ÉvénementAction
Enbridge prend sa décision finale d'investissement sur la phase 1 de l'optimisation du réseau principal (+150 000 b/j) et un agrandissement de Flanagan South (+100 000 b/j), 1,4 milliard de dollars américains
La capacité est attendue en 2027 et acheminera du pétrole lourd canadien vers les raffineurs du Midwest et de la côte du golfe du Mexique aux États-Unis. L'agrandissement de Flanagan South (trajet complet d'Edmonton à Houston) est garanti par des contrats à long terme de type « livrer ou payer », et la plupart des expéditeurs actuels de Flanagan South ont prolongé leurs contrats sur le trajet complet jusqu'à la prochaine décennie (Enbridge). Enbridge n'a pas nommé les expéditeurs : il s'agit de contrats de transport par pipeline, et non de contrats de vente de pétrole à des acheteurs américains. L'ajout de Flanagan South se situe en aval du réseau principal : la nouvelle capacité de sortie du Canada est donc de 150 000 b/j (EnergyNow).
- Date
- Type
- Décision d’investissement
- Lieu
- Canada
- Niveau de preuve
- Action : Quelque chose a été fait : une loi mise en vigueur, un droit de douane imposé, de l’argent engagé. Comment la preuve est pesée
- Acteurs
- Enbridge (a agi)
Sources
- Enbridge, « Enbridge Adding Canadian Egress to Key U.S. Refining Markets, Enhancing North American Energy Security » (site externe), . fiche de la source
- Pipeline & Gas Journal, « Enbridge approves $1.4 billion Mainline expansion to boost Canadian oil flows to US refiners » (site externe), . fiche de la source
- EnergyNow, « Canada's next oil export wave: a project-by-project look at nearly three million barrels a day of potential pipeline capacity » (site externe), . fiche de la source
Projets
Affirmations qui reposent sur cet événement
- Sur la trajectoire actuelle, voulue ou non, les deux pays gagnent à la vague de construction de ressources du Canada. Les États-Unis obtiennent plus d'approvisionnement, et la nouvelle capacité vers le sud arrive en premier, à partir de 2027. Le Canada obtient une base de ressources plus large et la capacité de vendre ailleurs, ce qui déplace le rapport de force en sa faveur.
Capacité pétrolière ferme vers le sud, en service en 2027 : le volet américain du gain.
- Nous évaluons à environ 85 % la probabilité de « plus vite, et davantage de volume parvient aux États-Unis » (O2 ou plus), le chiffre du modèle de volumes du journal, qui compte le pétrole, le gaz, l'électricité, l'uranium, la potasse et les métaux : environ 89 % si le Canada obtient une exemption complète sur l'aluminium, environ 76 % si le tarif de 50 % sur l'aluminium se maintient. La vérification se fait en 2034, par rapport à 2024, et ne compte que si la valeur annuelle qui parvient aux États-Unis, à prix fixes, dépasse celle de 2024 de plus d'environ 4 milliards de dollars américains, soit environ 3 % du total de cette année-là, pour que les variations ordinaires d'une année à l'autre ne comptent pas; l'électricité est comparée pour une hydraulicité normale les deux années. Le volume vers le sud est déjà en grande partie engagé : un agrandissement d'oléoduc ayant fait l'objet d'une décision finale d'investissement et de nouvelles mines d'uranium.
Le seul ajout pétrolier vers le sud ayant fait l'objet d'une décision finale d'investissement que nous avons trouvé (+0,15 million de barils par jour).
- La nouvelle capacité d'oléoduc prévue vers les États-Unis totalise environ 730 000 barils par jour. Seuls 150 000 (la phase 1 du réseau principal d'Enbridge, prévue pour 2027) ont fait l'objet d'une décision finale d'investissement. L'essentiel du reste est le Prairie Connector de South Bow (environ 550 000 par jour, dont 465 000 sous contrats d'expédition de 20 ans, décision visée pour le milieu de 2027, mise en service vers 2029). Enbridge a reporté sa phase 2 (250 000 de plus par jour) le 31 juillet 2026, faute d'engagement des producteurs.
Les 0,15 million de barils par jour qui sont fermes.
- Les contrats pétroliers à long terme sont des engagements d'expédition par pipeline que les producteurs canadiens paient, qu'ils utilisent ou non la capacité réservée, et non des contrats de vente avec des acheteurs américains. Seule la phase 1 du réseau principal d'Enbridge a fait l'objet d'une décision finale d'investissement; le Prairie Connector de South Bow a des engagements d'expéditeurs sur 20 ans, mais pas encore de décision, et les producteurs n'ont pas voulu s'engager envers la phase 2 d'Enbridge.
Contrats de transport de type « prendre ou payer », expéditeurs non divulgués.
- Ce que la vague de construction coûte aux États-Unis, c'est du levier, pas de l'approvisionnement. Le levier américain reposait sur le fait que le Canada avait peu d'autres acheteurs : en 2025, environ 90 % des exportations canadiennes de brut, en volume, allaient aux États-Unis, la côte représentait 12,5 % de la capacité des oléoducs d'exportation, et les exportations de GNL commençaient à peine. La perte vient tard : la nouvelle capacité pétrolière destinée aux États-Unis arrive en premier (2027-2029), alors que l'essentiel de la capacité de vendre ailleurs arrive vers 2034.
Les ajouts vers le sud arrivent en premier.
- La vague de construction n'a de sens que si ceux qui bâtissent s'attendent à conserver l'accès au marché américain : la disposition de C-39 sur la concurrence ferroviaire dans les Prairies ne prend effet que « lorsqu'il existe une relation commerciale fiable avec les États-Unis », et la nouvelle capacité pétrolière ferme va vers le sud.
La capacité ferme va vers le sud.
- La production est répartie entre les projets qui n'ont pas besoin des nouvelles lois d'accélération et ceux qui en dépendent. Seul le second groupe peut dire quelque chose de l'effet des tarifs, et aucun des deux ne dit rien de l'intention de Washington.
Un projet qui n'a besoin d'aucune loi d'accélération, décidé pendant la période des tarifs.
- Sur la trajectoire actuelle, voulue ou non, la vague de construction du Canada dans les ressources profite aux deux pays; la guerre commerciale, non. Les États-Unis obtiennent plus d'approvisionnement, et la nouvelle capacité vers le sud arrive en premier, dès 2027 : ils obtiennent plus d'approvisionnement dans tous les cas; en revenus, la vague de construction leur rapporte un peu, mais la guerre commerciale leur coûte davantage, si bien qu'ils ne s'en sortent gagnants en 2034 que si presque tous les dommages causés par les tarifs actuels ont disparu. Le Canada obtient une base de ressources plus large et la capacité de vendre ailleurs, ce qui déplace le rapport de force en sa faveur. D'ici 2034, le Canada s'en sort gagnant, sauf si la plupart des tarifs actuels sont encore en place; mais la décennie, prise dans son ensemble, le laisse perdant, et plus les tarifs durent, moins il en récupère.
Capacité pétrolière ferme vers le sud, en service en 2027 : le volet américain du gain.
Ce qu’il indique sur le résultat
| Explication | Concordance | Pourquoi |
|---|---|---|
| O0 Pas d'accélération notable | Contredit faible | Une décision d'investissement de 1,4 G$ US ajoutant 150 000 b/j de capacité d'exportation après le début de la pression cadre mal avec l'absence d'accélération, bien qu'il s'agisse d'une optimisation d'un réseau existant. |
| O1 Plus vite, mais la production supplémentaire va surtout ailleurs | Contredit modéré | Une nouvelle capacité acheminant le pétrole lourd canadien vers les raffineries du Midwest et du golfe du Mexique serait surprenante si les volumes destinés aux États-Unis devaient stagner ou baisser. |
| O2 Plus vite, et davantage de volume parvient aux États-Unis (ce niveau ou plus) | Concorde modéré | Une expansion approuvée, appuyée par des contrats ferme-ou-payable, pour livrer davantage de brut canadien aux raffineries américaines correspond à ce que prévoit cette lecture. |
| O3 Conditions préférentielles verrouillées pour les États-Unis | Neutre faible | Concorde avec le volet volume, mais les contrats sont des contrats de transport par pipeline, et non des conditions préférentielles pour des acheteurs américains. |