Les producteurs ont entamé l'année 2023 en pensant que l'extension de 590 000 barils par jour (bpj) - qui triple presque la capacité de l'oléoduc existant - des champs pétrolifères enclavés de l'Alberta à la côte pacifique serait remplie de pétrole d'ici la fin de l'année - la dernière étape avant le début de l'exploitation complète.
Cependant, le projet, achevé à environ 95 %, a connu des problèmes de construction en Colombie-Britannique, ce qui a fait craindre aux négociants et aux analystes que son démarrage soit retardé au-delà de l'objectif actuel de la fin mars 2024. En octobre, TMX a déclaré que le remplissage des lignes commencerait au cours du premier trimestre et prendrait jusqu'à sept semaines.
TMX attend maintenant une autre décision réglementaire sur une demande qui, si elle est rejetée, pourrait ajouter 59 jours aux plans de construction. Cette décision intervient après avoir modifié certains de ses itinéraires et fait face à un arrêt de travail pour cause de non-conformité environnementale. Une décision est attendue dans les plus brefs délais.
Ce n'est que le dernier obstacle en date pour ce projet appartenant au gouvernement canadien, après des années de retards réglementaires, d'opposition environnementale et de dépassements de coûts massifs.
Au fil des ans, la date de mise en service de l'oléoduc a été repoussée, mais l'approvisionnement s'est poursuivi. De nouveaux retards pourraient contraindre les producteurs à accepter des prix plus bas pour leur brut et à stocker davantage de barils pour faire face à la surabondance de pétrole bloqué en Alberta en attendant la mise en service de l'oléoduc.
Les retards dans la construction de l'oléoduc TMX ont déjà contribué à ce que l'escompte, ou l'écart, entre le brut lourd de référence Western Canada Select (WCS) et le brut de référence américain atteigne près de 30 dollars le baril le mois dernier, soit le niveau le plus élevé depuis un an.
Selon la société de courtage CalRock, le WCS affichait pour la dernière fois un rabais de 23 dollars le baril, soit environ 8 dollars de plus que la moyenne. Le brut synthétique léger issu des sables bitumineux, une autre qualité clé du pétrole canadien, se négocie près de sa plus forte décote depuis 2020.
Le Canada exportant environ 3,8 millions de barils par jour via des oléoducs, chaque dollar supplémentaire de décote se traduit par des millions de dollars de pertes de revenus pour les compagnies pétrolières, selon les analystes.
"Il semble que le marché soit de plus en plus nerveux à l'idée que la date de démarrage soit plus tardive", a déclaré Martin King, analyste chez RBN Energy. "De plus en plus de gens s'inquiètent du fait que cela va aller au-delà du deuxième trimestre, peut-être même du troisième.
L'explosion des différentiels WCS met également en évidence la façon dont l'expansion perturbée, probablement l'un des derniers grands projets d'oléoducs à être construits au Canada, continue d'infliger des souffrances alors même qu'elle approche de la ligne d'arrivée.
Le budget de construction de TMX a déjà quadruplé pour atteindre 30,9 milliards de dollars canadiens (22,75 milliards de dollars).
"Ce n'est pas seulement le coût de la construction qui est scandaleux, mais l'impact sur l'économie canadienne du différentiel (WCS) et de la production de pétrole qui n'arrive pas sur le marché", a déclaré Heather Exner-Pirot, conseillère spéciale du Conseil des affaires du Canada.
LA PRODUCTION AUGMENTE, LE RAIL NE VIENT PAS À LA RESCOUSSE
Ces inquiétudes surviennent alors que la production du Canada, quatrième producteur mondial de pétrole, atteint des niveaux record, dépassant la capacité des oléoducs existants vers les États-Unis.
Selon Kevin Birn, analyste en chef des marchés pétroliers canadiens chez S&P Global, le Canada a produit 4,86 millions de bpj en 2022 et devrait atteindre 5,5 millions de bpj d'ici à 2030.
Les compagnies pétrolières devraient ajouter 375 000 bpj rien qu'en 2023 et 2024, et les mois d'hiver à venir constituent généralement la saison de production maximale au Canada.
Les producteurs de pétrole et de gaz conventionnels foreront 8 % de puits supplémentaires en 2024 pour profiter d'un meilleur accès aux oléoducs, y compris Trans Mountain.
À mesure que la production augmente, l'espace est de plus en plus rationné, ou réparti, pour tous les expéditeurs sur le réseau principal d'Enbridge Inc, d'une capacité de 3,1 millions de bpj, qui achemine la majeure partie des exportations de brut du Canada vers les États-Unis.
En décembre, le taux de répartition a atteint 35 % et 28 % sur les oléoducs légers et lourds respectivement, selon Enbridge, ce qui signifie que plus d'un quart de tous les barils sont refoulés. En août, le taux de répartition sur le réseau principal était nul.
Dans le passé, les entreprises canadiennes ont exporté leurs excédents de brut en utilisant des wagons, malgré le coût plus élevé. Les exportations ferroviaires ont atteint 145 000 bpj en septembre, soit un quasi-doublement par rapport à mai, selon les dernières données du régulateur canadien de l'énergie.
L'élargissement des écarts entre les prix du brut indique que les niveaux de brut par voie ferrée ont augmenté pour atteindre environ 250 000-300 000 bpj en novembre, a déclaré James Davis, responsable du pétrole en amont chez le consultant en énergie FGE.
Toutefois, il est peu probable que le transport de brut par rail apporte un grand soulagement aux producteurs canadiens.
Jesse Jones, responsable du secteur amont en Amérique du Nord chez Energy Aspects, a déclaré que le rail ne serait pas en mesure d'acheminer tous les barils qui sont retirés des oléoducs en raison d'une répartition élevée.
Les entretiens avec les exploitants de terminaux et les documents déposés par les entreprises suggèrent également que le secteur du transport de brut par rail s'est effondré ces dernières années et que la capacité aura du mal à augmenter de manière significative.
Les plus petits acteurs, en particulier, hésiteront à signer des engagements avec la TMX qui se profile à l'horizon, a déclaré M. Jones.
"Nous recevons plus de demandes, mais nous transportons beaucoup moins qu'il y a deux ans, tout le monde transporte moins", a déclaré John Zahary, PDG d'Altex Energy, un exploitant de terminal qui expédie environ 10 000 bpj.
Les expéditions seront limitées par la pénurie de wagons et l'incertitude quant à la rentabilité du transport ferroviaire de brut à long terme, a déclaré Kent MacDougall, directeur commercial de Torq Transloading, qui expédie environ 10 000 bpj.
"C'est un défi et c'est lourd de faire du rail pour des transactions ponctuelles", a-t-il déclaré.
(1 $ = 1,3580 dollar canadien) (Reportage de Nia Williams et Stephanie Kelly ; Rédaction de Marguerita Choy, Denny Thomas, Simon Webb)
