La baisse spectaculaire du prix du Western Canadian Select (WCS) a envoyé des ondes de choc dans le secteur énergétique albertain et parmi les planificateurs du budget provincial. Après être tombé sous les 40 $US le baril plus tôt ce mois-ci, les prix ont atteint des niveaux qu’on n’avait pas vus depuis le début de la pandémie, soulevant des questions sur les conséquences pour le cœur énergétique du Canada.
« Nous observons une tempête parfaite de facteurs qui compriment les valeurs du pétrole albertain, » explique Maria Ramirez, analyste en chef des matières premières chez Northern Securities. « La combinaison d’une production américaine accrue, des contraintes d’oléoducs et de l’évolution de la demande des raffineries a créé une pression considérable à la baisse. »
L’écart de prix entre le WCS et le West Texas Intermediate (WTI), référence nord-américaine, s’est considérablement élargi. Alors que le WTI se négocie autour de 76 $US le baril, le brut plus lourd de l’Alberta souffre d’une décote dépassant 30 $US – presque le double de l’écart habituel.
Pour l’Alberta, ce défi de prix arrive à un moment particulièrement délicat. Le gouvernement de la première ministre Danielle Smith a récemment prévu un excédent de 367 millions de dollars pour l’exercice 2024-25, avec des calculs basés sur un prix moyen du WCS de 66,40 $US le baril. Chaque dollar en dessous de ce seuil représente environ 630 millions de dollars de moins en recettes provinciales sur une année complète.
Le ministre de l’Énergie Brian Jean a reconnu la situation dans une déclaration aux médias, notant que « la volatilité du marché est quelque chose que les producteurs albertains ont déjà affronté » tout en soulignant que la position financière de la province demeure « fondamentalement solide malgré ces vents contraires temporaires. »
Le principal coupable de la faiblesse du WCS semble être infrastructurel. Malgré l’expansion de l’oléoduc Trans Mountain finalement mise en service plus tôt cette année, des problèmes techniques ont limité son utilisation à environ 75% de sa capacité potentielle. Les initiés de l’industrie espéraient que la capacité supplémentaire de 590 000 barils par jour réduirait considérablement l’écart de prix entre le brut albertain et les références internationales.
« Le timing ne pourrait pas être pire, » note Carlos Diaz, économiste de l’énergie à l’Université de Calgary. « Nous avons une production accrue qui rencontre une capacité d’exportation limitée au moment même où les raffineries américaines – les acheteurs traditionnels du brut lourd canadien – subissent leur maintenance saisonnière. »
Pour les Albertains, l’effondrement des prix soulève des inquiétudes concernant les impacts potentiels sur l’emploi et les effets d’entraînement économiques. Le secteur pétrolier de la province emploie directement environ 140 000 travailleurs, avec des centaines de milliers d’autres dans les industries de soutien.
Frank Reynolds, président de Crudex Energy, un producteur de t
