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9 mai 2019mai 9, 2019

The Cumulative Impact of Harmful Policies – The Case of Oil and Gas in Alberta

Cahier de recherche montrant que pendant que la demande mondiale d’hydrocarbures devrait continuer à croître au moins jusqu’en 2040, le secteur pétrolier et gazier canadien fait face à d’importants défis (en anglais, avec points saillants en français)

The Cumulative Impact of Harmful Policies – The Case of Oil and Gas in Alberta

Selon l’Agence internationale de l’énergie, la demande mondiale d’hydrocarbures devrait continuer à croître au moins jusqu’en 2040. Pourtant, au Canada, depuis un an environ, un nombre inhabituellement élevé d’événements majeurs – tous essentiellement défavorables – ont perturbé l’industrie pétrolière et gazière. Le départ d’entreprises internationales, les retards des projets de pipeline et les escomptes sans précédent consentis sur le Western Canadian Select (WCS) ne sont que quelques-uns des signes indiquant que le secteur pétrolier et gazier du pays fait face à de graves défis.

Communiqué de presse : Taxe sur le carbone : l’Alberta ne devrait pas payer plus cher que le Québec

Les graphiques de l'étude
 

En lien avec cette publication

Adding a car­bon-tax in­sult to Al­berta’s in­jury (National Post, 9 mai 2019) Entrevue (en anglais) avec Jean Michaud (Danielle Smith, CHQR-AM, 9 mai 2019)

Reportage avec Jean Michaud (Le Café show, Ici Radio-Canada, 9 mai 2019)
 

 

Cahier de recherche préparé par Germain Belzile, chercheur associé senior à l’IEDM, et Jean Michaud, chercheur associé à l’IEDM.

Points saillants

Selon l’Agence internationale de l’énergie, la demande mondiale d’hydrocarbures devrait continuer à croître au moins jusqu’en 2040. Pourtant, au Canada, depuis un an environ, un nombre inhabituellement élevé d’événements majeurs – tous essentiellement défavorables – ont perturbé l’industrie pétrolière et gazière. Le départ d’entreprises internationales, les retards des projets de pipeline et les escomptes sans précédent consentis sur le Western Canadian Select (WCS) ne sont que quelques-uns des signes indiquant que le secteur pétrolier et gazier du pays fait face à de graves défis.

Chapitre 1 – Accès au marché

  • La pénurie de pipelines est, avant d’autres facteurs, celui qui produit actuellement le plus grand impact financier dans l’industrie pétrolière et gazière; cette pénurie nuit non seulement à l’industrie, mais aussi aux finances publiques des provinces et à l’ensemble de l’économie canadienne.
  • Durant la période 2009-2012, alors que les pipelines ne faisaient l’objet d’aucune contrainte notoire, le WCS (couramment utilisé comme référence du pétrole canadien) se négociait, en moyenne, avec un escompte de 11,17 $US par rapport au WTI (le brut de référence aux États-Unis).
  • En 2018, l’escompte sur le WCS par rapport au WTI a atteint un sommet de 50 $US le baril, ce qui a poussé le gouvernement albertain à imposer des coupes de 325 000 barils par jour dans la production, atténuant temporairement la crise, mais ne réglant pas le problème sous-jacent.
  • Selon un rapport publié en mai 2018 par la Banque Royale du Canada, le coût pour l’économie canadienne d’un écart de prix persistant de 5 $US le baril au-dessus de l’écart normal entre le WCS et le WTI serait d’environ 4 à 5 milliards $CAN annuellement.
  • En 2018, pour la première fois, la production a excédé la capacité des pipelines; les exportations de brut par rail ont dépassé 300 000 barils par jour en décembre, alors qu’elles étaient d’environ 150 000 barils onze mois plus tôt.
  • Le transport ferroviaire peut atténuer le problème, mais il est dispendieux : le transport du brut par train jusqu’à la côte américaine du golfe du Mexique coûte 50 à 100 % de plus que par pipeline.
  • Outre la pénurie de pipelines, il n’y a plus aucune raison justifiant l’escompte sur le prix du WCS par rapport au WTI puisque les États-Unis font face à une surabondance de pétroles très légers obtenus par fracturation hydraulique et qu’ils ont besoin de nos pétroles plus lourds.
  • Un meilleur accès aux côtes permettrait aux producteurs canadiens d’approvisionner l’Asie, où la demande de pétrole est censée augmenter de neuf millions de barils par jour d’ici 2040, et où la demande de gaz naturel augmentera fortement aussi.
  • La pénurie de pipelines fait aussi augmenter le coût du brut pour les raffineries de l’Est canadien; le Canada a en effet importé près de 670 000 barils de brut par jour en 2017, dont près de la moitié provenait d’outre-mer.

Chapitre 2 – Taxes sur le carbone

  • Aucune raison valable ne justifie qu’une taxe sur le carbone soit 50 % supérieure au taux de facto actuel du système de plafonnement et d’échange du Québec – comme c’est le cas de la taxe de 30 $ en Alberta – et encore moins qu’elle approche le double de celle du Québec, comme ce sera le cas de la taxe fédérale d’ici 2022.
  • Les régimes de taxation du carbone actuellement en vigueur à travers le Canada ne tiennent pas compte de certaines réalités : a) que les émissions de carbone sont d’abord et avant tout un problème de consommation; b) que les entreprises, à défaut de voter, peuvent aller s’installer dans une autre entité territoriale (ce qui entraînera un transfert des émissions de carbone); et c) que le Canada est un pays commerçant et ne vit pas isolé.
  • L’Alberta et la Saskatchewan produisent plus de carbone qu’elles n’en consomment et sont donc pénalisées par le fait que les taxes canadiennes sont basées sur la production; l’Ontario, la Colombie-Britannique et le Québec, qui consomment tous plus de carbone qu’ils n’en produisent, sont ainsi avantagés par la façon dont les taxes canadiennes ont été établies.
  • Il est inutile de fermer des installations émettrices de CO2 si les biens qu’elles produisent doivent ensuite être importés ou produits dans une autre entité territoriale où il n’y a pas de mesures antipollution aussi strictes.
  • À l’imposition de taxes sur le carbone aux frontières, on peut opposer un solide argument selon lequel elles empiètent sur le libre-échange. Un système unilatéral d’ajustement à la frontière pourra provoquer une riposte et pourrait même mener à une guerre commerciale avec nos partenaires.
  • Toute taxe sur le carbone devrait être compensée par une réduction équivalente d’autres taxes, préférablement celles qui sont les plus dommageables sur le plan économique : l’impôt sur les bénéfices des sociétés et celui sur le revenu des particuliers, par exemple.
  • Les gouvernements ne voudront peut-être pas se priver du produit de la taxe sur le carbone, mais une tonne de CO2 qui n’est émise ni au Canada ni ailleurs dans le monde aura le même impact sur le climat. L’objet d’une taxe sur le carbone devrait être de réduire les émissions de carbone et non d’augmenter les recettes fiscales versées par les particuliers et les entreprises.
  • Permettre aux émetteurs d’utiliser tous les outils à leur disposition pour atteindre les cibles de réductions d’émissions de GES, au coût le plus bas possible, atténuerait l’impact économique négatif sur l’économie canadienne.

Chapitre 3 – Réglementation et retards dans l’attribution des permis

  • Les entreprises qui font affaire en Alberta signalent que les retards constatés dans l’attribution des permis dans cette province sont un grave problème; à cet égard, l’Alberta ne soutient pas la comparaison avec les États américains producteurs de pétrole et de gaz.
  • Lorsqu’une demande est présentée en vue d’effectuer des forages sur des terres franches aux États-Unis, les permis sont toujours délivrés plusieurs mois plus tôt qu’en Alberta, le Texas étant l’État le plus accommodant.
  • Entre 2014 et 2017, la proportion des projets faisant l’objet de demandes d’auditions par des intervenants a doublé, pendant que le nombre total de projets visant des puits et des installations chutait de plus de 40 %.
  • Les pièges de l’acceptabilité sociale, notamment ceux causés par la trop grande place accordée à divers groupes, semblent avoir nui aux demandes concernant des puits et installations et suscitent vraisemblablement une perte de confiance envers le processus actuel, qui est devenu imprévisible.
  • Les projets d’exploitation des sables bitumineux font également l’objet de délais surréels : un projet typique de développement in situ en Alberta sera soumis, dans le meilleur des cas, à un échéancier d’approbation de 4 à 6 ans, du lancement des consultations jusqu’au début de la construction.

Chapitre 4 – Corridors énergétiques et partenariats avec les Premières Nations

  • Un des premiers exemples de corridor énergétique a été celui proposé dans les années 1970 pour lier le delta du fleuve Mackenzie à l’Alberta et aux États-Unis. Ce projet, relancé au début des années 2000, a ensuite été annulé après la chute des cours du gaz naturel.
  • La participation des Premières Nations dans le développement des ressources énergétiques et des corridors énergétiques est maintenant un fait établi, le Conseil des ressources indiennes (CRI) représentant aujourd’hui plus de 200 Premières Nations partout au pays.
  • Certains des principaux opposants au projet de loi C-48 sur le moratoire relatif aux pétroliers sont en fait des groupes menés par des Premières Nations qui proposent leur propre projet de pipeline, tandis que le CRI demande au gouvernement fédéral de suspendre le projet de loi C-69.
  • En guise d’exemples actuels de projets de transport d’énergie qui pourraient être réalisés, citons le corridor où serait aménagé le pipeline Eagle Spirit, entre l’Alberta et la côte de la Colombie-Britannique, et celui du pipeline Gazoduq, qui lierait l’Ontario au Québec.

Chapitre 5 – Autres enjeux

  • Le méthane est un gaz à effet de serre beaucoup plus puissant que le dioxyde de carbone. L’Alberta et la Colombie-Britannique – les principales provinces productrices de gaz – se sont engagées à réduire leurs émissions de méthane de 45 % d’ici 2025.
  • Depuis qu’a été lancé, au début de 2017, le projet de Norme sur les combustibles propres du gouvernement fédéral, on a constaté qu’il fait double emploi avec des politiques provinciales et fédérales actuelles de réduction des émissions. Il s’agit essentiellement d’une autre taxe sur le carbone sous un nom différent.
  • D’après certains travaux de recherche, la mise en œuvre de normes sur les combustibles renouvelables a entraîné une hausse des prix des aliments et une réduction plus faible des émissions mondiales de GES en comparaison à d’autres politiques.
  • On compte plus de 120 000 puits de pétrole et de gaz naturel inactifs dans l’Ouest canadien, dont près des trois quarts se trouvent en Alberta, et les autres principalement en Saskatchewan, mais aussi en Colombie-Britannique.
  • Pour réhabiliter un puits, on doit remettre la surface du terrain dans son état original. Les puits orphelins sont ceux dont les propriétaires n’ont pu ou n’ont pas voulu boucher le trou de forage ou réhabiliter le site.

Lire le Cahier de recherche en format PDF

 

Les graphiques (Cliquez pour agrandir)

 

Cahier de recherche préparé par Germain Belzile, chercheur associé senior à l’IEDM, et Jean Michaud, chercheur associé à l’IEDM.

Points saillants

Selon l’Agence internationale de l’énergie, la demande mondiale d’hydrocarbures devrait continuer à croître au moins jusqu’en 2040. Pourtant, au Canada, depuis un an environ, un nombre inhabituellement élevé d’événements majeurs – tous essentiellement défavorables – ont perturbé l’industrie pétrolière et gazière. Le départ d’entreprises internationales, les retards des projets de pipeline et les escomptes sans précédent consentis sur le Western Canadian Select (WCS) ne sont que quelques-uns des signes indiquant que le secteur pétrolier et gazier du pays fait face à de graves défis.

Chapitre 1 – Accès au marché

  • La pénurie de pipelines est, avant d’autres facteurs, celui qui produit actuellement le plus grand impact financier dans l’industrie pétrolière et gazière; cette pénurie nuit non seulement à l’industrie, mais aussi aux finances publiques des provinces et à l’ensemble de l’économie canadienne.
  • Durant la période 2009-2012, alors que les pipelines ne faisaient l’objet d’aucune contrainte notoire, le WCS (couramment utilisé comme référence du pétrole canadien) se négociait, en moyenne, avec un escompte de 11,17 $US par rapport au WTI (le brut de référence aux États-Unis).
  • En 2018, l’escompte sur le WCS par rapport au WTI a atteint un sommet de 50 $US le baril, ce qui a poussé le gouvernement albertain à imposer des coupes de 325 000 barils par jour dans la production, atténuant temporairement la crise, mais ne réglant pas le problème sous-jacent.
  • Selon un rapport publié en mai 2018 par la Banque Royale du Canada, le coût pour l’économie canadienne d’un écart de prix persistant de 5 $US le baril au-dessus de l’écart normal entre le WCS et le WTI serait d’environ 4 à 5 milliards $CAN annuellement.
  • En 2018, pour la première fois, la production a excédé la capacité des pipelines; les exportations de brut par rail ont dépassé 300 000 barils par jour en décembre, alors qu’elles étaient d’environ 150 000 barils onze mois plus tôt.
  • Le transport ferroviaire peut atténuer le problème, mais il est dispendieux : le transport du brut par train jusqu’à la côte américaine du golfe du Mexique coûte 50 à 100 % de plus que par pipeline.
  • Outre la pénurie de pipelines, il n’y a plus aucune raison justifiant l’escompte sur le prix du WCS par rapport au WTI puisque les États-Unis font face à une surabondance de pétroles très légers obtenus par fracturation hydraulique et qu’ils ont besoin de nos pétroles plus lourds.
  • Un meilleur accès aux côtes permettrait aux producteurs canadiens d’approvisionner l’Asie, où la demande de pétrole est censée augmenter de neuf millions de barils par jour d’ici 2040, et où la demande de gaz naturel augmentera fortement aussi.
  • La pénurie de pipelines fait aussi augmenter le coût du brut pour les raffineries de l’Est canadien; le Canada a en effet importé près de 670 000 barils de brut par jour en 2017, dont près de la moitié provenait d’outre-mer.

Chapitre 2 – Taxes sur le carbone

  • Aucune raison valable ne justifie qu’une taxe sur le carbone soit 50 % supérieure au taux de facto actuel du système de plafonnement et d’échange du Québec – comme c’est le cas de la taxe de 30 $ en Alberta – et encore moins qu’elle approche le double de celle du Québec, comme ce sera le cas de la taxe fédérale d’ici 2022.
  • Les régimes de taxation du carbone actuellement en vigueur à travers le Canada ne tiennent pas compte de certaines réalités : a) que les émissions de carbone sont d’abord et avant tout un problème de consommation; b) que les entreprises, à défaut de voter, peuvent aller s’installer dans une autre entité territoriale (ce qui entraînera un transfert des émissions de carbone); et c) que le Canada est un pays commerçant et ne vit pas isolé.
  • L’Alberta et la Saskatchewan produisent plus de carbone qu’elles n’en consomment et sont donc pénalisées par le fait que les taxes canadiennes sont basées sur la production; l’Ontario, la Colombie-Britannique et le Québec, qui consomment tous plus de carbone qu’ils n’en produisent, sont ainsi avantagés par la façon dont les taxes canadiennes ont été établies.
  • Il est inutile de fermer des installations émettrices de CO2 si les biens qu’elles produisent doivent ensuite être importés ou produits dans une autre entité territoriale où il n’y a pas de mesures antipollution aussi strictes.
  • À l’imposition de taxes sur le carbone aux frontières, on peut opposer un solide argument selon lequel elles empiètent sur le libre-échange. Un système unilatéral d’ajustement à la frontière pourra provoquer une riposte et pourrait même mener à une guerre commerciale avec nos partenaires.
  • Toute taxe sur le carbone devrait être compensée par une réduction équivalente d’autres taxes, préférablement celles qui sont les plus dommageables sur le plan économique : l’impôt sur les bénéfices des sociétés et celui sur le revenu des particuliers, par exemple.
  • Les gouvernements ne voudront peut-être pas se priver du produit de la taxe sur le carbone, mais une tonne de CO2 qui n’est émise ni au Canada ni ailleurs dans le monde aura le même impact sur le climat. L’objet d’une taxe sur le carbone devrait être de réduire les émissions de carbone et non d’augmenter les recettes fiscales versées par les particuliers et les entreprises.
  • Permettre aux émetteurs d’utiliser tous les outils à leur disposition pour atteindre les cibles de réductions d’émissions de GES, au coût le plus bas possible, atténuerait l’impact économique négatif sur l’économie canadienne.

Chapitre 3 – Réglementation et retards dans l’attribution des permis

  • Les entreprises qui font affaire en Alberta signalent que les retards constatés dans l’attribution des permis dans cette province sont un grave problème; à cet égard, l’Alberta ne soutient pas la comparaison avec les États américains producteurs de pétrole et de gaz.
  • Lorsqu’une demande est présentée en vue d’effectuer des forages sur des terres franches aux États-Unis, les permis sont toujours délivrés plusieurs mois plus tôt qu’en Alberta, le Texas étant l’État le plus accommodant.
  • Entre 2014 et 2017, la proportion des projets faisant l’objet de demandes d’auditions par des intervenants a doublé, pendant que le nombre total de projets visant des puits et des installations chutait de plus de 40 %.
  • Les pièges de l’acceptabilité sociale, notamment ceux causés par la trop grande place accordée à divers groupes, semblent avoir nui aux demandes concernant des puits et installations et suscitent vraisemblablement une perte de confiance envers le processus actuel, qui est devenu imprévisible.
  • Les projets d’exploitation des sables bitumineux font également l’objet de délais surréels : un projet typique de développement in situ en Alberta sera soumis, dans le meilleur des cas, à un échéancier d’approbation de 4 à 6 ans, du lancement des consultations jusqu’au début de la construction.

Chapitre 4 – Corridors énergétiques et partenariats avec les Premières Nations

  • Un des premiers exemples de corridor énergétique a été celui proposé dans les années 1970 pour lier le delta du fleuve Mackenzie à l’Alberta et aux États-Unis. Ce projet, relancé au début des années 2000, a ensuite été annulé après la chute des cours du gaz naturel.
  • La participation des Premières Nations dans le développement des ressources énergétiques et des corridors énergétiques est maintenant un fait établi, le Conseil des ressources indiennes (CRI) représentant aujourd’hui plus de 200 Premières Nations partout au pays.
  • Certains des principaux opposants au projet de loi C-48 sur le moratoire relatif aux pétroliers sont en fait des groupes menés par des Premières Nations qui proposent leur propre projet de pipeline, tandis que le CRI demande au gouvernement fédéral de suspendre le projet de loi C-69.
  • En guise d’exemples actuels de projets de transport d’énergie qui pourraient être réalisés, citons le corridor où serait aménagé le pipeline Eagle Spirit, entre l’Alberta et la côte de la Colombie-Britannique, et celui du pipeline Gazoduq, qui lierait l’Ontario au Québec.

Chapitre 5 – Autres enjeux

  • Le méthane est un gaz à effet de serre beaucoup plus puissant que le dioxyde de carbone. L’Alberta et la Colombie-Britannique – les principales provinces productrices de gaz – se sont engagées à réduire leurs émissions de méthane de 45 % d’ici 2025.
  • Depuis qu’a été lancé, au début de 2017, le projet de Norme sur les combustibles propres du gouvernement fédéral, on a constaté qu’il fait double emploi avec des politiques provinciales et fédérales actuelles de réduction des émissions. Il s’agit essentiellement d’une autre taxe sur le carbone sous un nom différent.
  • D’après certains travaux de recherche, la mise en œuvre de normes sur les combustibles renouvelables a entraîné une hausse des prix des aliments et une réduction plus faible des émissions mondiales de GES en comparaison à d’autres politiques.
  • On compte plus de 120 000 puits de pétrole et de gaz naturel inactifs dans l’Ouest canadien, dont près des trois quarts se trouvent en Alberta, et les autres principalement en Saskatchewan, mais aussi en Colombie-Britannique.
  • Pour réhabiliter un puits, on doit remettre la surface du terrain dans son état original. Les puits orphelins sont ceux dont les propriétaires n’ont pu ou n’ont pas voulu boucher le trou de forage ou réhabiliter le site.

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