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Western Canadian Select ( WCS ) は、北米最大の重質原油ストリームの1 つである重質サワー原油ブレンド[ 1 ]であり 、歴史的に最も安価なものでもあります[ 2 ] 。これは、EnCana (現在のCenovus )、Canadian Natural Resources、Petro-Canada (現在のSuncor )、およびTalisman Energy (現在のRepsol Oil & Gas Canada) によって 2004 年 12 月に新しい重質原油ストリームとして設立されました [ 4 ]。これは主に 、スイート合成希釈剤とコンデンセート希釈剤をブレンドしたビチューメンと、アルバータ州ハーディスティにある大規模な Husky Midstream General Partnership ターミナルにある、従来型および非従来型の[ 5 ] [ 6 ]アルバータ重質原油の 21 [ 5 ]既存ストリームで構成されています。[ 7 ]重質で酸性 ( TAN <1.1) の原油のベンチマークである Western Canadian Select [ 8 ] [ 9 ]は、西カナダ堆積盆地のオイルサンドから産出される多くの石油製品の 1 つです。カルガリーに拠点を置く Husky Energy は現在 Cenovus の子会社ですが、2015 年に最初の 4 つの創設者に加わりました。[ 7 ] [ 8 ] [ 10 ] [ 11 ] [ 12 ] [ 13 ]
ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）は、西カナダ産原油ブレンド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低水準まで下落しました。WCSは2020年4月21日に1バレルあたり3.81米ドルまで下落しました。[ 15 ] [ 16 ] 6月には、CenovusはChristina Lakeオイルサンドプロジェクトでの生産量を増やし、WCS価格が「4月からほぼ10倍」に上昇し、平均33.97ドルまたは46.03カナダドル/バレルに達したときに、記録的な405,658バレル/日の量に達しました。[ 17 ] 2022年のロシアによるウクライナ侵攻の間、米国がロシア産石油の輸入禁止を検討していたため、WCSの価格は1バレルあたり100米ドルを超えました。[ 3 ] 6月には、Western Canadian Select（WCS）ベンチマーク価格が平均64.35ドル/バレルとなり、年初来（YTD）平均の63.09ドルとほぼ一致しました。[ 18 ] 2025年の米国とカナダの貿易戦争中、価格は4月7日時点で1バレルあたり52.57カナダドルまで下落した。[ 19 ]
2023年、カナダの石油輸出総量は過去最高の480万バレル/日に達し、米国はその年に1億9290万トンを購入した。[ 20 ] 2023年には、オイルサンドの採掘が380億カナダドル（GDPの1.74%）以上、従来の原油とガスの採掘が330億カナダドル（GDPの1.52%）をカナダ経済に貢献した。[ 20 ]
2024年11月、カナダエネルギー請負業者協会（CAOEC）は、2025年にカナダ西部で合計6,604の井戸が掘削されると予測し、これは2023年から7.3%の増加となる。この活動レベルは、2014年から2015年の商品価格の下落以来、カナダ西部の石油部門で最高となる。この下落により、業界は長期にわたる縮小を余儀なくされた。[ 21 ]
Western Canadian Selectはカナダのベンチマークとなる重質原油であり、歴史的に北米で最も安価な重質サワーブレンド原油である。[ 3 ] [ 1 ] 2024年現在、カナダのオイルサンド生産量の推定77%を生産しているのは、カナダの企業でカルガリーに本社を置くSuncor、CNRL、Cenovusの3社のみである。[ 22 ] 4番目に主要なWCS生産者であったRepsol [ 23 ]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つである。[ 22 ]
カナダは米国への石油供給の主要国です。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輸送能力の向上もあって、カナダから米国への石油輸出が大幅に増加しました。2024年7月と9月には、カナダは米国に1日あたり430万バレル以上の石油を輸出しました。[ 24 ]これに対し、2020年5月には、カナダは米国に320万バレルの原油を輸出しました。[ 25 ]
WCSの原油市場への影響力は、これら3つの巨大企業の生産にとどまらず、カナダ西部の石油生産の約38％を扱うブローカー兼取引所であるNE2によると、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。[ 23 ]
WCSの価格計算は複雑です。[ 23 ] 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、石油市場の中心地域で生産される、より甘く軽い原油であるウエスト・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は北米の原油のベンチマーク価格です。[ 23 ] WTIの価格は日々変動しますが、原油の実際の商品取引市場は、日々の価格ではなく契約価格に基づいています。[ 23 ] 2か月間の先物契約におけるWCSの割引は、WCS契約締結前の直近の月のすべてのWTI契約の平均価格に基づいています。[ 23 ]
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、2人のパートナーと共にハスキー・ミッドストリーム・ジェネラル・パートナーシップ（HMGP）[ 26 ]を設立した。HMGPは製油所が求める高品質の重質原油製品を安定的に供給するため、原油スーパーストリームのみをブレンドしている。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・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ハスキーを38億カナダドルで買収した。[ 13 ]
2004年、Suncor Energy、 Cenovus Energy、Canadian Natural Resources、およびTalisman Energy（後にRepsol）は、Western Canadian Select（WCS）ブレンドを開発しました。[ 4 ] Argusによると、WCSブレンドへの貢献に対する補償に関する複雑な規則のため、2012年時点でWCSブレンドを生産していたのはわずか4社でした。[ 8 ] CenovusとHuskyは2021年1月までに合併を完了し、Cenovusの下で事業を運営しています。この合併により、Cenovusはカナダで3番目に大きな原油および天然ガス会社、2番目に大きなアップグレーダーとなりました。[ 27 ]
米国はカナダの石油輸出の約99%を輸入している[ 28 ]。米国エネルギー情報局（EIA）が提供する月次データによると、カナダは米国への「石油輸出量で最大の輸出国」であり、2014年9月には3,026,000バレル/日、2015年9月には3,789,000バレル/日、2015年10月には3,401,000バレル/日の原油を米国に輸出している[ 29 ]。
カナダ産の石油は、他の産地の石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[ 30 ]。2009年以降、米国はサウジアラビア、メキシコ、ベネズエラからの石油輸入を減らしています[ 30 ] 。 2019年のEIAの報告書によると、米国への原油輸入総量のうち、カナダ産原油が56%を占めています[ 30 ] 。
カナダの石油輸出総量は2023年に「過去最高」の480万バレル/日に達し、米国はその年に1億9290万トンを購入した。[ 20 ]
原油価格は通常、特定の場所で提示されます。特に明記されていない限り、WCSの価格はハーディスティで、ウエ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提示されます。[ 31 ]
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、ベンチマーク原油であるWTIの価格は、2014年6月の高値（WTIが1バレルあたり107米ドル以上、ブレントが1バレルあたり115米ドル以上）から、1バレルあたり43.34米ドルまで下落した。 [ 31 ] [ 32 ] [ 33 ]ビチューメン由来の原油であるWCSは、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。[ 34 ] 2015年3月15日、WTIとWCSの価格差は13.8米ドルであった。ウェスタン・カナディアン・セレクトは、2015年3月15日に1バレルあたり29.54米ドルという、2009年4月以来の最安値を記録し、世界で最も安い原油の一つとなった[ 35 ] [ 31 ] [ 36 ]。2015年4月中旬までに、WCSはほぼ50%上昇し、44.94米ドルで取引された[ 37 ] 。
2015年6月2日までに、WTIとWCSの価格差は7.8米ドルとなり、過去最低を記録した。[ 38 ] 2015年8月12日までに、WCS価格は23.31ドルまで下落し、WTI/WCSの価格差は19.75ドルまで上昇した。[ 39 ]これは、BPが米国で6番目に大きい製油所であるインディアナ州ホワイティングの製油所を2週間一時的に停止し、同製油所にある最大の原油蒸留装置を修理した際の9年間で最低価格だった。[40] 同時期に、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を停止せざるを得なかった。[41] [42] 2015年9月9日までに、WCSの価格は32.52米ドルとなった。[ 43 ]
2015年12月14日までに、WTI価格が1バレル35ドルだったため、WCSは「75%下落して21.82ドル」となり、7年間で最低値を記録した。メキシコのマヤ重質原油も「18か月で73%下落して27.74ドル」となった。[ 28 ] 2015年12月までに、WCS価格は23.46ドルとなり、2008年12月以来の最低値を記録した。 [ 44 ] WTIとWCSの価格差は13.65ドルだった。[ 45 ] 2015年12月中旬、ブレントとWTIの価格がともに1バレル約35ドル、WCSが21.82ドルだったとき、メキシコの同等の重質サワー原油であるマヤの価格は73%下落したが、メキシコ政府は石油ヘッジを利用して「ある程度保護」した。[ 28 ]
2016年2月までに、WTIは29.85米ドルまで下落し、WCSは14.10米ドルで、差額は15.75米ドルでした。[ 46 ] 2016年6月までに、WTIは46.09米ドル、MYMEXのブレントは47.39米ドル、WCSは33.94米ドルで、差額は12.15米ドルでした。[ 47 ] 2016年6月までに、WCSの価格は33.94米ドルでした。[ 47 ] 2016年12月10日までに、WTIは51.46米ドルまで上昇し、WCSは36.11米ドルで、差額は15.35米ドルでした。[ 48 ]
2018年6月28日、WTI原油価格は4年ぶりの高値となる74米ドルまで急騰したが[ 49 ]、11月末までに30%下落した[ 50 ] 。
2018年11月、WCSの価格は1バレルあたり14米ドル未満という過去最低値を記録した。[ 51 ] 2008年から2018年にかけて、WCSはWTIに対して平均17米ドルの割引で販売された。2018年秋には、その差は過去最高の約50米ドルにまで拡大した。[ 51 ] 12月2日、レイチェル・ノトリー首相はアルバータ州の石油生産を8.7%削減することを義務付けたと発表した。[ 52 ]これは、2019年1月に日量32万5000バレル削減し、2019年末までに日量9万5000バレルまで削減することを意味する。[ 53 ] [ 52 ] 2018年12月12日のフィナンシャル・ポストの記事によると、義務的な削減が発表された後、WCSの価格は約70%上昇して1バレルあたり約41米ドルとなり、WTIとの差は約11米ドルに縮小した。 10月にはWCSとWTIの価格差が1バレルあたり50米ドルにも達した。[ 52 ] [ 53 ] 12月の「急落」から国際原油価格が回復するにつれ、WCSの価格は28.60米ドルまで上昇した。[ 54 ] CBCニュースによると、世界的な原油価格の下落は、米中貿易戦争が続く中で経済成長が鈍化したことと関連している。[ 54 ]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、価格は上昇した。[ 54 ]米国エネルギー情報局（EIA）の報告によると、シェールオイルが主な要因で、米国の原油生産量は12%増加した。その結果、ゴールドマン・サックスは2019年の原油価格予測を引き下げた。[ 54 ]
2019年3月、WTI価格が1バレルあたり58.15ドルまで下落し、2018年3月より7.5%低下したため、WTIとWCSの価格差は9.94ドルに縮小した。一方、WCSの平均価格は1バレルあたり48.21ドルまで上昇し、2018年3月より35.7%上昇した。[ 55 ] 2019年10月までに、WTIは1バレルあたり平均53.96ドルとなり、2018年10月より23.7%低下した。比較すると、同じ期間のWCSは1バレルあたり平均41.96ドルとなり、2018年10月より2.0%上昇し、2019年10月の価格差は12.00ドルとなった。[ 56 ]
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米ドルでした。[ 57 ] 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マイナスになりました。[ 58 ] [ 59 ]
6月のウェスタン・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 ]
ドナルド・トランプ大統領が2025年の米国とカナダの貿易戦争の一環として4月3日に関税が発効すると発表した後、WCSの価格は平均で1バレルあたり52.57カナダドルまで下落した[ 19 ] 。
2018 年秋、2008 年から 2018 年までの 10 年間平均で 17 米ドルだった WCS と WTI の価格差は、約 50 米ドルという記録的な値に拡大した。[ 51 ] 2018 年 12 月までに、WCS の価格は 5.90 米ドルまで急落した。[ 56 ] これに対し、ノトリー首相率いる NDP 政権は、2019 年 1 月 1 日に発効する 1 日あたり 356 万バレルの一時的な生産制限を設定した。この削減は、カナダ西部からのパイプラインの慢性的なボトルネックにより、「業界と政府は 1 日あたり数百万ドルの収益を失っている」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 バレルあたり 26.65 米ドルまで上昇した。[ 60 ] [ 52 ] [ 53 ]世界の石油価格は 12 月に大幅に下落し、1 月に回復した。 WCSの価格はWTIが48.69米ドルだったため、28.60米ドルに上昇した。[ 54 ] 2019年秋、ケニー首相率いるUCP政権は「生産制限プログラムを2020年まで延長し、割当開始前の企業に対する基本免除を増やし、生産制限の影響を受ける生産者の数を16社に減らした」。[ 61 ]
生産制限は「国内石油価格を支えた」が、「企業が義務付けられた割当量を超えて生産を拡大できなかったため、成長と業界全体の投資を制限した」。[ 61 ]
インペリアル・オイルやハスキー・エナジーなどの総合生産者は、WCSの価格が低いと米国の製油所が利益を得るため、生産制限に反対している。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制限を支持している。[ 61 ]
2019年の夏、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、増産の条件として鉄道による石油輸送を義務付けることで、増産に合意した。[ 61 ]カナダ石油生産者協会（CAPP）のテリー・エイベル氏は、「減産の目的は、価格に下方圧力をかけないように、輸送能力を生産能力に合わせることだった…鉄道輸送能力を増設する限り、それに合わせて減産を調整できるはずだ」と述べた。[ 61 ]
「オイルサンド鉱床に含まれる極めて粘性の高い油は、一般的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・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のスイート合成希釈剤とコンデンセート希釈剤からブレンドされています。[ 12 ] [ 8 ] [ 5 ] [ 6 ] [ 62 ]
Western Canadian Select の特性は次のように説明されています: API 比重レベルは 19 ～ 22 (API)、[ 2 ] [ 63 ]密度 (kg/m3) 930.1、[ 12 ] MCR (Wt%) 9.6、[ 12 ]硫黄 (Wt%) 2.8 ～ 3.5%、[ 63 ] TAN (全酸価) (Mg KOH/g) 0.93。[ 12 ]
北米の製油所では、TAN値が1.1を超える原油を「高TAN」とみなしています。高TAN原油を処理するには、製油所を改修する必要があります。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ます。このため、WCSのTAN値は、軽質スイート原油やコンデンセートとのブレンドによって常に1.1未満に維持されています。Access Western BlendやSeal Heavy Blendなどの他のビチューメンブレンドは、TAN値が高く、高TANとみなされています。[ 64 ]
「オイルサンド原油は密度が高すぎるため、パイプライン内で自然には流れません。通常、オイルサンドビチューメンに希釈剤を混合してパイプライン内で流れるようにします。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（ダイルビット）と混合されます。」[ 65 ]： 9 WCSはシンビットとダイルビットの両方を含む可能性があるため、シンダイルビットと呼ばれることがあります。[ 66 ]
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書（EIS）に関する調査において、 DOSは「パイプラインを流れる原油の平均は、約50％のウェスタン・カナディアン・セレクト（希釈ビチューメン）と50％のサンコア・シンセティックA（SCO）で構成される」と想定している。[ 67 ]
カナダ非在来型資源協会（CSUR）は、在来型石油、タイトオイル、オイルシェール、重質油の4種類の石油を識別しています[ 68 ]。
2014年9月までに、カナダは米国に日量3,026,000バレルを輸出していた。これは2015年9月に日量3,789,000バレル、2015年10月に日量3,401,000バレルのピークに達し、カナダの石油輸出の99%を占めた。[ 29 ] [ 28 ] 2010年のWCSの閾値量は約250,000バレル/日であった。[ 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につながった。[ 69 ] [ 70 ]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近郊で操業していたオイルサンド生産会社は、完全に操業を停止するか、操業規模を縮小した」。[ 71 ] 2016年6月8日までに、米国エネルギー省は、「5月の石油生産の中断は平均で約0.8百万バレル/日、日最大で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しているが、生産量が以前のレベルに戻るには数週間かかる可能性がある」と推定した。[ 71 ]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。[ 71 ]
EIAの2月の短期エネルギー見通しによると、2015年に1日あたり450万バレル（b/d）だったカナダの石油およびその他の液体の生産量は、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る。この増加は、2017年末までにオイルサンド生産量が約30万b/d増加することによってもたらされ、これは従来型石油生産量の減少によって部分的に相殺される。[ 72 ] 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可能性があるが、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」と主張している。[ 72 ]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る。[ 72 ]
ノルウェーに拠点を置く独立系エネルギー調査・コンサルティング会社であるRystad Energyは、2019年5月に発表した「供給コスト曲線更新」の比較において、「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、オイルサンドからの石油の平均損益分岐価格は2019年に83米ドルであり、世界の他のすべての「主要な石油生産地域」と比較して最も生産コストが高いと報告した。[ 73 ] [注1 ]国際エネルギー機関も同様の比較を行った。[ 74 ]
2016年にウォール・ストリート・ジャーナルは、英国が44.33米ドル、ブラジルが34.99米ドル、ナイジェリアが28.99米ドル、ベネズエラが27.62米ドル、カナダが26.64米ドルで生産コストが最も高いと報じた。[ 75 ]サウジアラビアが8.98米ドル、イランが9.08米ドル、イラクが10.57米ドルで生産コストが最も安い。[ 75 ]
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[ 5 ]に基づく、2014年の以前の比較では、累積原油生産コストが比較されました。
この分析では「初期」費用（初期の土地取得、地震探査、インフラ費用）は「除外」されており、「初期」費用は「埋没費用」として扱われます。「初期」費用の概算は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。ロイヤルティが含まれており、アルバータ州とサスカチュワン州ではより有利です。「60～61米ドルの加重平均には、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 ]
WCSは生産コストが非常に高い。[ 76 ]例外もあり、例えばセノバス・エナジーのクリスティーナ・レイク施設は業界で最も低コストの原油を生産している。[ 76 ]
2012年6月、国際市場を重視するコネチカット州フェアフィールドに本社を置くゼネラル・エレクトリック（GE）は、カルガリーのダウンタウンに「民間雇用の科学者とエンジニア130名」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「北米で初」であり、世界で2番目となる。 [ 76 ] [ 77 ] 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、こちらも2012年6月に開設された。GEのイノベーション・センターは「建築に直接イノベーションを組み込もうとしている」。[ 77 ]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・マネージャーであるジェームズ・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、環境問題とコスト上昇に関するものです...オイルサンドは環境に優しい石油などとして再ブランド化され、基本的にゲームを変えることになるでしょう」と述べた。[ 77 ]
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で使用するために開発され、 1999年にアサバスカ・オイルサンドからビチューメンを抽出するために使用されていた水集約型の蒸気補助重力排水法（SAGD）を改善するために再利用されました[ 77 ]。[ 78 ] 1999年と2002年に、ペトロ・カナダのマッケイ・リバー施設は、新しい蒸発技術と結晶化システムを組み合わせたGE SAGDゼロ液体排出（ZLD）システムを最初に導入しました。このシステムでは、すべての水がリサイクルされ、固形物のみが敷地外に排出されました[ 78 ] 。この新しい蒸発技術は、シリカとマグネシウムを除去するために温水石灰軟化を使用し、カルシウムを除去するために弱酸陽イオン交換を使用する、SAGD施設で使用されていた古い水処理技術に取って代わり始めました[ 78 ]。
クレランドは、サンコア・エナジーが複製戦略を検討していることを説明している。この戦略では、エンジニアが400～600バレル/日の処理能力を持つ「理想的な」小型SAGDプラントを設計し、コスト削減につながる「型にはまった」「繰り返し可能な」要素を用いて「連続的な建設段階」を通じて複製できる。[ 76 ]
北米のニュースで引用される石油価格は、一般的に、ニューヨーク・マーカンタイル取引所（NYMEX）でオクラホマ州クッシングで受け渡しされるWTI /軽質原油の1バレル（159リットル）当たりのWTIクッシング原油スポット価格、またはインターコンチネンタル取引所（ICE、国際石油取引所が統合された）でサロム・ヴォーで受け渡しされるブレント原油の価格を指します。ウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）、別名テキサス・ライト・スイートは、石油価格のベンチマークとして使用される原油の一種であり、ニューヨーク・マーカンタイル取引所の石油先物契約の原資産です。WTIは軽質原油で、ブレント原油よりも軽いです。硫黄分は約0.24%で、ブレントよりも甘いスイート原油に分類されます。その特性と生産地により、主に中西部とメキシコ湾岸（USGC）地域での米国での精製に最適です。 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際のベンチマークであり、「エクスポージャーの大部分が重質原油になる」と主張した。[ 79 ]
ブルームバーグ・メディアが発表したところによると、ウェスタン・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[ 80 ]は、ニューヨーク・マーカンタイル取引所（NYMEX）で取引されているウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）[ 82 ]に対して価格差[ 81 ]があり、WTI自体もロンドンで取引されているブレント原油に対してディスカウントされている[ 81 ] 。これは、カナディアン・ナチュラル・リソーシズ（TSX:CNQ）（NYSE:CNQ）の価格と価格差に関するデータに基づいている。
「ウエスト・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はともに、API比重が約40°の高品質低硫黄原油である。一方、WCSはAPI比重が20.5°の重質原油である。」[ 65 ]： 9
ウエスト・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、軽質で甘味のある原油です。ブレント原油よりも軽く、硫黄分は約0.24%と低硫黄（硫黄分0.5%未満）に分類され、硫黄分0.37%のブレント原油よりも甘味があります。WTIは高品質の燃料であり、米国内で生産されているため、主に米国中西部とメキシコ湾岸地域で精製されています。
WCSは、品質の低い原油（硫黄分3.51重量％、API比重20.5）[ 83 ]と輸送コストの差により、WTIよりも割安な価格で取引されています。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/バレルのコストがかかり、これがWTIとWCSの価格差の少なくとも10ドル/バレルを占めています。パイプラインの制約により、輸送コストの差が大幅に拡大することもあります。
2015年3月までに、Ice Brentの価格は60.55米ドル、WTIは前日より1.10米ドル上昇して51.48米ドルとなり、WCSも1.20米ドル上昇して37.23米ドルとなり、WTIとWCSの価格差は14.25米ドルとなった。[ 84 ] 2015年6月2日までに、Brentは64.88米ドル/バレル、WTIは60.19米ドル/バレル、WCSは52.39米ドル/バレルとなった。[ 38 ]
フィナンシャル・ポストによると、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おり、その理由はWCSが「国内の投資家の間で広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」からである。[ 79 ] 2014年、AuspiceはWCS先物を評価するため、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原油とは異なる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Mayaよりも「透明性が高く、参加者も広い」。しかし、2015年には「石油にポジションを取る唯一の方法の1つは、WTIに連動するETFを使用することだ」と説明した。[ 79 ]シマール氏は、例えば世界の原油価格が低い場合、「低価格環境で最初に生産が停止されるのは重質原油」であり、WCSはWTIよりも「底値に近い」と主張している。[ 79 ]
WCSが直面する透明性と流動性の問題に対処するため、Auspiceはカナダで生産される原油のベンチマークとして機能するカナダ原油指数（CCI）を作成しました。[ 85 ] CCIにより、投資家はカナダ産原油の価格、リスク、および変動性を追跡できます。 [ 85 ] CCIは、カナダ産原油の価格に直接投機する機会を特定したり、ウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）と組み合わせて、両者の差を表す可能性のあるスプレッド取引を行うために使用できます。[ 86 ] CCIは、原油の3か月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、カナダ産原油の固定価格参照を提供します。[ 87 ]カナダ産原油を代表する価格を作成するために、この指数は2つの先物契約を使用します。1つは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、もう1つはクッシングとアルバータ州ハーディスティの価格の差を表すベーシス差契約です。[ 87 ]両契約とも1バレル当たり米ドル建てで価格設定されている。これらを合わせると、カナダ産原油の固定価格が確立され、投資対象商品を構築するためのベンチマークとして利用できる透明性の高い指標となり、最終的には世界市場における需要を高める可能性がある。[ 86 ]
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 70% 以上急騰して「ウエスト テキサス インターミディエイト (WTI)、ブレント」を上回り、「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述べている。[ 88 ] 2015 年 4 月、エンブリッジは「新しい 570,000 バレル/日のパイプライン」を満タンにした。[ 89 ] 2015 年 5 月の TD 証券のレポートでは、WCS の価格上昇に寄与した要因として、「道路舗装用のアスファルトを作るための高粘度原油の需要によって引き起こされ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さまざまな米国の市場への WCS のアクセスの改善、5 年ぶりの高水準の生産量、特に WCS の主要市場である米国中西部の製油所での高い重質油需要などを挙げている。[ 88 ]
2015年9月9日までに、WCSの価格は32.52米ドル、WTI-WCS価格差は13.35米ドルでした。[ 43 ] 2018年11月には1バレルあたり14米ドルまで急落し、過去最低を記録しましたが[ 51 ]、12月24日までに28米ドルまで上昇しました。
2020年3月30日、COVID-19パンデミックと2020年のロシア・サウジアラビア石油価格戦争が重なり、原油価格は1バレル30ドルを下回った。[ 90 ] [ 91 ] [ 92 ] [ 93 ]
2015年6月までに、WTIとWCSの価格差は7.8米ドルとなり、過去最低を記録した。[ 38 ]
2013年にカナダ銀行向けに発表された白書の中で、著者であるアルクイストとゲネットは、世界的な原油価格の高騰が北米市場に及ぼす影響を検証した。彼らは、北米では原油在庫が過剰になっていると主張した。この過剰在庫と「北米原油市場が世界市場から分断されている」ことが相まって、「WTIやウェスタン・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との乖離」につながっている。[ 94 ]
アルバータ州の財務大臣は、WCSは「マヤ原油とほぼ同等の1バレル94ドルで取引されるべきだ」と主張している。[ 95 ]マヤ原油はWCSの品質レベルに近い。[ 83 ]しかし、2013年2月にはマヤ原油は1バレル108.73ドルで取引されていたのに対し、WCSは1バレル69ドルだった。ジョン・フォランは2013年に米国エネルギー情報局（EIA）へのプレゼンテーションで、2010年にはマヤ原油はWCSに対してわずかなプレミアムで取引されていたことを示した。それ以降、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。[ 34 ]メキシコは、メキシコ湾岸の重質油処理能力のある製油所に近いという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、米国メキシコ湾岸で重質原油の市場を創出するために、合弁製油所パートナーシップを戦略的かつ成功裏に探し始めた。 1993年、メキシコ国営石油会社ペトロレオス・メヒカノス（PEMEX）とシェル石油会社は、10億米ドルの製油所改修建設プロジェクトで合意し、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クス化装置、水素化処理装置、硫黄回収装置、その他の施設を建設し、PEMEXの重質マヤ原油を大量に処理すると同時に、米国の大気浄化法の要件を満たすことになった。 [ 96 ]
(2007年から2013年2月までのマヤを除く価格) [ 101 ] (マヤの価格) [ 95 ] (2013年4月24日の価格) [ 102 ]
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バレルあたり75米ドルから90米ドル以上に上昇し、2008年から2009年の「大不況」の直前、WTI原油価格が過去最高値（147.90米ドル）を記録した2008年半ば以来の最高水準となった」。[ 103 ] WCSの重質油価格は「重質原油の世界価格とWCSの『真の、内在的価値』に近い90米ドルで推移すると予想された」。[ 103 ] WCS原油価格がWTI原油価格を下回ったのは、「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」ためと説明された。[ 103 ]
2014年1月までに、WCSを輸送する列車やパイプラインが急増し、米国の製油所からの需要も増加した。2014年初頭までに、約15万バレル/日の重質油が鉄道で輸送されていた。[ 104 ]
アルバータ州政府の2014年6月のエネルギー価格レポートによると、WCSの価格は2013年4月の68.87ドルから2014年4月には79.56ドルに15%上昇したが、最低値は58ドル、最高値は91ドルだった。[ 98 ]同じ期間に、指標となるウエスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）の価格は10.9%上昇し、2014年4月には1バレルあたり平均102.07ドルとなった。[ 98 ] [ 98 ]
2020年4月、WTIの価格は16.55ドル、WCSの価格は3.50ドルで、差額は-13.05ドルでした。[ 15 ] 6月には、WTIの価格は38.31ドル、WCSは33.97ドルで、差額は-4.34ドルでした。[ 15 ]
Oil Sands Magazine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（Trans Mountain Corporation、TC Energy、Enbridge、およびPlains All American Canada）の総輸出能力は推定4,230,000バレル/日である。[ 105 ]
2012年にアルバータ産原油が大幅に値下がりしたのは、原油が米国中西部で「陸封されている」ことが原因だと誤って説明された。それ以降、シーウェイ、キーストーンXLの南部区間、フラナガン・サウスなど、その過剰供給を解消するためにいくつかの主要なパイプラインが建設された。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・パイプラインの操業停止を余儀なくされた。[ 41 ] [ 42 ]
しかし、アルバータ州から原油を輸出するための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（パイプラインの輸送能力の）壁にぶつかり、輸送できない原油が大量に発生するだろう」と警告した。[ 106 ]今のところ、原油の鉄道輸送がそのギャップを埋め、アルバータ州産原油と北米産原油の価格差を縮小させている。しかし、原油生産の継続的な拡大を支えるためには、アルバータ州から原油を輸出するための追加のパイプラインが必要となるだろう。
1953年から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・コーポレーションによって、キンダー・モーガン・エナジー・パートナーズのカナダ部門から買収された。 [ 107 ]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沿岸まで運ぶ唯一のパイプラインである。カナダ議会に責任を負うCDIC [ 107 ]は、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。
TC Energy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。 [ 108 ]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を結んでいます。[ 109 ]
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取得の遅れに苛立ったアルバータ州は、「州が石油を沿岸まで運び、海外市場への輸出を可能にする」ために、北部の2つのプロジェクトの探査を強化した。[ 106 ]カナダのスティーブン・ハーパー首相は、キーストーンXLを推進するために、2012年5月までに900万ドル、2013年5月までに1650万ドルを費やした。[ 110 ]
米国では、民主党はキーストーンXLパイプラインがアルバータ州のオイルサンド製品をメキシコ湾岸を経由して中国や他の国々へ輸出するための港湾地域への輸送を容易にするだけだと懸念している。[ 110 ]
このプロジェクトは、2015年11月6日にオバマ政権によって「環境上の懸念」を理由に却下された。[ 111 ] [ 112 ] [ 113 ]しかし、2017年1月24日にドナルド・トランプ 大統領の大統領令によって復活した。[ 114 ] [ 115 ]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。[ 112 ]
2020年3月31日、TC EnergyのCEOであるRuss Girling氏は、アルバータ州首相のJason Kenney氏がUCP政権が「株式保有」と「融資保証」を行い、キーストーンXLプロジェクトに「総額70億ドル強の資金提供」を行うと発表したことを受け、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。[ 116 ][117 ] 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、長年の公約を果たした。[ 118 ]
エナジー・イースト・パイプラインは、2013年8月1日にトランスカナダのCEOであるラス・ガーリングによって発表されたパイプライン計画案でした。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[ 119 ]は、2017年にトランスカナダによって中止されました。多くの団体がパイプラインに反対する意向を表明しました。[ 120 ]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ました。[ 121 ]長期的には、これはWCSをケベックシティ[122]やセントジョンなどの深水港を経由して大西洋沿岸に輸送できることを意味していました。重質油の海外の潜在的な目的地にはインド[ 122 ]があり、そこでは大量のオイルサンドオイルを処理できる超大型製油所がすでに建設中です。その間、エナジー・イースト・パイプラインは、エドモントン・パー原油[ 122 ]のような軽質スイート原油を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カナダ東部の製油所に送るために使用される予定だった。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顧客を多数抱えているマーク・ラウト氏によると、ノバスコシア州ダートマスにあるインペリアル・オイルの日量8万8000バレルの製油所[ 122 ]などのカナダ東部の製油所は現在、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。提案されたエナジー・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カナダ東部へ日量110万バレルの原油を輸送する可能性があった[ 123 ] 。
バンク・オブ・ノバスコシア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・モールは、エナジー・イーストの経済的利点に関する報告書[ 103 ]の中で、アルバータ州の重質油マーカーであるウェスタン・カナディアン・セレクトは、パイプラインが既に稼働していれば、2013年上半期にインドに納入されたサウジアラビア産重質原油の価格に基づいて、インドで実際に受け取った価格よりもはるかに高い価格を得ることができたはずだと主張した[ 122 ] 。モールは報告書の中で、当初はサンコア・エナジーやバレロが所有するようなケベック州の製油所が、エナジー・イーストを経由してアルバータ州のオイルサンドから軽質油または高度合成原油を入手し、「より高価なブレント原油に基づいて価格設定された輸入」を置き換えることができると予測した[ 122 ] 。長期的には、アービング/トランスカナダが提案するセントジョン深海ターミナルを利用するスーパータンカーが、WCSなどのアルバータ州のブレンドビチューメンを大量にインドのスーパー製油所に輸送することができると予測した。 WCSの価格は2013年6月の1バレルあたり75.41米ドルから7月には90米ドルに上昇するだろう。」[ 122 ]
カナダ最大の製油所は、1日あたり30万バレルの原油を処理できる能力を持ち、東海岸のニューブランズウィック州セントジョンにある深水港でアービング・オイルが所有・運営している。トランスカナダとアービング・オイルが共同で建設・運営する予定の3億ドル規模の深水港湾ターミナルは、アービング・オイルの輸入ターミナルの近くに建設され、2015年に着工予定である。[ 124 ]
メイン州に拠点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（米国ポートランド・パイプライン・コーポレーションとカナダ・モントリオール・パイプラインから構成される）は、カナダのオイルサンド原油をポートランドの深水港にある大西洋沿岸まで輸送する方法を検討している。[ 125 ]この提案は、オイルサンドからの原油を五大湖、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することを意味する。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。
北米で事業を展開するエンブリッジ社は、同大陸で最長の原油輸送システムを保有している。[ 126 ]
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。[ 127 ]カナダのジャスティン・トルドー首相 の下、2015年に法案48号が可決され、ブリティッシュコロンビア州北海岸での石油タンカーの航行が禁止された。法案48号により、このプロジェクトは経済的に成り立たなくなった。[ 128 ]
エンブリッジ社は、アルバータ州ハーディスティから米国ウィスコンシン州スーペリアまで2010年から運行しているエンブリッジ・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、オイルサンド生産地域を既存のネットワークに接続している。 [ 129 ] [ 130 ]
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方向を逆転させ、クッシングを起点としてWCSをテキサス州フリーポートに輸送したため、WCSの価格が上昇した。[ 2 ] 2015年にエンブリッジの主要パイプラインであるシーウェイ（キーストーンXLの南部区間とミズーリ州のフラナガン・サウス・ライン59）が開通したことで、「ボトルネック」の一部が解消された。[ 41 ] [ 42 ] 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」を満杯にした。[ 89 ]
2020年3月までに、セノバス・エナジーはエンブリッジとの長期契約で、メインラインとフラナガン・サウス・システムを経由してテキサスへ輸送するために、1日あたり75,000バレルの輸送を約束した。[ 131 ] 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通じてテキサスへ重油を輸送するために支払う価格は、1バレルあたり7ドルから9ドルである。[ 131 ]当時、WCSの価格は1バレルあたり3.82ドルであった。[ 57 ]
全長16.5km のミルク川パイプラインと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。[ 105 ]ミルク川パイプラインは1日あたり97,900バレルを輸送している。[ 105 ]
2011 年までに、ノースダコタ州のバッケン頁岩層からの原油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ました。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ました。[ 132 ]バッケン原油は、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 と競合しています。2010 年末までに、バッケン原油の生産量は1 日あたり458,000 バレル (72,800 m 3 )に達し、バッケンから原油を輸送するパイプラインの容量を超えました。[ 133 ] [ 132 ] 2011 年 1 月までに、ブルームバーグ ニュースは、バッケン原油生産者が原油の輸送に鉄道車両を使用していると報じました。[ 132 ]
2013年には、WCSの新たな鉄道輸送が行われた。[ 103 ] 2012年以降、カナダで鉄道輸送される原油の量は4倍になり、2014年までにさらに急増すると予想された。[ 134 ]
2013 年 8 月、当時 US Development Group (現 USD Partners) の CEO であり、テキサスを拠点とする鉄道による石油輸送のパイオニアであるダン・ボーゲンは、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。[ 135 ]ボーゲンは、「同じ目的地に向かう 1 マイルの長さの石油タンク列車を迅速に積み込むことができる特殊ターミナルをエネルギー市場に導入するのに貢献し、これらの施設は米国の石油市場に革命をもたらした」。[ 135 ] 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巨大な 1 マイルの長さの列車を迅速に積み下ろしできる 10 近い特殊ターミナルの拡張」の資金調達において主導的な役割を果たしてきた。[ 136 ] USD の先駆的なプロジェクトには、石油化学産業の欧州モデルに触発された大規模な「輸送中貯蔵」(SIT) が含まれていた。[ 136 ] USDは、2012年後半に、鉄道による石油輸送に特化した米国のターミナル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、現金は豊富だが資産は少ない状態になった。[ 136 ] [ 135 ]レフによれば、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、石油トレーダーにとって貴重な洞察となる。トレーダーは、国内各地への石油輸送量を予測するのに役立つ情報を市場から常に探し求めている。パイプライン網が整備されていない地域では、石油価格が大幅に割引されるため、トレーダーは原油をより高価格の市場に輸送する方法を見つけることができれば、魅力的な取引機会を得ることができる。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、WCSを輸送する列車やパイプラインが急増し、米国の製油所からの需要も増加した。2014年初頭までに、約15万バレル/日の重質油が鉄道で輸送されていた。[ 104 ]
2014 年 8 月、WCS の価格は上昇しました。これは、USDG ギブソン エナジーのハーディスティ ターミナルが 2014 年 6 月に稼働を開始したことにより、ハーディスティでの鉄道による原油輸送能力の拡張が予想されたためです。このターミナルは、パイプライン接続を備えた最新鋭の鉄道による原油輸送の起点ターミナルおよび積載施設です。[ 137 ]ハーディスティでは、1 日あたり最大 2 本の 120 両編成のユニット トレイン (重質原油 12 万バレル/日) を積載する能力があります。[ 138 ] [ 139 ]ハーディスティ鉄道ターミナルは、1 日あたり最大 2 本の 120 両編成のユニット トレインを積載できます。「固定積載ラックに 30 の貨車積載位置、ユニット トレインの待機エリア、および 5 本のユニット トレインを同時に保持できるループ トラック」を備えています。[ 138 ] 2015 年までに、「ギブソン エナジーのハーディスティ貯蔵ターミナルに接続された新設のパイプライン」が完成し、「ハーディスティには 500 万バレル以上の貯蔵能力」が確保されました。[ 138 ]
2019年の州議会選挙前、前政権のNDPは、4,400両の貨車をリースしてアルバータ州から1日最大12万バレルの原油を輸送する計画を3年間で37億ドルかけて承認していた。[ 61 ] NDP政権はリースした貨車が「59億ドルのロイヤルティ、税金、商業収入の増加を生み出す」と述べていたが、 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の原油鉄道輸送計画を中止するための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「3億ドルのさらなる損失を軽減できる」と述べた。彼らは原油鉄道輸送契約の民営化に向けた交渉に入った。[ 61 ]
数ヶ月にわたる議論の後、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量を超える石油生産量」を増やすことができると発表した。[ 61 ]
2014年、カナディアン・パシフィック鉄道（CPR）の最高執行責任者（COO）であるキース・クリール氏は、アルバータ州産原油（WCS）の輸送量の増加により、CPRは2014年に成長軌道に乗っており、これは「カナダ西部の石油積載ターミナルと線路の改善に支えられ」、2018年までのCPRの新たな収益増加の3分の1を占めるだろうと述べた。[ 134 ] 2014年までに、CPRはCEOのハンター・ハリソン氏とアメリカのアクティビスト株主であるビル・アックマン氏によって形作られていた。アメリカ人がCPR株の73%を所有している一方、カナダ人とアメリカ人がそれぞれCNの50%を所有している。[ 140 ] 株主への利益を向上させるため、鉄道会社は従業員を削減し、機関車の数を減らした。[ 140 ]
クリール氏は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CPの石油収入の約60％を占め、サスカチュワン州のバッケン頁岩地域と米国の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・メガンティック鉄道事故や、揮発性が高く敏感な軽質スイートバッケン原油が関係するその他の石油関連の鉄道事故を受けて、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CPRの石油輸送の60％を占めていた。クリール氏は、「（WCSは）より安全で、揮発性が低く、輸送の収益性が高く、西海岸と東海岸の両方に接続できる独自の位置にある」と述べた。[ 134 ]
鉄道関係者は、カナダの鉄道による石油輸送の多くは「着火しにくい未希釈の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。[ 141 ]
エドモントンからウィニペグまでを結ぶCPRの高容量ノースラインは、「北米の主要な精製市場すべて」と接続されています。[ 138 ]最高経営責任者のハンター・ハリソンは2014年にウォール・ストリート・ジャーナルに対し、カナディアン・パシフィックはアルバータ州の石油を東部へ輸送する計画の一環として、ノースライン沿いの線路を改良すると述べました。[ 134 ]
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、タンカー「ミネルバ・グロリア」に約70万バレルのWCS重質原油を積み込み、最初のタンカーを出荷した。ミネルバ・グロリアは、載貨重量トン数（DWT）115,873トンのアフラマックス型原油二重船殻タンカーである。目的地はイタリアのサルデーニャ島にあるサロックであった。[ 35 ]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。[ 142 ]
「2隻目のタンカー『ステルス・スカイロス』は、来週末にモントリオールでWCS原油を積み込み、米国メキシコ湾岸へ輸送する予定だと、予約状況を知る関係者が本日明らかにした。この輸送は、通常は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へ海上輸送する初の事例となる。」
—トベンとマータフ 2014
116,000重量トンのステルス・スカイロスは、250メートル（820フィート） × 44メートル（144フィート）である。[ 143 ] 2013年10月から2014年10月まで、コッホはステルス・スカイロスを1年間チャーターし、12か月間1日あたり19,500ドルで固定されていた。[ 144 ]
スペインの石油会社レプソルは、米国商務省から米国産WCS 60万バレルの輸出許可を取得した。 [ 145 ] WCSは、スエズマックス型タンカー「アレクセイ・コスイギン」で、メキシコ湾岸（USGC）のテキサス州フリーポートを経由してビルバオ港に輸送された。これは「米国政府が米国産以外の原油輸出を厳しく管理している」ため、 「 USGCから米国以外の港へのカナダ産原油の再輸出としては初めて」と考えられている。[ 146 ]ブリュッセルに拠点を置く欧州連合の欧州環境庁（EEA）[ 147 ]がこの貿易を監視した。APIが20.6、硫黄含有量が3.37%のWCSは物議を醸している。[ 148 ]
2014年12月、レプソルはカナダ第5位の独立系石油生産会社であるタリズマン・エナジー（TLM.TO）を83億米ドルで買収することに合意した。これは2014年6月時点のタリズマンの価値の約50％に相当すると推定されている。2014年12月までに、WCSの価格は2014年4月の79.56米ドルから40.38米ドルに下落した。 [ 98 ]世界の石油需要は減少し、生産量は増加し、石油価格は6月から急落し、12月まで下落し続けた。[ 149 ]
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パイプラインで送られ、その後、販売のためにオクラホマ州クッシングに送られます。WCSの先物契約はシカゴ・マーカンタイル取引所（CME）で取引可能であり、 WCSの店頭取引スワップはシカゴ・マーカンタイル取引所（CME）のクリアポートまたはNGXで清算できます。[ 8 ]
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製油所に輸送されます。米国中西部の石油防衛地区管理局（Padd II）は、WCSブレンドの処理経験があります。 [ 8 ] [ 83 ] [ 152 ] WCSの大部分は米国中西部の製油所に送られます。これらの製油所は「重質で高硫黄の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ます」。[ 152 ]米国の製油所は、WCSやマヤのような「より安価な原料」を使用する「より高度な処理能力を備えたより複雑な製油所構成に投資」しましたが、カナダはそうではありませんでした。カナダの精製能力は規模と効率によって増加しましたが、製油所は米国では148箇所であるのに対し、カナダではわずか19箇所です。[ 152 ]
「非常に低いAPI（米国石油協会）比重と高い硫黄含有量および残留金属レベル」[ 83 ] [ 152 ]を持つWCS原油は、カナダの製油所のほとんどが持っていない特殊な精製を必要とします。高酸性（TAN）原油を処理できる新しい冶金技術で改造された製油所でのみ処理できます。
「カナダ西部の油田から東部の消費地域へ原油を輸送する際の輸送コストと、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。カナダ西部の製油所は国内産の原油を、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、東部の製油所も東海岸沖合で生産されたカナダ産原油を使用し始めています。」[ 152 ]
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、環境規制や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・重質サワー原油の増加に対応するため、1990年代からコークス化装置と硫黄除去装置の能力増強に着手しました。「米国の製油所は、より重質でサワーな原油をガソリンや留出油に加工するのに役立つ複雑な精製設備に多額の投資を行ってきましたが、米国以外では同様の投資はあまり積極的に行われていません。[ 153 ] [ 152 ]中・重質原油は米国の原油投入量の50%を占めており、米国は重質原油を処理する能力を拡大し続けています。[ 153 ] [ 152 ]
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。[ 154 ] [ 152 ]
インディアナ州ホワイティングにあるBP Plc の製油所[ 155 ]は、日量 413,500 バレルの処理能力を持つ米国で 6 番目に大きな製油所です。[ 156 ] [ 157 ] 2012 年に BP は WCS を蒸留するために、ホワイティング製油所で数十億ドル規模の近代化プロジェクトへの投資を開始しました。[ 158 ] [ 159 ] [ 160 ]この 40 億ドルの改修[ 156 ]は 2014 年に完了し、WCS の価格上昇に寄与した要因の 1 つです。[ 104 ]アップグレードの中心は、製油所最大の原油蒸留装置である Pipestill 12 で、2013 年 7 月に稼働を開始しました。[ 156 ]蒸留装置は、製油所に流入する原油を蒸留することにより、製油所の他のすべての装置に原料を供給します。[ 156 ]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境界近くに位置しています。ここは、米国ベンチマーク原油契約の受け渡し地点であるオクラホマ州クッシングからCWSとWTIを大量に購入しています。
2015年8月8日、パイプスティル12内部の配管に不具合が発生し、大きな損傷を受け、同装置は8月25日まで停止した。[ 40 ] [ 156 ]これは、原油価格の下落に寄与した主要な要因の1つであり[ 39 ] [ 161 ]、WCSは9年間で最低価格となった。[ 41 ] [ 42 ]
オハイオ州北西部のトレド製油所は、BPが2010年以降約5億ドルを投資して改良を行っており、製油所を運営するハスキー・エナジーとの合弁事業で、1日あたり約16万バレルの原油を処理している。[ 162 ] [ 163 ] 2000年代初頭から、同社はオイルサンドやシェールからの原油処理に製油事業の重点を置いている。[ 155 ] [ 164 ]
2013年9月以降、 WCSはインペリアル・オイルのオンタリオ州サーニア製油所とエクソンモービル社（XOM）のイリノイ州ジョリエット工場およびルイジアナ州バトンルージュ工場で処理されている。 [ 165 ]
2013年4月までに、インペリアル・オイルのオンタリオ州サーニアにある12万1000バレル（1万9200立方メートル）の製油所は、原油ビチューメンを処理できる東カナダで唯一の稼働中のコークス化施設となった。[ 106 ]
2014年7月、カナダ工学アカデミーは、製油所ですぐに使用できる原油を生産するための100億ドル規模のサーニア・ラムトン油砂ビチューメンアップグレードプロジェクトを、国家規模の優先度の高いプロジェクトとして特定した。[ 166 ]
ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）重油ブレンドの成分であるロイドミンスター重油は、CCRL製油所複合施設の重油アップグレーダーで処理されますが、2013年2月11日に同プラントの重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ました。これは、レジーナ工場で16か月間に発生した3回目の重大事故でした。[ 167 ]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エスト・テキサス・インターミディエイト（WTI）原油に対して下落しました。[ 167 ]
ミネソタ州ツインシティーズにある同州最大の石油精製所であるパインベンド製油所は、アサバスカオイルサンドから輸入される重質原油の80%を受け入れている。[ 168 ]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・パイプラインを経由して、北西部から施設にパイプラインで送られる。石油の大部分は、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経由して工場に出入りする。 [ 168 ]米国エネルギー情報局（EIA）は、2013年時点で生産量で国内14位にランク付けした。[ 169 ] [ 170 ] 2013年までに、その定格生産能力は1日あたり33万バレル（5万2000立方メートル）に増加した。 [ 171 ]
レプソルは、2009年1月に施行された欧州連合による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に引き下げる規制に対し、製油所の近代化に多額の投資で対応した。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、プエルトリャーノ、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で近代化していた。マージンが減少したため、他の多くのヨーロッパの製油所は閉鎖された。[ 146 ]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。[ 145 ]
2012年、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31億5000万ユーロの改修と拡張を完了し、WCSのような重質原油を精製できる新しいコークス化装置を導入した。[ 172 ]
レプソルが2013年に完了した改修工事には、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クス化装置と高効率のコジェネレーション装置が含まれており、費用は10億ユーロを超え、「バスク地方の歴史上最大の産業投資」となっている。[ 173 ]この新しいコークス化装置は、「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、「燃料油の生産をなくす」ことになる。[ 173 ]コジェネレーション装置はCO2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。この製油所は電力を自給自足しており、送電網に電力を供給することができる。[ 173 ]
ジョン・アウアーズとジョン・メイズは、 2013年にOil & Gas Journalに掲載された記事の中で、「最近の価格の乖離により、抜け目のない原油ブレンド業者や精製業者が、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製造する機会が生まれている」と指摘している。例えば、バッケン55％とウェスタン・カナディアン・セレクト45％をブレンドすることで、「擬似」アラスカ・ノース・スロープ代替品を、ANSの市場価格よりもはるかに低いコストで製造できる可能性がある。彼らは、ウェスタン・カナディアン・セレクト（WCS）のような「行き詰まった」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、経済的な機会があると主張している。ノースダコタ州（バッケン）やテキサス州（イーグルフォード）の新興シェール層、そしてパーミアン盆地などの既存の古い油田での掘削の再開によって生産される軽質でスイートな原油とは対照的に、アルバータ州のオイルサンドは「圧倒的に重質」である。[ 174 ]
CIBCは、原油市場が停滞しているにもかかわらず、石油業界が大量の石油を生産し続けていることを報告した。バッケン層からの石油生産だけでも、2012年には2016年まで毎年60万バレルずつ増加すると予測されていた。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ていた。[ 175 ]
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盆地およびイーグルフォード盆地における「軽質タイト」石油生産の著しい急速な増加は、「米国の精製、石油化学、および関連する輸送産業、鉄道およびパイプライン」の経済成長を活性化させる一方で、「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採掘技術の普及により、ノースダコタ州北西部の地下にあるバッケン層で生産ブームが起こっている。[ 176 ] [ 177 ] [ 178 ] WCS とバッケンはパイプラインと鉄道のスペースを巡って競合している。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輸送するパイプラインの容量を超えてしまった。[ 133 ] [ 132 ]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巡って WCS と競合している。カナダでも、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、バッケンの生産量は増加している。
アルバータ州のロイヤルティ率はWTI原油価格に基づいて決定されます。このロイヤルティ率は、プロジェクトが既に採算ラインに達している場合は純収益に、未達の場合は総収益に適用されます。プロジェクトの収益は、原油の販売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価格が割り引かれると、オイルサンドの収益も割り引かれます。この価格割引はロイヤルティ支払額にも反映されます。
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という形で受け取っており、そのロイヤルティは保健、教育、インフラなどのプログラムの資金の一部となっている。[ 179 ]
2006～07年度のオイルサンドのロイヤルティ収入は24億1100万ドルでした。2007～08年度には29億1300万ドルに増加し、2008～09年度には29億7300万ドルまで増加し続けました。アルバータ州のロイヤルティ制度の改定後、2009～10年度には10億800万ドルに減少しました。[ 180 ]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時期に、70億ドルを下回りました」。[ 181 ]
2012年2月、アルバータ州は「2013～14年度に非再生可能資源から134億ドルの歳入が見込まれる」と発表しました。[ 181 ] 2013年1月までに、同州の予想歳入はわずか74億ドルにまで減少しました。「アルバータ州の約400億ドルの予算の30%は石油・ガス収入で賄われています。ビチューメンロイヤルティはその総額の約半分を占めています。」[ 181 ] 2009～10年度には、オイルサンドからのロイヤルティは10億800万ドルに達しました（Energy Alberta 2009に掲載されている2009年度予算を参照）。[ 180 ]
オイルサンドの開発を加速させるため、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鉱業とより密接に整合させ、「プロジェクトの投資費用が全額支払われるまでプロジェクトの総収入の 1% を課税し、その時点で税率が純収入の 25% に引き上げられる」ようにした。これらの政策変更と 2003 年以降の原油価格の上昇は、オイルサンド産業の開発を加速させるという望ましい効果をもたらした。[ 179 ]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。[ 182 ]これにより、各オイルサンドプロジェクトは総収入の 1% のロイヤルティ率を支払うことになる (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30)。[ 183 ] Oil and Gas Fiscal Regimes 2011 は、西部諸州および準州の石油財政制度を要約している。石油・ガス財政制度では、ロイヤルティ支払いの計算方法が説明されています。[ 183 ]
「オイルサンド・ロイヤルティ・プロジェクトが支払い期限を迎えた後、国王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率（25%～40%）のうち、いずれか大きい方の金額となります。2009年1月1日以降、純収入に対するロイヤルティ率は、WTI原油のカナダドル価格にも連動します。WTI価格が1バレルあたり55ドル以下の場合は25%となり、価格が1バレルあたり120ドルに達すると、最大40%まで直線的に上昇します。ロイヤルティの算定において、純収入はプロジェクト収入から許容費用を差し引いた金額となります。」
—石油・ガス関連の財政制度
原油価格が西テキサス・インターミディエイト（WTI）に連動して1バレルあたり55ドル以下（石油・ガス財政制度2011:30）（西テキサス・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%まで）の場合。原油価格が西テキサス・インターミディエイト（WTI）に連動して1バレルあたり120ドル以下「支払い」の場合。[ 183 ]
ペイアウトとは、「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であり、そのコストに対するカナダ政府の長期債券利回り（「LTBR」）に相当する返還額も含まれる」ことを指します。[ 184 ]
成長と繁栄を促進するため、また探査、研究、開発の費用が非常に高額なため、オイルサンドと鉱山事業は、個人所得税以外の法人税、連邦税、州税、政府ロイヤルティを支払わず、多くの場合、企業は税金とロイヤルティの目的で何年も損失状態にある。垂直統合された多国籍エネルギー企業が関与する場合、損失状態の定義は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」の税金を請求しており、それが事業を危うくしていると主張している。[ 185 ]
2009年から2015年にかけて、オイルサンドのロイヤルティは州のロイヤルティ収入の最大の貢献者であり、アルバータ州の全収入の約10%を占めていました。[ 186 ] 2014年から2015年には、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%以上を占めていました。[ 186 ] 2015年12月現在、これよりも貢献度が高かった収入源は、個人所得税（23%）、連邦政府からの移転交付金（13%）、法人所得税（11%）のみでした。[ 186 ]
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。[ 187 ]
「ビチューメン評価方法（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、関連会社に販売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、アルバータ州がビチューメン生産に対して現金または現物ビチューメンロイヤルティとして受け取る市場価値を確実にします。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で貯蔵および評価されている、アルバータ州ビチューメン、希釈剤（パイプラインを通した石油の流れやすさ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）、および従来型重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の開発において最適な参照原油価格であると決定されました。」[ 188 ]
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、「ビチューメンバブル」という言葉を使って、WTI原油や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歳入の劇的かつ予想外の減少の影響を説明し、2013年の州予算の大幅削減につながると述べた。[ 189 ] 2012年には、原油価格は年間を通して上下した。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額またはスプレッド」と表現した。2013年だけでも、「ビチューメンバブル」の影響により、州の歳入は約60億ドルの損失となった。[ 190 ]
Canadian Select（WCS）ベンチマークは6月に平均64.35となり、年初来平均の63.09にもかなり近かった。
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