L<\/span>\u2019accord de mise en \u0153uvre f\u00e9d\u00e9ral-albertain de mai 2026 s\u2019engage \u00e0 d\u00e9carboner le secteur industriel tout en augmentant les exportations \u00e9nerg\u00e9tiques de l\u2019Ouest canadien.<\/span><\/p>\n La pr\u00e9sente \u00e9tude examine l\u2019incidence, sur l\u2019industrie albertaine des sables bitumineux, de deux dispositions cruciales de l\u2019accord : la hausse du prix effectif minimal du cr\u00e9dit carbone \u00e0 130 $CA la tonne, et l\u2019ajout d\u2019une nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re pour le bitume. Nous \u00e9valuons l\u2019effet net sur la rentabilit\u00e9 de ces co\u00fbts carbone accrus, ainsi que la valeur future de la capacit\u00e9 d\u2019exportation accrue, pour quatre projets repr\u00e9sentatifs de sables bitumineux.<\/span><\/p>\n Les revenus publics tir\u00e9s des sables bitumineux d\u00e9pendent du prix du m\u00e9lange Western Canadian Select (WCS). Les revenus publics augmentent avec la rentabilit\u00e9 des producteurs, car les installations matures de sables bitumineux versent des redevances calcul\u00e9es sur leurs profits nets.<\/span><\/p>\n Le brut WCS se n\u00e9gocie \u00e0 rabais par rapport au brut de r\u00e9f\u00e9rence West Texas Intermediate (WTI), en raison de sa qualit\u00e9 inf\u00e9rieure et du co\u00fbt de son transport vers les march\u00e9s. La capacit\u00e9 d\u2019\u00e9vacuation en provenance du Bassin s\u00e9dimentaire de l\u2019Ouest canadien, enclav\u00e9, est historiquement le facteur le plus important et le plus volatil du diff\u00e9rentiel de prix WCS-WTI. Une nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re qui \u00e9vite le recours, pour le brut des sables bitumineux, au transport ferroviaire plus co\u00fbteux, pourrait r\u00e9duire le diff\u00e9rentiel de prix de 5 $US le baril \u00e0 long terme. Cela augmenterait les revenus et la rentabilit\u00e9 des installations de sables bitumineux.<\/span><\/p>\n Le secteur des sables bitumineux repr\u00e9sente environ le tiers des \u00e9missions totales de gaz \u00e0 effet de serre de l\u2019Alberta, ce qui en fait le secteur le plus \u00e9metteur de la province. Comme les autres grands \u00e9metteurs, les installations de sables bitumineux sont assujetties au syst\u00e8me de tarification du carbone de la province, le r\u00e8glement sur l\u2019innovation technologique et la r\u00e9duction des \u00e9missions (TIER).<\/span><\/p>\n Cette \u00e9tude porte sur l\u2019incidence de l\u2019accord de mise en \u0153uvre du protocole d\u2019entente (PE) f\u00e9d\u00e9ral-albertain sur la rentabilit\u00e9 de quatre installations qui repr\u00e9sentent ensemble le quart de la production totale de bitume des sables bitumineux. Ces installations pr\u00e9sentent des intensit\u00e9s d\u2019\u00e9missions vari\u00e9es. L\u2019installation Christina Lake de Cenovus Energy et la mine Kearl d\u2019Imperial Oil sont les meilleures de leur cat\u00e9gorie, l\u2019installation Firebag de Suncor Energy affiche une intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions interm\u00e9diaire, et l\u2019installation Cold Lake d\u2019Imperial est l\u2019une des installations affichant l\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions la plus \u00e9lev\u00e9e de la province.<\/span><\/p>\n Cette \u00e9tude, publi\u00e9e initialement en mars 2026, concluait que les gains d\u00e9coulant d\u2019une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re accrue l\u2019emportent sur la hausse des co\u00fbts carbone convenue dans le PE.<\/b> La mod\u00e9lisation effectu\u00e9e \u00e0 l\u2019\u00e9poque supposait un prix du cr\u00e9dit carbone de 130 $CA la tonne d\u2019ici 2035.<\/span><\/p>\n Depuis, le gouvernement du Canada et le gouvernement de l\u2019Alberta ont sign\u00e9 leur accord de mise en \u0153uvre, qui vise l\u2019atteinte d\u2019un prix du cr\u00e9dit de 130 $CA la tonne d\u2019ici 2040. Les co\u00fbts qui en r\u00e9sulteront pour ces installations de sables bitumineux seront donc en r\u00e9alit\u00e9 inf\u00e9rieurs \u00e0 ceux que nous avions suppos\u00e9s dans nos mod\u00e8les, et leur rentabilit\u00e9, une fois la capacit\u00e9 pipelini\u00e8re additionnelle mise en service, sera encore plus importante que ce qui est pr\u00e9sent\u00e9 ici.<\/span><\/p>\n Principales conclusions<\/span><\/b><\/p>\n 1. Les gains d\u00e9coulant d\u2019une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re accrue l\u2019emportent sur la hausse des co\u00fbts carbone convenue dans le PE.<\/span><\/b> Lorsque la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re entrera en service, la r\u00e9duction soutenue du diff\u00e9rentiel WCS-WTI qui en r\u00e9sultera augmentera la rentabilit\u00e9 par baril des installations analys\u00e9es de 30 % \u00e0 91 %, d\u00e9duction faite des co\u00fbts carbone.<\/span><\/p>\n Les co\u00fbts carbone de ces installations passeraient d\u2019une fourchette de 0,53 $CA \u00e0 2,46 $CA le baril \u00e0 une fourchette de 0,81 $CA \u00e0 3,75 $CA le baril au moment de la mise en service probable de la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re, par rapport \u00e0 un sc\u00e9nario o\u00f9 le prix industriel du carbone de l\u2019Alberta demeurerait gel\u00e9 \u00e0 95 $CA la tonne. Ces hausses de co\u00fbts sont toutefois largement compens\u00e9es par une augmentation de la rentabilit\u00e9 de plus de 10 $CA le baril dans l\u2019ensemble des installations analys\u00e9es, attribuable \u00e0 la r\u00e9duction du diff\u00e9rentiel WCS-WTI.<\/span><\/p>\n 2. La hausse de rentabilit\u00e9 d\u00e9coulant de la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re permettra \u00e0 la plupart des installations de sables bitumineux de r\u00e9cup\u00e9rer rapidement l\u2019ensemble de leurs co\u00fbts carbone additionnels. <\/span><\/b>Le gain de rentabilit\u00e9 issu d\u2019un nouveau pipeline est consid\u00e9rable : trois des quatre installations analys\u00e9es r\u00e9cup\u00e8rent l\u2019ensemble de leurs co\u00fbts TIER additionnels engag\u00e9s entre maintenant et l\u2019ouverture du pipeline en moins d\u2019un an suivant la mise en service de ce dernier. Cette r\u00e9cup\u00e9ration rapide s\u2019explique principalement par la r\u00e9duction du diff\u00e9rentiel WCS-WTI qui en r\u00e9sulte.<\/span><\/p>\n 3. La nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re accro\u00eet de fa\u00e7on marqu\u00e9e \u00e0 la fois les profits nets des installations de sables bitumineux et les revenus de redevances provinciales.<\/span><\/b> Pour les quatre installations analys\u00e9es, la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re augmente la rentabilit\u00e9 par baril et permet aux installations d\u2019accro\u00eetre leur production. Il en r\u00e9sulte une hausse nominale de 3,16 milliards $CA des profits annuels au cours des quinze ann\u00e9es suivant la mise en service de la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re r\u00e9duisant le diff\u00e9rentiel WCS-WTI, ainsi qu\u2019une hausse annuelle de 957 millions $CA des redevances provinciales.<\/b><\/span><\/p>\n R\u00c9SUM\u00c9 DES R\u00c9SULTATS<\/strong><\/p>\n Cette analyse cherche \u00e0 d\u00e9terminer si les co\u00fbts li\u00e9s \u00e0 la hausse des prix du cr\u00e9dit carbone pour les producteurs de sables bitumineux sur le march\u00e9 albertain du carbone l\u2019emportent sur les avantages d\u2019une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re accrue, en particulier l\u2019\u00e9vitement de diff\u00e9rentiels WCS-WTI structurellement plus larges. Un nouveau pipeline capable de transporter un million de barils suppl\u00e9mentaires par jour permettra aux producteurs canadiens d\u2019\u00e9viter l\u2019exp\u00e9dition du bitume par rail, un mode de transport plus co\u00fbteux. Le transport ferroviaire du p\u00e9trole a historiquement co\u00fbt\u00e9 5 $US de plus le baril que le transport par pipeline. Une nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re qui pr\u00e9vient un recours accru au rail devrait se traduire par une rentabilit\u00e9 accrue pour les entreprises.<\/span><\/p>\n Nous examinons quatre grands projets de sables bitumineux se situant \u00e0 diff\u00e9rents points du spectre des co\u00fbts d\u2019\u00e9missions, afin d\u2019\u00e9valuer l\u2019incidence potentielle, sur la rentabilit\u00e9, de la hausse des prix du cr\u00e9dit dans le cadre du syst\u00e8me d\u2019innovation technologique et de r\u00e9duction des \u00e9missions (TIER) de l\u2019Alberta. Nous constatons que, pour les installations \u00e0 faibles \u00e9missions, le gain de profit d\u00e9coulant d\u2019un diff\u00e9rentiel WCS-WTI r\u00e9duit l\u2019emporte de loin sur les co\u00fbts d\u00e9coulant de la hausse des cr\u00e9dits TIER jusqu\u2019\u00e0 130 $CA la tonne.<\/b><\/span><\/p>\n La nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re mettra vraisemblablement de six \u00e0 dix ann\u00e9es suppl\u00e9mentaires \u00e0 se concr\u00e9tiser, compte tenu des d\u00e9lais de construction. Nous constatons n\u00e9anmoins que, une fois cette nouvelle capacit\u00e9 en service, elle rehaussera suffisamment la rentabilit\u00e9 pour permettre aux installations de sables bitumineux \u00e0 faibles \u00e9missions de r\u00e9cup\u00e9rer rapidement l\u2019ensemble des co\u00fbts carbone additionnels engag\u00e9s entre maintenant et la mise en service du pipeline.<\/span><\/p>\n M\u00eame pour les installations de sables bitumineux qui font face aux co\u00fbts les plus \u00e9lev\u00e9s sous le r\u00e9gime TIER \u2014 celles qui affichent \u00e0 la fois de fortes \u00e9missions et une hausse de leurs \u00e9missions ces derni\u00e8res ann\u00e9es \u2014 le gain de rentabilit\u00e9 d\u00e9coulant d\u2019un nouveau pipeline l\u2019emporte tout de m\u00eame sur les co\u00fbts carbone anticip\u00e9s pour 2035. Cependant, les installations dont l\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions a augment\u00e9 par rapport au pass\u00e9, ou dont l\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions d\u00e9passe consid\u00e9rablement celle des installations les meilleures de leur cat\u00e9gorie, font face \u00e0 une p\u00e9riode de r\u00e9cup\u00e9ration sensiblement plus longue.<\/span><\/p>\n L\u2019am\u00e9lioration de la rentabilit\u00e9 au niveau des installations entra\u00eenera une hausse consid\u00e9rable des redevances per\u00e7ues par l\u2019Alberta ainsi que des imp\u00f4ts sur le revenu des soci\u00e9t\u00e9s vers\u00e9s aux gouvernements de l\u2019Alberta et du Canada.<\/span><\/p>\n Nous analysons quatre grandes installations de sables bitumineux : l\u2019installation Christina Lake de Cenovus Energy, la mine Kearl d\u2019Imperial Oil, l\u2019installation Cold Lake d\u2019Imperial, et l\u2019installation Firebag de Suncor Energy. Ensemble, ces installations repr\u00e9sentent environ le quart de la production totale de bitume des sables bitumineux. Ces quatre projets couvrent un large \u00e9ventail d\u2019intensit\u00e9s d\u2019\u00e9missions, allant des meilleures installations de leur cat\u00e9gorie \u00e0 Christina Lake et \u00e0 Kearl, \u00e0 une performance interm\u00e9diaire \u00e0 Firebag, jusqu\u2019\u00e0 l\u2019une des installations affichant l\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions la plus \u00e9lev\u00e9e de la province \u00e0 Cold Lake.<\/span><\/p>\n Aucun de ces projets ne devrait g\u00e9n\u00e9rer de cr\u00e9dits carbone en 2035. Notre analyse vise \u00e0 montrer l\u2019incidence sur la rentabilit\u00e9 de la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re et de la hausse des co\u00fbts carbone TIER pour les installations les plus susceptibles de supporter des co\u00fbts de conformit\u00e9 ou de d\u00e9carbonation. Bon nombre d\u2019installations de sables bitumineux[1]<\/a><\/sup> sont g\u00e9n\u00e9ratrices de cr\u00e9dits et pourraient le demeurer au cours de la prochaine d\u00e9cennie.[2]<\/a><\/sup><\/span><\/p>\n La figure 1 (ci-dessous) pr\u00e9sente la variation nette des profits par baril de chaque installation en 2035, r\u00e9sultant de la concr\u00e9tisation des engagements du PE \u00e0 construire une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re additionnelle importante et \u00e0 atteindre un prix effectif minimal du cr\u00e9dit TIER de 130 $CA la tonne. Ces r\u00e9sultats supposent que les prix du cr\u00e9dit TIER augmentent \u00e0 un rythme de 5 $CA par ann\u00e9e \u00e0 compter de 2026. Ils supposent \u00e9galement un prix du WTI de 65 $US le baril et une r\u00e9duction du diff\u00e9rentiel WCS-WTI de 18 $US \u00e0 13\u00a0$US le baril. Ces r\u00e9sultats sont pr\u00e9sent\u00e9s plus en d\u00e9tail ci-dessous.<\/span><\/p>\n Figure 1 : Croissance de la rentabilit\u00e9 de quatre projets repr\u00e9sentatifs de sables bitumineux<\/span><\/b><\/p>\n CONSID\u00c9RATIONS CL\u00c9S SUR L\u2019\u00c9CONOMIE DE L\u2019INDUSTRIE P\u00c9TROLI\u00c8RE ET LA POLITIQUE EN MATI\u00c8RE D\u2019\u00c9MISSIONS<\/strong><\/p>\n Si l\u2019industrie p\u00e9troli\u00e8re de l\u2019Ouest canadien obtient un acc\u00e8s accru \u00e0 la capacit\u00e9 d\u2019\u00e9vacuation, cela peut contribuer \u00e0 r\u00e9duire au minimum le diff\u00e9rentiel de prix WCS-WTI. Ce diff\u00e9rentiel est d\u00e9termin\u00e9 par le baril marginal, c\u2019est-\u00e0-dire le dernier baril \u00e0 trouver preneur sur le march\u00e9. Le prix de ce baril marginal fixe le prix de l\u2019ensemble des barils produits dans le Bassin s\u00e9dimentaire de l\u2019Ouest canadien (BSOC). M\u00eame de modestes insuffisances de capacit\u00e9 d\u2019\u00e9vacuation peuvent d\u00e9g\u00e9n\u00e9rer en crises aigu\u00ebs de prix en amont.<\/span><\/p>\n Parall\u00e8lement, les futurs projets pipeliniers \u2014 qu\u2019il s\u2019agisse de nouveaux pipelines ou d\u2019agrandissements \u2014 devraient \u00eatre soigneusement structur\u00e9s pour garantir qu\u2019ils contribuent \u00e0 r\u00e9duire le diff\u00e9rentiel WCS-WTI. Le projet d\u2019agrandissement du r\u00e9seau Trans Mountain a mis en lumi\u00e8re le risque que l\u2019envol\u00e9e des co\u00fbts de construction pipelini\u00e8re entra\u00eene des tarifs \u00e9lev\u00e9s qui font grimper les prix du baril marginal.<\/span><\/p>\n Certaines consid\u00e9rations li\u00e9es \u00e0 l\u2019expansion des capacit\u00e9s pipelini\u00e8res et de production en amont d\u00e9passent le cadre de la pr\u00e9sente analyse. Par exemple, l\u2019augmentation de la production n\u00e9cessaire pour combler une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re \u00e9largie pourrait exiger la mise en valeur de projets \u00e0 plus faible marge. Un diff\u00e9rentiel WCS-WTI r\u00e9duit influe diff\u00e9remment sur l\u2019\u00e9conomie d\u2019un projet que sur la rentabilit\u00e9 globale d\u2019une entreprise; certaines soci\u00e9t\u00e9s disposent de strat\u00e9gies de couverture ou de raffinage qui att\u00e9nuent ces pr\u00e9occupations. Une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re accrue vers les \u00c9tats-Unis pourrait r\u00e9duire le besoin d\u2019une capacit\u00e9 d\u2019\u00e9vacuation additionnelle vers la c\u00f4te Ouest. Notre analyse porte sur la valeur potentielle d\u2019un nouveau pipeline qui r\u00e9duirait les diff\u00e9rentiels futurs de prix WCS-WTI.<\/span><\/p>\n Des tendances mondiales d\u00e9termineront \u00e9galement l\u2019app\u00e9tit g\u00e9n\u00e9ral pour l\u2019investissement au Canada, et notre analyse est neutre quant \u00e0 la comp\u00e9titivit\u00e9 globale du Canada en mati\u00e8re d\u2019investissement par rapport \u00e0 ses concurrents. Par exemple, la comp\u00e9titivit\u00e9 globale des co\u00fbts, la rapidit\u00e9 des processus d\u2019approbation r\u00e9glementaire, les co\u00fbts r\u00e9glementaires, les politiques gouvernementales additionnelles et le profil de risque des r\u00e9serves p\u00e9troli\u00e8res canadiennes influenceront l\u2019int\u00e9r\u00eat des capitaux mondiaux envers l\u2019investissement canadien. Les prix mondiaux du p\u00e9trole influenceront \u00e9galement les d\u00e9cisions d\u2019investissement. Notre analyse cherche \u00e0 \u00e9tablir de quelle fa\u00e7on la mise en \u0153uvre du PE f\u00e9d\u00e9ral-albertain pourrait influer sur la rentabilit\u00e9 des sables bitumineux.<\/span><\/p>\n Diff\u00e9rentiels de transport<\/span><\/b><\/p>\n Si une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re insuffisante d\u00e9place le transport marginal du brut WCS vers le rail, plus co\u00fbteux, le diff\u00e9rentiel de prix WCS-WTI total \u00e0 Hardisty, en Alberta, peut atteindre 18 $US le baril.<\/span><\/p>\n Figure 2 : Diff\u00e9rentiels WCS-WTI et seuils de rentabilit\u00e9 des modes de transport<\/span><\/b><\/p>\n Dans les cas de surabondance extr\u00eame de l\u2019offre, les co\u00fbts de transport peuvent pousser le diff\u00e9rentiel au-del\u00e0 de 18 $US le baril, jusqu\u2019\u00e0 ce que les producteurs soient contraints de fermer des puits ou que le gouvernement provincial impose une limitation de la production. Dans les conditions actuelles, notre analyse suppose un diff\u00e9rentiel WCS-WTI stable, quoique \u00e9conomiquement sous-optimal, de 18 $US le baril. Nous pr\u00e9voyons qu\u2019un nouveau pipeline d\u2019un million de barils par jour permettrait d\u2019accro\u00eetre la production de sables bitumineux sans recours important au transport ferroviaire du brut, r\u00e9duisant ainsi le diff\u00e9rentiel de prix. Une analyse[3]<\/a><\/sup> du projet d\u2019agrandissement du r\u00e9seau Trans Mountain a r\u00e9v\u00e9l\u00e9 qu\u2019il avait r\u00e9duit le diff\u00e9rentiel WCS-WTI d\u2019environ 8 $US le baril. Bien que cette analyse soutienne qu\u2019un nouveau pipeline ne r\u00e9duirait pas davantage les diff\u00e9rentiels, une expansion additionnelle de la production de sables bitumineux exercerait vraisemblablement une pression renouvel\u00e9e sur les diff\u00e9rentiels, que seul un nouvel acc\u00e8s pipelinier pourrait att\u00e9nuer.<\/span><\/p>\n Tarifs<\/span><\/b><\/p>\n Les tarifs pipeliniers marginaux constituent le principal facteur d\u00e9terminant le diff\u00e9rentiel de prix g\u00e9ographique du WCS et du bitume. Les tarifs sont d\u00e9terminants non seulement pour l\u2019\u00e9conomie du projet pipelinier lui-m\u00eame, mais pour l\u2019ensemble de l\u2019\u00e9conomie de l\u2019industrie p\u00e9troli\u00e8re en amont du BSOC. La R\u00e9gie de l\u2019\u00e9nergie du Canada fixe les tarifs des pipelines interprovinciaux g\u00e9n\u00e9ralement en fonction des co\u00fbts de construction et d\u2019exploitation, ainsi que d\u2019un taux de rendement r\u00e9glement\u00e9. Les taux tarifaires ont \u00e9t\u00e9 touch\u00e9s par l\u2019envol\u00e9e des co\u00fbts de construction pipelini\u00e8re. Le cas le plus r\u00e9cent, celui du projet d\u2019agrandissement du r\u00e9seau Trans Mountain d\u2019une capacit\u00e9 de 590 000 barils, a vu sa facture bondir d\u2019un co\u00fbt initial de 5,4 milliards $CA \u00e0 environ 35 milliards $CA au moment de sa mise en service.<\/span><\/p>\n Le tarif non engag\u00e9 actuel pour exp\u00e9dier un baril de brut lourd d\u2019Edmonton jusqu\u2019au terminal Westridge, au port de Vancouver, par le pipeline Trans Mountain, s\u2019\u00e9tablit \u00e0 14,40\u00a0$CA le baril, soit plus du double du co\u00fbt de 6,60 $CA le baril pour l\u2019exp\u00e9dition d\u2019Edmonton \u00e0 Flanagan, en Illinois, sur le r\u00e9seau Mainline d\u2019Enbridge. Une fois au terminal Westridge, les barils canadiens doivent encore int\u00e9grer le co\u00fbt du transport par p\u00e9trolier jusqu\u2019\u00e0 leur destination finale; le transport vers la Chine repr\u00e9sente par exemple un co\u00fbt additionnel d\u2019au moins 3 $US le baril.<\/span><\/p>\n De plus, 80 % du d\u00e9bit actuel du r\u00e9seau Trans Mountain correspond \u00e0 des barils engag\u00e9s dans le cadre de contrats de type prendre ou payer, ce qui a initialement prot\u00e9g\u00e9 l\u2019ensemble du bassin des pressions sur les prix marginaux. La capacit\u00e9 engag\u00e9e dans le cadre de contrats prendre ou payer est utilis\u00e9e en premier, ce qui signifie que ces tarifs plus \u00e9lev\u00e9s ne p\u00e8sent pas sur la tarification marginale. Cela dit, l\u2019\u00e9conomie de l\u2019exp\u00e9dition sur le r\u00e9seau \u00e9largi de Trans Mountain exercera sans aucun doute une pression additionnelle \u00e0 la hausse sur le diff\u00e9rentiel WCS, une fois que la portion non engag\u00e9e d\u2019environ 180 000 barils du r\u00e9seau devra \u00eatre utilis\u00e9e pour \u00e9couler la production du bassin, puisque ce sont alors les tarifs plus \u00e9lev\u00e9s qui d\u00e9termineront les co\u00fbts d\u2019\u00e9vacuation marginaux.<\/span><\/p>\n Le PE f\u00e9d\u00e9ral-albertain pr\u00e9voit que la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re pour le bitume sera construite et financ\u00e9e par le secteur priv\u00e9. Les tarifs devront couvrir les co\u00fbts de construction, plus un taux de rendement proportionnel au risque \u00e9lev\u00e9 associ\u00e9 \u00e0 la r\u00e9alisation du projet, compte tenu des retards, des d\u00e9passements de co\u00fbts et des annulations qu\u2019ont connus des projets similaires. Un tarif fix\u00e9 au niveau du taux non engag\u00e9 de Trans Mountain, ou au-del\u00e0, augmenterait vraisemblablement le diff\u00e9rentiel WCS-WTI, d\u00e9valuant ainsi l\u2019ensemble des barils produits dans le bassin et \u00e9rodant la valeur de la capacit\u00e9 d\u2019\u00e9vacuation additionnelle. Notre analyse suppose que les tarifs exig\u00e9s par un nouveau pipeline n\u2019augmenteraient pas syst\u00e9matiquement le diff\u00e9rentiel WCS-WTI.<\/span><\/p>\n Redevances<\/span><\/b><\/p>\n Les redevances repr\u00e9sentent l\u2019int\u00e9r\u00eat financier le plus direct des Albertains dans la valeur tir\u00e9e du bitume produit \u00e0 partir des sables bitumineux. Au cours de la derni\u00e8re demi-d\u00e9cennie, les redevances ont consid\u00e9rablement augment\u00e9 en raison d\u2019une combinaison de facteurs : la hausse des prix du p\u00e9trole, l\u2019am\u00e9lioration du diff\u00e9rentiel WCS gr\u00e2ce \u00e0 l\u2019accroissement de la capacit\u00e9 pipelini\u00e8re, et l\u2019obligation pour les projets de verser des taux de redevance plus \u00e9lev\u00e9s \u00e0 mesure qu\u2019ils r\u00e9cup\u00e8rent leurs co\u00fbts en capital. Les redevances tir\u00e9es des sables bitumineux ont bondi \u00e0 plus de 17 milliards $CA en 2025, comparativement \u00e0 950 millions $CA en 2006.<\/span><\/p>\n Les projets de sables bitumineux qui n\u2019ont pas encore r\u00e9cup\u00e9r\u00e9 leurs co\u00fbts en capital sont dits en phase \u00ab pr\u00e9alable au recouvrement du capital \u00bb, et versent des redevances \u00e0 un taux de 1 % des revenus bruts lorsque le prix du WTI se situe jusqu\u2019\u00e0 55 $CA le baril. Ce taux de redevance grimpe jusqu\u2019\u00e0 un maximum de 9 % des revenus bruts \u00e0 mesure que le prix du WTI augmente jusqu\u2019\u00e0 120 $CA le baril. Un projet \u00ab post\u00e9rieur au recouvrement du capital \u00bb a r\u00e9cup\u00e9r\u00e9 ses co\u00fbts en capital et verse le plus \u00e9lev\u00e9 des deux montants suivants : le calcul de redevance applicable \u00e0 la phase pr\u00e9alable, ou entre 25 % et 40 % des revenus nets, ce taux augmentant lui aussi \u00e0 mesure que le prix du WTI passe de 55 $CA \u00e0 120 $CA le baril (voir la figure 3).<\/span><\/p>\n Une installation \u00e9tablie de longue date et hautement rentable, comme Christina Lake de Cenovus Energy, se trouve maintenant dans la phase post\u00e9rieure au recouvrement du capital, tandis que la mine de sables bitumineux Kearl d\u2019Imperial Oil, plus r\u00e9cente et ayant n\u00e9cessit\u00e9 un investissement initial tr\u00e8s \u00e9lev\u00e9, est toujours en train de r\u00e9cup\u00e9rer son investissement initial et se trouve dans la phase pr\u00e9alable au recouvrement du capital.<\/span><\/p>\n Figure 3 : Taux de redevance sur les sables bitumineux de l\u2019Alberta<\/span><\/b><\/p>\n Ces derni\u00e8res ann\u00e9es, de nombreux projets de sables bitumineux sont pass\u00e9s au statut post\u00e9rieur au recouvrement du capital, ce qui explique la manne de redevances observ\u00e9e en Alberta depuis 2022. Par cons\u00e9quent, la sensibilit\u00e9 budg\u00e9taire de l\u2019Alberta aux variations des prix du p\u00e9trole brut et des diff\u00e9rentiels WCS est aujourd\u2019hui beaucoup plus \u00e9lev\u00e9e qu\u2019au moment de la crise d\u2019\u00e9vacuation de 2018. Les Albertains profitent proportionnellement davantage des hausses de prix pour les projets post\u00e9rieurs au recouvrement du capital et, \u00e0 l\u2019inverse, subissent des baisses plus importantes de revenus publics lorsque les prix du p\u00e9trole chutent ou que les diff\u00e9rentiels WCS-WTI s\u2019\u00e9largissent. L\u2019incidence d\u2019une hausse du diff\u00e9rentiel WCS-WTI sur les redevances vers\u00e9es par un projet rentable post\u00e9rieur au recouvrement du capital est beaucoup plus grande en termes absolus que ne l\u2019aurait \u00e9t\u00e9 l\u2019incidence sur ce m\u00eame projet durant sa phase pr\u00e9alable au recouvrement du capital, alors qu\u2019il versait un taux de redevance beaucoup plus faible.[4]<\/a><\/sup><\/span><\/p>\n \u00c9missions des sables bitumineux albertains<\/span><\/b><\/p>\n Le secteur des sables bitumineux a repr\u00e9sent\u00e9 un peu moins de 33 % des \u00e9missions totales de l\u2019Alberta[5]<\/a><\/sup> en 2023, ce qui en fait le secteur le plus \u00e9metteur de la province. En Alberta, les \u00e9missions des sables bitumineux et des autres grandes sources industrielles sont r\u00e9glement\u00e9es par une combinaison de tarification provinciale du carbone et de politiques de gestion des \u00e9missions, telles que la r\u00e9glementation sur le m\u00e9thane. La pr\u00e9sente analyse porte sur l\u2019incidence du r\u00e8glement TIER, qui s\u2019applique aux installations \u00e0 fortes \u00e9missions. Sous ce r\u00e9gime, les entreprises r\u00e9glement\u00e9es doivent respecter des cibles d\u2019\u00e9missions fond\u00e9es sur une r\u00e9f\u00e9rence. Elles peuvent r\u00e9duire directement leurs \u00e9missions, utiliser des cr\u00e9dits approuv\u00e9s pour les r\u00e9ductions, ou verser une contribution \u00e0 un fonds provincial si elles d\u00e9passent leurs cibles.<\/span><\/p>\n Sous le r\u00e9gime TIER, les grandes installations industrielles \u2014 y compris de nombreuses installations de sables bitumineux \u2014 se voient attribuer une cible d\u2019\u00e9missions annuelle fond\u00e9e sur une r\u00e9f\u00e9rence. Cette r\u00e9f\u00e9rence d\u00e9finit la quantit\u00e9 d\u2019\u00e9missions qu\u2019une installation est autoris\u00e9e \u00e0 produire par unit\u00e9 de production. Les producteurs de sables bitumineux peuvent choisir entre deux r\u00e9f\u00e9rences. La premi\u00e8re est une r\u00e9f\u00e9rence propre \u00e0 l\u2019installation (RPI), fond\u00e9e sur la performance historique de l\u2019installation elle-m\u00eame. Cette r\u00e9f\u00e9rence exige que l\u2019installation \u00e9mette moins par unit\u00e9 de production, comparativement \u00e0 sa propre performance pass\u00e9e. La seconde est la r\u00e9f\u00e9rence de haute performance (RHP), fond\u00e9e sur l\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions moyenne des 10 % d\u2019installations les plus performantes d\u2019un secteur donn\u00e9 pour un produit donn\u00e9. Cette flexibilit\u00e9 emp\u00eache que les installations \u00e0 faible intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions ne soient p\u00e9nalis\u00e9es par la m\u00e9thode habituelle de r\u00e9f\u00e9rence propre \u00e0 l\u2019installation du r\u00e9gime TIER.<\/span><\/p>\n La figure 4 (ci-dessous) compare les r\u00e9f\u00e9rences propres \u00e0 l\u2019installation estim\u00e9es et les intensit\u00e9s d\u2019\u00e9missions de 2023 pour les installations de sables bitumineux, \u00e0 partir des donn\u00e9es de 2023, illustrant l\u2019effet de cette approche ainsi que les \u00e9carts d\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions entre les projets. Fait \u00e0 noter, les RPI sont sensiblement plus \u00e9lev\u00e9es pour les installations \u00e0 plus forte intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions.<\/span><\/p>\n Figure 4 : Intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions estim\u00e9e en 2023 et r\u00e9f\u00e9rences propres \u00e0 l\u2019installation pour les installations de sables bitumineux sous le r\u00e9gime TIER[6]<\/a><\/sup><\/span><\/b><\/p>\n Estimation des \u00e9missions des installations de sables bitumineux<\/span><\/b><\/p>\n Les quatre installations de sables bitumineux que nous analysons repr\u00e9sentent un \u00e9ventail d\u2019intensit\u00e9s d\u2019\u00e9missions. D\u2019autres installations affichant des intensit\u00e9s d\u2019\u00e9missions similaires devraient conna\u00eetre des effets similaires sur leur rentabilit\u00e9 d\u00e9coulant de la mise en \u0153uvre du PE. Nous analysons deux projets \u00e0 intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions relativement faible (Christina Lake et Kearl), un projet \u00e0 intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions moyenne (Firebag), et un projet se situant dans le haut de la fourchette (Cold Lake), qui fait face \u00e0 des co\u00fbts de conformit\u00e9 \u00e9lev\u00e9s par rapport \u00e0 sa r\u00e9f\u00e9rence propre \u00e0 l\u2019installation. Un indicateur appel\u00e9 intensit\u00e9 moyenne des \u00e9missions pond\u00e9r\u00e9e par la production (IMEPP), pr\u00e9sent\u00e9 \u00e0 la figure 6, met en perspective la performance d\u2019\u00e9missions des projets en pond\u00e9rant chaque installation selon sa production.<\/span><\/p>\n Ces \u00e9carts d\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions propres \u00e0 chaque projet n\u00e9cessitent une analyse des co\u00fbts carbone propre \u00e0 chaque projet. Nous avons tir\u00e9 nos donn\u00e9es historiques sur les sables bitumineux de l\u2019analyse de l\u2019intensit\u00e9 des \u00e9missions de gaz \u00e0 effet de serre des sables bitumineux de l\u2019Alberta[7]<\/a><\/sup> du gouvernement de l\u2019Alberta. Cet ensemble de donn\u00e9es comprend les renseignements suivants pour les projets de sables bitumineux in situ et miniers de 2011 \u00e0 2023 : volumes de production mensuels et annuels, \u00e9missions, \u00e9missions de cog\u00e9n\u00e9ration, production de chaleur et d\u2019\u00e9lectricit\u00e9 (le cas \u00e9ch\u00e9ant), \u00e9missions ajust\u00e9es pour la cog\u00e9n\u00e9ration et intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions ajust\u00e9e pour la cog\u00e9n\u00e9ration.<\/span><\/p>\n Nous avons compil\u00e9 les donn\u00e9es historiques de 2013 \u00e0 2023 pour l\u2019installation Christina Lake de Cenovus Energy, l\u2019installation Firebag de Suncor, la mine Kearl d\u2019Imperial Oil et l\u2019installation Cold Lake d\u2019Imperial.[8]<\/a><\/sup> Nous avons \u00e9tabli des pr\u00e9visions pour ces installations pour les ann\u00e9es 2024 \u00e0 2035. Nous supposons une croissance annuelle de la production de 2,7 % et produisons des pr\u00e9visions pour l\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions ajust\u00e9e pour la cog\u00e9n\u00e9ration, la chaleur de cog\u00e9n\u00e9ration et l\u2019\u00e9lectricit\u00e9 de cog\u00e9n\u00e9ration.[9]<\/a><\/sup> Nous supposons que les intensit\u00e9s d\u2019\u00e9missions diminuent \u00e0 un rythme prudent de 0,5 % par ann\u00e9e.[10]<\/a><\/sup><\/span><\/p>\n Pour estimer les co\u00fbts sous le r\u00e9gime TIER de chaque projet, nous comparons les co\u00fbts calcul\u00e9s selon la RPI et selon la RHP.[11]<\/a><\/sup><\/span><\/p>\n Nous avons retenu le moindre des deux co\u00fbts pour chaque installation. Nous supposons \u00e9galement que les entreprises maximisent l\u2019utilisation des cr\u00e9dits, dans la limite permise, au prix de cr\u00e9dit pr\u00e9vu. Enfin, les entreprises peuvent d\u00e9duire leurs co\u00fbts TIER des redevances calcul\u00e9es sur les revenus nets en phase post\u00e9rieure au recouvrement du capital. Nous supposons un taux moyen estim\u00e9 de redevance post\u00e9rieure au recouvrement du capital de 33 %.<\/span><\/p>\n Il s\u2019agit d\u2019estimations prudentes des co\u00fbts carbone. Ces co\u00fbts pourraient \u00eatre inf\u00e9rieurs \u00e0 mesure que les projets r\u00e9alisent des investissements sobres en carbone au cours de la prochaine d\u00e9cennie. Nous ne tenons pas non plus compte de la g\u00e9n\u00e9ration de cr\u00e9dits qui pourrait d\u00e9couler de projets importants de r\u00e9duction des \u00e9missions dans le secteur, tels que le projet de captage du carbone Pathways de l\u2019Oil Sands Alliance.<\/span><\/p>\n Ces estimations n\u2019int\u00e8grent pas non plus l\u2019incidence potentielle du projet Pathways sur la r\u00e9duction des \u00e9missions. Les entreprises qui ne participent pas au projet verraient leurs co\u00fbts demeurer inchang\u00e9s, continuant de se conformer \u00e0 la tarification du carbone aux prix courants des cr\u00e9dits. Les entreprises participantes feraient vraisemblablement face \u00e0 des co\u00fbts carbone moindres, en optimisant l\u2019utilisation des cr\u00e9dits carbone dans l\u2019ensemble de leur portefeuille. Voir l\u2019encadr\u00e9 1 ci-dessous pour plus de d\u00e9tails sur la fa\u00e7on dont le projet Pathways pourrait influer sur la rentabilit\u00e9 des entreprises participantes.<\/span><\/p>\n R\u00c9SULTATS : LA CROISSANCE DE LA RENTABILIT\u00c9 ISSUE D\u2019UN PIPELINE L\u2019EMPORTE SUR LES CO\u00dbTS CARBONE<\/strong><\/p>\n Analyse propre \u00e0 chaque projet[12]<\/a><\/sup><\/span><\/b><\/p>\n \u00c0 l\u2019aide du mod\u00e8le financier de Commodity Context sur les activit\u00e9s des sables bitumineux albertains, qui int\u00e8gre des donn\u00e9es de redevances propres \u00e0 chaque installation, nous estimons les revenus bruts futurs, la production, les co\u00fbts, les redevances et les co\u00fbts d\u2019exploitation nets de nos quatre installations de sables bitumineux. Nous supposons que chaque installation conna\u00eet une croissance annuelle de production de 2,7 %. Une telle croissance est coh\u00e9rente avec l\u2019engagement du PE de construire une capacit\u00e9 pipelini\u00e8re additionnelle d\u2019au moins un million de barils par jour vers la c\u00f4te Ouest du Canada. Pour \u00e9tablir la hausse de rentabilit\u00e9, nous supposons qu\u2019un nouveau pipeline r\u00e9duit le diff\u00e9rentiel WCS-WTI de 18 $US \u00e0 13 $US le baril.<\/span><\/p>\n Dans les figures ci-dessous, le \u00ab profit sans PE \u00bb repr\u00e9sente la rentabilit\u00e9 en 2035 selon un sc\u00e9nario de statu quo \u2014 la tarification du carbone en Alberta demeurant gel\u00e9e \u00e0 son taux actuel de 95 $CA la tonne, aucune nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re importante, et donc un diff\u00e9rentiel WCS-WTI de 18 $US le baril. \u00c0 l\u2019inverse, le \u00ab profit avec PE \u00bb repr\u00e9sente un sc\u00e9nario o\u00f9 la mise en \u0153uvre des dispositions du PE m\u00e8ne \u00e0 la construction d\u2019une nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re, et o\u00f9 le prix des cr\u00e9dits carbone TIER atteint 130 $CA la tonne d\u2019ici 2035.<\/span><\/p>\n Cette \u00e9tude a \u00e9t\u00e9 publi\u00e9e initialement en mars 2026, avant que le gouvernement du Canada et le gouvernement de l\u2019Alberta ne signent l\u2019accord de mise en \u0153uvre. L\u2019accord sign\u00e9 en mai 2026 pr\u00e9voit que les cr\u00e9dits carbone TIER atteindront 130 $CA d\u2019ici 2040.<\/span><\/p>\n Les co\u00fbts qui en r\u00e9sulteront pour ces installations de sables bitumineux seront donc en r\u00e9alit\u00e9 inf\u00e9rieurs \u00e0 ceux que nous avions suppos\u00e9s dans nos mod\u00e8les, et leur rentabilit\u00e9, une fois la capacit\u00e9 pipelini\u00e8re additionnelle mise en service, sera encore plus importante que ce qui est pr\u00e9sent\u00e9 ici.<\/span><\/p>\n Une variation de 1 $US le baril du diff\u00e9rentiel WCS a un effet amplifi\u00e9 sur la valeur sous-jacente du bitume. Un baril de WCS se compose d\u2019environ deux tiers de bitume et d\u2019un tiers de diluant, que les producteurs de sables bitumineux doivent acheter ou produire ailleurs. Si les prix du diluant demeurent constants pendant que les prix du WCS varient, la composante bitume d\u2019un baril de WCS doit absorber 100 % de cette fluctuation de prix. La valeur du bitume augmente ou diminue d\u2019environ 1,50 $US le baril pour chaque variation de 1 $US le baril du diff\u00e9rentiel WCS-WTI.<\/span><\/p>\n Christina Lake<\/span><\/i><\/b><\/p>\n L\u2019ajout de la nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re pr\u00e9vue dans le PE se traduit par une am\u00e9lioration notable de la rentabilit\u00e9 de Christina Lake d\u2019ici 2035, m\u00eame apr\u00e8s avoir tenu compte de la hausse des redevances et des co\u00fbts de conformit\u00e9 carbone. Sans le PE, le profit s\u2019\u00e9tablit \u00e0 21,60 $CA le baril, incluant des co\u00fbts carbone TIER de 0,53 $CA le baril. Avec la mise en \u0153uvre du PE, l\u2019am\u00e9lioration de l\u2019acc\u00e8s pipelinier produit un effet important, augmentant la rentabilit\u00e9 de 31 % (6,72 $CA le baril), alors que le resserrement des diff\u00e9rentiels de prix WCS-WTI renforce le prix r\u00e9alis\u00e9 du bitume. Ce gain est partiellement compens\u00e9 par une hausse de 3,45 $CA le baril des redevances, d\u00e9coulant de la hausse des prix du WCS et des revenus nets qui augmente le taux de redevance du projet, ainsi que par une hausse de 0,28\u00a0$CA le baril des co\u00fbts carbone TIER \u00e0 un prix du cr\u00e9dit carbone de 130 $CA la tonne. Au final, le profit atteint 28,32 $CA le baril, d\u00e9montrant que l\u2019am\u00e9lioration de l\u2019acc\u00e8s au march\u00e9 compense largement la hausse des co\u00fbts carbone.<\/span><\/p>\n La capacit\u00e9 pipelini\u00e8re additionnelle n\u2019augmente pas seulement les profits par baril; elle augmente aussi les profits totaux et les redevances. Le profit net augmente d\u2019environ 473\u00a0millions $CA pour la seule ann\u00e9e 2035, par rapport \u00e0 un sc\u00e9nario sans nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re.<\/span><\/p>\n Figure 5 : Hausse de la rentabilit\u00e9 de l\u2019installation Christina Lake de Cenovus Energy en 2035 \u00e0 la suite de la mise en \u0153uvre du PE f\u00e9d\u00e9ral-albertain[13]<\/a><\/sup><\/span><\/b><\/p>\n Kearl<\/span><\/i><\/b><\/p>\n Une nouvelle capacit\u00e9 pipelini\u00e8re qui maintient le diff\u00e9rentiel WCS-WTI \u00e0 13 $CA le baril en 2035 procure \u00e9galement une hausse substantielle de rentabilit\u00e9 pour un projet comme la mine Kearl. Sans le PE, le profit s\u2019\u00e9tablit \u00e0 10,51 $CA le baril, incluant des co\u00fbts carbone TIER de 0,65 $CA le baril.[14]<\/a><\/sup> Avec le PE, la capacit\u00e9 pipelini\u00e8re additionnelle ajoute un montant important de 9,56 $CA le baril, doublant presque les marges de r\u00e9f\u00e9rence, incluant une hausse de 0,55 $CA le baril des redevances et une hausse de 0,34 $CA le baril des co\u00fbts carbone TIER.<\/span><\/p>\n Nous pr\u00e9voyons que Kearl demeurera dans sa phase pr\u00e9alable au recouvrement du capital en 2035, ce qui signifie que les hausses de revenus auront un effet plus mod\u00e9r\u00e9 sur l\u2019augmentation des redevances jusqu\u2019\u00e0 ce que le projet r\u00e9cup\u00e8re son investissement. De plus, en tant que mine, ses marges d\u2019exploitation sont plus faibles. Par cons\u00e9quent, toute hausse de revenus d\u00e9coulant de la r\u00e9duction des diff\u00e9rentiels WCS-WTI a un effet d\u00e9mesur\u00e9ment plus important sur la croissance de ses profits, comparativement aux installations plus anciennes et post\u00e9rieures au recouvrement du capital, dont les marges sont plus \u00e9lev\u00e9es. Bien que cela d\u00e9passe le cadre de la pr\u00e9sente analyse, il convient de noter que des profits plus \u00e9lev\u00e9s acc\u00e9l\u00e9reront la transition de Kearl vers un r\u00e9gime de redevance post\u00e9rieur au recouvrement du capital, ce qui se traduira par des retomb\u00e9es fiscales plus importantes pour la province.<\/span><\/p>\n Dans l\u2019ensemble, la mise en \u0153uvre du PE fait passer la rentabilit\u00e9 \u00e0 20,08 $CA le baril, soit une am\u00e9lioration d\u2019environ 91 % par rapport au sc\u00e9nario sans PE, marqu\u00e9 par l\u2019\u00e9largissement des diff\u00e9rentiels de prix WCS-WTI. Cela illustre \u00e0 quel point l\u2019am\u00e9lioration de l\u2019acc\u00e8s au march\u00e9 est particuli\u00e8rement transformatrice pour les projets \u00e0 plus faible marge comme Kearl.<\/span><\/p>\n Figure 6 : Hausse de la rentabilit\u00e9 de la mine Kearl d\u2019Imperial Oil en 2035 \u00e0 la suite de la mise en \u0153uvre du PE f\u00e9d\u00e9ral-albertain<\/span><\/b><\/p>\n Firebag<\/span><\/i><\/b><\/p>\n Pour l\u2019installation Firebag de Suncor en 2035, la capacit\u00e9 pipelini\u00e8re additionnelle ajout\u00e9e aux termes du PE produit une solide am\u00e9lioration de la rentabilit\u00e9, les gains l\u2019emportant clairement sur les co\u00fbts carbone additionnels, quoique dans une moindre mesure que pour Christina Lake de Cenovus ou la mine Kearl d\u2019Imperial. Le profit sans PE s\u2019\u00e9tablit d\u2019abord \u00e0 19,34 $CA le baril, r\u00e9duit en partie par des co\u00fbts carbone TIER de 0,89 $CA le baril. L\u2019am\u00e9lioration de l\u2019acc\u00e8s pipelinier procure une hausse de rentabilit\u00e9 de 34 % (6,54 $CA le baril), refl\u00e9tant des revenus plus \u00e9lev\u00e9s d\u00e9coulant du resserrement des diff\u00e9rentiels WCS-WTI. Ce gain est partiellement compens\u00e9 par une hausse de 3,45 $CA le baril des redevances, attribuable \u00e0 la hausse des prix du WCS et des profits plus \u00e9lev\u00e9s, ainsi que par une hausse de 0,47 $CA le baril des co\u00fbts carbone TIER. Au final, la rentabilit\u00e9 atteint 25,88\u00a0$CA le baril, d\u00e9montrant que pour les installations dont l\u2019intensit\u00e9 d\u2019\u00e9missions historique est stable et qui peuvent r\u00e9aliser des r\u00e9ductions par rapport \u00e0 leur r\u00e9f\u00e9rence propre \u00e0 l\u2019installation, l\u2019am\u00e9lioration de l\u2019acc\u00e8s au march\u00e9 demeure un moteur important de croissance des marges \u00e0 long terme, malgr\u00e9 la hausse des co\u00fbts carbone.<\/span><\/p>\n Figure 7 : Hausse de la rentabilit\u00e9 de l\u2019installation Firebag de Suncor en 2035 \u00e0 la suite de la mise en \u0153uvre du PE f\u00e9d\u00e9ral-albertain<\/span><\/b><\/p>\n ![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/09\/Figure-1-Croissance-de-la-rentabilite-de-quatre-projets-representatifs-de-sables-bitumineux.jpeg\")
<\/a><\/span><\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/09\/Figure-2-Differentiels-WCS-WTI-et-seuils-de-rentabilite-des-modes-de-transport.jpeg\"){kind=spacer}
<\/a><\/span><\/p>\n![\"\"](\"https:\/\/energyregulationquarterly.ca\/wp-content\/uploads\/2026\/09\/Figure-3-Taux-de-redevance-sur-les-sables-bitumineux-de-lAlberta.jpeg\")
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<\/a><\/span><\/p>\n