Western Canadian Select - Western Canadian Select

Vestlige canadiske Vælg (WCS) er en tung sur blanding af råolie, der er en af Nordamerikas største tunge råolie vandløb. Det blev etableret i december 2004 som en ny tungoliestrøm af EnCana (nu Cenovus Energy Inc. ), Canadian Natural Resources Limited , Petro-Canada (nu Suncor ) og Talisman Energy Inc. (nu Repsol Oil & Gas Canada Inc.). Det er en tungblandet råolie , der hovedsagelig består af bitumen blandet med søde syntetiske og kondensatfortyndere og 21 eksisterende strømme af både konventionelle og ukonventionelle Alberta -tunge råolier på den store Husky Midstream General Partnership -terminal i Hardisty , Alberta . Western Canadian Select - benchmarket for tunge, sure ( TAN <1,1) råolier - er et af mange olieprodukter fra det vest -canadiske sedimentære bassinsoliesand . Calgary-baserede Husky Energy, nu et datterselskab af Cenovus, havde sluttet sig til de første fire stiftere i 2015;

Western Canada Select (WCS) er "prisen opnået for mange Alberta -producenter af olie" ifølge Albertas regering "Economic Dashboard". Dashboardet rapporterede, at WCS -prisen var 45,13 US $ fatet i februar 2021, hvilket repræsenterer en stigning på 65,4% i forhold til februar 2020. Prisen på andre canadiske råblandinger, der produceres lokalt, er også baseret på prisen på benchmark.

Oversigt

Western Canadian Select er en tung sur blanding af råolie Der er kun fire virksomheder, der producerer det - Cenovus Energy , canadiske naturressourcer , Suncor Energy og Repsol . I alt eksporterede Canada 3,2 millioner f/d råolie til USA i maj 2020.

WCS 'indflydelse på råoliemarkedet for WCS rækker ud over produktionen af ​​WCS af disse fire virksomhedsgiganter, da prisen på andre canadiske råblandinger produceret lokalt også er baseret på prisen på benchmark, WCS, ifølge NE2, en mægler og børsselskab, der håndterer cirka 38 procent af den vestlige canadiske olieproduktion.

Beregningen af ​​prisen på WCS er kompleks. Fordi WCS er en tung råolie af lavere kvalitet og også er længere væk fra de store oliemarkeder i USA, beregnes prisen baseret på en rabat til West Texas intermediate (WTI) - en sødere, lettere olie, der produceres i hjertet af oliemarkedets regioner. WTI er benchmarkprisen på olie i Nordamerika. Prisen på WTI ændrer sig fra dag til dag, men det faktiske handelsmarked for råolie er baseret på kontraktpriser, ikke en daglig pris. WCS-rabatten på en futureskontrakt for en periode på to måneder er baseret på gennemsnitsprisen på alle WTI-kontrakter i den seneste måned forud for WCS-kontraktaftalen.

Under COVID -19 -pandemien i april 2020 faldt prisen på WTI til $ 16,55 og prisen på WCS til $ 3,50 med en differens på -$ 13,05. Prisen på WTI var $ 38,31 og WCS $ 33,97, med en forskel på -$ 4,34, hvilket repræsenterede et fald på 19 procent i forhold til prisen på WCS i juni 2019 som følge af COVID -19 -pandemien og faldende efterspørgsel efter olie, ifølge Statista . I juni øgede Cenovus produktionen ved sit Christina Lake -oliesandprojekt og nåede rekordmængder 405.658 bbls/d, da prisen på WCS steg "næsten tidoblet fra april" til et gennemsnit på $ 33,97 eller CZ $ 46,03 pr. Tønde (bbl) i juni.

I marts 2021 blev der foreslået et lovforslag i den amerikanske kongres, der ville "vende en 2011 United States Internal Revenue Service (IRS)" -afgørelse om, at oilands crude ikke teknisk betragtes som råolie og derfor ikke er underlagt en punktafgift. "Hvis det vedtages, dette ville resultere i en afgift på WCS, der potentielt kan koste oliesandproducenter "665 millioner dollars over ti år."

Indtægter

Husky Energy solgte 65% af deres Midstream -forretning i 2016 og dannede Husky Midstream General Partnership (HMGP) med to yderligere partnere. HMGP blander udelukkende den rå superstrøm for at sikre et ensartet tungt råprodukt af høj kvalitet, der efterspørges af raffinaderier. Siden Husky sluttede sig til konglomeratet, er onstream WCS blevet blandet på Husky Hardisty -terminalen (nu ejet af HMGP). I oktober 2020 erhvervede Cenovus det firma i Calgary, der blev etableret i 1930'erne-Husky-for 3,8 mia. Dollars.

Ifølge månedlige data fra US Energy Information Administration (EIA) var Canada i 2015 "den største eksportør af total olie til USA, der eksporterede 3.789 tusinde tønder om dagen (bpd) i september og 3.401 tusind bpd i oktober." Dette er steget fra 3.026.000 bpd i september 2014. Det repræsenterer 99% af Canadas olieeksport.

Bitumen omfatter hele Canadas ukonventionelle olie og opgraderes enten til syntetisk let råolie , forarbejdes til asfalt eller blandes med andre råolier og raffineres til produkter som diesel, benzin og flybrændselsolie.

Store producenter

Ifølge Argus blev WCS -blandingen i 2012 kun produceret af fire virksomheder: Cenovus, Canadian Natural Resources Limited, Suncor og Repsol Oil & Gas Canada Inc. "[T] han udsigterne til at tilføje nye producenter kompliceres af de interne regler, der er fastsat på plads for at kompensere hver producent for sine bidrag til blandingen ".

Virksomheder, der er knyttet til WCS som et benchmark (f.eks. MEG Energy Corp, hvis produktion er bitumen) drager fordel af en årlig pengestrømsstigning på 40% for hver $ 5 -stigning i prisen på WCS. Råolie fra MEGs 210.000 tønder daglige Christina Lake oliesandsted markedsføres som Access Western Blend, der konkurrerer med WCS. Andre som BlackPearl Resources Inc. og Northern Blizzard Resources Inc drager også fordel af den højere WCS -pris. "I de syv uger, hvor tungt råolje har iscenesat sin stigning, stiger MEG -aktierne med 27 procent, BlackPearls 37 procent og Northern Blizzards 21 procent."

Den 27. marts 2020 blev de største producenter - Suncor Energy Inc. og Athabasca Oil Corp. - tvunget til at begrænse eller "lukke driften" som reaktion på den historisk lave oliepris.

Store importører

USA importerer omkring 99 procent af Canadas olieeksport. Ifølge månedlige data fra US Energy Information Administration (EIA) er Canada den "største eksportør af total petroleum" til USA med råolieeksport til USA på 3.026 tusind bpd i september 2014, 3.789.000 bpd i september 2015 og 3.401.000 bpd i oktober 2015.

VVM rapporterede den 20. marts 2020, hvert år siden 2009 har amerikanske raffinaderier øget deres brug af canadisk råolie "drevet af den relative pris og raffinaderiets operationelle fordele ved import af olie fra Canada." I samme periode er brugen af ​​råolie fra Saudi -Arabien, Mexico og Venezuela faldet. I 2019 rapporterede VVM, at "amerikansk råolieimport fra Canada tegnede sig for 56% af al amerikansk råolieimport".

Historisk prisfastsættelse

Råpriser er typisk noteret på et bestemt sted. Medmindre andet er angivet, er prisen på WCS noteret på Hardisty, og prisen på West Texas Intermediate (WTI) er angivet i Cushing, Oklahoma.

Den 18. marts 2015 var prisen på benchmark -råolier, WTI faldet til $ 43,34 dollar/tønde ( bbl ). fra et højdepunkt i juni 2014 med WTI prissat over US $ 107/bbl og Brent over US $ 115/bbl. WCS, en bitumen-afledt råolie, er en tung råolie, der ligner californiske tunge råolier, Mexicos Maya-råolie eller venezuelanske tunge råolier. Den 15. marts 2015 var forskellen mellem WTI og WCS $ 13,8. Western Canadian Select var blandt de billigste råolier i verden med en pris på US $ 29,54/bbl den 15. marts 2015, den laveste pris siden april 2009. Ved midten af ​​april 2015 var WCS steget næsten halvtreds procent for at handle til US $ 44. 94.

Den 2. juni 2015 var forskellen mellem WTI og WCS 7,8 US $, den laveste den nogensinde havde været. Den 12. august 2015 faldt WCS -prisen til $ 23,31, og WTI/WCS -differencen var steget til $ 19,75, den laveste pris i ni år, da BP midlertidigt lukkede sit Whiting, Indiana -raffinaderi i to uger, det sjette største raffinaderi i USA , at reparere den største rådestillationsenhed på dets Whiting, Indiana -raffinaderi. Samtidig blev Enbridge tvunget til at lukke Line 55 Spearhead -rørledningen og Line 59 Flanagan South -rørledningen i Missouri på grund af en råolielækage. Den 9. september 2015 var prisen på WCS 32,52 dollar.

Den 14. december 2015 med prisen på WTI på $ 35 pr. Tønde faldt WCS "75 procent til $ 21,82", det laveste i syv år, og Mexicos tunge råolie faldt "73 procent på 18 måneder til $ 27,74". I december 2015 var prisen på WCS 23,46 US $, den laveste pris siden december 2008 og WTI-WCS-differencen var US $ 13,65. I midten af ​​december 2015, hvor prisen på både Brent og WTI var omkring $ 35 pr. Tønde og WCS var $ 21,82, Mexicos sammenlignelige tunge sure råolie, var Maya også nede "73 procent på 18 måneder til $ 27,74. Men den mexicanske regering havde imidlertid beskyttet sin økonomi noget.

"Mexicos regering isolerede sig fra oliefaldet, efter at det lykkedes at afdække 212 millioner tønder planlagt eksport for 2016 ved hjælp af optionskontrakter for at sikre en gennemsnitspris på $ 49 pr. Tønde. Nationens oliesikring i 2015 gav den en bonus på 6,3 milliarder dollar. "

-  Bloomberg News via Calgary Herald 2015

I februar 2016 var WTI faldet til 29,85 US $ og WCS var 14,10 US $ med en differens på 15,75 $. I juni 2016 blev WTI prissat til US $ 46,09, Brent på MYMEX var US $ 47,39 og WCS var US $ 33,94 med en differens på US $ 12,15. I juni 2016 var prisen på WCS 33,94 dollar. Den 10. december 2016 var WTI steget til US $ 51,46, og WCS var USD 36,11 med en differens på $ 15,35.

Den 28. juni 2018 steg WTI til US $ 74, et højdepunkt på fire år og faldt derefter med 30% i slutningen af ​​november.

I november 2018 ramte prisen på WCS rekordlavet på under 14 US $ pr. Tønde. Fra 2008 til 2018 solgte WCS med en gennemsnitlig rabat på US $ 17 mod WTI. I efteråret 2018 steg forskellen til en rekord på omkring US $ 50. Den 2. december annoncerede premierminister Rachel Notley en obligatorisk nedskæring på 8,7% i Albertas olieproduktion. Dette repræsenterer at skære ned 325.000 bpd i januar 2019 og falde til 95.000 bpd inden udgangen af ​​2019. Ifølge en artikel fra 12. december 2018 i Financial Post , efter at de obligatoriske nedskæringer blev annonceret, steg prisen på WCS c. 70% til c. US $ 41 pr. Tønde med WTI -indsnævring til ca. US $ 11. Prisforskellen mellem WCS og WTI var helt op til 50 dollar i tønde i oktober. Da den internationale oliepris kom sig efter december "kraftig nedtur", steg prisen på WCS til US $ 28,60. Ifølge CBC News var den lavere globale pris på olie relateret til faldende økonomisk vækst, efterhånden som handelskrigen mellem Kina og USA fortsatte. Prisen steg, da olieproduktionen blev skåret ned af Organisationen for Olieeksporterende Lande (OPEC) og Saudi -Arabien . Ifølge rapporten fra US Energy Information Administration (EIA) steg olieproduktionen med 12% i USA, primært på grund af skiferolie. Som et resultat sænkede Goldman Sachs sin olieprisprognose for 2019 for 2019.

I marts 2019 faldt differencen mellem WTI og WCS til $ 9,94 $, da prisen på WTI faldt til US $ 58,15 pr. Tønde, hvilket er 7,5% lavere end den var i marts 2018, mens prisen på WCS i gennemsnit steg til US $ 48,21 en tønde, som er 35,7% højere end i marts 2018. I oktober 2019 var WTI i gennemsnit 53,96 dollar pr. tønde, hvilket er 23,7% lavere end i oktober 2018. Til sammenligning var WCS i gennemsnit 41,96 dollar pr. tønde, hvilket er 2,0 % højere end i oktober 2018 med en differens på 12,00 US $ i oktober 2019.

Den 30. marts 2020 var prisen på råolie fra WCS bitumenblanding 3,82 dollar pr. Tønde. I april 2020 faldt prisen kort under nul sammen med WTI på grund af kollapsende efterspørgsel forårsaget af COVID-19-pandemien .

Nedbringelse

I efteråret 2018 udvidede forskellen mellem WCS og WTI - som i gennemsnit havde været $ 17 i tiåret fra 2008 til 2018 - til en rekord på omkring US $ 50. I december 2018 var prisen på WCS styrtdykket til US $ 5,90. Som svar satte NDP-regeringen under daværende premier Notley midlertidige produktionsgrænser på 3,56 millioner tønder pr. Dag (b/d), der trådte i kraft den 1. januar 2019. Indskrænkningen blev anset for nødvendig på grund af kroniske flaskehalse fra rørledningen ud af vestlige Canada, som kostede "industrien og regeringerne millioner af dollars om dagen i tabt omsætning". Efter meddelelsen den 2. december om obligatoriske nedskæringer i olieproduktionen i Alberta steg prisen på WCS til 26,65 dollar fatet. Den globale oliepris faldt dramatisk i december, inden den kom sig i januar. Prisen på WCS steg til US $ 28,60 med WTI på US $ 48,69. I efteråret 2019 forlængede UCP -regeringen under premier Kenney "nedskæringsprogrammet til 2020 og øgede basisfritagelserne for virksomheder, før kvoterne sparkede ind, hvilket reducerede antallet af producenter, der blev berørt af indskrænkninger, til 16".

Nedbringelse "understøttede indenlandske oliepriser" men også "begrænset vækst og samlede industriinvesteringer, da virksomhederne ikke har været i stand til at udvide produktionen over deres mandatkvoter".

Integrerede producenter, såsom Imperial Oil og Husky Energy, er imod indskrænkninger, fordi når prisen på WCS er lav, drager deres raffinaderier i USA fordel af det. Andre olieproducenter i Alberta støtter indskrænkning som en måde at forhindre sammenbrud af WCS.

I sommeren 2019 blev Suncor Energy, Cenovus Energy og canadiske naturressourcer enige om at øge produktionen med den obligatoriske brug af olie-til-jernbane som betingelse for stigningen. Den canadiske sammenslutning af olieproducenter (CAPP) Terry Abel sagde, at "Hele punktet med nedskæring var at forsøge at matche takeaway -kapacitet med produceret kapacitet, så vi ikke skaber nedadgående pres på priserne ... I det omfang du tilføj inkrementel (jernbane) kapacitet, bør du være i stand til at foretage nogle justeringer af begrænsningen for at imødekomme det. "

Egenskaber

"Den ekstremt viskøse olie i oliesandaflejringer kaldes almindeligvis bitumen." ( CAS 8052-42-4) På Husky Hardisty-terminalen blandes Western Canadian Select fra søde syntetiske og kondensatfortyndingsmidler fra 25 eksisterende canadiske tunge konventionelle og ukonventionelle bitumenråolier.

Western Canadian Select er en tung råolie med et API -tyngdekraftniveau på mellem 19 og 22 (API), 20,5 ° (Natural Gas and Petroleum Products 2009).

Western Canadian Select's egenskaber beskrives som følger: tyngdekraft , massefylde (kg/m3) 930,1, MCR (vægt%) 9,6, svovl (vægt%) 2,8-3,5%, TAN (totalt syretal) på (Mg KOH/g) 0,93 .

Raffinaderier i Nordamerika betragter en råolie med en TAN-værdi større end 1,1 som "high-TAN". Et raffinaderi skal eftermonteres for at håndtere høje TAN -råolier. Således er en høj TAN -råolie begrænset med hensyn til de raffinaderier i Nordamerika, der er i stand til at behandle den. Af denne grund opretholdes TAN -værdien af ​​WCS konsekvent under 1,1 ved blanding med lette, søde råolier og kondensat. Visse andre bitumenblandinger, såsom Access Western Blend og Seal Heavy Blend, har højere TAN -værdier og betragtes som høje TAN.

WCS har en API -tyngdekraft på 19–22.

"Oliesand råolie flyder ikke naturligt i rørledninger, fordi den er for tæt. Et fortyndingsmiddel blandes normalt med oliesandsbitumen for at tillade det at strømme i rørledninger. For at opfylde specifikationerne for rørledningens viskositet og densitet er oliesand bitumen blandet med enten syntetisk råolie (synbit) og/eller kondensat ( Dilbit ). " WCS kan omtales som en syndilbit, da den kan indeholde både synbit og dilbit.

I en undersøgelse bestilt af det amerikanske udenrigsministerium (DOS) vedrørende miljøpåvirkningserklæringen (EIS) for Keystone XL -rørledningsprojektet antager DOS ", at den gennemsnitlige råolie, der strømmer gennem rørledningen, vil bestå af omkring 50% vest -canadisk Vælg (dilbit) og 50% Suncor Synthetic A (SCO) ".

Canadian Society of Unconventional Resources (CSUR) identificerer fire typer olie: konventionel olie, tæt olie, olieskifer og tung olie som WCS.

Mængder

I september 2014 eksporterede Canada 3.026.000 bpd til USA. Dette steg til sit højdepunkt på 3.789.000 bpd i september 2015 og 3.401.000 bpd i oktober 2015, hvilket repræsenterer 99% af canadisk olieeksport. Tærskelværdierne for WCS i 2010 var kun cirka 250.000 b/d.

Den 1. maj 2016 antændte og ødelagde en ødelæggende løbeild Fort McMurray , hvilket resulterede i den største evakuering af skovbrande i albansk historie . Efterhånden som brandene skred frem nord for Fort McMurray, lukkede "oliesandproduktionsselskaber, der opererer i nærheden af ​​Fort McMurray, enten helt ned eller drives til reducerede takster". Den 8. juni 2016 anslog det amerikanske energiministerium, at "forstyrrelser i olieproduktionen i gennemsnit var omkring 0,8 millioner b/d i maj, med en daglig top på mere end 1,1 millioner b/d. Selvom projekter langsomt genstartes, efterhånden som brande aftager, det kan tage uger, før produktionen vender tilbage til tidligere niveauer. " Fort McMurray -brande påvirkede ikke signifikant prisen på WCS.

"Ifølge VVM's kortsigtede energiforventninger i februar forventes produktion af olie og andre væsker i Canada, der i alt udgjorde 4,5 millioner tønder pr. Dag (b/d) i 2015, at være i gennemsnit 4,6 mio. B/d i 2016 og 4,8 millioner b /d i 2017. Denne stigning er drevet af vækst i oliesandproduktionen på omkring 300.000 b/d ved udgangen af ​​2017, hvilket delvist opvejes af et fald i konventionel olieproduktion. " VVM hævder, at selvom oliesandprojekter muligvis kører med tab, kan disse projekter "modstå volatilitet i råoliepriser". Det ville koste mere at lukke et projekt ned - fra $ 500 millioner til $ 1 milliard end at operere med tab.

Komparative produktionsomkostninger

I deres sammenligning i maj 2019 af "opdateringsomkostningskurveopdateringen", hvor den i Norge baserede Rystad Energy-en "uafhængig energiforskning og rådgivning"-rangerede "verdens samlede genindvindelige likvide ressourcer efter deres breakeven-pris", rapporterede Rystad, at Gennemsnitlig breakeven -pris for olie fra oliesandet var 83 dollars i 2019, hvilket gør den dyrest at producere sammenlignet med alle andre "betydelige olieproducerende regioner" i verden. Det Internationale Energiagentur foretog lignende sammenligninger.

I 2016 rapporterede Wall Street Journal , at Storbritannien til 44,33 dollar, Brasilien til 34,99 dollar, Nigeria til 28,99 dollar, Venezuela til 27,62 dollar og Canada til 26,64 dollar havde de højeste produktionsomkostninger. Saudi -Arabien til 8,98 dollar, Iran til 9,08 dollar, Irak til 10,57 dollar, havde den billigste.

En tidligere sammenligning fra 2014, baseret på rapporten Scotiabank Equity Research and Scotiabank Economics, der blev offentliggjort 28. november 2014, sammenlignede omkostningerne ved kumulativ råolieproduktion.

Spiller	Produktionsomkostninger efterår 2014
Saudi Arabien	US $ 10–25 pr. Tønde
Montney Oil Alberta og British Columbia	US $ 46
Saskatchewan Bakken	US $ 47
Eagle Ford, USA Shale+	$ 40–6 US $ 50 (+ væskerige Eagle Ford spiller, under forudsætning af naturgaspriser på US $ 3,80 pr. Million Btu)
Lloyd & Seal Conventional Heavy, AB	US $ 50
Conventional Light, Alberta og Saskatchewan	US $ 58,50
Nebraska USA skifer	US $ 58,50
SAGD Bitumen Alberta	65 $
North Dakota Bakken, Skifer	US $ 54–79
Permian Basin, TX Skifer	US $ 59–82
Oliesand arvsprojekter	US $ 53
Oliesand minedrift og infrastruktur nye projekter	US $ 90

Denne analyse "udelukker" "forudgående" omkostninger (indledende grunderhvervelse, seismiske omkostninger og infrastrukturomkostninger): behandler "forudgående" omkostninger som "sænket". Groft skøn over 'up-front' omkostninger = US $ 5–10 pr. Tønde, selvom der er store regionale forskelle. Inkluderer royalties, som er mere fordelagtige i Alberta og Saskatchewan. "Det vejede gennemsnit på US $ 60-61 inkluderer eksisterende Integrated Oil Sands til C $ 53 pr. Tønde."

Sænker produktionsomkostninger

WCS er meget dyrt at producere. Der er undtagelser, f.eks. Cenovus Energy's Christina Lake-anlæg, der producerer nogle af de billigste tønder i branchen.

I juni 2012 åbnede Fairfield, Connecticut -baserede General Electric (GE), med fokus på internationale markeder, sit Global Innovation Center i Calgarys centrum med "130 privatansatte forskere og ingeniører", den "første af sin art i Nordamerika", og den anden i verden. GE's første Global Innovation -center er i Chengdu, Kina , som også åbnede i juni 2012. GE's Innovation Center prøver "at integrere innovation direkte i arkitekturen". James Cleland, general manager for Heavy Oil Center for Excellence, som udgør en tredjedel af Global Innovation Center, sagde: "Nogle af de hårdeste udfordringer, vi har i dag, er omkring miljøspørgsmål og omkostningseskaleringer ... Oliesanden ville være rebranded som miljøvenlig olie eller sådan noget; dybest set at have ændret spillet. "

GE's termiske fordampningsteknologi udviklet i 1980'erne til brug i afsaltningsanlæg og kraftproduktionsindustrien blev genanvendt i 1999 for at forbedre den vandintensive Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) metode, der bruges til at udtrække bitumen fra Athabasca Oil Sands . I 1999 og 2002 Petro-Canada 's MacKay River facilitet var den første til at installere 1999 og 2002 GE SAGD nul-væskeafgivelsesåbningen (ZLD) systemer ved anvendelse af en kombination af den nye fordampningsmæssige teknologi og krystallisatorsystem hvori alt vandet blev recirkuleret og kun faste stoffer blev udledt fra stedet. Denne nye fordampende teknologi begyndte at erstatte ældre vandbehandlingsteknikker ansat af SAGD faciliteter, der involverede anvendelsen af varm kalk blødgøring at fjerne silica og magnesium og svag syre kation ionbytning anvendes til at fjerne calcium .

Cleland beskriver, hvordan Suncor Energy undersøger replikationsstrategien, hvor ingeniører designer et "ideelt" SAGD-anlæg med lille kapacitet med en kapacitet på 400 til 600 b/d, der kan replikeres gennem "successive konstruktionsfaser" med omkostningsbesparende "cookie cutter" "," gentagelige "elementer.

Prisen på råolie

Den Prisen på råolie som citeret i nyhederne i Nordamerika, henviser generelt til WTI Cushing Crude Oil Spot Pris per tønde (159 liter) af enten WTI / let råolie som handles på New York Mercantile Exchange (NYMEX) til levering på Cushing, Oklahoma eller Brent som handlet på den interkontinentale børs (ICE, som International Petroleum Exchange er blevet indarbejdet i) til levering på Sullom Voe . West Texas Intermediate (WTI), også kendt som Texas Light Sweet, er en type råolie, der bruges som et pejlemærke i oliepriser og den underliggende vare i New York Mercantile Exchange's olie -futures -kontrakter. WTI er en let råolie, lettere end Brent råolie. Den indeholder cirka 0,24% svovl, vurderer den som en sød råvare, sødere end Brent. Dens egenskaber og produktionssted gør det ideelt til raffinering i USA, primært i regionerne i Midtvesten og Gulf Coast (USGC). WTI har en API -tyngdekraft på omkring 39,6 (specifik tyngdekraft ca. 0,827). Cushing, Oklahoma , et stort olieforsyningsknudepunkt, der forbinder olieleverandører med Gulf Coast, er blevet det mest betydningsfulde handelsnav for råolie i Nordamerika.

Den Nationale Bank of Canada 's Tim Simard, hævdet, at WCS er benchmark for dem, der køber aktier i canadiske tjæresand selskaber, såsom Canadian Natural Resources Ltd., Cenovus Energy Inc., Northern Blizzard Resources Inc., Pengrowth Energy Corp., eller Twin Butte Energy Ltd eller andre, hvor en "stor del af deres eksponering vil være for tungt råolie".

Prisen på Western Canadian Select (WCS) råolie (råolie) pr. Tønde lider af en forskel i forhold til West Texas Intermediate (WTI) som handlet på New York Mercantile Exchange (NYMEX) som udgivet af Bloomberg Media , som selv har en rabat i forhold til London -handlet Brent olie. Dette er baseret på data om priser og forskelle fra Canadian Natural Resources Limited (TSX: CNQ) (NYSE: CNQ).

"West Texas Intermediate råolie (WTI) er en benchmark råolie til det nordamerikanske marked, og Edmonton Par og Western Canadian Select (WCS) er benchmarks for råolie til det canadiske marked. Både Edmonton Par og WTI er lav svovl af høj kvalitet råolier med API -tyngdekraft på omkring 40 °. I modsætning hertil er WCS en tung råolie med et API -tyngdekraftniveau på 20,5 °. "

West Texas Intermediate WTI er en sød, let råolie med en API -tyngdekraft på omkring 39,6 og en specifik tyngdekraft på ca. 0,827, hvilket er lettere end Brent -råolie. Den indeholder ca. 0,24% svovl og er således klassificeret som en sød råolie (med mindre end 0,5% svovl), sødere end Brent, der har 0,37% svovl. WTI raffineres mest i Midtvesten og Gulf Coast-regionerne i USA, da det er brændstof af høj kvalitet og produceres i landet.

"WCS -priser med rabat til WTI, fordi det er en råolje af lavere kvalitet (3,51Wt. Procent svovl og 20,5 API -tyngdekraft) og på grund af en transportdifferentiale. Prisen på WCS er i øjeblikket fastsat til den amerikanske golfkyst. Det koster cirka $ 10 /bbl for en tønde råolie, der skal transporteres fra Alberta til den amerikanske golfkyst, hvilket tegner sig for mindst $ 10/bbl af WTI-WCS-rabatten. Rørledningsbegrænsninger kan også få transportforskellen til at stige betydeligt.

I marts 2015, med prisen på Ice Brent på US $ 60,55 og WTI på US $ 51,48, en stigning på US $ 1,10 fra den foregående dag, steg WCS også US $ 1,20 til US $ 37,23 med en WTI-WCS-prisforskel på US $ 14,25. Den 2. juni 2015 med Brent på 64,88 $/bbl., WTI på 60,19 $/bbl. Og WCS til 52,39 $/bl.

Ifølge Financial Post fortsatte de fleste canadiske investorer med at citere prisen på WTI og ikke WCS, selvom mange canadiske oliesandsproducenter sælger til WCS -priser, fordi WCS "altid har manglet den gennemsigtighed og likviditet, der er nødvendig for at gøre det til et kendt navn hos investorer i landet". I 2014 oprettede Auspice Canadian Crude Excess Return Index for at måle WCS -futures. Tim Simard, varechef i National Bank of Canada , hævder, at "WCS har" nogle interessante andre grundlæggende egenskaber end den konventionelle WTI -tønde. "WCS har" bedre gennemsigtighed og bredere deltagelse "end Maya. Han forklarede dog, at i 2015" en af ​​de eneste måder at tage stilling på olie er at bruge en ETF, der er bundet til WTI. "Simard hævder, at når den globale oliepris for eksempel er lavere," de første tønder, der blev slukket i en lav- prismiljø er tunge tønder "der gør WCS" tættere på gulvet "end WTI.

For at løse de spørgsmål om gennemsigtighed og likviditet, WCS står over for, oprettede Auspice Canadian Crude Index (CCI), der fungerer som et benchmark for olie produceret i Canada . CCI giver investorer mulighed for at spore prisen, risikoen og volatiliteten for den canadiske vare. CCI kan bruges til at identificere muligheder for direkte at spekulere i prisen på canadisk råolie eller i forbindelse med West Texas Intermediate (WTI) at udøve en handel med spread, som kunne repræsentere forskellen mellem de to. CCI giver en fast prisreference for canadisk råolie ved at målrette mod en eksponering, der repræsenterer en tre måneders rullende position i råolie. For at oprette en prisrepræsentant for canadisk råolie bruger indekset to futureskontrakter: En fastprisaftale, der repræsenterer prisen på råolie i Cushing, Oklahoma , og en basisdifferentialekontrakt, som repræsenterer forskellen i pris mellem Cushing og Hardisty , Alberta. Begge kontrakter er prissat i amerikanske dollars pr. Tønde. Tilsammen skaber disse en fast pris for canadisk råolie og giver et tilgængeligt og gennemsigtigt indeks, der kan tjene som et pejlemærke for at bygge investerbare produkter på, og i sidste ende kunne øge sin efterspørgsel til de globale markeder.

I foråret 2015 beskrev en veteranjournalist med speciale i energi og finans, Jeffrey Jones, hvordan prisen på WCS "steg mere end 70 procent, hvilket oversteg West Texas intermediate (WTI), Brent" og "stille" blev den "hotteste råvare i nordamerikansk energi ". I april 2015 fyldte Enbridge en "ny 570.000 tønder om dagen pipeline". En TD Securities -rapport fra maj 2015 giver nogle af de faktorer, der bidrager til prisstigninger i WCS som "normal sæsonstyrke drevet af efterspørgslen efter den tykke råolie til at lave asfalt som vejbelægning", forbedringer af WCS's adgang til forskellige amerikanske markeder på trods af rørledningshindringer, fem års høje produktionsniveauer og stor efterspørgsel efter tung olie i amerikanske raffinaderier især i det amerikanske Midtvesten, et centralt marked for WCS.

Den 9. september 2015 var prisen på WCS 32,52 US $, og WTI-WCS-differencen var differential US 13,35 $. Det faldt til 14 $ pr. Tønde, rekordlavt, i november 2018, men steg til 28 $ inden 24. december.

Den 30. marts 2020 fik kombinationen af COVID-19-pandemien og oliepriskrigen mellem Rusland og Saudi-Arabien i 2020 til at falde til under $ 30 pr. Tønde.

Råolieforskelle og Western Canadian Select (WCS)

I juni 2015 var forskellen mellem WTI og WCS 7,8 US $, den laveste den nogensinde har været.

I en hvidbog fra Bank of Canada fra 2013 undersøgte forfatterne Alquist og Guénette konsekvenserne for høje globale oliepriser for det nordamerikanske marked. De argumenterede for, at Nordamerika oplevede et overskud af råoliebeholdning. Dette overskud kombineret med "segmenteringen af ​​det nordamerikanske råoliemarked fra det globale marked" bidrog til "forskellen mellem kontinentale benchmarkolier som WTI og Western Canada Select (WCS) og havbaserede benchmarkolier som Brent".

Alberts finansminister argumenterer for, at WCS "bør handle på niveau med mayaolien til omkring $ 94 pr. Tønde". Maya -råolier er tæt på WCS -kvalitetsniveauer. Maya handlede dog til US $ 108,73/bbl i februar 2013, mens WCS var US $ 69/bbl. I sin præsentation for US Energy Information Administration (EIA) i 2013 demonstrerede John Foran, at Maya kun havde handlet med en lille præmie til WCS i 2010. Siden da udvidede WCS -prisforskelle "med stigende oliesand og stram olieproduktion og utilstrækkelig rørledningskapacitet at få adgang til globale markeder ". Mexico nyder en lokalitetsrabat med sin nærhed til de tunge olie-kompatible raffinaderier i Gulfkysten. Mexico begyndte også strategisk og med succes at søge joint venture -raffinaderipartnerskaber i 1990'erne for at skabe et marked for sin tunge råolie i den amerikanske Golf. I 1993 blev ( Petróleos Mexicanos , det statsejede mexicanske olieselskab) og Shell Oil Company enige om et fælles raffinaderi på 1 mia. USD, der opgraderede byggeprojekt, der førte til opførelsen af ​​en ny coker, vandbehandlingsenhed, svovlgenvindingsenhed og andre faciliteter i Deer Park, Texas på Houston Ship Channel for at behandle store mængder PEMEX -tunge Maya -råolier, samtidig med at de opfylder kravene i USA's Clean Air Act.

År	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013-02	2013-04-24	2013-08	2013-12	2014-01	2014-04	2014-12	2015-06
Brent US $/bbl	73	98	62	80	112	112	118	103,41	110					US $ 64,88/styk
WTI US $/bbl	72	100 peak: 147	62	80	95	95	95	93,29	97,90			102,07	US $ 54,13/bbl)	US $ 60,19/styk
WCS US $/bbl		80	52	65	78	72	69	77,62	82,36	67		$ 79,56	US $ 38,13/styk	US $ 52,39/styk
Syncrude Sweet	62	102	62	78	104	93	97	98,51
Edmonton Par	72	96	58	75	96	86	87	89,53
Maya US $/bbl							101		2013-12	87

(Priser undtagen Maya for år 2007-februar 2013) (Priser for Maya) (Priser for 24. april 2013).

I juli 2013 steg Western Canadian Select (WCS) "tunge oliepriser fra $ 75 til mere end $ 90 pr. Tønde-det højeste niveau siden midten af ​​2008, hvor WTI-oliepriserne var på rekord (147,90 US $)-lige før kl. 2008-09 'Great Recession' ". WCS 'tunge oliepriser blev "forventet at forblive på US $ 90, hvilket er tættere på verdensprisen for tung råolie og WCS' sande, iboende værdi" ". Den højere pris på WCS -olie fra WTI blev forklaret af "nye jernbanetransporter, der afhjælper nogle eksportrørledningsbegrænsninger - og tilbagevenden af ​​WTI -oliepriser til internationalt niveau".

I januar 2014 var der en spredning af tog og rørledninger med WCS sammen med en øget efterspørgsel fra amerikanske raffinaderier. I begyndelsen af ​​2014 blev der transporteret cirka 150.000 bpd tung olie med jernbane.

Ifølge regeringen i Alberta i juni 2014 -energiprisrapporten steg prisen på WCS med 15% fra $ 68,87 i april 2013 til $ 79,56 i april 2014, men oplevede et lavpunkt på $ 58 og et højde på $ 91. I samme tidsperiode steg prisen på benchmark West Texas Intermediate (WTI) med 10,9% i gennemsnit $ 102,07 pr. Tønde i april 2014.

I april 2020 var prisen på WTI $ 16,55 og prisen på WCS var $ 3,50 med en differens på -$ 13,05. I juni var prisen på WTI $ 38,31 og WCS $ 33,97 med en differens på $ 4,34.

Transportere

Rørledninger

Ifølge Oil Sands Magazine har den vestlige canadiske råolieeksportrørledninger pr. 31. marts 2020 - Trans Mountain Corporation, TC Energy, Enbridge og Plains All American Canada - en samlet estimeret eksportkapacitet på 4.230.000 b/d.

Store rabatter på Albertan -råolier i 2012 blev tilskrevet, at råolier var "landlocked" i det amerikanske Midtvesten. Siden den tid er der blevet konstrueret flere store rørledninger for at frigive denne glut, herunder Seaway, det sydlige ben af ​​Keystone XL og Flanagan South. Samtidig blev Enbridge tvunget til at lukke Line 55 Spearhead -rørledningen og Line 59 Flanagan South -rørledningen i Missouri på grund af en råolielækage.

Imidlertid er der fortsat betydelige hindringer i godkendelser på rørledninger til eksport af råolie fra Alberta. I april 2013 advarede Calgary-baserede Canada West Foundation om, at Alberta "løber op mod en [rørledningskapacitet] -mur omkring 2016, hvor vi vil have tønder olie, vi ikke kan flytte". Foreløbig har jernbaneoverførsler af råolie fyldt hullet og indsnævret prisforskellen mellem Albertan og nordamerikanske råolier. Imidlertid vil yderligere rørledninger, der eksporterer råolie fra Alberta, være påkrævet for at understøtte den løbende ekspansion i råproduktionen.

Trans Mountain Pipeline System

Den Trans Mountain Pipeline System , som har transporteret flydende brændstoffer siden 1953, blev købt fra den canadiske afdeling af Kinder Morgan Energy Partners , som Canada Development Investment Corporation (CDIC) 's Trans Mountain Corporation. Trans Mountain Pipeline er den eneste rørledning, der fører Albertan rå og raffineret olie til British Columbia Coast . CDIC, der er ansvarlig over for Canadas parlament, har ansvaret for rørledningssystemet og Trans Mountain Expansion Project (TMX).

Keystone rørledningssystem

TC Energy 's Keystone Pipeline System er en olierørledning i Canada og USA, der blev bestilt i 2010. Det kører fra vestlige canadiske sedimentbassin i Alberta til raffinaderier i Illinois og Texas , og også til olie tankanlæg og en olie pipeline distribution center i Cushing, Oklahoma .

Frustreret over forsinkelser i at få godkendelse til Keystone XL (via den amerikanske Golf i Mexico), Northern Gateway Project (via Kitimat, BC) og udvidelsen af ​​den eksisterende Trans Mountain -linje til Vancouver , British Columbia , intensiverede Alberta efterforskning af to nordlige projekter "for at hjælpe provinsen med at få sin olie til tidevandet og gøre den tilgængelig til eksport til oversøiske markeder". Canadas premierminister Stephen Harper brugte $ 9 millioner i maj 2012 og $ 16,5 millioner i maj 2013 til at promovere Keystone XL.

I USA er demokraterne bekymrede over, at Keystone XL simpelthen ville lette at få Alberta -oliesandprodukter til tidevandet til eksport til Kina og andre lande via den amerikanske golfkyst i Mexico.

Projektet blev afvist af Obama -administrationen den 6. november 2015 "af hensyn til miljøet". Det blev genoplivet ved præsidentens bekendtgørelse den 24. januar 2017 af præsident Donald Trump . som "ville transportere mere end 800.000 tønder tung råolie om dagen" fra Alberta til Golfkysten.

Den 31. marts 2020 TC Energys administrerende direktør Russ Girling sagde, at opførelsen af Keystone XL Pipeline ville genoptage, efter Albertas Premier , Jason Kenney 's meddelelse om, at UCP- regeringen tog en 'aktiepost' og giver en 'lånegaranti', hvilket udgør et "samlet økonomisk tilsagn på godt 7 milliarder dollars" til Keystone XL -projektet. Den 20. januar 2021 tilbagekaldte præsident Joe Biden tilladelsen til rørledningen på hans første kontordag, der opfyldte et langtidsløfte.

Energi Øst rørledning

Energy East -rørledningen var et foreslået rørledningsprojekt annonceret den 1. august 2013 af TransCanada's administrerende direktør Russ Girling . Rørledningsprojektet på 12 milliarder dollars på 4.400 kilometer (2.700 mil) blev aflyst af TransCanada i 2017. En række grupper meddelte, at de har til hensigt at modsætte sig rørledningen. Projektet blev aflyst den 5. oktober 2017 af TransCanada. På lang sigt betød det, at WCS kunne sendes til Atlanterhavets tidevand via dybe vandhavne som Quebec City og Saint John. Potentielle tunge olie oversøiske destinationer omfatter Indien, hvor superraffinaderier, der er i stand til at forarbejde store mængder oliesandolie, allerede er under opførelse. I mellemtiden ville Energy East -rørledningen blive brugt til at sende let sødt råolie, såsom Edmonton Par -råolie fra Alberta til østlige canadiske raffinaderier i Montreal og Quebec City, for eksempel. Øst-canadiske raffinaderier, såsom Imperial Oil Ltd.'s raffinaderi på 88.000 tønder om dagen i Dartmouth, NS, importerer i øjeblikket råolie fra Nord- og Vestafrika og Latinamerika, ifølge Mark Routt, "en senior energikonsulent i KBC i Houston, der har en række kunder interesseret i projektet ". Den foreslåede Energy East Pipeline ville have haft potentiale til at transportere 1,1 millioner tønder olie om dagen fra Alberta og Saskatchewan til det østlige Canada.

Patricia Mohr, en seniorøkonom og handelsanalytiker i Bank of Nova Scotia, hævdede i sin rapport om de økonomiske fordele ved Energy East, at Western Canada Select, tungoliemarkøren i Alberta, "kunne have tjent en meget højere pris i Indien end faktisk modtaget "i første halvår af 2013 baseret på prisen på saudiarabisk tung råolie leveret til Indien", hvis rørledningen allerede havde været operationel. I sin rapport forudsagde Mohr, at Quebec -raffinaderier i første omgang, f.eks. dem, der ejes af Suncor Energy Inc. og Valero, kunne få adgang til let olie eller opgraderet syntetisk råolie fra Albertas oliesand via Energy East for at fortrænge "import prissat af dyrere Brent-råolie". På lang sigt kan supertankere, der anvender den foreslåede Irving/TransCanada dybhavs Saint John-terminal sende enorme mængder af Albertas blandede bitumen, såsom WCS til superraffinaderierne i Indien. Mohr forudsagde i sin rapport, at prisen på WCS ville stige til US $ 90 pr. tønde i juli 2013 op fra US $ 75 .41 i juni. "

Canadas største raffinaderi, der kan forarbejde 300.000 tønder olie om dagen, ejes og drives af Irving Oil i havnen i Saint John, New Brunswick, på østkysten. En foreslået $ 300 millioner dybhavsterminal, der skal konstrueres og drives i fællesskab af TransCanada og Irving Oil Ltd., ville blive bygget nær Irving Oils importterminal, og byggeriet påbegyndes i 2015.

Maine-baserede Portland-Montreal Pipe Line Corporation , der består af Portland Pipe Line Corporation (i USA) og Montreal Pipe Line Limited (i Canada), overvejer måder at transportere canadisk oliesand til Atlanterhavet ved havvand i Portland på dybt vand Havn. Forslaget ville betyde, at råolie fra oliesanden ville blive ledet via Great Lakes, Ontario, Quebec og New England til Portland, Maine. Rørledningerne ejes af ExxonMobil og Suncor.

Enbridge Pipeline System

Enbridge, der opererer i Nordamerika, har det længste råolietransportsystem på kontinentet.

Enbridge Northern Gateway Pipelines , som først blev annonceret i 2006, ville have transporteret tung råolie fra Athabasca til Kitimat, British Columbia . Under Canadas premierminister Justin Trudeau blev Bill-48 vedtaget i 2015, som indførte et forbud mod olietankskibstrafik på nordkysten af ​​British Columbia. Bill-48 gjorde projektet uøkonomisk.

Enbridge ejer og driver Alberta Clipper -rørledningen - linje 67 - en del af Enbridge Pipeline System, som har kørt fra Hardisty, Alberta til Superior, Wisconsin , i USA siden 2010 og forbinder oliesandsproduktionsområdet med det eksisterende netværk.

Enbridge vendte strømningsretningen for Seaway -rørledningen til at stamme fra Cushing og transporterede WCS til Freeport, Texas, den 17. maj 2012, hvilket forårsagede en prisstigning i WCS. Med åbningen af ​​Enbridge's store rørledning Seaway - det sydlige ben af ​​Keystone XL og Flanagan South Line 59 i Missouri i 2015, blev nogle af "flaskehalsen" lettet. I april 2015 fyldte Enbridge en "ny 570.000 tønder om dagen pipeline".

I marts 2020 har Cenovus Energy forpligtet sig til 75.000 tønder om dagen i langsigtede kontrakter med Enbridge Inc. om at sende via Mainline og Flanagan South-systemer til Texas. 30. marts 2020 er den pris, olieproducenterne betaler for at transportere tung olie til Texas gennem Enbridge -rørledninger, 7 USD til 9 US $ pr. Tønde. På det tidspunkt var prisen på WCS en tønde US $ 3,82 pr. Tønde.

Plains All American Pipeline

Den 16,5 km lange Milk River og de 0,75 km Rangeland rørledninger ejes og drives af Texas Plains All American Pipeline med hovedsæde i Texas . Milk River -rørledningen transporterer 97.900 bbl/dag.

Skinne

I 2011 steg produktionen fra Bakken Shale -formationen i North Dakota Crude hurtigere, end rørledninger kunne bygges. Olieproducenter og rørledningsselskaber henvendte sig til jernbaner for transportløsninger. Bakken olie konkurrerer med WCS om adgang til transport via rørledning og med jernbane. Ved udgangen af ​​2010 havde Bakken -olieproduktionshastighederne nået 458.000 tønder (72.800 m ³ ) om dagen og derved overgået rørledningskapaciteten til at sende olie ud af Bakken. I januar 2011 rapporterede Bloomberg News, at Bakken råolieproducenter brugte jernbanevogne til at sende olie.

I 2013 var der nye jernbaneforsendelser af WCS. Siden 2012 var mængden af ​​råolie, der blev transporteret med jernbane i Canada, firedoblet, og i 2014 forventedes det at fortsætte med at stige.

I august 2013 flyttede daværende amerikanske udviklingsgruppes (nu USD Partners) administrerende direktør Dan Borgen, en Texas-baseret olie-til-jernbane-pioner, opmærksomheden væk fra den amerikanske skiferoliespil mod det canadiske oliesand. Borgen "hjalp med at introducere energimarkederne til specialiserede terminaler, der hurtigt kan indlæse kilometerlange olietank -tog på vej til den samme destination - faciliteter, der .... revolutionerede det amerikanske oliemarked". Siden 2007 har Goldman Sachs spillet en ledende rolle i finansieringen af ​​USD's "udvidelse af næsten et dusin specialiserede terminaler, der hurtigt kan laste og losse massive, kilometerlange tog med råolie og ethanol i hele USA". USD's banebrydende projekter omfattede storstilet "storage in transit" (SIT) inspireret af den europæiske model for petrokemikalieindustrien. USD solgte fem af de specialiserede olie-til-jernbane amerikanske terminaler til "Plains All American Pipeline for $ 500 millioner i slutningen af ​​2012, hvilket efterlod virksomheden kontantrig og aktiv let". Ifølge Leff er der rejst bekymring over forbindelsen mellem Goldman Sachs og USD.

"At forstå handelsstrømmene gennem sådanne lynchpin -oliefaciliteter kan give værdifuld indsigt for oliehandlere, der gennemsøger markedet for oplysninger, der kan hjælpe dem med at forudsige, hvor meget olie der sendes til forskellige dele af landet. Store prisrabatter for olie på steder dårligt betjent af rørledninger har tilbudt erhvervsdrivende attraktive muligheder, hvis de kan finde ud af at få råolien til markeder til en dyrere pris. Data om rå-til-jernbane-forsendelser er særligt uigennemsigtige, med regeringstal kun tilgængelige måneder efter. "

-  Jonathan Leff 2013a

I januar 2014 var der en spredning af tog og rørledninger med WCS sammen med en øget efterspørgsel fra amerikanske raffinaderier. I begyndelsen af ​​2014 blev der transporteret cirka 150.000 bpd tung olie med jernbane.

Prisen på WCS steg i august 2014, da forventede udvidelser af rå-til-jernbane-kapaciteten på Hardisty steg, da USDG Gibson Energy's Hardisty Terminal, den nye state-of-the-art rå-for-jernbane-oprindelsesterminal og lasteanlæg med rørledningstilslutning , blev operationel i juni 2014 med en kapacitet til at indlæse op til to 120-jernbanetogstog om dagen (120.000 tunge råolier). Hardisty-jernbaneterminalen kan indlæse op til to 120-railcar-togstog om dagen "med 30 railcar-lastestillinger på et fast lastestativ, et enheds-tog-iscenesættelsesområde og loop-spor, der kan holde fem enhedstog samtidigt". I 2015 var der "en nybygget rørledning forbundet til Gibson Energy Inc.'s Hardisty-lagerterminal" med "over 5 millioner tønder lager i Hardisty".

Før provinsvalget i 2019 havde den tidligere NDP-regering godkendt en plan, der ville koste 3,7 milliarder dollar over en treårig periode at transportere op til 120.000 tønder om dagen ud af Alberta ved at lease 4.400 jernbanevogne. Mens NDP -regeringen sagde, at de leasede biler "ville generere 5,9 mia. Dollars i øgede royalties, skatter og kommercielle indtægter", var UCP -regeringen under premier Jason Kenney , der vandt valget i 2019, uenig. UCP's budget for oktober 2019 inkluderede et incitament på 1,5 milliarder dollar til at annullere NDP-programmet for råolie. Regeringen sagde, at dette ville "reducere yderligere tab med $ 300 millioner." De indledte forhandlinger om privatisering af rå-by-rail-aftalerne.

Efter måneders diskussioner meddelte Premier Kenneys UCP -regering i slutningen af ​​oktober 2019, at olieproducenterne kunne øge deres "olieproduktionsniveauer over de nuværende provinsielle kvoter", hvis de gradvist øgede mængden af ​​olie, de sender med jernbane.

Canadian Pacific Railway

I 2014 sagde Canadian Pacific Railway (CPR) COO Keith Creel, at CPR var i en vækstposition i 2014 takket være den øgede Alberta-råolie (WCS) -transport, der tegner sig for en tredjedel af CPR's nye indtægtsgevinster gennem 2018 "hjulpet af forbedringer ved olielastterminaler og spor i det vestlige Canada ". I 2014 blev CPR formet af administrerende direktør Hunter Harrison og den amerikanske aktivistaktionær Bill Ackman . Amerikanerne ejer 73% af CPR -aktier, mens canadiere og amerikanere hver ejer 50% af CN. For at forbedre afkastet for deres aktionærer reducerede jernbanerne deres arbejdskraft og reducerede antallet af lokomotiver.

Creel sagde i et interview i 2014, at transporten af ​​Albertas tunge råolie ville tegne sig for omkring 60% af CP's olieindtægter, og let råolie fra Bakken Shale -regionen i Saskatchewan og den amerikanske delstat North Dakota ville tegne sig for 40%. Inden implementeringen af ​​strengere regler i både Canada og USA efter jernbanekatastrofen Lac-Mégantic og andre olierelaterede jernbanehændelser, der involverede den meget flygtige, følsomme lette, søde Bakken-råolie, tegnede Bakken 60% af CPR's olieforsendelser. Creel sagde, at "Det [WCS er] sikrere, mindre ustabilt og mere rentabelt at flytte, og vi er unikt positioneret til at oprette forbindelse til både vestkysten og østkysten."

Jernbanetjenestemænd hævder, at mere canadisk olie-til-jernbane-trafik "består af hård at antænde ufortyndet tung rå og rå bitumen".

CPR's North Line med høj kapacitet, der kører fra Edmonton til Winnipeg, er forbundet med "alle de vigtigste raffineringsmarkeder i Nordamerika". Chief Executive Hunter Harrison fortalte Wall Street Journal i 2014, at Canadian Pacific ville forbedre spor langs sin nordlige linje som en del af en plan om at sende Alberta olie øst.

Vandbåren

Den 21. september 2014 læssede Suncor Energy Inc. sit første tankskib af tungt råolie, omkring 700.000 tønder WCS, på tankskibet Minerva Gloria ved havnen i Sorel nær Montreal, Quebec . Minerva Gloria er et Aframax råolie -dobbeltskroget tankskib med en dødvægtstonnage (DWT) på 115.873 tons. Hendes destination var Sarroch , på den italienske ø Sardinien . Minerva Gloria måler 248,96 meter (816,8 fod) × 43,84 meter (143,8 fod).

"Et andet tankskib, Stealth Skyros , er planlagt til at indlæse WCS -råolie fra Montreal i slutningen af ​​næste uge til levering til den amerikanske golfkyst, sagde en person med kendskab til booking i dag. Denne forsendelse vil være den første vandbårne levering til Golf fra det østlige Canada for olien, som typisk transporteres med rørledning. "

-  Tobben og Murtaugh 2014

116.000 dwt Stealth Skyros måler 250 meter (820 fod) × 44 meter (144 fod). Fra oktober 2013 til oktober 2014 havde Koch et et-årigt charter på Stealth Skyros, som blev fastsat til 12 måneder til 19.500 dollar pr. Dag.

• 

  Olietankskib, dobbeltskrog

• 

  Olietanker set fra siden

• 

  En Aframax dobbeltskroget råolietankskib ligner Minerva Gloria

Repsol og WCS

Det spanske olieselskab Repsol fik licensen fra det amerikanske handelsministerium til at eksportere 600.000 tønder WCS fra USA. WCS blev sendt via Freeport , Texas, i Gulf Coast (USGC) til havnen i Bilbao på Suezmax olietankskib, Aleksey Kosygin . Det anses for at være "den første re-eksport af canadisk råolie fra USGC til en ikke-amerikansk havn", da "den amerikanske regering tæt kontrollerer enhver eksport af råolie, herunder ikke-amerikanske kvaliteter." Bruxelles-baserede EU 's Europæiske Miljøagentur (EEA) overvåget handel. WCS, med dets API på 20,6 og svovlindhold på 3,37%, har været kontroversiel.

I december 2014 indvilligede Repsol i at købe Talisman Energy (TLM.TO), Canadas femtestørste uafhængige olieproducent, for 8,3 mia. USD, som anslås at være på omkring 50 procent af Talismans værdi i juni 2014. I december 2014 havde prisen på WCS var faldet til US $ 40,38 fra $ 79,56 i april 2014. Den globale efterspørgsel efter olie faldt, produktionen steg og prisen på olie faldt fra juni og fortsatte med at falde gennem december.

Andre oliesand råolieprodukter

karakter	Produktnavn	API tyngdekraft	Svovlindhold (i % af massen)	Driftsselskab	Opgraderer	Placering af feltet	Salgshavn
Konventionel: Let sød	Edmonton Par Crude Mixed Sweet Blend (MSW)	39,4 °	0,42%
Dilbit	Få adgang til Western Blend (AWB) dilbit	21,7 °	3,94%	Devon Energy, Canada, MEG Energy Corp.	Edmonton	Canada
Dilsynbit	Albian Heavy Synthetic (AHS)	19,6 °	2,10%	Athabasca Oil Sands Project (AOSP) Shell Canada Energy, Chevron Canada, Marathon Oil Canada	Scotford Upgrader	Canada
	Bow River (BR)	24,7 °	2,10%			Canada
	Canadisk par	40 °				Canada
Dilbit	Cold Lake Crude (CL)	20,8 °	3,80%	Imperial Oil Resources, Cenovus Energy, Canadian Natural Resources Limited og Shell Energy
	Heavy Hardisty	22 °				Canada
	Lloyd Blend	22 °				Canada
	Premium Albian	35,5 °	0,04%			Canada
	Syncrude Sweet Blend	30,5-33,6 °	0,07-0,13%			Canada
	Syntetisk sød blanding (SYN)	33,1 °	0,16%	Suncor, Syncrude		Canada
Ukonventionel: Dilbit	Western Canadian Select	20,3 °	3,43%			Canada	Hårdfør

Derivatmarkeder

De fleste Western Canadian Select (WCS) ledes til Illinois for forfining og derefter til Cushing, Oklahoma , til salg. WCS ' futures-kontrakter er tilgængelige på Chicago Mercantile Exchange (CME), mens bilaterale håndkøbs- WCS- swaps kan cleares på Chicago Mercantile Exchange (CME )'s ClearPort eller af NGX.

Raffinaderier

WCS transporteres fra Alberta til raffinaderier med kapacitet til at forarbejde tung olie fra oliesandet. Den Petroleum Administration for Defense Distrikter (Padd II) , i USA Midtvesten, har erfaring kører WCS blanding. Det meste af WCS går til raffinaderier i Midtvesten USA, hvor raffinaderier "er konfigureret til at behandle en stor procentdel af tungt, svovlrigt råolie og til at producere store mængder transportbrændstoffer og lave mængder tung brændselsolie". Mens de amerikanske raffinaderier "investerede i mere komplekse raffinaderikonfigurationer med højere forarbejdningskapacitet", der bruger "billigere råstoffer" som WCS og Maya, gjorde Canada det ikke. Mens canadisk raffineringskapacitet er steget gennem skala og effektivitet, er der kun 19 raffinaderier i Canada sammenlignet med 148 i USA.

WCS råolie med sin "meget lave API ( American Petroleum Institute ) tyngdekraft og højt svovlindhold og niveauer af restmetaller" kræver specialiseret raffinering, som få canadiske raffinaderier har. Det kan kun forarbejdes i raffinaderier modificeret med ny metallurgi, der er i stand til at køre råsyre (TAN).

"Transportomkostningerne forbundet med at flytte råolie fra oliefelterne i det vestlige Canada til de forbrugende regioner i øst og det større udvalg af råkvaliteter gør det mere økonomisk for nogle raffinaderier at bruge importeret råolie. Derfor er Canadas olieøkonomi nu raffinaderier i det vestlige Canada driver indenlandsk produceret råolie, raffinaderier i Quebec og de østlige provinser driver primært importeret råolie, mens raffinaderier i Ontario driver en blanding af både importeret og indenlandsk produceret råolie. I de senere år har østlige raffinaderier er begyndt at køre canadisk råolie fra østkystens offshore -produktion. "

Amerikanske raffinaderier importerer store mængder råolie fra Canada, Mexico, Colombia og Venezuela, og de begyndte i 1990'erne at bygge coker- og svovlkapacitetsforbedringer for at imødekomme væksten af ​​disse mellemstore og tunge sure råolier, samtidig med at de opfyldte miljøkrav og forbrugernes efterspørgsel efter transportbrændstoffer. "Mens amerikanske raffinaderier har foretaget betydelige investeringer i kompleks raffineringshardware, som understøtter forarbejdning af tungere, surere råolie til benzin og destillater, er lignende investeringer uden for USA blevet forfulgt mindre aggressivt. Mellemstore og tunge råolier udgør 50% af de amerikanske råolieindgange og USA fortsætter med at udvide sin kapacitet til at forarbejde tungt råolie.

Store integrerede olieselskaber, der producerer WCS i Canada, er også begyndt at investere i opgradering af raffinaderier for at behandle WCS.

BP Whiting, Indiana -raffinaderi

The BP Plc raffinaderi i Whiting, Indiana , er den sjette største raffinaderi i USA med en kapacitet på 413.500 b / d. I 2012 begyndte BP at investere i et multimilliard-moderniseringsprojekt på Whiting-raffinaderiet for at destillere WCS. Denne ombygning på 4 milliarder dollars blev afsluttet i 2014 og var en af ​​de faktorer, der bidrog til stigningen i prisen på WCS. Midtpunktet i opgraderingen var Pipestill 12, raffinaderiets største rådestillationsenhed, som kom online i juli 2013. Destillationsenheder giver råvarer til alle de andre enheder i raffinaderiet ved at destillere råolien, når den kommer ind i raffinaderiet. Whiting -raffinaderiet ligger tæt på grænsen mellem Indiana og Illinois. Det er den største køber af CWS og WTI fra Cushing, Oklahoma, leveringsstedet for den amerikanske benchmark -oliekontrakt.

Den 8. august 2015 var der en funktionsfejl i rørledninger inde i Pipestill 12, der forårsagede store skader, og enheden var offline indtil den 25. august. Dette var en af ​​de vigtigste faktorer, der bidrog til faldet i olieprisen med WCS til den laveste pris i ni år.

Toledo raffinaderi, Ohio

Toledo -raffinaderiet i det nordvestlige Ohio, hvor BP har investeret omkring $ 500 millioner i forbedringer siden 2010, er et joint venture med Husky Energy , der driver raffinaderiet, og behandler cirka 160.000 tønder råolie om dagen. Siden begyndelsen af ​​2000'erne har virksomheden fokuseret sin raffineringsvirksomhed på behandling af råolie fra oliesand og skifer .

Sarnia-Lambton $ 10-milliarder olie-sand bitumen opgradering projekt

Siden september 2013 er WCS blevet forarbejdet på Imperial Oil's Sarnia, Ontario, raffinaderi og ExxonMobil Corporation 's (XOM) har 238.000 tønder (37.800 m ³ ) Joliet -fabrik , Illinois og Baton Rouge, Louisiana.

I april 2013 var Imperial Oils 121.000 tønder (19.200 m ³ ) Sarnia, Ontario raffinaderi det eneste tilsluttede koksanlæg i det østlige Canada, der kunne behandle rå bitumen.

I juli 2014 identificerede det canadiske ingeniørakademi Sarnia-Lambton $ 10-milliarder oliesand bitumen-opgraderingsprojekt for at producere raffinaderiklare råolier som et højt prioriteret nationalt projekt.

Co-op raffinaderi kompleks

Lloydminster tungolie, en komponent i Western Canadian Select (WCS) tungolieblanding, behandles på CCRL Refinery Complex tung olieopgradering, der havde en brand i coker i tunge olieopgraderingsafsnittet på anlægget, den 11. februar 2013 . Det var den tredje større hændelse på 16 måneder på fabrikken i Regina. Prisen på Western Canadian Select blev svækket i forhold til den amerikanske benchmark West Texas Intermediate (WTI) olie.

Pine Bend Refinery

The Pine Bend Refinery, det største olieraffinaderi i Minnesota , der ligger i Twin Cities, modtager 80% af dets indgående tunge råolie fra oliesandet Athabasca. Råolien ledes fra nordvest til anlægget gennem Lakehead og Minnesota rørledninger, som også ejes af Koch Industries . Det meste olie kommer ind og ud af anlægget gennem et Koch-ejet 537-mile rørledningssystem, der strækker sig over Minnesota og Wisconsin. US Energy Information Agency (EIA) rangerede det som 14. i landet fra 2013 efter produktion. I 2013 steg dens typeskiltkapacitet til 330.000 tønder (52.000 m ³ ) om dagen.

Repsol

Repsol reagerede på håndhævelsen i januar 2009 af Den Europæiske Unions reducerede svovlindhold i bilbensin og diesel fra 50 til 10 dele pr. Million med store investeringer i opgradering af deres raffinaderier. De opgraderede tre af deres fem raffinaderier i Spanien ( Cartagena , A Coruña , Bilbao , Puertollano og Tarragona ) med kokere, der har kapacitet til at forfine Western Canadian Select tung olie. Mange andre europæiske raffinaderier lukkede, da margenerne faldt. Repsol testede de første partier WCS på sine spanske raffinaderier i maj 2014.

Cartagena raffinaderi

I 2012 afsluttede Repsol sin opgradering og udvidelse af € 3,15 mia. € for Cartagena-raffinaderiet i Murcia , Spanien, som omfattede en ny koksenhed, der er i stand til at forfine tungt råolie som WCS.

Petronor

Repsols 2013 gennemførte opgraderinger, som omfattede en ny coker -enhed og en meget effektiv kraftvarmeproduktion på deres Petronor -raffinaderi i Muskiz nær Bilbao , kostede over 1 milliard euro og repræsenterer "den største industrielle investering i Baskerlands historie". Denne nye coker-enhed vil producere "produkter med større efterspørgsel, såsom propan, butan, benzin og diesel" og "eliminere produktionen af ​​fyringsolie". Kraftvarmeproduktionsenheden reducerer CO2 -emissioner og hjælper med at nå Spaniens Kyoto -protokolmål . Raffinaderiet er selvforsynende med elektricitet og i stand til at distribuere strøm til nettet.

Blendere: ANS, WCS, Bakken Oil

I deres artikel fra 2013, der blev offentliggjort i Oil & Gas Journal , foreslår John Auers og John Mayes, at "de seneste prisafbrydelser har skabt muligheder for skarpe råolieblandere og raffinaderier til at skabe deres egne substitutter for vandbårne kvaliteter (som Alaska North Slope (ANS)) til stærkt nedsatte priser. En "pseudo" Alaskan North Slope -erstatning kan f.eks. oprettes med en blanding af 55% Bakken og 45% Western Canadian Select til en pris, der muligvis er langt mindre end markedsprisen på ANS. " De hævder, at der er økonomiske muligheder for raffinaderier, der er i stand til at blande, levere og forfine "strandede" billigere råblandinger, som Western Canadian Select (WCS). I modsætning til den lette, søde olie produceret "fra nye skifrespil i North Dakota ( Bakken ) og Texas ( Eagle Ford ) samt en genopblomstring af boring i ældre, eksisterende felter, såsom det permiske bassin ", oliesand i Alberta er "overvældende tung".

Virkning af Bakken tæt olie på WCS

Den CIBC rapporterede, at olieindustrien fortsatte med at producere enorme mængder af olie på trods af en stagnerende råolie markedet. Alene olieproduktionen fra Bakken -formationen alene blev forudsagt i 2012 at vokse med 600.000 tønder hvert år frem til 2016. I 2012 steg også canadisk stram olie- og oliesandproduktion.

I slutningen af ​​2014, da efterspørgslen efter det globale olieforbrug fortsat faldt, voksede den bemærkelsesværdigt hurtige olieproduktion i 'let, stram' olieproduktion i North Dakota Bakken , Permian og Eagle Ford Basins i Texas, mens den økonomiske vækst foryngedes i "USA's raffinering, petrokemiske og tilhørende transportindustrier, jernbane og rørledninger", [det også] "destabiliserede internationale oliemarkeder".

Siden 2000 har den bredere anvendelse af olieudvindingsteknologier såsom hydraulisk brud og vandret boring forårsaget et produktionsboom i Bakken -formationen, der ligger under den nordvestlige del af North Dakota . WCS og Bakken konkurrerer om rørledninger og jernbanerum. Ved udgangen af ​​2010 havde olieproduktionshastighederne nået 458.000 tønder (72.800 m ³ ) om dagen, hvilket oversteg rørledningskapaciteten til at sende olie ud af Bakken. Denne olie konkurrerer med WCS om adgang til transport via rørledning og jernbane. Bakken -produktionen er også steget i Canada, om end i mindre grad end i USA, siden opdagelsen af ​​Viewfield Oil Field i Saskatchewan i 2004. De samme teknikker til vandret boring og massiv hydraulisk brud i flere trin anvendes. I december 2012 producerede 2.357 Bakken -brønde i Saskatchewan et rekordhøjt niveau på 71.000 tønder om dagen (11.000 m ³ /d). Bakken Formation producerer også i Manitoba, men udbyttet er lille, i gennemsnit mindre end 2.000 tønder om dagen (300 m ³ /d) i 2012.

"Godt 21% af North Dakotas samlede bruttonationalprodukt (BNP) på 2013 på 49,77 milliarder dollar stammer fra naturressourcer og minedrift."

"Staten opkræver en produktionsafgift på 5% af bruttoværdien ved brøndhovedet af al olie, der produceres i staten, med nogle undtagelser. Staten opkræver også en olieudvinding (punktafgift) på produceret olie. I 2012 opkrævede staten 1,68 mia. i olieindtægter, en stigning på 71,4% i forhold til dets samlinger i 2011. Olieskatter udgør 42,3% af statens samlede nettoindtægter, næsten fire gange den individuelle indkomstskat og mere end otte gange indtægterne fra selskabsskatter. Statens 5% olieproduktion skatten er delt mellem stat og amtsregeringer. Statskassereren tager 20%, som den derefter tildeler byer og til et konsekvensbevillingsprogram. De resterende 80% er delt mellem staten og amtsregeringer i henhold til en mandatformel. "

-  Auskick 2014

"Staten oprettede en arvefond i 2010 - svarende til en suveræn formuefond i fremmede nationer - for at salte væk nogle af statens indtægter fra olie- og gasproduktion. Ved lov, 30% af statens olie- og gasafgifter (efter nogle mandaterede distributioner) er deponeret i den gamle fond. Dette har resulteret i opkrævninger af olie- og gasafgifter på $ 446,3 millioner for regnskabsåret 2012, $ 824,7 millioner for regnskabsåret 2013 og $ 926,6 millioner for regnskabsåret 2014. "

-  Auskick 2014

Royalties

Royaltypriser i Alberta er baseret på prisen på WTI. Denne royalty sats anvendes på et projekts nettoomsætning, hvis projektet har nået udbetaling eller bruttoindtægt, hvis projektet endnu ikke har nået udbetaling. Et projekts omsætning er en direkte funktion af den pris, det er i stand til at sælge sin råolie til. Da WCS er et benchmark for oliesandolier, diskonteres indtægterne i oliesanden, når prisen på WCS diskonteres. Disse prisrabatter går igennem til royaltybetalinger.

Provinsen Alberta modtager en del af fordelene ved udviklingen af ​​energiressourcer i form af royalties, der delvis finansierer programmer som sundhed, uddannelse og infrastruktur.

I 2006/07 var indtægterne for oliesand royaltys $ 2.411 mia. I 2007/08 steg den til $ 2.913 milliarder, og den fortsatte med at stige i 2008/09 til $ 2.973 milliarder. Efter det reviderede Alberta Royalty -regime faldt det i 2009/10 til $ 1.008 mia. I det år faldt Albertas samlede ressourceindtægter "under 7 milliarder dollars ... da verdensøkonomien var i recessionens greb".

I februar 2012 forventede provinsen Alberta "13,4 milliarder dollars i omsætning fra ikke-vedvarende ressourcer i 2013-14". I januar 2013 forventede provinsen kun 7,4 milliarder dollar. "30 procent af Albertas budget på cirka 40 milliarder dollar finansieres via olie- og gasindtægter. Bitumen-royalties repræsenterer omkring halvdelen af ​​det samlede beløb." I 2009/10 udgjorde royalties fra oliesanden $ 1.008 mia. (Budget 2009 citeret i Energy Alberta 2009).

For at fremskynde udviklingen af ​​oliesandene har de føderale og provinsielle regeringer mere afstemt beskatningen af ​​oliesandet med anden overflademining, hvilket resulterer i "opkrævning af en procent af et projekts bruttoindtægter, indtil projektets investeringsomkostninger er betalt fuldt ud kl. hvilke punktsatser steg til 25 procent af nettoomsætningen. Disse politiske ændringer og højere oliepriser efter 2003 havde den ønskede effekt af at accelerere udviklingen af ​​oliesandindustrien. " Et revideret Alberta Royalty Regime blev implementeret den 1. januar 2009. Herved betaler hvert oliesandprojekt en bruttoomsætningsgrad på 1% (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011: 30). Oil and Gas Fiscal Regimes 2011 opsummerer petroleumsskattesystemerne for de vestlige provinser og territorier. Olie- og gasskatteregimerne beskrev, hvordan royaltybetalinger blev beregnet:

"Efter at et royaltyprojekt for oliesand når udbetalingen, er royalties, der skal betales til kronen, lig med det største af: (a) royaltys bruttoomsætning (1% - 9%) for perioden og (b) royaltyprocenten (25 % - 40%) af nettoomsætningen for perioden. Fra 1. januar 2009 indekseres royaltyprocenten af ​​nettoomsætningen også til den canadiske dollarkurs på WTI. Det er 25%, når WTI -prisen er mindre end eller lig med $ 55/ bbl, stiger lineært til maksimalt 40%, når prisen når $ 120/bbl. Til royaltyformål er nettoomsætningen lig med projektindtægter minus tilladte omkostninger. "

-  Skatteordninger for olie og gas

Når prisen på olie pr. Tønde er mindre end eller lig med $ 55/bbl indekseret mod West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011: 30) (Indekseret til den canadiske dollar pris på West Texas Intermediate (WTI) (Oil og gasskatteregimer 2011: 30) til maksimalt 9%). Når prisen på olie pr. Tønde er mindre end eller lig med $ 120/ bbl indekseret mod West Texas Intermediate (WTI) "udbetaling".

Udbetaling refererer til "første gang, når udvikleren har tilbagebetalt alle de tilladte omkostninger ved projektet, inklusive en godtgørelse for disse omkostninger svarende til Canadas regering langsigtede obligationsrente [" LTBR "].

For at tilskynde til vækst og velstand og på grund af de ekstremt høje omkostninger ved efterforskning, forskning og udvikling betaler oliesand og minedrift ikke andre selskabsskatter, føderale, provinsielle skatter eller offentlige royalties end personlige indkomstskatter, da virksomheder ofte forbliver i en tabsposition til skat og royalty i mange år. At definere en tabsposition bliver mere og mere kompleks, når vertikalt integrerede multinationale energiselskaber er involveret. Suncor hævder, at deres realiserede tab var legitime, og at Canada Revenue Agency (CRA) uretmæssigt hævder "1,2 milliarder dollars" i skat, hvilket bringer deres virksomhed i fare.

Fra 2009 til 2015 repræsenterede royalties af oliesand den største bidragyder til provinsens royaltyindtægter og bidrog med cirka 10% af alle Alberta -indtægter. I 2014-2015 var oliesandsomsætningen over $ 5 milliarder og repræsenterede over 10% af Albertas $ 48,5 driftsomkostninger. I december 2015 var de eneste indtægtskilder, der bidrog mere, personlig indkomstskat på 23%, føderale overførsler med 13%og selskabsskat med 11%.

I 2019 blev 1,1 milliarder tønder olie ekstraheret fra Albertas oliesand.

Oil Sands Royalty -priser

"Bitumen Valuation Methodology (BVM) er en metode til for royaltyformål at bestemme en værdi for bitumen produceret i oliesandprojekter og enten opgraderet på stedet eller solgt eller overført til datterselskaber. BVM sikrer, at Alberta modtager markedsværdi for sin bitumenproduktion, taget i kontanter eller bitumen royalty-in-kind, via royaltyformlen. Western Canadian Select (WCS), en kvalitet eller blanding af Alberta bitumen, fortyndingsmidler (et produkt som f.eks. naphtha eller kondensat, der tilsættes for at øge oliens evne at strømme gennem en rørledning) og konventionelle tunge olier, udviklet af Alberta -producenter og opbevaret og værdsat på Hardisty, blev AB fast besluttet på at være den bedste reference -råpris i udviklingen af ​​en BVM. "

Pris WTI C $/bbl	Royalty-rate før udbetaling af bruttoindtægter	Efterbetal royaltiesats på nettoomsætning
Under C $ 55	1,00%	25,00%
C $ 60	1,62%	26,15%
C $ 75	3,46%	29,62%
C $ 100	6,54%	35,38%
Over C $ 120	9,00%	40,00%

Bitumen boble

I januar 2013 brugte daværende premierminister i Alberta , Alison Redford , udtrykket "bitumenboble" til at forklare virkningen af ​​et dramatisk og uventet fald i mængden af ​​skatter og indtægter fra oliesand forbundet med den dybe diskonteringspris i Western Canadian Select mod WTI og Maya -råolie, ville resultere i dybe nedskæringer i provinsbudgettet 2013. I 2012 steg oliepriserne og faldt hele året. Premier Redford beskrev "bitumenboblen" som forskellen eller "spredningen mellem de forskellige priser og den lavere pris for Albertas Western Canadian Select (WCS)". Alene i 2013 resulterede "bitumenboblen" -effekten i et tab på omkring seks milliarder dollars i provinsindtægter.

Se også

• Petroleumsklassificering
• Liste over råolieprodukter
• Canadisk Center for Energiinformation
• Petroleumsindustriens historie i Canada (oliesand og tung olie)
• Synkroniser
• Suncor
• CNRL

Noter

Citater

Referencer

eksterne links