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ウエスタン・カナディアン・セレクト（WCS）は、原油の重質 酸性ブレンド[1]であり、北米最大の重質原油ストリームの1つであり[2] 、歴史的に最も安価です。[3] 2004年12月に、EnCana（現Cenovus）、Canadian Natural Resources、Petro-Canada（現Suncor）、およびTalisman Energy（現Repsol Oil & Gas Canada）によって新しい重質油ストリームとして確立されました。 [ 4]スイート 合成およびコンデンセート希釈剤とブレンドされたビチューメンと、アルバータ州ハーディスティーの大規模なハスキー・ミッドストリーム・ゼネラル・パートナーシップ・ターミナルにある21の[5]既存の従来型および非従来型のアルバータ重質原油ストリーム[5] [6]で構成されています。[7]ウエスタン・カナディアン・セレクトは、重質酸性（TAN <1.1）原油[8] [9]のベンチマークであり、ウエスタン・カナディアン・セディメンタリー・ベイスンのオイルサンドから生産される多くの石油製品の1つです。カルガリーに本拠を置くハスキー・エナジー（現在はセノバスの子会社）は、2015年に最初の4人の創設者に加わった。[7] [8] [10] [11] [12] [13]
ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）は、ウェスタン・カナディアン・ブレンド原油のベンチマーク価格です。[14]地元で生産される他のカナダ産原油ブレンドの価格も、ベンチマーク価格に基づいています。
COVID-19パンデミックの間、世界中の多くの石油ベンチマークが記録的な安値に下落し、WCSは2020年4月21日に1バレルあたり3.81米ドルまで下落した。[15] [16] 6月、セノバスはクリスティーナレイクオイルサンドプロジェクトの生産量を増やし、記録的な量である1日あたり405,658バレルに達したが、WCS価格は「4月からほぼ10倍」の1バレルあたり平均33.97米ドルまたは46.03カナダドルに上昇した。[17] 2022年のロシアのウクライナ侵攻の間、WCS価格は1バレルあたり100米ドルを超え、米国はロシア産石油輸入の禁止を検討した。[3] 6月、ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）ベンチマーク価格は1バレルあたり平均64.35ドルで、年初来（YTD）平均の63.09ドルとほぼ一致した。[18]
2024年11月、カナダエネルギー請負業者協会（CAOEC）は、2025年に西カナダで合計6,604本の井戸が掘削され、2023年より7.3％増加すると予測しました。この活動レベルは、2014年から2015年の商品価格の低迷以来、西カナダの石油セクターで最高となり、その結果、業界は長期にわたって縮小しました。[19]
概要
ウエスタン・カナディアン・セレクトは、カナダのベンチマークとなる重質原油で、歴史的に北米で最も安価な重質サワーブレンド原油となっている。[3] [1] 2024年現在、カナダのオイルサンド生産量の約77%を生産しているのは、サンコア、CNRL、セノバスの3社のみである。いずれもカナダの企業で、カルガリーに本社がある。[20] 第4位の主要WCS生産者であるレプソル[ 21]は、 2024年にオイルサンドから撤退した多くの外国企業や投資家の1社である。[20]
カナダは米国への石油供給量全体の主要国である。2024年には、トランスマウンテン拡張パイプラインの完成による生産能力の増加もあり、カナダの対米石油輸出量は大幅に増加した。2024年7月と9月には、カナダは1日あたり430万バレル以上の石油を米国に輸出した。[22]比較すると、カナダは2020年5月に米国に320万バレルの原油を輸出した。[23]
西カナダの石油生産の約38％を扱う証券取引会社NE2によれば、WCSの原油市場への影響はこれら3大企業の生産だけにとどまらず、地元で生産される他のカナダ産原油ブレンドの価格もベンチマークであるWCSの価格に基づいているという。[21]
WCSの価格計算は複雑です。[21] WCSは低品質の重質原油であり、米国の主要石油市場からも遠いため、その価格は、石油市場地域の中心で生産されるより甘く軽い石油であるウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）に対する割引に基づいて計算されます。WTIは北米の石油のベンチマーク価格です。[21] WTIの価格は日々変動しますが、実際の原油商品取引市場は契約価格に基づいており、日々の価格ではありません。[21] 2か月間の先物契約のWCS割引は、WCS契約合意前の直近1か月のすべてのWTI契約の平均価格に基づいています。[21]
収益
ハスキー・エナジーは2016年にミッドストリーム事業の65%を売却し、さらに2つのパートナーとともにハスキー・ミッドストリーム・ジェネラル・パートナーシップ（HMGP）[24]を設立した。HMGPは、製油所が求める一貫した高品質の重質原油製品を確保するために、原油スーパーストリームを独占的にブレンドしている。ハスキーがコングロマリットに加わって以来、オンストリームWCSはハスキー・ハーディスティー・ターミナル（現在はHMGPが所有）でブレンドされている。[8] 2020年10月、セノバスは1930年代に設立されたカルガリーを拠点とする企業であるハスキーを38億カナダドルで買収した。[13]
主要生産者
2004年、サンコア・エナジー、 セノバス・エナジー、カナディアン・ナチュラル・リソーシズ、タリスマン・エナジー（後のレプソル）がウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）ブレンドを開発した。[4]アーガスによると、2012年時点でWCSブレンドは、WCSブレンドへの貢献に対する補償に関する複雑な一連の規則のため、まだ4社によってのみ生産されていた。[8]セノバスとハスキーは2021年1月までに合併を完了し、同社はセノバスの下で運営されるようになった。合併により、セノバスはカナダで第3位の原油・天然ガス会社、第2位のアップグレーダーとなった。[25]
主要輸入国
米国はカナダの石油輸出の約99%を輸入している。[26]米国エネルギー情報局（EIA）の月次データによると、カナダは米国に対する「総石油量最大の輸出国」であり、2014年9月には302万6000bpd、2015年9月には378万9000bpd、2015年10月には340万1000bpdの原油を米国に輸出している。[27]
カナダ産の原油は他の産地の原油よりもはるかに安価です。2020年3月20日の報告書によると、2009年以降、米国の製油所はカナダ産原油の使用を増やしています。 [28] 2009年以降、米国はサウジアラビア、メキシコ、ベネズエラからの原油輸入を減らしています。 [ 28 ] 2019年のEIA報告書によると、米国への原油輸入全体のうち、カナダ産原油は56％を占めています。[28]
過去の価格
原油価格は通常、特定の場所での取引となります。特に記載がない限り、WCSの価格はハーディスティーで、ウェスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）の価格はオクラホマ州クッシングで取引されます。[29]
StatistaはWCSの価格に関する正確な現在および過去の記録を提供しています。[16]
2015年3月18日までに、指標原油価格WTIは1バレル43.34ドルまで下落した。 [ 29] 2014年6月の高値からは下落し、WTIは1バレル107ドルを超え、ブレントは1バレル115ドルを超えた。[30] [31] WCSはビチューメン由来の原油で、カリフォルニアの重質原油、メキシコのマヤ原油、ベネズエラの重質原油に似た重質原油である。[32] 2015年3月15日時点で、WTIとWCSの価格差は13.8ドルであった。ウェスタン・カナディアン・セレクトは世界で最も安い原油の一つであり[33]、 2015年3月15日の価格は1バレル当たり29.54ドルで、[29] [34] 2009年4月以来の最安値となった。2015年4月中旬までにWCSはほぼ50%上昇し、1バレル当たり44.94ドルで取引された。[35]
2015年6月2日までに、WTIとWCSの差は7.8ドルで、史上最低となった。[36] 2015年8月12日までに、WCS価格は23.31ドルに下がり、WTI/WCS差は19.75ドルに上昇した。[37]これは、BPが米国で6番目に大きいインディアナ州ホワイティング製油所を2週間一時的に閉鎖し、[38]インディアナ州ホワイティング製油所の最大の原油蒸留ユニットを修理した際の9年間で最低の価格であった。 [38]同時に、エンブリッジは原油漏れのため、ミズーリ州のライン55スピアヘッドパイプラインとライン59フラナガンサウスパイプラインの閉鎖を余儀なくされた。[39] [40] 2015年9月9日までに、WCS価格は32.52ドルであった。[41]
2015年12月14日までに、WTI価格が1バレル35ドルだったとき、WCSは「75％下落して21.82ドル」となり、7年ぶりの安値となり、メキシコのマヤ重質原油は「18か月で73％下落して27.74ドル」となった。[26] 2015年12月までに、WCS価格は23.46ドルとなり、2008年12月以来の安値となり[42]、WTIとWCSの差は13.65ドルとなった。[43] 2015年12月中旬、ブレントとWTIの価格がともに1バレル35ドルで、WCSは21.82ドルであった。メキシコの同等の重質サワー原油であるマヤは価格が73％下落したが、メキシコ政府は石油ヘッジを使って「ある程度保護」した。[26]
2016年2月までにWTIは29.85ドルまで下落し、WCSは14.10ドルで、その差は15.75ドルでした。[44] 2016年6月までにWTIは46.09ドル、MYMEXのブレントは47.39ドル、WCSは33.94ドルで、その差は12.15ドルでした。 [45] 2016年6月までにWCSの価格は33.94ドルでした。[45] 2016年12月10日までにWTIは51.46ドルまで上昇し、WCSは36.11ドルで、その差は15.35ドルでした。[46]
2018年6月28日、WTIは4年ぶりの高値となる74ドルまで急騰したが[47] 、 11月末までに30%下落した[48] 。
2018年11月、WCSの価格は1バレルあたり14ドルを下回り、過去最安値を記録した。[49] 2008年から2018年まで、WCSはWTIに対して平均17ドルの割引で販売されていた。2018年秋には、その差は過去最高の約50ドルに拡大した。[49] 12月2日、レイチェル・ノットリー州首相は、アルバータ州の石油生産の8.7％の強制削減を発表した。[50]これは、2019年1月に325,000bpdを削減し、2019年末までに95,000bpdに減らすことを意味する。[51] [50] 2018年12月12日のファイナンシャル・ポストの記事によると、強制削減が発表された後、WCS価格は約70％上昇して1バレルあたり約41ドルとなり、WTIは1バレルあたり約11ドルに縮小した。 WCSとWTIの価格差は10月に1バレルあたり50ドルにも達した。[50] [51]国際原油価格が12月の「急激な下落」から回復するにつれ、WCSの価格は28.60ドルに上昇した。[52] CBCニュースによると、世界的な原油価格の低下は、米中貿易戦争が続く中、経済成長が鈍化したことと関連している。[52]石油輸出国機構（OPEC）とサウジアラビアが原油生産を削減したため、価格が上昇した。[52]米国エネルギー情報局（EIA）の報告書によると、米国の原油生産は主にシェールオイルの影響で12％増加した。その結果、ゴールドマン・サックスは2019年の原油価格予想を引き下げた。[52]
2019年3月、WTIの価格が1バレル当たり58.15ドルに下落し、2018年3月より7.5%低い一方、WCSの平均価格は1バレル当たり48.21ドルに上昇し、2018年3月より35.7%高くなったため、WTIとWCSの差は9.94ドルに縮小した。[53] 2019年10月までに、WTIの平均価格は1バレル当たり53.96ドルで、2018年10月より23.7%低かった。比較すると、同じ期間のWCSの平均価格は1バレル当たり41.96ドルで、2018年10月より2.0%高く、2019年10月の差は12.00ドルであった。[54]
2020年3月30日までに、WCSビチューメンブレンド原油の価格は1バレルあたり3.82ドルでした。[55] 2020年4月には、 COVID-19パンデミックによる需要の崩壊により、WTIとともに価格が一時的にゼロを下回りました。[56] [57]
6月のウエスタン・カナディアン・セレクト（WCS）ベンチマーク価格は1バレルあたり平均64.35ドルで、年初来（YTD）平均の63.09ドルとほぼ一致した。[18]
削減
2018年秋には、2008年から2018年までの10年間平均17ドルだったWCSとWTIの差が、過去最高の約50ドルに拡大した。[49] 2018年12月までにWCSの価格は5.90ドルに急落した。[54] これを受けて、ノトリー首相率いるNDP政府は、2019年1月1日に発効した1日あたり356万バレルの暫定生産制限を設定した。この生産削減は、西カナダからのパイプラインの慢性的なボトルネックにより「業界と政府が1日あたり数百万ドルの収入を失っている」ため、必要であると判断された。12月2日にアルバータ州で強制的な石油生産削減が発表された後、WCSの価格は1バレル26.65ドルに上昇した。[ 58] [50] [51] WCSの価格は28.60ドルに上昇し、WTIは48.69ドルとなった。[52] 2019年秋、ケニー首相率いるUCP政権は「生産削減プログラムを2020年まで延長し、割当量発動前の企業に対する基本免除を拡大し、生産削減の影響を受ける生産者の数を16社に減らした」[59] 。
生産削減は「国内の石油価格を支えた」が、「企業が義務付けられた生産量を超えて生産を拡大することができなかったため、成長と業界全体の投資が制限された」[59] 。
インペリアル・オイルやハスキー・エナジーなどの統合生産者は、WCSの価格が低いと米国内の製油所が利益を得るため、生産削減に反対している。アルバータ州の他の石油生産者は、WCSの崩壊を防ぐ方法として生産削減を支持している。[59]
2019年夏、サンコア・エナジー、セノバス・エナジー、カナディアン・ナチュラル・リソーシズは、増産の条件として石油鉄道輸送の義務化を条件に、生産量を増やすことに合意した。[59]カナダ石油生産者協会（CAPP）のテリー・アベル氏は、「生産量削減の目的は、価格に下押し圧力をかけないように、生産量と持ち帰り量を一致させることだった。鉄道輸送能力を増分する分、それに合わせて生産量削減を調整できるはずだ」と述べた。[59]
特徴
「オイルサンド鉱床に含まれる極めて粘性の高い油は、一般にビチューメンと呼ばれています。」（CAS 8052-42-4）ハスキー・ハーディスティー・ターミナルでは、ウェスタン・カナディアン・セレクトは、既存の25種類のカナダ産重質従来型および非従来型ビチューメン原油から得られるスイート合成油と凝縮液希釈剤からブレンドされています。[12] [8] [5] [6] [60]
ウェスタンカナディアンセレクトの特性は、API比重が19～22（API）、[2] [61]密度（kg/m3）930.1、[12] MCR（重量％）9.6、[12]硫黄（重量％）2.8～3.5％、[61] TAN（総酸価）（Mg KOH/g）0.93です。[12]
北米の製油所は、TAN値が1.1を超える原油を「高TAN」とみなしている。高TAN原油を取り扱うためには製油所を改造する必要がある。そのため、高TAN原油を処理できる北米の製油所は限られている。このため、WCSのTAN値は、軽質原油、スイート原油、コンデンセートとのブレンドにより、一貫して1.1未満に維持されている。アクセス・ウエスタン・ブレンドやシール・ヘビー・ブレンドなどの他のビチューメンブレンドは、TAN値が高く、高TANとみなされている。[62]
「オイルサンド原油は密度が高すぎるため、パイプラインを自然に流れることはありません。通常、オイルサンドビチューメンに希釈剤を混ぜてパイプラインを流せるようにします。パイプラインの粘度と密度の仕様を満たすために、オイルサンドビチューメンは合成原油（シンビット）および/またはコンデンセート（ディルビット）と混ぜられます。」[63] : 9 WCSはシンビットとディルビットの両方を含むことがあるため、シンディルビットと呼ばれることもあります。[64]
米国国務省（DOS）が委託したキーストーンXLパイプラインプロジェクトの環境影響評価（EIS）に関する調査では、DOSは「パイプラインを流れる原油の平均は、ウェスタン・カナディアン・セレクト（ディルビット）が約50％、サンコア・シンセティックA（SCO）が約50％で構成される」と想定している。[65]
カナダ非在来型資源協会（CSUR）は、石油を在来型石油、タイトオイル、オイルシェール、WCSのような重質油[66]の4種類に分類しています。
ボリューム
2014年9月までに、カナダは米国に3,026,000bpdを輸出していました。これは2015年9月に3,789,000bpdのピークに増加し、2015年10月には3,401,000bpdに達し、カナダの石油輸出の99％を占めています。[27] [26] 2010年のWCSの閾値量はわずか約250,000b/dでした。[12]
2016年5月1日、壊滅的な山火事が発生し、フォートマクマレーを襲い、アルバータ州史上最大の山火事避難を引き起こした。[67] [68]火災がフォートマクマレーの北に広がるにつれ、「フォートマクマレー付近で操業しているオイルサンド生産会社は完全に閉鎖するか、操業を縮小した」。[69] 2016年6月8日までに、米国エネルギー省は「5月の石油生産の混乱は平均約80万バレル/日で、ピーク時には1日110万バレル/日を超えた。火災が収まるにつれてプロジェクトは徐々に再開されているが、生産が以前のレベルに戻るまでには数週間かかる可能性がある」と推定した。[69]フォートマクマレーの火災はWCSの価格に大きな影響を与えなかった。[69]
「EIAの2月の短期エネルギー見通しによると、カナダの石油およびその他の液体の生産量は、2015年に1日あたり合計450万バレル（b/d）でしたが、2016年には平均460万b/d、2017年には480万b/dになると予想されています。この増加は、2017年末までに約30万b/dのオイルサンド生産の増加によるもので、これは従来の石油生産の減少によって部分的に相殺されます。」[70] EIAは、オイルサンドプロジェクトは赤字で運営されているかもしれませんが、これらのプロジェクトは「原油価格の変動に耐える」ことができると主張しています。[70]プロジェクトを閉鎖するには、赤字で運営するよりも5億ドルから10億ドルの費用がかかります。[70]
生産コストの比較
ノルウェーに拠点を置く「独立系エネルギー調査・コンサルタント会社」であるリスタッド・エナジーが2019年5月に発表した「供給コスト曲線の最新版」の比較では、「世界の回収可能な液体資源の総量を損益分岐価格でランク付け」し、オイルサンド産原油の平均損益分岐価格は2019年で83米ドルで、世界の他のすべての「主要原油生産地域」と比較して最も生産コストが高いと報告した。[71] [注1]国際エネルギー機関も同様の比較を行った。[72]
2016年にウォールストリートジャーナルは、生産コストが最も高かったのはイギリスで44.33ドル、ブラジルが34.99ドル、ナイジェリアが28.99ドル、ベネズエラが27.62ドル、カナダが26.64ドルだったと報じた。[73]最も安かったのはサウジアラビアが8.98ドル、イランが9.08ドル、イラクが10.57ドルだった。[73]
2014年11月28日に発表されたスコシアバンク・エクイティ・リサーチとスコシアバンク・エコノミクスのレポートに基づく2014年の比較[5]では、累積原油生産コストを比較しました。
この分析では、「初期」コスト（土地取得、地震、インフラ整備の初期コスト）を「除外」し、「初期」コストを「埋没」コストとして扱います。「初期」コストの大まかな見積もりは1バレルあたり5～10米ドルですが、地域によって大きな差があります。アルバータ州とサスカチュワン州ではより有利なロイヤルティを含みます。「加重平均60～61米ドルには、1バレルあたり53カナダドルの既存の統合オイルサンドが含まれています。」[5]
生産コストの削減
WCSの生産コストは非常に高い。[74]例外として、セノバス・エナジーのクリスティーナ・レイク工場では業界で最も低コストのバレルを生産している。[74]
2012年6月、コネチカット州フェアフィールドに本社を置き、国際市場に注力するゼネラル・エレクトリック（GE）は、カルガリーのダウンタウンに「130人の民間雇用の科学者とエンジニア」を擁するグローバル・イノベーション・センターを開設した。これは「北米初」、世界で2番目の施設となる。[74] [75] GEの最初のグローバル・イノベーション・センターは中国の成都にあり、これも2012年6月に開設された。GEのイノベーション・センターは「イノベーションを建築に直接組み込むことを試みている」。[75]グローバル・イノベーション・センターの3分の1を占める重油センター・フォー・エクセレンスのゼネラル・マネージャー、ジェームズ・クレランド氏は、「今日私たちが直面している最も困難な課題のいくつかは、環境問題とコストの増大に関するものです...オイルサンドは環境に優しい石油などとしてブランド名が変更されるでしょう。基本的にゲームを変えることになります。」と述べた。[75]
GEの熱蒸発技術は1980年代に海水淡水化プラントや発電産業向けに開発され、1999年にアサバスカ油砂からビチューメンを抽出するために使われていた水を大量に消費する蒸気補助重力排水法（SAGD）を改良するために再利用された[75]。[76] 1999年と2002年にペトロ・カナダのマカイ・リバー施設は、新しい蒸発技術と結晶化装置システムを組み合わせたGEのSAGDゼロ液体排出（ZLD）システムを初めて導入した施設となった。このシステムでは、すべての水がリサイクルされ、固形物だけが敷地外に排出された。[76]この新しい蒸発技術は、SAGD施設で採用されていた古い水処理技術に取って代わり始めた。古い水処理技術では、温石灰軟化法でシリカとマグネシウムを除去し、弱酸性陽イオン交換法でカルシウムを除去していた。[76]
クレランドは、サンコア・エナジーが複製戦略を調査している様子を説明しています。この戦略では、エンジニアが400～600バレル/日の容量を持つ「理想的な」小容量SAGDプラントを設計し、コストを節約する「クッキーカッター」の「繰り返し可能な」要素を使用して「連続的な建設段階」を通じて複製することができます。[74]
原油価格
北米のニュースで引用される石油価格は、通常、オクラホマ州クッシング受け渡しでニューヨーク・マーカンタイル取引所(NYMEX)で取引されるWTI /軽質原油、またはサロム・ヴォエ受け渡しでインターコンチネンタル取引所(ICE、国際石油取引所はこれに統合されている) で取引されるブレント原油の 1 バレル (159 リットル) あたりの WTI クッシング原油スポット価格を指します。ウェスト・テキサス・インターミディエイト (WTI) は、テキサス・ライト・スイートとも呼ばれ、石油価格設定のベンチマークとして使用される原油の一種で、ニューヨーク・マーカンタイル取引所の石油先物契約の基礎となる商品です。WTI はブレント原油よりも軽い軽質原油です。硫黄分が約 0.24% 含まれており、ブレントよりも甘いスイート原油に分類されます。その特性と生産場所により、米国、主に中西部およびメキシコ湾岸(USGC) 地域で精製するのに最適です。 WTI の API 比重は約 39.6 (比重約 0.827) です。オクラホマ州クッシングは、石油供給業者とメキシコ湾岸を結ぶ主要な石油供給拠点であり、北米で最も重要な原油取引拠点となっています。
カナダ国立銀行のティム・シマール氏は、WCSは、カナディアン・ナチュラル・リソーシズ、セノバス・エナジー、ノーザン・ブリザード・リソーシズ、ペングロース・エナジー、ツイン・ビュート・エナジーなど、カナダのオイルサンド企業の株式を購入する人々にとってのベンチマークであり、これらの企業の「エクスポージャーの大部分は重質原油である」と主張した。[77]
ブルームバーグメディアが発表したように、ウエスタン・カナディアン・セレクト（WCS）原油（石油）の1バレル当たりの価格[ 78]は、ニューヨーク・マーカンタイル取引所（NYMEX）で取引されるウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）[80]に対して差額[79]があり、ロンドンで取引されるブレント原油に対して割引されています。[79]これは、 Canadian Natural Resources （TSX：CNQ）（NYSE：CNQ）の価格と差額に関するデータに基づいています。
「ウェスト・テキサス・インターミディエイト原油（WTI）は北米市場のベンチマーク原油であり、エドモントン・パーとウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）はカナダ市場のベンチマーク原油である。エドモントン・パーとWTIはどちらもAPI比重が約40°の高品質の低硫黄原油である。対照的に、WCSはAPI比重が20.5°の重質原油である。」[63] ：9
ウェスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）は、API比重が約39.6、比重が約0.827の軽質スイート原油で、ブレント原油よりも軽い。硫黄含有量は約0.24%で、スイート原油（硫黄含有量0.5%未満）と評価され、硫黄含有量が0.37%のブレント原油よりも甘い。WTIは高品質の燃料であり、国内で生産されるため、主に米国中西部とメキシコ湾岸地域で精製されている。
「WCS の価格は WTI より割安ですが、これは低品質の原油 (硫黄含有量 3.51 重量パーセント、API 比重 20.5) [81]であることと輸送コストの差によるものです。WCS の価格は現在、米国メキシコ湾岸で設定されています。アルバータ州から米国メキシコ湾岸まで原油 1 バレルを輸送するには約 10 ドル/バレルの費用がかかり、WTI-WCS の割引は少なくとも 10 ドル/バレルになります。パイプラインの制約によって輸送コストの差額が大幅に上昇することもあります。
2015年3月までに、ブレント原油価格は60.55ドル、WTI原油価格は前日比1.10ドル上昇の51.48ドルとなり、WCS原油価格も1.20ドル上昇して37.23ドルとなり、WTIとWCSの価格差は14.25ドルとなった。[82] 2015年6月2日までに、ブレント原油価格は64.88ドル/バレル、WTI原油価格は60.19ドル/バレル、WCS原油価格は52.39ドル/バレルとなった。[36]
ファイナンシャル・ポスト紙によると、多くのカナダのオイルサンド生産者がWCS価格で販売しているにもかかわらず、ほとんどのカナダの投資家はWCSではなくWTIの価格を引用し続けている。これは、WCSが「国内の投資家によく知られるようになるために必要な透明性と流動性を常に欠いていた」ためである。 [77] 2014年にオースピスはWCS先物を測定するためにカナダ原油超過収益指数を作成した。カナダ国立銀行の商品部門責任者であるティム・シマール氏は、「WCSは従来のWTIバレルとはいくつかの興味深い基本的な特性を持っている」と主張している。WCSはマヤよりも「透明性が高く、参加が広い」。しかし、彼は2015年に「石油に投資する唯一の方法の1つはWTIに連動したETFを使用することだ」と説明した。[77]シマール氏は、例えば世界の石油価格が低い場合、「低価格環境で最初に停止されるバレルは重いバレル」であり、WCSはWTIよりも「底値に近い」と主張している。[77]
WCSが直面している透明性と流動性の問題に対処するため、オースパイスはカナダ産原油のベンチマークとして機能するカナダ原油指数（CCI）を作成した。[83] CCIを使用すると、投資家はカナダ産商品の価格、リスク、ボラティリティを追跡できる。 [83] CCIを使用すると、カナダ原油の価格を直接投機する機会を特定したり、ウェスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）と組み合わせて2つの価格差を表すスプレッド取引を行う機会を特定したりすることができる。[84] CCIは、原油の3か月のローリングポジションを表すエクスポージャーをターゲットにすることで、カナダ原油の固定価格リファレンスを提供する。[85]カナダ原油の価格を表すために、指数は2つの先物契約を使用する。オクラホマ州クッシングの原油価格を表す固定価格契約と、クッシングとアルバータ州ハーディスティーの価格差を表すベーシス差契約である。[85]両方の契約は1バレルあたり米ドルで価格設定されている。これらを組み合わせることで、カナダの原油の固定価格が生まれ、投資可能な商品を構築するためのベンチマークとして機能するアクセス可能で透明性の高い指標が提供され、最終的には世界市場への需要が増加する可能性があります。[84]
2015年春、エネルギーと金融を専門とするベテランジャーナリストのジェフリー・ジョーンズは、WCSの価格が一時的に「最もホットな商品」となり、その価格が「ウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）やブレントを上回り」70％以上急騰し、「静かに」「北米のエネルギーで最もホットな商品」になったと説明した。[86] 2015年4月、エンブリッジは「1日57万バレルの新しいパイプライン」を建設した。[87] 2015年5月のTD証券のレポートでは、WCS価格上昇の要因として、「アスファルトを道路舗装するための濃厚原油の需要による通常の季節的な強さ」、パイプラインの障害にもかかわらずWCSの米国市場へのアクセスが改善されたこと、5年ぶりの高生産レベル、特にWCSの主要市場である米国中西部の米国製油所での重質油の需要が高いことなどが挙げられている。[86]
2015年9月9日までにWCSの価格は32.52ドル、WTIとWCSの差は13.35ドルだった。[41] 2018年11月には1バレル14ドルと過去最安値まで急落したが[49]、12月24日までに28ドルまで上昇した。
2020年3月30日、COVID-19パンデミックと2020年のロシアとサウジアラビアの原油価格戦争が重なり、原油価格は1バレル30ドルを下回りました。[88] [89] [90] [91]
原油差とウェスタン・カナダ・セレクト（WCS）
2015年6月までにWTIとWCSの差は7.8ドルとなり、史上最低となった。[36]
2013年にカナダ銀行に提出された白書で、著者のアルキスト氏とゲネット氏は、世界的な原油価格高騰が北米市場に与える影響について検討した。彼らは、北米が原油在庫過剰に陥っていると主張した。この過剰在庫は「北米原油市場と世界市場の分断」と相まって、「WTIやウエスタン・カナダ・セレクト（WCS）などの大陸ベンチマーク原油とブレントなどの海上ベンチマーク原油の乖離」につながった。[92]
アルバータ州の財務大臣は、WCSは「マヤ原油と同等の1バレルあたり約94ドルで取引されるべきだ」と主張している。[93]マヤ原油はWCSの品質レベルに近い。[81]しかし、2013年2月、マヤは1バレルあたり108.73ドルで取引されていたのに対し、WCSは1バレルあたり69ドルだった。2013年の米国エネルギー情報局（EIA）へのプレゼンテーションで、ジョン・フォランは、2010年にはマヤはWCSよりわずかに高い価格で取引されていたことを示した。それ以来、WCSの価格差は「オイルサンドとタイトオイルの生産量の増加と、世界市場にアクセスするためのパイプライン容量の不足」により拡大した。[32]メキシコは、湾岸の重質油対応製油所に近いため、立地上の優位性を享受している。また、メキシコは1990年代に戦略的に合弁製油所パートナーシップを模索し始め、米国湾岸に自国の重質原油の市場を創出することに成功した。 1993年、メキシコ国営石油会社ペトロレオス・メキシカーノスとシェル石油会社は、共同で10億ドル規模の製油所改修工事プロジェクトに合意し、テキサス州ディアパークのヒューストン船舶航路に新しいコーカー、水素化処理装置、硫黄回収装置などの施設を建設し、米国の大気浄化法の要件を満たしながら大量のPEMEX重質マヤ原油を処理することにした。[94]
（2007年～2013年2月までのマヤ以外の価格）[99]（マヤの価格）[93]（2013年4月24日現在の価格）[100]
2013年7月までに、ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）の「重質油価格は1バレル当たり75ドルから90ドル以上に上昇した。これは、2008年から2009年の「大不況」直前のWTI原油価格が過去最高値（147.90ドル）に達した2008年半ば以来の高値である」。[101] WCSの重質油価格は「重質原油の世界価格とWCSの「真の固有価値」に近い90ドルで推移すると予想されている」。[101] WTIからのWCS原油価格の上昇は、「新たな鉄道輸送により輸出パイプラインの制約が緩和され、WTI原油価格が国際水準に戻った」ためと説明されている。[101]
2014年1月までに、米国の製油所からの需要の増加に伴い、WCSを輸送する列車とパイプラインが増加しました。2014年初頭までに、約15万bpdの重質油が鉄道で輸送されました。[102]
アルバータ州政府の2014年6月のエネルギー価格報告によると、WCSの価格は2013年4月の68.87ドルから2014年4月の79.56ドルまで15％上昇したが、最安値は58ドル、最高値は91ドルだった。[96]同じ期間に、ベンチマークのウェスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）の価格は2014年4月に10.9％上昇し、1バレル平均102.07ドルとなった。[96] [96]
2020年4月、WTIの価格は16.55ドル、WCSの価格は3.50ドルで、その差は-13.05ドルでした。[15] 6月、WTIの価格は38.31ドル、WCSの価格は33.97ドルで、その差は-4.34ドルでした。[15]
輸送
パイプライン
オイルサンドマガジンによると、2020年3月31日現在、西カナダの原油輸出パイプライン（トランスマウンテンコーポレーション、TCエナジー、エンブリッジ、プレーンズオールアメリカンカナダ）の総輸出能力は423万バレル/日と推定されています。[103]
2012年にアルバータ州の原油が大幅に値下がりしたのは、原油が米国中西部に「陸地封鎖」されているためだと誤って説明された。それ以来、シーウェイ、キーストーンXLの南側、フラナガンサウスなど、いくつかの主要なパイプラインが建設され、その供給過剰を解消してきた。同時に、エンブリッジは原油漏れのため、ミズーリ州のライン55スピアヘッドパイプラインとライン59フラナガンサウスパイプラインの閉鎖を余儀なくされた。[39] [40]
しかし、アルバータ州から原油を輸出するパイプラインの承認には依然として大きな障害が残っている。2013年4月、カルガリーに拠点を置くカナダ・ウェスト財団は、アルバータ州は「2016年頃には[パイプライン容量]の壁にぶつかり、移動できない石油が大量に発生する」と警告した。[104]当面は、原油の鉄道輸送でそのギャップが埋められ、アルバータ州と北米の原油の価格差は縮まった。しかし、原油生産の継続的な拡大を支えるには、アルバータ州から原油を輸出する追加のパイプラインが必要になるだろう。
トランスマウンテンパイプラインシステム
1953年以来液体燃料を輸送してきたトランス・マウンテン・パイプライン・システムは、カナダ開発投資公社（CDIC）のトランス・マウンテン・コーポレーションがキンダー・モーガン・エナジー・パートナーズのカナダ支社から購入した。 [105]トランス・マウンテン・パイプラインは、アルバータ州の原油と精製油をブリティッシュコロンビア州の海岸に輸送する唯一のパイプラインである。カナダ議会に対して責任を負うCDICは、[105]パイプライン・システムとトランス・マウンテン拡張プロジェクト（TMX）を担当している。
キーストーンパイプラインシステム
TCエナジーのキーストーン・パイプラインシステムは、2010年に稼働を開始したカナダと米国の石油パイプラインシステムです。 [106]アルバータ州の西カナダ堆積盆地からイリノイ州とテキサス州の製油所、さらにオクラホマ州クッシングの石油タンクファームと石油パイプライン配送センターまで伸びています。[107]
アルバータ州は、キーストーンXL（米国メキシコ湾経由）、ノーザンゲートウェイプロジェクト（ブリティッシュコロンビア州キティマット経由）、および既存のトランスマウンテンラインのブリティッシュコロンビア州バンクーバーへの拡張の承認が遅れていることに不満を抱き、2つの北部プロジェクトの探査を強化し、「州の石油を海岸まで運び、海外市場に輸出できるようにする」ことにしました。[104]カナダのスティーブン・ハーパー首相は、キーストーンXLの推進に2012年5月までに900万ドル、2013年5月までに1650万ドルを費やしました。[108]
アメリカでは、民主党はキーストーンXLがアルバータ州のオイルサンド製品を海岸まで運び、メキシコ湾岸を経由して中国やその他の国に輸出することを容易にするだけだと懸念している。[108]
このプロジェクトは、オバマ政権によって2015年11月6日に「環境への懸念」を理由に却下された。[109] [110 ] [111]ドナルド・トランプ 大統領は2017年1月24日に大統領令でこのプロジェクトを復活させた。[112] [113]このプロジェクトは「アルバータ州からメキシコ湾岸まで1日あたり80万バレル以上の重質原油を輸送する」ものであった。[110]
2020年3月31日、TCエナジーのCEOラス・ガーリングは、アルバータ州のジェイソン・ケニー首相がUCP政府が「株式保有」と「融資保証」を提供すると発表したことを受けて、キーストーンXLパイプラインの建設を再開すると述べた。これはキーストーンXLプロジェクトに対する「総額70億ドル強の財政的コミットメント」に相当する。[115] 2021年1月20日、ジョー・バイデン大統領は就任初日にパイプラインの許可を取り消し、長年の約束を果たした。[116]
エナジーイーストパイプライン
エナジー・イースト・パイプラインは、トランスカナダのCEOであるラス・ガーリングが2013年8月1日に発表したパイプライン計画である。120億ドル、4,400キロメートル（2,700マイル）のパイプライン計画[117]は、2017年にトランスカナダによって中止された。多くの団体がパイプラインに反対する意向を表明した。[118]この計画は、2017年10月5日にトランスカナダによって中止された。[119]長期的には、これはWCSがケベック市[120]やセントジョンなどの深水港を経由して大西洋の潮汐地帯に輸送できることを意味していた。重質油の海外輸出先として可能性のある国としてはインド[120]があり、そこでは大量のオイルサンド油を処理できる超大型製油所がすでに建設中である。一方、エナジー・イースト・パイプラインは、アルバータ州からモントリオールやケベックシティなどの東カナダの製油所に、エドモントン・パー原油[120]などの軽質スイート原油を送るために使用される予定である。ノバスコシア州ダートマスにあるインペリアル・オイルの 1 日 88,000 バレルの製油所[120]などの東カナダの製油所は現在、北アフリカ、西アフリカ、ラテンアメリカから原油を輸入していると、ヒューストンの KBC の上級エネルギーコンサルタントで、このプロジェクトに関心を持つクライアントが多数いるマーク・ラウトは述べている。提案されているエナジー・イースト・パイプラインは、アルバータ州とサスカチュワン州から東カナダに 1 日 110 万バレルの石油を輸送する可能性があった。[121]
ノバスコシア銀行の上級エコノミスト兼商品アナリストであるパトリシア・モアは、Energy Eastの経済的利点に関するレポート[101]で、パイプラインがすでに稼働していれば、アルバータ州の重質油メーカーであるウェスタン・カナディアン・セレクトは、2013年上半期にインドに輸送されたサウジアラビアの重質原油の価格に基づいて「実際に受け取ったよりもはるかに高い価格をインドで稼いでいた可能性がある」と主張した。[120]モアはレポートで、当初はサンコア・エナジーやバレロが所有するケベックの製油所が、Energy East経由でアルバータ州のオイルサンドから軽質油または改良合成原油にアクセスし、「より高価なブレント原油を値引きした輸入品」を置き換えることができると予測した。[120]長期的には、提案されているアーヴィング/トランスカナダ深海セントジョンターミナルを使用するスーパータンカーが、WCSなどのアルバータ州の混合ビチューメンを大量にインドのスーパー製油所に輸送できる可能性がある。モアはレポートで、 WCSは2013年6月の1バレル当たり75.41ドルから7月には90ドルに上昇するだろう。」[120]
カナダ最大の製油所は、1日30万バレルの石油処理能力があり、東海岸のニューブランズウィック州セントジョンの深水港にあるアーヴィング・オイル社が所有・運営している。トランスカナダ社とアーヴィング・オイル社が共同で建設・運営する3億ドル規模の深水海洋ターミナルは、アーヴィング・オイル社の輸入ターミナルの近くに建設され、2015年に着工される予定である。[122]
メイン州に本拠を置くポートランド・モントリオール・パイプライン・コーポレーションは、ポートランド・パイプライン・コーポレーション（米国）とモントリオール・パイプライン（カナダ）で構成されており、カナダのオイルサンド原油をポートランドの深水港から大西洋の潮汐地帯まで輸送する方法を検討している。[123]この提案は、オイルサンドからの原油が五大湖、オンタリオ州、ケベック州、ニューイングランドを経由してメイン州ポートランドまでパイプラインで輸送されることを意味する。パイプラインはエクソンモービルとサンコアが所有している。
エンブリッジパイプラインシステム
北米で事業を展開するエンブリッジ社は、大陸最長の原油輸送システムを保有している。[124]
2006年に初めて発表されたエンブリッジ・ノーザン・ゲートウェイ・パイプラインは、アサバスカからブリティッシュコロンビア州キティマットまで重質原油を輸送する予定だった。[125]カナダのジャスティン・トルドー首相 の下で、2015年に法案48が可決され、ブリティッシュコロンビア州北岸の石油タンカー航行が禁止された。法案48により、このプロジェクトは不採算となった。[126]
エンブリッジ社は、エンブリッジ・パイプライン・システムの一部であるアルバータ・クリッパー・パイプライン（ライン67）を所有・運営しており、2010年からアルバータ州ハーディスティーから米国ウィスコンシン州スーペリアまで運行され、オイルサンド生産地域と既存のネットワークを結んでいる。 [127] [128]
エンブリッジは、2012年5月17日にシーウェイパイプラインの流れを逆転させてクッシングを起点とし、WCSをテキサス州フリーポートに輸送したが、これがWCSの価格上昇を引き起こした。[2]エンブリッジの主要パイプラインであるシーウェイ（ミズーリ州キーストーンXLとフラナガンサウスライン59の南区間）が2015年に開通したことで、「ボトルネック」の一部が緩和された。[39] [40] 2015年4月、エンブリッジは「1日57万バレルの新しいパイプライン」を埋めた。[87]
2020年3月までに、セノバス・エナジーは、メインラインとフラナガン・サウスのシステムを経由してテキサスに輸送する長期契約をエンブリッジと締結した。[129] 2020年3月30日現在、石油生産者がエンブリッジのパイプラインを経由してテキサスに重質油を輸送するために支払う価格は、1バレルあたり7〜9ドルである。[129]当時のWCSの価格は1バレルあたり3.82ドルだった。[55]
プレーンズ・オール・アメリカン・パイプライン
長さ16.5kmのミルクリバーパイプラインと0.75kmのレンジランドパイプラインは、テキサス州に本社を置くプレーンズ・オール・アメリカン・パイプラインが所有・運営している。[103]ミルクリバーパイプラインは1日あたり97,900バレルを輸送している。[103]
レール
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2011年までに、ノースダコタ州のバッケン・シェール層からの原油の生産量は、パイプラインの建設速度を上回るペースで増加していた。石油生産者とパイプライン会社は、輸送ソリューションとして鉄道に目を向けた。[130]バッケンの原油は、パイプラインと鉄道による輸送へのアクセスをめぐってWCSと競合している。2010年末までに、バッケンの原油生産量は1日あたり458,000バレル（72,800 m3）に達し、バッケンから原油を出荷するパイプラインの容量を上回った。 [ 131] [130] 2011年1月までに、ブルームバーグ・ニュースは、バッケンの原油生産者が原油の出荷に鉄道車両を使用していると報じた。[130]
2013年には、WCSの新たな鉄道輸送がありました。[101] 2012年以来、カナダで鉄道輸送される原油の量は4倍になり、2014年までに急増し続けると予想されました。[132]
2013年8月、当時USデベロップメント・グループ（現USDパートナーズ）のCEOで、テキサスを拠点とする鉄道石油輸送のパイオニアであるダン・ボーゲン氏は、米国のシェールオイル開発からカナダのオイルサンドへと関心を移した。[133]ボーゲン氏は「同じ目的地に向かう1マイルに及ぶ石油タンク列車に素早く積み込みができる専用ターミナルをエネルギー市場に導入するのに貢献した。この施設は米国の石油市場に革命をもたらした」。[133] 2007年以来、ゴールドマン・サックスはUSDの「米国全土で原油とエタノールを運ぶ1マイルに及ぶ巨大な列車に素早く積み下ろしができる12カ所近くの専用ターミナルの拡張」への資金提供で主導的な役割を果たしてきた。[134] USDの先駆的プロジェクトには、石油化学産業の欧州モデルにヒントを得た大規模な「輸送中の貯蔵」（SIT）が含まれていた。[134] USDは2012年後半に米国の石油鉄道輸送専門ターミナル5つを「プレーンズ・オール・アメリカン・パイプライン」に5億ドルで売却し、同社は現金豊富で資産は少ない状態になった。[134] [133]レフによると、ゴールドマン・サックスとUSDの関係について懸念が提起されている。
「こうした重要な石油施設を通じた取引の流れを理解することは、市場をくまなく調べて国内のさまざまな地域にどれだけの石油が輸送されているかを予測するのに役立つ情報を探している石油トレーダーにとって貴重な洞察力となる。パイプラインが十分に整備されていない地域では石油価格が大幅に値下げされており、価格の高い市場に原油を輸送する方法がわかればトレーダーにとって魅力的な機会となっている。鉄道による原油輸送に関するデータは特に不透明で、政府の統計は数か月後にしか入手できない。」
— ジョナサン・レフ 2013a
2014年1月までに、米国の製油所からの需要の増加に伴い、WCSを輸送する列車とパイプラインが増加しました。2014年初頭までに、約15万bpdの重質油が鉄道で輸送されました。[102]
2014年8月、ハーディスティーにおける原油の鉄道輸送能力の拡大が見込まれる中、WCSの価格は上昇した。これは、USDGギブソン・エナジーのハーディスティー・ターミナルが、パイプライン接続を備えた最新鋭の原油鉄道輸送ターミナル兼積載施設として2014年6月に稼働を開始したためである。 [135 ] このターミナルは、1日あたり120両編成のユニット列車2本（重質原油12万バレル/日）を積載できる能力を備えている。[136] [137]ハーディスティー鉄道ターミナルは、1日あたり120両編成のユニット列車2本を積載でき、「固定積載ラックに30両の積載位置、ユニット列車のステージングエリア、および5つのユニット列車を同時に収容できるループ線路」を備えている。[136] 2015年までに、「ギブソン・エナジーのハーディスティー貯蔵ターミナルに接続された新設パイプライン」が建設され、「ハーディスティーに500万バレル以上の貯蔵能力」を持つようになった。[136]
2019年の州選挙前に、前NDP政権は、4,400両の貨車をリースしてアルバータ州から1日あたり最大12万バレルを輸送する計画を3年間で37億ドルで承認していた。[59] NDP政権は、リースされた貨車により「59億ドルのロイヤルティ、税金、商業収入の増加が見込まれる」と述べたが、 2019年の選挙で勝利したジェイソン・ケニー首相率いるUCP政権はこれに反対した。UCPの2019年10月の予算には、NDPの原油鉄道輸送プログラムをキャンセルするための15億ドルのインセンティブが含まれていた。政府は、これにより「さらに3億ドルの損失が軽減される」と述べた。彼らは原油鉄道輸送契約の民営化交渉に入った。[59]
数か月に及ぶ議論の後、ケニー首相率いるUCP政権は2019年10月下旬、石油生産者が鉄道で輸送する石油の量を段階的に増やせば、「現在の州の割り当てを超えて石油生産量を増やすことができる」と発表した。[59]
カナダ太平洋鉄道
2014年、カナダ太平洋鉄道（CPR）の最高執行責任者（COO）キース・クリールは、アルバータ原油（WCS）輸送量の増加により、CPRは2014年に成長を遂げたと述べた。これは「カナダ西部の石油積み込みターミナルと線路の改善に支えられ」、2018年までのCPRの新規収益増加の3分の1を占めることになる。[132] 2014年までに、CPRはCEOハンター・ハリソンとアメリカの物言う株主ビル・アックマンによって形作られた。アメリカ人はCPRの株式の73％を所有し、カナダ人とアメリカ人はそれぞれCNの株式を50％所有している[説明が必要]。[138] 株主への利益を改善するために、鉄道会社は人員を削減し、機関車の数を減らした。[138]
クリールは2014年のインタビューで、アルバータ州の重質原油の輸送がカナダ石油会社の石油収入の約60%を占め、サスカチュワン州のバッケンシェール地域と米国ノースダコタ州からの軽質原油が40%を占めると述べた。ラックメガンティック鉄道事故や、非常に揮発性が高く敏感な軽質スイートバッケン原油が関わったその他の石油関連鉄道事故を受けてカナダと米国の両方でより厳しい規制が実施される前は、バッケンはカナダ石油会社の石油輸送の60%を占めていた。クリールは「[WCSは]より安全で、揮発性が低く、輸送の利益性が高く、東海岸だけでなく西海岸にも接続できる独自の立場にある」と述べた。[132]
鉄道当局は、カナダの鉄道輸送される石油の多くは「発火しにくい希釈されていない重質原油と未精製ビチューメンで構成されている」と主張している。[139]
エドモントンからウィニペグまで走るCPRの高容量ノースラインは、「北米の主要精製市場すべて」とつながっている。[136]ハンター・ハリソン最高経営責任者は2014年にウォール・ストリート・ジャーナル紙に対し、アルバータ州の石油を東に輸送する計画の一環として、カナダ太平洋鉄道のノースライン沿いの線路を改良すると語った。[132]
水媒介
2014年9月21日、サンコア・エナジーはケベック州モントリオール近郊のソレル港で、重質原油を積んだ最初のタンカー、約70万バレルのWCSをタンカー「ミネルバ・グロリア」に積み込んだ。ミネルバ・グロリアはアフラマックス原油二重船殻タンカーで、載貨重量トン数（DWT）は115,873トンである。目的地はイタリア領サルデーニャ島のサロックであった。[33]ミネルバ・グロリアの寸法は248.96メートル（816.8フィート）×43.84メートル（143.8フィート）である。[140]
「2隻目のタンカー、ステルス・スカイロス号は来週末にモントリオールからWCS原油を積み込み、米国メキシコ湾岸に輸送する予定であると、予約に詳しい人物が本日明らかにした。この輸送は、通常パイプラインで輸送される原油をカナダ東部からメキシコ湾岸に海上輸送する初のケースとなる。」
— トッベンとマータフ 2014
116,000重量トンのステルス・スカイロス号は、全長250メートル（820フィート）×全幅44メートル（144フィート）の大きさである。[141] 2013年10月から2014年10月まで、コックはステルス・スカイロス号を1年間チャーターしており、その期間は12か月間固定で、1日あたり19,500ドルであった。[142]
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石油タンカー、二重船殻 -
石油タンカーの側面図 -
ミネルバ・グロリアに似たアフラマックスの二重船殻原油タンカー
レプソルとWCS
スペインの石油会社レプソルは、米国商務省から米国産のWCS60万バレルの輸出許可を得た。 [143] WCSはメキシコ湾岸のテキサス州フリーポート（USGC）を経由して、スエズマックスタンカーのアレクセイ・コスイギン号でビルバオ港に輸送された。これは「USGCから米国以外の港へのカナダ産原油の初の再輸出」とみなされている。[144]「米国政府は米国産以外のグレードの原油も含め、あらゆる原油輸出を厳しく管理している」ためである。[144]ブリュッセルに本部を置く欧州連合の欧州環境機関（EEA）[145]は、この取引を監視した。APIが20.6、硫黄含有量が3.37%のWCSは、物議を醸している。[146]
2014年12月、レプソルはカナダ第5位の独立系石油生産者であるタリスマン・エナジー（TLM.TO）を83億ドルで買収することに合意した。これは2014年6月のタリスマンの価値の約50％に相当すると推定される。2014年12月までに、WCSの価格は2014年4月の79.56ドルから40.38ドルに下落した。 [96]世界の石油需要は減少し、生産は増加し、石油価格は6月から急落し、12月まで下落し続けた。[147]
その他のオイルサンド原油製品
デリバティブ市場
ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）のほとんどは精製のためにイリノイ州に送られ、その後オクラホマ州クッシングに送られて販売される。WCSの先物契約はシカゴ・マーカンタイル取引所（CME）で取引可能で、二国間店頭取引のWCSスワップはシカゴ・マーカンタイル取引所（CME）のClearPortまたはNGXで決済できる。 [8]
製油所
WCSはアルバータ州からオイルサンドから重質油を処理できる精製所に輸送される。米国中西部の石油防衛地区管理局（Padd II）はWCSブレンドの運用経験がある。 [8] [81] [150] WCSのほとんどは米国中西部の精製所に送られる。これらの精製所は「硫黄分の多い重質原油を大量に処理し、大量の輸送燃料と少量の重質燃料油を生産するように構成されている」。[150]米国の精製所はWCSやマヤなどの「より安価な原料」を使用する「より複雑な精製所構成に投資し、より高い処理能力を備えた」が、カナダはそうしなかった。カナダの精製能力は規模と効率によって増加したが、米国の148か所の精製所と比較して、カナダには19か所の精製所しかない。[150]
WCS原油は「API（アメリカ石油協会）比重が非常に低く、硫黄含有量と残留金属含有量が高い」ため[81] [150]、カナダの製油所ではほとんど行われていない特殊な精製が必要です。高酸性（TAN）原油を処理できる新しい冶金技術を導入した製油所でのみ処理できます。
「西カナダの油田から東カナダの消費地域に原油を輸送する輸送コストと、原油の品質の選択肢の多さから、一部の製油所では輸入原油を使用する方が経済的です。そのため、カナダの石油経済は現在、二重市場となっています。西カナダの製油所は国内産原油を、ケベック州と東部諸州の製油所は主に輸入原油を、オンタリオ州の製油所は輸入原油と国内産原油を混合して使用しています。近年では、東部の製油所は東海岸沖合のカナダ産原油の使用を開始しています。」[150]
米国の製油所はカナダ、メキシコ、コロンビア、ベネズエラから大量の原油を輸入しており、1990年代にコーカーと硫黄の生産能力の増強を開始し、環境要件と輸送燃料に対する消費者の需要を満たしながら、これらの中重質酸性原油の増加に対応してきました。米国の製油所は、重質で酸性の原油をガソリンや留出油に加工する複雑な精製ハードウェアに多額の投資を行ってきましたが、米国外での同様の投資はそれほど積極的ではありませんでした。[151] [150]中重質原油は米国の原油投入量の50％を占めており、米国は重質原油の加工能力を拡大し続けています。[151] [150]
カナダでWCSを生産する大手総合石油会社も、WCSを処理するために製油所のアップグレードに投資し始めている。[152] [150]
BP ホワイティング、インディアナ製油所
インディアナ州ホワイティングにあるBPの製油所[ 153 ]は、米国で6番目に大きい製油所で、生産能力は413,500 b/dである。[154] [155] 2012年、BPはホワイティング製油所でWCSを蒸留するために数十億ドル規模の近代化プロジェクトに投資し始めた。[156] [157] [158]この40億ドルの改修[154]は2014年に完了し、WCSの価格上昇の要因の1つとなった。[102]アップグレードの目玉は、2013年7月に稼働を開始した製油所最大の原油蒸留装置であるパイプスチル12であった。 [154]蒸留装置は、製油所に入る原油を蒸留することで、製油所の他のすべての装置に原料を提供する。 [ 154 ]ホワイティング製油所は、インディアナ州とイリノイ州の州境近くに位置する。同社は、米国のベンチマーク原油契約の受渡地点であるオクラホマ州クッシングからのCWSとWTIの主要購入者である。
2015年8月8日、パイプスティル12号機内の配管に不具合が発生し、大きな被害が発生し、同ユニットは8月25日までオフラインとなった。[38] [154]これが原油価格の下落の大きな要因の一つとなり[37] [159]、 WCSは9年ぶりの安値となった。[39] [40]
オハイオ州トレド製油所
BPが2010年以降改良に約5億ドルを投資してきたオハイオ州北西部のトレド製油所は、製油所を運営するハスキー・エナジーとの合弁事業であり、1日あたり約16万バレルの原油を処理している。[160] [161]同社は2000年代初頭から、オイルサンドとシェールからの原油の処理に精製事業を集中させてきた。[153] [162]
サーニア・ラムトン 100億ドル規模のオイルサンド・ビチューメン改良プロジェクト
2013年9月以来、WCSはオンタリオ州サルニアにあるインペリアル・オイルの製油所で処理されており、エクソンモービル・コーポレーション（XOM）のイリノイ州ジョリエット工場とルイジアナ州バトンルージュには238,000バレル（37,800 m3）のWCSが保管されている。 [ 163]
2013年4月までに、オンタリオ州サルニアにあるインペリアル・オイルの121,000バレル（19,200 m3 ）の製油所は、カナダ東部で原料ビチューメンを処理できる唯一のプラグインコークス工場となった。[104]
2014年7月、カナダ工学アカデミーは、製油所で使用可能な原油を生産するための100億ドル規模のサルニア・ラムトンのオイルサンド・ビチューメン精製プロジェクトを、優先度の高い国家規模のプロジェクトとして特定しました。[164]
コープ製油所複合施設
ロイドミンスター重質油はウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）重質油ブレンドの成分で、CCRL製油所複合施設の重質油アップグレーダーで処理されているが、2013年2月11日、同工場の重質油アップグレーダーセクションのコーカーで火災が発生した。これは、レジーナ工場で過去16か月間で3度目の重大事故であった。[165]ウェスタン・カナディアン・セレクトの価格は、米国のベンチマークであるウェスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）原油に対して下落した。[165]
パインベンド製油所
ミネソタ州最大の石油精製所であるパインベンド製油所はツインシティーズにあり、アサバスカ油砂から供給される重質原油の80%を受け入れている。[166]原油は、同じくコーク・インダストリーズが所有するレイクヘッド・パイプラインとミネソタ・パイプラインを通じて北西部からこの施設に送られる。ほとんどの石油は、ミネソタ州とウィスコンシン州にまたがるコーク所有の537マイルのパイプラインシステムを通じて工場に出入りしている。 [166]米国エネルギー情報局（EIA）は、2013年時点で生産量でこの製油所を国内第14位にランク付けした。[167] [168] 2013年までに、その公称生産能力は1日あたり33万バレル（52,000 m3）に増加した。 [ 169]
レプソル
レプソルは、2009年1月に欧州連合が自動車用ガソリンとディーゼルの硫黄含有量を50ppmから10ppmに削減する規制を施行したことに対応し、製油所のアップグレードに多額の投資を行った。同社はスペインにある5つの製油所のうち3つ（カルタヘナ、ア・コルーニャ、ビルバオ、プエルトリャノ、タラゴナ）を、ウェスタン・カナディアン・セレクト重質油を精製できるコーカーにアップグレードしていた。他の多くのヨーロッパの製油所は、利益率の低下により閉鎖された。[144]レプソルは、2014年5月にスペインの製油所でWCSの最初のバッチをテストした。[143]
カルタヘナ製油所
2012年にレプソルはスペインのムルシアにあるカルタヘナ製油所の31億5000万ユーロをかけた改修と拡張を完了したが、これにはWCSのような重質原油を精製できる新しいコークスユニットも含まれていた。[170]
ペトロノール
レプソルが2013年に完了したアップグレードには、ビルバオ近郊のムスキスにあるペトロノール製油所の新しいコーカーユニットと高効率のコジェネレーションユニットが含まれており、費用は10億ユーロを超え、「バスク地方史上最大の産業投資」となっている。[171]この新しいコーカーユニットは、「プロパン、ブタン、ガソリン、ディーゼルなどの需要の高い製品」を生産し、「燃料油の生産を排除する」ことになる。[171]コジェネレーションユニットは二酸化炭素排出量を削減し、スペインの京都議定書の目標達成に貢献する。製油所は電力を自給自足しており、電力を送電網に配電することができる。[171]
ブレンダー: ANS、WCS、バッケンオイル
ジョン・アウアーズとジョン・メイズは、 2013年にオイル＆ガスジャーナルに掲載された記事で、「最近の価格の乖離により、抜け目のない原油ブレンダーや精製業者が、水系原油（アラスカ・ノーススロープ（ANS）など）の代替品を大幅な割引価格で独自に製造する機会が生まれている。例えば、「疑似」アラスカ・ノーススロープ代替品は、55％のバッケンと45％のウェスタン・カナディアン・セレクトのブレンドで、ANS市場価格よりもはるかに安いコストで製造できる可能性がある」と述べている。彼らは、ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）などの「取り残された」安価な原油ブレンドをブレンド、配送、精製できる精製業者には、経済的チャンスがあると主張している。「ノースダコタ（バッケン）とテキサス（イーグルフォード）の新興シェール層や、パーミアン盆地などの古い既存の油田での掘削の復活」から生産される軽くて甘い原油とは対照的に、アルバータ州のオイルサンドは「圧倒的に重い」。[172]
バッケンタイトオイルがWCSに与える影響
CIBCは、原油市場が停滞しているにもかかわらず、石油産業は大量の石油を生産し続けていると報告した。バッケン層からの石油生産量だけでも、2012年から2016年まで毎年60万バレル増加すると予測されている。2012年までに、カナダのタイトオイルとオイルサンドの生産も急増した。[173]
2014年末までに、世界の石油消費需要が引き続き減少する中、ノースダコタ州バッケン、テキサス州パーミアンおよびイーグルフォード盆地における「軽質タイト」オイル生産の著しい急速な石油生産増加と、「米国の石油精製、石油化学および関連輸送産業、鉄道およびパイプライン」の経済成長の活性化が、「国際石油市場を不安定化させた」[5] 。
2000年以降、水圧破砕法や水平掘削などの石油抽出技術の普及により、ノースダコタ州北西部の下にあるバッケン層の生産が急増した。[174] [175] [176] WCSとバッケンはパイプラインと鉄道のスペースをめぐって競合している。2010年末までに、石油生産量は1日あたり458,000バレル（72,800 m 3）に達し、バッケンから石油を出荷するパイプラインの容量を上回った。[131] [130]この石油は、パイプラインと鉄道による輸送へのアクセスをめぐってWCSと競合している。2004年にサスカチュワン州でビューフィールド油田が発見されて以来、米国ほどではないものの、カナダでもバッケンの生産が増加している。
ロイヤリティ
アルバータ州のロイヤルティ料率は WTI の価格に基づいています。このロイヤルティ料率は、プロジェクトが支払い額に達した場合はプロジェクトの純収益に、まだ支払い額に達していない場合は総収益に適用されます。プロジェクトの収益は、原油を販売できる価格に直接左右されます。WCS はオイルサンド原油のベンチマークであるため、WCS の価格が割引されると、オイルサンドの収益も割引されます。これらの価格割引はロイヤルティの支払いに反映されます。
アルバータ州は、エネルギー資源の開発による利益の一部をロイヤルティの形で受け取り、その資金の一部を健康、教育、インフラなどのプログラムに充てています。[177]
2006年から2007年にかけて、オイルサンドのロイヤルティ収入は24億1100万ドルだった。2007年から2008年にかけては29億1300万ドルに上昇し、2008年から2009年にかけては29億7300万ドルまで上昇を続けた。アルバータ州のロイヤルティ制度が改訂された後、2009年から2010年にかけては10億800万ドルに減少した。[178]その年、アルバータ州の総資源収入は「世界経済が不況に陥っていたときに70億ドルを下回った」[179] 。
2012年2月、アルバータ州は「2013年から2014年にかけて再生不可能な資源から134億ドルの収入を見込んでいた」[179]。2013年1月までに、同州は74億ドルしか見込んでいなかった。「アルバータ州の約400億ドルの予算の30％は石油とガスの収入から賄われている。ビチューメンのロイヤルティはその総額の約半分を占めている。」[179] 2009年から2010年にかけて、オイルサンドのロイヤルティは10億800万ドルに達した（Energy Alberta 2009で引用された2009年度予算）。[178]
オイルサンドの開発を加速するため、連邦政府と州政府はオイルサンドの課税を他の露天掘りとより緊密に連携させ、「プロジェクトの投資コストが全額支払われるまではプロジェクトの総収入の1%を課税し、その時点で税率は純収入の25%に引き上げられる」ことになった。これらの政策変更と2003年以降の石油価格の上昇は、オイルサンド産業の発展を加速させるという望ましい効果をもたらした。」[177]改訂されたアルバータ州ロイヤルティ制度は2009年1月1日に施行された。[180]これにより、各オイルサンドプロジェクトは総収入ロイヤルティ率1%を支払うことになる（石油・ガス財政制度2011：30）。[181]石油・ガス財政制度2011は、西部の州と準州の石油財政制度を要約している。石油・ガス財政制度は、ロイヤルティ支払いの計算方法を次のように説明している。[181]
「オイルサンド ロイヤルティ プロジェクトが支払いに達した後、クラウンに支払われるロイヤルティは、(a) 当該期間の総収入ロイヤルティ (1% - 9%)、および (b) 当該期間の純収入に対するロイヤルティの割合 (25% - 40%) のうち大きい方に等しくなります。2009 年 1 月 1 日より、純収入に対するロイヤルティの割合も WTI のカナダ ドル価格に連動します。WTI 価格が 1 バレルあたり 55 ドル以下の場合は 25% で、価格が 1 バレルあたり 120 ドルに達すると最大 40% まで直線的に増加します。ロイヤルティの目的では、純収入はプロジェクト収入から許容コストを差し引いた金額に等しくなります。」
— 石油・ガスの財政制度
1バレル当たりの原油価格がウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）に連動して55ドル以下の場合（石油・ガス財政制度2011年：30）（ウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）のカナダドル価格に連動して最大9％）。1バレル当たりの原油価格がウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）に連動して120ドル以下の場合「支払い」。[181]
支払いとは、「開発者がプロジェクトのすべての許容コストを回収した最初の時点」を指し、これにはカナダ政府の長期債利率[「LTBR」]に相当するコストの返還手当が含まれます。[182]
成長と繁栄を促進するため、また探査、研究開発のコストが極めて高いため、オイルサンドと採掘事業は、法人税、連邦税、州税、政府ロイヤルティを支払わず、個人所得税は支払わない。なぜなら、企業は税金とロイヤルティの面で長年赤字のままであることが多いからだ。赤字の定義は、垂直統合された多国籍エネルギー企業が関与する場合、ますます複雑になる。サンコアは、実現した損失は正当であり、カナダ歳入庁（CRA）が不当に「12億ドル」の税金を請求し、事業を危険にさらしていると主張している。[183]
2009年から2015年まで、オイルサンドのロイヤルティ収入は州のロイヤルティ収入の最大の貢献者であり、アルバータ州全体の収入の約10％を占めていました。[184] 2014年から2015年にかけて、オイルサンドの収入は50億ドルを超え、アルバータ州の485億ドルの運営費の10％以上を占めました。[184] 2015年12月現在、オイルサンドの収入を上回る収入源は、個人所得税が23％、連邦政府からの移転が13％、法人所得税が11％のみでした。[184]
2023年にはアルバータ州のオイルサンドから18億バレルの石油が採掘された。[185]
オイルサンドのロイヤルティ率
「ビチューメン評価方法論（BVM）は、オイルサンドプロジェクトで生産され、現場でアップグレードされるか、関連会社に売却または譲渡されるビチューメンの価値をロイヤルティ目的で決定する方法です。BVMは、ロイヤルティ方式を通じて、現金またはビチューメンロイヤルティ現物で受け取ったビチューメン生産の市場価値をアルバータ州が受け取ることを保証します。アルバータ州の生産者によって開発され、アルバータ州ハーディスティーで保管および評価されたアルバータ州のビチューメン、希釈剤（パイプラインを通過する石油の能力を高めるために添加されるナフサやコンデンセートなどの製品）、および従来の重質油のグレードまたはブレンドであるウェスタンカナディアンセレクト（WCS）は、BVMの開発において最良の基準原油価格であると決定されました。」[186]
ビチューメンバブル
2013年1月、当時のアルバータ州首相アリソン・レッドフォードは、WTIおよびマヤ原油に対するウェスタン・カナディアン・セレクトの大幅な割引価格に関連したオイルサンドからの税収と収入の劇的で予想外の減少の影響が、2013年の州予算の大幅な削減につながると説明するために「ビチューメンバブル」という言葉を使った。[ 187] 2012年、原油価格は年間を通じて上下した。レッドフォード首相は「ビチューメンバブル」を「異なる価格とアルバータ州のウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）の低価格との間の差またはスプレッド」と表現した。2013年だけで、「ビチューメンバブル」の影響により、州の収入が約60億ドル減少した。[188]
参照
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- ポータル:経済とビジネス
注記
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外部リンク
- ^ タトル 2022.