Malheureusement pour les producteurs canadiens, le Golfe est inondé de brut acide grâce à la plus grande libération jamais effectuée par Washington de la réserve stratégique de pétrole (SPR) qui s'élèvera à 180 millions de barils sur une période de six mois, dans une tentative de maîtriser les prix élevés du carburant après l'invasion de l'Ukraine par la Russie.

Des millions de barils de brut acide inondent le marché à partir des cavernes de stockage en Louisiane et au Texas. Les qualités lourdes comme Mars et Poseidon sur la côte américaine du Golfe du Mexique, le plus grand centre de raffinage de brut lourd au monde, sont en train de languir.

Le Western Canada Select (WCS) vendu à plus de 3 000 kilomètres (près de 2 000 miles) de là, à Hardisty, en Alberta, est entraîné dans sa chute avec eux.

L'escompte sur le WCS de juillet pour livraison dans le hub de Hardisty a atteint plus de 20 $ le baril en dessous de la référence West Texas Intermediate la semaine dernière, le plus large depuis début 2020.

"Ce n'est pas un excellent timing", a déclaré Rory Johnston, fondateur de la lettre d'information Commodity Context basée à Toronto. "La grande majorité de ce qui sort du SPR est du brut moyennement acide. Il frappe directement ce point de prix marginal pour le WCS."

L'excédent de brut acide du Golfe mine ce que certains acteurs du marché prévoyaient être une période de plus forte demande de WCS à Hardisty, alors que l'entretien des projets de sables bitumineux réduit l'offre et que les raffineries américaines sortent des révisions.

Parmi les autres facteurs à l'origine de l'élargissement de l'escompte sur le WCS, citons le prix élevé du gaz naturel, qui augmente le coût du raffinage du brut lourd, et la demande accrue de produits plus légers comme l'essence, a déclaré Randy Ollenberger, analyste de BMO Marchés des capitaux, dans une obligation.

CAPACITÉ DES PIPELINES

Le Canada exporte environ 4,3 millions de barils par jour (bpj) vers les États-Unis, selon les données de l'Administration américaine de l'information sur l'énergie (EIA), mais jusqu'à l'année dernière, la demande pour expédier le brut sur les pipelines d'exportation dépassait la capacité, laissant les barils embouteillés à Hardisty.

En 2018, la remise sur le WCS à Hardisty a explosé à plus de 40 $ le baril, ce qui a incité le gouvernement de l'Alberta à restreindre la production.

Maintenant que la capacité pipelinière est suffisante, le WCS se négocie autour du même niveau que des bruts comparables comme le Maya du Mexique. Cela signifie que les producteurs canadiens obtiennent cette valeur, moins le tarif pipelinier au comptant vers la côte américaine du Golfe du Mexique, qui est d'environ 10 $ le baril.

Selon l'EIA, la production canadienne devrait augmenter de 200 000 bpj d'ici la fin de 2022. Cela pourrait provoquer la réapparition de goulets d'étranglement jusqu'à ce que l'expansion du pipeline Trans Mountain vers la côte Pacifique du Canada soit achevée en 2023, ajoutant 600 000 bpj de capacité, a déclaré Robert Auers, analyste de RBN Energy.

"Cependant, une explosion massive des différentiels, comme nous l'avons vu en 2018, est peu probable puisque les producteurs sont susceptibles d'être préparés à un tel scénario et d'augmenter rapidement les volumes de brut par voie ferrée en prévision d'un tel événement", a déclaré Auers.