Réapprovisionnement en hydrocarbures des collectivités et des industries de la côte Nord de la Colombie-Britannique

De : Transports Canada

De Transports Canada

Le présent rapport fournit des renseignements sur les types de navires utilisés et les volumes de produits pétroliers transportés pour approvisionner les collectivités et les industries de la côte Nord de la Colombie-Britannique (C.-B.).

Il a été préparé pour Transports Canada par CPCS Transcom Limited. CPCS souhaite remercier Transports Canada et les intervenants de la côte Nord de la C.-B. de lui avoir fourni des données et des renseignements à l’appui du présent rapport. Toutefois, sauf indication contraire, les opinions présentées dans le rapport sont celles des auteurs et ne représentent pas nécessairement le point de vue de Transports Canada ou du gouvernement du Canada.

Le rapport définitif initial (non modifié) a été soumis par CPCS le 14 décembre 2016. Il a été modifié le 6 juin 2017 par Transports Canada aux fins du retrait des renseignements commerciaux de nature délicate, conformément à la Loi sur l’accès à l’information. Le rapport a été reformaté pour être publié sur notre site Web.

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Sommaire

Contexte et but

Le gouvernement du Canada cherche à mieux connaître les types de navires et les volumes de produits pétroliers transportés pour approvisionner les collectivités et les industries de la côte Nord de la Colombie-Britannique (C.-B.). La côte Nord britanno-colombienne s’étend de la pointe nord de l’île de Vancouver jusqu’à la frontière de l’Alaska et comprend l’archipel Haida Gwaii. Le but du présent rapport est de fournir un portrait du réapprovisionnement en hydrocarbures des collectivités et industries de la côte Nord de la C.-B.

Collectivités et industries réapprovisionnées par la mer

Les collectivités de la côte Nord britanno-colombienne reliées par une route ou une voie ferrée reçoivent d’ordinaire leurs produits pétroliers par ces modes de transport et non pas par bateau. Le nombre de collectivités de la côte Nord de la C.-B. recevant leurs produits pétroliers par la mer est de l’ordre de 10 à 20. La plupart de ces collectivités, dont certaines sont indiquées dans la Figure 2.2, ont moins de 1 000 habitants environ. Les industries de la côte Nord de la C.-B. qui ne sont pas reliées par une route, notamment dans le secteur forestier (bûcheronnage), l’aquaculture (élevage de poissons) et le tourisme (c.-à-d., camps de pêche isolés), reçoivent aussi leur réapprovisionnement en produits pétroliers par bâtiments.

En général, à l’exception du carburant de turbomoteur et de l’essence d’aviation (associés aux aéroports communautaires), la plupart des collectivités et industries recensées auront besoin d’une combinaison de carburant diesel, d’essence, d’huile à chauffage, de propane liquide ainsi que de lubrifiants et de graisses pour répondre à leurs besoins en transport et aux autres besoins industriels.

Outre ces besoins génériques de réapprovisionnement, les ports de la côte Nord de la C.-B. reçoivent des produits pétroliers destinés à des procédés industriels particuliers. Bien que Prince Rupert ne reçoive pas d’ordinaire par navire ou par barge le carburant ou les produits pétroliers consommés par la population, le port accueille des bâtiments transportant du gatsch, un mélange d’hydrocarbures et de paraffine utilisé dans la production de pâtes et papiers, à l’intérieur des terres. En outre, le port de Kitimat reçoit du brai liquide servant à la production d’aluminium. Il n’y a pas à l’heure actuelle de transport maritime de pétrole brut à destination ou en provenance de la côte Nord de la C.-B.Note de bas de page 1, bien que le port of Kitimat ait reçu par le passé des hydrocarbures raffinés, qui servaient à diluer le pétrole lourd expédié d’Alberta.

Un grand nombre de projets liés au secteur de l’énergie sont en préparation en Colombie-Britannique et entraîneraient une augmentation des mouvements de navires-citernes au large de la côte Nord de la C.-B. s’ils se concrétisent. Ces projets comprennent des terminaux pour le pétrole brut, des raffineries et des terminaux pour le propane liquide. On ne sait pas au juste combien il y a de projets, ni si un seul de ces projets ira de l’avant, ne serait-ce qu’en raison du marasme mondial de l’industrie du pétrole et du gaz naturel. Aucun de ces projets n’en est encore au stade de la décision finale d’investissement.

Types et capacité des navires

Le réapprovisionnement en produits pétroliers des collectivités et des industries de la côte Nord de la C.-B. s’effectue soit par barge spécialisée dans le transport de carburant, soit par barge de marchandises générales transportant sur le pont des citernes de carburant ou des camions-citernes. On n’utilise des navires-citernes que pour le transport de produits industriels particuliers provenant de l’étranger (c.-à-d., le gatsch et le brai liquide).

Les barges spécialisées dans le transport de carburant peuvent transporter jusqu’à 10 millions de litres de produits pétroliers (environ 8 000 tonnes, dépendant de la densité des mélanges)Note de bas de page 2, bien que les barges servant au réapprovisionnement des collectivités et des industries de la côte Nord de la C.-B. aient d’ordinaire une capacité de moins de 4 millions de litres (3 200 tonnes). Les intervenants ont souligné que les barges-citernes desservant les collectivités du sud-est de l’Alaska avaient d’ordinaire une capacité d’environ 8 à 10 millions de litres (80 000 barils, ou de 6 400 à 8 000 tonnes).

Les barges de marchandises générales transportent le carburant au moyen de camions-citernes embarqués ou de citernes de carburant sur le pont. Le volume du carburant embarqué dépend donc d’ordinaire de la taille des camions-citernes (et des citernes de pont). Selon les intervenants, la capacité des camions est en général de 18 000 à 43 000 litres (14 à 34 tonnes), bien qu’il n’y ait pas de volume « standard » transporté.

Analyse du flux de marchandises et de l’activité des navires

Les livraisons de produits pétroliers sur la côte Nord de la C.-B. englobent en général le carburant diesel, l’essence, le carburant de turbomoteur, l’essence d’aviation ainsi que de petites quantités de lubrifiants et d’huiles. Le volume de produits pétroliers expédiés aux collectivités et industries de la côte Nord de la C.-B., ou entre eux, est de l’ordre de 50 millions de litres par année (40 000 tonnes par année).

Bien que le centre de l’Alaska compte plusieurs raffineries, l’Alaska importe aussi des produits du raffinage du pétrole. Les intervenants ont indiqué que les collectivités du sud-est de l’Alaska sont desservies par des barges-citernes en provenance du nord-ouest de la côte du Pacifique des États-Unis et du port de Vancouver et que, en général, les bâtiments naviguent le long de la côte Nord de la C.-B. (dans les eaux intérieures). Selon les données sur le flux des marchandises, les collectivités de Ketchikan, Juneau, Craig et Skagway, dans le sud-est de l’Alaska, reçoivent un volume de 195 000 tonnes d’essence et de 262 000 tonnes de mazout léger (c.-à-d., carburant diesel).

Les intervenants ont souligné que la région d’Anchorage est largement desservie par les raffineries établies au centre-sud de l’Alaska. Toutefois, un rapport de 2016 indique qu’Anchorage reçoit de grandes quantités de carburant d’aviation qui proviennent d’une raffinerie à Richmond, en Californie.Note de bas de page 3 Les données sur les mouvements des biens indiquent qu’environ 484 000 et 222 000 tonnes d’essence sont reçues à Anchorage et Nikishka, respectivement.Note de bas de page 4 Certains de ces produits peuvent être manutentionnés grâce à une combinaison de services de remorqueur et de barge; nous n’avons pas pu confirmer si ces expéditions naviguent le long de la côte de la C.-B.

Section 1 : Introduction

1.1 Contexte et objectifs

Si l’on en croit des études antérieures, « bien qu’aucun transporteur de pétrole brut ne circule actuellement en provenance ou à destination des ports de la côte Nord de la C.-B, un certain nombre de bâtiments transportent du pétrole dans les eaux de la côte Nord de la C.-B. pour réapprovisionner les collectivités et les industriesNote de bas de page 5. » Le gouvernement du Canada cherche à mieux comprendre les types de navires utilisés et les volumes de produits pétroliers qui servent au réapprovisionnement des collectivités et des industries situées le long de la côte Nord de la Colombie-Britannique (C.-B.). La côte Nord de la C.-B. s’étend de l’extrémité nord de l’île de Vancouver jusqu’à la frontière avec l’Alaska, et comprend l’archipel Haida Gwaii.

Le présent rapport a donc pour but de brosser un portrait du réapprovisionnement en hydrocarbures des collectivités et des industries de la côte Nord de la C.-B. En particulier, il aborde les grandes questions suivantes :

  • Quelles collectivités et installations industrielles actuelles (et futures) situées le long ou à proximité de la côte Nord de la C.-B. sont tributaires de services de réapprovisionnement par eau en hydrocarbures et autres carburants, et quelles sont leurs caractéristiques pertinentes, y compris les installations de stockage de carburants et d’hydrocarbures?
  • Quelles sont les caractéristiques des services de réapprovisionnement par eau en hydrocarbures et autres carburants à l’intention des collectivités et des industries situées le long ou à proximité de la côte Nord de la C.-B., notamment, sans toutefois s’y limiter, les types et les volumes d’hydrocarbures et de carburants, les origines et les destinations connexes, les caractéristiques et les activités des navires?

De plus, le rapport décrit les caractéristiques du réapprovisionnement par eau en hydrocarbures et en carburants des collectivités et des industries de l’Alaska dans la mesure où ces produits proviennent ou peuvent être transportés à proximité de la côte Nord de la C.-B.

1.2 Méthodologie et limites

À titre de méthodologie, les auteurs ont eu recours à la recherche documentaire et à l’analyse, en particulier aux sources de données suivantes :

  • Enquête sur l’origine et la destination des marchandises au titre du transport maritime international de Statistique Canada, qui contient des données historiques sur les mouvements des navires et les volumes manutentionnés à l’échelle nationale et internationale depuis les années 1980 jusqu’à 2011. Ces données n’ont pas été mises à jour depuis 2011 et présentent moins d’utilité en conséquence.
  • Registre canadien d’immatriculation des bâtiments, qui est un résumé des navires commerciaux dans la région du Pacifique.
  • Service INNAV de la Garde côtière canadienne, qui suit le mouvement des navires d’un port à un autre dans les eaux canadiennes, moyennant des renseignements limités sur les marchandises manutentionnées.
  • Le United States Army Corps of Engineers Waterborne Commerce of the United States (WCUS), qui recense les expéditions maritimes nationales et étrangères des États-Unis par port.

En bref, ces sources de données en soi ne suffisent pas à brosser un portrait exact et à jour du réapprovisionnement en hydrocarbures des collectivités et des industries situées le long de la côte Nord de la C.-B. et des flux de produits pétroliers connexes dans les eaux canadiennes au large de la côte Nord de la C.-B.

Nous nous sommes efforcés de remédier à cette limite en organisant des consultations avec les transporteurs qui desservent la côte Nord de la C.-B. et l’Alaska pour mieux comprendre la nature des expéditions et les volumes de produits expédiés. Bien que dans certains cas les sources de données représentent une certaine forme de validation, surtout en ce qui concerne les mouvements des navires, l’exactitude des estimations fournies repose sur les renseignements fournis par des tiers. Nous ne pouvons garantir l’exactitude de ces renseignements, même si nous avons cherché à les valider dans toute la mesure du possible.

1.2.1 Renseignements sur les unités

C’est en litres que les intervenants ont déclaré les volumes de produits pétroliers expédiés. Ces volumes ont été convertis en tonnes, en utilisant une densité de 0,0008 tonne par litre. Cette densité représente un rapport d’environ 65:35 diesel (0,00084 tonne par litre)/essence (0,00073 tonne par litre). Ces densités reposent sur les données d’Innovation, Sciences et Développement Économique Canada au sujet des densités à 15 degrés Celsius. Les valeurs en tonnes sont indiquées entre parenthèses.

Section 2 : Caractéristiques du réapprovisionnement en hydrocarbures des industries

Il existe plusieurs collectivités et industries le long de la côte Nord de la C.-B. et en Alaska qui dépendent ou sont susceptibles de recevoir des expéditions d’hydrocarbures et de produits pétroliers par eau. Avant d’identifier ces collectivités et ces industries (section 2.2), les produits types manutentionnés sont décrits à la section 2.1.

2.1 Types de produits pétroliers expédiés

La Figure 2-1 résume les types de produits livrés aux collectivités et aux installations industrielles actuelles et prévues le long de la côte Nord de la C.-B ou expédiés par celles-ci. Lorsqu’il est connu, le code de la Classification type des biens transportés (CTBT) utilisé dans les données de Statistique Canada sur l’origine et la destination des biens transportés par eau est indiqué.

En général, à l’exception du carburéacteur et de l’essence aviation (que l’on associe aux aéroports communautaires), la plupart des collectivités et des industries ont besoin d’un certain amalgame de carburant diesel, d’essence, de mazout de chauffage, de gaz propane liquide (GPL) et de lubrifiants et de graisses pour subvenir à leurs besoins de transport et autres besoins industriels. Les six autres produits de la figure (c.-à-d. brai liquide, gatsch, diluant, pétrole brut et gaz naturel liquéfié [GNL]) ont un rapport avec des installations industrielles actuelles ou prévues particulières. Il n’y a actuellement pas d’expéditions de pétrole brut ou de GNL à destination/en provenance de la côte Nord de la C.-B.Note de bas de page 6

Figure 2-1 : Produits pétroliers actuels et potentiels expédiés le long de la côte Nord de la C.-B.

Expédiés auparavant/actuellement le long de la côte Nord de la C.-B. :
Produit Description et utilisation Classification type des biens transportés (CTBT)
Essence Produit pétrolier raffiné utilisé essentiellement pour les transports. 17100 Essence
Essence aviation (AvGas) Produit pétrolier raffiné utilisé dans les moteurs à pistons des aéronefs (comme les hydravions). 17100 Essence (ce qui comprend l’essence aviation)
Carburéacteur Produit pétrolier raffiné utilisé dans les moteurs à turbine des aéronefs. 17200 Carburéacteur (types A et B)
Diesel Produit pétrolier raffiné utilisé pour les transports et la production d’électricité. Parmi les produits expédiés, il faut mentionner le diesel à très faible teneur en soufre et le « CP-43 ». 18000 MazoutsNote de bas de page *
Mazout de chauffage Mazout utilisé pour chauffer les maisons et les immeubles. 18000 MazoutsNote de bas de page *
Lubrifiants et graisses Lubrifiants pour les machines et les moteurs, etc. 19100 Huiles lubrifiantes et graisses
Gaz propane liquide (GPL) Hydrocarbure liquéfié utilisé comme combustible dans les appareils de chauffage, les appareils de cuisson et les véhicules. On prévoit également une installation d’exportation à Prince Rupert. 19321 Propane
Goudron liquide et/ou bitume (« brai liquide ») Brai liquide (goudron de charbon) utilisé dans la production d’aluminium à Rio Tinto Alcan. 19990 Autres produits du charbon et du raffinage du pétrole
Gatsch Mélange de pétrole et de cire, utilisé dans la fabrication des pâtes et papiers à l’intérieur Nord de la C.-B. et manutentionné à Prince Rupert. 19990 Autres produits du charbon et du raffinage du pétrole
Diluant Les diluants sont des produits pétroliers mélangés à du pétrole lourd afin de permettre leur expédition par oléoduc. Parmi les diluants que l’on peut utiliser, mentionnons des produits comme les condensats ou le naphte. 19209 Autres huiles de pétrole raffiné
Potentiellement expédiés le long de la côte Nord :
Produit Description et utilisation Classification type des biens transportés (CTBT)
Pétrole brut Pétrole dans sa forme brute après l’extraction, dont la densité est variable. Le pétrole brut de l’Alaska a généralement une densité plus légèreNote de bas de page ** alors que le pétrole brut de l’Alberta peut avoir une densité plus lourde. 16000 Huiles brutes de pétrole ou de minéraux bitumineux
Gaz naturel liquéfié (GNL) Gaz naturel liquéfié généralement pour en assurer le transport et le stockage. Ce produit n’est pas actuellement transporté le long de la côte Nord, mais il pourrait l’être par des installations prévues de liquéfaction. 19310 Gaz naturel liquéfié

Source : Analyse de CPCS de la Classification type des biens transportés (CTBT) de Statistique Canada et renseignements des intervenants.

2.2 Collectivités et industries susceptibles de recevoir des expéditions d’hydrocarbures par eau

Bien que les plus importantes collectivités et industries de la côte Nord de la C.-B. soient reliées par la route (et dans certains cas) par le train, plusieurs ne bénéficient pas d’un accès routier ou ferroviaire et reçoivent donc leurs produits pétroliers par bateau.

2.2.1 Collectivités

Il y a entre 10 et 20 collectivités situées le long de la côte Nord de la C.-B. dont nous estimons qu’elles reçoivent des produits pétroliers par bateau. La plupart comptent moins de 1 000 habitants. Ces collectivités sont illustrées dans la figure ci-dessous avant d’être décrites (du nord vers le sud). La population de chacune et les renseignements sur les terminaux ou les installations de stockage sont précisés.

Figure 2-2 : Collectivités situées le long de la côte Nord de la C.-B. et en Alaska
Prince Rupert

Prince Rupert est une collectivité dont la population se chiffre à 11 838 habitants. Elle bénéficie d’un accès par la route et par le train tout au long de l’année grâce à la route 16 et à la BC North Line du CN, respectivement. Les combustibles à destination de cette collectivité arrivent donc essentiellement par la routeNote de bas de page 7, à moins qu’il n’y ait un barrage routier (notamment causé par un glissement de terrain) empêchant la collectivité de recevoir des combustibles. Prince Rupert est également le point d’origine d’envois par la mer de produits pétroliers vers les collectivités de la côte Nord.

Même si Prince Rupert ne reçoit pas de combustibles ou de produits pétroliers par navire ou chaland pour l’usage de la collectivité, le port accueille des navires qui transportent de la gatsch, qui est un mélange de pétrole et de cire utilisé dans la fabrication des pâtes et papiers. En 2015, 9 139 tonnes ont été reçues au terminal de Fairview et stockées dans des réservoirs à proximitéNote de bas de page 8.

En outre, étant donné que l’aéroport de Prince Rupert (qui reçoit du carburéacteur A-1 sur place) est situé de l’autre côté du port de Prince Rupert sans accès routier, les envois de carburéacteur doivent se faire par chalandNote de bas de page 9. Par le passé, on a principalement utilisé des camions-citernes de type « train B » à bord de grands chalands pouvant transporter 52 000 litres (42 tonnes).

Collectivités au nord de Prince Rupert

La Figure 2-3 résume la population des municipalités situées au nord de Prince Rupert – Stewart et Gingolx – qui bénéficient toutes les deux d’un accès routier. Nous croyons savoir à nouveau qu’elles ne reçoivent pas de carburant par navire, sauf en cas d’urgence (p. ex. un glissement de terrain qui obstrue une route). Outre ces lieux habités, il y a trois municipalités abandonnées qui étaient jadis le lieu ou le site prévu d’activités d’extraction minière : Anyox, Kitsault et Alice Arm. Selon de récents rapports, il y a des plans conceptuels visant la reprise des activités à Anyox et KitsaultNote de bas de page 10.

Figure 2-3 : Collectivités au nord de Prince Rupert
Collectivité Population Accès routier/ferroviaire depuis la partie continentale

Source : Résumé de Statistique Canada et d’Affaires autochtones et du Nord Canada.

Stewart (municipalité de district) 494 Routier
Gingolx 408 Routier
Collectivités à proximité de Prince Rupert

Plusieurs collectivités autochtones sont situées aux alentours de Prince Rupert (c.-à-d. au nord du chenal Douglas), et sont énoncées à la Figure 2-4. Aucune d’entre elles ne bénéficie d’un accès routier ou ferroviaire depuis la partie continentale, ce qui incite à penser qu’elles reçoivent leurs hydrocarbures par bateau.

Figure 2-4 : Collectivités à proximité de Prince Rupert
Collectivité Population Accès routier/ferroviaire depuis la partie continentale
Lax Kw’alaams 678 Non
Metlakatla 85Note de bas de page ** Non
Kitkatla (Première Nation Gitxaala) 490 Non
Première Nation Gitga’at (y compris la localité de Hartley Bay) 138Note de bas de page * Non
Collectivités situées sur l’archipel Haida Gwaii

La Figure 2-5 résume la population des collectivités de l’archipel Haida Gwaii qui se compose de deux grandes îles, notamment les deux districts régionaux non incorporés de l’île (Skeena Queen Charlotte D et E). Même si toutes les collectivités peuvent ne pas être directement réapprovisionnées par navire, toutes doivent l’être par expéditions maritimes à destination de Haida Gwaii. On trouve également sur l’île l’aéroport de Sandspit, qui a sans doute besoin de livraisons de carburéacteur pour le trafic aérien commercial.

Figure 2-5 : Collectivités situées sur l’archipel Haida Gwaii
Collectivité Population Accès routier/ferroviaire
Skeena-Queen Charlotte D 524 Non
Skeena-Queen Charlotte E 317 Non
Village de Masset 884 Non
Réserve indienne 1 de MassetNote de bas de page * 614 Non
Ville de Queen Charlotte 944 Non
Port Clements 378 Non
Réserve indienne de Skidegate 709 Non
Total 4 370 Non

D’après les données INNAV et les commentaires d’autres intervenants, les expéditions arrivent à Skidegate et à Masset, avant d’être transportés par camion vers d’autres collectivités de l’archipel. À Masset, North Arm Transportation maintient une barge-citerne stationnaire (Grizzly Fueler 2020). ITB Marine approvisionne également l’archipel Haida Gwaii.

Collectivités situées dans le chenal Douglas

La Figure 2-6 résume la population des collectivités situées dans le chenal Douglas : Kitimat et le village de Kitamaat. Les deux jouissent d’un accès routier et Kitimat est également desservie par un embranchement du CN, de sorte que les produits pétroliers ne sont pas expédiés par bateau vers ces collectivités.

Figure 2-6 : Collectivités situées dans le chenal Douglas
Collectivité Population Accès routier/ferroviaire

Source : Résumé des données de Statistique Canada (2011)

Kitimat 7 046 Routier/ferroviaire
Kitamaat 514 Routier

Kitimat abrite la fonderie d’aluminium de Rio Tinto Alcan. C’est également le lieu d’un certain nombre de projets industriels en cours de développement. Ceux-ci sont abordés plus en détail à la section 2.2.2.

Collectivités sur la côte centrale (au sud du chenal Douglas)

La Figure 2-7 résume la population des collectivités situées sur la côte centrale. Outre ces collectivités particulières, il existe plusieurs autres collectivités plus petites aux alentours de Bella Bella, notamment Ocean Falls, Waglisha, Namu et ShearwaterNote de bas de page 11. Même si Bella Coola jouit d’un accès routier, il faut néanmoins signaler qu’elle reçoit des expéditions de mazout par bateau, si l’on en croit une enquête antérieure réalisée par Transports Canada. Ses installations peuvent accueillir un navire d’une jauge brute de 6 000 tonneaux.

Figure 2-7 : Collectivités sur la côte centrale
Collectivité Population Accès routier/ferroviaire

Source : Résumé des données de Statistique Canada (2011)

Bella Coola (localité non constituée) 95 Routier
Bella Coola (réserve indienne 1) 852 Routier
Bella Bella (réserve indienne 1) 1 095 Non
Kitasoo (Klemtu, réserve indienne) 322 Non
Katit 1 réserve indienne (Rivers Inlet, Première Nation Wuikinuxv) 63 Non
District régional A de la côte centrale 129 Routier
District régional D de la côte centrale 384 Non
Croissance prévue des collectivités

En général, la plupart des collectivités mentionnées ne connaissent aucune croissance démographique; en fait, la population de la majorité d’entre elles a diminué entre les recensements de 2006 et de 2011. À l’avenir, on peut s’attendre à ce que les collectivités situées aux alentours de Prince Rupert et de Kitimat connaissent une forte croissance démographique, en particulier à plus court terme, sous réserve que la construction d’industries de GNL et d’autres industries pétrolières aille de l’avant; toutefois, les deux collectivités sont desservies par camion et par train, de sorte que cette croissance démographique a peu de chances de modifier en profondeur les expéditions par eau d’hydrocarbures et de produits pétroliers sur la côte Nord. L’impact sans doute le plus important résultera des nouvelles installations industrielles, décrites à la section 2.2.4.

2.2.2 Industries actuelles le long de la côte Nord de la C.-B

Les principales activités industrielles des collectivités de la côte Nord de la C.-B. qui reçoivent des produits pétroliers ont un rapport avec la fonderie d’aluminium de Kitimat, avec la foresterie (exploitation forestière), l’aquaculture et le tourisme (camps de pêche). Les principales sources de trafic maritime de produits pétroliers sont résumées ci-après.

Fonderie d’aluminium de Rio Tinto Alcan (Kitimat)

La municipalité de Kitimat a été aménagée comme ville industrielle dans les années 1950 pour desservir la fonderie d’aluminium de Rio Tinto Alcan. Cet endroit a été choisi en partie à cause de l’existence d’hydroélectricité (voir Kemano ci-après) et de son emplacement comme port en eau profonde protégé contre les intempéries et subissant une influence minime des marées.

Actuellement, la fonderie est l’unique installation industrielle majeure de Kitimat. Elle a récemment été mise à niveau afin d’en doubler la capacité (à 420 000 tonnes/année) et on prévoit qu’elle restera opérationnelle pendant encore environ 60 ans. Deux anciennes installations industrielles de Kitimat ne sont plus en service et ne devraient pas réouvrir, même si une nouvelle industrie liée au GNL est en cours de développementNote de bas de page 12.

Bien que Kitimat soit desservie par la route et par un embranchement ferroviaire du CN, la fonderie reçoit certaines expéditions internationales de produits d’entrée, notamment du brai liquide.

Centrale hydroélectrique Kemano de Rio Tinto Alcan (Kemano, C.-B.)

Rio Tinto Alcan est propriétaire d’une centrale hydroélectrique d’une capacité de 896 mégawatts à proximité de Kemano. L’électricité générée par cette centrale est principalement utilisée pour la fonderie de Kitimat, le reste étant fourni à BC Hydro. La centrale n’a pas d’accès routier, de sorte que les produits pétroliers doivent être acheminés sur place par transport maritime. Nous croyons savoir d’après les consultations que récemment, le réapprovisionnement s’est fait à l’aide de chalands de marchandises diverses en provenance de Kitimat, avec des camions-citernes sur le pont.

Terminaux de vrac Stewart et Stewart World Port (Stewart)

Les terminaux de vrac Stewart ont un quai d’où ils expédient des concentrés de cuivre ou de zinc provenant des mines du Nord de la C.-B. L’activité au terminal a ralenti à cause de la fermeture de deux des mines. Stewart bénéficie d’un accès routier. Les carburants sont transportés par camion depuis Prince George (sauf s’il y a un incident exceptionnel, comme un barrage routier, auquel cas les produits sont acheminés par chaland).

Foresterie

D’après les analyses réalisées précédemment par CPCS, il n’y a pas d’usines de fabrication de produits forestiers en service le long de la côte Nord de la C.-B. qui soient réapprovisionnées par bateau (c.-à-d. scieries, usines de pâtes et papiers, etc.). Cependant, certains des exploitants de remorqueurs et chalands consultés ont déclaré qu’ils approvisionnent en produits pétroliers les camps de bûcherons situés le long de la côte. Bien qu’il soit impossible d’isoler certains endroits particuliers le long de la côte, il y a eu environ 14 millions de mètres cubes de produits forestiers récoltés en 2012 (en baisse par rapport aux 23,5 millions de mètres cubes récoltés en 1993), ce qui confirme que les activités d’exploitation forestière se poursuiventNote de bas de page 13. Selon une étude réalisée aux États-Unis, la consommation de carburant (dans les situations envisagées) était en moyenne de 2,1 litres par tonne de bois (0,51 gallon US par tonne courte)Note de bas de page 14. Si l’on présume une densité moyenne de 0,51 tonne par mètre cube de bois, la consommation approximative de carburant pourrait être de l’ordre de 15 millions de litres par année, même si cette estimation vaut pour toute la côte de la C.-B. (et pas seulement la côte Nord). Selon de récents rapports, le gouvernement de la C.-B. a convenu de protéger 85 % des vieilles forêts de la région contre l’exploitation, ce qui incite à penser que les activités forestières ne devraient pas connaître une croissance importante à l’avenirNote de bas de page 15.

Aquaculture

Les exploitants de remorqueurs et de chalands qui desservent la côte Nord de la C.-B. ont déclaré qu’ils approvisionnent en carburant les sites aquacoles situés le long de la côte. Bien que la plupart des sites aquacoles soient situés le long de l’île de Vancouver, comme en témoignent les figures de l’annexe A, on dénombre entre 10 et 20 établissements aquacoles situés le long de la côte Nord de la C.-B.

Camps de pêche

Il y a de nombreux camps de pêche le long de la côte Nord de la C.-B. Même si aucun des intervenants consultés n’a accepté de fournir des précisions sur des installations spécifiques, nous estimons qu’il en existe des dizaines, qui permettent aux touristes de vivre une expérience unique des lieux reculés (sans accès routier). Voici quelques exemples de ces types d’installations (qui sont toutes des installations de petite envergure) :

2.2.3 Industries futures

Un grand nombre de projets d’ordre énergétique sont en cours de développement en C.-B. qui entraîneront des mouvements de navires-citernes au large de la côte Nord de la C.-B., s’ils vont de l’avant. Ces projets sont décrits ci-après et ils englobent des terminaux de pétrole brut, des raffineries et des installations de production de GNL. Il est difficile de savoir clairement combien de ces projets iront de l’avant, la raison principale étant la faiblesse de l’état de l’industrie pétrolière et gazière à l’échelle mondiale. Aucun de ces projets n’est encore parvenu à une décision d’investissement définitive.

LNG Canada (Kitimat)

Le projet LNG Canada a été annoncé en mai 2012. Les partenaires du projet sont Shell Canada, Korea Gas, Mitsubishi Corp et PetroChina Co. Ltd. Les partenaires projettent de construire et d’exploiter un terminal d’exportation de GNL d’une capacité de deux milliards de pieds cubes par jour.

Durant la première phase des travaux, le projet produira 6 millions de tonnes (MT) de GNL par année. Une deuxième phase facultative pourrait porter la capacité annuelle à 12 MT de GNL par année. Si l’on présume un navire jaugeant 166 000 m3, cela équivaut à environ 80 à 161 navires
par annéeNote de bas de page 16,Note de bas de page 17.

En juin 2015, l’évaluation environnementale du projet a fait l’objet d’une approbation assortie de 24 conditions. On escomptait une décision d’investissement définitive du projet de 12 milliards de dollars en 2016, mais celle-ci a été reportée.

La figure illustre l’itinéraire d’expédition prévu par le chenal Douglas jusqu’à Kitimat.

Figure 2-8 : Itinéraire du projet de LNG Canada jusqu’à Kitimat

Source: LNG Canada

Kitimat LNG

Une coentreprise de Chevron et Woodside Petroleum propose d’aménager et d’exploiter un terminal d’exportation de GNL à Bish Cove, à proximité de Kitimat (le terrain est loué à la Première Nation Haisla depuis 2010). Ce terminal comportera des installations de chargement du GNL, de stockage, de livraison de gaz naturel, de liquéfaction et d’exportation. Kitimat LNG a un permis d’exportation de 10 millions de tonnes par année échelonné sur 20 ans qui lui a été octroyé par l’Office national de l’énergie (ONE). Si le projet va de l’avant et que ce volume est expédié par bateau, cela entraînera environ 134 navires de GNL par année. Sous réserve d’une approbation définitive, l’aménagement prendra quatre à cinq ans. On ne sait pas au juste si le projet ira de l’avantNote de bas de page 18.

Projet Pacific NorthWest LNG (Prince Rupert/île Lelu)

Le projet Pacific Northwest LNG, qui bénéficie de l’appui de la société Petronas appartenant au gouvernement malaysien, prévoit la construction et l’exploitation d’une nouvelle installation et d’un terminal de GNL sur l’île Lelu, à 15 km au sud de Prince Rupert. À plein rendement, l’installation produira jusqu’à 20,5 MT de GNL par jour pendant 30 ansNote de bas de page 19. Cela équivaut à environ 274 navires de GNL par année. En septembre 2016, le gouvernement fédéral a approuvé ce projet moyennant 190 conditions juridiquement contraignantes. Toutefois, une décision d’investissement définitive n’a pas encore été prise.

Triton LNG (Prince Rupert ou Kitimat)

Le projet Triton LNG a été annoncé en octobre 2013 et comporterait une unité flottante de stockage, de déchargement et de liquéfaction dans un lieu possible sur deux, Prince Rupert ou Kitimat, ainsi que des installations de soutien. L’ONE a approuvé (en 2014) une demande de permis de 25 ans pour exporter du GNL. La demande prévoit une installation capable de traiter 2,3 MT de GNL par annéeNote de bas de page 20. Ce niveau de production équivaut à environ 31 navires de GNL par année. Il n’y a pas eu d’annonces récentes indiquant que le projet est toujours actif. On ignore au juste si le projet ira de l’avant.

Cedar Exports LNG Ltd. (trois emplacements sur le chenal Douglas)

En août 2014, Cedar LNG Export Ltd., une société de développement économique de la Première Nation Haisla a déposé trois demandes de permis de 25 ans auprès de l’ONE. Ces demandes sollicitent l’autorisation d’exporter des quantités variables de GNL vers les marchés d’Asie à partir de chalands ou d’unités flottantes de GNL qui seront situés à trois emplacements le long de la côte Ouest du chenal Douglas. Les demandes adressées à l’ONE prévoient que les travaux de construction débuteront en 2007-2020 sous réserve d’une décision d’investissement définitiveNote de bas de page 21. La production de GNL devrait atteindre 6,4 MT par annéeNote de bas de page 22, ou l’équivalent d’environ 85 navires par année. On ne sait toujours pas si le projet ira de l’avant.

Projet Enbridge Northern Gateway (Kitimat)

Northern Gateway Pipelines Limited Partnership propose de construire deux oléoducs de 1 176 km (731 milles) entre Bruderheim (Alb.) et Kitimat (C.-B.). Un oléoduc d’un diamètre de 36 pouces acheminera vers l’Ouest jusqu’à 525 000 barils de pétrole par jour. Un oléoduc d’un diamètre de 20 pouces acheminera vers l’Est 193 000 barils de condensat par jour, produit qui sert à fluidifier le pétrole lourd pour le transporter par oléoduc. Dans le cadre de ce projet, un terminal maritime est prévu à Kitimat avec deux postes d’amarrage de pétroliers et un parc de réservoirs qui sera situé du côté Ouest du chenal Douglas au nord de Bish Cove. Selon le site Web de Northern Gateway, le terminal « aura la capacité de desservir 220 navires par anNote de bas de page 23 », ce qui comprendra des pétroliers (exportation) et des navires-citernes de condensat (importation). En juin 2014, le gouvernement canadien a accordé son approbation au projet, sous réserve du respect de 209 conditions établies par le Comité mixte d’examen de l’ONENote de bas de page 24. Toutefois, l’avenir du projet reste incertain. En juin 2016, la Cour fédérale d’appel a annulé l’approbation du projet d’oléoduc d’Enbridge Northern Gateway, car Ottawa a omis de suffisamment consulter les Premières Nations. En septembre 2016, Northern Gateway a annoncé qu’il n’interjetterait pas appel de cette décision, mais qu’il souscrirait en revanche au cheminement proposé par la Cour fédérale d’appel afin de réamorcer le dialogue avec les communautés autochtones et métissesNote de bas de page 25. On ne sait toujours pas si le projet ira de l’avant.

Raffinerie de Kitimat Clean

Kitimat Clean Ltd a proposé de construire une raffinerie de pétrole lourd à proximité de Kitimat. Il s’agira de l’une des 10 plus grandes raffineries du monde, capable de transformer 400 000 barils de bitume par jour provenant des sables bitumineux en essence, en carburéacteur et en carburant diesel, essentiellement pour l’exportation. Selon le site Web de Kitimat Clean, « un très gros transporteur de brut [superpétrolier] transportera l’essence, le carburant diesel et le carburéacteur le long du chenal Douglas vers l’Asie tous les quatre joursNote de bas de page 26 ». Cela équivaut à environ 90 navires par année. Une description environnementale du projet a été soumise aux gouvernements de la C.-B. et du Canada le 31 mars 2016. D’autres analyses environnementales et permis prendront environ deux ans, délai durant lequel on procédera à la conception technique détaillée du projet et on s’occupera de trouver des fonds. Si le projet fait l’objet d’une décision d’investissement définitive, les travaux de construction dureront pendant cinq autres annéesNote de bas de page 27.

Pacific Future Energy (entre Terrace Bay et Kitimat)

Ce projet prévoit la construction d’une raffinerie qui transformera une forme de bitume transporté par train (et non pas par oléoduc) entre l’Alberta et une zone industrielle appelée Dubose Flats (à mi-chemin entre Terrace et Kitimat). La raffinerie aura une capacité de production de 200 000 barils par jour de « NEATBIT », une forme transformée de bitume qui a la consistance du beurre d’arachides et qui doit être transportée par trainNote de bas de page 28. Ce projet produira essentiellement du carburant diesel et de l’essence (avec des volumes plus limités de kérosène, de gaz propane liquide, de butane et de soufre). Les niveaux prévus de production raffinée manquent de clarté, même si la capacité de stockage confondue aura un taux de combustion supérieur à 3 pétajoules d’énergie (soit l’équivalent d’environ 76 millions de gallons de carburant diesel). Le transport des produits raffinés sera assuré par des acheteurs ou des acquéreurs tiersNote de bas de page 29. Aucune décision n’a été prise sur ce projet, même si le résumé analytique le plus récent affirme que « les premières études de tierces parties incitent à penser qu’un terminal maritime pourrait être situé le long de l’inlet Portland ». Cette option nécessitera la construction d’un oléoduc (275 km) reliant la raffinerie au terminal maritime.

Pacific Future Energy a présenté une description actualisée du projet aux organismes de réglementation des gouvernements fédéral et provincial en juin 2016, ce qui a déclenché un examen public et un examen du gouvernement qui prendront jusqu’à deux ans (ce qui englobe l’évaluation environnementale).

Autres projets de GNL sur la côte Nord de la C.-B.

Le site Web « LNG in BC » du gouvernement de la Colombie-Britannique donne une liste d’un certain nombre d’autres projets d’exportation de GNL en cours d’étudeNote de bas de page 30. Ceux-ci sont résumés dans le tableau ci-dessous parallèlement à la capacité de production prévue (la totalité des projets prévus ont reçu des permis d’exportation de l’ONE, même s’il ne s’agit que d’une première étape parmi tant d’autres dans l’évolution des projets).

Figure 2-9 : Autres projets de GNL en cours d’étude en C.-B.
Titre du projet Description Production potentielle de GNL (MT)

Source : Analyse de CPCS et LNG in BC (En anglais seulement).

Canada Stewart Energy Group Ltd Usines flottantes et terrestres de liquéfaction du gaz naturel 30
Kitsault Energy Project Installation d’exportation de GNL 20
Grassy Point LNG (près de Prince Rupert) Installation d’exportation de GNL de Woodside Energy Holdings sur des terres de la Couronne administrées par la province à Grassy Point 20
WCC LNG Limited (au nord de Prince Rupert) Projet d’exportation de GNL sur la rive Est de Tuck Inlet sur la péninsule Tsimshian à proximité de Prince Rupert 33
Orca LNG (Prince Rupert) Terminal d’exportation de GNL de six plate-formes flottantes de stockage, de déchargement et de liquéfaction 24
New Times Energy Ltd (Prince Rupert) Jusqu’à trois trains flottants de gaz naturel liquéfié (GNL) 12
Aurora LNG (île Digby) Terminal d’exportation de GNL 24
Prince Rupert LNG (île Ridley/Prince Rupert) Installation d’exportation de GNL 20
Terminal d’exportation de gaz propane liquide d’AltaGas

AltaGas propose de bâtir une installation d’exportation de GPL sur l’île Ridley, à côté d’un terminal existant d’exportation de charbon. Selon AltaGas, « l’installation prévue assurera le déchargement d’environ 50 à 60 wagons par jour et livrera par bateau environ 20 à 30 cargaisons de propane par année vers les marchés », soit environ 1,2 million de tonnes de propane par annéeNote de bas de page 31. On a appris que les navires seraient des superméthaniersNote de bas de page 32. Le projet fera l’objet d’une évaluation environnementale et d’une décision d’investissement définitive.

Mouvements des navires associés aux projets de GNL et d’énergie

La Figure 2-10 ci-dessous donne un résumé des éventuels mouvements de navires qui se rattachent à chaque projet. Il est impossible de savoir combien des projets décrits ci-dessus iront de l’avant, même s’il est très peu probable que la plupart d’entre eux soient approuvés et commercialement rentables, du moins à court et à moyen terme. Un récent rapport du Conference Board du Canada qui estimait l’impact économique du secteur du GNL en C.-B. partait de l’hypothèse que trois projets de GNL pourraient être mis en service entre 2021 et 2025, selon la conjoncture du marché et le contexte de réglementation, moyennant un total de 30 MT de production de GNL par annéeNote de bas de page 33. Cela entraînera vraisemblablement environ 400 mouvements de navires par année, si l’on utilise des navires de GNL d’une capacité de 166 000 m3.

Figure 2-10 : Production maximale estimative et trafic des navires de GNL
Projet Millions de tonnes/année de GNL Nombre de navires/annéeNote de bas de page *
Aurora LNG (île Digby) 24 321
Canada Stewart Energy Project 30 402
Cedar 6 86
Grassy Point LNG (près de Prince Rupert) 20 268
Kitimat LNG 10 134
Kitsault Energy Project 20 268
LNG Canada (Maximum) 12 161
New Times Energy Ltd 12 161
Orca LNG (Prince Rupert) 24 321
Pacific NorthWest LNG 20 274
Prince Rupert LNG (île Ridley/Prince Rupert) 20 268
Triton LNG 2 31
WCC LNG Limited (au nord de Prince Rupert) 33 442

2.2.4 Collectivités et industries de l’Alaska

Pétrole brut

On recense trois raffineries en Alaska (Figure 2-11). La plus grande est la raffinerie de Tesoro à proximité d’Anchorage, dont la capacité est d’environ 72 000 barils de pétrole par jourNote de bas de page 34,Note de bas de page 35. Contrairement aux deux autres raffineries, situées le long du pipeline Trans-AlaskaNote de bas de page 36, cette raffinerie reçoit ses produits par bateau. Elle reçoit principalement du brut provenant des États-Unis et de l’Alaska (Valdez et Cook Island), même si elle reçoit d’autres expéditions des États-Unis continentaux et de pays étrangers « par navire-citerne »Note de bas de page 37. Selon les données OD maritimes de Statistique Canada, du pétrole brut a été expédié depuis le port de Vancouver (C.-B.) vers l’Alaska (en 2011), même si certaines données plus récentes (datant de 2014) de l’US Army Corps of Engineers Waterborne Commerce aux États-Unis ne confirment pas que cela se poursuive.

Figure 2-11 : Raffineries de l’Alaska

Source : Econ One Research, 2015.

Produits raffinés

Bien qu’il existe plusieurs raffineries dans le centre Sud de l’Alaska, cet État importe également des produits pétroliers raffinés.

Les collectivités situées à proximité d’Anchorage reçoivent leurs produits des raffineries locales, qui sont complétés par des importations d’Asie, et dans une moindre mesure, du Canada et des États-Unis. Selon une récente étude, le kérosène est expédié vers le port d’Anchorage depuis les marchés internationaux alors que l’essence aviation provient de CalifornieNote de bas de page 38.

Les intervenants ont constaté que les collectivités situées dans le Sud-Est de l’Alaska ne reçoivent pas de produits transbordés en Alaska. En revanche, ces collectivités reçoivent des expéditions de carburant par chaland provenant de la côte Nord-Ouest du Pacifique et de la région de Vancouver (C.-B.) et en général, les navires naviguent généralement le long de la côte de la C.-B. dans les eaux canadiennes (il est très rare qu’ils sortent des eaux intérieures). D’après les données sur les flux de produits abordés au chapitre 3, les collectivités du Sud-Est de l’Alaska (Ketchikan, Juneau, Craig et Skagway) reçoivent des expéditions des États-Unis continentaux et/ou du Canada. Cela comprend tous les types de produits pétroliers raffinés : le diesel à très faible taux de soufre, l’essence ordinaire, le carburéacteur/kérosène et l’essence super.

Section 3 : Analyse des flux

Ce chapitre contient des renseignements sur l’ampleur des flux de produits à destination des collectivités et des industries de la côte Nord de la C.-B. et de l’Alaska. Avant d’aborder ces flux aux sections 3.2 et 3.3, nous fournissons quelques renseignements sur les types de navires et leur capacité à la section 3.1.

3.1 Navires, transporteurs et installations de réception

3.1.1 Types de navires et capacités

La Figure 3-1 résume les types de navires utilisés pour le réapprovisionnement des collectivités et des industries le long de la côte Nord de C.-B., et de l’Alaska.

Figure 3-1 : Types de navires utilisés pour le réapprovisionnement des collectivités et des industries situées le long de la côte Nord et de l’Alaska
Type de navire Description Capacité type
Navires-citernes Navire dont la soute contient du carburant. Variable (voir analyse).
Ensembles remorqueur-chaland Chalands remorqués par un remorqueur. Il peut s’agir de chalands remorqués et de remorqueurs-chalands intégrés. Ces derniers sont des ensembles remorqueur-chaland où le remorqueur est relié à la poupe du chaland par une liaison articulée.Note de bas de page *

Service intérieur : Varie de 2 millions de litres (1 600 tonnes) à 10 millions de litres (8 000 tonnes).

Service dans les régions reculées de l’Alaska : Généralement, les chalands ont une capacité d’environ 10 millions de litres (80 000 barils, 8 000 tonnes), selon les intervenants.

L’ensemble remorqueur-chaland Nathan E. Stewart/DBL-55 ATB, qui a récemment coulé au large des côtes de la C.-B., avait une capacité de 8,3 millions de litres (6 600 tonnes).Note de bas de page ***

Remorqueur et chalands transportant des marchandises diverses Chalands transportant des marchandises diverses capables de transporter des camions-citernes et des citernes sur le pont.

Variable, comprend des citernes et des camions-citernes à bord. La capacité type d’un camion-citerne varie de 18 000 à 43 000 litres (14 à 34 tonnes).

Selon les dimensions du chaland, il peut en transporter plus d’un à la fois.

Chalands à moteur Chaland autopropulsé muni de moteurs diesel; un navire utilisé sur la côte Nord mesure 45 mètres de long.Note de bas de page ** Un navire a une capacité à bord de 136 400 litres (115 tonnes de carburant diesel) et de 68 200 litres (50 tonnes d’essence), moyennant une capacité supplémentaire pour les camions-citernes à bord.

Sur la côte Nord de la C.-B., les navires-citernes servent généralement à transporter des produits industriels particuliers provenant d’origines internationales, au lieu d’être utilisés pour le réapprovisionnement des collectivités et des industries éloignées. La Figure 3-2 fait état des navires-citernes qui ont fait escale à Prince Rupert et à Kitimat en 2015, selon les données signalées dans INNAV et les caractéristiques des navires provenant de MarineTraffic.com. On n’a identifié aucun navire pénétrant dans le port de Stewart. Dans ce délai, le plus gros navire identifié qui a fait escale dans ces ports était le Cedar, avec 36 634 tonnes de port en lourd.

Figure 3-2 : Caractéristiques des navires-citernesNote de bas de page * qui ont fait escale à Prince Rupert et à Kitimat en 2015
Port Numéro du navire (OMI) Nom du navire Dimensions
(longueur hors-tout x largeur extrême) 		Dimension
(tonnes de port en lourd) 		Marchandises déclarées par INNAV
Prince Rupert 8919049 Cedar 182,3 m × 32,05 m 36 634 Marchandises dangereuses
9459539 Stolt Ocelot 155 m × 24,8 m 23 324 Marchandises dangereuses
9505998 Greenwich Park 146,19 m × 24,2 m 19 998 Marchandises dangereuses
Kitimat 9276898 On n’a trouvé aucun renseignement sur les navires Marchandises dangereuses
9323821 Sunbird Arrow 144 m × 23,53 m 15 002 Goudron de houille
9400382 Sakhara Lotus 170 m × 26,6 m 32 107 Marchandises dangereuses

Pour le réapprovisionnement en pétrole d’autres collectivités et industries de la côte Nord de la C.-B., on utilise généralement soit des chalands-citernes soit des chalands transportant des marchandises diverses qui transportent des citernes ou des camions-citernes. Les chalands-citernes peuvent transporter jusqu’à 10 millions de litres de produits pétroliers (soit environ 8 000 tonnes selon l’amalgame de produits), même si la plupart ont une capacité moyenne de 2 à 4 millions de litres (1 600 à 3 200 tonnes). Le navire qui a une capacité de 10 millions de litres n’est actuellement pas utilisé sur la côte Nord de la C.-B., de sorte que les navires qui assurent le réapprovisionnement de la côte Nord ont une capacité égale ou inférieure à 4 millions de litres. Les chalands de 4 millions de litres sont exploités par Island Tug and Barge avec un tonnage de port en lourd pouvant atteindre 3 700 tonnes.

Pour la desserte des collectivités éloignées du Sud-Est de l’Alaska, les intervenants ont fait observer que les chalands-citernes utilisés ont généralement une capacité de 8 à 10 millions de litres (80 000 barils ou 6 400 à 8 000 tonnes). Dans le cas des expéditions à destination de la côte Nord de la C.-B. et de l’Alaska, certains chalands sont remorqués et d’autres sont des remorqueurs-chalands intégrés; les plus gros chalands-citernes sont des remorqueurs-chalands intégrés.

Pour les chalands qui transportent des marchandises diverses, le volume de carburant à bord dépend en général des dimensions des camions-citernes à bord. Selon les intervenants, la capacité de ces camions peut varier de 18 000 à 43 000 litres (14 à 34 tonnes), même si certains camions sont de plus grandes dimensions. Les intervenants ont fait observer en outre que pour ces types d’expéditions, il n’y a pas de taille « type » d’expédition.

3.1.2 Transporteurs

D’après nos consultations avec les intervenants, il existe au moins cinq entreprises qui assurent le réapprovisionnement des collectivités et des industries à l’aide de remorqueurs et de chalands sur la côte Nord de la C.-B. Deux de ces entreprises ont des chalands-citernes dans leur flotte, notamment des remorqueurs-chalands intégrés. On dénombre au moins trois transporteurs qui fournissent des services de remorqueur et de chaland à destination des collectivités de l’Alaska depuis la partie continentale des États-Unis et du Canada.

3.1.3 Installations de réception

À quelques exceptions près, il n’existait pas de renseignements précis sur les types d’installations de réception qui existent au niveau des collectivités et des industries, si l’on en croit les résultats des consultations. Lorsque les produits sont reçus dans des lieux reculés au moyen d’un chaland transportant des marchandises diverses, nous avons entendu dire que le chaland abaisse souvent une rampe à terre au-dessus de la laisse de haute mer afin de laisser descendre les camions à terre avant de livrer le carburant dans les réservoirs des installations de réception. Nous avons entendu dire par un intervenant que les réservoirs d’une installation de réception ont une capacité qui varie de 1 000 à 50 000 litres (moins de 1 tonne à 50 000 tonnes) et qu’ils sont souvent arrimés à de gros modules (piétement de type traineau). D’autres intervenants ont déclaré que le produit qu’ils expédient est transbordé dans des parcs de réservoirs dans certaines des plus grandes collectivités.

3.2 Expéditions de produits pétroliers sur la côte Nord

La section 3.2.1 décrit les expéditions intérieures de produits pétroliers le long de la côte Nord de la C.-B., qui sont avant tout destinées aux collectivités plus petites et aux industries isolées. La section 3.2.2 décrit ensuite les réceptions internationales de produits pétroliers, qui sont généralement des produits particuliers consommés dans les procédés industriels.

3.2.1 Expéditions intérieures

À titre de point de départ de notre étude, nous avons analysé les données sur l’origine et la destination des marchandises de Statistique Canada jusqu’à 2011 (dernière année au sujet de laquelle on dispose de données). Tandis que certains flux de produits sont déclarés, selon la contribution des intervenants, cet ensemble de données ne fournit pas un portrait détaillé des produits pétroliers actuels transportés jusqu’aux collectivités et aux industries situées le long de la côte Nord de la C.-B. Par exemple, le seul flux déclaré de produits pétroliers dans la base de données intérieure sur la côte Nord concerne l’axe Vancouver-Bella Coola, dont on a dit en 2000 et en 2001 qu’il se situait dans la fourchette de 2 300 tonnes par an. D’après des travaux préalables, nous croyons savoir que l’Enquête omet parfois de saisir les mouvements des petits remorqueurs et chalands, en particulier sur la côte Ouest.

Les livraisons de produits pétroliers sur la côte Nord de la C.-B. englobent généralement le diesel, l’essence, le carburant aviation, le kérosène ainsi que de petites quantités de lubrifiants et d’huiles. Certains chalands qui transportent des marchandises diverses peuvent également transporter des citernes ou des camions-citernes transportant du propane.

Étant donné que de nombreuses collectivités ne sont desservies que par un fournisseur, les intervenants n’ont pas fourni un rapport désagrégé détaillé sur les flux destinés à toutes les collectivités et industries de la côte Nord de la C.-B. pour des raisons de confidentialité. Toutefois, comme on peut le constater, les collectivités situées sur l’archipel Haida Gwaii (en particulier Masset et Skidegate) reçoivent des volumes plus importants de produits livrés par des chalands-citernes réservés. Les collectivités, les camps de pêche, les établissements d’aquaculture et les exploitations forestières sur la côte du centre et du Nord reçoivent des volumes moins importants acheminés par des services de livraison plus restreints (p. ex. camions-citernes sur des chalands).

Les expéditions plus importantes de carburant à bord de chalands réservés proviennent en général de raffineries et de terminaux à Vancouver. Par exemple, un intervenant a déclaré que le carburant à Vancouver provient d’une raffinerie de Chevron (terminal Stanovan), ainsi que d’autres terminaux ferroviaires de Burrard inletNote de bas de page 39. D’autres expéditions de moindre importance assurées par des camions-citernes à bord sont livrées à des collectivités plus proches de leur destination ultime (p. ex. Prince Rupert et Port Hardy).

3.2.2 Expéditions et livraisons internationales (en dehors de l’Alaska)

La Figure 3-3 résume les livraisons internationales de produits pétroliers dans les ports de la côte Nord jusqu’en 2011, dernière année au sujet de laquelle on dispose de données. Comme on peut le constater, la plupart des produits pétroliers sont livrés à Prince Rupert ou à Kitimat.

Figure 3-3 : Livraisons internationales de produits pétroliers dans les ports de la côte Nord, 2008-2011 (tonnes)
Port Produit 2008 2009 2010 2011

Source : Analyse par CPCS des données sur le transport maritime OD de Statistique Canada.

Prince Rupert Total petroleum 7 111 5 921 7 355 8 680
Prince Rupert 19990 Autres produits du raffinage du pétrole et produits du charbon 7 111 5 921 7 355 8 680
Kitimat Total petroleum 400 679 39 338 28 235 59 070
Kitimat 19990 Autres produits du raffinage du pétrole et produits du charbon 101 905 39 187 28 235 24 143
Kitimat 19209 Autres huiles de pétrole raffiné 298 774 151   34 927

Les livraisons d’« Autres produits du raffinage du pétrole et produits du charbon » à Prince Rupert intéressent les expéditions de gatsch.

Les livraisons d’« Autres produits du raffinage du pétrole et produits du charbon » et d’« Autres huiles de pétrole raffiné » à Kitimat sont du goudron liquide (goudron de houille) et peut-être du diluant, ce qui peut comporter des produits comme des condensats ou des naphtes, respectivement. Le goudron liquide est utilisé dans la production d’aluminium, et le diluant (condensat ou naphte) sert à diluer le bitume provenant de l’AlbertaNote de bas de page 40. Les données sur les mouvements des navires provenant d’INNAV confirment qu’on a reçu au moinsNote de bas de page 41 un navire transportant du « goudron de houille » en 2015, ce qui confirme que les expéditions de goudron liquide se poursuivent. Nous n’avons pas réussi à savoir si les expéditions de diluant persistent à Kitimat (même si elles sont prévues dans le cadre de projets comme le projet Enbridge Northern Gateway).

Quoique les différents produits ne peuvent généralement pas être mélangés à bord d’un navire, un navire peut avoir plus d’un type de soute et sans doute transporter plus d’un type de produit.

3.3 Flux de transit en Alaska

3.3.1 Flux entre le Canada et l’Alaska

Les seules expéditions de produits pétroliers provenant de la côte Nord de la C.-B. à destination de l’Alaska sont des expéditions de GPL à bord du traversier ferroviaire Aquatrain du CN jusqu’à Whittier, en Alaska Note de bas de page 42. D’après les données relatives au Port de Prince Rupert, en 2015, 8 275 tonnes de GPL ont été expédiées par ce traversier, parallèlement à des « produits chimiques » et des « marchandises diverses ». Nous croyons savoir que ces expéditions ne comportent pas d’autres produits pétroliers (en dehors du propane liquéfié)Note de bas de page 43.

La Figure 3-4 résume les produits pétroliers chargés au Port de Vancouver et destinés à l’Alaska, qui est l’origine dominante des produits pétroliers destinés à l’Alaska en provenance de la C.-B. Comme l’indique cette figure, il y a des expéditions d’essence, d’huiles et graisses (y compris le diesel) et de carburant aviation. Les données incitent également à penser qu’il y a parfois des expéditions de pétrole brut entre le Port de Vancouver et l’Alaska.

Figure 3-4 : Expéditions maritimes de produits pétroliers depuis Port Metro Vancouver jusqu’à l’Alaska, 2008-2011 (tonnes)
Produit 2008 2009 2010 2011

Source : Analyse par CPCS des données OD sur le transport maritime de Statistique Canada.

17100 Essence 11 786 17 699 52 527 23 324
18000 Mazouts 56 446 170 548 177 122 79 246
17200 Carburéacteur (types A et B) 1 877 21 259 31 509 17 922
16000 Huiles brutes de pétrole ou de minéraux bitumineux 0 0 0 26 726

3.3.2 Flux entre d’autres régions et l’Alaska

Il existe un secteur du raffinage solidement établi dans le centre Sud de l’Alaska, même si sa production ne suffit pas à subvenir à tous les besoins de cet État. Comme nous l’avons vu plus haut, les collectivités de la région d’Anchorage sont dans une large mesure approvisionnées par la production locale moyennant des suppléments de produits pétroliers en provenance d’Asie, des États-Unis continentaux et du Canada. Les collectivités du Sud-Est de l’Alaska ne reçoivent pas de produits transbordés en provenance d’Anchorage. En revanche, elles reçoivent des produits transportés par des remorqueurs-chalands intégrés pouvant atteindre 10 millions de litres (environ 8 000 tonnes selon le mélange de produits) qui arrivent directement de Vancouver et des États-Unis continentaux.

Les consultations incitent à penser que les produits pétroliers transportés par navire entre l’Alaska et le Canada et les États-Unis continentaux empruntent les eaux canadiennes. La Figure 3-5 résume les produits pétroliers raffinés provenant des États-Unis continentauxNote de bas de page 44 et du Canada en milliers de tonnes qui arrivent en Alaska, d’après les données de l’US Army Corps of Engineers, Waterborne Commerce in the United States (WCUS). Comme on peut le constater, les produits dominants destinés à l’Alaska en provenance du Canada et des États-Unis continentaux sont l’essence et le mazout distillé (p. ex. le diesel)Note de bas de page 45.

Figure 3-5 : Importations par l’Alaska de produits pétroliers raffinés, 2014 (tonnes)
  Origine canadienne Origine É.-U. Total

Source : Analyse par CPCS de l’US Army Corp of Engineers, Waterborne Commerce of the United States.

Essence 71 000 1 069 000 1 140 000
Mazout léger 106 000 603 000 709 000
Mazout résiduel 0 47 000 47 000
Huiles lubrifiantes et graisses 0 7 000 7 000
Gaz naturel liquide 4 000 1 000 5 000
Kérosène 2 000 0 2 000
Produits pétroliers non classés ailleurs 0 1 000 1 000

Sur les totaux ci-dessus, environ 195 000 tonnes d’essence et 262 000 tonnes de mazout sont destinées aux collectivités suivantes du Sud-Est de l’Alaska : Ketchikan, Juneau, Craig et Skagway. Si l’on utilise une densité de produit de respectivement 0,73 kg/L et de 0,84 kg/L pour l’essence et le carburant diesel, cela équivaut à environ 270 millions et 310 millions de litres de produit. Une étude préalable sur les mouvements des navires dans le Sud-Est de l’Alaska révèle qu’il y a en général 24 navires par an qui approvisionnent ces collectivités du Sud-EstNote de bas de page 46.

Les intervenants ont déclaré que la région d’Anchorage est essentiellement desservie par les raffineries existantes dans le centre Sud de l’Alaska, moyennant certaines importations d’Asie, de Vancouver et de la côte Nord-Ouest du Pacifique. Un rapport publié en 2016 fait observer qu’Anchorage reçoit d’importantes quantités de kérosène, qui provient d’une raffinerie située à Richmond, en Californie, et qui est ensuite distribué dans tout l’ÉtatNote de bas de page 47. À cette fin, les données sur les flux des produits incitent à croire qu’environ 484 000 et 222 000 tonnes d’essence sont livrées respectivement à Anchorage et NikishkaNote de bas de page 48. Il se peut qu’une partie de ce volume soit manutentionné par des remorqueurs et des remorqueurs-chalands intégrés; nous n’avons pas pu confirmer que ces expéditions longent la côte de la C.-B.

Annexe A : Cartes des sites aquacoles sur la côte de la C.-B.

Les figures qui suivent illustrent l’emplacement des sites aquacoles le long de la côte de la C.-B., en date de 2014.

Figure A-1 : Sites aquacoles de poissons à nageoires (en date de 2014)

Figure A-2 : Sites de conchyliculture en C.-B. (en date de 2014)

Figure A-3 : Sites aquacoles en eau douce/à terre en C.-B. (en date de 2014)

Annexe B : Abréviations/acronymes

Alb.
Alberta
RCA
Remorqueurs-chalands articulés
AvGas
Essence aviation
C.-B.
Colombie-Britannique
CN
Compagnie des chemins de fer nationaux du Canada
WCUS
Commerce maritime des États-Unis
TPL
Tonnes de port en lourd
FLNG
Unité flottante de gaz naturel liquéfié
FLSO
Unité flottante de stockage, de déchargement et de liquéfaction
TJB
Tonnage de jauge brute
kg/l
Kilogrammes par litre
Km
Kilomètre
GNL
Gaz naturel liquéfié
GPL
Gaz propane liquide
MT
Millions de tonnes
ONE
Office national de l’énergie
OD
Origine-destination
CTBT
Classification type des biens transportés
DFTS
Diesel à très faible teneur en soufre
É.-U.
États-Unis
TGTB
Très gros transporteur de brut

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