Projet Oléoduc Énergie Est – TransCanada D ESCRIPTION DU PROJET

Le projet d’oléoduc Énergie Est d’une longueur de 4 600 kilomètres propose une solution pour acheminer environ 1,1 million de barils de pétrole brut par jour de l’Alberta et de la Saskatchewan vers des raffineries de l’Est du Canada

Le projet peut être scindé en trois sous-projets⁶⁷ :

a) La conversion d’un gazoduc existant de 3000 km entre Burstall (SK) et Iroquois (ON) en un pipeline de transport de pétrole.

Cette conversion entraînerait toutefois une diminution d’environ de 25% de la capacité de TransCanada d’acheminer du gaz naturel en Ontario (Deloitte, 2013).

b) La construction de nouveaux oléoducs en Alberta, en Saskatchewan, au Manitoba, dans l’Est de l’Ontario, au Québec et au Nouveau-Brunswick, qui seront reliés au pipeline converti.

Les nouveaux pipelines construits dans les provinces de la Saskatchewan et du Manitoba serviraient à relier le réseau principal aux installations de production de pétrole de la formation de Bakken (Deloitte, 2013). Ainsi, environ 280 km de pipelines est à construire afin de relier le terminal pétrolier de Hardisty (AB) à Burstall (SK). De l’Ontario, le réseau serait étendu jusqu’au

66 Source : IHS Inc. Supply and Market Study for Energy East Project. Houston: IHS Global, 2014, cité par Conference Board du Canada, 2014.

67 Source : http://www.oleoducenergieest.com/about/le-projet/, consulté le 20 novembre 2014.

BILAN DES CONNAISSANCES – TRANSPORT DES HYDROCARBURES AU QUEBEC 139 Québec via 100 km de canalisation reliant Iroquois (ON) et Montréal (QC). On projette que de là, le réseau serait étendu jusqu’à la ville de Québec (QC) pour ensuite rejoindre sa destination finale qui est Saint John (NB). (CERI, 2014).

Le tronçon du Québec consiste en environ 693 km de nouvelles canalisations principales. Ce tronçon s’étend de la frontière entre l’Ontario et le Québec à un point situé à la frontière entre le Québec et le Brunswick, à environ 24 km au nord-ouest d’Edmundston, au Nouveau-Brunswick (TransCanada PipeLines Limited, 2014). Il est prévu également que 20 km de pipelines soient construits pour relier la raffinerie Suncor (Montréal-Est) à la canalisation principale. De même, la construction de 10 km de pipelines est nécessaire pour relier la raffinerie Ultramar/Valero (Lévis) à la canalisation principale.

c) La construction des installations connexes, des stations de pompage et des terminaux de réservoirs nécessaires pour transporter le pétrole brut de l’Alberta vers le Québec et le Nouveau-Brunswick, y compris des installations maritimes pour faciliter l’accès à d’autres marchés par navires citernes. Trois terminaux seraient construits le long du tracé de l’oléoduc, le premier en Saskatchewan, le deuxième dans la grande région de Québec (Cacouna) et le troisième dans la région de Saint John au Nouveau-Brunswick. Les terminaux des régions de la ville de Québec et de Saint John comprendront des installations destinées au chargement des navires citernes.

Le projet permettra d’acheminer du pétrole de l’ouest du Canada jusqu’aux trois raffineries dans l’est (deux raffineries au Québec et une raffinerie au Nouveau-Brunswick) pour répondre à la demande locale. Le tableau ci-dessous permet de synthétiser les composantes principales du projet.

BILAN DES CONNAISSANCES – TRANSPORT DES HYDROCARBURES AU QUEBEC 140 Tableau 5-12 : Aperçu des composantes principales du projet Oléoduc Énergie Est (Source : TransCanada PipeLines Limited, 2014)

Figure 5-9: Le tracé prévu pour le projet Oléoduc Énergie Est (Source: Deloitte, 2013)

BILAN DES CONNAISSANCES – TRANSPORT DES HYDROCARBURES AU QUEBEC 141 DESCRIPTION DES COUTS DU PROJET

Le coût total du projet est estimé à 11,284 milliards de dollars et peut être décomposé de la façon suivante :

Composante Coût (en M$)

Pipelines convertis 685 (6%)

Nouveaux pipelines 4 707 (42%)

Stations de pompage 3 329 (30%)

Terminaux de réservoirs et stations de comptage aux points de livraison

1 928 (17%)

Terminaux maritimes 635 (5%)

Coût total estimé pour le projet

11 284 (100%)

Tableau 5-13: Décomposition des coûts du projet Oléoduc Énergie Est (Source : TransCanada PipeLines Limited, 2014)

Le coût d’opération annuel additionnel (sans prendre en compte le coût d’opération actuel de la canalisation principale) a été estimé à 665 millions de dollars, ce qui inclut les frais d’électricité, les coûts d’exploitation et de maintenance, l’impôt foncier, les loyers, les primes d’assurance et les autres taxes ou impôts (CERI, 2014).

Bien que l’étude de Deloitte date de 2013, alors que celle du Conference Board est de 2014, nous allons la privilégier dans le tableau qui suit car elle présente une ventilation des coûts beaucoup plus détaillée. Les coûts totaux estimés pour le projet sont de toute manière les mêmes dans les deux études.

BILAN DES CONNAISSANCES – TRANSPORT DES HYDROCARBURES AU QUEBEC 142

Tronçon Portée Coût (en M$)

Nouvelle construction en Alberta et en

Saskatchewan

 Pipeline : Hardisty (AB) à Burstall (SK)

 Installations/stations de pompage

Tableau 5-14: Coûts estimés pour le projet Oléoduc Énergie Est (Source : Deloitte, 2013)

En décomposant maintenant ces dépenses par province, les résultats confirment à nouveau les tendances révélées dans le rapport publié par la société Deloitte en 2013. La plupart des dépenses auront lieu en Ontario et au Québec, suivis du Nouveau-Brunswick et de l’Alberta (Figure 5-10). C’est essentiellement dans ces provinces oὺ il y aura les plus importants travaux de construction de pipeline. D’après le rapport du Conference Board (2014) en Ontario et au Québec, au total sur les sept années de développement du projet les dépenses dépasseront les 3 milliards de dollars. La Colombie-Britannique, le Yukon et les Territoires du Nord-Ouest n’apparaissent pas dans la figure compte tenu que ces provinces ne sont pas touchées par le projet, aucun coût ne peut donc leur être attribué.

BILAN DES CONNAISSANCES – TRANSPORT DES HYDROCARBURES AU QUEBEC 143 Figure 5-10: Ventilation des dépenses du projet Énergie Est en fonction des provinces (Source : Conference Board du Canada, 2014)

PARTICULARITES RELIEES AU TERMINAL MARITIME DE CACOUNA

Le choix de Cacouna comme lieu de construction pour le terminal maritime n’est pas encore certain. En effet, en septembre 2014, la Cour Supérieure du Québec a décidé de suspendre le permis d’exploitation de TransCanada dans la province du Québec. La préoccupation des impacts sur l’environnement du projet d’Oléoduc Énergie Est a poussé quatre groupes environnementaux (Fondation David Suzuki, Nature Québec, Société pour la protection des parcs et des sites naturels du Canada et Centre québécois du droit de l’environnement) à faire une demande auprès de la Cour supérieure du Québec. Un juge de la Cour a remis en cause la décision du Ministre de l’Environnement David Heurtel qui a donné le feu vert au projet. Selon la décision de la Cour, les travaux de TransCanada ont dû être suspendus (CBC News, 2014a).

TransCanada a déposé le dossier de demande d'approbation officielle du projet Oléoduc Énergie Est auprès de l’ONE le 30 octobre 2014. TransCanada a également déposé le même jour une étude d'impact environnemental au ministère du Développement durable, de l'Environnement et de la Lutte aux changements climatiques du Québec (MDDELCC) pour le terminal maritime et les terminaux de stockage proposés à Cacouna. Dans sa documentation de 30 000 pages, elle prévoit la construction d’un parc de 12 réservoirs de stockage (7 réservoirs de 350 000 barils et 5 réservoirs de 500 000 barils) et du terminal maritime dans la municipalité

Ontario 29%

Québec 29%

Nouveau Brunswick

19%

Alberta 11%

Saskatchewan 7%

Manitoba 5%

Ventilation régionale des dépenses d'Énergie Est