuels pour les sables bitumineux, mais d’augmenter la transparence pour les coûts admissibles. Grâce au processus de consultation auprès de nombreux Albertains, le comité a conclu que le public n’avait pas confiance en la validité des coûts admissibles. Ce bas niveau de confiance est attisé en grande partie par le manque de transparence de ces coûts pour les chercheurs, les analystes et la population. Le comité est d'avis que le succès de la structure des

redevances pour les sables bitumineux repose fondamentalement sur la validité des coûts admissibles. Le comité a proposé à cette fin une gamme de mesures qui visent à assurer que les coûts admissibles pour les sables bitumineux soient transparents, raisonnables, à jour et valides.

5 Royalty Review Advisory Panel (comité consultatif d’examen des redevances), « Alberta at a crossroads » (L’Alberta à un carrefour). http://www.energy.alberta.ca/Org/pdfs/RoyaltyReportJan2016.pdf

0$

100 000$

200 000$

300 000$

400 000$

500 000$

600 000$

700 000$

800 000$

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5 000$

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35 000$

40 000$

45 000$

50 000$

55 000$

60 000$

65 000$2

00

72

00

82

00

92

01

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01

12

01

22

01

32

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42

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01

62

01

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82

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92

02

02

02

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22

02

32

02

42

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02

62

02

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02

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02

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03

02

03

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03

22

03

32

03

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03

52

03

6

Annuel (millions de $)

CERI-Scénario de référence

Scénario de référence cumulatif(axe droit)

http://www.energy.alberta.ca/Org/pdfs/RoyaltyReportJan2016.pdf


Émissions La Figure E.8 montre la projection des émissions pour la production prévisionnelle du scénario de référence. Les projections d’émissions sur place comprennent les émissions provenant des activités existantes de valorisation, de production électrique, de brûlage à la torche, ainsi que des émissions fugitives. Les émissions associées à la capacité de valorisation ajoutée après 2015 ne font pas partie des prévisions telles que définies dans la politique provinciale.

Les émissions sur place actuelles croîtront de 70 millions de tonnes/an en 2015 à 95 millions de tonnes/an en 2015, tandis que l’on estime que la contribution du secteur des sables bitumineux aux émissions du Canada passera de de 4,6 pour cent en 2005 à 12,8 pour cent.6 Compte tenu de la projection de la production, les émissions du secteur des sables bitumineux atteindront leur plafond de 100 millions de tonnes d’émissions d’ici 2026. La hausse de la production du secteur

rend difficile le respect des engagements internationaux. Par conséquent, on observe un intérêt à réduire la quantité de GES émis pour extraire le bitume des sables bitumineux et produire du pétrole brut synthétique. Dans une étude que CERI publiera prochainement, l’Institut décrit les voies et moyens technologiques permettant une augmentation de la production des sables bitumineux tout en réduisant les émissions dans l’ensemble.

Figure E.8 : Émissions du secteur des sables bitumineux par type de projet

Source : CERI

6En utilisant la projection d’Environnement et Changement climatique Canada à l’horizon 2030 pour les émissions du Canada de 742 millions de tonnes.

7067

7680 83 84 86 88 90 92 95

99103

109115

109 111 114 116 117 118 119

0

20

40

60

80

100

120

140

Mt

CO

2/an

Émissions de GES pour extraction minière Émissions primaires/récupération assistée du pétrole

Émissions de GES in situ (base DGV) Valorisation du pétrole synthétique

Scénario tendanciel sables bitumineux

Étude nº 163 février 2017 · 2019-06-22 · février 2017 canadian energy research institute ......

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