Cette année, la fête du Canada rimait avec « pipeline ». Le 2 juillet, le fédéral a annoncé le financement public de l’oléoduc vers la côte ouest promis par Mark Carney. Le 6 juillet, l’Ontario et l’Alberta ont présenté un nouveau projet (très embryonnaire) de pipeline vers les Grands Lacs, baptisé « Northern Shield ».

Au-delà des grands titres, les transporteurs pétroliers préparent aussi des projets pour rehausser la capacité des pipelines existants. Les travaux planifiés, dont certains sont en chantier, totalisent plus de 1 million de barils par jour (b/j), ce qui équivaut à un gros pipeline.

Le Devoir vous propose ici un tour d’horizon de ces projets qui promettent de considérablement rehausser la capacité de transport de pétrole hors de l’Alberta au-delà des 5,4 millions de b/j actuels.

Ces ambitions relatives à l’énergie fossile, qui s’accentuent alors même que le climat s’emballe, entrent en collision frontale avec l’engagement du Canada à réduire ses émissions de gaz à effet de serre.

De Trans Mountain à Keystone XL

En matière de pipeline, le dernier ajout majeur de capacité remonte à mai 2024, avec la mise en service de l’élargissement de l’oléoduc Trans Mountain (+590 000 b/j), infrastructure dont le gouvernement de Justin Trudeau s’était porté acquéreur et dans laquelle il a dépensé 34 milliards de dollars.

La société de la Couronne Trans Mountain prévoit maintenant réaliser des projets permettant d’injecter 360 000 b/j supplémentaires d’ici cinq ans dans ce pipeline double qui rend possibles les exportations de pétrole vers l’Asie par la voie maritime.

La première phase consiste à utiliser des agents réduisant le frottement du pétrole dans le tuyau. Cela doit rehausser la capacité de 10 %. Les travaux commenceront en août. Dans les phases ultérieures, Trans Mountain veut notamment ajouter des stations de pompage.

Enbridge, de son côté, travaille sur l’« optimisation » de sa ligne principale (« Mainline »), sorte de colonne vertébrale qui relie l’Alberta aux États-Unis ainsi qu’aux raffineries de l’Ontario et du Québec. Sa capacité actuelle est de 3,4 millions de b/j.

La première phase de l’optimisation, pour laquelle l’entreprise a annoncé sa décision finale d’investissement en novembre dernier, doit ajouter 150 000 b/j à partir de 2027 grâce à des agents de réduction de frottement et à l’amélioration des terminaux, entre autres.

Enbridge dit par ailleurs préparer la deuxième phase de l’optimisation, qui pourrait accroître la capacité de sa ligne principale de 250 000 b/j à partir de 2028.

La première ministre de l’Alberta, Danielle Smith, a qualifié de « remarquable » la quantité actuelle de projets d’expansion de pipeline lors d’une conférence sur l’énergie, en juin.

« Cela n’aurait pas été possible si le plafonnement des émissions [du secteur pétrogazier] avait été maintenu, a-t-elle déclaré. Nous avons fait un virage à presque 180 degrés ces dix-huit derniers mois. »

Un autre projet majeur d’expansion, celui-là du pipeline Keystone, est aussi en développement.

Il s’agit de relier l’Alberta au Wyoming en utilisant un oléoduc existant de 150 km, portion canadienne du projet Keystone XL, lequel est mort dans l’œuf. L’initiative est copilotée par South Bow, issue d’une scission de TC Energy.

En mai, l’agence de presse Reuters a annoncé, citant des sources confidentielles, que ce projet était sur le point de réunir assez d’engagements de producteurs pétroliers pour justifier son développement, peu après que Donald Trump lui eut accordé un permis transfrontalier.

La capacité initiale prévue de cette réincarnation de Keystone XL est de 550 000 b/j.

Tout n’est pas joué

Les trois grands projets d’accroissement de la capacité des pipelines cités ci-dessus totalisent 1,3 million de b/j. Il faut ajouter à cela le pipeline vers la côte ouest (1,0 million de b/j) et celui, encore très hypothétique, vers l’Ontario (500 000 b/j), qui n’a pas le soutien explicite d’Ottawa.

Il n’est pas clair d’où proviendrait tout le pétrole circulant dans ces pipelines, souligne Janetta McKenzie, directrice du programme sur le pétrole et le gaz à l’Institut Pembina, un groupe de réflexion sur les énergies propres.

« On peut se demander si les pétrolières voudront faire les investissements nécessaires pour remplir ces pipelines, sachant que démarrer un nouveau projet d’exploitation des sables bitumineux est extrêmement coûteux », explique-t-elle au Devoir.

Il coûte évidemment moins cher d’optimiser les pipelines existants que d’en construire des nouveaux. Les projets de Trans Mountain et d’Enbridge semblent donc les plus aisément réalisables parmi ceux en lice, selon cette spécialiste.

Quant aux deux nouveaux oléoducs, leur argumentaire économique est « chambranlant », pense M^me McKenzie. « Si le secteur privé sentait qu’il y avait de l’argent à faire avec ces projets-là, il y aurait déjà sauté à pieds joints », dit-elle.

En avril, la Chine avait réduit sa consommation de pétrole de l’ordre de 15 % à 20 % par rapport à celle prévalant 12 mois plus tôt. Les recharges de véhicules électriques y ont augmenté de près de 70 % par rapport à l’année précédente.

Même si Ottawa et Edmonton prévoient couvrir 90 % des coûts de construction du nouveau pipeline vers la côte ouest, dont la facture est évaluée entre 35 et 44 milliards de dollars, sa réalisation n’a encore rien d’assuré, selon M^me McKenzie.

« Je pense que cela dépendra encore beaucoup de l’analyse de rentabilité [business case] », indique-t-elle. Le tarif de transport du pétrole dans ce pipeline risque d’être très élevé. « Au bout du compte, les gouvernements ne construiront pas cet oléoduc s’ils n’ont pas de raison valable de penser qu’ils pourront le remplir de pétrole. À mes yeux, c’est une question qui reste encore très, très ouverte. »