mars/avril 2013

La pression se fait sentir

Les exportateurs de sables bitumineux recherchent des alternatives au pipeline

Par Herb Mathisen

Le réseau de pipeline, lignes existantes et projetées, qui relie le pétrole de l’ouest du Canada au Canada et aux États-Unis | Courtoisie de CAPP


Selon un récent rapport de Deloitte, les producteurs de sables bitumineux perdent 27 millions $ chaque jour en raison d’importants escomptes sur le pétrole albertain. Cet escompte provient en grande partie de l’approvisionnement soutenu et croissant de pétrole brut des États-Unis et de l’Alberta qui échoit sur le plus important marché d’exportation du Canada, le Midwest américain, notamment dans un embranchement de pipeline important de Cushing, en Oklahoma. En conséquence, les sociétés de sables bitumineux recherchent des solutions créatives pour acheminer leur pétrole vers de nouveaux marchés. Et pendant que les pipelines Keystone XL et Northern Gateway, conçus pour relier le pétrole canadien à la côte du golfe du Mexique aux États-Unis et aux marchés asiatiques, butent sur des obstacles politiques, de nouveaux projets d’acheminement du pétrole vers des marchés assoiffés au Canada même, prennent de la vitesse.

En 2011, les raffineries de l’est duCanada ont importé un peu plus de 300 000 barils par jour (b/j) de l’ouest du Canada, et environ 600 000 b/j de l’étranger. Ce pétrole étranger est plus dispendieux que le brut de l’Ouest, en grande partie par son accessibilité sur les marchés mondiaux. En conséquence, faire couler le pétrole albertain vers l’est serait avantageux tant pour les producteurs que pour les raffineurs.

Travis Davies, porte-parole de l’Association canadienne des producteurs de pétrole, indique que les pipelines envisagés au Canada fourniraient les solutions les plus rapides aux problèmes de prix de l’Alberta. Par exemple, le projet de renversement du pipeline Line 9 d’Enbridge pourrait débuter dès la mi-2013 et fournir plus de 200 000 b/j aux raffineries à l’est de Sarnia, en Ontario. Et le projet de conversion de l’usine de gaz naturel Canadian Mainline de TransCanada pour acheminer du pétrole vers Montréal, puis peut-être par bateau vers la plus grande raffinerie du Canada située à Saint John, au Nouveau-Brunswick, gagne du terrain. Selon M. Davies, ce projet est attrayant parce que la plus grande partie de l’infrastructure est déjà installée, et avec l’augmentation de la production de gaz naturel dans le nord-est des États-Unis, la demande en gaz naturel canadien sur ce marché diminue.

Grady Semmens, porte-parole de TransCanada, indique que le projet de cette entreprise est techniquement et économiquement réalisable, ajoutant qu’il permettrait de transporter de 500 000 à un million de barils par jour vers les raffineries canadiennes. En comparaison, sauf délais juridiques inattendus, le pipeline Northern Gateway transporterait environ 525 000 barils par jour d’ici 2017, et Keystone XL jusqu’à 830 000 d’ici 2015. « Nous sommes en pourparlers avec des clients potentiels et nous sommes satisfaits de l’intérêt exprimé jusqu’à maintenant, précise M. Semmens. Nous devrons transformer cet intérêt en contrats commerciaux à long terme avant de penser à dépenser les milliards [qui sont] nécessaires à la réalisation de ce projet. » M. Semmens précise que le pipeline ne commencerait pas à transporter du pétrole avant 2017 et ajoute que le point d’arrivée du pipeline n’a pas encore été fixé.

Entre-temps, le CN et la société Canadian Pacific (CP) ont augmenté leur capacité de transport du pétrole pour répondre à la demande de l’industrie. Depuis que le CN a commencé à s’intéresser au transport du brut lourd, du brut léger et du bitume provenant de l’ouest du Canada en 2010, son volume de transport est passé de 5 000 wagons en 2011 à 30 000 en 2012. La société espère doubler ce volume pour atteindre 60 000 wagons – soit plus de 90 000 b/j – en 2013. Un wagon transporte 550 barils de brut lourd ou 650 barils de brut léger. Le CP a déjà augmenté sa capacité globale à 70 000 wagons pour 2013, et Ed Greenberg, porte-parole du CP, ajoute que le géant ferroviaire pourrait doubler, voire tripler ce volume dans les prochaines années. « Mais en fin de compte, le marché sera développé par l’industrie de l’énergie », précise-t-il.

Mark Hallman, porte-parole du CN, indique que le chemin de fer ne pourra que compléter les pipelines, sans les remplacer. Le réseau du CN permet aux sociétés d’accéder à de nouveaux marchés que les pipelines ne desservent pas actuellement. « Une fois qu’on est sur le chemin de fer, on n’est plus limité à un marché précis, résume-t-il. On peut expédier vers le marché le plus avantageux du jour. »

C’est exactement ce que fait la petite société Southern Pacific Resource Corp. de Calgary, grâce à une entente de cinq ans conclue avec le CN pour l’expédition du bitume dilué de son projet STP-McKay Thermal, situé à 45 kilomètres au nord de Fort McMurray, jusqu’au golfe du Mexique. Oublier l’habituel pipeline permet à la société d’accéder à des marchés plus concurrentiels, et donc de vendre son produit à meilleur prix.

La production de sables bitumineux devrait continuer de croître, et Geoff Hill, chef du secteur du pétrole et du gaz de Deloitte, soutient que les producteurs doivent convaincre l’ensemble des Canadiens du fait que l’amélioration de l’infrastructure de transport est dans l’intérêt du pays, si elle se fait de manière sécuritaire et respectueuse de l’environnement. Le rapport Deloitte Le secteur des sables bitumineux gagnera-t-il du terrain? de 2013 estime à 2 100 milliards $ les bénéfices économiques potentiels des sables bitumineux pour le Canada sur les 25 prochaines années, y compris des revenus fiscaux de 783 milliards $. « Il est presque impossible de trouver une autre source de revenus aussi importante pour le Canada », ajoute M. Hill.

D’où provient l’escompte?

La plus grande partie des exportations de pétrole brut et de bitume de l’ouest du Canada est expédiée au Midwest américain au moyen de milliers de kilomètres de pipelines. Récemment, cet approvisionnement a vu s’ajouter la forte hausse de production dans la région Bakken du Dakota du Nord, qui a aussi grugé une partie de la capacité du pipeline de l’ouest du Canada. Il en résulte un goulot d’étranglement sur un embranchement de pipeline important à Cushing, en Oklahoma, qui fait que l’Alberta doit vendre son pétrole à rabais.

Selon la U.S. Energy Information Association, l’étalon West Texas Intermediate (WTI) vendu à la sortie de Cushing se transigeait au même prix que l’étalon European Brent il y a à peine deux ans, mais son prix a chuté depuis que le pipeline Keystone Phase Two a commencé à acheminer plus de pétrole à Cushing, au début de 2011. Cet écart dépassait les 20 $ par baril en février 2013. La vente du pétrole de l’ouest canadien est soumise à un escompte supplémentaire au prix du WTI, notamment parce qu’il ne peut pas atteindre d’autres marchés. En décembre, un baril de Western Canadian Select, un mélange lourd de pétrole conventionnel et de bitume, se vendait 40 $ de moins que le WTI. D’autres produits, comme le brut léger affiné non sulfureux de Syncrude, s’en tirent mieux, mais se vendaient quand même 2,52 $ moins cher le baril que le WTI en 2012. Siren Fisekci, vice-présidente des relations avec les investisseurs de Canadian Oil Sands, qui détient 36,74 pour cent des parts du projet collectif Syncrude, croit que l’écart se creusera pour atteindre 5 $ le baril en 2013. « Compte tenu de la capacité limitée du pipeline et de la croissance de l’offre, nos prix demeureront volatils », dit-elle.

« Il serait très difficile de réduire cet écart autrement que par d’importantes annonces concernant les pipelines », ajoute Geoff Hill, de Deloitte.

Traduit par SDL

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