Comment les sables bitumineux du Canada sont devenus l’un des producteurs d’énergie les moins chers d’Amérique du Nord
Des pelles géantes, des camions sans conducteur et un robot ressemblant à un chien ont tous aidé les sociétés canadiennes d'exploitation des sables bitumineux, dont Imperial Oil et Suncor, à devenir parmi les producteurs de pétrole les moins chers d'Amérique du Nord, réduisant ainsi les frais généraux alors même que la pire inflation depuis une génération a fait grimper les coûts du schiste américain.
Alors que l’industrie pétrolière mondiale entre dans une période de ralentissement en raison de l’incertitude économique liée à la politique tarifaire américaine et à l’augmentation de la production de barils par l’OPEP+, l’industrie canadienne des sables bitumineux se retrouve en position de force.
Dans les années qui ont suivi la chute des prix du pétrole de 2014-2015, les grandes compagnies pétrolières internationales, dont BP, Chevron et Total, ont vendu leurs participations dans les sables bitumineux canadiens.
À l’époque, ils classaient les opérations canadiennes parmi leurs projets les plus coûteux et donc les moins rentables à l’échelle mondiale.
Ils ont orienté leurs capitaux vers une production pétrolière moins chère et ont privilégié le pétrole de schiste américain en raison de son temps de forage plus rapide et de ses rendements plus élevés.
Depuis lors, les nouvelles technologies et les efforts de réduction des coûts ont entraîné une amélioration significative de la compétitivité de l'industrie, ce qui fait des sables bitumineux l'un des producteurs les moins chers, selon une douzaine d'initiés de l'industrie et une analyse de Reuters des derniers bénéfices des entreprises américaines et canadiennes.
Alors que les sociétés américaines de pétrole de schiste réagissent à la baisse des prix du pétrole cette année en abandonnant des plateformes , en réduisant leurs dépenses d'investissement et en licenciant des travailleurs , la position de force des sables bitumineux signifie que les sociétés canadiennes n'ont pratiquement apporté aucun changement à leurs plans de production ou de dépenses annoncés précédemment.
Certains politiciens canadiens réclament désormais la construction d'un nouvel oléoduc reliant l'Alberta à la côte Pacifique, dans le cadre d'un effort plus large visant à renforcer l'économie du pays face aux menaces tarifaires américaines.
Alors que les prix mondiaux du pétrole chutent, le secteur énergétique de l'Alberta se prépareLa baisse des prix du brut cette année a peu d'impact sur le secteur pétrolier canadien, a déclaré Jon McKenzie, PDG de Cenovus, lors d'une entrevue plus tôt cette année. « C'est une industrie qui est devenue beaucoup plus résiliente au fil du temps », a-t-il ajouté.
Dans un exemple, deux robots à quatre pattes, chacun surnommé Spot en raison de leur apparence de chien, rôdent dans la vaste exploitation de Cold Lake, en Alberta, vieille de 45 ans, d'Imperial, effectuant des inspections et des opérations de maintenance de routine de l'équipement, telles que l'optimisation des échangeurs de chaleur et la surveillance de l'interface des réservoirs d'huile et d'eau.
Les Spots libèrent les travailleurs humains pour d'autres tâches et permettent à Imperial d'économiser 30 millions de dollars canadiens par an, a déclaré l'entreprise.
Imperial, propriété d'Exxon, et son concurrent Suncor sont également passés à des véhicules miniers autonomes, éliminant ainsi le besoin d'embaucher des chauffeurs pour transporter le minerai des sables bitumineux.
Ce changement a amélioré la productivité de la production pétrolière de la mine de sables bitumineux de Kearl d'Imperial de 20 % depuis 2023, a déclaré la société.
Suncor exploite un camion de 900 tonnes à son usine de Fort Hills, au nord de Fort McMurray, en Alberta, qui, selon l'entreprise, est la plus grande pelle minière hydraulique au monde.
Le PDG de Suncor, Rich Kruger, a déclaré que le godet plus grand et la force de creusement plus puissante de la pelle permettent un chargement plus rapide du minerai et moins de déversements.
Les producteurs de sables bitumineux ont également amélioré la fiabilité et les performances de leurs équipements.
À Kearl, par exemple, Imperial a réduit les dépenses liées aux arrêts d’exploitation — un terme de l’industrie désignant les périodes coûteuses de maintenance requise qui impliquent souvent l’arrêt temporaire de la production — de 100 millions de dollars canadiens par an depuis 2021.
L'entreprise a réduit le délai entre les rotations de 12 à 24 mois en 2024 et vise à étendre cet intervalle à 48 mois à l'avenir.
Suncor attribue les efforts, notamment la normalisation des pratiques de maintenance dans les mines et l'amélioration de la gestion de l'eau du site pour accroître la production des actifs existants, à la réduction de 7 $ US par baril du prix d'équilibre du West Texas Intermediate (WTI) de la société en 2024, à 42,90 $.
Cette concentration à long terme sur la réduction des coûts signifie que les cinq plus grandes sociétés d'exploitation des sables bitumineux du Canada peuvent atteindre le seuil de rentabilité — tout en maintenant leurs dividendes — à des prix du WTI compris entre 43,10 $ et 40,85 $, selon une analyse de la Banque de Montréal pour Reuters.
Cela signifie que les producteurs de sables bitumineux ont réduit leurs coûts globaux d'environ 10 $ le baril en sept ans environ. Selon BMO, le prix d'équilibre moyen des sables bitumineux était de 51,80 $ le baril entre 2017 et 2019.
En revanche, une récente enquête de la Réserve fédérale de Dallas auprès de plus de 100 sociétés pétrolières et gazières du Texas, du Nouveau-Mexique et de la Louisiane a révélé que les producteurs de pétrole de schiste ont besoin d’un prix du pétrole WTI de 65 dollars le baril en moyenne pour forer de manière rentable.
Entre 2017 et 2019, les producteurs de schiste américains avaient un prix d’équilibre compris entre 50 et 52 dollars le baril.
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