450 bus électriques roulent à Moscou . Le principal opérateur de bus de la ville, Mosgortrans , a lancé en août son nouveau bus zéro émission. Le véhicule est fabriqué par la société nationale Kamaz .

La ville est désormais fière de posséder l'une des plus grandes flottes de bus électriques au monde après la Chine.

Depuis 2018,la compagnie Kamaz a livré 334 bus électriques à Mosgortrans. Au cours de la même année,  l'opérateur moscovite Mosgortrans a fait deux commandes de 100 bus électriques aux fabricants Kamaz et GAZ . Les bus Kamaz, le modèle 6282 deuxième génération, peuvent transporter plus de 85 passagers et sont équipés de ports USB et d'une connexion Wifi. L'un de ces véhicules a été présenté par Kamaz au dernier sommet de l'UITP à Stockholm .

Dans le cadre de contrats de service, le groupe Kamaz et ses partenaires sont responsables de la fonctionnalité complète des véhicules pendant 15 ans c’est-à-dire pour l’ensemble de leur durée de vie, souligne le ministère des transports et du développement des infrastructures routières de Moscou.

En 2020, pas moins de 150 bus électriques ont été livrés à la ville de Moscou. Et selon les plans, 150 autres seront livrés d'ici la fin de l'année. Il est prévu que d' ici 2024, le nombre total de bus électriques à Moscou dépassera 2600 unités,  représentant ainsi le tiers de tous les bus du réseau de transport public de la ville. Aujourd'hui, les bus électriques circulent sur 36 itinéraires couvrant une grande partie du réseau de transport urbain de Moscou. Le nombre d'itinéraires continuera d'augmenter à mesure que de nouveaux véhicules seront livrés.

Sustainable Bus

Contribution: André H. Martel

Alors que l’on peaufine les plans de relance économique, le moment est venu d'entamer la transition vers une économie propre et prospère. 

Nous avons connu une baisse du prix du pétrole ce mois-ci due à la crainte de manquer d’espace de stockage au milieu de la pandémie actuelle. Bien que largement rapporté par les médias, ce plongeon ne dura qu’un moment et ne fut qu’une brève distraction. Les prix sont maintenant de retour au-dessus de zéro, mais les contrats à terme devraient subsister à des niveaux sans précédent.

Ce qui est important à retenir de cette chute de valeur exceptionnelle, c'est que la crise du COVID-19 a placé le secteur des combustibles fossiles dans un état si précaire qu'elle pourrait accélérer l’apogée des combustibles fossiles. C’est l'occasion de planifier une transition canadienne vers une économie verte dans le cadre de la reprise.

La crise du charbon nous a clairement démontré que les technologies propres peuvent avantageusement remplir le vide.
Avant la pandémie, la croissance de la demande de combustibles fossiles était de 1%. En outre, le prix du pétrole et du gaz avaient chuté de 5% sur le marché boursier américain, contre 15% il y a dix ans. Les sociétés pétrolières et gazières ont sous-performé sur le Dow Jones depuis environ cinq ans. Les spécialistes estiment que la demande des produits pétroliers devrait atteindre son apogée en 2023 et les investisseurs s’inquiètent de plus en plus.

La situation critique du charbon nous a démontré que suite à la baisse de la demande, les alternatives de technologies propres ont pris la relève. Conséquemment, l’industrie du charbon n’était plus rentable et donc n’était plus en mesure d’opérer. 

En plus des coûts d'extraction et de production élevés pour les carburants non conventionnels, des prix bas et une offre excédentaire dans le secteur du pétrole et du gaz minaient déjà l’industrie bien avant COVID-19. De plus, alors que les carburants conventionnels opèrent à coûts fixes, les prix des technologies propres continuent de baisser.

Ces conditions de marché déjà précaires ont été exacerbées par la récente décision de l'Arabie saoudite d'éliminer la concurrence des producteurs de pétrole non conventionnels en inondant le marché du carburant à bas coût.

La COVID-19 combinée à ces facteurs a créé une tempête parfaite dans l'industrie pétrolière et gazière, offrant l’opportunité de faire la transition verte grâce à des plans de relance économique. Pour 80% de la population mondiale qui dépend des combustibles fossiles importés, il n'y a aucun incitatif à revenir à d'anciens paradigmes. En effet, il est préférable de produire ses besoins énergétiques localement et, le cas échéant, de développer des technologies propres et de les exporter vers des marchés extérieurs. Cela ouvre la voie à la création de nouveaux emplois, par opposition à la sortie de ressources financières vers des régions restreintes du globe où les combustibles fossiles sont extraits et produits.

Le moment ne pourrait être mieux choisi pour mettre fin aux subventions aux combustibles fossiles et investir dans des technologies canadiennes propres.
 
COVID-19 et politique des pipelines

Au cœur de la pandémie de COVID-19, le 31 mars 2020, le gouvernement albertain de Jason Kenney a annoncé qu'il investirait 1,1 milliard de dollars américains en capitaux pour l'achèvement du pipeline Keystone XL. Cela s'ajoutait à une garantie de prêt de 4,2 milliards de dollars américains accordée par le gouvernement de l'Alberta au propriétaire de Keystone, TC Energy. La réponse du géant pétrolier à l'annonce de l'aide de l'Alberta a été immédiate. Il est entendu que TC Energy devrait racheter les actions du gouvernement de l'Alberta et refinancer la dette une fois que le pipeline sera mis en service.

À cause de la difficulté de financement, TC Energy avait connu des retards dans l'obtention des permis et, avant l'éclosion de COVID-19, la compagnie a dû faire face à de nombreuses protestations publiques. Le financement par effet de levier de l'Alberta a conduit TC Energy à émettre des obligations de 2 milliards de dollars le 1er avril 2020, issues par la Banque de Montréal, la Banque Royale du Canada, la Banque Scotia et la TD, la CIBC avec la Banque Nationale comme cogestionnaires, incluant le groupe BlackRock en tant que détenteur d'obligations.

Le lendemain, Citibank et JPMorgan Chase ont confirmé avoir émis une obligation de 1,25 milliard de dollars américains pour permettre à TC Energy de rembourser sa dette et financer les investissements à long terme, en collaboration avec les méga banques japonaises MUFG, Mizuho et SMBC. Liberty Mutual a complété le montage en émettant une obligation de 15,6 milliards de dollars pour assurer les risques de construction.

Pourtant, l'enthousiasme pour Keystone XL pourrait être de courte durée, puisque le projet de gazoduc a connu un autre revers judiciaire le 11 mai dernier.  Ce jour-là un juge de district fédéral américain a confirmé une décision qui a annulé le permis de la compagnie Nationwide 12 qui avait autorisé les travaux de dragage dans toutes les voies navigables américaines. Cela signifie également que de nombreux autres projets pétroliers et gaziers américains pourraient être retardés dans l'attente d'autres examens environnementaux.

Le gouvernement Trudeau a également annoncé le 31 mars dernier que, malgré la pandémie, la construction du pipeline Trans Mountain pour livrer le pétrole des sables bitumineux à la côte du Pacifique se poursuivrait comme prévu.
Se pourrait-il que la pandémie soit le moment idéal pour entreprendre la construction de ces deux pipelines de sables bitumineux alors que les manifestants sont en quarantaine?

Le déclin de l'ère des combustibles fossiles

Pour répondre aux questions sur les perspectives futures du secteur des sables bitumineux, il faut examiner les effets combinés de trois facteurs : la production de pétrole de schiste aux États-Unis qui entraine une surabondance mondiale de pétrole; l'accord de gestion de la crise pétrolière entre l'Arabie Saoudite, la Russie et les États-Unis; et l'effondrement économique provoqué par la pandémie et la baisse consécutive de la demande de pétrole.

Le récent accord conclu entre l'Arabie saoudite, la Russie et les États-Unis pour limiter la production à 10 millions de barils par jour offre une marge de manœuvre pour des ajustements progressifs dans la façon dont la production sera réduite. Néanmoins, l'accord aura peu d'impact sur le bas prix du pétrole car même une production réduite signifie toujours une production élevée si on inclut les autres producteurs. Par conséquent, les sources non conventionnelles telles que les sables bitumineux, le gaz de schiste et le pétrole offshore deviendront des dommages collatéraux.

Au début de mai, le pétrole lourd de Western Canadian Select, le plus gros flux de brut lourd du Canada, se négociait à 21,33 $ US le baril. À ce prix, la production de sables bitumineux est négative pour les flux de trésorerie.

Face à la détermination de l'Arabie saoudite de maintenir les prix du pétrole à un niveau bas, ainsi qu'à l'avènement de COVID-19, la réaction du premier ministre Kenney a été le déni et la persévérance, déclarant que la production de sables bitumineux était un service essentiel .

Bien avant l'arrivée de la pandémie et l'inondation des marchés mondiaux de pétrole bon marché par l'Arabie saoudite, les secteurs du pétrole et du gaz, et l'industrie des sables bitumineux en particulier, étaient déjà en grande difficulté.

En 2019, les cinq plus grandes sociétés pétrolières et gazières cotées en bourse ont versé 71,2 milliards de dollars américains en dividendes et rachats d'actions, tandis que les bénéfices en espèces s'élevaient à 61 milliards de dollars américains. ExxonMobil a distribué 9,9 milliards de dollars de plus aux actionnaires que ses revenus, et pour Shell, c'était 7,4 milliards de dollars de plus. Cela contraste avec 2018, lorsque les cinq grands avaient 17 milliards de dollars de liquidités de plus que ceux distribués aux actionnaires. Mais en regardant la dernière décennie dans son ensemble, l'image n'a pas été aussi brillante depuis un certain temps. De 2010 à 2019, les cinq grands ont dépensé 556 milliards de dollars américains en rachats d'actions et en dividendes avec un flux de trésorerie cumulé de 340 milliards de dollars américains, soit un manque à gagner de 216 milliards de dollars américains. La différence a été compensée par l'emprunt et la vente d'actifs.

Aujourd'hui, la vente d'actifs par les sociétés pétrolières et gazières pour obtenir du nouveau financement auprès des institutions financières semble finalement avoir atteint sa limite. BP et ExxonMobil éprouvent des difficultés à obtenir du financement. ExxonMobil prévoyait se défaire de 15 milliards de dollars d'actifs en 2020, mais cela n'a pas aidé ses perspectives de financement.

D'ici 2025, environ 200 milliards de dollars de dettes pétrolières et gazières viendront à échéance.
Pour l'industrie, le pire reste à venir: le pic pétrolier est prévu pour la décennie 2020, le dernier coup fatal à l'industrie pétrolière mondiale.

Ce pic est inévitable, car le passage massif aux véhicules électriques n'est prévu que dans quelques années et le transport routier représente un pourcentage important de la consommation de pétrole.

La transition vers les véhicules électriques est basée sur des faits concrets, qui ont conduit à une législation en Chine et dans l'Union européenne, représentant respectivement le plus grand et le troisième plus grand marché de véhicules au monde. Presque tous les constructeurs automobiles mondiaux doivent se conformer à cette nouvelle réalité et n’auront que quelques années pour effectuer cette transformation colossale.
 
Sans ces législations sur les véhicules un changement aussi rapide ne serait pas possible, car il faudra des années aux constructeurs automobiles pour récupérer leurs investissements. Cela contrastera certainement avec une marge bénéficiaire de 15 000 $ US ou plus sur certains gros VUS aux États-Unis.

La parité des prix d'achat pour les modèles de véhicules électriques et traditionnels équipés de manière comparable sera atteinte vers 2022 , ce qui rendra le coût de possession des véhicules électriques plus intéressants, car leurs coûts d'énergie et d'entretien sont inférieurs.

Le secteur des combustibles fossiles est en réduction, de plus, un rapport de Wood MacKenzie a conclu que la COVID-19 fait en sorte que 210 milliards de dollars d'investissements prévus dans le pétrole et le gaz sont désormais menacés et que probablement, 110 milliards de dollars de ces investissements seront presque certainement reportés. Les investissements engagés pourraient atteindre un minimum de 22 milliards de dollars américains.

À cause de la pandémie, les principales multinationales pétrolières et gazières auraient perdu en moyenne 45% de leur valeur depuis le début de 2020.  L'offre de pétrole dépasse la demande à un rythme historique. Le pétrole est stocké dans les navires en raison d'un manque d'espace de stockage. Le 20 avril 2020, un jour avant le début des contrats à terme de mai 2020, le prix du pétrole est tombé en dessous de zéro, car la principale plaque tournante du pétrole brut, située à Cushing, en Oklahoma, prévoyait atteindre sa pleine capacité dans les quatre semaines suivantes. La diminution de production du pétrole était alors envisagée. Avec le récent accord visant à réduire la production à 10 millions de barils par jour, il sera possible de stocker 15 millions de barils par jour. Avant l'épidémie de COVID-19, 4,4 milliards de barils du pétrole étaient déjà stocké.

La Russie a une capacité de stockage et de raffinage limitée. Avec l'effondrement du marché européen, et le fait que la Chine prévoit que ses réserves de pétrole seront au maximum le mois prochain, la Russie pourrait bientôt se retrouver avec un surplus de réserves de brut.

Quant au pétrole de schiste américain, c'est la fin. Les banques américaines se préparent à saisir les actifs des compagnies pétrolières spécialistes du schiste. Collectivement, ces sociétés ont plus de dettes que de revenus, estimés à 250 milliards de dollars américains au cours des deux dernières années. Par conséquent, les chances de survie de ces entreprises ont considérablement chuté et, dans de nombreux cas, sont inexistantes. Pour certaines institutions financières, saisir des actifs de ces institutions est préférable plutôt que de les mettre en faillite, l'idée étant que les banques peuvent conserver les actifs jusqu'à ce que les prix du pétrole augmentent.

La situation n'est pas très différente pour le pétrole offshore. Selon un article de « The Conversation », la vente de contrats de location de pétrole et de gaz du gouvernement américain pour le golfe du Mexique en mars 2020 a connu la réponse la plus faible en quatre ans. On se demande si les projets d'exploration pétrolière Husky et ExxonMobil sur les Grands Bancs de Terre-Neuve se réaliseront un jour?
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Une fois que la crise du COVID-19 sera derrière nous, il est très peu probable que les choses reviennent à la normale. Grâce aux législations en Chine et dans l'UE, il y aura de nombreux véhicules électriques à des prix compétitifs disponibles sur les marchés mondiaux. Le télétravail qui risque de devenir la norme aura un impact énorme sur la demande de pétrole liée aux banlieusards.
 
Les énergies renouvelables étant moins chères pour les deux tiers du monde et ayant représenté près des trois quarts de la capacité de production électrique nouvellement installée dans le monde en 2019, les possibilités d'investissement pour les installations de GNL et de gaz naturel avec un cycle de vie de 40 ans sont exceptionnelles.

La diminution croissante de la demande dans les secteurs des combustibles fossiles offre au Canada l'occasion d'investir dans une économie verte qui connait une diminution de coût de production de plus en plus attrayante. Cela peut être réalisé tout en diversifiant simultanément les ressources de base et en participant à la croissance des marchés verts mondiaux.

Malheureusement, les deux annonces du 31 mars concernant les pipelines par l'Alberta et l’implication du gouvernement fédéral suggèrent que le plan de relance du Canada pourrait être un retour aux vieilles habitudes qui favoriseront les éléphants blancs.

Les projets LNG Canada et Coastal GasLink en Colombie-Britannique et la proposition GNL Québec (LNG) semblent également condamnés. Non seulement le marché du gaz naturel est-il miné par les énergies renouvelables, mais il est prévu d'augmenter l'approvisionnement de ce combustible fossile en provenance d'Australie, de Russie et d'Égypte. Néanmoins, Exportation et Développement Canada fournira un prêt pouvant aller jusqu'à un $ 500 M pour le Gaslink côtier, dont la construction est en cours. Pour l'instant, le GNL Québec demeure un projet.

En Norvège, 100% des revenus pétroliers et des redevances sont versés à son fonds souverain de 1 milliard de dollars américains, le Government Pension Fund Global, qui avait été créé pour assurer le futur du pays pour l'après-pétrole. Le fonds norvégien génère des rendements positifs même avec une politique d'investissement dans une économie sobre en carbone. En revanche, l'Alberta a gaspillé son fonds souverain qui a été utilisé pour des projets partisans. Un exemple notable est la création du Centre canadien de l'énergie appartenant à l'État de l'Alberta, doté d'un budget annuel de 30 millions de dollars pour promouvoir les secteurs des combustibles fossiles de l'Alberta et invalider les allégations de campagnes nationales et étrangères contre l'industrie pétrolière et gazière canadienne.

Les sables bitumineux étaient en difficulté avant COVID-19

En 2017, lors d'une conférence de l'industrie de l'énergie à Houston, le Premier ministre Trudeau a déclaré: «Aucun pays ne trouverait 173 milliards de barils de pétrole dans le sol sans l’extraire.»

Pourtant, les signes d’effondrement du secteur des sables bitumineux sont présents depuis longtemps. La liste comprend les coûts d'extraction élevés, plus élevés que les dépenses moyennes de transport par pipeline ( en raison de la viscosité élevée du bitume et la nécessité de le mélanger avec un condensat), qualité de l' huile inférieure à la moyenne qui est riche en carbone, raffinage spécialisé coût élevé des outils qui n'existaient pas au Canada et une teneur élevée en soufre.

Depuis 2015, ExxonMobil , Shell , ConocoPhillips et Marathon Oil Corporation, Total SA et Devon Energy Corp. , Equinor , Koch Oil Sands Holdings , Cenovus et MEG Energy ont réduit ou totalement retiré leurs investissements dans les sables bitumineux. BP et Chevron envisagent également de se retirer du secteur des sables bitumineux. De plus, en février 2020, Teck Resources a aussi décidé de retirer sa proposition de projet Frontier pour le plus grand projet de sables bitumineux jamais réalisé en Alberta.

L'annonce en décembre dernier d'un plan de sauvetage fédéral de 1,6 milliard de dollars (composé principalement de prêts) pour le secteur de l'énergie de l'Alberta n'a pas modifié la situation économique. Pas plus que les réductions, en 2019, d'impôt et de redevance du gouvernement de l'Alberta.

En avril, le Premier ministre Trudeau a annoncé l'allocation de 1,7 milliard de dollars pour nettoyer les puits orphelins et abandonnés en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan dans le cadre des secours d'urgence COVID-19. Il s'agit d'une évolution positive, mais le problème est que ce fonds d'urgence ne fait pas face au plus grand défi de nettoyage de l'Alberta: les bassins de résidus des sables bitumineux. Il n'y a pas de solution connue pour les bassins de résidus, donc, le volume continue de croître.

En 2019, une estimation du nettoyage de ces étangs s'élevait à 130 milliards de dollars. Il s’agit probablement d’une sous-estimation. Les projets de sables bitumineux ont une durée de vie de 40 ans, ce qui rend presque impossible une évaluation précise des coûts en termes de dollars d'aujourd'hui. Quoi qu'il en soit, en 2018, seulement 1,6 milliard de dollars avaient été perçus par le gouvernement de l'Alberta à titre de dépôts de garantie pour la gestion des bassins de résidus. Selon les plans actuels, il est peu probable que les efforts combinés des gouvernements fédéral et albertain soient suffisants pour éponger la facture.

Économie verte, diversification de l'Alberta et solutions abondent

Les solutions pour une migration vers une économie verte sont bien connues et les objectifs de l'Accord de Paris peuvent être atteints avec les technologies propres existantes. Si le Canada peut proposer un plan de survie économique à la COVID-19 d'ici quelques semaines, il peut également tracer rapidement un plan de relance vers une économie verte.

Il n'y a jamais eu de moment plus opportun ou socialement plus acceptable pour investir dans une transition économique.
C'est l'un des pires cauchemars du premier ministre Jason Kenney; il a qualifié la transition verte de «chimérique» et a qualifié le Green New Deal de fantaisiste. Dommage qu'il ne considère pas la pause mondiale due à la COVID-19 et la guerre des prix du pétrole menée par l'Arabie saoudite comme une opportunité de diversifier l'économie de l'Alberta.

L'Alberta pourrait saisir l'occasion d'accueillir l’équivalent canadien du National Renewable Energy Laboratory américain, bâti sur un campus de 327 acres au Colorado. Cette institution compte actuellement 2 685 employés représentant 70 pays et collabore avec une longue liste d'autres installations de recherche.

Les partenariats avec le secteur privé, la recherche et les organisations à but non lucratif, ainsi que d'autres institutions gouvernementales, sont au cœur du mandat du Laboratoire national des énergies renouvelables. Les activités de recherche comprennent l'intégration des technologies propres, la fabrication de pointe, la bioénergie, le stockage d'énergie, le transport, essentiellement l'éventail complet des composants d'une économie verte.
 
Même Shell a établi un précédent pour soutenir les start-ups de technologies propres en collaboration avec NREL. Shell, qui dépense 2 milliards de dollars par an pour des acquisitions d'entreprises de technologies propres, dont de nombreuses start-ups, s'est engagée dans un partenariat avec NREL en 2018 pour établir le Shell GameChanger Accelerator. L'objectif est de fournir un incubateur qui a pour objectif de fournir aux start-ups de technologies propres la puissance financière nécessaire pour sortir ces technologies des laboratoires et les mettre en production et sur le marché.

La liste des possibilités que l'Alberta, et même le Canada, peut développer pour innover est longue, car le Canada a énormément de rattrapage à faire. Nous pouvons faire un bond en avant et créer des avantages concurrentiels en sélectionnant et en adaptant les initiatives des leaders de la transition verte tels que la Chine, l'UE, la Californie et d'autres États américains progressistes et d'autres juridictions innovantes.

Des initiatives législatives et politiques pourraient remplacer les subventions aux combustibles fossiles pour amener l'Alberta et la Saskatchewan à travailler avec d'autres provinces pour développer des programmes canadiens de technologies propres. Ce serait le projet d'édification de la nation optimal, tout en s'attaquant à l'aliénation contre les provinces de l’ouest et en favorisant un projet pancanadien. En cette crise mondiale, les gouvernements provinciaux et fédéral ont une rare occasion de réinitialiser l’ensemble de l’économie. Nous espérons qu'ils choisiront d'appuyer sur le bouton qui favorisera une économie verte.

Une analyse de :
Will Dubitsky

Ricochet Media

Contribution: André H. Martel

Contribution: André H. Martel