ParisTech Review

Il y a quarante ans, une brusque augmentation du prix du pétrole a projeté l’Amérique du Nord et une grande partie du monde dans une ère d’insécurité en termes d’approvisionnement énergétique. L’approvisionnement en pétrole est passé en tête de l’agenda politique et économique de l’Amérique du Nord. Les investissements ont privilégié le développement de technologies énergétiques et la protection, par des moyens militaires et politiques, de l’accès aux ressources au Moyen-Orient. Les prix sont revenus à un niveau relativement bas entre 1985 et 2005, mais la dépendance énergétique des États-Unis a connu une hausse constante. En 2008, 66% du pétrole américain provenait de l’importation.

La remontée des prix mondiaux du pétrole au début des années 2000 a favorisé l’essor de nouvelles technologies énergétiques, dont le développement avait commencé au cours des décennies précédentes. Ces circonstances ont marqué l’entrée de l’Amérique du Nord dans une nouvelle ère du pétrole.

Figure 1. L’évolution des prix du pétrole sur le marché intérieur des États-Unis en dollars américains, réels ou ajustés à l’inflation (2011).

Dans cet environnement propice aux opportunités économiques, l’innovation technologique a modifié l’approvisionnement, les conditions de la concurrence et la demande de pétrole en Amérique du Nord.

Une révolution de l’offre
Après des décennies de déclin dans la production de pétrole en Amérique du Nord, la production a connu une brusque hausse au cours des cinq dernières années (Fig. 3). La Energy Information Agency (EIA, Agence d’Information sur l’Énergie) et la Canadian National Energy Board (NEB, Office National de l’Énergie du Canada) ont projeté que la production des États-Unis et du Canada atteindrait 14,4 Mbbl/j d’ici 2020, alors qu’elle se situait à 7,8 Mbbl/j en 2008 (une augmentation de 85%). Deux raisons principales expliquent cette révolution dans l’approvisionnement du pétrole en Amérique du Nord.

Les gaz et pétroles de schiste. Au cours des 10 dernières années, des sociétés innovantes, financées par des investissements du gouvernement fédéral américain, ont réuni les avancées de deux technologies : le forage horizontal et la fracturation hydraulique (ou « fracking »). Le résultat a été un accès sans précédent à des réserves de pétrole et de gaz jusqu’alors inaccessibles, situées dans des réservoirs extrêmement peu perméables. On désigne communément ces nouvelles ressources comme l’« huile de schiste » et le «gaz de schiste ». Selon la EIA un total d’environ 25,3 milliards de barils pourraient être produits entre 2012 et 2040. Cependant, les puits d’huile de schiste développent leur rendement maximal au cours de premières semaines d’exploitation et déclinent d’environ 40 à 50% au cours de la première année. Ces baisses importantes obligent à forer de nouveaux puits pour maintenir un flux d’huile constant. Par exemple, dans la formation de Bakken (le plus grand gisement d’huile de schiste au monde), il a fallu forer environ 90 nouveaux puits par mois pour maintenir le niveau de la production en 2012 (770 kbbl/j) (source).

Figure 2. Les principaux facteurs à l’origine de la nouvelle ère du pétrole en Amérique du Nord : une ère d’insécurité dans l’accès au marché

Les sables bitumeux. Contrairement aux puits d’huile de schiste dont l’exploitation s’effectue rapidement et sur le court terme, cette nouvelle forme d’exploitation du pétrole pratiquée notamment au Canada permet d’obtenir des rendements relativement stables et prévisibles mais elle requiert une planification à long terme, accompagnée par des investissements qui s’échelonnent sur plusieurs décennies. La mise en œuvre des installations demande un investissement financier important et consomme énormément d’énergie. Elles se situent dans l’Alberta du Nord – une province sans accès à la mer et loin des centres de demandes de l’Amérique du Nord – et représentent d’après l’EIA la troisième plus grande réserve terrestre connue.

La production de pétrole du Canada devrait croître de manière constante entre 3,4 Mbbl/j en 2012 jusqu’à 5,8 Mbbl/j en 2035 tandis que la production des États-Unis devrait culminer à 9,7 Mbbl/j en 2019, avant de décroître lentement (Fig. 3). Cela signifie qu’en 2035 la production de pétrole brut au Canada représentera plus de 40% de la production de l’Amérique du Nord. Cependant, cette révolution aussi soudaine qu’inattendue engendre également de nouveaux défis, notamment en ce qui concerne l’acheminement de cette production intérieure vers le marché.

Figure 3 : Historique et projection de l’approvisionnement en pétrole brut pour satisfaire la demande de l’Amérique du Nord (USA + Canada seulement)

Le potentiel d’indépendance pétrolière de l’Amérique du Nord annoncé par la EIA a rouvert le débat sur les exportations de pétrole brut qui étaient interdites depuis les années 1970. Un des arguments de l’industrie consiste à dire que de nombreuses raffineries ont été adaptées pour le traitement de pétrole brut plus lourd et qu’elles sont mal adaptées au type de pétrole produit dans les gisements d’huile de schiste. A la faveur de la crise ukrainienne, l’Administration Obama a d’ailleurs autorisé quatre compagnies, début 2014, à exporter du gaz naturel. Que ce changement d’orientation se confirme ou pas, l’indépendance pétrolière de l’Amérique du Nord, si elle est atteinte, aurait d’importantes implications géopolitiques au niveau mondial, y compris sur les investissements militaires des États-Unis dans le Moyen-Orient et ailleurs dans le monde.

Compétition sur les marchés
Mais la révolution de l’offre n’est qu’une partie de l’équation. Entre 2001 et 2011 la demande en pétrole brut de l’Amérique du Nord a chuté d’environ 1,3%, alors même que la population augmentait de 8,4% au cours de la même période. Selon les prévisions de la NEB et de la EIA, ce déclin devrait se poursuivre, avant une stabilisation à environ 15 Mbbl/j d’ici 2025. L’essentiel de la consommation de pétrole en Amérique du Nord étant lié aux carburants pour le transport (~70% aux États-Unis), pour pétrole, la concurrence principale est constituée par la prestation des services de transport (Fig. 2). Cette concurrence comprend :

Biocarburants.  L’éthanol connaît une forte progression aux États-Unis. Il constituait 2,8 % de l’approvisionnement de carburant en 2005 et représentait 9,9 % en 2012 (EIA). La croissance de ce marché est principalement due à la réglementation et à la politique énergétique, notamment l’Open Fuel Standard Act (2011) aux États-Unis, qui stipule que 95 % des voitures construites en 2017 devront fonctionner avec des combustibles non-dérivés du pétrole, comme l’éthanol et le biodiesel. Selon la EIA, les combustibles renouvelables avancés (ceux qui permettent une réduction de plus de 50 % des gaz à effet de serre) devraient continuer à augmenter rapidement pendant les prochaines décennies, de 90 kbbl/j en 2013 à ~550 kbbl/j en 2040.

Gaz naturel. À contenu énergétique équivalent (mesuré en GJ), les prix du gaz naturel se sont maintenus à environ 77 % du prix du pétrole entre 1989 et 2005. Cette situation a changé radicalement au cours des huit dernières années avec le développement et le déploiement de la technologie de gaz de schiste (similaire à l’huile de schiste citée plus haut). Les prix du gaz naturel ont chuté jusqu’à ne plus représenter que 15 % du prix du pétrole. Cela a favorisé l’usage du gaz naturel compressé (GNC) et liquéfié (GNL) pour les flottes de véhicules municipaux (bus, camions de nettoyage), des utilitaires et des poids-lourds. En 2012, la EIA a projeté que les ventes de véhicules lourds fonctionnant au gaz naturel pourraient augmenter de 270 000 unités d’ici 2035, jusqu’à représenter 34 % des ventes.

Le gaz naturel pourrait également entrer en concurrence directe avec le marché du diesel et de l’essence par la conversion en carburant à travers le procédé Fischer-Tropsch ou d’autres technologies GTL (Gas to Liquid).

Véhicules électriques. Les inquiétudes concernant le changement climatique, en conjonction avec la hausse des prix du pétrole, ont renouvelé l’intérêt pour les véhicules électriques, spécialement en ce concerne les voitures personnelles. Depuis 2008, plus de 172 000 véhicules électriques ont été vendus aux États-Unis, un essor stimulé par des crédits d’impôts et d’autres mesures incitatives. Une nouvelle génération de technologies du tout-électrique et à recharge rapide a été introduite et suscite un intérêt grandissant, avec à la clé de nouvelles parts de marché. Au début de l’année 2013, une étude du ministère de l’Énergie des États-Unis liait les succès futurs du véhicule électrique à la diminution des coûts du système de conduite électrique (réductions qui pourraient atteindre 75 %), du poids du véhicule (30 %) et du coût des batteries (75 %).

Une demande en régression pour les services de transport
Au cours des vingt à trente dernières années, le développement fulgurant des technologies de l’information et des communications a complètement changé nos façons de vivre, d’interagir et de faire des affaires. Le télétravail, la vidéoconférence, le marketing Internet, les téléphones portables, les technologies de partage de l’information ont changé l’importance des réunions en face à face, la manière dont les détaillants et les clients interagissent, la nature de la socialisation et enfin, le rôle des transports dans la société.

Ces transformations ont modelé une nouvelle génération, la génération Y, qui accorde clairement moins d’importance à la mobilité personnelle que les générations précédentes. De nombreux analystes ont émis l’hypothèse que l’Amérique du Nord avait atteint l’« apogée automobile », même si la population continue à croître. Pendant que la nouvelle génération mûrit et que les besoins en mobilité de la génération « baby boom » évoluent à mesure qu’elle prend sa retraite, on pourrait assister à des changements importants dans la conception urbaine, avec une densification accrue et une moindre dépendance aux véhicules de transport personnels qui ont dominé la culture nord-américaine au cours des 65 dernières années (Fig. 2).

Les transports publics et le covoiturage pourraient se développer mais une transformation de nos besoins de transport (et l’évolution subséquente de la demande en pétrole) dépendra sans doute de la mise en œuvre de technologies actuellement en cours de développement. Par exemple, les véhicules sans conducteurs pourraient assurer des services de taxi à bas coûts, sur demande, connectés à Internet, qui seront plus économiques, moins énergivores et plus pratiques à utiliser que des voitures personnelles. Au passage, ces systèmes automatisés permettraient de libérer une partie des 30 % de la surface des villes actuellement dédiés aux parcs de stationnement.

Un nouveau défi : connecter l’approvisionnement intérieur à la demande
Approvisionnement en hausse, concurrence accrue, contraction de la demande : ces trois tendances ont contribué à créer un nouveau défi pour le secteur du pétrole en Amérique du Nord : comment acheminer le pétrole des nouveaux centres d’approvisionnement jusqu’aux marchés, qu’ils soient intérieurs ou internationaux ?

C’est un défi majeur pour les sables bitumeux au Canada ainsi que pour les gisements de Bakken au nord-ouest des États-Unis (Fig. 4). Il s’agit de régions sans accès à la mer et la capacité des pipelines est insuffisante pour acheminer les niveaux de production (actuels et futurs) jusqu’aux raffineries qui sont, elles, situées dans le Midwest et sur le golfe du Mexique.

Figure 4 : Pipelines existants, en construction et projetés, en relation avec les nouveaux gisements de pétrole non-conventionnel

Sans surprise, au cours des dernières années, de nombreuses demandes ont été déposées pour construire des pipelines afin d’accroître la capacité d’acheminement. Parmi celles-ci :

TransCanada Keystone XL Pipeline. S’il est accepté, ce pipeline assurera la connexion entre les installations de Hardisty Alberta et celles de Stelle City, dans le Nebraska, où il pourra alimenter de nombreuses raffineries. La décision revient au président Obama.

Canada East Pipeline. Alors que le Canada produit à peu près deux fois plus de pétrole qu’il n’en consomme, les raffineries du Québec et de la région Atlantique dépendent encore du pétrole importé des États-Unis ou en provenance des tankers de l’océan Atlantique. L’indépendance pétrolière du Canada est désormais considérée comme un enjeu d’intérêt national et deux projets de pipelines importants sont actuellement en cours de négociations. Le premier consiste à renverser le flux du pipeline Enbridge Line 9 qui relie Sarnia à Montréal en passant par l’Ontario. Le deuxième, appelé Canada East Pipeline, consiste à convertir un pipeline de gaz naturel en pipeline de pétrole qui relierait l’Alberta aux provinces maritimes. Ces projets combinés pourraient atteindre une capacité cumulée de 1150 kbbl/j d’ici 2018.

Les pipelines Trans Mountain et Gateway. En raison de l’augmentation rapide de la production de pétrole aux États-Unis, les sociétés d’exploitation de sables bitumeux dans l’Alberta n’ont plus d’accès garanti aux marchés américains. Pour cette raison, l’accès du pipeline à la mer est à l’ordre du jour. Kinder Morgan souhaiterait doubler la capacité du pipeline Trans Mountain existant qui achemine le pétrole de Vancouver et Enbridge a déposé une demande pour un nouveau pipeline à destinaiton de Kitimat, BC. Ces pipelines permettraient à l’Alberta de vendre son pétrole sur les marchés du Pacifique, une ouverture de marché qui pourrait augmenter la production jusqu’à 15,5 Mbbl/j d’ici 2040 (EIA).

En l’absence de cette capacité de transport par pipeline, davantage de pétrole brut doit être acheminé en train, un moyen de transport non seulement plus coûteux mais qui comporte plus de risques pour l’environnement que les pipelines. Ce déficit de la capacité d’acheminement a également créé une « bulle du bitume » car le pétrole canadien est vendu avec un prix sensiblement inférieur comparé à d’autres pétroles aux États-Unis et sur les marchés internationaux.

Alors que l’Amérique du Nord réaménage son plan de production du pétrole, les demandes pour de nouveaux pipelines ont suscité des oppositions fortes de la part des groupes environnementaux et de la société civile. C’est notamment le cas au Canada d’où partent l’essentiel des pipelines projetés. Quatre questions-clés ont été posées.

Le changement climatique. Les sources de pétrole non-conventionnel ont une empreinte carbone associée à leur récupération beaucoup plus importante que celles des sources conventionnelles. De ce fait, les émissions de gaz à effet de serre sont environ 17% plus élevées que celles du pétrole conventionnel. Plus fondamentalement, il s’agit également de déterminer s’il convient d’explorer les ressources énergétiques non-conventionnelles car celles-ci perpétuent notre dépendance par rapport aux énergies fossiles et pourraient signifier une fuite en avant dans le changement climatique.

L’eau. Les opérations d’extraction d’huile de schiste et de sables bitumeux utilisent d’importants volumes d’eau avec des risques de pollution des ressources d’eau de surface et souterraines.

Déversements. Les fuites de pétrole des pipelines, des trains, des navires ou des installations d’extraction de pétrole offshore font fréquemment la Une des médias. Ces accidents ont sensibilisé le grand public  aux risques liés à l’exploitation et au transport du pétrole. Alors que l’essentiel du pétrole flotte sur l’eau, ce qui rend sa récupération plus aisée, le bitume coule en raison de sa plus grande densité, ce qui rend son nettoyage extrêmement compliqué.

Les relations avec les peuples indigènes. Les pipelines projetés sont souvent conçus pour traverser des terres indiennes où la résistance est forte.

Pour faire face à ces défis, des efforts de recherche concertés sont déployés pour mettre en œuvre de nouvelles technologies d’exploitation du pétrole qui aient un moindre impact sur l’environnement. Par exemple, 12 des plus grandes sociétés d’exploitation de sables bitumeux dans l’Alberta ont récemment uni leurs forces pour mettre en œuvre une corporation d’« innovation ouverte » centrée sur l’« accélération du rythme d’amélioration des performances environnementales ». Alors que des progrès dans le rendement par baril ont été obtenus et devraient continuer, la hausse planifiée des niveaux de production totaux signifie que l’empreinte environnementale totale est susceptible de croître. La seule manière d’inverser cette tendance serait de coupler les bénéfices économiques avec des investissements en faveur de modifications structurelles majeures dans les systèmes énergétiques de l’Amérique du Nord.

Un paradoxe et une opportunité
Les parties intéressées ont des opinions divergentes concernant la hiérarchie des problèmes, même si la dimension globale du réchauffement climatique est au centre de toutes les attentions en Amérique du Nord et dans le monde. Les inquiétudes concernant l’impact du réchauffement climatique, associées avec le développement et l’exportation de pétrole non conventionnel, ont affecté de manière négative l’acceptabilité sociale, en « fermant le robinet » des exportations de ces produits vers les marchés internationaux.

Cela a créé à la fois un grand paradoxe et une opportunité, notamment pour les politiques énergétiques, environnementales et économiques du Canada.

Paradoxalement, les barrières à l’accès au marché ont fait baisser les prix du bitume par rapport aux prix du pétrole en Amérique du Nord et les prix de l’Amérique du Nord par rapport aux marchés mondiaux. Au-delà du coup porté à l’économie canadienne, cela dissuade également de réduire la demande nationale en énergies fossiles et d’investir dans des solutions pour lutter contre le changement climatiques. C’est exactement l’inverse de ce que souhaitent les citoyens canadiens soucieux des problématiques climatiques qui s’opposent à ces projets énergétiques. Dans cette contradiction gît une opportunité.

L’histoire nous a montré que pour mettre en œuvre un plan politique à long terme, il faut une économie forte.

Il y a là une vraie opportunité pour les gouvernements et les géants industriels de gagner le soutien de l’opinion publique en associant les projets d’exportations à des actions réelles, tangibles, en faveur du changement climatique. Ne pourrait-on pas imaginer d’associer l’accès du pétrole aux marchés à des investissements significatifs dans des programmes qui orienteraient les systèmes d’énergie domestiques du Canada vers le développement durable ? Ces investissements ne représenteraient pas un coût majeur par rapport aux problèmes d’accès au marché actuels et contribueraient à créer des emplois et rendraient le système énergétique nord-américain plus durable.

On dit souvent que la vision à long terme de nos élus excède rarement les quatre années que dure leur mandat. La nouvelle ère du pétrole, marquée par une difficulté d’accès au marché, a créé une situation dans laquelle surgit la possibilité d’un lien entre les bénéfices à court terme, dont raffolent les politiques, et les besoins à long terme pour une énergie durable.

Notes

Tous les chiffres fournis dans cet article proviennent du Annual Energy Outlook 2013 ou du Annual Energy Outlook 2014 Early Release Overview de l’EIA.

Une bonne partie des références citées peuvent être consultées dans From Insecurity in Oil Supply to Insecurity in Market Access: Is North America Oil Supply and Demand Entering a New Era?

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