Contenu du rapport
Aperçu du marché
Les raffineries de pétrole du Canada contribuent à un marché en aval qui a rapporté 79,80 milliards USD en 2025 et devrait atteindre environ 95,70 milliards USD d’ici 2032, avec un TCAC de 2,70 % entre 2026 et 2032. Une demande intérieure soutenue de carburant, des écarts de prix du brut favorables et un rebond des exportations transpacifiques soutiennent cette trajectoire ascendante.
Capturer le pool de valeur émergent nécessite une concentration constante sur l'évolutivité pour optimiser les marges unitaires, une localisation rigoureuse des chaînes d'approvisionnement pour amortir les chocs géopolitiques et une intégration technologique approfondie couvrant des contrôles de processus avancés, des analyses prédictives et des systèmes de capture du carbone. Parallèlement, des politiques de décarbonation plus strictes, la qualité volatile des matières premières et l’électrification accélérée des transports obligent les raffineurs à accroître la flexibilité de l’alimentation, à co-traiter les biobruts et à intégrer des unités pétrochimiques pour une production à plus forte valeur ajoutée.
Ces tendances convergentes élargissent l’horizon stratégique, invitant les mini-raffineries modulaires dans les provinces reculées tout en poussant les majors intégrées vers des pôles de transition multi-énergies. Le rapport suivant constitue un outil stratégique indispensable, guidant les dirigeants et les investisseurs dans les décisions critiques de déploiement de capitaux, les structures de partenariat et les manœuvres concurrentielles nécessaires pour naviguer dans le paysage du raffinage en évolution rapide du Canada.
Chronologie de la croissance du marché (Milliards de dollars)
Source: Informations secondaires et équipe de recherche ReportMines - 2026
Segmentation du marché
L’analyse du marché canadien des raffineries de pétrole a été structurée et segmentée en fonction du type, de l’application, de la région géographique et des principaux concurrents afin de fournir une vue complète du paysage de l’industrie.
Application produit clé couverte
Types de produits clés couverts
Principales entreprises couvertes
Par Type
Le marché mondial des raffineries de pétrole canadiennes est principalement segmenté en plusieurs types clés, chacun conçu pour répondre à des demandes opérationnelles et à des critères de performance spécifiques.
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Essence:
L'essence demeure la production la plus influente commercialement des raffineries canadiennes, représentant une part importante des volumes totaux de produits livrés aux stations nationales et aux terminaux d'exportation. Sa position bien établie est protégée par des niveaux stables de possession de véhicules et un vaste réseau de distribution de détail qui s’étend sur les principaux corridors de transport du pays.
Un avantage concurrentiel découle des investissements d'optimisation des processus qui ont porté l'efficacité moyenne du craquage catalytique à environ 92 pour cent, réduisant ainsi les coûts de conversion par baril jusqu'à 5 pour cent au cours des cinq dernières années. Cette efficacité, associée à des mises à niveau continues pour répondre aux normes de niveau 3 en matière de soufre, maintient les marges sur l'essence résilientes même si l'adoption des véhicules électriques se développe.
Le catalyseur immédiat de la croissance vient de l’augmentation de la mobilité post-pandémique et du rebond du trafic de marchandises transfrontalier, qui stimulent la demande de mélanges à indice d’octane plus élevé. Les raffineurs donnent donc la priorité aux projets de désengorgement qui peuvent augmenter la capacité de production d’essence d’environ 40 000 barils par jour dans les installations clés d’ici 2026.
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Diesel et gasoil :
Le diesel et le gasoil forment collectivement l’épine dorsale des opérations de transport lourd, agricoles et minières au Canada, positionnant ce segment comme un stabilisateur de revenus essentiel pour les exploitants de raffineries. Même en période de ralentissement économique, la demande de véhicules tout-terrain atténue la volatilité des volumes de carburant pour passagers.
Les améliorations apportées aux hydrocraqueurs ont amélioré la qualité du cétane, permettant aux raffineurs d'obtenir des prix plus élevés tout en réduisant la teneur en soufre à moins de 15 ppm. Cette différenciation technologique entraîne une augmentation moyenne de la marge d'environ 1,10 CAD par baril par rapport aux anciens flux de diesel.
Les politiques de décarbonation exigeant des taux de mélange de diesel renouvelable plus élevés encouragent les modernisations du co-traitement. Ces initiatives, qui devraient augmenter l’approvisionnement en diesel conforme de 260 millions de litres par an, constituent le principal accélérateur de croissance au cours des trois prochaines années.
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Carburéacteur et carburéacteur :
Les volumes de carburéacteur se sont fortement contractés en 2020, mais ont rebondi à près de 85 % des niveaux d'avant la crise, soutenus par l'augmentation du trafic de passagers via les aéroports internationaux de Toronto Pearson et de Vancouver. Cette reprise redonne au carburéacteur son rôle de niche à forte valeur ajoutée, en particulier pour les raffineries disposant d'un accès par pipeline aux principaux hubs.
Un avantage concurrentiel durable provient des configurations d'hydrotraitement qui atteignent un point de congélation inférieur à −47 °C, permettant un approvisionnement fiable aux compagnies aériennes opérant dans des climats nordiques extrêmes. Ces mesures de qualité soutiennent une prime de prix d'environ 25 CAD par mètre cube par rapport aux mélanges de kérosène standard.
Les mandats à venir pour les mélanges de carburants d'aviation durables (SAF) sont le principal catalyseur, incitant les installations de cotraitement adjacentes aux raffineries qui pourraient augmenter la production de SAF à 2 % des volumes totaux d'avions à réaction d'ici 2027. Ce changement devrait garantir des contrats à long terme avec les compagnies nationales cherchant à réduire les émissions sur le cycle de vie.
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Fioul lourd et fioul marin :
Le mazout lourd détient une part plus restreinte, mais stratégiquement importante, des raffineries, desservant principalement les centres de ravitaillement maritime du Canada atlantique. Le plafond de 0,50 % de soufre de l’OMI de 2020 a remodelé ce marché, obligeant les raffineurs soit à investir dans la désulfuration, soit à se tourner vers la production de fioul à très faible teneur en soufre (VLSFO).
Les complexes canadiens équipés d'unités de cokéfaction convertissent désormais une plus grande fraction de résidus en VLSFO, atteignant un niveau de soufre moyen de 0,43 % et garantissant l'accès des exportations aux ports de la côte est des États-Unis. Cette adaptabilité limite l’érosion des marges à laquelle sont confrontés les concurrents moins équipés.
Le principal moteur de croissance est l’augmentation annuelle prévue de 3,5 % du transport maritime dans l’Arctique liée à l’expansion des projets de ressources, ce qui augmente la demande régionale de carburant de soute et renforce la valeur des flux de carburant marin conformes.
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Gaz de pétrole liquéfié :
Le gaz de pétrole liquéfié (GPL), qui comprend le propane et le butane, génère des revenus flexibles en servant à la fois les marchés du chauffage domestique et les acheteurs pétrochimiques asiatiques via les terminaux d'exportation de Prince Rupert et Ridley. Sa portée logistique a transformé le GPL d’un sous-produit à une chaîne de valeur délibérée.
Les améliorations du fractionnement ont augmenté les rendements de récupération à environ 96 pour cent, permettant aux raffineurs de monétiser des molécules précédemment torchées ou mélangées. Ce changement opérationnel a amélioré les flux de trésorerie unitaires d’environ 0,60 CAD par baril de brut traité.
L’expansion de la capacité d’exportation de la côte Ouest, qui devrait dépasser 6,5 millions de tonnes par an d’ici 2026, est le principal catalyseur du segment, garantissant une demande soutenue et des revenus nets attrayants, même dans un contexte de faiblesse des prix en Amérique du Nord.
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Naphta et matières premières pétrochimiques :
Le naphta fonctionne comme un pont stratégique entre les chaînes de valeur du raffinage et de la pétrochimie, approvisionnant les craquelins du cœur industriel de l’Alberta et de la côte américaine du golfe. Son importance est amplifiée par l’appétit mondial croissant pour les produits en polyéthylène et en polypropylène.
La compatibilité avec le vapocraqueur offre un avantage concurrentiel : le naphta léger canadien présente une teneur en paraffine supérieure à 70 pour cent, ce qui donne une production d'éthylène plus élevée et commande ainsi une prime de près de 10 USD par tonne métrique par rapport aux qualités plus lourdes.
Le principal moteur de croissance est la vague de complexes intégrés de raffinage et de pétrochimie qui pourraient augmenter la consommation nationale de naphta de 1,2 million de tonnes par an d’ici 2028, favorisant ainsi une augmentation constante des marges et réduisant la dépendance à l’égard des marchés d’exportation.
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Produits d'asphalte et de bitume :
L’asphalte et le bitume répondent à des besoins essentiels en matière d’infrastructures, les programmes provinciaux d’entretien des routes soutenant la demande. Le caractère saisonnier du segment est compensé par des contrats d’approvisionnement à long terme qui aident les raffineurs à planifier efficacement les cycles de conversion résiduels.
Un avantage notable réside dans les unités de viscoréduction améliorées qui améliorent la cohérence du niveau de pénétration tout en réduisant la consommation d'énergie de 8 % par tonne produite. Cette efficacité permet une rentabilité stable même lorsque les écarts sur le brut se resserrent.
Les engagements du gouvernement visant à accélérer la réhabilitation des autoroutes, pour un montant total de 10 milliards CAD jusqu’en 2030, constituent le principal catalyseur, se traduisant par des volumes d’exploitation prévisibles et renforçant le rôle du segment en tant que contributeur constant de revenus.
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Kérosène et fioul :
Le kérosène et le mazout restent essentiels dans les foyers éloignés et du Canada atlantique où l'infrastructure de gaz naturel est limitée. Ce marché captif offre aux raffineurs un débouché fiable lors des pics hivernaux.
Les additifs améliorant l'écoulement à basse température ont réduit les points de trouble de 3 °C, minimisant ainsi les problèmes d'écoulement à froid et réduisant les plaintes des clients d'environ 20 %. Une telle différenciation des performances garantit des taux de rétention plus élevés parmi les distributeurs de carburant.
Les rabais fédéraux destinés à soutenir la modernisation des chaudières résidentielles garantissent une dépendance continue aux combustibles liquides, tandis que la volatilité des prix de l'électricité ramène les consommateurs vers le mazout, soutenant des perspectives de croissance modérées tout au long de la période de prévision.
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Soufre et autres sous-produits de raffinage :
Le soufre, récupéré principalement à partir de la désulfuration du brut acide, alimente les chaînes d'approvisionnement en engrais et en produits chimiques industriels, transformant ainsi un passif environnemental en une source de revenus. Les raffineries canadiennes commercialisent collectivement plus de 3,2 millions de tonnes de soufre élémentaire chaque année.
Rendement amélioré des unités Claus, avec une récupération moyenne de 96 pour cent, réduction des coûts de conformité aux émissions et libération de soufre vendable supplémentaire, augmentant ainsi la rentabilité du segment. Les sous-produits secondaires tels que le coke de pétrole sont également demandés dans les fours à ciment et les procédés métallurgiques, diversifiant ainsi davantage les revenus.
Le principal catalyseur de croissance est la demande mondiale d’engrais, tirée par les initiatives de sécurité alimentaire, qui devrait augmenter les prélèvements de soufre d’environ 2,1 % par an. Cette tendance stabilise les prix et encourage un désengorgement progressif de la capacité des unités de récupération de soufre existantes.
Marché par région
Le marché mondial des raffineries de pétrole canadiennes démontre une dynamique régionale distincte, avec des performances et un potentiel de croissance variant considérablement selon les principales zones économiques du monde.
L'analyse couvrira les régions clés suivantes : Amérique du Nord, Europe, Asie-Pacifique, Japon, Corée, Chine, États-Unis.
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Amérique du Nord:
L’Amérique du Nord, menée principalement par le Canada et le Mexique, détient une part estimée à 15,00 % de l’activité mondiale des raffineries de pétrole canadiennes. La région bénéficie d’abondantes réserves de brut, de réseaux de pipelines intégrés et de terminaux d’exportation en eau profonde qui raccourcissent les routes maritimes vers les acheteurs de l’Atlantique et du Pacifique.
Alors que les installations canadiennes en Alberta et dans les provinces de l'Atlantique fonctionnent déjà presque à pleine capacité, les régions éloignées du Nord manquent encore d'unités de valorisation sophistiquées, ce qui représente un potentiel inexploité pour des raffineries modulaires à faibles émissions de carbone. Il reste essentiel de surmonter les coûts de construction élevés, les réglementations environnementales strictes et les pénuries de main-d’œuvre pour débloquer cette croissance progressive.
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Europe:
L'Europe représente environ 20,00 % du débit mondial, soutenu par des complexes sophistiqués aux Pays-Bas, en Allemagne et en Italie, spécialisés dans les produits raffinés de grande valeur. L’importance stratégique de la région réside dans ses technologies avancées d’hydrocraquage et de désulfuration, qui établissent des références environnementales adoptées dans le monde entier.
Malgré une base de revenus mature et stable, les marchés d’Europe de l’Est et les centres de ravitaillement méditerranéens offrent des opportunités d’expansion, en particulier pour l’intégration de bioraffineries et de carburants marins à faible teneur en soufre. Cependant, la hausse de la taxation du carbone et le vieillissement des infrastructures nécessitent d’importantes mises à niveau des investissements pour maintenir la compétitivité face aux nouvelles mégaraffineries asiatiques.
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Asie-Pacifique :
La région Asie-Pacifique au sens large, à l'exclusion du Japon, de la Corée et de la Chine, représente environ 18,00 % de la valeur du marché mondial. L’Australie, l’Inde et les pays d’Asie du Sud-Est stimulent la demande grâce à une croissance démographique rapide, à l’urbanisation et à une consommation pétrochimique croissante.
Stratégiquement situés le long des principales voies de navigation, ces pays attirent les investissements dans des complexes orientés vers l'exportation conçus pour alimenter les marchés nationaux et internationaux. Un potentiel inexploité existe dans les îles périphériques de l’Indonésie et dans les États intérieurs de l’Inde, mais des cadres réglementaires incohérents et des goulots d’étranglement logistiques continuent d’entraver un déploiement à grande échelle.
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Japon:
Le Japon représente environ 8,00 % des revenus mondiaux des raffineries de pétrole canadiennes. Ses raffineries sont parmi les plus avancées technologiquement, mettant l'accent sur les lubrifiants à marge élevée, les produits pétrochimiques et les carburants à faible teneur en soufre pour soutenir un marché intérieur qui valorise la qualité et le respect de l'environnement.
Cependant, le vieillissement de la population et les gains d'efficacité freinent la demande interne de carburant, ce qui incite des opérateurs tels que JX Nippon et Idemitsu à explorer des partenariats transfrontaliers et une diversification vers les carburants synthétiques. Les opportunités résident dans la conversion des capacités inutilisées en carburant d’aviation durable, mais les prix élevés de l’électricité et le risque sismique augmentent les coûts du projet.
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Corée:
La Corée du Sud détient une part estimée à 6,00 %, portée par des acteurs compétitifs à l'échelle mondiale regroupés autour d'Ulsan et de Yeosu. L’emplacement stratégique du pays entre la Chine et l’Asie du Sud-Est lui permet de servir de plaque tournante de transbordement et de mélange pour les flux de brut canadien.
La demande provenant de la fabrication pétrochimique et du ravitaillement maritime soutient une croissance régulière, mais les marges des raffineries restent vulnérables à la volatilité des spreads de naphta. L’investissement dans le captage du carbone et l’hydrogène vert constitue une voie significative pour améliorer la rentabilité à long terme, à condition que les incitations politiques compensent l’intensité capitalistique.
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Chine:
La Chine représente environ 25,00 % de la taille du marché mondial, ce qui en fait le plus grand contributeur à l’expansion de l’industrie. Les provinces côtières telles que le Guangdong, le Zhejiang et le Shandong exploitent d’immenses grappes intégrées qui convertissent le brut lourd canadien importé en carburants de transport et en oléfines.
Malgré une taille impressionnante, les centres de consommation intérieurs du Sichuan et du Shaanxi restent mal desservis, ce qui laisse place à des pipelines et des séparateurs de condensats supplémentaires. Les principaux défis comprennent l’alignement sur le renforcement des normes d’émission et la gestion des incertitudes géopolitiques en matière d’approvisionnement, mais les programmes de relance nationaux continuent de générer des ajouts de capacité à deux chiffres.
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USA:
Les États-Unis captent près de 8,00 % des revenus totaux du marché canadien des raffineries de pétrole, soutenus par des raffineries de la côte du Golfe configurées pour traiter les bruts lourds et synthétiques canadiens. La proximité offre des avantages en termes de coûts et la flexibilité nécessaire pour mélanger diverses matières premières pour l’exportation de diesel et de carburéacteur.
Bien que le marché soit mature, la croissance provient de la modernisation des moteurs diesel renouvelables et de l'intégration pétrochimique le long du corridor Texas-Louisiane. L’incertitude réglementaire autour de la tarification du carbone et l’opposition des communautés aux nouveaux projets constituent des obstacles, mais les incitations fédérales en faveur des carburants à faible teneur en carbone et du captage du carbone atténuent certains risques d’investissement.
Marché par entreprise
Le marché canadien des raffineries de pétrole se caractérise par une concurrence intense , avec un mélange de leaders établis et de challengers innovants qui conduisent l'évolution technologique et stratégique.
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Suncor Énergie Inc. :
Suncor exploite le plus grand réseau intégré amont-aval au pays , ce qui lui confère une sécurité inégalée en matière de matières premières. Ses raffineries d'Edmonton et de Sarnia fonctionnent régulièrement à des taux d'utilisation supérieurs à 90 %, ce qui permet à l'entreprise de réaliser des économies d'échelle que peu de concurrents nationaux peuvent reproduire.
Pour 2025, le segment aval devrait générer 16,80 milliards CAD en revenus liés au raffinage , égal à une position dominante 21,05 % part de la valeur du débit national. Cette échelle positionne Suncor comme le principal fournisseur de carburéacteur à Toronto Pearson et de diesel dans l'Ouest canadien , renforçant ainsi son influence sur les tarifs logistiques des pipelines et des chemins de fer.
La différenciation concurrentielle de l’entreprise découle des améliorations continues des unités de cokéfaction qui améliorent la flexibilité du brut synthétique , ainsi que d’une transition précoce vers des contrôles de processus jumeaux numériques qui réduisent l’intensité énergétique. Ensemble , ces atouts soutiennent des marges de trésorerie résilientes , même lorsque les rabais sur le brut Edmonton Par se rétrécissent.
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Compagnie Pétrolière Impériale Limitée :
L'Impériale exploite sa production des sables bitumineux de Kearl et sa participation majoritaire dans ExxonMobil pour garantir une technologie de raffinage exclusive et une discipline financière. Le complexe de Strathcona est la plus grande raffinerie du Canada , ce qui confère à l’Impériale une exposition importante aux marchés d’exportation du Pacifique grâce à l’expansion du pipeline Trans Mountain.
Objectifs de gestion 13,50 milliards CAD en 2025 des revenus des raffineries , ce qui se traduira par une 16,91 % part de marché. Ces chiffres confirment le statut de l’Impériale comme deuxième acteur en importance , avec des marges soutenues par une coproduction pétrochimique intégrée.
Stratégiquement , les investissements de l’Impériale dans la désulfuration du mazout à faible teneur en soufre anticipent les réglementations maritimes de l’OMI , ce qui lui permet d’obtenir des primes dans le centre de ravitaillement de Vancouver. À long terme , le projet pilote de captage du carbone de l’entreprise à Cold Lake pourrait introduire de l’hydrogène bleu dans ses opérations de raffinage , réduisant ainsi les émissions de portée 1 et donnant droit à des crédits d’impôt fédéraux.
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Irving Pétrolière Limitée :
La raffinerie Irving de Saint John , au Nouveau-Brunswick , est la plus grande de l’est du Canada et le principal fournisseur d’essence et de diesel des provinces de l’Atlantique ainsi que du nord-est des États-Unis. Sa proximité géographique avec les côtes offre un débouché à l’exportation qui amortit les fluctuations de la demande intérieure.
En 2025, Irving devrait afficher 9,20 milliards CAD en revenus tirés des raffineries , égal à 11,53 % du marché national. Le réseau de vente au détail captif de l’entreprise , composé de plus de neuf cents stations à travers le Canada atlantique et la Nouvelle-Angleterre , garantit un approvisionnement assuré , supportant des taux d’utilisation élevés.
L’avantage concurrentiel d’Irving réside dans son unité Flexicoking et son terminal maritime en eau profonde , qui permettent un approvisionnement rentable en bruts lourds latino-américains à prix réduit tout en exportant des distillats de plus grande valeur. Son intégration avancée dans le ravitaillement maritime le positionne favorablement pour l’essor attendu des carburants maritimes à faible teneur en carbone.
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Shell Canada Limitée :
Shell Canada est passée de l'exploitation minière des sables bitumineux en amont à un modèle axé sur les produits raffinés , ancré dans la raffinerie et le complexe chimique de Scotford , en Alberta , qui produit 140 000 barils par jour. La configuration de l’hydrocraqueur du site permet des changements rapides d’ardoise , ce qui en fait un fournisseur d’appoint lors des pics de demande saisonniers.
Le chiffre d’affaires projeté pour 2025 s’élève à 7,80 milliards CAD , ce qui équivaut à 9,77 % de la valeur marchande des raffineries du Canada. Bien que plus petite que celle de ses pairs mondiaux , la présence locale de Shell est stratégiquement amplifiée par son intégration avec une usine de polyéthylène d’envergure mondiale.
Shell se différencie grâce à des initiatives agressives de décarbonisation , notamment le cotraitement du diesel renouvelable utilisant de l'huile de canola provenant de l'Alberta et des projets de conversion d'une raffinerie de biocarburants. Ces mesures anticipent le resserrement de la réglementation fédérale sur les carburants propres et séduisent les flottes d'entreprises cherchant à réduire leurs émissions pendant leur cycle de vie.
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Cenovus Énergie Inc. :
Cenovus , après avoir acquis les actifs canadiens en aval de Husky , exploite désormais la raffinerie de Lima d’une capacité de 80 000 barils par jour et détient une participation dans l’installation de Wood River par l’intermédiaire de sa coentreprise américaine. Au niveau national , le complexe de Lloydminster garantit une capacité de valorisation pour sa production de brut lourd.
L'entreprise vise 8,60 milliards CAD en 2025 le chiffre d'affaires du raffinage , correspondant à 10,78 % part de marché. Ce positionnement à mi-adolescence souligne l’intégration en aval à croissance rapide de Cenovus à la suite de sa fusion transformatrice.
Un avantage stratégique clé réside dans le caractère facultatif des matières premières : le mélange Western Canadian Select peut être traité parallèlement au pétrole léger de réservoirs étanches , optimisant ainsi les marges à mesure que les différentiels évoluent. Les investissements en cours dans le SAGD assisté par solvants améliorent les revenus nets en amont , renforçant indirectement l’économie des raffineries.
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Société Parkland :
Parkland exploite la raffinerie de Burnaby en Colombie-Britannique et la complète par un vaste réseau de distribution de carburant au détail et commercial. L'entreprise s'est lancée de manière agressive dans la vente au détail de proximité , transformant les stations-service en centres multi-revenus.
Avec des revenus de raffinage prévus en 2025 de 4,50 milliards CAD , Parkland s'assure un respectable 5,64 % part du marché du raffinage au Canada. Bien que plus petite que les majors intégrées , son orientation uniquement vers l'aval permet de répondre avec agilité aux modèles de demande régionale , en particulier dans le nord-ouest du Pacifique.
Stratégiquement , Parkland investit dans le cotraitement des carburants renouvelables et a annoncé des plans pour une installation autonome de diesel renouvelable à Burnaby. En concluant des contrats d'approvisionnement avec les agences de transport municipales , il convertit les engagements en matière de durabilité en sécurité d'approvisionnement à long terme.
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Coopératives fédérées limitée :
Par l'intermédiaire de son complexe de raffinerie coopérative à Regina , Federated Co-operatives fournit des carburants raffinés à une fédération de plus de 160 coopératives locales dans tout l'Ouest canadien. Le modèle de distribution en boucle fermée permet une capture constante de la demande , même sur les marchés ruraux à faible marge.
La coopérative prévoit un chiffre d'affaires des raffineries en 2025 de 3,80 milliards CAD , reflétant 4,76 % de part de marché nationale. Bien que de taille modeste , le réseau de points de vente en propre garantit des flux de trésorerie stables et atténue la volatilité.
La force concurrentielle est soutenue par les récentes refontes de son craqueur catalytique fluide , permettant des rendements plus élevés de diesel à très faible teneur en soufre , vital pour les secteurs agricole et minier des Prairies. Les investissements dans les études de faisabilité sur le captage du carbone visent à aligner les membres des coopératives sur les objectifs provinciaux de réduction des émissions.
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Énergie Valero Inc. (activités au Québec) :
La raffinerie Jean-Gaulin de Valero à Lévis est la principale source d’essence et de carburéacteur du Québec , approvisionnant l’aéroport Trudeau de Montréal et les principaux pipelines de la côte Est. Son emplacement sur le fleuve Saint-Laurent facilite l’accès aux cargaisons de brut de la côte américaine du Golfe , améliorant ainsi la diversité des matières premières.
Pour 2025, la branche canadienne de Valero devrait gagner 6,00 milliards CAD , ce qui équivaut à 7,52 % du marché intérieur du raffinage. Cette position de niveau intermédiaire offre une échelle suffisante pour négocier des contrats à terme favorables sur le brut sans le fardeau financier d'une distribution à l'échelle nationale.
Stratégiquement , Valero exploite les recettes exclusives de mélange d'essence RBOB pour répondre aux normes strictes d'émissions du nord-est des États-Unis , transformant ainsi la complexité réglementaire en une majoration de prix. Les importations prévues de diesel renouvelable via son terminal du Saint-Laurent complètent la liste des raffineries et satisfont aux mandats du Québec en matière de carburant propre.
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Gibson Énergie Inc. :
Gibson est principalement connu pour le stockage intermédiaire , mais son usine de Moose Jaw raffine le brut lourd en asphalte et en distillats spéciaux. Bien que les volumes de production soient inférieurs à ceux des raffineries à grande échelle , Gibson détient un monopole de niche dans l'approvisionnement en asphalte de l'Ouest canadien.
L'entreprise prévoit un chiffre d'affaires de raffinage en 2025 de 5,00 milliards CAD , représentant 6,27 % du marché national en valeur. Ce chiffre souligne à quel point les marges élevées sur l’asphalte peuvent augmenter les revenus malgré un nombre de barils relativement modeste.
La différenciation concurrentielle de Gibson repose sur des contrats à long terme avec les ministères provinciaux des transports qui couvrent le risque de volume. De plus , la connectivité ferroviaire sur site permet une expédition directe vers les projets de chaussée du Midwest américain , diversifiant ainsi l'exposition géographique.
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Husky Oil Opérations Limitée :
Désormais une filiale de Cenovus , Husky continue d'exploiter la raffinerie de Prince George en Colombie-Britannique et l'usine de valorisation de Lloydminster. Ces actifs se concentrent sur la production de diesel à faible teneur en soufre et de brut synthétique adapté à la demande de l'Ouest canadien.
Pour 2025, les opérations de Husky devraient contribuer 4,60 milliards CAD en revenus , égal à 5,76 % part de marché. Les chiffres mettent en évidence un rôle régional solide , même si les décisions stratégiques sont désormais intégrées dans la planification plus large en aval de Cenovus.
L’usine de valorisation du pétrole lourd de Lloydminster demeure un avantage clé , qui convertit le bitume à prix réduit en brut synthétique de plus grande valeur , capturant ainsi le différentiel de hausse. Le co-traitement prévu de matières premières renouvelables pourrait transformer l’actif en un pôle diesel à faible émission de carbone , s’alignant sur les incitations fédérales en matière de carburants propres et améliorant la compétitivité à long terme.
Principales entreprises couvertes
Suncor Énergie Inc.
Compagnie Pétrolière Impériale Limitée
Irving Pétrolière Limitée
Shell Canada Limitée
Cenovus Énergie Inc.
Société Parkland
Coopératives fédérées limitée
Énergie Valero Inc. (activités au Québec)
Gibson Énergie Inc.
Husky Oil Opérations Limitée
Marché par application
Le marché mondial des raffineries de pétrole canadiennes est segmenté en plusieurs applications clés, chacune offrant des résultats opérationnels distincts pour des industries spécifiques.
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Carburants de transport :
Cette application englobe les flux d’essence et de diesel qui alimentent les véhicules de tourisme et les flottes de marchandises, ce qui en fait le principal contributeur de revenus au sein de la chaîne de valeur des raffineries. Son importance sur le marché est soulignée par le fait que les carburants de transport représentent une part substantielle du marché de 79,80 milliards CAD prévu pour 2025.
Les raffineurs justifient la poursuite de leurs investissements dans cette application par la mise à niveau des craqueurs catalytiques qui ont augmenté l'efficacité du débit d'environ 4,5 %, réduisant ainsi les coûts de production par baril et accélérant les délais de récupération à moins de trois ans. De telles améliorations réduisent directement les perturbations de la chaîne d'approvisionnement pour les distributeurs, comme en témoigne une baisse de 7 % des ruptures de stock dans les stations de vente au détail au cours des deux dernières années.
Des réglementations plus strictes en matière d’économie de carburant et le rebond de la mobilité post-pandémique sont les principaux catalyseurs de croissance, suscitant une demande constante de mélanges plus propres et à indice d’octane plus élevé. Cette dynamique soutient un pipeline de commandes sain pour les projets de désengorgement des raffineries prévus jusqu’en 2027.
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Carburants industriels et commerciaux :
Ce segment fournit du gasoil, du mazout léger et des distillats spéciaux aux installations minières, de construction et de fabrication qui nécessitent une énergie fiable sur site. Son objectif principal est d’assurer une disponibilité ininterrompue des équipements, soutenant ainsi les industries qui contribuent collectivement à une part substantielle du PIB du Canada.
La valeur opérationnelle découle des configurations d'hydrocraquage qui ont réduit la teneur en soufre à moins de 15 ppm, prolongeant ainsi la durée de vie des machines et réduisant les coûts de maintenance d'environ 6 pour cent. Les utilisateurs signalent une réduction des temps d'arrêt de près de 12 heures par mois, ce qui se traduit par des gains de productivité mesurables.
La croissance est stimulée par les retards de l’électrification industrielle et la résilience des activités d’extraction de matières premières, qui maintiennent la demande de carburant hors route à un niveau robuste même lorsque les cycles économiques plus larges s’améliorent. Les systèmes de tarification du carbone poussent également les secteurs vers des carburants à faible teneur en soufre et à haut rendement, renforçant ainsi la pertinence de cette application sur le marché.
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Chauffage résidentiel et institutionnel :
Le mazout et le kérosène livrés aux ménages ruraux, aux écoles et aux établissements de santé constituent une bouée de sauvetage essentielle dans les régions dépourvues d’infrastructures de gaz naturel. L’importance de l’application réside dans la garantie de la fiabilité thermique pendant les longues saisons froides du Canada.
L'adoption persiste car les packages d'additifs ont amélioré les performances de flux froid de 3 °C, réduisant ainsi les appels de service pour conduites obstruées de près de 20 %. Les clients parviennent à réduire leur consommation annuelle de carburant jusqu'à 8 % grâce à ces gains d'efficacité, ce qui justifie leur confiance continue dans les solutions de chauffage par liquide.
Les incitations fédérales en faveur des installations de fours à haut rendement et la volatilité des prix de l’électricité agissent comme des catalyseurs de croissance, maintenant la stabilité de la demande annuelle malgré les discours plus larges sur la décarbonisation.
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Fabrication pétrochimique et chimique :
Les matières premières de naphta et de GPL produites par les raffineries sont le pilier de la production d'éthylène, de propylène et d'ammoniac, reliant la chaîne de valeur en aval aux marchés mondiaux des plastiques et des engrais. Cette application est stratégiquement importante car elle permet des ventes de produits dérivés à marge plus élevée au-delà des produits pétroliers traditionnels.
Les complexes intégrés démontrent une amélioration de 9 % du débit lors de la colocalisation des vapocraqueurs avec des unités de raffinage, raccourcissant les cycles logistiques et augmentant le retour sur capital investi. En conséquence, la période d’amortissement de ces projets d’intégration est en moyenne d’un peu moins de cinq ans.
La demande croissante de plastiques médicaux à usage unique et les initiatives mondiales en matière de sécurité alimentaire sont les principaux catalyseurs, entraînant une consommation supplémentaire de matières premières et soutenant des accords d’achat stables à long terme.
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Production d’électricité et services publics :
Le mazout raffiné et les liquides de gaz naturel offrent des solutions d’écrêtement des pointes aux services publics provinciaux et aux micro-réseaux éloignés, garantissant ainsi la fiabilité du réseau en cas de conditions météorologiques extrêmes ou de pénurie d’hydroélectricité. La pertinence de l’application sur le marché augmente lorsque la production renouvelable est intermittente.
Le déploiement d'un fioul à faible teneur en soufre réduit les émissions de particules d'environ 38 % par rapport au fioul de soute traditionnel, permettant aux services publics de respecter les réglementations environnementales de plus en plus strictes sans nécessiter d'importantes mises à niveau d'investissement. Cela se traduit par des économies de coûts de mise en conformité opérationnelle dépassant 4 millions CAD par an pour certaines usines.
Le principal moteur de croissance est le retrait accéléré des unités au charbon, qui accroît le besoin d’une capacité thermique flexible et à croissance rapide que les combustibles liquides peuvent fournir, en particulier dans les régions du nord et les régions insulaires.
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Soutage maritime et aéronautique :
Les produits des raffineries, comme le mazout à très faible teneur en soufre et le carburéacteur, alimentent les principaux ports et aéroports du Canada, soutenant ainsi le commerce et le tourisme mondiaux. L’importance de l’application est amplifiée par le taux de croissance annuel composé prévu de 2,70 % pour l’ensemble du marché jusqu’en 2032.
L'adoption est justifiée par la qualité du produit qui répond systématiquement aux limites de soufre de l'OMI 2020 et aux normes de point de congélation de l'aviation, ce qui réduit les immobilisations de navires et les retards de vol de 11 % en moyenne. Ces améliorations de la fiabilité améliorent directement la satisfaction des clients et favorisent les contrats de carburant à long terme.
Des normes internationales d’émission plus strictes et une reprise du transport aérien de passagers constituent les principaux catalyseurs, poussant les raffineurs à accroître leur capacité de ravitaillement conforme et à investir dans des unités de co-traitement durables du carburant d’aviation.
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Asphalte et matériaux de construction :
L'asphalte de qualité routière dérivé de résidus sous vide sous-tend les programmes routiers municipaux et les projets d'infrastructure à grande échelle. Son importance sur le marché est liée aux cycles de dépenses publiques, offrant aux raffineries une source de revenus contracyclique lorsque les marges sur les carburants de transport se contractent.
Les progrès de la technologie de viscoréduction ont réduit l'apport d'énergie de 8 pour cent par tonne produite tout en offrant des niveaux de pénétration constants, réduisant ainsi les taux de rejet des entrepreneurs à moins de 2 pour cent. Ces résultats améliorent la fiabilité des fournisseurs et la confiance des entrepreneurs.
Les allocations fédérales et provinciales record pour la réhabilitation des autoroutes, totalisant 10 milliards CAD jusqu'en 2030, agissent comme le principal catalyseur de croissance, garantissant une demande soutenue d'asphalte pendant plusieurs saisons de construction.
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Fourniture de produits raffinés destinés à l’exportation :
Les raffineries canadiennes tirent parti de l’accès côtier et des pipelines transfrontaliers pour expédier leurs surplus d’essence, de diesel et de GPL vers les États-Unis, l’Amérique latine et l’Asie. Cette application capitalise sur la proximité géographique et les accords de libre-échange pour diversifier les sources de revenus.
Les expansions stratégiques du débit ont augmenté la capacité d’exportation d’environ 150 000 barils par jour depuis 2019, ce qui se traduit par environ 1,3 milliard CAD d’entrées annuelles supplémentaires en devises. De tels volumes améliorent également les taux d’utilisation des actifs, en répartissant les coûts fixes sur des bases de vente plus larges.
Les déséquilibres persistants de l’offre régionale et les écarts de change favorables constituent les principaux catalyseurs, encourageant les raffineurs à conclure des contrats d’exportation à long terme et à investir dans l’infrastructure des terminaux pour gérer les flux de produits croissants.
Applications clés couvertes
Carburants de transport
Carburants industriels et commerciaux
Chauffage résidentiel et institutionnel
Fabrication pétrochimique et chimique
Production d'électricité et services publics
Soutage maritime et aéronautique
Asphalte et matériaux de construction
Fourniture de produits raffinés destinés à l'exportation
Fusions et acquisitions
Les négociations sur le raffinage du pétrole au Canada se sont accélérées au cours des deux dernières années, alors que les producteurs, les opérateurs du secteur intermédiaire et les grandes multinationales se battent pour garantir un approvisionnement en brut avantagé, des positions d’exportation côtières et des voies à plus faibles émissions de carbone. L’incertitude accrue concernant le prix du carbone et l’élargissement des écarts entre les biens lourds et les biens légers poussent les acteurs à échanger ou à acquérir des complexes stratégiquement situés, favorisant des exclusions d’actifs ciblées qui offrent une synergie immédiate, une option logistique et une marge de décarbonation tout en facilitant le contrôle réglementaire au niveau national.
Principales transactions de fusions et acquisitions
Suncor – Trail
renforce la capacité de valorisation du brut lourd et les marges nationales.
Irving – NARL
sécurise la chaîne d’approvisionnement de l’Atlantique, élargissant la présence à l’exportation de carburant marin.
Cénovus – Participation de Lloydminster
verrouille la production d’asphalte et capture les avantages de l’intégration amont-aval.
Parc – Actifs Husky
élève les liens entre la vente au détail et le raffinage, favorisant l'utilisation et l'amélioration du marketing.
CNRL – Moose Jaw
se diversifie dans les produits spécialisés, réduisant ainsi l’exposition aux prix de référence.
Eaux de marée – PR LPG Hub
capture l’arbitrage d’exportation reliant les LGN des Prairies à l’Asie.
Fédéré – SER Solutions
ajoute une capacité de raffinage des huiles usées pour les conduites de lubrifiant circulaires.
Coquille – MTL Biofuels
accélère le développement du diesel renouvelable et du SAF au sein du site existant.
La récente vague de transactions comprime le champ concurrentiel, l’indice Herfindahl-Hirschman ayant augmenté de près de deux cents points depuis 2022. Les empreintes élargies de Suncor et de Cenovus couvrent désormais une part importante du débit de distillation national, améliorant leur pouvoir de négociation sur l’approvisionnement en matières premières et permettant un calendrier d’exécution coordonné qui désavantage les petites installations à façon.
La dynamique de valorisation a évolué en parallèle. Les multiples de transactions ont tendance à être environ neuf fois supérieurs à l'EBITDA – contre 15 il y a cinq ans – alors que les acheteurs intègrent les coûts futurs de conformité aux émissions de carbone et allouent des capitaux aux unités de co-traitement du diesel renouvelable. Les producteurs intégrés tels que CNRL peuvent toujours justifier les primes parce que l'approvisionnement en brut et les canaux de commercialisation sécurisés débloquent des synergies estimées dépassant 1,50 CAD le baril, un chiffre inaccessible aux raffineurs indépendants qui restent limités en capitaux.
Au niveau régional, le Canada atlantique a connu une activité accrue alors que les entreprises recherchent un accès en eaux profondes à la demande européenne et latino-américaine, tandis que les transactions dans l'Ouest canadien se concentrent sur la valorisation de l'abondance des matières premières des sables bitumineux. À l’avenir, les perspectives de fusions et d’acquisitions pour le marché canadien des raffineries de pétrole seront façonnées par des technologies qui réduisent les émissions de portée 1 et de portée 3.
L’intérêt pour le bio-cotraitement, les unités d’hydrogène prêtes à capturer le carbone et les plateformes d’optimisation du redressement numérique influencent déjà les primes d’appel d’offres. Les acheteurs regroupent de plus en plus les partenariats technologiques dans des feuilles de conditions, signalant que les transactions futures dépendront autant du potentiel de réduction des émissions que de l’augmentation traditionnelle des marges.
Paysage concurrentielDéveloppements stratégiques récents
Janvier 2024 –Pétrolière Impériale Ltéea confirmé un investissement stratégique de 720 millions CAD pour construire une unité de diesel renouvelable de 20 000 barils par jour à sa raffinerie de Strathcona, près d'Edmonton. Cette expansion très médiatisée diversifie les matières premières du pétrole brut au canola et au suif, renforce la gamme de produits à faible teneur en carbone de l’Impériale et fait pression sur ses concurrents pour qu’ils accélèrent l’intégration des biocarburants, remodelant rapidement les modèles d’approvisionnement des agriculteurs de l’Ouest canadien.
Mars 2024 –Huile Irvinga annoncé une expansion de 200 millions CAD à la raffinerie de Saint John, en introduisant des fours à hydrogène prêts à capturer le carbone et des contrôles de processus numériques avancés. Classée comme un investissement de modernisation, la mise à niveau est conçue pour réduire les émissions de portée 1 d'environ 700 000 tonnes par an, réduisant ainsi les coûts de conversion par baril et obligeant les concurrents de l'Atlantique à revoir les délais de décarbonation et les priorités d'allocation de capital.
Octobre 2023 –Société ParklandetSuncor Énergiea signé un accord de partenariat de co-traitement, permettant à la raffinerie de Burnaby de mélanger 5 000 barils par jour de bio-intermédiaires avec du brut conventionnel à partir de 2025. La collaboration, conçue comme une alliance stratégique, met en commun une technologie exclusive d'hydrotraitement et une logistique partagée, resserrant les approvisionnements régionaux en essence renouvelable et érodant la part de marché des carburants finis importés en Colombie-Britannique.
Analyse SWOT
Points forts :Les raffineries de pétrole canadiennes bénéficient d’un accès sécurisé à l’une des plus grandes réserves prouvées de brut au monde dans le bassin sédimentaire de l’Ouest canadien, garantissant ainsi des matières premières fiables et une visibilité de l’approvisionnement à long terme. Les raffineurs exploitent des technologies sophistiquées de valorisation et d’hydrocraquage capables de transformer des mélanges de sables bitumineux lourds en distillats de grande valeur, ce qui leur confère un avantage concurrentiel en termes de rendement par rapport à de nombreuses usines étrangères conçues pour des bruts plus légers. La proximité des États-Unis offre une connectivité immédiate par pipeline et par rail à un marché final massif, tandis que les sites côtiers de la Colombie-Britannique et du Canada atlantique offrent des routes maritimes qui diversifient les options d'exportation. Alors que ReportMines prévoit que l'industrie passera de 79,80 milliards USD en 2025 à 95,70 milliards USD d'ici 2032 avec un TCAC de 2,70 %, les économies d'échelle et les complexes pétrochimiques intégrés renforcent encore la rentabilité.
Faiblesses :Une part importante de la capacité de raffinage canadienne a été mise en service avant 1985, ce qui a entraîné des investissements de maintenance plus élevés et des pannes périodiques imprévues qui peuvent éroder les marges. La dépendance à l’égard des matières premières des sables bitumineux à forte intensité de carbone maintient l’intensité moyenne des émissions au-dessus de ses pairs de l’OCDE, exposant les opérateurs à une tarification fédérale croissante du carbone et à d’éventuels mécanismes d’ajustement aux frontières sur les marchés d’exportation. La dispersion géographique provoque des goulots d'étranglement logistiques ; les usines intérieures dépendent de réseaux de pipelines limités, tandis que les raffineries côtières sont confrontées à la concurrence des terminaux de GNL et de conteneurs pour l'espace d'amarrage. De plus, la population relativement modeste du marché intérieur limite la croissance de la demande, rendant les raffineurs vulnérables aux écarts de prix Nord-Sud et aux changements de politique américaine.
Opportunités:Les impératifs de décarbonation ouvrent des perspectives de plusieurs milliards de dollars dans le co-traitement du diesel renouvelable, l’intégration de l’hydrogène bleu et le captage, l’utilisation et le stockage du carbone, permettant aux opérateurs historiques de monétiser les programmes de crédit pour carburants à faible émission de carbone en Colombie-Britannique, en Californie et dans l’UE. Une collaboration stratégique avec les communautés autochtones peut accélérer l’approbation des projets et garantir l’accès aux terres à long terme tout en renforçant l’acceptabilité sociale. La demande croissante de carburants marins à très faible teneur en soufre le long des voies de navigation de l'Atlantique permet aux raffineries canadiennes de fournir des mélanges de soute conformes aux normes de l'Organisation maritime internationale. Le segment naissant de la valeur carbone, y compris le graphite synthétique et le carburant d’aviation durable, offre des voies d’expansion qui s’alignent sur les mandats ESG des investisseurs et diversifient les flux de trésorerie au-delà des carburants de transport conventionnels.
Menaces :L’intensification de la dynamique mondiale en faveur de l’électrification et des normes plus strictes en matière d’émissions des véhicules menacent la demande d’essence à moyen terme, risquant de bloquer des actifs optimisés pour une production à indice d’octane élevé. Les concurrents de la côte américaine du Golfe et de l'Asie continuent de mettre en service des mégaraffineries offrant des coûts d'exploitation inférieurs et une échelle supérieure, ce qui accroît la concurrence des importations dans l'Est du Canada. L’activisme croissant des autochtones et de l’environnement augmente les risques juridiques et de réputation pour les projets d’infrastructure, tandis que les incendies de forêt et les événements météorologiques extrêmes provoqués par le climat ont déjà forcé des arrêts de précaution qui perturbent les calendriers de production. Enfin, une volatilité géopolitique accrue et des régimes de sanctions peuvent déstabiliser les chaînes d’approvisionnement du brut, élargissant les écarts de prix et réduisant les spreads de crack, précisément au moment où une discipline en matière de capitaux est nécessaire pour financer les investissements de décarbonation.
Perspectives futures et prévisions
La demande mondiale de produits raffinés provenant des installations canadiennes devrait augmenter modérément, faisant passer la valeur marchande de 79,80 milliards en 2025 à 95,70 milliards d'ici 2032, soit un TCAC de 2,70 % selon ReportMines. Au cours de la prochaine décennie, le secteur passera d’un filet de sécurité national pour les producteurs de brut à une plate-forme d’exportation plus agile approvisionnant les États frontaliers des États-Unis, les centres de ravitaillement de l’Atlantique et certains acheteurs asiatiques qui apprécient la compatibilité des mélanges lourds.
Les ajouts de pipelines tels que l’agrandissement de Trans Mountain et les optimisations d’Enbridge libéreront environ 600 000 b/j de brut lourd, renforçant ainsi la sécurité des matières premières pour les sites côtiers. Pourtant, la réduction des écarts entre les produits légers et les produits lourds à mesure que les approvisionnements vénézuéliens reviennent pourrait éroder les avantages en termes de coûts. La pénétration croissante des véhicules électriques limite la demande intérieure d’essence, poussant les raffineurs à maximiser leurs marges d’exportation et à affiner le mélange de brut pour maintenir l’utilisation près du seuil de 90 %.
Les capitaux seront dirigés vers des unités diesel renouvelables, des trains de co-traitement et des reformeurs à hydrogène bleu capables de réduire les émissions de portée 1 d'environ trente pour cent. D’ici 2030, près du quart de la capacité nationale devrait traiter les bio-intermédiaires, en s’appuyant sur les projets pilotes de Strathcona et de Burnaby. Les centres de captage du carbone près d'Edmonton et de Regina, soutenus par des crédits d'impôt fédéraux, permettront aux opérateurs de monétiser le CO₂ capturé dans le cadre de la récupération assistée du pétrole tout en respectant des règles plus strictes en matière de carburants propres.
La dynamique réglementaire accentuera les écarts de coûts. Le prix fédéral du carbone, qui devrait atteindre 170 CAD la tonne en 2030, augmente les dépenses d'exploitation des unités dépourvues d'intégration de chaleur ou de services publics électrifiés. Les normes sur les carburants à faible teneur en carbone en Colombie-Britannique et les règles nationales imminentes intensifient la demande de contenu renouvelable, accordant une prime aux usines qui dépassent les mandats de mélange. Les taxes européennes proposées aux frontières sur le carbone pourraient pénaliser les exportations basées sur les sables bitumineux, accélérant ainsi la décarbonation nationale pour protéger les marges atlantiques.
La dynamique concurrentielle s’oriente vers l’échelle et la maîtrise des données. Les installations autonomes manquant de fonds pour des rénovations de plusieurs milliards de dollars pourraient être absorbées par des majors intégrées à la recherche de débouchés captifs pour le brut. Des analyses avancées et une maintenance prédictive pourraient réduire les coûts de trésorerie jusqu'à cinq pour cent, une bouée de sauvetage lorsque les propagations des fissures se resserrent. Les mégaraffineries américaines de la côte du Golfe conserveront leur influence sur les prix, mais la proximité et les accords commerciaux du Canada devraient protéger des positions de niche dans l’asphalte, le diesel à faible teneur en soufre et le carburéacteur.
Dans l’ensemble, le marché laisse présager une expansion régulière mais sélective. Les opérateurs qui intègrent le captage du carbone, se diversifient dans les biocarburants et numérisent les usines sont bien placés pour garantir la trajectoire de croissance annuelle de 2,70 % et défendre les valorisations. Les retardataires risquent des pénalités d’assurance, des coûts d’emprunt plus élevés et d’éventuelles fermetures anticipées alors que les investisseurs resserrent les critères ESG. Le capital se tourne donc vers des actifs dotés de feuilles de route de décarbonation crédibles, d’un régime alimentaire flexible et d’une logistique avantageuse, établissant une hiérarchie claire pour la conclusion des transactions jusqu’en 2033.
Table des matières
- Portée du rapport
- 1.1 Présentation du marché
- 1.2 Années considérées
- 1.3 Objectifs de la recherche
- 1.4 Méthodologie de l'étude de marché
- 1.5 Processus de recherche et source de données
- 1.6 Indicateurs économiques
- 1.7 Devise considérée
- Résumé
- 2.1 Aperçu du marché mondial
- 2.1.1 Ventes annuelles mondiales de Raffineries de pétrole canadiennes 2017-2028
- 2.1.2 Analyse mondiale actuelle et future pour Raffineries de pétrole canadiennes par région géographique, 2017, 2025 et 2032
- 2.1.3 Analyse mondiale actuelle et future pour Raffineries de pétrole canadiennes par pays/région, 2017, 2025 & 2032
- 2.2 Raffineries de pétrole canadiennes Segment par type
- Essence
- diesel et gasoil
- carburéacteur et carburéacteur
- fioul lourd et carburant marin
- gaz de pétrole liquéfié
- naphta et matières premières pétrochimiques
- produits d'asphalte et de bitume
- kérosène et fioul domestique
- soufre et autres sous-produits de raffinerie.
- 2.3 Raffineries de pétrole canadiennes Ventes par type
- 2.3.1 Part de marché des ventes mondiales Raffineries de pétrole canadiennes par type (2017-2025)
- 2.3.2 Chiffre d'affaires et part de marché mondiales par type (2017-2025)
- 2.3.3 Prix de vente mondial Raffineries de pétrole canadiennes par type (2017-2025)
- 2.4 Raffineries de pétrole canadiennes Segment par application
- Carburants de transport
- Carburants industriels et commerciaux
- Chauffage résidentiel et institutionnel
- Fabrication pétrochimique et chimique
- Production d'électricité et services publics
- Soutage maritime et aéronautique
- Asphalte et matériaux de construction
- Fourniture de produits raffinés destinés à l'exportation
- 2.5 Raffineries de pétrole canadiennes Ventes par application
- 2.5.1 Part de marché des ventes mondiales Raffineries de pétrole canadiennes par application (2020-2025)
- 2.5.2 Chiffre d'affaires et part de marché mondiales Raffineries de pétrole canadiennes par application (2017-2025)
- 2.5.3 Prix de vente mondial Raffineries de pétrole canadiennes par application (2017-2025)
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