Derrière la déconfiture très médiatisée du cours du West Texas Intermediate (WTI), baril de référence du pétrole nord-américain, il y en a une autre : celle du Western Canadian Select (WCS), qui désigne l’or noir tout droit sorti des sables bitumineux. En moins d’un an, il s’est effondré de 80 $ à moins de 30 $, un niveau qui rappelle les lendemains de la crise financière de 2008.

Aux prises avec un ralentissement prévu de 37 % des dépenses d’exploration et de développement dans le secteur, l’Alberta prévoit maintenant que les pertes d’emplois vont atteindre 185 000 postes en 2015, selon sa mise à jour estivale. Le tiers de l’impact aurait lieu à l’extérieur de la province dans des provinces comme l’Ontario et la Colombie-Britannique.

« Cela entraîne déjà des conséquences significatives pour l’industrie énergétique de l’Alberta et d’autres provinces, et je pense que dans les prochains mois, l’impact va prendre de l’ampleur, dit Todd Hirsch, économiste en chef du groupe ATB Financial, la grande coopérative de crédit qui appartient au gouvernement albertain. Le prix du WTI influence les tendances générales, mais le plus important, c’est le WCS, car c’est ce que les producteurs reçoivent. C’est une des raisons qui contribuent à la faiblesse du dollar canadien. »

Moins cher de nature

D’un pétrole à l’autre, les différences peuvent être importantes. Le WTI, par exemple, est un pétrole léger dont le raffinage est plus facile. Le WCS, lancé en 2004, est un bitume dilué dont le raffinage est plus complexe et coûteux, raison pour laquelle il coûte généralement moins cher que le WTI. Or, l’écart de 7 ou 8 $ qui prévalait en juin, quand le WCS était à plus de 50 $, s’est soudainement creusé à environ 20 $.

Face à des prix aussi bas, le producteur moyen est probablement à peine capable de couvrir ses coûts, a estimé cette semaine une analyste de ARC Financial, Jackie Forrest, lors d’une entrevue à CBC News. Il n’est pas impossible que certains perdent de l’argent en vendant au prix d’aujourd’hui, a-t-elle ajouté.

Selon une étude du Canadian Energy Research Institute publiée cette semaine, il coûte entre 60 et 65 $ américains pour produire un baril de pétrole dans les sables bitumineux.

L’écart entre le WTI et le WCS fluctue de manière ponctuelle depuis 11 ans, mais le mouvement du dernier mois survient alors que l’industrie pétrolière albertaine, dont les exportations peuvent à elles seules faire bouger le dollar canadien, a déjà mis les freins sur ses investissements.

La révision en cours dans les intentions de dépenses, cependant, ne veut pas dire que la production diminue. À la Pétrolière Impériale, on vient de démarrer la production du projet Kearns, qui ajoute du coup 110 000 barils par jour dans les vannes. C’est six mois plus tôt que prévu. En 2014, l’Alberta a produit environ 2,3 millions de barils de bitume et 600 000 barils de pétrole conventionnel.

Pour l’avenir, le gouvernement albertain est catégorique : en raison de l’expansion des projets, la production devrait même atteindre trois millions de barils par jour d’ici cinq ans, soit un million de plus qu’aujourd’hui.

Dans une nouvelle analyse, l’agence de notation Moody’s a estimé cette semaine qu’il faudra encore trois ans avant que les cours pétroliers ne se remettent de leur déprime actuelle. La firme prévoit que les producteurs, qui ont resserré leurs dépenses au début de l’année, vont à nouveau revoir à la baisse leurs structures de coûts.