Vous l’avez sûrement remarqué, jamais n’a-t-il autant été question dans nos médias de pétrole et de gaz.
Bien entendu, nous devons une partie de cet engouement aux espoirs suscités par la présence de gaz de schiste dans le sous-sol québécois, mais il est devenu assez évident au fil des mois que les risques associés à l’exploitation éventuelle de cette ressource étaient beaucoup trop grands, malgré les efforts de nul autre que l’ancien premier ministre Lucien Bouchard pour tenter de nous convaincre du contraire.
Il existe aussi de bonnes possibilités que le sous-sol québécois renferme du pétrole en quantités exploitables, en Gaspésie (gisement Haldimand), au large des Îles-de-la-Madeleine (gisement Old Harry), et à Anticosti.
Pour ceux qui sont moins familiers avec le sujet, rappelons que la présence d’hydrocarbures au Québec est connue de longue date. En Gaspésie, le pétrole affleure même en surface à certains endroits. Si elles n’ont pas été exploitées plus tôt sauf à très petite échelle sur la rive sud de Québec à la fin des années 1970 par la Société québécoise d’initiatives pétrolières (SOQUIP), une société d’État mise sur pied par le Gouvernement du Québec pendant la Révolution tranquille, c’est que les quantités découvertes n’étaient pas jugées commercialement rentables par les grandes pétrolières.
À l’époque, si l’on connaissait l’existence du gaz et du pétrole de schiste, on ne disposait pas de la technologie pour les exploiter (la fracturation horizontale), ce qui constituait un obstacle à une exploration plus poussée du sous-sol. Pourquoi investir dans l’exploration si l’on n’allait pas pouvoir exploiter la ressource ? Ce raisonnement, parfaitement justifié dans le cas d’une entreprise commerciale, l’était beaucoup moins dans le cas d’une société d’État dont le mandat était d’abord de déterminer les réserves du Québec en hydrocarbures.
Avec des budgets qu’on lui comptait de plus en plus chichement à mesure que les forages concluaient à l’absence de quantités commerciales, SOQUIP est malgré tout parvenue à développer une bonne connaissance du potentiel du territoire québécois en hydrocarbures, et ce corpus de connaissances a été transféré d’abord à la Société générale de financement (SGF) en 1998, au moment où le gouvernement Bouchard a décidé de regrouper sous son égide toutes les interventions du Québec en matière de développement économique.
On notera que le gouvernement Bouchard avait nommé l’année précédente Claude Blanchet, le conjoint de Pauline Marois, à la tête de la SGF, et que Blanchet fut, à tort ou à raison, présenté comme l’auteur de cette stratégie de regroupement.
En 2003, Jean Charest devient premier ministre du Québec, et procède au démantèlement de la SGF dans la foulée des conclusions de la Commission Lesage sur les dépassements de coûts de près de 300 millions $ à la Gaspésia. Les actifs de la SGF dans le pétrole et le gaz sont transférés à Hydro-Québec qui se dote d’une division « Pétrole et Gaz » pour les gérer. Les permis d’exploration qu’elle détenait, dont ceux d’Anticosti furent vendus à Petrolia en 2008 à des conditions qui demeurent à ce jour inconnues.
Depuis lors, on a appris que les réserves potentiellement exploitables à Anticosti dépasseraient les 32 milliards de barils, soit de quoi alimenter sur une base quotidienne une raffinerie comme celle d’Ultramar à Lévis, d’une capacité d’environ 250 000 b/j, pendant à peu près 350 ans (250 000 b/j x 365 jours = 91 250 000 b/a), ou alors 10 raffineries de la même taille pendant 35 ans ! ! !
Ce simple calcul permet de comprendre que cet enjeu économique dépasse de beaucoup l’envergure d’une petite entreprise comme Petrolia et qu’elle sert manifestement de paravent à des intérêts beaucoup plus importants qui souhaitent demeurer cachés pour le moment.
Car, si les réserves devaient être prouvées, encore faudrait-il qu’on sache dans quelles conditions elles pourraient être exploitées et quel serait le coût de production par baril. Vous avez beau avoir des milliards de barils de réserves, si le coût de production de votre pétrole excède le cours mondial, votre pétrole va rester dans le sol jusqu’à ce que quelqu’un soit prêt à vous payer votre pétrole plus cher qu’il ne vous en coûte pour le produire.
Les réserves sont donc une forme d’argent en banque si le terme pendant lequel il va y rester demeure raisonnable. Dans l’industrie pétrolière, un terme de 25 ans est une norme reconnue.
On voit donc qu’il peut y avoir loin de la coupe aux lèvres et qu’il est préférable de ne pas être pressé, d’autant plus que des quantités d’événements peuvent survenir pendant cette période qui pourront avoir une incidence sur votre « pactole », comme de nouvelles découvertes, une évolution de l’offre et de la demande selon de nouveaux scénarios à la suite d’une guerre, d’une nouvelle révolution technologique, etc...
Pour référence, il s’est écoulé environ 25 ans entre le moment où les ententes nécessaires entre l’industrie et les gouvernements fédéral et provincial ont été conclues et le moment où Terre-Neuve s’est mise à tirer les pleins avantages du projet Hibernia au large de ses côtes.
L’extrême prudence est donc de mise, et tout le travail des professionnels de l’industrie consiste à prendre les bonnes décisions au bon moment, sachant que les conséquences d’une erreur peuvent être aussi colossales que fatales, ce qui, avec la surface financière requise, explique le nombre relativement restreint de joueurs.
Je me souviens d’avoir visité les installations de Syncrude à Fort McMurray en Alberta en 1976. À l’époque, je travaillais pour Esso, et l’industrie en était aux tout premiers stades de l’exploitation des sables bitumineux. Les coûts étaient tellement élevés que les entreprises formaient des consortiums pour être en mesure de les supporter. Esso faisait justement partie du consortium Syncrude. À l’époque, on n’anticipait pas encore le tollé mondial qu’allait susciter leur exploitation. La promesse de développement économique était alors pour l’industrie le seul viatique nécessaire.
Le pétrole immédiat mais (surprise) incertain de l’Alberta
Les choses se sont bien compliquées depuis, et il est évident depuis déjà un an ou deux que les perspectives de l’industrie en Alberta soient devenues beaucoup moins roses. Encore hier, le Globe and Mail, sous la plume de ses deux meilleurs journalistes affectés à la couverture des questions pétrolières, présentait un portrait assez lugubre de la situation, et annonçait une avalanche de nouvelles toutes plus mauvaises les unes que les autres pour les semaines à venir.
C’est dans ce contexte qu’il convient d’apprécier à leur juste valeur les intentions manifestées par le Gouvernement de l’Alberta et certains gros joueurs de l’industrie d’exporter le pétrole albertain vers l’est du Canada par voie de pipelines (deux projets annoncés), et même par chemin de fer.
On constate maintenant qu’il s’agit de la dernière carte de l’Alberta et des intérêts pétroliers de cette province de tirer un revenu des investissements colossaux qu’ils ont faits depuis 40 ans pour développer les sables bitumineux.
En effet, l’exploitation des sables bitumineux soulève déjà depuis au moins une bonne dizaine d’années des préoccupations environnementales majeures. À ces préoccupations s’en grèvent désormais d’autres de nature politique et économique.
En effet, ce pétrole coûte cher à produire et à traiter, et en plus, il est enclavé.
Les débouchés vers le Pacifique lui sont fermés en raison de la double objection de la Colombie-Britannique qui cherche à monnayer le droit de passage sur son territoire en plus de multiplier les objections environnementales, et des autochtones dont les droits ancestraux et le mode de vie se trouvent menacés.
Les débouchés vers le sud sont incertains. Le projet de construction du pipeline Keystone vers le sud des États-Unis et les grands centres de traitement du pétrole sont compromis par les découvertes récentes faites aux États-Unis qui pourraient l’assurer d’une autosuffisance dès 2017, sans compter que leur nouveau pétrole est moins cher et moins polluant que le pétrole extrait des sables bitumineux.
Comme les États-Unis sont confrontés à des nouveaux phénomènes climatiques directement reliés à l’exploitation et l’utilisation du pétrole, ils vont chercher par tous les moyens à réduire l’empreinte écologique de cette industrie. L’exclusion du pétrole albertain serait l’un de ces moyens qui aurait en plus l’avantage de ne rien leur coûter.
Le seul espoir de l’Alberta et de ses intérêts pétroliers réside donc désormais dans son utilisation par l’Ontario, le Québec et les provinces atlantiques, ce qui nous permet de comprendre la frénésie avec laquelle ils cherchent à concrétiser leurs projets de transport par pipeline et même par train.
Mais en plus des contraintes politiques et règlementaires relatives à l’obtention des autorisations requises, il existe également des contraintes techniques. Ainsi, non seulement faut-il préparer la ligne de transport déjà existante à un renversement du flux du pétrole qui voyage actuellement d’est en ouest entre le Québec et l’Ontario pour des quantités assez modestes, il faut en plus la préparer à transporter des quantités beaucoup plus importantes d’un pétrole lourd en soufre, donc extrêmement corrosif, et à la prolonger jusqu’à la méga-raffinerie d’Irving à St-Jean au Nouveau-Brunswick.
D’autre part, il faut adapter toutes les raffineries susceptibles d’être desservies par ce pipeline à traiter du pétrole plus lourd et plus corrosif. Ainsi, Ultramar annonçait récemment qu’elle allait devoir investit 120 millions à sa raffinerie de Lévis pour être en mesure de traiter le pétrole extrait des sables bitumineux. Toutes les autres raffineries du centre et de l’est du Canada vont devoir faire des investissements aux mêmes fins qui varieront avec l’âge de la raffinerie, sa capacité de production, et sa configuration actuelle.
Tout ceci dans un contexte où la conjoncture économique mondiale est mauvaise et où la demande de pétrole risque de baisser et d’entraîner les prix dans la même direction alors que le coût d’exploitation du pétrole albertain ne baissera pas. Et c’est sans compter avec les effets baissiers qu’aura la nouvelle production américaine sur les prix mondiaux au fur et à mesure qu’elle augmentera.
La question risque donc de se poser très rapidement du pourquoi nous paierions le pétrole albertain plus cher que le pétrole d'autres sources.
Il est vrai que dans le contexte qui a prévalu jusqu'ici, avec l'hypothèse du « peak oil » incorporée dans le prix du WTI (le pétrole américain) ou du Brent (le pétrole d'autres sources), il pourrait paraître avantageux de passer au pétrole de l'Alberta, mais la nouvelle donne de l'autosuffisance américaine vient démolir cette hypothèse et risque de remettre en question l'existence même de cette double structure de prix.
À ce stade-ci, les espoirs que fondent l’Alberta et ses intérêts pétroliers sur l’ouverture de nouveaux débouchés dans l’est du Canada paraissent bien ténus et semblent relever davantage de la pensée magique que d’une analyse rigoureuse de la situation.
On peut cependant les comprendre. Ils ont investi tellement et c’est le seul espoir de débouché ou de rentabilisation qui leur reste. S’ils devaient y renoncer, il ne leur resterait plus qu’à comptabiliser leurs pertes et à fermer boutique. Ils vont donc s’accrocher jusqu’à la dernière minute en cherchant à convaincre un nombre de gens qui ira en diminuant au fur et à mesure qu’apparaîtra de plus en plus la folie de leur pari. Jusqu’au jour où ils ne seront même plus capables de se convaincre eux-mêmes.
Entre-temps, la survie de leur espoir aura coûté cher à bien des gens, et il nous faut prendre garde à ce qu’elle nous coûte le moins cher possible. La dernière chose à faire serait donc de subventionner tout investissement dans ce mirage.
Déjà qu’au Québec, nous allons devoir essuyer les plâtres d’une réduction draconienne des paiements de péréquation dans les années à venir, vu la diminution de la capacité de l’Alberta à financer le système et la détérioration rapide et massive des finances publiques ontariennes...