Sélection de l'Ouest canadien - Western Canadian Select

Le Western Canadian Select (WCS) est un mélange acide lourd de pétrole brut qui est l'un des plus importants flux de pétrole brut lourd en Amérique du Nord . Il a été établi en décembre 2004 en tant que nouveau flux de pétrole lourd par EnCana (maintenant Cenovus Energy Inc. ), Canadian Natural Resources Limited , Petro-Canada (maintenant Suncor ) et Talisman Energy Inc. (maintenant Repsol Oil & Gas Canada Inc.). Il s'agit d'un mélange de pétrole brut lourd , composé principalement de bitume mélangé à des diluants synthétiques doux et de condensats et à 21 flux existants de pétrole brut lourd conventionnel et non conventionnel de l'Alberta au grand terminal Husky Midstream General Partnership à Hardisty , en Alberta . Western Canadian Select—la référence pour les bruts lourds et acides ( TAN < 1,1)—est l'un des nombreux produits pétroliers des sables bitumineux du bassin sédimentaire de l' Ouest canadien . Husky Energy, basée à Calgary, maintenant une filiale de Cenovus, avait rejoint les quatre fondateurs initiaux en 2015;

Western Canada Select (WCS) est le « prix obtenu pour de nombreux producteurs de pétrole de l'Alberta » selon le « Tableau de bord économique » du gouvernement de l'Alberta. Le tableau de bord a indiqué que le prix du WCS était de 45,13 $ US le baril en février 2021, ce qui représente une augmentation de 65,4 % par rapport à février 2020. Le prix des autres mélanges de bruts canadiens produits localement est également basé sur le prix de l'indice de référence.

Aperçu

Le Western Canadian Select est un mélange de pétrole brut fortement acide. Il n'y a que quatre sociétés qui le produisent : Cenovus Energy , Canadian Natural Resources , Suncor Energy et Repsol . Au total, le Canada a exporté 3,2 millions de barils par jour de pétrole brut vers les États-Unis en mai 2020.

L'influence de WCS sur le marché du pétrole brut de WCS s'étend au-delà de la production de WCS par ces quatre sociétés géantes, car le prix d'autres mélanges de brut canadiens produits localement est également basé sur le prix de l'indice de référence, WCS, selon NE2, une société de courtage et société de bourse qui gère environ 38 pour cent de la production pétrolière de l'Ouest canadien.

Le calcul du prix du WCS est complexe. Étant donné que le WCS est un pétrole brut lourd de qualité inférieure et qu'il est également plus éloigné des principaux marchés pétroliers des États-Unis, son prix est calculé sur la base d'une décote par rapport à l'intermédiaire de l' ouest du Texas (WTI), un pétrole plus doux et plus léger, qui est produit dans le cœur des régions des marchés pétroliers. Le WTI est le prix de référence du pétrole en Amérique du Nord. Le prix du WTI change de jour en jour, mais le marché réel des échanges de matières premières pour le pétrole brut est basé sur les prix contractuels, et non sur un prix quotidien. La remise WCS sur un contrat à terme pour une période de deux mois est basée sur le prix moyen de tous les contrats WTI au cours du mois le plus récent avant l'accord du contrat WCS.

Lors de la pandémie de COVID-19 en avril 2020, le prix du WTI est tombé à 16,55 $ et le prix du WCS à 3,50 $ avec un différentiel de -13,05 $. Le prix du WTI était de 38,31 $ et celui du WCS de 33,97 $, avec un différentiel de -4,34 $, ce qui représente une baisse de 19% par rapport au prix du WCS en juin 2019, en raison de la pandémie de COVID-19 et de la baisse de la demande de pétrole, selon Statista . En juin, Cenovus a augmenté la production de son projet de sables bitumineux de Christina Lake pour atteindre des volumes records de 405 658 b/j lorsque le prix du WCS a « presque décuplé par rapport à avril » pour atteindre une moyenne de 33,97 $ ou 46,03 $ CA le baril (b) en juin.

En mars 2021, un projet de loi a été proposé au Congrès américain qui « renverserait une décision de l' Internal Revenue Service (IRS) des États-Unis de 2011 » selon laquelle le pétrole brut des sables bitumineux n'est pas techniquement considéré comme du pétrole brut et n'est donc pas soumis à une taxe d'accise. cela entraînerait une taxe sur le WCS qui pourrait coûter aux producteurs de sables bitumineux « 665 millions de dollars américains sur dix ans ».

Revenu

Husky Energy a vendu 65 % de son activité Midstream en 2016 et a formé Husky Midstream General Partnership (HMGP) avec deux partenaires supplémentaires. HMGP mélange exclusivement le superflux de brut pour garantir un produit brut lourd de haute qualité et constant qui est exigé par les raffineries. Depuis que Husky a rejoint le conglomérat, le WCS en ligne a été mélangé au terminal Husky Hardisty (maintenant détenu par HMGP). En octobre 2020, Cenovus a acquis la société basée à Calgary établie dans les années 1930—Husky—pour 3,8 milliards de dollars canadiens.

Selon les données mensuelles fournies par l' Energy Information Administration (EIA) des États-Unis, en 2015, « le Canada est resté le plus grand exportateur de pétrole total vers les États-Unis, exportant 3 789 000 barils par jour (bpj) en septembre et 3 401 000 bpj en octobre. Ce chiffre est passé de 3 026 000 b/j en septembre 2014. Cela représente 99 % des exportations de pétrole du Canada.

Le bitume comprend tout le pétrole non conventionnel du Canada et est soit valorisé en brut léger synthétique , soit transformé en asphalte, soit mélangé à d'autres bruts et raffiné en produits tels que le diesel, l'essence et le kérosène.

Principaux producteurs

Siège social de Cenovus, Calgary
Siège social de Suncor Énergie, Calgary
Siège social de Husky à Calgary. Husky a été acquis par Cenovus en 2020.

Selon Argus, en 2012, le mélange WCS n'était produit que par quatre sociétés : Cenovus, Canadian Natural Resources Limited, Suncor et Repsol Oil & Gas Canada Inc. « [L]es perspectives d'ajout de nouveaux producteurs sont compliquées par les règles internes établies en place pour rémunérer chaque producteur pour sa contribution à l'assemblage ».

Les entreprises liées au WCS comme référence (telles que MEG Energy Corp, dont la production est du bitume) bénéficient d'une augmentation annuelle des flux de trésorerie de 40 % pour chaque augmentation de 5 $ du prix du WCS. Le brut provenant du site de sables bitumineux de Christina Lake de 210 000 barils par jour de MEG est commercialisé sous le nom d'Access Western Blend, qui est en concurrence avec WCS. D'autres, comme BlackPearl Resources Inc. et Northern Blizzard Resources Inc. bénéficient également du prix plus élevé du WCS. "Au cours des sept semaines au cours desquelles le brut lourd a effectué son rebond, les actions de MEG ont augmenté de 27%, celles de BlackPearl de 37% et celles de Northern Blizzard de 21%."

Le 27 mars 2020, les plus grands producteurs, Suncor Energy Inc. et Athabasca Oil Corp., ont été contraints de limiter ou de « fermer leurs activités » en réponse au prix historiquement bas du pétrole.

Principaux importateurs

Les États-Unis importent environ 99 % des exportations de pétrole du Canada. Selon les données mensuelles fournies par l' Energy Information Administration (EIA) des États-Unis, le Canada est le « plus grand exportateur de pétrole total » vers les États-Unis avec des exportations de pétrole brut vers les États-Unis de 3 026 000 b/j en septembre 2014, 3 789 000 b/j en septembre 2015 et 3 401 000 b/j en octobre 2015.

L'EIA a rapporté le 20 mars 2020, chaque année depuis 2009, les raffineries américaines ont augmenté leur utilisation de pétrole brut canadien « en raison du prix relatif et des avantages opérationnels des raffineries pour l'importation de pétrole du Canada ». Au cours de la même période, l'utilisation de pétrole brut en provenance d'Arabie saoudite, du Mexique et du Venezuela a diminué. En 2019, l'EIA a rapporté que « les importations de pétrole brut américain en provenance du Canada représentaient 56% de toutes les importations de pétrole brut américain ».

Tarification historique

Les prix du brut sont généralement cotés à un endroit particulier. Sauf indication contraire, le prix du WCS est coté à Hardisty et le prix du West Texas Intermediate (WTI) est coté à Cushing, Oklahoma.

Le 18 mars 2015, le prix des pétroles bruts de référence, le WTI, était tombé à 43,34 $ US/baril ( baril ). d'un sommet en juin 2014 avec un prix du WTI au-dessus de 107 $ US/bbl et du Brent au-dessus de 115 $ US/bbl. Le WCS, un brut dérivé du bitume, est un brut lourd similaire aux bruts lourds californiens, au brut Maya du Mexique ou aux bruts lourds vénézuéliens. Le 15 mars 2015, l'écart entre le WTI et le WCS était de 13,8 $ US. Le Western Canadian Select figurait parmi les pétroles bruts les moins chers au monde avec un prix de 29,54 $ US/b le 15 mars 2015, son prix le plus bas depuis avril 2009. À la mi-avril 2015, le WCS avait augmenté de près de 50 % pour s'échanger à 44 $ US. 94.

Au 2 juin 2015, l'écart entre le WTI et le WCS était de 7,8 $ US, le plus bas jamais enregistré. Le 12 août 2015, le prix du WCS était tombé à 23,31 $ et le différentiel WTI/WCS était passé à 19,75 $, le prix le plus bas en neuf ans lorsque BP a temporairement fermé pendant deux semaines sa raffinerie de Whiting, dans l'Indiana , la sixième plus grande raffinerie des États-Unis. , pour réparer la plus grande unité de distillation de brut de sa raffinerie de Whiting, dans l'Indiana. En même temps, Enbridge a été forcée de fermer la canalisation 55 Spearhead et la canalisation 59 Flanagan South au Missouri en raison d'une fuite de pétrole brut. Le 9 septembre 2015, le prix du WCS était de 32,52 $ US.

Le 14 décembre 2015, avec le prix du WTI à 35 $ le baril, le WCS a chuté de « 75 % à 21,82 $», le plus bas en sept ans et le brut lourd Maya du Mexique a baissé de « 73 % en 18 mois à 27,74 $». En décembre 2015, le prix du WCS était de 23,46 $ US, le prix le plus bas depuis décembre 2008 et le différentiel WTI-WCS était de 13,65 $ US. À la mi-décembre 2015, alors que le prix du Brent et du WTI était d'environ 35 $ le baril et que le WCS était de 21,82 $, le brut acide lourd comparable du Mexique, Maya était également en baisse de « 73 % en 18 mois à 27,74 $. Cependant, le gouvernement mexicain avait quelque peu protégé son économie.

« Le gouvernement mexicain s'est isolé de la crise pétrolière après avoir réussi à couvrir 212 millions de barils d'exportations prévues pour 2016, en utilisant des contrats d'options pour garantir un prix moyen de 49 dollars le baril. La couverture pétrolière du pays en 2015 lui a fourni un bonus de 6,3 milliards de dollars. "

—  Bloomberg News via Calgary Herald 2015

En février 2016, le WTI était tombé à 29,85 $ US et le WCS à 14,10 $ US avec un différentiel de 15,75 $. En juin 2016, le WTI était au prix de 46,09 $ US, le Brent chez MYMEX était de 47,39 $ US et le WCS était de 33,94 $ US avec un différentiel de 12,15 $ US. En juin 2016, le prix du WCS était de 33,94 $ US. Au 10 décembre 2016, le WTI était passé à 51,46 $ US et le WCS à 36,11 $ US avec un différentiel de 15,35 $.

Le 28 juin 2018, le WTI a grimpé à 74 $ US, un sommet en quatre ans, puis a chuté de 30 % à la fin novembre.

En novembre 2018, le prix du WCS a atteint son plus bas record de moins de 14 $ US le baril. De 2008 à 2018, le WCS s'est vendu à un rabais moyen de 17 $ US par rapport au WTI. À l'automne 2018, l'écart a augmenté pour atteindre un record d'environ 50 $ US. Le 2 décembre, la première ministre Rachel Notley a annoncé une réduction obligatoire de 8,7 % de la production pétrolière de l'Alberta. Cela représente une réduction de 325 000 b/j en janvier 2019 et une chute à 95 000 b/j d'ici la fin de 2019. Selon un article du 12 décembre 2018 du Financial Post , après l'annonce des réductions obligatoires, le prix du WCS a augmenté d'environ. 70 % à env. 41 $ US le baril avec le WTI se rétrécissant à c. 11 $ US. La différence de prix entre le WCS et le WTI a atteint 50 $ US le baril en octobre. Alors que le prix international du pétrole s'est redressé après la « forte baisse » de décembre, le prix du WCS est passé à 28,60 $ US. Selon CBC News , la baisse du prix mondial du pétrole était liée à la baisse de la croissance économique alors que la guerre commerciale sino-américaine se poursuivait. Le prix a augmenté alors que la production de pétrole a été réduite par l' Organisation des pays exportateurs de pétrole (OPEP) et l' Arabie saoudite . Selon le rapport de l' Energy Information Administration (EIA) des États-Unis , la production de pétrole a augmenté de 12 % aux États-Unis, principalement à cause du pétrole de schiste. En conséquence, Goldman Sachs a abaissé ses prévisions de prix du pétrole pour 2019.

En mars 2019, l'écart entre le WTI et le WCS a diminué à 9,94 USD, le prix du WTI ayant chuté à 58,15 USD le baril, soit 7,5 % de moins qu'en mars 2018, tandis que le prix moyen du WCS a augmenté à 48,21 USD. un baril qui est 35,7 % plus élevé qu'en mars 2018. En octobre 2019, le WTI était en moyenne de 53,96 $ US le baril, soit 23,7 % de moins qu'en octobre 2018. En comparaison, pour la même période, le WCS était en moyenne de 41,96 $ US le baril, soit 2,0 % plus élevé qu'en octobre 2018 avec un différentiel de 12,00 $ US en octobre 2019.

Au 30 mars 2020, le prix du brut de mélange de bitume WCS était de 3,82 $ US le baril. En avril 2020, le prix est brièvement tombé en dessous de zéro, avec le WTI, en raison de l'effondrement de la demande causé par la pandémie de COVID-19 .

Réduction

À l'automne 2018, l'écart entre le WCS et le WTI, qui était en moyenne de 17 $ US pour la décennie 2008-2018, s'est creusé pour atteindre un record d'environ 50 $ US. En décembre 2018, le prix du WCS avait chuté à 5,90 $ US. En réponse, le gouvernement NPD sous le premier ministre Notley de l'époque, a fixé des limites de production temporaires de 3,56 millions de barils par jour (b/j) qui sont entrées en vigueur le 1er janvier 2019. La réduction a été jugée nécessaire en raison des goulots d'étranglement chroniques des pipelines en provenance de l'Ouest. Canada qui a coûté à « l'industrie et aux gouvernements des millions de dollars par jour en pertes de revenus ». À la suite de l'annonce, le 2 décembre, de réductions obligatoires de la production pétrolière en Alberta, le prix du WCS est passé à 26,65 $ US le baril. Le prix mondial du pétrole a chuté de façon spectaculaire en décembre avant de se redresser en janvier. Le prix du WCS a augmenté à 28,60 $ US et le WTI à 48,69 $ US. À l'automne 2019, le gouvernement UCP du premier ministre Kenney « a prolongé le programme de réduction jusqu'en 2020 et a augmenté les exemptions de base pour les entreprises avant l'entrée en vigueur des quotas, abaissant le nombre de producteurs touchés par la réduction à 16 ».

La réduction "a soutenu les prix intérieurs du pétrole" mais aussi "une croissance et un investissement global limités dans l'industrie, car les entreprises n'ont pas été en mesure d'augmenter la production au-delà de leurs quotas obligatoires".

Les producteurs intégrés, comme Imperial Oil et Husky Energy, s'opposent à la réduction parce que lorsque le prix du WCS est bas, leurs raffineries aux États-Unis en bénéficient. D'autres producteurs de pétrole de l'Alberta soutiennent la réduction comme moyen d'empêcher l'effondrement du WCS.

À l'été 2019, Suncor Energy, Cenovus Energy et Canadian Natural Resources ont convenu d'augmenter la production avec l'utilisation obligatoire du pétrole par rail comme condition à l'augmentation. L' Association canadienne des producteurs pétroliers (ACPP) 'Terry Abel dit que « le point de l' ensemble était de réduction essayer de faire correspondre la capacité à emporter avec une capacité produite de telle sorte que nous ne créons pas de pression à la baisse sur les prix ... Dans la mesure où vous ajouter une capacité (rail) incrémentielle, vous devriez être en mesure d'apporter quelques ajustements à la réduction pour tenir compte de cela."

Caractéristiques

« Le pétrole extrêmement visqueux contenu dans les gisements de sables bitumineux est communément appelé bitume. ( CAS 8052-42-4) Au terminal, l' Ouest canadien Husky Hardisty Select est un mélange de diluants synthétiques et de condensat doux de 25 existants pétroles bruts lourds canadiens de bitume conventionnelles et non conventionnelles.

Le Western Canadian Select est un pétrole brut lourd dont le niveau de gravité API se situe entre 19 et 22 (API), 20,5° (Natural Gas and Petroleum Products 2009).

Les caractéristiques de Western Canadian Select sont décrites comme suit : gravité , densité (kg/m3) 930,1, MCR (% en poids) 9,6, soufre (% en poids) 2,8-3,5 %, TAN (indice d'acide total) de (Mg KOH/g) 0,93 .

Les raffineurs d'Amérique du Nord considèrent un brut avec une valeur TAN supérieure à 1,1 comme « haute TAN ». Une raffinerie doit être modernisée afin de traiter des bruts à TAN élevé. Ainsi, un brut à TAN élevé est limité en termes de raffineries en Amérique du Nord capables de le traiter. Pour cette raison, la valeur TAN du WCS est constamment maintenue en dessous de 1,1 grâce au mélange avec des bruts légers et non corrosifs et des condensats. Certains autres mélanges de bitume, comme Access Western Blend et Seal Heavy Blend, ont des valeurs de TAN plus élevées et sont considérés comme des TAN élevés.

WCS a une gravité API de 19-22.

« Le pétrole brut des sables bitumineux ne s'écoule pas naturellement dans les pipelines car il est trop dense. Un diluant est normalement mélangé au bitume des sables bitumineux pour lui permettre de s'écouler dans les pipelines. mélangé avec du pétrole brut synthétique (synbit) et/ou du condensat ( Dilbit )." WCS peut être appelé syndilbit, car il peut contenir à la fois synbit et dilbit.

Dans une étude commandée par le Département d'État américain (DOS) concernant l'Énoncé d'impact environnemental (EIE) du projet de pipeline Keystone XL , le DOS suppose « que le pétrole brut moyen circulant dans le pipeline serait composé d'environ 50 % de l'Ouest canadien Select (dilbit) et 50 % Suncor Synthetic A (SCO)".

La Société canadienne des ressources non conventionnelles (CSUR) identifie quatre types de pétrole : le pétrole conventionnel, le pétrole de réservoir étanche, le schiste bitumineux et le pétrole lourd comme le WCS.

Volumes

En septembre 2014, le Canada exportait 3 026 000 b/j vers les États-Unis. Ce chiffre a atteint son sommet de 3 789 000 b/j en septembre 2015 et de 3 401 000 b/j en octobre 2015, ce qui représente 99 % des exportations canadiennes de pétrole. Les volumes seuils de WCS en 2010 n'étaient que d'environ 250 000 b/j.

Le 1er mai 2016, un feu de forêt dévastateur s'est allumé et a balayé Fort McMurray , entraînant la plus grande évacuation de feu de forêt de l' histoire de l'Alberta . Alors que les incendies progressaient au nord de Fort McMurray, « les sociétés de production de sables bitumineux opérant près de Fort McMurray ont fermé complètement ou fonctionné à des taux réduits ». Le 8 juin 2016, le département américain de l'Énergie estimait que « les perturbations de la production pétrolière étaient en moyenne d'environ 0,8 million de b/j en mai, avec un pic quotidien de plus de 1,1 million de b/j. Bien que les projets redémarrent lentement à mesure que les incendies s'atténuent, cela peut prendre des semaines pour que la production revienne aux niveaux précédents." Les incendies de Fort McMurray n'ont pas eu d'incidence significative sur le prix du WCS.

« Selon les perspectives énergétiques à court terme de février de l'EIA, la production de pétrole et d'autres liquides au Canada, qui a totalisé 4,5 millions de barils par jour (b/j) en 2015, devrait atteindre en moyenne 4,6 millions de b/j en 2016 et 4,8 millions de b/j en 2016 /j en 2017. Cette augmentation est due à une croissance de la production des sables bitumineux d'environ 300 000 b/j à la fin de 2017, qui est partiellement compensée par une baisse de la production de pétrole conventionnel. L'EIA affirme que même si les projets de sables bitumineux fonctionnent à perte, ces projets sont capables de « résister à la volatilité des prix du pétrole brut ». Il en coûterait plus cher de fermer un projet – de 500 millions de dollars à 1 milliard de dollars que de fonctionner à perte.

Coût de production comparatif

Dans sa comparaison de mai 2019 de la « mise à jour de la courbe du coût de l'offre » dans laquelle Rystad Energy, une société norvégienne de recherche et de conseil en énergie, a classé le « total mondial des ressources liquides récupérables en fonction de leur prix d'équilibre », Rystad a indiqué que le Le prix d'équilibre moyen du pétrole extrait des sables bitumineux était de 83 $ US en 2019, ce qui en fait le plus cher à produire, par rapport à toutes les autres « importantes régions productrices de pétrole » dans le monde. L' Agence internationale de l'énergie a fait des comparaisons similaires.

En 2016, le Wall Street Journal a rapporté que le Royaume-Uni à 44,33 $ US, le Brésil à 34,99 $ US, le Nigeria à 28,99 $ US, le Venezuela à 27,62 $ US et le Canada à 26,64 $ US avaient les coûts de production les plus élevés. L'Arabie saoudite à 8,98 $ US, l'Iran à 9,08 $ US, l'Irak à 10,57 $ US, étaient les moins chers.

Une comparaison antérieure de 2014, basée sur le rapport Scotiabank Equity Research et Scotiabank Economics publié le 28 novembre 2014, comparait le coût de la production cumulative de pétrole brut.

Pièces Coût de production automne 2014
Arabie Saoudite 10-25 $ US le baril
Montney Oil Alberta et Colombie-Britannique 46 USD
Bakken de la Saskatchewan 47 $ US
Eagle Ford, États-Unis Schiste+ 40 à 6 $ US 50 $ US (+ les jeux Eagle Ford riches en liquides, en supposant des prix du gaz naturel de 3,80 $ US par million de Btu)
Lloyd & Seal conventionnel lourd, AB 50 $ US
Lumière conventionnelle, Alberta et Saskatchewan 58,50 $ US
Nebraska USA Schiste 58,50 $ US
DGMV Bitume Alberta 65 $ US
Dakota du Nord Bakken, schiste 54-79 $ US
Bassin Permien, TX Shale 59-82 $ US
Projets hérités des sables bitumineux 53 USD
Nouveaux projets d'exploitation et d'infrastructure des sables bitumineux 90 USD

Cette analyse « exclut » les « coûts initiaux » (coûts initiaux d'acquisition de terrain, sismiques et d'infrastructure) : traite les coûts « initiaux » comme « irrécupérables ». Estimation approximative des coûts « initiaux » = 5 à 10 USD par baril, bien qu'il existe de grandes différences régionales. Comprend les redevances, qui sont plus avantageuses en Alberta et en Saskatchewan. » La moyenne pondérée de 60 à 61 $ US comprend les sables bitumineux intégrés existants à 53 $ CA le baril.

Baisser les coûts de production

Le WCS est très coûteux à produire. Il existe des exceptions, comme l'installation de Christina Lake de Cenovus Energy, qui produit certains des barils les moins chers de l'industrie.

En juin 2012 , General Electric (GE), basée à Fairfield, dans le Connecticut , et axée sur les marchés internationaux, a ouvert son centre d'innovation mondial au centre-ville de Calgary avec « 130 scientifiques et ingénieurs privés », le « premier du genre en Amérique du Nord », et le deuxième au monde. Le premier centre d'innovation mondial de GE se trouve à Chengdu, en Chine , qui a également ouvert ses portes en juin 2012. Le centre d'innovation de GE « essaie d'intégrer l'innovation directement dans l'architecture ». James Cleland, directeur général du Heavy Oil Center for Excellence, qui représente un tiers du Global Innovation Centre, a déclaré : « Certains des défis les plus difficiles que nous ayons aujourd'hui concernent les problèmes environnementaux et l'escalade des coûts... Les sables bitumineux seraient rebaptisé huile écologique ou quelque chose comme ça ; essentiellement pour avoir changé la donne. »

La technologie d'évaporation thermique de GE développée dans les années 1980 pour une utilisation dans les usines de dessalement et l'industrie de la production d'électricité a été réutilisée en 1999 pour améliorer la méthode de drainage gravitaire à la vapeur (SAGD) à forte intensité d'eau utilisée pour extraire le bitume des sables bitumineux de l' Athabasca . En 1999 et 2002 , l'installation de MacKay River de Petro-Canada a été la première à installer des systèmes GE SAGD sans rejet liquide (ZLD) en 1999 et 2002 en utilisant une combinaison de la nouvelle technologie d'évaporation et du système de cristallisation dans lequel toute l'eau a été recyclée et seulement les solides ont été rejetés hors du site. Cette nouvelle technologie d'évaporation a commencé à remplacer les anciennes techniques de traitement de l'eau utilisées par les installations SAGD, qui impliquaient l'utilisation d' adoucissement à la chaux chaude pour éliminer la silice et le magnésium et l' échange d'ions de cations acides faibles utilisés pour éliminer le calcium .

Cleland décrit comment Suncor Energy étudie la stratégie de réplication où les ingénieurs conçoivent une usine SAGD « idéale » de petite capacité avec une capacité de 400 à 600 b/j qui peut être répliquée à travers des « phases successives de construction » avec un « emporte-pièces économique » ", éléments "répétables".

Prix ​​du pétrole brut

Le prix du pétrole, tel qu'il est cité dans les nouvelles en Amérique du Nord, fait généralement référence au prix au comptant du pétrole brut WTI Cushing par baril (159 litres) de WTI / brut léger tel qu'il est négocié sur le New York Mercantile Exchange (NYMEX) pour livraison à Cushing, Oklahoma , ou de Brent tel qu'il est négocié à l' Intercontinental Exchange (ICE, auquel l' International Petroleum Exchange a été incorporé) pour livraison à Sullom Voe . Le West Texas Intermediate (WTI), également connu sous le nom de Texas Light Sweet, est un type de pétrole brut utilisé comme référence pour les prix du pétrole et la matière première sous-jacente des contrats à terme sur le pétrole de la New York Mercantile Exchange. Le WTI est un pétrole brut léger, plus léger que le pétrole brut Brent. Il contient environ 0,24% de soufre, ce qui en fait un brut doux, plus doux que le Brent. Ses propriétés et son site de production le rendent idéal pour être raffiné aux États-Unis, principalement dans les régions du Midwest et de la côte du golfe (USGC). Le WTI a une densité API d'environ 39,6 (gravité spécifique d'environ 0,827). Cushing, Oklahoma , un important centre d'approvisionnement en pétrole reliant les fournisseurs de pétrole à la côte du Golfe, est devenu le centre commercial le plus important pour le pétrole brut en Amérique du Nord.

La Banque Nationale du Canada Tim Simard de, a fait valoir que WCS est la référence pour les participations dans des entreprises de sables bitumineux au Canada, comme Canadian Natural Resources Ltd., Cenovus Energy Inc., Northern Blizzard Resources Inc., Pengrowth Energy Corp., ou Twin Butte Energy Ltd ou d'autres où « une grande partie de leur exposition sera au brut lourd ».

Le prix du pétrole brut (pétrole) Western Canadian Select (WCS) par baril souffre d'un différentiel par rapport au West Texas Intermediate (WTI) tel qu'il est négocié sur le New York Mercantile Exchange (NYMEX) tel que publié par Bloomberg Media , qui a lui-même une décote par rapport à Londres. -commercé de l'huile de Brent. Ceci est basé sur les données sur les prix et les écarts de Canadian Natural Resources Limited (TSX:CNQ)(NYSE:CNQ).

« Le pétrole brut West Texas Intermediate (WTI) est un pétrole brut de référence pour le marché nord-américain, et Edmonton Par et Western Canadian Select (WCS) sont des pétroles bruts de référence pour le marché canadien. L'Edmonton Par et le WTI sont tous deux de haute qualité à faible teneur en soufre. bruts avec des niveaux de gravité API d'environ 40°. En revanche, le WCS est un pétrole brut lourd avec un niveau de gravité API de 20,5°.

Le West Texas Intermediate WTI est un pétrole brut léger doux, avec une densité API d'environ 39,6 et une densité d'environ 0,827, ce qui est plus léger que le brut Brent. Il contient environ 0,24% de soufre et est donc classé comme un pétrole brut doux (ayant moins de 0,5% de soufre), plus doux que le Brent qui en contient 0,37%. Le WTI est raffiné principalement dans les régions du Midwest et de la côte du Golfe des États-Unis, car il s'agit de carburant de haute qualité et est produit dans le pays.

« Les prix du WCS sont inférieurs à ceux du WTI parce qu'il s'agit d'un brut de qualité inférieure (3,51 % en poids de soufre et 20,5 de densité API) et en raison d'un différentiel de transport. Le prix du WCS est actuellement fixé sur la côte du golfe des États-Unis. Il coûte environ 10 $ /bbl pour un baril de brut à transporter de l'Alberta à la côte du golfe des États-Unis, ce qui représente au moins 10 $/bbl de la remise WTI-WCS Les contraintes de pipeline peuvent également entraîner une augmentation significative du différentiel de transport.

En mars 2015, avec le prix du Ice Brent à 60,55 USD et du WTI à 51,48 USD, en hausse de 1,10 USD par rapport à la veille, le WCS a également augmenté de 1,20 USD à 37,23 USD avec un différentiel de prix WTI-WCS de 14,25 USD. D'ici le 2 juin 2015, avec le Brent à 64,88 $ US/bbl, le WTI à 60,19 $ US/bbl et le WCS à 52,39 $ US/bbl.

Selon le Financial Post , la plupart des investisseurs canadiens ont continué à coter le prix du WTI et non du WCS, même si de nombreux producteurs canadiens de sables bitumineux vendent au prix du WCS, car le WCS « a toujours manqué de la transparence et de la liquidité nécessaires pour en faire un nom bien connu des investisseurs en le pays". En 2014, Auspice a créé le Canadian Crude Excess Return Index pour évaluer les contrats à terme sur WCS. Tim Simard, responsable des matières premières à la Banque nationale du Canada , affirme que « WCS a « des attributs fondamentaux différents et intéressants que le baril WTI conventionnel ». l'un des seuls moyens de prendre position sur le pétrole est d'utiliser un ETF lié au WTI. l'environnement de prix sont des barils lourds », ce qui rend le WCS « plus proche du plancher » que le WTI.

Afin de résoudre les problèmes de transparence et de liquidité auxquels fait face WCS, Auspice a créé le Canadian Crude Index (CCI), qui sert de référence pour le pétrole produit au Canada . Le CCI permet aux investisseurs de suivre le prix, le risque et la volatilité de la marchandise canadienne. Le CCI peut être utilisé pour identifier les opportunités de spéculer directement sur le prix du pétrole brut canadien ou en collaboration avec West Texas Intermediate (WTI) pour mettre en place un écart de négociation qui pourrait représenter le différentiel entre les deux. L'ICC fournit un prix de référence fixe pour le pétrole brut canadien en ciblant une exposition qui représente une position glissante sur trois mois dans le pétrole brut. Pour créer un prix représentatif du brut canadien, l'indice utilise deux contrats à terme : un contrat à prix fixe, qui représente le prix du pétrole brut à Cushing, Oklahoma , et un contrat différentiel de base, qui représente la différence de prix entre Cushing et Hardisty , albertaine. Les deux contrats sont libellés en dollars américains par baril. Ensemble, ceux-ci créent un prix fixe pour le pétrole brut canadien et fournissent un indice accessible et transparent qui servira de référence pour construire des produits sur lesquels investir, et pourrait en fin de compte augmenter sa demande sur les marchés mondiaux.

Au printemps 2015, un journaliste chevronné spécialisé dans l'énergie et la finance, Jeffrey Jones, a décrit comment le prix du WCS « a bondi de plus de 70 %, dépassant l'intermédiaire de l'ouest du Texas (WTI), Brent » et « tranquillement » est devenu le « plus chaud » matière première dans l'énergie nord-américaine ». En avril 2015, Enbridge a rempli un « nouveau pipeline de 570 000 barils par jour ». Un rapport de mai 2015 de Valeurs Mobilières TD fournit certains des facteurs contribuant aux gains de prix du WCS comme « la force saisonnière normale entraînée par la demande de brut épais pour fabriquer de l'asphalte comme revêtement routier », des améliorations de l'accès du WCS à divers marchés américains malgré les obstacles liés aux pipelines, des niveaux de production élevés sur cinq ans et une forte demande de pétrole lourd dans les raffineries américaines, en particulier dans le Midwest américain, un marché clé pour WCS.

Au 9 septembre 2015, le prix du WCS était de 32,52 $ US et le différentiel WTI-WCS était de 13,35 $ US. Il a plongé à 14 $ US le baril, un creux record, en novembre 2018, mais est passé à 28 $ US le 24 décembre.

Le 30 mars 2020, la combinaison de la pandémie de COVID-19 et de la guerre des prix du pétrole Russie-Arabie saoudite en 2020 a fait chuter le prix du pétrole en dessous de 30 dollars le baril.

Différences de pétrole brut et Western Canadian Select (WCS)

En juin 2015, le différentiel entre le WTI et le WCS était de 7,8 USD, le plus bas jamais enregistré.

Dans un livre blanc de 2013 pour la Banque du Canada , les auteurs Alquist et Guénette ont examiné les implications des prix élevés du pétrole sur le marché nord-américain. Ils ont soutenu que l'Amérique du Nord connaissait un excédent de stocks de pétrole brut. Cet excédent combiné à la « segmentation du marché nord-américain du pétrole brut par rapport au marché mondial », a contribué à « la divergence entre les bruts de référence continentaux tels que le WTI et le Western Canada Select (WCS) et les bruts de référence maritimes tels que le Brent ».

Le ministre des Finances de l'Alberta soutient que le WCS « devrait se négocier à égalité avec le brut maya à environ 94 $ le baril ». Les bruts Maya sont proches des niveaux de qualité WCS. Cependant, Maya se négociait à 108,73 $ US/b en février 2013, tandis que le WCS était à 69 $ US/b. Dans sa présentation à l'Energy Information Administration (EIA) des États-Unis en 2013, John Foran a démontré que Maya n'avait échangé qu'une légère prime par rapport au WCS en 2010. accéder aux marchés mondiaux". Le Mexique bénéficie d'un rabais d'emplacement grâce à sa proximité avec les raffineries de pétrole lourd de la côte du Golfe. De plus, le Mexique a commencé à rechercher stratégiquement et avec succès des partenariats de raffinerie en coentreprise dans les années 1990 afin de créer un marché pour son pétrole brut lourd dans le golfe des États-Unis. En 1993, ( Petróleos Mexicanos , la compagnie pétrolière d'État mexicaine) et Shell Oil Company se sont mis d'accord sur un projet de construction de modernisation d'une raffinerie de 1 milliard de dollars US qui a conduit à la construction d'un nouveau cokeur, d'une unité d'hydrotraitement, d'une unité de récupération de soufre et d'autres installations à Deer Park, Texas sur le Houston Ship Channel afin de traiter de gros volumes de brut Maya lourd PEMEX tout en répondant aux exigences de la Clean Air Act des États-Unis.

Année 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013-02 2013-04-24 2013-08 2013-12 2014-01 2014-04 2014-12 2015-06
Brent US$/bbl 73 98 62 80 112 112 118 103,41 110 64,88 $ US/bbl
WTI $ US/bbl 72 100 pic : 147 62 80 95 95 95 93,29 97,90 102.07 54,13 $ US/bbl) 60,19 $ US/bbl
WCS US$/bbl 80 52 65 78 72 69 77,62 82,36 67 79,56 $ 38,13 $ US/bbl 52,39 $ US/bbl
Syncrude Doux 62 102 62 78 104 93 97 98,51
Par d'Edmonton 72 96 58 75 96 86 87 89,53
Maya US$/bbl 101 2013-12 87

(Prix sauf Maya pour les années 2007-février 2013)(Prix pour Maya) (Prix pour le 24 avril 2013).

En juillet 2013, Western Canadian Select (WCS) « les prix du pétrole lourd sont passés de 75 $ US à plus de 90 $ US le baril – le niveau le plus élevé depuis la mi-2008, lorsque les prix du pétrole WTI étaient à un record (147,90 $ US) – juste avant la "Grande Récession" de 2008-09". Les prix du pétrole lourd du WCS devaient "se maintenir à 90 $ US, ce qui est plus proche du prix mondial du brut lourd et de la "valeur réelle et inhérente" du WCS". Le prix plus élevé du pétrole WCS au large du WTI s'explique par « de nouvelles expéditions ferroviaires allégeant certaines contraintes des pipelines d'exportation – et le retour des prix du pétrole WTI aux niveaux internationaux ».

En janvier 2014, il y avait une prolifération de trains et de pipelines transportant du WCS ainsi qu'une demande accrue de la part des raffineries américaines. Au début de 2014, environ 150 000 b/j de pétrole lourd étaient transportés par chemin de fer.

Selon le rapport sur les prix de l'énergie de juin 2014 du gouvernement de l'Alberta, le prix du WCS a augmenté de 15 %, passant de 68,87 $ en avril 2013 à 79,56 $ en avril 2014, mais a connu un creux de 58 $ et un sommet de 91 $. Au cours de la même période, le prix de l'indice de référence West Texas Intermediate (WTI) a augmenté de 10,9 % pour atteindre en moyenne 102,07 $ le baril en avril 2014.

En avril 2020, le prix du WTI était de 16,55 $ et le prix du WCS était de 3,50 $ avec un différentiel de -13,05 $. En juin, le prix du WTI était de 38,31 $ et du WCS de 33,97 $, avec un différentiel de -4,34 $.

Transport

Pipelines

Selon le magazine Oil Sands , au 31 mars 2020, les pipelines d'exportation de pétrole brut de l'Ouest canadien—Trans Mountain Corporation, TC Energy, Enbridge et Plains All American Canada—avaient une capacité d'exportation totale estimée à 4 230 000 b/j.

Les fortes remises sur les bruts albertains en 2012 ont été attribuées au fait que les bruts étaient « enclavés » dans le Midwest américain. Depuis lors, plusieurs pipelines importants ont été construits pour libérer cette surabondance, notamment Seaway, la partie sud de Keystone XL et Flanagan South. En même temps, Enbridge a été forcée de fermer la canalisation 55 Spearhead et la canalisation 59 Flanagan South au Missouri en raison d'une fuite de pétrole brut.

Cependant, des obstacles importants persistent dans les approbations sur les pipelines pour exporter du brut de l'Alberta. En avril 2013, la Canada West Foundation, basée à Calgary, a averti que l'Alberta « se heurtait à un mur [de capacité du pipeline] vers 2016, lorsque nous aurons des barils de pétrole que nous ne pourrons pas déplacer ». Pour le moment, les expéditions ferroviaires de pétrole brut ont comblé l'écart et réduit l'écart de prix entre les bruts albertains et nord-américains. Cependant, d'autres pipelines exportant du brut de l'Alberta seront nécessaires pour soutenir l'expansion continue de la production de brut.

Réseau pipelinier de Trans Mountain

Le réseau de pipelines Trans Mountain , qui transporte des combustibles liquides depuis 1953, a été acheté de la division canadienne de Kinder Morgan Energy Partners , par la Corporation Trans Mountain de la Corporation de développement des investissements du Canada (SADC) . Le pipeline Trans Mountain est le seul pipeline qui transporte du pétrole brut et raffiné de l'Alberta jusqu'à la côte de la Colombie-Britannique . La SADC, qui relève du Parlement du Canada, est responsable du réseau pipelinier et du projet d'agrandissement de Trans Mountain (TMX).

Système de pipeline Keystone
tracé proposé en 2012 pour le pipeline Keystone XL, révisé depuis

TC énergie de » système de pipeline Keystone est un oléoduc système au Canada et aux États-Unis qui a été mise en service en 2010. Il court du bassin sédimentaire de l' Ouest canadien en Alberta aux raffineries en Illinois et au Texas , et aussi à l' huile des parcs de stockage et une huile centre de distribution par pipeline à Cushing, Oklahoma .

Frustré par des retards à obtenir l' approbation de Keystone XL (via le golfe du Mexique), le projet Northern Gateway (via Kitimat, en Colombie - Britannique) et l'extension de l'existant Trans Mountain ligne à Vancouver , Colombie - Britannique , l' Alberta a intensifié l' exploration de deux projets dans le Nord « aider la province à acheminer son pétrole jusqu'à la marée, le rendant disponible pour l'exportation vers les marchés étrangers ». Le premier ministre canadien Stephen Harper a dépensé 9 millions de dollars en mai 2012 et 16,5 millions de dollars en mai 2013 pour promouvoir Keystone XL.

Aux États-Unis, les démocrates craignent que Keystone XL ne facilite simplement l'acheminement des produits des sables bitumineux de l'Alberta jusqu'à la marée pour les exporter vers la Chine et d'autres pays via la côte américaine du golfe du Mexique.

Le projet a été rejeté par l' administration Obama le 6 novembre 2015, « pour des raisons environnementales ». Il a été relancé par décret présidentiel le 24 janvier 2017 par le président Donald Trump . qui « transporterait plus de 800 000 barils par jour de brut lourd » de l'Alberta à la côte du Golfe.

Le 31 mars 2020, le PDG de TC Energy, Russ Girling, a déclaré que la construction du pipeline Keystone XL reprendrait, à la suite de l' annonce du premier ministre de l'Alberta , Jason Kenney , que le gouvernement UCP prenait une "participation au capital" et offrait une "garantie de prêt", ce qui équivaut à un « engagement financier total d'un peu plus de 7 milliards de dollars » pour le projet Keystone XL. Le 20 janvier 2021, le président Joe Biden a révoqué le permis du pipeline dès son premier jour de mandat, remplissant ainsi une promesse de longue date.

Gazoduc Énergie Est

L'oléoduc Énergie Est était un projet de pipeline annoncé le 1er août 2013 par le PDG de TransCanada , Russ Girling . Le projet de pipeline de 12 milliards de dollars sur 4 400 kilomètres (2 700 milles) a été annulé par TransCanada en 2017. Un certain nombre de groupes ont annoncé leur intention de s'opposer au pipeline. Le projet a été annulé le 5 octobre 2017 par TransCanada. À long terme, cela signifiait que le WCS pourrait être expédié vers les eaux côtières de l'Atlantique via des ports en eau profonde tels que Québec et Saint John. Les destinations potentielles du pétrole lourd à l'étranger comprennent l'Inde, où des superraffineries capables de traiter de grandes quantités de pétrole des sables bitumineux sont déjà en construction. Entre-temps, l'oléoduc Énergie Est serait utilisé pour acheminer du brut léger non corrosif, comme le brut Edmonton Par de l'Alberta vers les raffineries de l'Est du Canada à Montréal et à Québec, par exemple. Les raffineries de l'Est du Canada, comme la raffinerie de 88 000 barils par jour d'Imperial Oil Ltd. à Dartmouth, en Nouvelle-Écosse, importent actuellement du pétrole brut d'Afrique du Nord et de l'Ouest et d'Amérique latine, selon Mark Routt, « un consultant principal en énergie chez KBC à Houston, qui a un certain nombre de clients intéressés par le projet". L'oléoduc Énergie Est proposé aurait pu transporter 1,1 million de barils de pétrole par jour de l'Alberta et de la Saskatchewan vers l'est du Canada.

Patricia Mohr, économiste principale et analyste des produits de base de la Banque de Nouvelle-Écosse, dans son rapport sur les avantages économiques d'Énergie Est, a soutenu que Western Canada Select, le marqueur du pétrole lourd en Alberta, « aurait pu gagner un prix beaucoup plus élevé en Inde que effectivement reçu « au premier semestre 2013 sur la base du prix du brut lourd saoudien livré à l'Inde » si le pipeline avait déjà été opérationnel. et Valero, pourraient avoir accès au pétrole léger ou au brut synthétique valorisé des sables bitumineux de l'Alberta via Énergie Est pour remplacer « les importations dont le prix est inférieur au brut Brent plus cher ». d'énormes quantités de bitume mélangé de l'Alberta, comme le WCS aux super raffineries en Inde. Mohr a prédit dans son rapport que le prix du WCS passerait à 90 $ US le baril en juillet 2013, contre 75 $ US .41 en juin."

La plus grande raffinerie du Canada, capable de traiter 300 000 barils de pétrole par jour, est détenue et exploitée par Irving Oil , dans le port en eau profonde de Saint John, au Nouveau-Brunswick, sur la côte est. Un terminal maritime en eau profonde proposé de 300 millions de dollars, qui sera construit et exploité conjointement par TransCanada et Irving Oil Ltd., serait construit près du terminal d'importation d'Irving Oil et la construction devrait commencer en 2015.

La Portland–Montreal Pipe Line Corporation , basée dans le Maine , qui se compose de Portland Pipe Line Corporation (aux États-Unis) et de Montreal Pipe Line Limited (au Canada), envisage des moyens de transporter le brut des sables bitumineux canadiens vers les eaux de marée de l'Atlantique dans les eaux profondes de Portland. Port. La proposition signifierait que le pétrole brut des sables bitumineux serait acheminé via les Grands Lacs, l'Ontario, le Québec et la Nouvelle-Angleterre jusqu'à Portland, dans le Maine. Les pipelines appartiennent à ExxonMobil et à Suncor.

Réseau pipelinier d'Enbridge

Enbridge, qui exerce ses activités en Amérique du Nord, possède le plus long réseau de transport de pétrole brut du continent.

Enbridge Northern Gateway Pipelines , annoncée pour la première fois en 2006, aurait transporté du pétrole brut lourd d'Athabasca à Kitimat, en Colombie-Britannique . Sous le premier ministre du Canada Justin Trudeau , le projet de loi 48 a été adopté en 2015, qui imposait une interdiction de la circulation des pétroliers sur la côte nord de la Colombie-Britannique. Le projet de loi-48 a rendu le projet non rentable.

Enbridge possède et exploite le pipeline Alberta Clipper — la canalisation 67 — qui fait partie du réseau pipelinier d'Enbridge, qui relie Hardisty, en Alberta, à Superior, dans le Wisconsin , aux États-Unis depuis 2010, reliant la zone de production des sables bitumineux au réseau existant.

Le 17 mai 2012, Enbridge a inversé le sens d'écoulement du pipeline de la Voie maritime à partir de Cushing, transportant le WCS jusqu'à Freeport, au Texas, ce qui a entraîné une augmentation du prix du WCS. Avec l'ouverture du principal pipeline d'Enbridge, la voie maritime, le tronçon sud de Keystone XL et la ligne 59 Flanagan South au Missouri en 2015, une partie du « goulot d'étranglement » a été soulagée. En avril 2015, Enbridge a rempli un « nouveau pipeline de 570 000 barils par jour ».

D'ici mars 2020, Cenovus Energy s'est engagée à fournir 75 000 barils par jour dans le cadre de contrats à long terme avec Enbridge Inc. pour les expédier via les réseaux Mainline et Flanagan South au Texas. Au 30 mars 2020, le prix que les producteurs de pétrole paient pour transporter le pétrole lourd vers le Texas via les pipelines d'Enbridge est de 7 $ US à 9 $ US le baril. À cette époque, le prix du WCS le baril était de 3,82 $ US le baril.

Plaines All American Pipeline

Les pipelines de 16,5 km de long de la rivière Milk et de 0,75 km de parcours sont détenus et exploités par Plains All American Pipeline, dont le siège est au Texas . Le pipeline de Milk River transporte 97 900 barils par jour.

Rail

Wagon-citerne CN GATX 7565

En 2011, la production de la formation de Bakken Shale dans le Dakota du Nord a augmenté plus rapidement que les pipelines ne pouvaient être construits. Les producteurs de pétrole et les sociétés de pipelines se sont tournés vers les chemins de fer pour des solutions de transport. Le pétrole de Bakken est en concurrence avec WCS pour l'accès au transport par pipeline et par chemin de fer. À la fin de 2010, les taux de production de pétrole du Bakken avaient atteint 458 000 barils (72 800 m 3 ) par jour, dépassant ainsi la capacité du pipeline pour expédier le pétrole hors du Bakken. En janvier 2011, Bloomberg News a rapporté que les producteurs de pétrole brut de Bakken utilisaient des wagons de chemin de fer pour expédier du pétrole.

En 2013, il y a eu de nouvelles expéditions ferroviaires de WCS. Depuis 2012, la quantité de pétrole brut transporté par chemin de fer au Canada a quadruplé et, d'ici 2014, on s'attendait à ce qu'elle continue d'augmenter.

En août 2013, Dan Borgen, alors PDG de l'US Development Group (maintenant USD Partners), un pionnier du pétrole par rail basé au Texas, a détourné son attention des gisements de pétrole de schiste américain vers les sables bitumineux canadiens. Borgen "a aidé à introduire les marchés de l'énergie dans des terminaux spécialisés qui peuvent charger rapidement des trains-citernes d'un kilomètre de long se dirigeant vers la même destination - des installations qui ... ont révolutionné le marché pétrolier américain". Depuis 2007, Goldman Sachs a joué un rôle de premier plan dans le financement de « l'expansion de l'USD de près d'une douzaine de terminaux spécialisés pouvant charger et décharger rapidement des trains massifs d'un kilomètre de long transportant du pétrole brut et de l'éthanol à travers les États-Unis ». Les projets pionniers d'USD comprenaient le « stockage en transit » à grande échelle (SIT) inspiré du modèle européen de l'industrie pétrochimique. USD a vendu cinq des terminaux américains spécialisés dans le transport par rail à « Plains All American Pipeline pour 500 millions de dollars à la fin de 2012, laissant la société riche en liquidités et en actifs légers ». Selon Leff, des inquiétudes ont été exprimées concernant le lien entre Goldman Sachs et USD.

« Comprendre les flux commerciaux à travers de telles installations pétrolières essentielles peut fournir des informations précieuses aux négociants en pétrole, qui parcourent le marché à la recherche d'informations pouvant les aider à prédire la quantité de pétrole expédiée dans différentes parties du pays. desservis par des pipelines ont offert aux commerçants des opportunités intéressantes s'ils peuvent trouver un moyen d'acheminer le brut vers les marchés les plus chers. Les données sur les expéditions de brut par chemin de fer sont particulièrement opaques, les chiffres du gouvernement n'étant disponibles que des mois plus tard.

—  Jonathan Leff 2013a

En janvier 2014, il y avait une prolifération de trains et de pipelines transportant du WCS ainsi qu'une demande accrue de la part des raffineries américaines. Au début de 2014, environ 150 000 b/j de pétrole lourd étaient transportés par chemin de fer.

Le prix du WCS a augmenté en août 2014, alors que les expansions prévues de la capacité de transport de brut par rail à Hardisty ont augmenté lorsque le terminal Hardisty d'USDG Gibson Energy, le nouveau terminal d'origine de brut par rail à la pointe de la technologie et l'installation de chargement avec connectivité par pipeline , est devenu opérationnel en juin 2014 avec une capacité de chargement jusqu'à deux trains-blocs de 120 wagons par jour (120 000 barils de brut lourd). Le terminal ferroviaire d'Hardisty peut charger jusqu'à deux trains-blocs de 120 wagons par jour "avec 30 postes de chargement de wagons sur un rack de chargement fixe, une zone de transit de trains-blocs et des voies en boucle capables de contenir cinq trains-blocs simultanément". En 2015, il y avait « un pipeline nouvellement construit connecté au terminal de stockage de Gibson Energy Inc. à Hardisty » avec « plus de 5 millions de barils de stockage à Hardisty ».

Avant les élections provinciales de 2019, le gouvernement NPD précédent avait approuvé un plan qui coûterait 3,7 milliards de dollars sur une période de trois ans pour transporter jusqu'à 120 000 barils par jour hors de l'Alberta en louant 4 400 wagons. Alors que le gouvernement néo-démocrate a déclaré que les voitures louées « généreraient une augmentation de 5,9 milliards de dollars en redevances, taxes et revenus commerciaux », le gouvernement UCP du premier ministre Jason Kenney , qui a remporté les élections de 2019, n'était pas d'accord. Le budget d'octobre 2019 de l'UCP comprenait un incitatif de 1,5 milliard de dollars pour annuler le programme NPD de brut par rail. Le gouvernement a déclaré que cela "atténuerait les pertes supplémentaires de 300 millions de dollars". Ils ont entamé des négociations pour privatiser les accords de transport ferroviaire de brut.

Après des mois de discussions, le gouvernement UCP du premier ministre Kenney a annoncé fin octobre 2019 que les producteurs de pétrole pourraient augmenter leurs « niveaux de production de pétrole au-dessus des quotas provinciaux actuels », s'ils augmentaient progressivement la quantité de pétrole qu'ils expédient par chemin de fer.

Chemin de fer Canadien Pacifique

En 2014, le chef de l'exploitation du Chemin de fer Canadien Pacifique (CP), Keith Creel, a déclaré que le CP était en position de croissance en 2014 grâce à l'augmentation du transport de pétrole brut en Alberta (WCS) qui représentera un tiers des nouveaux gains de revenus du CP jusqu'en 2018 « aidée par des améliorations aux terminaux de chargement de pétrole et aux voies ferrées dans l'ouest du Canada ». En 2014, le CPR a été façonné par le PDG Hunter Harrison et l'actionnaire activiste américain Bill Ackman . Les Américains détiennent 73 % des actions du CPR, tandis que les Canadiens et les Américains détiennent chacun 50 % du CN. Afin d'améliorer les rendements de leurs actionnaires, les chemins de fer ont réduit leurs effectifs et le nombre de locomotives.

Creel a déclaré dans une interview en 2014 que le transport du pétrole brut lourd de l'Alberta représenterait environ 60 % des revenus pétroliers du CP, et que le brut léger de la région de Bakken Shale en Saskatchewan et de l'État américain du Dakota du Nord représenterait 40 %. Avant la mise en œuvre de réglementations plus strictes au Canada et aux États-Unis à la suite de la catastrophe ferroviaire de Lac-Mégantic et d'autres incidents ferroviaires liés au pétrole qui impliquaient le brut léger non sulfureux très volatil et sensible de Bakken, Bakken représentait 60 % des expéditions de pétrole du CFCP. Creel a déclaré que "Il [WCS] est plus sûr, moins volatil et plus rentable à déplacer et nous sommes particulièrement bien placés pour nous connecter à la côte ouest ainsi qu'à la côte est."

Les responsables des chemins de fer affirment qu'une plus grande partie du trafic canadien de pétrole par rail est « constituée de brut lourd non dilué difficile à enflammer et de bitume brut ».

La ligne nord à grande capacité du CFCP, qui relie Edmonton à Winnipeg, est reliée à « tous les principaux marchés de raffinage en Amérique du Nord ». Le chef de la direction, Hunter Harrison, a déclaré au Wall Street Journal en 2014 que le Canadien Pacifique améliorerait les voies le long de sa ligne nord dans le cadre d'un plan d'expédition du pétrole de l'Alberta vers l'est.

À base d'eau

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Le 21 septembre 2014, Suncor Énergie Inc. a chargé son premier pétrolier de brut lourd, environ 700 000 barils de WCS, sur le pétrolier Minerva Gloria au port de Sorel près de Montréal, au Québec . Minerva Gloria est un pétrolier à double coque Aframax Crude Oil d'un tonnage de port en lourd (DWT) de 115 873 tonnes. Sa destination était Sarroch , sur l'île italienne de Sardaigne . Minerva Gloria mesure 248,96 mètres (816,8 pieds) × 43,84 mètres (143,8 pieds).

« Un deuxième pétrolier, le Stealth Skyros , doit charger du brut WCS depuis Montréal à la fin de la semaine prochaine pour être livré sur la côte américaine du golfe du Mexique, a déclaré aujourd'hui une personne connaissant les réservations. Cette expédition sera la première livraison par voie d'eau au Gulf de l'est du Canada pour le pétrole, qui est généralement transporté par pipeline. »

—  Tobben et Murtaugh 2014

Le Stealth Skyros de 116 000 tpl mesure 250 mètres (820 pieds) × 44 mètres (144 pieds). D'octobre 2013 à octobre 2014, Koch a organisé une charte d'un an sur Stealth Skyros qui a été fixée pour 12 mois à 19 500 $ par jour.

Repsol et WCS

La compagnie pétrolière espagnole Repsol a obtenu la licence du département américain du Commerce pour exporter 600 000 barils de WCS des États-Unis. Le WCS a été expédié via Freeport , Texas, sur la côte du Golfe (USGC) jusqu'au port de Bilbao à bord du pétrolier Suezmax , Aleksey Kosygin . Il est considéré comme « la première réexportation de brut canadien de l'USGC vers un port non américain », car le « gouvernement américain contrôle étroitement toutes les exportations de brut, y compris de qualité non américaine ». Le siège est à Bruxelles l' Union européenne de l » Agence européenne pour l' environnement (AEE) a surveillé le commerce. Le WCS, avec son API de 20,6 et sa teneur en soufre de 3,37 %, a été controversé.

En décembre 2014, Repsol a accepté d'acheter Talisman Energy (TLM.TO), le cinquième producteur indépendant de pétrole du Canada, pour 8,3 milliards de dollars US, ce qui est estimé à environ 50 % de la valeur de Talisman en juin 2014. En décembre 2014, le le prix du WCS était tombé à 40,38 $ US contre 79,56 $ en avril 2014. La demande mondiale de pétrole a diminué, la production a augmenté et le prix du pétrole a plongé à partir de juin et a continué de baisser jusqu'en décembre.

Autres produits du pétrole brut des sables bitumineux

Classe Nom du produit Gravité API Teneur en soufre
(en % de masse)
Société d'exploitation Améliorateur Emplacement
du terrain
Port de vente
Conventionnel : Léger Sucré Edmonton Par Crude
Mixed Sweet Blend (MSW)
39,4° 0,42%
Dilbit Access Western Blend (AWB) dilbit 21,7° 3,94% Devon Energy, Canada, MEG Energy Corp. Edmonton Canada
Dilsynbit Albian Heavy Synthétique (AHS) 19,6° 2,10 % Projet des sables bitumineux de l'Athabasca (AOSP) Shell Canada Energy, Chevron Canada, Marathon Oil Canada Valorisation de Scotford Canada
Rivière Bow (BR) 24,7° 2,10 % Canada
Par canadien 40° Canada
Dilbit Brut de Cold Lake (CL) 20,8° 3,80% Imperial Oil Resources, Cenovus Energy, Canadian Natural Resources Limited et Shell Energy
Robustesse lourde 22° Canada
Mélange Lloyd 22° Canada
Albian Premium 35,5° 0,04 % Canada
Mélange sucré Syncrude 30,5-33,6° 0,07-0,13 % Canada
Mélange synthétique sucré (SYN) 33,1° 0,16% Suncor, Syncrude Canada
Non conventionnel:Dilbit Sélection de l'Ouest canadien 20,3° 3,43% Canada Hardist

Marchés dérivés

La plupart des Western Canadian Select (WCS) sont acheminés vers l'Illinois pour le raffinement, puis vers Cushing, en Oklahoma , pour la vente. Les contrats à terme de WCS sont disponibles sur le Chicago Mercantile Exchange (CME) tandis que les swaps WCS de gré à gré bilatéraux peuvent être compensés sur ClearPort de Chicago Mercantile Exchange (CME) ou par NGX.

Raffineries

Le WCS est transporté de l'Alberta aux raffineries ayant la capacité de traiter le pétrole lourd des sables bitumineux. La Petroleum Administration for Defense Districts (Padd II) , dans le Midwest américain, a de l'expérience dans l'utilisation du mélange WCS. La plupart des WCS sont acheminés vers des raffineries du Midwest des États-Unis où les raffineries « sont configurées pour traiter un grand pourcentage de brut lourd à haute teneur en soufre et pour produire de grandes quantités de carburants de transport et de faibles quantités de fioul lourd ». Alors que les raffineurs américains « ont investi dans des configurations de raffinerie plus complexes avec une capacité de traitement plus élevée » qui utilisent des « matières premières moins chères » comme WCS et Maya, le Canada ne l'a pas fait. Bien que la capacité de raffinage canadienne ait augmenté grâce à l'échelle et à l'efficacité, il n'y a que 19 raffineries au Canada comparativement à 148 aux États-Unis.

Le pétrole brut WCS avec sa "très faible densité API ( American Petroleum Institute ) et sa teneur élevée en soufre et ses niveaux de métaux résiduels" nécessite un raffinage spécialisé dont peu de raffineries canadiennes disposent. Il ne peut être traité que dans des raffineurs modifiés avec une nouvelle métallurgie capable de traiter des bruts hautement acides (TAN).

« Les coûts de transport associés au transport du pétrole brut des champs pétrolifères de l'Ouest canadien vers les régions consommatrices de l'Est et le plus grand choix de qualités de brut font qu'il est plus économique pour certaines raffineries d'utiliser du pétrole brut importé. Par conséquent, l'économie pétrolière du Canada est maintenant un marché double : les raffineries de l'Ouest canadien exploitent du pétrole brut produit au pays, les raffineries du Québec et des provinces de l'Est exploitent principalement du pétrole brut importé, tandis que les raffineries de l'Ontario exploitent un mélange de pétrole brut importé et produit au pays. ont commencé à exploiter du brut canadien à partir de la production extracôtière de la côte est.

Les raffineries américaines importent de grandes quantités de pétrole brut du Canada, du Mexique, de la Colombie et du Venezuela, et elles ont commencé dans les années 1990 à renforcer leur capacité de cokéfaction et de production de soufre pour répondre à la croissance de ces pétroles bruts acides moyens et lourds tout en répondant aux exigences environnementales et à la demande des consommateurs pour carburants de transport. « Alors que les raffineries américaines ont réalisé des investissements importants dans du matériel de raffinage complexe, qui prend en charge le traitement de brut plus lourd et plus acide en essence et distillats, des investissements similaires en dehors des États-Unis ont été poursuivis de manière moins agressive. Le pétrole brut moyen et lourd représente 50 % des intrants de pétrole brut aux États-Unis. et les États-Unis continuent d'accroître leur capacité de traitement du brut lourd.

Les grandes sociétés pétrolières intégrées qui produisent du WCS au Canada ont également commencé à investir dans la modernisation des raffineries afin de traiter le WCS.

BP Whiting, raffinerie de l'Indiana

La raffinerie de BP Plc à Whiting, dans l'Indiana , est la sixième plus grande raffinerie des États-Unis avec une capacité de 413 500 b/j. En 2012, BP a commencé à investir dans un projet de modernisation de plusieurs milliards de dollars à la raffinerie de Whiting afin de distiller du WCS. Ce carénage de 4 milliards de dollars a été achevé en 2014 et a été l'un des facteurs ayant contribué à l'augmentation du prix du WCS. La pièce maîtresse de la mise à niveau était Pipestill 12, la plus grande unité de distillation de brut de la raffinerie, qui a été mise en service en juillet 2013. Les unités de distillation fournissent une charge d'alimentation pour toutes les autres unités de la raffinerie en distillant le brut lorsqu'il entre dans la raffinerie. La raffinerie Whiting est située près de la frontière entre l'Indiana et l'Illinois. C'est le principal acheteur de CWS et de WTI de Cushing, Oklahoma, point de livraison du contrat pétrolier de référence américain.

Le 8 août 2015, il y a eu un dysfonctionnement de la tuyauterie à l'intérieur du Pipestill 12 causant de lourds dommages et l'unité était hors ligne jusqu'au 25 août. C'était l'un des principaux facteurs contribuant à la baisse du prix du pétrole avec WCS à son prix le plus bas en neuf ans.

Raffinerie de Toledo, Ohio

La raffinerie de Toledo dans le nord-ouest de l'Ohio, dans laquelle BP a investi environ 500 millions de dollars dans des améliorations depuis 2010, est une coentreprise avec Husky Energy , qui exploite la raffinerie et traite environ 160 000 barils de pétrole brut par jour. Depuis le début des années 2000, l'entreprise concentre ses activités de raffinage sur le traitement du brut provenant des sables bitumineux et des schistes .

Projet de valorisation du bitume des sables bitumineux de Sarnia-Lambton de 10 milliards de dollars

Pétrolière Impériale, raffinerie de Sarnia

Depuis septembre 2013, le WCS est traité à la raffinerie d'Imperial Oil à Sarnia, en Ontario, et l' usine de Joliet d' ExxonMobil Corporation (XOM) compte 238 000 barils (37 800 m 3 ) en Illinois et à Baton Rouge, en Louisiane.

En avril 2013, la raffinerie de Sarnia, en Ontario, de 121 000 barils (19 200 m 3 ) d' Imperial Oil était la seule cokerie branchée de l'Est du Canada qui pouvait traiter le bitume brut.

En juillet 2014, l'Académie canadienne du génie a identifié le projet de valorisation du bitume des sables bitumineux de Sarnia-Lambton de 10 milliards de dollars pour produire des bruts prêts pour le raffinage, comme un projet à l'échelle nationale hautement prioritaire.

Complexe de raffinerie coopératif

Le pétrole lourd de Lloydminster, un composant du mélange de pétrole lourd Western Canadian Select (WCS), est traité à l' usine de valorisation de pétrole lourd CCRL Refinery Complex qui a subi un incendie dans le cokeur de la section de valorisation de pétrole lourd de l'usine, le 11 février 2013 Il s'agissait du troisième incident majeur en 16 mois, à l'usine de Regina. Le prix du Western Canadian Select s'est affaibli par rapport au pétrole de référence américain West Texas Intermediate (WTI).

Raffinerie de Pine Bend

La raffinerie de Pine Bend, la plus grande raffinerie de pétrole du Minnesota , située dans les villes jumelles, reçoit 80 % de son brut lourd entrant des sables bitumineux de l'Athabasca. Le pétrole brut est acheminé du nord - ouest à l' installation par les pipelines Lakehead et Minnesota qui appartiennent également à Koch Industries . La plupart du pétrole entre et sort de l'usine par un réseau de pipelines de 537 milles appartenant à Koch qui s'étend à travers le Minnesota et le Wisconsin. L'Agence d'information sur l'énergie des États-Unis (EIA) l'a classé au 14e rang du pays en 2013 en termes de production. En 2013, sa capacité nominale est passée à 330 000 barils (52 000 m 3 ) par jour.

Repsol

Repsol a répondu à l'application en janvier 2009 de la teneur réduite en soufre de l'Union européenne dans l'essence et le diesel automobiles de 50 à 10 parties par million, en investissant massivement dans la modernisation de ses raffineries. Ils modernisaient trois de leurs cinq raffineries en Espagne ( Carthagène , La Corogne , Bilbao , Puertollano et Tarragone ) avec des cokeurs capables de raffiner le pétrole lourd Western Canadian Select. De nombreuses autres raffineries européennes ont fermé en raison de la baisse des marges. Repsol a testé les premiers lots de WCS dans ses raffineries espagnoles en mai 2014.

Raffinerie de Carthagène

En 2012, Repsol a achevé la modernisation et l'extension de 3,15 milliards d'euros de sa raffinerie de Cartagena à Murcie , en Espagne, qui comprenait une nouvelle unité de cokéfaction capable de raffiner du brut lourd comme le WCS.

Petronor

Les mises à niveau achevées de Repsol en 2013, qui comprenaient une nouvelle unité de cokéfaction et une unité de cogénération hautement efficace dans leur raffinerie Petronor à Muskiz près de Bilbao , ont coûté plus d'un milliard d'euros et représentent « le plus grand investissement industriel de l'histoire du Pays basque ». Cette nouvelle unité de cokéfaction produira « des produits à plus forte demande tels que le propane, le butane, l'essence et le diesel » et « éliminera la production de fioul ». L'unité de cogénération réduira les émissions de CO2 et contribuera à atteindre les objectifs du protocole de Kyoto de l'Espagne . La raffinerie est autosuffisante en électricité et capable de distribuer de l'électricité au réseau.

Mélangeurs : ANS, WCS, Bakken Oil

Dans leur article de 2013 publié dans Oil & Gas Journal , John Auers et John Mayes suggèrent que « les récentes déconnexions de prix ont créé des opportunités pour les mélangeurs et les raffineurs de pétrole brut astucieux de créer leurs propres substituts aux qualités à base d'eau (comme Alaska North Slope (ANS)) Un « pseudo » substitut du versant nord de l'Alaska, par exemple, pourrait être créé avec un mélange de 55 % de Bakken et de 45 % de Western Canadian Select à un coût potentiellement bien inférieur au prix du marché de l'ANS. Ils soutiennent qu'il existe des opportunités financières pour les raffineries capables de mélanger, de livrer et de raffiner des mélanges de brut moins chers « échoués », comme Western Canadian Select (WCS). Contrairement au pétrole léger et doux produit « à partir des gisements de schiste émergents du Dakota du Nord ( Bakken ) et du Texas ( Eagle Ford ) ainsi qu'à une résurgence du forage dans des champs plus anciens et existants, tels que le bassin du Permien », les sables bitumineux de L'Alberta est « extrêmement lourde ».

Impact du pétrole étanche de Bakken sur le WCS

La CIBC a signalé que l'industrie pétrolière a continué à produire des quantités massives de pétrole malgré un marché du pétrole brut stagnant. La production de pétrole de la seule formation Bakken devrait augmenter de 600 000 barils en 2012 jusqu'en 2016. En 2012, la production canadienne de pétrole de réservoirs étanches et de sables bitumineux était également en hausse.

À la fin de 2014, alors que la demande de consommation mondiale de pétrole continuait de baisser, la croissance remarquablement rapide de la production de pétrole dans la production de pétrole «léger et étanche» dans le Dakota du Nord Bakken , les bassins du Permien et d' Eagle Ford au Texas, tout en rajeunissant la croissance économique dans « US raffinage, pétrochimie et industries de transport associées, rail et pipelines », [il a également] « déstabilisé les marchés pétroliers internationaux ».

Depuis 2000, l'utilisation plus large des technologies d' extraction de pétrole telles que la fracturation hydraulique et le forage horizontal a provoqué un boom de la production dans la formation de Bakken qui se trouve sous la partie nord-ouest du Dakota du Nord . WCS et Bakken sont en concurrence pour les pipelines et l'espace ferroviaire. À la fin de 2010, les taux de production de pétrole avaient atteint 458 000 barils (72 800 m 3 ) par jour, dépassant ainsi la capacité du pipeline pour expédier le pétrole hors du Bakken. Ce pétrole est en concurrence avec WCS pour l'accès au transport par pipeline et par rail. La production de Bakken a également augmenté au Canada, bien que dans une moindre mesure qu'aux États-Unis, depuis la découverte en 2004 du champ pétrolier Viewfield en Saskatchewan. Les mêmes techniques de forage horizontal et de fracturation hydraulique massive à plusieurs étages sont utilisées. En décembre 2012, 2 357 puits Bakken en Saskatchewan ont produit un record de 71 000 barils par jour (11 000 m 3 /j). La formation de Bakken produit également au Manitoba, mais le rendement est faible, en moyenne moins de 2 000 barils par jour (300 m 3 /j) en 2012.

"Un peu plus de 21 % du produit intérieur brut (PIB) total du Dakota du Nord en 2013 de 49,77 milliards de dollars provient des ressources naturelles et de l'exploitation minière."

« L'État prélève une taxe de production de 5 % sur la valeur brute à la tête de puits de tout le pétrole produit dans l'État, à quelques exceptions près. L'État prélève également une taxe sur l'extraction de pétrole (accise) sur le pétrole produit. En 2012, l'État a collecté 1,68 milliard de dollars. des revenus pétroliers, en hausse de 71,4% par rapport à ses perceptions de 2011. Les taxes pétrolières fournissent 42,3% des revenus nets totaux de l'État, près de quatre fois l'impôt sur le revenu des particuliers et plus de huit fois les recettes provenant de l'impôt sur les sociétés. la taxe est répartie entre les gouvernements des États et des comtés. Le trésorier de l'État prélève 20 % qu'il alloue ensuite aux villes et à un programme de subventions d'impact. Les 80 % restants sont répartis entre les gouvernements des États et des comtés selon une formule mandatée."

—  Auskik 2014

« L'État a créé un fonds hérité en 2010 – semblable à un fonds souverain dans les pays étrangers – pour réduire une partie des revenus de l'État provenant de la production de pétrole et de gaz. Selon la loi, 30 % des taxes sur le pétrole et le gaz de l'État (après distributions) sont déposés dans le fonds hérité. Cela a entraîné des perceptions de taxes sur le pétrole et le gaz de 446,3 millions de dollars pour l'exercice 2012, 824,7 millions de dollars pour l'exercice 2013 et 926,6 millions de dollars pour l'exercice 2014. »

—  Auskik 2014

Redevance

Les taux de redevance en Alberta sont basés sur le prix du WTI. Ce taux de redevance est appliqué au revenu net d'un projet si le projet a atteint le paiement ou au revenu brut si le projet n'a pas encore atteint le paiement. Les revenus d'un projet sont directement fonction du prix auquel il peut vendre son brut. Étant donné que le WCS est une référence pour les bruts des sables bitumineux, les revenus tirés des sables bitumineux sont actualisés lorsque le prix du WCS est actualisé. Ces remises de prix se répercutent sur les paiements de redevances.

La province de l'Alberta reçoit une partie des bénéfices du développement des ressources énergétiques sous forme de redevances qui financent en partie des programmes comme la santé, l'éducation et l'infrastructure.

En 2006-2007, les revenus tirés des redevances sur les sables bitumineux s'élevaient à 2,411 milliards de dollars. En 2007-2008, il est passé à 2,913 milliards de dollars et a continué d'augmenter en 2008-2009 pour atteindre 2,973 milliards de dollars. À la suite du régime de redevances révisé de l'Alberta, il est tombé en 2009-2010 à 1,008 milliard de dollars. Cette année-là, les revenus totaux des ressources de l'Alberta « sont tombés en dessous de 7 milliards de dollars... lorsque l'économie mondiale était en proie à la récession ».

En février 2012, la province de l'Alberta « s'attendait à des revenus de 13,4 milliards de dollars provenant des ressources non renouvelables en 2013-2014 ». En janvier 2013, la province ne prévoyait que 7,4 milliards de dollars. « 30 pour cent du budget d'environ 40 milliards de dollars de l'Alberta est financé par les revenus du pétrole et du gaz. Les redevances sur le bitume représentent environ la moitié de ce total. » En 2009-2010, les redevances provenant des sables bitumineux s'élevaient à 1,008 milliard de dollars (Budget 2009 cité dans Energy Alberta 2009).

Afin d'accélérer le développement des sables bitumineux, les gouvernements fédéral et provincial ont aligné plus étroitement la taxation des sables bitumineux sur celle d'autres exploitations minières à ciel ouvert, ce qui a entraîné « l'imposition d'un pour cent des revenus bruts d'un projet jusqu'à ce que les coûts d'investissement du projet soient payés en totalité à ces taux ponctuels sont passés à 25 pour cent des revenus nets. Ces changements de politique et la hausse des prix du pétrole après 2003 ont eu l'effet souhaité d'accélérer le développement de l'industrie des sables bitumineux. Un régime de redevances révisé de l'Alberta a été mis en œuvre le 1er janvier 2009. Aux termes duquel chaque projet de sables bitumineux paie un taux de redevance sur les revenus bruts de 1 % (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30). Régimes fiscaux pétroliers et gaziers 2011 résume les régimes fiscaux pétroliers des provinces et territoires de l'Ouest. Les régimes fiscaux pétroliers et gaziers ont décrit comment les paiements de redevances étaient calculés :

« Une fois qu'un projet de redevances sur les sables bitumineux atteint le paiement, la redevance payable à la Couronne est égale au plus élevé des montants suivants : (a) la redevance sur les revenus bruts (1 % - 9 %) pour la période, et (b) le pourcentage de redevance (25 % - 40 %) du revenu net pour la période. À compter du 1er janvier 2009, le pourcentage de redevance du revenu net est également indexé sur le prix en dollars canadiens du WTI. Il est de 25 % lorsque le prix du WTI est inférieur ou égal à 55 $/ bbl, augmentant linéairement jusqu'à un maximum de 40 % lorsque le prix atteint 120 $/b. Aux fins des redevances, les revenus nets sont égaux aux revenus du projet moins les coûts autorisés."

—  Régimes fiscaux du pétrole et du gaz

Lorsque le prix du pétrole par baril est inférieur ou égal à 55 $/b indexé sur le West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30) (Indexé sur le prix en dollars canadiens du West Texas Intermediate (WTI) (Pétrole et Gas Fiscal Regimes 2011:30) jusqu'à un maximum de 9%). Lorsque le prix du pétrole par baril est inférieur ou égal à 120 $/b indexé sur le « paiement » West Texas Intermediate (WTI).

Le paiement fait référence à « la première fois que le promoteur a récupéré tous les coûts autorisés du projet, y compris une allocation de retour sur ces coûts égale au taux des obligations à long terme du gouvernement du Canada [« LTBR »].

Afin d'encourager la croissance et la prospérité et en raison des coûts extrêmement élevés de l'exploration, de la recherche et du développement, les exploitations minières et les sables bitumineux ne paient aucun impôt sur les sociétés, fédéral, provincial ou redevance gouvernementale autre que l'impôt sur le revenu des particuliers, car les entreprises restent souvent en position déficitaire. à des fins fiscales et de redevances pendant de nombreuses années. La définition d'une position de perte devient de plus en plus complexe lorsque des sociétés énergétiques multinationales intégrées verticalement sont impliquées. Suncor prétend que leurs pertes réalisées étaient légitimes et que l' Agence du revenu du Canada (ARC) réclame injustement « 1,2 milliard de dollars » en impôts, ce qui met en péril leurs opérations.

De 2009 à 2015, les redevances sur les sables bitumineux ont représenté le plus important contributeur aux revenus de redevances de la province et ont contribué à environ 10 % de tous les revenus de l'Alberta. En 2014-2015, les revenus tirés des sables bitumineux s'élevaient à plus de 5 milliards de dollars et représentaient plus de 10 % des dépenses d'exploitation de 48,5 $ de l'Alberta. En décembre 2015, les seules sources de revenus qui contribuaient davantage étaient l'impôt sur le revenu des particuliers à 23 %, les transferts fédéraux à 13 % et l'impôt sur le revenu des sociétés à 11 %.

En 2019, 1,1 milliard de barils de pétrole ont été extraits des sables bitumineux de l'Alberta.

Taux de redevances sur les sables bitumineux

« La méthodologie d'évaluation du bitume (BVM) est une méthode permettant de déterminer, aux fins des redevances, une valeur pour le bitume produit dans les projets de sables bitumineux et soit valorisé sur place, soit vendu ou transféré à des sociétés affiliées. La BVM s'assure que l'Alberta reçoit une valeur marchande pour sa production de bitume, en espèces ou en redevances en nature sur le bitume, selon la formule de redevance. Western Canadian Select (WCS), une qualité ou un mélange de bitumes de l'Alberta, de diluants (un produit comme le naphta ou le condensat qui est ajouté pour augmenter la capacité du pétrole s'écouler dans un pipeline) et les huiles lourdes conventionnelles, développées par des producteurs albertains et stockées et évaluées à Hardisty, en Alberta, ont été déterminées comme étant le meilleur prix du brut de référence dans le développement d'un BVM.

Prix ​​WTI C$/bbl Taux de redevance avant paiement sur le revenu brut Taux de redevance après paiement sur le revenu net
Moins de 55 $ CA 1,00 % 25,00%
60 $ CA 1,62% 26,15%
75 $ CA 3,46% 29,62 %
100 $ CA 6,54% 35,38 %
Au-dessus de 120 $ CA 9.00% 40.00%

Bulle de bitume

Production prévue des sables bitumineux de l'Athabasca en 2012

En janvier 2013, la première ministre de l'Alberta de l'époque , Alison Redford , a utilisé le terme « bulle du bitume » pour expliquer l'impact d'une baisse dramatique et imprévue du montant des taxes et des revenus des sables bitumineux liée au prix fortement réduit de l'Ouest Canadian Select contre le pétrole brut WTI et Maya, entraînerait des coupes sombres dans le budget provincial de 2013. En 2012, les prix du pétrole ont augmenté et baissé toute l'année. Le premier ministre Redford a décrit la « bulle du bitume » comme le différentiel ou « l'écart entre les différents prix et le prix inférieur du Western Canadian Select (WCS) de l'Alberta ». En 2013 seulement, l'effet «bulle du bitume» a entraîné une perte d'environ six milliards de dollars de revenus provinciaux.

Voir également

Remarques

Citations

Les références

Liens externes