Aperçu du marché : Une tournée des usines de valorisation de sables bitumineux canadiennes

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Date de diffusion : 2022-02-23

Le bitume, ou le bitume brut, est une forme épaisse et collante de pétrole brut. Lorsqu’il est extrait du sol, le bitume a la consistance du beurre d’arachide et est trop épais pour être transporté par pipeline. Par conséquent, il est valoriséDefinition* en pétrole brut synthétiqueDefinition* (« PBS ») plus léger ou mélangé à un hydrocarbure léger, par exemple un condensat (on parle alors de bitume dilué ou de « dilbit »Definition*). Le PBS présente un avantage par rapport au pétrole lourd classique ou au bitume dilué : il est plus facile à raffiner, car il n’exige pas d’installations coûteusesDefinition* pour le transformer en produits légers comme l’essence, le carburéacteur ou le diesel.

Le bitume peut être valorisé en retirant le carbone du bitume qu’il contient (cokéfactionDefinition*) ou en y ajoutant de l’hydrogène (hydroconversionDefinition*). Le coût en capital d’une usine de valorisation utilisant le procédé de cokéfaction est inférieur à celui d’une usine utilisant un procédé d’hydroconversionFootnote1, mais le rendement total du PBS sera inférieur (de 80 % à 90 % du bitume traité). L’hydroconversion offre toutefois un meilleur rendement (100 % ou plus) en raison de l’ajout d’hydrogèneFootnote2.

En 2020, il y avait quatre usines de valorisation activesDefinition* en Alberta et deux en Saskatchewan, pour une capacité de production de PBS totale de 223,8 milliers de mètres cubes par jour (1 407, 5 milliers de barils par jour [10³ b/j]). La même année, les usines de valorisation en Alberta ont traité 42 % des 3 millions de barils par jour de bitume produits dans la province, soit 1,1 million de barils par jour de PBSFootnote3.

Figure 1 : Usines de valorisation et raffineries de bitume dans l’Ouest canadien

Usines de valorisation et raffineries de bitume dans l’Ouest canadien
Usine de valorisation Société Emplacement Province État Capacité (pétrole brut synthétique)
(en 10³ m³/j) (en 10³ b/j)
Horizon Horizon Canadian Natural Resources Limited (« CNRL ») Près de Fort McMurray AB En service 39,7 250,0
Scotford Shell Canada Scotford AB En service 50,9 320,0
Usines de valorisation no 1 et 2 Suncor Énergie Inc. Près de Fort McMurray AB En service 56,8 357,0
Syncrude Syncrude Energy Mildred Lake AB En service 55,6 350,0
Usine de valorisation New Grade CO-OP Regina SK En service 7,8 49,0
Usine de valorisation biprovinciale Husky Energy Lloydminster SK En service 13,0 81,5
Capacité des usines de valorisation actives
Alberta 203,0 1 277,0
Saskatchewan 20,7 130,5
Ouest canadien 223,8 1 407,5

Raffineries de bitume

Raffinerie Société Emplacement Province État Production de produits raffinés
(en 10³ m³/j) (en 10³ b/j)
Sturgeon North West Redwater Partnership Comté de Sturgeon AB En service 7,9 50,0
Source et Description

Source : Oil Sands Magazine (en anglais)

Description : Cette carte montre l’emplacement des usines de valorisation et de la raffinerie de bitume dans l’Ouest canadien. Le tableau ci-joint fournit des renseignements (nom, propriétaire et capacité) sur chaque usine de valorisation et raffinerie de bitume.

Le tableau renferme des renseignements sur les usines de valorisation existantes (Horizon, Scotford, usines de valorisation Suncor no 1 et 2, Syncrude et Long Lake en Alberta; usine de valorisation New Grade et biprovinciale en Saskatchewan; raffinerie de bitume Sturgeon en Alberta). Les détails du tableau comprennent le nom de l’installation, la société ou l’exploitant, l’emplacement, l’état actuel des activités et la capacité de production de PBS en milliers de mètres cubes par jour (10³ m³/j) et en milliers de barils par jour (10³ b/j). Les totaux partiels de la capacité des usines de valorisation existantes sont fournis par province et pour toute la région de l’Ouest canadien. La capacité de raffinage du bitume ne fait pas l’objet d’un total partiel puisque la raffinerie Sturgeon, en Alberta, est la seule à produire des produits raffinés plutôt que du PBS. L’usine de valorisation de Long Lake de CNOOC (anciennement Nexen) d’une capacité de 9 300 m³/j (58,5 10³ b/j) n’a pas été incluse, car elle a été fermée au début de 2016 après qu’un incendie eut endommagé l’installation.

L’usine de valorisation biprovinciale à Lloydminster, en Saskatchewan, et l’usine de valorisation New Grade à Regina, en Saskatchewan, sont intégrées aux raffineries de Lloydminster et de ReginaDefinition*, respectivement. L’usine de valorisation de Scotford, en Alberta, est également intégrée à la raffinerie de Scotford. La raffinerie de bitume de North West Redwater Partnership (en anglais), dans le comté de Sturgeon, en Alberta, détient un permis d’exploitation d’usine de valorisation, mais est actuellement exploitée en tant que raffinerie produisant des produits pétroliers raffinés.

La valorisation a servi à commercialiser les sables bitumineux quand la production a commencé à la fin des années 1960. Il n’y avait alors pas d’autres moyens de transporter le bitume jusqu’aux marchés. Cependant, la montée en flèche des coûts en capital des usines de valorisation et la diminution de l’écart de prix entre le pétrole léger et le pétrole lourd (en anglais) à partir de la fin des années 2010 (en raison surtout des changements soudains survenus dans le domaine de l’exploitation du schiste (en anglais)) ont rendu difficile la construction de nouvelles usines de valorisation, et seuls des agrandissements d’installations existantes ont été réalisés. Les nouvelles technologies de traitement (en anglais) et de dilution (en anglais) du bitume pour le transport par pipeline ont également rendu la valorisation facultative. Aujourd’hui, la rentabilité de la construction (ou de l’agrandissement d’une usine de valorisation existante) dépend de l’écart de prix entre le West Texas Intermediate (« WTI »)Definition* et le Western Canadian Select (« WCS »)Definition*, parce que le PBS est lié au WTI et que la valeur du bitume est maintenant liée aux prix du WCS et des diluants en Alberta.

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