((Traduction automatisée par Reuters, veuillez consulter la clause de non-responsabilité https://bit.ly/rtrsauto)) par Nicole Jao
L'extension de l'oléoduc canadien Trans Mountain (TMX), dont l'exploitation commerciale a débuté en mai, n'a eu jusqu'à présent que peu d'impact sur les coûts du brut dans les raffineries de la côte ouest des États-Unis, selon les entreprises qui y opèrent.
L'extension, qui a triplé la capacité de l'oléoduc entre l'Alberta et la côte pacifique du Canada pour atteindre 890 000 barils par jour (bpd), a amélioré l'accès au pétrole brut lourd canadien pour les raffineurs de la côte ouest et a ouvert une nouvelle route vers l'Asie.
Les raffineurs de la côte ouest des États-Unis,qui importent principalement du brut par bateau, devraient figurer parmi les principaux débouchés des barils canadiens.
Cependant, au cours des trois premiers mois d'exploitation de TMX, la plupart des barils ont été exportés vers les marchés asiatiques, a déclaré Brian Mandell, vice-président exécutif du marketing et du commerce de Phillips 66 PSX.N .
"Environ deux tiers des barils TMX supplémentaires ont été exportés vers l'Asie, ce qui nous a quelque peu surpris", a déclaré M. Mandell lors d'une conférence téléphonique avec des investisseurs le mois dernier.
Le raffineur basé à Houston a déclaré en avril que l'accès à des barils lourds moins coûteux en provenance du Canada contribuerait à accroître les bénéfices de ses activités de raffinage sur la côte ouest, en Californie et dans l'État de Washington.
Les raffineurs indépendants sont confrontés à une demande de carburant plus faible que prévu, qui a réduit les marges au deuxième trimestre.
Les marges réalisées par Phillips 66 sont tombées à 10,01 dollars par baril, contre 15,32 dollars un an plus tôt. Les marges de raffinage de Marathon Petroleum MPC.N pour le deuxième trimestre se sont élevées à 17,37 dollars par baril, contre 22,10 dollars par baril il y a un an. Valero Energy
VLO.N a déclaré que ses marges de raffinage étaient inférieures de près de 28 % à celles de l'année dernière.
Étant donné que l'expédition de barils vers l'Asie est logistiquement plus compliquée et plus coûteuse que le marché américain facilement accessible, de nombreux investisseurs pensaient que la majorité du brut TMX se dirigerait d'abord vers la côte ouest, a déclaré Paul Cheng, analyste à la Banque Scotia, lors d'une interview.
"Mais il s'est avéré que ce n'est pas ce qui s'est passé", a-t-il ajouté.
L'hypothèse était que le nouveau flux de pétrole brut remplacerait le pétrole lourd importé sur la côte ouest depuis l'Amérique latine ou le Moyen-Orient et permettrait aux raffineries de la côte ouest d'économiser sur les frais de transport, a noté M. Cheng.
De nombreux analystes avaient prévu que l'écart entre le pétrole brut Western Canada Select (WCS) et le pétrole brut américain se réduirait progressivement en raison de la capacité d'exportation supplémentaire offerte par TMX. Mais la capacité d'oléoduc supplémentaire n'a pas réussi à faire monter les prix du brut canadien au cours des trois premiers mois.
La raffinerie Marathon de Los Angeles, la plus grande de la côte ouest avec une capacité de 365 000 bpj, serait l'une des principales destinations des qualités de brut lourd acide de TMX.
D'autres installations de la côte ouest, notamment la raffinerie Valero de Benicia et la raffinerie Chevron CVX d'El Segundo, acceptent également le brut TMX.
La capacité de la côte ouest des États-Unis est d'environ 2,5 millions de bpj, selon l'Energy Information Administration (EIA).
ET SOUS PRESSION
Les raffineurs pourraient commencer à voir les coûts du brut baisser dans les mois à venir, car les barils lourds canadiens supplémentaires sont en concurrence avec le North Slope de l'Alaska (ANS) et d'autres bruts largement utilisés par les raffineurs de la côte ouest, ont déclaré les dirigeants.
"Ce qui a changé, et qui est important et utile pour nous, c'est que l'arrivée de ces barils canadiens supplémentaires sur le marché a exercé une pression sur les barils ANS", a déclaré Rick Hessling, directeur commercial de Marathon.
Les prix moyens de l'ANS sont tombés à 85 dollars le baril, contre environ 90 dollars en avril, selon les données de General Index.
La baisse des prix de l'ANS devrait commencer à réduire les coûts du brut pour les raffineurs de la côte ouest, a déclaré Gary Simmons, directeur de l'exploitation chez Valero.
L'ANS et d'autres bruts continueront d'être utilisés dans les raffineries de la côte ouest, car les raffineurs sont encore en train de vérifier si l'utilisation du brut lourd et corrosif canadien entraînera des problèmes ou des inefficacités dans leurs systèmes de raffinage à l'avenir.
"Au fil du temps, lorsque vous testerez cette qualité, vous verrez quel type de pétrole naturel vous devez utiliser pour mélanger (avec le brut lourd canadien) afin d'obtenir le meilleur rendement dans votre configuration", a déclaré M. Cheng de la Banque Scotia. "Ce processus prendra des mois
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