Les producteurs canadiens de pétrole doivent accepter un prix pour leur produit nettement inférieur au prix mondial à cause de frais élevés pour le transport maritime.

Ce rabais, appelé différentiel, se situe normalement aux alentours de 10 à 15 $ US, mais il a atteint 31 $ US mercredi, selon le spécialiste des marchés pétroliers Rory Johnston.

Concrètement, cela veut dire que, si le prix de référence du pétrole nord-américain, le West Texas Intermediate, est à 102 $ US le baril, les producteurs canadiens ne reçoivent qu’environ 71 $ US par baril.

Selon l’économiste en chef à Servus Credit Union, Charles St-Arnaud, les consommateurs ne profitent pas de cette croissance du différentiel à la pompe.

Cela réduit vraiment la valeur des exportations de pétrole, souligne-t-il. Le prix par baril est encore meilleur que ce qu’on a vu dans les dernières années. C’est toujours positif, mais moins que ce qu’on aurait pu espérer.

Il explique que, si le différentiel ne se réduit pas, cela pourrait ainsi diminuer les revenus des redevances pétrolières de l’Alberta de plusieurs milliards de dollars. Toute augmentation du différentiel de 1 dollar par rapport aux prévisions budgétaires réduit les revenus de 670 millions de dollars.

Un différentiel historique

Les producteurs canadiens doivent toujours vendre leur baril au rabais à cause de deux facteurs : les coûts de transport par pipeline pour atteindre les marchés et la différence de qualité entre le pétrole léger et le pétrole lourd.

Traditionnellement, des différentiels importants étaient dus à un manque de capacité de transport dans les pipelines. En 2019, le gouvernement albertain avait même dû imposer une réduction dans la production de pétrole pour contrer le rabais.

Le pétrole vénézuélien commence à faire concurrence au pétrole canadien aux États-Unis.

Photo : Reuters / Gaby Oraa

Cette fois-ci, le problème se situe à la sortie des pipelines, du côté américain. Selon Al Salazar, analyste de la firme Enverus, les frais de transport maritime ont décuplé à cause des problèmes dans le détroit d’Ormuz.

Tout le brut canadien qui est transporté dans le golfe du Mexique reste sur place parce que c’est trop cher de le transporter jusqu’en Asie. Il y a un peu d’engorgement, explique-t-il.

À cela s’ajoute une compétition un peu plus importante avec le pétrole vénézuélien en ce qui touche les raffineries américaines. En août, les États-Unis ont annoncé avoir signé un accord pour prendre le contrôle majoritaire de 65 milliards de barils des réserves pétrolières du Venezuela. 

L’ancien PDG de l'Alberta Petroleum Marketing Commission, Richard Masson, s’attend à ce que le problème d’engorgement se prolonge.

Avec la croissance continue dans les sables bitumineux, si on n’a pas plus d’accès aux marchés, nous avons un problème, souligne-t-il.

Le pipeline Trans Mountain qui permet d’exporter vers les marchés asiatiques a fonctionné au maximum de sa capacité à quelques reprises cette année.

Des projets d’agrandissement de cet oléoduc ainsi que du système d’Enbridge sont en cours, mais cela prendra plusieurs mois avant d’en augmenter la capacité.

D'après un article (nouvelle fenêtre) d'Andrew Jeffrey