Aperçu des raffineries au Canada - Évaluation du marché de l'énergie Avril 2018 - Office national de l'énergie
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Office national National Energy
de l’énergie Board
Office national National Energy
de l’énergie Board
Aperçu des
raffineries au Canada
Évaluation du marché de l’énergie
Avril 2018
Aperçu des raffineries au Canada 1
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l’Office national de l’énergie 2018 National Energy Board 2018
Canadian Refinery Overview 2018 –
Aperçu des raffineries au Canada en 2018 –
Energy Market Assessment
Évaluation du marché de l’énergie.
Cat. No.: NE23-193/2018E-PDF
Cat. No. : NE23-193/2018F-PDF
ISBN: 978-0-660-25790-7
ISBN : 978-0-660-25791-4
This report is published separately in both official languages and is
Ce rapport est publié séparément dans les deux langues
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Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018
À propos de l’Office
L’Office est un organisme fédéral indépendant dont l’objet est de promouvoir, dans l’intérêt public canadien, la
sûreté et la sécurité, la protection de l’environnement et l’efficience économique, selon le mandat conféré par le
Parlement au chapitre de la réglementation des pipelines, de la mise en valeur des ressources énergétiques et du
commerce de l’énergie.
Les principales responsabilités de l’Office consistent à réglementer ce qui suit :
• la construction, l’exploitation et la cessation d’exploitation des pipelines qui franchissent des frontières
internationales ou des limites provinciales ou territoriales;
• les droits et tarifs de transport pipelinier s’y rapportant;
• la construction et l’exploitation des lignes internationales de transport d’électricité et de lignes
interprovinciales désignées;
• les importations de gaz naturel et les exportations de pétrole brut, de gaz naturel, de liquides de gaz naturel,
de produits pétroliers raffinés et d’électricité;
• les activités d’exploration et de production pétrolières et gazières dans des régions pionnières et des zones
extracôtières bien précises.
À propos du présent rapport
Dans l’exercice de ses responsabilités réglementaires, l’Office surveille les marchés de l’énergie et évalue les
besoins énergétiques et les perspectives du Canada. Le présent rapport, Aperçu des raffineries au Canada en
2018, fait partie d’une série de documents sur l’offre, la demande et l’infrastructure énergétiques que l’Office
publie régulièrement dans le cadre de sa surveillance.
Collaborateurs à la rédaction du rapport : Colette Craig (chef de projet), et Grant Moss.
Merci d’envoyer vos questions ou commentaires par courriel, à energy-energie@neb-one.gc.ca.
Aperçu des raffineries au Canada i
Table des matières
Sommaire . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1
Qu’est-ce qu’une raffinerie? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2
Rentabilité des raffineries . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
Raffineries au Canada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
Incidence du prix du pétrole brut sur les raffineries canadiennes . . . . . . . . . . . . . . . 6
Arrivages de pétrole brut et capacité de raffinage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Capacité de raffinage . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7
Équilibre entre l’offre et la demande de produits pétroliers raffinés . . . . . . . . . . . . . . 9
Raffineries par région . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Ouest canadien . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11
Canada central et atlantique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Ontario . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12
Québec et Canada atlantique . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14
Importations de pétrole brut dans le centre et l’Est du Canada . . . . . . . . . . 15
ii Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018Sommaire
Le Canada est le septième producteur mondial de pétrole brut1 et vient au troisième rang pour les réserves de
cette ressource. Son industrie du raffinage est solide, ayant la onzième capacité en importance dans le monde.
Malgré tout, le Canada ne raffine qu’une fraction de sa production de pétrole brut. En effet, la plupart des
raffineries canadiennes, construites à une époque où l’offre de pétrole brut léger était abondante, n’ont pas été
conçues pour traiter les volumes croissants de pétrole brut lourd issu des sables bitumineux. Par ailleurs, elles
importent d’importants volumes de pétrole brut, principalement léger, parce qu’elles n’ont pas toutes accès à la
production de l’Ouest canadien.
Au Canada comme ailleurs, les raffineries se situent généralement au bord de voies navigables importantes, à
proximité de lieux de production de pétrole brut ou de grands centres urbains. Leur emplacement est important,
car il détermine la source et le type de matière première qu’elles raffinent.
Le Canada compte 14 raffineries et 2 raffineries d’asphalte, pour une capacité totale de raffinage de 295 000
mètres cubes par jour (« m3/j »), ou 1,9 million de barils par jour (« Mb/j ») (figure 3). Au pays, le Québec et le
Canada Atlantique ont la plus grande capacité de raffinage, soit 124 000 m3/j (782 mille barils par jour [« kb/j »]),
suivis de l’Ouest canadien avec 109 000 m3/j (683 kb/j) et de l’Ontario avec 62 000 m3/j (390 kb/j).
Les raffineries canadiennes produisent des produits pétroliers raffinés, notamment de l’essence, du diesel,
du carburéacteur et du mazout de chauffage. Ces produits sont principalement destinés à la consommation
intérieure; les quelques exportations se font en majorité de l’Atlantique.
Les raffineries situées à l’est des Prairies traitent principalement du pétrole brut léger classique. Les raffineries de
l’Ouest canadien transforment davantage de brut issu des sables bitumineux que les raffineries de l’Est canadien.
L’inversion de la canalisation 9 d’Enbridge, qui a rétabli le sens d’écoulement initial vers l’est, a eu pour effet
de relier les sources de pétrole brut de l’Ouest canadien aux raffineries de Montréal et d’accroître le flux vers
l’Ontario. Cette inversion a considérablement développé le marché pour les producteurs et les raffineurs de
pétrole brut. Pour les premiers, elle a ouvert un nouveau marché où vendre leur production. Pour les seconds, elle
a donné un accès par pipeline au brut de l’Ouest canadien, qui est relativement moins coûteux.
Bien que les raffineries du pays traitent plus de pétrole brut canadien que jamais auparavant, les raffineries de
l’Est canadien continuent d’importer cette ressource pour satisfaire à leurs besoins. Elles sont ainsi exposées au
marché mondial, davantage que les raffineries de l’Ouest canadien.
1 Derrière la Russie, l’Arabie saoudite, les États-Unis, l’Iraq, l’Iran et la Chine.
Aperçu des raffineries au Canada 1Qu’est-ce qu’une raffinerie?
Une raffinerie transforme le pétrole brut en produits pétroliers raffinés, tels que l’essence, le diesel, le
carburéacteur et le mazout de chauffage, ainsi qu’en gaz de pétrole liquéfiés (« GPL ») comme le propane et le
butane. Environ 80 % des produits de raffineries servent au transport de personnes ou de marchandises, ou à des
fins de chauffage. Le 20 % restant englobe notamment les produits destinés à l’industrie pétrochimique ainsi que
le kérosène, le combustible à usage domestique, l’asphalte, l’huile de graissage et les graisses lubrifiantes.
Le pétrole brut est un mélange de nombreux hydrocarbures ayant chacun un point d’ébullition qui leur est propre.
Cette propriété sert de fondement à la séparation des composants lors du processus de distillation, le premier et
plus important processus qu’effectue une raffinerie.
Pendant la première étape du processus de raffinage, le pétrole brut est chauffé dans un grand four, et la majeure
partie se vaporise. Les liquides et les gaz sont ensuite acheminés vers des unités de distillation, qui sont des
tours spécialement conçues pour séparer et recueillir les fractions de pétrole brut ayant des points d’ébullition
semblables. En raison de leurs points d’ébullition relativement plus élevés, les hydrocarbures lourds ont tendance
à tomber au fond de la tour sous forme liquide. À l’inverse, les fractions légères tendent à s’élever sous forme
gazeuse vers le sommet de la tour, où il fait plus froid. Les composants dont le point d’ébullition se trouve entre
ces deux extrêmes sont recueillis, puis acheminés hors de la tour de fractionnement à des hauteurs intermédiaires.
FIGURE 1
Illustration simplifiée d’une raffinerie de pétrole
Tour de
fractionnement Produits finis
vapeurs GPL
d’essence
GPL
unité de
napthe reformage essence
kérosène carburéacteur
diesel carburant
distillat diesel
unité GPL
gas-oil moyen d’alkylation
essence
unité de
gas-oil craquage essence
lourd carburéacteur
carburant diesel
unité de
résidus cokéfaction carburant
industriel
huile brute
asphaltique
Source :
Agence d’information sur l’énergie des États-Unis.
2 Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018Après la distillation, les produits lourds peuvent subir divers procédés visant tous à accroître le rendement
de produits raffinés de plus grande valeur, comme l’essence et le diesel. Ainsi, le craquage réduit les fractions
lourdes du processus de distillation en composants plus léger. Il s’agit du procédé de conversion le plus important
des raffineries modernes. Il transforme les fractions lourdes (qu’il faudrait autrement vendre moins cher que le
pétrole brut) en des composants de mélange pour les produits finis. D’autres procédés, notamment l’alkylation
et le reformage, visent à améliorer la qualité de certaines fractions. Les raffineries ne possèdent pas toutes des
unités de cokéfaction, mais celles qui en ont peuvent transformer jusqu’aux plus lourdes fractions de pétrole brut
(communément appelées « résidus ») en fractions plus légères pouvant être davantage raffinées et mélangées.
Rentabilité des raffineries
Les raffineries maximisent leurs profits en optimisant le rendement des produits de grande valeur comme les
carburants de transport (essence et diesel) et en réduisant au minimum les coûts de livraison de leur charge
d’alimentation (pétrole brut) et de leurs produits. La maximisation des profits requiert de peser les options : une
raffinerie peut diminuer les coûts de sa charge d’alimentation en traitant du pétrole brut lourd plutôt que du
pétrole brut léger, puisque ce dernier est plus cher; cependant, le raffinage du pétrole brut lourd est plus difficile
et plus coûteux, car il nécessite de l’équipement supplémentaire telle une unité de cokéfaction.
Le raffinage du pétrole brut lourd, en comparaison à celui du pétrole brut léger, génère habituellement des
proportions supérieures de produits de plus faible valeur, toutes choses égales par ailleurs.
Un baril de pétrole brut correspond à
42 gallons US2 (159 litres) et produit environ FIGURE 2
170 litres de produits pétroliers raffinés
(figure 2). Le volume de produits obtenus est Produits pétroliers obtenus à partir d’un baril de
supérieur au volume initial, parce que la plupart pétrole brut
des produits raffinés sont moins denses que le
pétrole brut. Cette augmentation de volume est
appelée « gain de traitement ». Il est possible
que des raffineries aient des rendements
différents en raison de la structure et de la Autres produits : 13,2 %
composition de leurs unités de traitement.
Coke de pétrole : 5,4 %
La demande pour des produits pétroliers
Mazout résiduel : 2,5 %
raffinés, particulièrement l’essence, est plutôt
saisonnière. Au printemps, les raffineurs Mazout léger : 28,4 %
augmentent au maximum la production
d’essence pour répondre à la demande qui Carburéacteur : 9,9 %
accroît durant la saison de conduite estivale.
En été, saison où l’on construit davantage de
routes, ils produisent davantage d’asphalte.
Et à l’automne, ils augmentent la production Essence : 47 %
de mazout léger et de chauffage en prévision
de la forte demande de produits de chauffage
durant l’hiver.
Qu’est-ce que du pétrole brut léger?
En général, il s’agit d’un pétrole brut à
faible viscosité qui circule librement à la Source :
température ambiante. Il existe différents Agence d’information sur l’énergie des États-Unis
seuils de distinction entre le pétrole brut
léger et le pétrole brut moyen. Le terme
« pétrole brut léger » est également un Qu’est-ce que du pétrole brut lourd? En général, il
terme collectif qui désigne le pétrole brut s’agit d’un pétrole brut très visqueux dont la densité
léger classique, le pétrole brut lourd valorisé est supérieure à 900 kg/m3, ou dont la densité API est
et les pentanes plus. inférieure à 25.
2 1 gallon US équivaut à 3,8 litres ou à 0,83 gallon impérial.
Aperçu des raffineries au Canada 3Raffineries au Canada
La capacité totale de raffinage au Canada est de 295 000 m3/j (1,9 Mb/j) (figure 3). Le Québec et le Canada
atlantique ont la plus grande capacité de raffinage, avec 124 000 m3/j (782 kb/j), suivis de l’Ouest canadien avec
109 000 m3/j (683 kb/j) et de l’Ontario avec 62 000 m3/j (390 kb/j).
Les raffineries canadiennes présentent des caractéristiques différentes selon leur emplacement. En général, elles
se trouvent au bord d’une voie navigable importante, à proximité d’une grande ville ou d’un lieu de production de
pétrole brut. La voie navigable leur donne accès au pétrole brut extracôtier ainsi qu’à des marchés d’exportation
pour leurs produits. La proximité d’une grande ville leur procure également un marché pour leurs produits
et réduit les coûts de transport. Enfin, le fait d’être près d’un lieu de production de pétrole brut leur offre un
approvisionnement local suffisant à faibles coûts de transport.
La plupart des raffineries canadiennes appartiennent à des sociétés intégrées verticalement, lesquelles produisent
et raffinent du pétrole brut et en commercialisent les produits. Les raffineries de l’Ouest canadien ont accès à la
production de leur région. Par conséquent, elles peuvent répondre à tous leurs besoins en charge d’alimentation
avec l’approvisionnement intérieur. Les raffineries de l’Ontario importaient autrefois leur pétrole brut de
divers endroits dans le monde pour satisfaire leurs besoins. Cependant, l’inversion récente de la canalisation 9
d’Enbridge leur donne un meilleur accès à la production de l’Ouest canadien et aux importations des États-Unis.
Le Québec aussi s’approvisionne par la canalisation 9 inversée pour traiter le pétrole brut de l’Ouest canadien
et celui des États-Unis. Les raffineries du Canada atlantique importent la majeure partie de leur pétrole brut
et transforment une partie de la production intérieure de la côte Est. Les décisions d’achat de cette matière
première reposent sur des questions d’accès et d’économie. À l’heure actuelle, les raffineries du Canada
atlantique ne disposent d’aucun accès pipelinier à la production de l’Ouest canadien; c’est pourquoi elles raffinent
principalement du pétrole brut importé plutôt que produit au pays3.
Les raffineries de l’Ouest et du centre du Canada reçoivent la plus grande partie de leur pétrole brut par pipeline;
celles du Canada atlantique, par pétrolier. Dans les deux cas, de petits volumes sont acheminés par train.
La canalisation 9 d’Enbridge : son histoire et son importance pour l’industrie
canadienne du raffinage
En réaction à l’embargo déclaré par l’Organisation des pays exportateurs de pétrole (l’« OPEP ») en 1973,
le gouvernement du Canada, préoccupé par la vulnérabilité potentielle des raffineries du centre du Canada
qui importaient alors du pétrole brut, a demandé à Interprovincial Pipeline (« IPL », aujourd’hui Enbridge) de
prolonger son réseau pipelinier de la région de Toronto vers Montréal. En 1975, le gouvernement et IPL ont
conclu une entente visant la construction d’un prolongement de Sarnia à Montréal. La canalisation avait une
capacité de 50 000 m3/j (315 kb/j).
De 1976 à 1997, la canalisation 9 approvisionnait des raffineries de l’Ontario et du Québec en pétrole brut de
l’Ouest canadien via Sarnia, après un passage aux États-Unis. En 1999, en raison de l’accroissement de l’offre
mondiale de pétrole brut, la canalisation 9 a été inversée pour transporter le pétrole brut d’outre-mer (qui
était déjà importé à Portland, au Maine, et acheminé par le pipeline Portland-Montréal vers les raffineries de
Montréal) plus loin vers l’ouest, jusqu’aux raffineries de l’Ontario. À cette époque, la canalisation 9 avait une
capacité de 38 160 m3/j (240 kb/j).
En 2011, du fait des prix moins élevés du pétrole brut nord-américain par rapport à l’importation, la
canalisation était sous-utilisée. Enbridge a donc présenté une demande à l’Office national de l’énergie afin de
rétablir le sens d’écoulement initial dans le tronçon du pipeline reliant Sarnia à North Westover, en Ontario.
En 2013, cette première phase de réinversion de la canalisation 9 s’est terminée, ce qui a permis d’acheminer
du pétrole brut nord-américain à un plus grand nombre de raffineries en Ontario. En 2012, Enbridge a
déposé auprès de l’Office une demande visant la réinversion du reste de la canalisation 9, reliant North
Westover à Montréal, et l’accroissement de la capacité à 47 700 m3/j (300 kb/j). Depuis 2015, les raffineries
du Québec reçoivent un approvisionnement croissant de pétrole brut de l’Ouest canadien et des États-Unis.
3 Depuis 2010, Terre-Neuve-et-Labrador exporte toujours davantage de pétrole vers des marchés autres que les États-Unis,
comme l’Europe et les Caraïbes, qui ensemble représentaient 8 % des volumes d’exportation de la province en 2010.
Ce pourcentage est passé à 21 % en 2016.
4 Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018FIGURE 3
Raffineries canadiennes et leur capacité
Raffinerie Sturgeon
Imperial — Strathcona Redwater
Husky Energy Edmonton (en construction)
Prince George 191 kb/j
12 kb/j Shell Scotford
Fort Saskatchewan Silver Range
100 kb/j Québec et Canada atlantique Come by chance
Suncor 3 3 115 kb/j
Edmonton
124 10 m /d
Husky Energy
142 kb/j
Lloydminster
782 kb/j
29 kb/j Valero Irving
Raffinerie Parkland Burnaby Consumer’s Co-operative Saint John
Burnaby Lévis
Regina 265 kb/j 300 kb/j
55 kb/j Raffinerie Moose Jaw
135 kb/j
Moose Jaw
19 kb/j Suncor
Montréal
Ouest canadien 137 kb/j
3 3
109 10 m /j Imperial
683 kb/j Ontario Suncor Nanticoke
3 3 Sarnia
62 10 m /j 85 kb/j 113 kb/j
390 kb/j Imperial Shell
Sarnia Sarnia
119 kb/j 73 kb/j
Carte produite par l’Office national de l’énergie, février 2018. Il s’agit d’une représentation graphique fournie à titre d’information générale seulement.
Source :
Association canadienne des producteurs pétroliers (« ACPP »).
Aperçu des raffineries au Canada 5Incidence du prix du pétrole brut
sur les raffineries canadiennes
Le Canada importe du pétrole brut même s’il en produit plus qu’il n’en traite dans ses raffineries. Cette situation
est attribuable à l’emplacement des raffineries et au type de production. Ainsi, certaines raffineries traitent à la
fois du pétrole brut canadien et importé. Celles qui raffinent du brut importé s’exposent aux prix mondiaux, qui
sont parfois supérieurs aux prix nord-américains. Entre 2000 et 2010, le West Texas Intermediate (« WTI »), la
référence pour le prix du brut nord-américain, coûtait en moyenne 1,40 $/b de plus que le Brent, la référence pour
le prix du brut à l’échelle mondiale (figure 4).
En 2011 et 2012, la production accrue de pétrole brut aux États-Unis et l’accès limité à l’exportation du brut nord-
américain ont fait plonger le prix du WTI nettement sous celui du Brent. L’écart moyen était presque de 17 $ US/b,
et a culminé à 27 $ US/b en septembre 2011.
FIGURE 4
Prix au comptant du West Texas Intermediate et du Brent européen
160
140
120
100
80
$ US/b
60
40
20
0
-20
-40
janv.-2000
juill.-2000
janv.-2001
juill.-2001
janv.-2002
juill.-2002
janv.-2003
juill.-2003
janv.-2004
juill.-2004
janv.-2005
juill.-2005
janv.-2006
juill.-2006
janv.-2007
juill.-2007
janv.-2008
juill.-2008
janv.-2009
juill.-2009
janv.-2010
juill.-2010
janv.-2011
juill.-2011
janv.-2012
juill.-2012
janv.-2013
juill.-2013
janv.-2014
juill.-2014
janv.-2015
juill.-2015
janv.-2016
juill.-2016
janv.-2017
juill.-2017
Écart Prix au comptant du WTI FAB Prix au comptant du Brent FAB
Source :
Agence d’information sur l’énergie des États-Unis.
Les raffineries de l’Ontario, du Québec et du Canada atlantique qui importaient du pétrole brut léger au prix
du Brent ont vu leurs coûts en pétrole brut augmenter comparativement aux raffineries de l’Ouest canadien
et des États-Unis, qui avaient accès à la production moins coûteuse de l’Ouest canadien ou du centre du
continent nord-américain.
6 Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018Arrivages 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
7 000
6 000
5 000
1 000 m3/j
4 000
3 000
2 000
1 000
0
janv.-1982
déc.-1982
nov.-1983
oct.-1984
sept.-1985
août-1986
juill.-1987
juin-1988
mai-1989
avr.-1990
mars-1991
févr.-1992
janv.-1993
déc.-1993
nov.-1994
oct.-1995
sept.-1996
août-1997
juill.-1998
juin-1999
mai-2000
avr.-2001
mars-2002
févr.-2003
janv.-2004
déc.-2004
nov.-2005
oct.-2006
sept.-2007
août-2008
juill.-2009
juin-2010
mai-2011
avr.-2012
mars-2013
Févr-2014
janv.-2015
déc.-2015
nov.-2016
Brut canadien total Brut importé total oct.-2017
Source :
CANSIM 134-0001
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’âge4 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.
4 La raffinerie à Dartmouth a été exploitée pendant 95 ans, celle à Montréal pendant 76 ans, celle à Oakville pendant 63 ans.
Aperçu des raffineries au Canada 7Malgré 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
m3/j
20 000 50
18 000 45
16 000 40
14 000 35
12 000 30
10 000 25
8 000 20
6 000 15
4 000 10
2 000 5
0 0
1947
1950
1953
1956
1959
1962
1965
1968
1971
1974
1977
1980
1983
1986
1989
1992
1995
1998
2001
2004
2007
2010
2013
2016
Capacité par raffinerie Nombre de raffineries
Source :
ACPP
Raffinerie Sturgeon
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.
8 Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018Équilibre entre l’offre et la demande
de produits pétroliers raffinés
Le Canada est le septième producteur mondial de pétrole brut. Néanmoins, les raffineries canadiennes traitent
moins de 30 % du volume produit (figure 7). Cette situation est principalement due à la taille de l’industrie
canadienne du raffinage par rapport à celle des ressources, à l’emplacement des raffineries et au faible nombre de
raccordements entre les pipelines qui traversent le pays. Les raffineries canadiennes servent surtout à répondre
aux besoins intérieurs; un petit volume est exporté.
La plupart des raffineries, y compris au Canada, ne fonctionnent pas à pleine capacité. C’est surtout une question
d’entretien prévu et imprévu ainsi que de pannes. En 2017, les raffineries canadiennes fonctionnaient à 84 % de
leur capacité.5
FIGURE 7
Écoulement des produits raffinés – 20175
m3/j
- 100 000 200 000 300 000 400 000 500 000 600 000 700,000
Arrivages dans les raffineries
Production de brut
Production de produits raffinés
Ventes intérieures de produits raffinés
Exportations de produits raffinés
Importations de produits raffinés
- 500 000 1 000 000 1 500 000 2 000 000 2 500 000 3 000 000 3 500 000 4 000 000
b/j
Pétrole brut canadien Pétrole brut importé Produits raffinés
Sources :
CANSIM 134-0004 pour les produits raffinés, CANSIM 134-0001 pour le pétrole brut et CANSIM 126-0003 pour la production de pétrole brut.
5 Cumulatif en septembre 2017.
Aperçu des raffineries au Canada 9FIGURE 8 FIGURE 9
Arrivages dans les raffineries canadiennes par Production canadienne par types de brut7
types de brut6
6% 11%
Brut classique Brut classique
(lourd) (lourd)
39%
29% Brut synthétique Brut synthétique
22%
(léger) (léger)
54% Brut classique Brut classique
(léger) (léger)
Bitume naturel Bitume naturel
11%
28%
Source : Source :
CANSIM 134-0001 CANSIM 126-0001
En 2017, plus de la moitié du pétrole brut raffiné au Canada était du pétrole brut léger classique. Un peu plus
du tiers des arrivages se composait de pétrole brut issu des sables bitumineux (bitume naturel ou pétrole brut
synthétique) (figure 8). Le reste était du pétrole brut lourd classique.
En 2016, la production canadienne se composait à près de 40 % de bitume naturel. Les autres volumes produits,
en ordre d’importance, étaient le pétrole brut synthétique, le pétrole brut léger et moyen, et le pétrole brut lourd
(figure 9).
La figure 9 montre que le bitume naturel représente près de 40 % de la production canadienne, tandis qu’il
constitue moins de 10 % du pétrole brut raffiné au Canada. Par ailleurs, la majeure partie de la production
canadienne de bitume est exportée aux États-Unis.
FIGURE 10
Production de brut et arrivages dans les raffineries au Canada
1 000 m3/j kb/j
700
4 000
600
3 500
500
3 000
400 2 500
300 2 000
1 500
200
1 000
100
5 00
0 0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Production Arrivages
Source :
CANSIM 126-0001 pour la production de brut et CANSIM 134-0004 pour les arrivages.
Les arrivages de pétrole brut dans les raffineries canadiennes n’ont pas augmenté depuis 2000. En revanche, la
production canadienne s’est accrue (figure 10). La production des raffineries canadiennes a atteint un sommet en
2004, mais elle a chuté de près de 15 % entre 2004 et 2015. 67
6 Cumulatif de janvier à octobre 2017.
7 Moyenne de janvier et février 2016.
10 Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018Raffineries par région
Ouest canadien
La majorité des raffineries de l’Ouest canadien sont la propriété de sociétés intégrées verticalement, lesquelles
produisent et raffinent du pétrole brut et en commercialisent les produits. Ces raffineries ont accès au pétrole
brut produit dans la région. Par conséquent, elles répondent à tous leurs besoins en charge d’alimentation avec
l’approvisionnement intérieur. Comme le montre la figure 11, les raffineries de l’Ouest canadien sont bien reliées
aux lieux de production par des réseaux pipeliniers. Ces raffineries s’approvisionnent en pétrole brut de leur
région pour des raisons de proximité. Elles sont avantagées par rapport aux autres raffineries canadiennes, car
leurs coûts de traitement sont plus bas. Si elles sont en mesure de le faire, les sociétés intégrées raffinent leur
propre production.
FIGURE 11
Raffineries et principaux réseaux de transport du pétrole dans l’Ouest canadien
RAFFINERIES DE L’ALBERTA
A Edmonton
5 L’Impériale - 187 kb/j
Zama Suncor - 147 kb/j
Shell - 100 kb/j
Rainbow Lake B Lloydminster
Usine d’asphalte de Husky - 29 kb/j
Usine de valorisation de Husky - 82 kb/j
USINES DE VALORISATION EN ALBERTA
C C Syncrude (Fort McMurray) - 465 kb/j
24
Suncor (Fort McMurray) - 438 kb/j
Taylor 13 22 Fort McMurray Shell (Scotford) - 240 kb/j
CNRL (Horizon) - 135 kb/j
21 16 Nexen (Long Lake) - 72 kb/j
RAFFINERIES EN SASKATCHEWAN
D Regina
17 23 Complexe coopératif de raffinage-valorisation - 135 kb/j
12 E Moose Jaw
Prince
F 18 Usine d’asphalte de Moose Jaw - 19 kb/j
George
CANADA
A 19 RAFFINERIES EN COLOMBIE-BRITANNIQUE
Edmonton F Prince George
11 Lloydminster Husky - 12 kb/j
B
Hardisty G Vancouver
3 20 Saskatoon
Chevron - 55 kb/j
Red Deer
Kerrobert
14 25
10
Kamloops Calgary Winnipeg
Regina
2 E D
Nanaimo Vancouver Kelowna 15 1
G 20 8 9
4
Victoria 7 6
Anacortes
Clearbrook
Cut Bank Trenton
É TAT S - U N I S
Principaux réseaux de transport du pétrole dans l’Ouest canadien
Pipelines (réglementés par l’Office) Pipelines (réglementation provinciale) Autres points
1 - Réseau principal d’Enbridge* 9 - Westspur 11 - Plateau 19 - Husky Municipalités Parcs
2 - Keystone 10 - Cochin 12 - Pembina 20 - PMC
3 - Trans Mountain* 13 - Rainbow 21 - Corridor Réseaux ferroviaires
Plans d’eau
4 - Express 14 - Rangeland 22 - Syncrude Frontière
5 - Enbridge Norman Wells 15 - Bow River 23 - Athabasca canado-américaine
6 - Milk River 16 - Waupisoo/Woodland 24 - Horizon
0 125 250 500 km
7 - Aurora 17 - Access 25 - Alberta Products*
8 - Wascana 18 - Cold Lake
Carte produite par l’Office national
* Les produits pétroliers raffinés sont expédiés par l’oléoduc Alberta Products Pipeline, ou regroupés sur le réseau principal d’Enbridge et le pipeline Trans Mountain. de l’énergie, mars 2016
Aperçu des raffineries au Canada 11Les raffineries de l’Alberta et de la Colombie-Britannique
traitent davantage de brut issu des sables bitumineux, de FIGURE 12
brut synthétique et de bitume que les autres raffineries
Approvisionnement des raffineries de l’Alberta
canadiennes (figure 12). Les raffineries de la Colombie-
et de la Colombie-Britannique par types de brut8
Britannique s’approvisionnent en pétrole brut de la
province ainsi que de l’Alberta, grâce au pipeline de
Trans Mountain.
24% Brut classique
L’Ouest canadien est relié à des pipelines transportant (lourd)
des produits raffinés. En Alberta, ces produits sont Brut synthétique
acheminés depuis Edmonton jusqu’au sud de la province (léger)
par l’Alberta Products Pipe Line. Ils sont transportés en 3%
Brut classique
Colombie-Britannique par le pipeline de Trans Mountain, 61% 12% (léger)
et en Saskatchewan, au Manitoba et dans le Nord-Ouest
Bitume naturel
de l’Ontario par la canalisation principale d’Enbridge.
Cependant, l’Alberta a un accès limité aux importations
de produits pétroliers raffinés. Dans l’ensemble, les Source :
provinces des Prairies ont de la difficulté à répondre CANSIM 126-0003
à la demande de produits pétroliers raffinés lorsqu’il
survient une perturbation, parce qu’elles n’ont pas la
capacité d’importer de gros volumes d’autres régions,
que ce soit par pipeline ou autrement.8
Canada central et atlantique
Auparavant, le Canada atlantique et le Québec n’étaient pas bien reliés aux lieux de production intérieure de
pétrole brut. Jusqu’à récemment, les raffineries qui s’y trouvent importaient les volumes requis pour satisfaire
à leurs besoins. Grâce à l’inversion de la canalisation 9 et à une capacité de transport ferroviaire accrue, les
raffineries québécoises traitent maintenant une partie de la production de l’Ouest canadien et sont moins
exposées aux fluctuations du marché mondial.
Les raffineries de Terre-Neuve-et-Labrador et du Nouveau-Brunswick dépendent toujours presque entièrement
des importations, mais traitent parfois des volumes produits au large des côtes de l’Est canadien. Lorsqu’il
est profitable de le faire, la raffinerie d’Irving située au Nouveau-Brunswick s’approvisionne en pétrole brut de
l’Ouest canadien et des États-Unis, qu’elle fait venir par train. Puisque les raffineries de Terre-Neuve-et-Labrador
et du Nouveau-Brunswick importent leur pétrole brut, elles sont davantage exposées aux fluctuations du
marché mondial.
Ontario
Les raffineries de l’Ontario traitent du pétrole brut produit dans l’Ouest canadien et importé. Près de 60 % des
volumes raffinés se composent de pétrole brut léger (figure 14). Les coûts de raffinage sont parfois plus élevés
en Ontario, une situation attribuable à la proportion accrue de pétrole brut léger utilisé ainsi qu’aux coûts de
transport additionnels occasionnés par la distance séparant Sarnia des grandes zones productrices.
Depuis qu’on a rétabli le sens d’écoulement initial dans la canalisation 9, c’est-à-dire vers l’est, l’Ontario
s’approvisionne davantage en pétrole brut des États-Unis (figure 15).
Les produits pétroliers raffinés de l’Ontario sont écoulés dans les marchés intérieurs régionaux. Ces produits sont
transportés dans la province par trois pipelines : le pipeline de Trans-Nord, le pipeline de Sarnia Products et le
pipeline de Sun Canadian. Le pipeline de Trans-Nord les achemine du Québec vers l’Est de l’Ontario et Toronto,
et le pipeline de Sarnia Products et celui de Sun Canadian les mènent de Sarnia à Toronto. L’Ontario se fait
également livrer des produits pétroliers raffinés du Québec et des États-Unis par train, camion et navire.
8 Par respect des règles de confidentialité, la Saskatchewan n’est pas incluse. Moyenne cumulative en juillet 2017.
12 Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018FIGURE 13
Raffineries et principaux réseaux de transport du pétrole dans l’Est canadien et l’Ontario
RAFFINERIES À TERRE-NEUVE-ET-LABRADOR
A Come by Chance
Silber Range (Come by Chance) - 115 kb/j
RAFFINERIES AU NOUVEAU-BRUNSWICK
B Saint John
Irving - 300 kb/j
RAFFINERIES AU QUÉBEC
C Montréal/Lévis
Suncor - 137 kb/j
Valero - 265 kb/j
Come By Chance
RAFFINERIES EN ONTARIO
D Sarnia CANADA A
L’Impériale - 121 kb/j
Shell - 77 kb/j
Suncor - 85 kb/j Jonquière
Nouveau -
E Nanticoke Brunswick
L’Impériale - 112 kb/
Québec
Sudbury
Lévis Moncton
North Bay
Québec 4
Montréal
Nouvelle -
Lac-Mégantic Saint John
Ottawa Ecosse
B Dartmouth
C 2
Ontario
Halifax
Peterborough
3
Toronto Kingston
Portland
D 1 Océan Atlantique
Sarnia Niagara Falls
E É TAT S - U N I S
Windsor
Principaux réseaux de transport du pétrole
N J dans l’Est du Canada et l’Ontario
Pipelines Pipelines Autres points
(réglementés par l’Office) (réglementation provinciale)
Municipalités Parcs
1 - Canalisation 9 d’Enbridge 4 - Pipeline Saint-Laurent* C
CAAN
NAAD
DAA
Réseaux ferroviaires
2 - Pipeline Portland-Montréal
* Les produits pétroliers raffinés Frontière Plans d’eau
3 - Pipelines Trans-Nord sont expédiés par les pipelines canado-américaine
Trans Nord et Saint-Laurent. 0 100 200 400 km É
É TT A
A TT S
S -- U
UNN II S
S
Carte produite par l’Office national de l’énergie, janvier 2018
FIGURE 14
Approvisionnement des raffineries de l’Ontar-
io par types de brut9
23% Brut classique
(lourd)
Brut synthétique
5% (léger)
59% Brut classique
13% (léger)
Bitume naturel
Source :
CANSIM 126-0003
9
9 Cumulatif en octobre 2017.
Aperçu des raffineries au Canada 13FIGURE 15
Pétrole brut de l’Ouest canadien et pétrole brut importé utilisés par les raffineries de l’Ontario
m3/j
80 000
70 000
60 000
50 000
40 000
30 000
20 000
10 000
0
janv.-12
avr.-12
juill.-12
oct.-12
janv.-13
avr.-13
juill.-13
oct.-13
janv.-14
avr.-14
juill.-14
oct.-14
janv.-15
avr.-15
juill.-15
oct.-15
janv.-16
avr.-16
juill.-16
oct.-16
janv.-17
avr.-17
juill.-17
Brut canadien Brut importé
Source :
CANSIM 134-0001
Québec et Canada FIGURE 16
atlantique Approvisionnement des raffineries du Québec
par types de brut10
Grâce à leur accès aux eaux sujettes aux marées, les
raffineries du Québec et du Canada atlantique peuvent
s’approvisionner en pétrole brut de sources plus diverses Brut classique
que les raffineries de l’Ontario et de l’Ouest canadien. 35% (lourd)
Cet emplacement leur donne en outre accès à des Brut synthétique
marchés vers lesquels elles peuvent exporter leurs (léger)
produits pétroliers raffinés. En 2013, l’Office a approuvé 56%
Brut classique
l’inversion et le prolongement de la canalisation 9B, de (léger)
North Westover, en Ontario, à Montréal, au Québec, de
7% Bitume naturel
sorte que le pétrole brut puisse être acheminé d’ouest en
2%
est jusqu’à Montréal. Ce projet permettait ainsi de relier
par pipeline les raffineries québécoises et les sources de Source :
pétrole brut de l’Ouest canadien et des États-Unis, de CANSIM 126-0003
même que de rétablir le sens d’écoulement initial dans la
canalisation 9.10
Les raffineries québécoises traitent principalement du pétrole brut léger et moyen ainsi que de petits volumes de
brut synthétique et de bitume (figure 16).
Le Pipeline Saint-Laurent relie la raffinerie Jean-Gaulin de Valero, située à Lévis, près de Québec, au terminal
de Montréal-Est. Ce pipeline achemine vers la grande région de Montréal d’importants volumes de produits
pétroliers raffinés : essence, diesel, mazout de chauffage et carburéacteur. De plus, le pipeline de Trans-Nord
transporte des produits pétroliers raffinés du Québec vers l’Ontario.
Les raffineries du Canada atlantique dépendent presque exclusivement du pétrole brut qu’elles importent de
différents pays et complètent avec de petits volumes produits sur la côte Est (figure 17).
Plus importante raffinerie au Canada, la raffinerie Irving à Saint John, au Nouveau-Brunswick, exporte des volumes
considérables de produits pétroliers raffinés aux États-Unis. Cette raffinerie est unique, car elle est une société
familiale qui ne produit aucun pétrole brut et se concentre sur le raffinage et la commercialisation de produits.
10 Par respect des règles de confidentialité, seules les données du Québec sont fournies.
14 Évaluation du marché de l’énergie – Avril 2018Importations de pétrole brut dans le centre
et l’Est du Canada
L’Est canadien importe de grands volumes de pétrole brut pour satisfaire à ses besoins en raffinage. Chaque
province (Terre-Neuve-et-Labrador, Nouveau-Brunswick, Québec et Ontario) traite divers bruts. Par ailleurs,
certaines importent leur matière première de plusieurs pays.
En 2017, Terre-Neuve-et-Labrador a importé près de 60 % de son pétrole brut des États-Unis, une proportion
moindre qu’en 2015, où elle y avait tiré presque toutes ses importations. La province importe également du
pétrole brut du Royaume-Uni et de l’Angola.
Le Nouveau-Brunswick est la province qui s’approvisionne auprès du plus grand nombre de sources. En 201711,
l’Arabie saoudite lui a fourni près de 40 % de ses importations de pétrole brut, suivie de l’Azerbaïdjan, du
Royaume-Uni, des États-Unis et du Nigeria.
Le Québec reçoit plus de 60 % de son pétrole brut importé des États-Unis. De plus petits volumes proviennent
de l’Algérie. Notons que les importations américaines ont augmenté depuis l’inversion de la canalisation 9B.
L’Ontario reçoit tout son pétrole brut importé des États-Unis, principalement du Texas, du Dakota du Nord
et de l’Indiana.12
FIGURE 17
Importations de pétrole brut dans le centre et l’Est du Canada12
Russie
100 %
Iraq
90 % Vénézuéla
Argentine
80 %
Angola
70 % Brésil
Kazakhstan
60 %
Guinée équatoriale
50 % Congo
Azerbaïdjan
40 % Colombie
Côte d’Ivoire
30 %
Arabie Saoudite
20 % Algérie
Danemark
10 %
Royaume-Uni
0% Norvège
2015 2016 2017 2015 2016 2017 2015 2016 2017 2015 2016 2017
Nigéria
T.-N.-L. N.-B. Qc Ont. États-Unis
Source :
Base de données sur le commerce international canadien de marchandises
11 Cumulatif en octobre 2017.
12 Cumulatif en octobre 2017.
Aperçu des raffineries au Canada 15Vous pouvez aussi lire
