EnviroStats
Sables mouvants au Canada : production, distribution et répercussions du pétrole, de 2005 à 2014 EnviroStats
Sables mouvants au Canada : production, distribution et répercussions du pétrole, de 2005 à 2014

Consulter la version la plus récente.

Information archivée dans le Web

L’information dont il est indiqué qu’elle est archivée est fournie à des fins de référence, de recherche ou de tenue de documents. Elle n’est pas assujettie aux normes Web du gouvernement du Canada et elle n’a pas été modifiée ou mise à jour depuis son archivage. Pour obtenir cette information dans un autre format, veuillez communiquer avec nous.

Contenu archivé

Cette page Web a été archivée dans le Web.

par Lawrence McKeown avec Corben Bristow et Anthony Caouette, Division de la statistique de l’environnement, de l’énergie et des transports

Date de diffusion : le 12 juillet 2016

Renseignements supplémentaires Version PDF

Sur cette page

• Sables mouvants
• Ce qu’il faut savoir au sujet de cette étude
• Production : transition au pétrole non conventionnel
• Distribution : acheminement du pétrole vers les marchés
• Répercussions environnementales : risque d’accidents
• Répercussions environnementales : augmentation des émissions
• Notes

Sables mouvants

En 2008, le secteur de l’énergie du Canada semblait avoir atteint un tournant. Depuis 2002, le Canada fait face à une incessante montée du prix du pétrole brut, ce qui a donné lieu à des préoccupations au sujet des répercussions des prix plus élevés sur les consommateurs canadiens^{Note 1}. Malgré les vastes réserves de pétrole brut au Canada, près de la moitié du pétrole brut raffiné au pays était importé. Toutefois, cette même année, la hausse des prix du pétrole a aussi contribué à faire de l’énergie la principale source de revenus d’exportation au Canada, devant les véhicules automobiles et les pièces pour véhicules automobiles.

En 2015, le règne de l’énergie en tant que principale source de revenus d’exportation au Canada a pris fin en raison de la diminution des prix du pétrole, qui est devenue une source de préoccupation^{Note 2}. La planète était aux prises avec une offre excédentaire de pétrole découlant de la demande changeante et de l’offre de pétrole brut non classique. Au Canada, l’augmentation de la production de pétrole a mené à la modification des réseaux de distribution aux raffineries et aux divers marchés. Ensemble, ces changements peuvent aussi avoir des conséquences environnementales.

Le présent article porte sur les tendances de la production et de la distribution du pétrole au Canada de 2005 à 2014, ainsi que sur certaines répercussions éventuelles. Les auteurs s’intéressent particulièrement à deux préoccupations environnementales possibles découlant de ces tendances : le risque d’accidents pendant le transport et l’augmentation des émissions de gaz à effet de serre (GES) liés à la croissance globale de l’industrie, ainsi que l’augmentation du volume d’extraction des réserves de pétrole non classique^{Note 3}.

Début de l'encadré

Fin de l'encadré

Production : transition au pétrole non conventionnel

L’industrie canadienne du pétrole a beaucoup évolué depuis le forage du premier puits de pétrole il y a plus de 150 ans à Oil Springs, en Ontario. En 1947, la découverte de vastes réserves de pétrole près de Leduc, en Alberta, a contribué à une transformation fondamentale de l’économie albertaine. Ainsi, il y a près de 50 ans, le pétrole brut provenant de sables bitumineux était valorisé pour la première fois en Alberta et, depuis, la capacité de valorisation de la province n’a cessé de croître. Au cours des 20 dernières années, on a commencé à exploiter les réserves de pétrole au large de Terre-Neuve-et-Labrador. Plus récemment, les champs pétroliers de Bakken, en Saskatchewan, sont devenus viables sur le plan commercial en raison de la hausse des prix et des progrès technologiques réalisés quant aux méthodes d’extraction.

Le pétrole brut est un mélange constitué d’hydrocarbures contenu dans une nappe souterraine. La méthode habituelle d’extraction du pétrole consiste à forer un puits jusqu’au réservoir et à récupérer le pétrole au moyen d’une pompe, ou en le laissant remonter à la surface grâce à la pression naturelle. Les avancées technologiques dans le domaine de l’exploration et de l’extraction ont toutefois permis l’exploitation d’autres réserves, soit les réserves de pétrole brut classiques, au moyen du forage horizontal, méthode qui consiste à pomper les liquides (« fracturation hydraulique ») pour fracturer la formation géologique, ce qui facilite l’écoulement du pétrole, et les réserves de pétrole non classique au moyen de l’extraction de sables bitumineux in situ, méthode fondée sur l’utilisation de la vapeur pour faciliter l’écoulement du pétrole brut bitumineux. Cependant, ces méthodes plus récentes engendrent des coûts de production plus élevés et pourraient présenter des incidences environnementales plus importantes sur le plan de la production (c.-à-d. que ces méthodes d’extraction sont plus énergivores) et de la distribution (c.-à-d. qu’elles sont utilisées dans des endroits plus éloignés).

Malgré la baisse des réserves classiques, les prix mondiaux à la hausse et les progrès technologiques dans le domaine de l’extraction ont stimulé une croissance de la production canadienne de pétrole brut de 50 % de 2005 à 2014 (graphique 1). En effet, 2014 était la cinquième année consécutive où le pétrole brut représentait la plus grande part de la production d’énergie au Canada, après avoir détrôné le gaz naturel de cette position^{Note 4}. Toutefois, la contribution combinée de la production de pétrole léger, moyen et lourd a affiché un recul, passant de près de 60 % de la production totale d’énergie en 2005 à moins de 40 % en 2014. La hausse observée était en majeure partie (97 %) attribuable à la croissance de l’extraction de pétrole brut bitumineux non classique et de la production de pétrole brut synthétique.

Distribution : acheminement du pétrole vers les marchés

Dans sa forme brute, le pétrole a une valeur économique limitée et est acheminé à une raffinerie de pétrole, où il est transformé en une gamme de produits tels que de l’essence à moteur, du carburant d’aviation, du bitume et du propane. Les produits d’une raffinerie dépendent en partie du type de pétrole brut utilisé comme produit de départ. Par exemple, les formes de pétrole brut plus légères produisent une plus grande proportion de produits légers à valeur élevée, comme l’essence à moteur. Bien que certaines raffineries de pétrole soient situées dans l’Ouest canadien, la majorité du pétrole brut canadien est traité dans des raffineries situées près des marchés de l’Est qui possèdent l’équipement nécessaire pour raffiner du pétrole importé, qui est bien souvent du pétrole brut léger. En outre, le réseau de pipelines du Canada a été conçu pour desservir ces raffineries.

On extrait de plus en plus de pétrole à partir de réserves non classiques, qui se trouvent souvent dans des régions éloignées. En particulier, le pétrole brut bitumineux issu des sables bitumineux est un type de pétrole très lourd et très visqueux. Il faut par conséquent ajouter un diluant au pétrole bitumineux, de sorte qu’il puisse être acheminé dans les pipelines, ce qui fait augmenter les coûts de transport. Et, en théorie, une matière brute lourde telle que le pétrole brut bitumineux devrait être traitée plus près de sa source d’extraction. Le pétrole bitumineux nécessite souvent un traitement dans une installation de valorisation afin d’en éliminer le carbone par cokéfaction ou d’y ajouter de l’hydrogène. Ce traitement permet de produire du pétrole brut synthétique de plus grande valeur que l’on peut plus facilement acheminer par pipeline aux fins de raffinage classique.

Pendant la période à l’étude, la croissance de la production de pétrole brut du Canada a mené à une hausse des niveaux d’exportations, qui ont augmenté de 80 % depuis 2005 pour se chiffrer à plus de 165 millions de mètres cubes (m³) en 2014 (graphique 2). Au cours de la même période, les importations ont reculé de 42 %, passant d’environ 54 millions de mètres cubes en 2005 à un peu plus de 31 millions de mètres cubes en 2014. Malgré ces changements, la capacité de raffinage est demeurée plus ou moins stable, tant sur le plan de la portée que des emplacements. Bien que la canalisation principale semble insuffisante pour répondre à la hausse du volume de production de pétrole à long terme, on a observé à court terme une augmentation du volume de pétrole brut acheminé vers les marchés au moyen de l’une ou l’autre des deux méthodes suivantes.

Tout d’abord, l’amélioration de la capacité du réseau de pipelines existant a permis l’extraction d’un plus grand volume de pétrole par pompage. Ainsi, de 2005 à 2014, le volume total net de livraisons de pétrole brut par pipeline a augmenté de 58 %, ou d’environ 117 millions de mètres cubes. Plus de la moitié de cette augmentation était attribuable à une hausse des exportations, laquelle a été possible grâce à une combinaison de nouveaux tronçons pipeliniers clés^{Note 5} et de conversions de certaines canalisations (c.-à-d. du gaz naturel au pétrole). Un autre facteur important qui a contribué à cette hausse globale était l’augmentation des livraisons nettes aux usines grâce au débit accru du réseau découlant de l’utilisation de pompes plus puissantes, et aux conversions et inversions de canalisations qui modifient l’orientation du flux^{Note 6}.

Une autre façon de transporter le pétrole, qui contribue en partie à la hausse des livraisons de 2005 à 2014, est le transport ferroviaire. En effet, les livraisons de pétrole brut par pipeline classées dans la catégorie « Livraisons nettes à d'autres », qui comprend les installations ferroviaires de chargement, ont augmenté d’environ 8 millions de mètres cubes en 2005 à près de 22 millions de mètres cubes en 2014. Le transport ferroviaire de pétrole brut est maintenant considéré comme une solution à court terme nécessaire en raison de la capacité insuffisante du réseau de pipelines. Effectivement, le nombre de wagons de « mazout et de pétrole brut » acheminés par les transporteurs ferroviaires canadiens a triplé entre 2005 et 2014, la croissance s’étant produite après 2011 (graphique 3)^{Note 7}.

Répercussions environnementales : risque d’accidents

L’expédition d’un volume élevé de pétrole vers des raffineries ou des marchés d’exportation présente-t-elle un risque accru? La récente croissance de la production de pétrole au Canada a suscité un débat au sujet de la méthode d’expédition du pétrole brut la plus appropriée, opposant souvent la construction de pipelines à l’expédition ferroviaire accrue de pétrole^{Note 8}. Deux sources de données sont utilisées pour éclairer la question de la sécurité : (1) le Système d’information sur les accidents concernant les marchandises dangereuses (SIACMD) de Transports Canada; et, (2) la base de données sur les événements ferroviaires et la base de données sur les événements de pipeline du Bureau de la sécurité des transports (BST).

Le Règlement sur le transport des marchandises dangereuses (article 8) prévoit que toute personne qui est en possession de marchandises dangereuses doit faire état de tout accident à Transports Canada^{Note 9}; les données du SIACMD sont ensuite publiées par Statistique Canada (dans les tableaux CANSIM 409-0001 à 409-0010). Le nombre total d’accidents concernant des marchandises dangereuses à signaler a diminué à la suite du ralentissement économique de 2008 (graphique 4). La majorité des accidents concernant des marchandises dangereuses à signaler se produisent pendant la manipulation de celles-ci aux installations (c.-à-d. gares, ports et entrepôts) plutôt que pendant leur transport. Parmi les accidents qui ont lieu pendant le transport, la grande majorité se produisent pendant le transport routier, alors que la proportion d’accidents concernant des marchandises dangereuses qui se produisent lors du transport ferroviaire varie entre 1 % et 2 % du total.

Le pétrole brut est habituellement transporté en tant que marchandise dangereuse de classe 3 (Liquides inflammables), et nécessite par conséquent le signalement de tout rejet accidentel de 200 litres ou plus. Le nombre d’accidents concernant des produits de pétrole brut a diminué après le ralentissement économique de 2008, mais il augmente constamment depuis et dépasse maintenant le nombre d’accidents concernant toutes les autres marchandises dangereuses (graphique 5). Comme il a été mentionné précédemment, la majorité de ces accidents se produisent aux installations telles que « des installations d’entreposage en vrac ». Par exemple, en 2014, environ de 70 % de tous les accidents concernant des marchandises dangereuses se sont produits dans une installation, les principaux événements déclencheurs signalés étant les suivants : « chargement, déchargement, manutention incorrects » (32 %), « trop-plein » (25 %) et « raccords, appareils de robinetterie, couvercles de dôme défectueux » (24 %).

Une autre source d’information est le Règlement sur le BST pris en vertu de la Loi sur le Bureau canadien d’enquête sur les accidents de transport et de la sécurité des transports. Celui-ci prévoit que l’exploitant de pipelines doit faire rapport au Bureau de tout accident de pipeline dans certains cas (p. ex., en cas de rejet du produit, de blessures ou de dommages). De 2005 à 2014, il y a eu en moyenne 55 accidents de pipeline de pétrole chaque année, 84 % d’entre eux menant au rejet de pétrole brut, de condensat ou d’un produit raffiné (graphique 6). Le volume moyen de produit rejeté non égal à zéro était de 36 m³ par accident. Toutefois, cette valeur pourrait ne pas tenir compte de la quantité réelle rejetée, puisque les rapports obligatoires de la quantité rejetée n’ont été instaurés qu’en juillet 2014^{Note 10}.

En plus des accidents signalés au BST, d’autres accidents de pipeline importants se sont produits, à la fois après la période d’étude et par un exploitant canadien à l’extérieur du Canada^{Note 11}.

Au même titre que les exploitants de pipeline, les exploitants de matériel roulant et les exploitants ferroviaires doivent faire état de tout accident ferroviaire au BST. Depuis 2014, on entend par déraillement « toute occasion où une ou plusieurs roues du matériel roulant quittent la surface de roulement normale des rails ». De 2005 à 2014, en moyenne 780 déraillements de train étaient signalés par année au Canada, plus de 85 % de ceux-ci s’étant produit sur des voies ne faisant pas partie du réseau principal (p. ex., embranchements, voies d’évitement ou gares de triage). En moyenne, moins du tiers (31 %) du nombre total de déraillements étaient liés à des trains comptant des wagons transportant des marchandises dangereuses, et seulement un petit nombre ont mené à un rejet (graphique 7).

En 2013, six déraillements ont donné lieu à un rejet de marchandises dangereuses. Toutefois, l’un de ces six déraillements concernait le déraillement d’un train de l’entreprise Montreal, Maine & Atlantic Railway sur une voie principale en juillet dans la ville de Lac Mégantic, au Québec. Cet accident a donné lieu à un rejet d’une grande quantité de pétrole brut, qui a engendré une explosion, un incendie, une évacuation, d’importants dommages à la collectivité touchée ainsi que 47 décès. Depuis cette catastrophe, le débat politique sur les avantages du transport ferroviaire de pétrole brut par rapport à la construction d’autres pipelines s’est intensifié (voir la note de bas de page n^o 8).

Répercussions environnementales : augmentation des émissions

L’augmentation constante des prix du pétrole sur la scène internationale qui a commencé vers 2002, jusqu’en 2014, a soutenu les progrès technologiques dans le secteur de l’extraction et a rendu les réserves non classiques plus viables sur le plan commercial. Encore une fois, cette croissance a contribué à modifier la composition de la production de pétrole au Canada. En les mesurant sur toute la chaîne d’approvisionnement (c.-à-d. l’extraction, le transport, le raffinage, la commercialisation et la combustion), on a estimé que certaines formes de pétrole brut lourdes issues des réserves non classiques produisent des émissions de dioxyde de carbone (CO₂) équivalant à environ une fois et demie la quantité par baril émise par les formes de pétrole brut plus légères^{Note 12}.

Le Canada a éprouvé une augmentation de 85 mégatonnes d’émissions de GES entre 1990 et 2014 dans le secteur du pétrole et du gaz étant donné un niveau plus élevé de production de pétrole et d’extraction des sables bitumineux^{Note 13}. Si l’on répartit les émissions en fonction de l’activité ou du secteur économique, en 2012, le secteur du pétrole et du gaz naturel s’est classé au premier rang des facteurs contribuant aux émissions de GES au Canada, surpassant le secteur des transports (graphique 8). En 2014, le secteur entier de pétrole et de gaz a généré plus du quart (26,2 %) des émissions du Canada, avec le secteur des sables bitumineux générant à eux seuls 9,3 %.

À ce titre, et compte tenu du volume des exportations de pétrole du Canada (graphique 2), la récente expansion du secteur du pétrole et du gaz contribue grandement aux émissions de GES associées à la production de marchandises aux fins d’exportation. En 2012, on a estimé que le « pétrole brut classique et synthétique » et le « bitume naturel et dilué » ont généré, ensemble, 28 % des 295 mégatonnes d’émissions de GES associées aux exportations de marchandises canadiennes^{Note 14}.

La baisse récente des prix du pétrole continue de toucher le secteur canadien de l’énergie. Cependant, l’Agence internationale de l’énergie (AIE) affirme que, bien que l’approvisionnement global de pétrole provenant de la majorité des pays non membres de l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) puisse se diriger vers une diminution importante, la production du Canada a augmenté en 2015 avec une nouvelle augmentation prévue en 2016^{Note 15}. Par conséquent, les vastes discussions stratégiques sur le rôle du secteur de l’énergie dans l’économie canadienne devraient se poursuivre, y compris les préoccupations au sujet du risque d’accidents lié aux livraisons (c.-à-d. par pipeline comparativement au transport ferroviaire) et de la part des émissions de GES produites par le secteur de l’énergie.

Notes