La raffinerie de la Gaspésie

C’est la mode au Québec. Il faudrait que ceux qui investissent dans le développement minier et maintenant pétrolier transforment la ressource ici-même pour maximiser les retombées économiques.

Nous avons du fer; il faut une aciérie. Nous aurons peut-être du pétrole; il va falloir le transformer sur place, nous disent les élus gaspésiens. Il y a dans ces exigences une grosse dose de naïveté.

Distinguons dans un premier temps ce qui relève de l’exploitation des ressources et le projet industriel en tant que tel. Une mine peut être viable compte tenu du prix du minerais et de ses coûts d’exploitation et de transport. Son exploitation a sa propre logique économique.

En revanche, une usine sidérurgique et métallurgique pourrait ne pas être rentable compte tenu de la demande mondiale, du coût d’exploitation, de la proximité ou non des marchés et des frais de transport. Surtout, il y a un problème de surcapacités au niveau mondial alors qu’on assiste à la fermeture de plusieurs usines. Une étude de Ernst & Young publiée en janvier chiffre à moins de 80 % les capacités de production mondiale.

En posant une telle exigence, le Québec risque de faire fuir les investisseurs. Qui choisira le Québec si on ajoute les investissements et les pertes engendrées par une usine non rentable à des frais d’exploitation très élevés et des redevances plus costaudes que celles imposées par nos voisins ? Voilà un bon plan pour décourager l’investissement. Le mieux est l’ennemi du bien, nous enseigne le proverbe.

La situation du pétrole gaspésien est encore plus étrange.

Le pétrole gaspésien serait une bonne affaire pour le Québec. Il permettrait de réduire les achats en provenance de l’Alberta – qui devraient commencer sous peu – et les importations de nos fournisseurs africains et européens. Les coûts de transport étant moindres, on peut supposer que les raffineries paieraient moins cher pour le pétrole brut et que le coût à la pompe serait moindre pour les consommateurs québécois. Sans compter les retombées économiques et les redevances.

Hélas, on ne sait pas encore s’il y a beaucoup de pétrole et si son extraction à grande échelle en vaut la peine. Nous ne sommes qu’au tout début d’un processus qui sera long, ardu et risqué. On ne sait pas non plus comment accommoder les municipalités qui veulent une part du gâteau alors que la gestion de la ressource est sous contrôle provincial. Cela n’empêche pas les élus de demander sans complexe la transformation dans la région du pétrole potentiel.

Une raffinerie en Gaspésie ? Impossible. Il n’y a pas eu une seule nouvelle raffinerie en Amérique du Nord depuis 25 ans. Il y a un seul projet sur la table, en Colombie-Britannique, pour raffiner du pétrole albertain destiné à l’Asie.

Pourquoi ? Parce que la demande est stable sur le continent et qu’on préfère moderniser et accroître la capacité des installations existantes. La raffinerie d’Ultramar à Saint-Romuald a doublé sa capacité de production au fil des ans. Pour rester compétitive et à la fine pointe, l’entreprise y a investit 1,7 milliard de dollars au cours des 10 dernières années. Shell, qui n’a pas fait ces investissements, a fermé sa raffinerie montréalaise en novembre 2010.

L’usine d’Ultramar et celle de Suncor à Montréal-Est suffisent amplement au marché québécois, à un point tel que le Québec, importateur de pétrole brut, est un exportateur de produits raffinés. Nous exportons du diésel en Europe pendant l’été et une partie du marché ontarien est approvisionnée à longueur d’année par les raffineries québécoises.

Exiger la transformation du pétrole en Gaspésie, c’est s’assurer qu’il n’y aura jamais de pétrole gaspésien. Qui voudra investir, en plus des coûts d’exploitation énormes, plusieurs milliards de dollars (13 milliards pour le projet de Kitimat !!!, environ 6 milliards pour une raffinerie de la taille de celle de Saint-Romuald) pour une raffinerie dont on n’a pas besoin ?

 

 

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Vous pondez ici, Monsieur Duhamel, un article où bon sens et logique triomphent.

C’est plus que bien MAIS on est au Québec et il y a longtemps que ces principes cartésiens ont été évacués de la discussion pour faire place aux lubies de nos gestionnaires publics complètement déconnectés des choses de ce bas monde.

IDans leur monde, on adore perdre des années à se gargariser de grandes théories vaseuses, utopiques et mythiques qui ne mènent évidemment nulle part sauf, dans les cas où elles sont malheureusement mises en application par nos politiciens en mal de réélection, à des fiascos complets et absolus dont les frais sont bien évidemment absorbés par ceux qui, au départ, ne voulaient pas de leurs extravagances.

Mais heureusement, depuis quelque temps, on sent que la lucidité gagne du terrain ce qui me conforte. Il y a de l’espoir.

À moins d’une erreur de ma part, corrigez-moi si je me trompe, le pétrole qui pourrait être produit au Québec servirait en premier lieu à alimenter le marché du Québec. Dans un premier temps, les objectifs visés par la production pétrolière locale seraient de 5%, extensibles rapidement à 10% de nos besoins pétroliers. Ce n’est pas rien, ce n’est cependant pas assez pour assurer notre indépendance énergétique.

Aussi le rétablissement du pipeline Sarnia-Montréal comme il était initialement ; permettrait rapidement de faire passer la portion de pétrole albertain de 10% actuellement à 20 voire 25%. Hormis le fait qu’il est logique d’acheter du pétrole canadien au Canada lorsqu’il est disponible sur le marché ; on pourra relever que le pétrole albertain, négocié à la valeur du « crude » (coté à New York) est environ moins cher de 25% que le « Brent » (coté à Londres). Ce qui représente une économie non négligeable par années.

La question du raffinage est finalement celle qui est au centre du débat. Car on ne connait définitivement pas la nature exacte du pétrole gaspésien. La quantité de pétrole léger de type « crude » serait très minime (jusqu’à preuve du contraire) ; en revanche ce qui serait extrait, c’est un pétrole de shales, en d’autres termes un pétrole impropre au raffinage conventionnel. Ce qui signifie que le pétrole de shales doit être préalablement décanté et à tout le moins filtré, donc pré-raffiné.

Ce qui signifie aussi une capacité de pré-stockage.

Il va de soi que ces opérations doivent être menées de préférence à proximité des sites de production. Et que les sous-produits ou résidus doivent traités ou être réemployés autant que faire se peut à d’autres usages. Dans ce cas l’exploitation de pétrole de shales peut être une opportunité pour développer une expertise dans le domaine du traitement de ce type de produit, ses applications, ses produits dérivés. Ce qui signifie plus de diversification.

Le produit une fois pré-transformé, peut alors transiter vers des raffineries conventionnelles. Mais pas avant. Il devient en cette occurrence clair que l’ensemble du processus devrait être soigneusement chiffré, car selon-moi quel que soit la procédure adoptée, il se trouve un ensemble de coûts afférents, incluant des infrastructures à la charge de l’État qui ne permettent pas dans l’état actuel de mes connaissances de savoir si tout cela est une bonne affaire ou l’annonciation de l’arrivée prochaine d’un éléphant blanc.

Je pense que votre raisonnement est bon. Tout dépend de la nature du pétrole. Par exemple, savez-vous que les raffineries québécoises ne peuvent pas raffiner le pétrole provenant d’Hibernia. Ce pourrait être le cas pour celui qui proviendra d’Old Harry, qui sait. Par contre, le pétrole provenant des puits Galt 1, Galt 2 et Galt 3, exploités par Junex à l’ouest de Gaspé, fournissent un pétrole léger d’excellente qualité qui est immédiatement raffiné à Saint-Romuald.

@ Pierre Duhamel (# 3) :

– Suite à vos mots :
J’aurais quelques questions, pour lesquelles je n’ai pas trouvé de réponses définitives, l’une d’entre elles est la suivante : À combien de barils (d’environ 159 litres) actuellement s’élève la production de Junex sur les puits de Galt ?

D’après les rares informations que je suis parvenu à glaner sur Internet, Junex produirait 5 barils/jours d’un excellent pétrole qui en effet est raffiné dans son entièreté à la raffinerie Ultramar de Lévis (Saint-Romuald).

À titre de comparaison, Junex est copropriétaire d’un puits (Thornburg 27.6) au Texas, qui devrait en phase opérationnelle produire 72 barils/jours, il en sort actuellement 32 barils/jours. Attendu que les puits de Galt 1,2 et 3 sont en exploitation (le puits Galt 4 est en cours de forage) ; on peut estimer de manière empirique qu’il faudrait que la production avoisine 100 barils/jours pour envisager la moindre des rentabilités. – Est-ce désormais le cas ?

Question subsidiaire : Combien de puits opérationnels faut-il creuser pour parvenir à 5% de la demande de pétrole au Québec considérant que pour se faire la production devrait être aux alentours – sauf erreur de ma part – de 20 000 barils/jours ?

En outre, d’après le quotidien Le Devoir, le chef de la direction de Junex, Jean-Yves Lavoie aurait laissé entendre que la fracturation hydraulique pourrait être envisagée. Notamment dans l’exploitation de Galt 4.

J’aimerais aussi préciser que le forage de puits en Gaspésie peut nécessiter de descendre actuellement jusqu’à 2000 mètres et plus (fracturation hydraulique). S’il est vrai que certains puits de pétrole offshore peuvent être forés à plus 8000 mètres (OPA2 de Hibernia en arctique atteint une profondeur de 10122 mètres) ; un pétrole peu coûteux à exploiter se situe dans des profondeurs d’enfouissement comprises entre 0 et 500 mètres, la profondeur moyenne des puits au Texas est de l’ordre de 1000 mètres.

La qualité du pétrole est calibrée en fonction de sa densité. Moins la densité est élevée et plus le pétrole est facile à extraire, moins il en coûte pour le produire et pour le raffiner. La teneur en soufre est un élément à prendre en compte dans le processus de raffinage. Il se pourrait (sous toutes réserves) que le pétrole produit par la plate-forme Hibernia près de Terre-Neuve soit plus soufré (1% et plus, contre ±0,4% pétrole léger), lorsque les installations d’Ultramar ne seraient pas configurées pour traiter adéquatement ce type de produit dans le respect des normes environnementales.

– Voilà quelques questions parmi d’autres qui contribueraient sans-doute à clarifier nos pensées et peut-être (qui sait ?) modérer les attentes. Bonne fin de semaine.

Votre génération approche de la retraite et les choix énergétiques ne dépendent pas de vos opinions et à savoir combien de pétrole il y a en Gaspésie et dans le Golfe. Mme Ouellet a affirmé, au colloque sur les énergies tenu par l’université de Sherbrooke, qu’il s’y trouvait environ 1000 milliards de barils (sulfuré, léger, conventionnel ou non ON SEN FOUT). Le véritable enjeu est de savoir quand allons-nous électrifier nos transports, quand allons-nous économiser l’énergie, quand allons-nous prendre notre bicyclette pour nous déplacer, quand allons-nous conduire de façon écologique. Les baby-boomers ont oublié comment pédaler dans leurs banlieues. Prendre l’auto pour aller chercher des oeufs, en VUS, seul ! C’est l’image que votre génération va laisser. Du gros gaspillage. On n’en a pas besoin de ce pétrole! Laissons les autres commettre des erreurs, pas nous.