Gdy światowe ceny ropy szybują w górę na skutek wojny amerykańsko-irańskiej i zatorów w Cieśninie Ormuz, kanadyjski ciężki olej z Alberty notuje największą zniżkę od 2022 roku. Western Canadian Select (WCS) — główny benchmark albertyjskiej ropy piaskowej — jest obecnie sprzedawany z dyskontem sięgającym 31 dolarów za baryłkę względem West Texas Intermediate (WTI). To najszersza różnica od października 2022 r. Podczas gdy Brent oscyluje w okolicach 115 dolarów, a WTI utrzymuje się blisko lub powyżej 100 dolarów, cena WCS w Albercie od czerwca w dużej mierze pozostaje poniżej 70 dolarów.
Przyczyn jest kilka i nakładają się na siebie:
1. Pełne rurociągi i brak alternatyw.
Główne systemy eksportowe — Enbridge Mainline i Trans Mountain Expansion (TMX) — pracują na pełnych lub niemal pełnych obrotach. Występuje apportionment (redukcja dostępnej przepustowości), co oznacza, że część baryłek nie może wyjechać z Alberty. Kraj wciąż wysyła około 90 procent swojej ropy na południe, do amerykańskich rafinerii. Dostęp do Azji przez terminal Westridge w Kolumbii Brytyjskiej istnieje, ale jest ograniczony.
2. Eksplozja kosztów frachtu morskiego.
Wojna z Iranem i zaburzenia w rejonie Cieśniny Ormuz (ataki na tankowce, blokady, dłuższe trasy wokół Przylądka Dobrej Nadziei) windują stawki za transport. Przewóz ciężkiej ropy z Zatoki Meksykańskiej do Azji, który wcześniej kosztował kilka–kilkanaście dolarów, teraz sięga 30–40 dolarów za baryłkę. Reeksport kanadyjskiej ropy z amerykańskiego wybrzeża staje się nieopłacalny, więc baryłki „utykają” na rynku amerykańskim i zwiększają nadpodaż.
3. Konkurencja ze strony innych ciężkich gatunków.
Na Zatokę Meksykańską wraca większa ilość wenezuelskiej ropy ciężkiej (m.in. Merey 16), która konkuruje z kanadyjskim WCS o te same rafinerie wyposażone w instalacje do przerobu ciężkiej, kwaśnej ropy. Dodatkowo sezonowe przestoje i prace remontowe w amerykańskich rafineriach obniżają popyt.
4. Wysoka produkcja przy ograniczonej infrastrukturze.
Wydobycie z piasków bitumicznych pozostaje silne. Większa liczba baryłek ściga się o te same, pełne rurociągi. To klasyczny mechanizm: gdy podaż rośnie szybciej niż możliwości eksportowe, dyskonto się poszerza.
Każdy dolar różnicy w cenie WCS przekłada się na około 700 milionów dolarów kanadyjskich w rocznych wpływach z tantiem dla prowincji Alberta. Przy obecnym dyskoncie producenci nie uczestniczą w pełni w światowym wzroście cen. Zintegrowane koncerny z własnymi rafineriami są częściowo zabezpieczone, ale producenci odczuwają to boleśnie.
Sytuacja nie jest zupełnie nowa. Kanada od lat boryka się z problemem „landlocked oil” — ropy uwięzionej w głębi lądu. Anulowanie Keystone XL, wieloletnie opóźnienia TMX i polityczny opór wobec nowych projektów infrastrukturalnych sprawiły, że kraj wszedł w obecny kryzys z ograniczoną elastycznością. Nawet po uruchomieniu rozszerzonego Trans Mountain (2024) pojemność okazała się niewystarczająca przy rosnącym wydobyciu i szoku na globalnym rynku tankowców.
Rządy federalny i Alberty mówią obecnie o dywersyfikacji i nowym rurociągu o przepustowości miliona baryłek dziennie do wybrzeża Kolumbii Brytyjskiej. To jednak perspektywa lat, nie miesięcy. Tymczasem światowy wzrost cen, napędzany geopolityką Bliskiego Wschodu, w dużej mierze omija kanadyjskich producentów.
Kanada dysponuje jednymi z największych zasobów węglowodorów na świecie, a mimo to w okresie wysokich cen globalnych sprzedaje je z głębokim dyskontem. To nie jest wyłącznie efekt „złej pogody” na rynku tankowców. To także długofalowy skutek polityki, która przez lata traktowała infrastrukturę eksportową jako problem, a nie narzędzie suwerenności energetycznej.
