Aperçu du marché : Capacité des oléoducs au Canada en 2024
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Date de diffusion : 2024-05-08
La production de pétrole brut a augmenté dans l’Ouest canadien, atteignant en Alberta un sommet de 4,53 millions de barils par jour (« Mb/j ») en décembre 2023. Une fois en service dans son intégralité, le réseau agrandi de Trans Mountain (« réseau agrandi ») ajoutera 590 milliers de barils par jour (« kb/j ») de nouvelle capacité et augmentera de 13 % celle des pipelines de l’Ouest canadien en vue de l’exportation de pétrole brut, ce qui aidera à réduire les contraintes existantes à cet égard.
Les grands pipelines d’exportation de pétrole dans l’Ouest canadien, soit la canalisation existante de Trans Mountain, le pipeline Keystone et le réseau principal d’Enbridge, fonctionnent à un taux d’utilisation de 100 % ou presque, signe d’une demande également très élevée et d’une capacité de réserve désormais fort limitée (figure 1)Note de bas de page 1.
Figure 1 – Volumes de pétrole brut transportés à partir de l’Ouest canadien par rapport à la capacité pipelinière disponible de 2018 à 2023
Sources et Description
Sources : Profils pipeliniers, brut par chemin de fer, Avenir énergétique du Canada en 2023 et données du système de suivi des produits
Description : Ce graphique à aires empilées illustre les débits et capacités, au total, du réseau principal d’Enbridge, du pipeline Keystone, de la canalisation Trans Mountain et des réseaux pipeliniers Express, Aurora et Milk River de 2018 à 2023. Les exportations par chemin de fer sont également incluses afin de brosser un tableau complet du volume total de pétrole brut exporté par rapport à la capacité pipelinière disponible, qui a augmenté avec l’achèvement du programme de remplacement de la canalisation 3 en octobre 2021. Les données les plus récentes, soit celles de décembre 2023, montrent que le débit total de 4,71 Mb/j (exportations par chemin de fer comprises) dépasse la capacité pipelinière totale de 4,67 Mb/j.
Compte tenu de la forte utilisation récente de la capacité des oléoducs, les exportations de brut par chemin de fer ont augmenté de 53 % depuis six mois. De plus, davantage de pétrole a été stocké dans l’Ouest canadien ces derniers mois. Une partie sera initialement destinée au remplissageDéfinition* de la nouvelle canalisation du réseau agrandi, tandis que le reste est susceptible de devoir attendre jusqu’à ce que les contraintes de capacité s’atténuent une fois l’agrandissement mis en service.
Écart de prix élevé réduisant le bénéfice par baril de WCS produit dans l’Ouest canadien
La croissance récente de la production de pétrole et la forte utilisation de la capacité pipelinière ont eu pour effet de creuser l’écart de prix, entre le Western Canadian SelectDéfinition* (« WCS ») et le West Texas IntermediateDéfinition* (« WTI »). Le prix du WCS est habituellement inférieur à celui du pétrole produit aux États-Unis, car il est plus lourd, donc coûte plus cher à raffiner, sans compter le coût d’expédition jusqu’à Cushing, en Oklahoma, où le WTI est couramment acheté et vendu. Lorsque la capacité pipelinière est limitée, le brut qui ne peut pas être ainsi exporté l’est souvent par chemin de fer, ce qui signifie généralement un écart encore plus grand pour justifier le coût plus élevé du transport ferroviaire.
En 2023, la valeur moyenne du WCS était inférieure de 17,90 $ US le baril à celle du WTI. Au début de 2024, cet écart s’était élargi pour atteindre environ 18,50 $ US le baril (figure 2). Généralement, plus grand est l’écart, moindre sont les rentrées nettesDéfinition* ou la rentabilité des producteurs de pétrole de l’Ouest canadien, mais cela signifie aussi que les raffineries canadiennes peuvent acheter du brut à moins cher. L’écart a été réduit au cours des derniers moisNote de bas de page 2 à mesure que la date de mise en service du réseau agrandi approchait. La capacité supplémentaire devrait normalement accroître la valeur du WCS et des autres pétroles bruts canadiens par rapport au WTI.
Figure 2 – Production de pétrole brut dans l’Ouest canadien et niveaux de stockage à l’aune de l’écart de prix WTI-WCS
Sources et Description
Sources : Régie de l’énergie du Canada, Wood Mackenzie (Genscape) et One Exchange Corp. (les deux derniers liens mènent à des documents en anglais)
Description : Le premier graphique compare la production de pétrole brut WCS en Colombie-Britannique, en Alberta et en Saskatchewan par rapport à l’écart de prix avec le WTI de janvier 2019 à janvier 2024. Le second compare les niveaux de stockage au Canada dans les mêmes conditions de 2019 à mars 2024. De façon générale, la production de pétrole brut et les niveaux de stockage augmentent alors que leurs variations suivent généralement celles de l’écart WTI-WCS. La production de pétrole, les niveaux de stockage et l’écart ont tous diminué en 2020 en raison de la baisse de la demande pendant la pandémie de COVID-19. Par la suite, règle générale, chacun de ces éléments a augmenté à la fin de 2023. Après avoir atteint en moyenne 25,30 $ US le baril en novembre 2023, l’écart s’est rétréci à environ 13 $ US le baril cinq mois plus tard en avril 2024.
Avant et après l’agrandissement de Trans Mountain
Le pipeline actuel de Trans Mountain (avant agrandissement) transporte du pétrole brut jusqu’à la raffinerie Parkland à Burnaby et à certaines autres dans l’État de Washington ainsi que des volumes limités destinés à des navires-citernes au quai Westridge. Il achemine également des produits pétroliers raffinés jusqu’à divers marchés en Colombie-BritanniqueNote de bas de page 3. Le réseau agrandi devrait accroître l’accès aux marchés pour les producteurs de pétrole brut de l’Ouest canadien, en particulier à ceux de la Californie et de l’Asie-Pacifique, où les prix pourraient être plus élevés.
Une fois l’intégralité du réseau agrandi en service, sa capacité triplera presque, passant de 300 à 890 kb/j. Cette augmentation de 590 kb/j de la capacité d’exportation de pétrole brut produit au Canada est la plus forte enregistrée depuis bon nombre d’années. La dernière augmentation importante de ce type remonte au programme de remplacement de la canalisation 3 du réseau principal d’Enbridge entrée en service en octobre 2021 qui a permis d’ajouter 370 kb/j de capacité à l’exportationNote de bas de page 4.
Les expéditeurs de pétrole brut (producteurs, raffineurs et négociants) ont déjà souscrit 80 % de la capacité du réseau agrandi au moyen de contrats d’engagement d’achat fermeDéfinition* à long terme. La tranche restante de 20 % est disponible sans contrat (de façon ponctuelleDéfinition*) d’un mois au suivant. Contrairement à la capacité souscrite de 80 %, cette tranche de 20 % variera probablement selon les conditions commerciales, comme les prix du pétrole sur les principaux marchés internationaux, les coûts de transport sur le réseau agrandi par rapport aux pipelines concurrents et la quantité de brut disponible pour exportation.
Figure 3 – Capacité des oléoducs d’exportation de l’Ouest canadien avant et après l’agrandissement
Source et Description
Source : Avenir énergétique du Canada 2023
Description : Le graphique compare la capacité totale d’exportation par pipeline à partir de l’Ouest canadien avant la date de mise en service du réseau agrandi de Trans Mountain, qui s’élève alors à environ 4,63 Mb/j, à celle une fois ce réseau en service dans son intégralité, alors portée à environ 5,22 Mb/j. Il est important de noter que les chiffres estimatifs quant à la capacité pipelinière totale disponible sont incertains, car ils dépendent de nombreuses hypothèses clés, comme il est expliqué dans le rapport sur l’Avenir énergétique du Canada en 2023.
Dans l’ensemble, le réseau agrandi de Trans Mountain représentera 17 % de la capacité totale d’exportation de pétrole brut proposée aux producteurs canadiens. Le réseau principal d’Enbridge demeurera pour sa part le plus important pipeline d’exportation, avec 63 % de toute la capacité disponible après la mise en service du réseau agrandi (figure 3).
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