ARCHIVÉ – Aperçu des raffineries au Canada en 2018 – Évaluation du marché de l’énergie

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Arrivages de pétrole brut et capacité de raffinage

Une raffinerie se procure du pétrole brut pour le transformer ou l’entreposer en vue d’une utilisation ultérieure. Ces approvisionnements sont appelés « arrivages de pétrole brut ». De 1982 à 2004, les arrivages de pétrole brut importé ont augmenté, alors que les arrivages de pétrole brut canadien ont diminué. À cette époque, il était plus profitable de raffiner cette matière première lorsqu’elle était puisée en zone extracôtière plutôt qu’en sol canadien. Dans les circonstances, de nombreuses raffineries canadiennes importaient leur pétrole brut. En 2005, un changement s’est amorcé : les arrivages de brut importé ont commencé à décliner, alors que ceux de brut produit au pays ont légèrement augmenté (figure 5). En 2010, cette tendance s’est accentuée avec l’écart considérable séparant le coût du brut nord-américain et celui de l’extracôtier. Elle s’est également amplifiée par la fermeture de raffineries du Canada central et atlantique qui importaient du pétrole brut, par l’utilisation économique des voies ferrées pour transporter la production intérieure dont le prix était réduit, et par la réinversion de la canalisation 9.

 

Figure 5 : Arrivages de pétrole brut canadien et importé dans les raffineries canadiennes

Figure 5 : Arrivages de pétrole brut canadien et importé dans les raffineries canadiennes

Source : CANSIM 134-0001.

Description :

Ce diagramme fait état des arrivages de pétrole brut canadien et importé dans les raffineries canadiennes. Entre 1982 et 2000, les raffineries ont principalement transformé du brut canadien. Entre 2000 et 2009, elles ont traité du brut canadien et du brut importé en proportions similaires. Après 2009, les arrivages de brut canadien ont augmenté aux dépens des importations.

Capacité de raffinage

Entre 2005 et 2013, trois raffineries du Canada central et atlantique ont fermé : L‘Impériale à Dartmouth (2013), Shell à Montréal (2010) et Petro-Canada à Oakville (2005). Si l’âgeNote de bas de page 1 et la complexité de ces raffineries ont pesé dans la balance, les modifications des règlements environnementaux sur l’essence, le déclin de la demande globale pour des produits pétroliers raffinés et les coûts plus élevés de pétrole brut pour les raffineries de l’Est ont engendré une tendance générale à long terme selon laquelle les petites raffineries ferment et se regroupent pour laisser la place à des raffineries plus grandes et plus complexes.

Malgré la baisse du nombre total de raffineries, la capacité moyenne par raffinerie au Canada a augmenté. C’est là une indication que les regroupements ont créé de plus grandes raffineries, qui sont plus efficaces. La capacité moyenne par raffinerie a atteint 18 000 m³/j (114 kb/j) en 2016, un sommet historique (figure 6).

Aucune nouvelle raffinerie n’avait été construite au Canada en 30 ans. Cependant, la fin de 2017 a vu la mise en service de la nouvelle raffinerie Sturgeon, au nord-est d’Edmonton.

Figure 6 : Capacité moyenne par raffinerie et nombre de raffineries

Figure 6 : Capacité moyenne par raffinerie et nombre de raffineries

Source : ACPP

Description :

Ce diagramme indique que les raffineries canadiennes ont gagné en efficacité avec le temps. Le nombre de raffineries n’a cessé de diminuer depuis 1958, alors que la capacité moyenne a constamment augmenté pour atteindre 18 100 m³/j (114 kb/j) en 2016.

Raffinerie Sturgeon

Vue détaillée de tours de distillation d’une raffinerie sous un ciel bleu vif

La raffinerie Sturgeon, située au nord-est d’Edmonton, est détenue et exploitée par le North West Redwater Partnership, qui est une alliance entre North West Upgrading et Canadian Natural Upgrading Ltd., une filiale de Canadian Natural Resources Ltd. La raffinerie Sturgeon est la première raffinerie construite au Canada depuis 30 ans.

Elle devrait transformer 13 000 m³/j (79 kb/j) de bitume dilué en carburant diesel à très faible teneur en soufre et en d’autres produits de grande valeur, notamment du diluant.

Pour la première phase d’activités, le gouvernement de l’Alberta lui procurera 75 % de sa charge d’alimentation en bitume dilué et Canadian Natural Resources se chargera du reste.

Source : North West Redwater Partnership.

La raffinerie a produit ses premiers volumes de diesel en décembre 2017. Comme elle est toujours en construction, elle peut seulement raffiner pour l’instant du pétrole brut synthétique, et non du bitume.

La raffinerie Sturgeon tire profit de technologies de pointe pour réduire ses effets environnementaux, notamment un système de captage et de stockage du CO2 (« CSC »). Elle se raccordera en outre au pipeline Alberta Carbon Trunk Line, qui transportera le CO2 vers des champs pétroliers du centre de l’Alberta dont les réserves sont en déclin, en vue de la récupération assistée des hydrocarbures.

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