FARCO : le premier ministre de l'Alberta s'inquiète d'un retard potentiel à Trans Mountain

Contenu de l'article

Il ne faut pas beaucoup d'imagination pour imaginer ce qu'un retard de deux ans dans l'expansion du pipeline Trans Mountain pourrait signifier pour l'Alberta ou le secteur pétrolier canadien.

Du point de vue du premier ministre de l'Alberta, ce serait une mauvaise nouvelle.

Contenu de l'article

« Cela m'inquiète beaucoup, car je pense qu'il y a beaucoup de demande refoulée » pour une augmentation de la capacité des pipelines à l'extérieur de la province, a déclaré Danielle Smith lors d'une entrevue de fin d'année.

Contenu de l'article

« Tout le monde veut que ce projet se réalise. Cela fera une énorme différence, non seulement pour que nous puissions vendre plus de barils, mais aussi pour augmenter la valeur de tous nos barils. »

Le spectre d’un retard potentiel de deux ans dans l’achèvement du projet de 30,9 milliards de dollars – dont Trans Mountain a récemment averti qu’il pourrait s’agir du pire des cas – serait une mauvaise nouvelle pour les producteurs qui ont attendu une décennie avant de voir le projet se réaliser.

Le gouvernement de l’Alberta, qui devrait bénéficier d’une production pétrolière accrue et de redevances accrues liées à une capacité de transport supplémentaire, en ressentira également les conséquences.

« Atteindre la ligne d'arrivée le plus rapidement possible est notre objectif », a déclaré Smith.

« Je continuerai d'espérer que nous remplirons cette ligne au premier trimestre de l'année prochaine. »

Pour de nombreux Albertains qui pensaient que l’histoire de la construction de Trans Mountain touchait rapidement à sa fin — je m’inclus dans ce groupe — cette hypothèse était peut-être prématurée.

Y a-t-il au moins un rebondissement supplémentaire dans cette longue saga ou juste une note de bas de page pour conclure ?

L'agrandissement de l'oléoduc existant de 1 150 kilomètres, qui relie la région d'Edmonton à la côte de la Colombie-Britannique, s'est déjà révélé être un processus intimidant.

Contenu de l'article

Contenu de l'article

La demande réglementaire initiale visant à agrandir le pipeline existant a été soumise en 2013 et approuvée trois ans plus tard.

L'agrandissement triplera presque la capacité du pipeline pour la porter à 890 000 barils par jour, acheminant davantage de produits bruts et raffinés de l'Alberta vers le terminal d'exportation de Burnaby, en Colombie-Britannique.

Après que les précédents propriétaires, Kinder Morgan Canada, se soient montrés prêts à abandonner le projet, Ottawa a acheté la ligne en 2018 pour 4,4 milliards de dollars.

La construction a commencé, a été arrêtée au bout de cinq jours par décision de justice, puis a repris. La pandémie a frappé, suivie d’inondations, d’une inflation élevée et de problèmes de chaîne d’approvisionnement.

Depuis 2013, le coût du projet a augmenté de 472 pour cent.

Aujourd’hui, l’expansion du pipeline est achevée à 98 pour cent, avec seulement environ trois kilomètres de canalisation restant à installer.

La PDG de Trans Mountain Corp., Dawn Farrell, a déclaré en octobre qu'elle espérait voir la canalisation remplie de pétrole en 2024, l'opération commençant fin janvier. Les opérations commerciales devaient démarrer d'ici la fin mars.

Contenu de l'article

Cependant, il n’est pas facile de construire de grands pipelines. Le projet fait face à des défis en Colombie-Britannique en raison de la dureté des roches et du débit de l'eau.

En octobre, Crown a demandé à la Régie canadienne de l'énergie (CER) une dérogation concernant un court tronçon de 2,3 kilomètres, situé le long du fleuve Fraser, près de Hope. Il a demandé qu'un tuyau plus petit de 30 pouces soit installé, au lieu du tuyau prévu de 36 pouces, mais le régulateur a refusé.

Trans Mountain a déposé une nouvelle demande la semaine dernière, affirmant que si elle poursuivait son plan initial, il existe un « risque substantiel que le puits soit compromis ».

Si le forage échoue et que Trans Mountain est obligée de mettre en œuvre un plan de secours, le calendrier d'achèvement pourrait être retardé.

« Un tel scénario entraînerait une augmentation des perturbations environnementales et retarderait le calendrier (du projet) d'environ deux ans, causant des milliards de dollars de pertes à Trans Mountain, ainsi que des pertes importantes pour des tiers », a déclaré la société dans son dernier dossier.

La panne retardera les revenus d'environ 200 millions de dollars par mois et 190 millions de dollars en frais d'endurance, selon Trans Mountain.

Contenu de l'article

Tristan Goodman, président de l'Association canadienne des explorateurs et producteurs, a déclaré que ce long retard inciterait probablement les compagnies pétrolières à ajuster leurs estimations de production et leurs budgets financiers.

« Pour que cela se produise à ce moment-là, franchement, il n'y a pas d'autre moyen de décrire cela (autre que) inadmissible », a déclaré Goodman jeudi.

« Nous espérons toujours qu'il n'y aura pas de retard de deux ans, mais c'est très grave. »

Pour les producteurs et la province, l’enjeu est de taille.

Une évaluation de l'impact économique menée par Ernst & Young pour Trans Mountain l'année dernière a conclu qu'une fois l'expansion opérationnelle, elle devrait contribuer à hauteur de 9,2 milliards de dollars au produit intérieur brut supplémentaire à travers le Canada sur 20 ans.

Farrell a déclaré que le projet générerait environ 40 milliards de dollars en redevances et taxes pour l'Alberta sur deux décennies.

L'expansion du pipeline offrira aux producteurs canadiens une plus grande capacité d'exportation et devrait réduire l'écart de prix entre le WTI américain et le pétrole lourd de l'Ouest canadien.

L'écart a atteint environ 20 dollars le baril en début de semaine, selon ATB. L'achèvement du projet Trans Mountain contribuera à réduire la décote à environ 14 à 15 dollars le baril au cours des deux prochaines années, indique la mise à jour financière de novembre de la province.

Contenu de l'article

S&P Global Commodity Insights s’attend à ce que les approvisionnements en pétrole dans l’Ouest canadien augmentent de 230 000 barils par jour en 2024. Le pic de production à la fin de 2024-2025 pourrait atteindre 5,2 millions de barils par jour.

«Nous continuons de constater la nécessité pour TMX d'être en ligne en 2024 pour atteindre son pic de production», a déclaré Kevin Byrne, analyste principal des marchés pétroliers canadiens chez S&P.

L’industrie et la province suivront avec intérêt la décision de la CER concernant la nouvelle demande.

Trans Mountain a demandé une décision avant le 9 janvier. Jeudi, le CER a demandé des informations complémentaires à l'entreprise.

Plus tôt dans la semaine, la CER a publié ses raisons écrites pour l'application de la première dérogation, affirmant que Trans Mountain n'avait pas répondu de manière adéquate aux préoccupations en matière de sécurité du pipeline et de protection de l'environnement.

Mais Trans Mountain semble avoir résolu la plupart des problèmes clés de la CER dans sa nouvelle demande, a déclaré Greg Pardee, analyste de RBC Marchés des Capitaux, dans une note.

De même, un rapport de Michael Dunne, analyste chez Stifel, estime que la demande révisée apaiserait probablement les inquiétudes du régulateur.

« Nous devons attendre la réponse du Comité de réduction des émissions, qui est officiellement certifié avec son approbation », indique le rapport Stifel.

« Cependant, il semble que le déploiement prévu de TMX… devrait être clarifié et indiquer (espérons-le) le dernier obstacle réglementaire. »

Chris Varcoe est chroniqueur pour le Calgary Herald.

cvarcoe@postmedia.com

Contenu de l'article