Aperçu du marché : Le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain atténue les contraintes pipelinières et accroît les exportations vers les marchés d’outremer

Date de diffusion : 2025-09-03

Entré en service en mai 2024, le projet d’agrandissement du réseau de Trans Mountain a presque triplé la capacité du réseau de la société, la faisant passer à 890 milliers de barils par jour (« kb/j »). Il en a résulté une augmentation de la capacité totale des pipelines de l’Ouest canadien pour l’exportation de pétrole brut de 13 % et la capacité d’exportation à partir d’un port de mer de l’Ouest canadien d’environ 700 %^{Note de bas de page 1}. Depuis le premier mois de mise en service, le réseau agrandi de Trans Mountain a connu une utilisation moyenne de 82 %. De façon plus générale, les contraintes ont diminué sur l’ensemble des plus grands pipelines d’exportation du Canada au cours de cette période, sans compter que les prix du pétrole brut canadien se sont améliorés par rapport aux prix de référence internationaux.

Figure 1 – Débit mensuel et capacité disponible, réseau de Trans Mountain

Utilisation du réseau de Trans Mountain depuis l’entrée en service du projet

Le réseau de Trans Mountain a été rempli à plus de 75 % chaque mois depuis l’entrée en service du projet, à l’exception de la période d’intensification en mai 2024^{Note de bas de page 2}. De juin 2024 à juin 2025^{Note de bas de page 3}, l’utilisation moyenne du réseau de Trans Mountain a été de 82 %, oscillant entre un plancher de 76 % en décembre 2024 et un plafond de 89 % en mars 2025.

Depuis l’entrée en service du projet, environ 80 % de la capacité du réseau de Trans Mountain (707,5 kb/j) est réservée aux expéditeurs du service souscrit ayant des contrats d’engagement d’achat ferme à long terme et la capacité restante (environ 182,5 kb/j) est mise mensuellement à la disposition des expéditeurs du service non souscrit (envois ponctuels). De juin 2024 à juin 2025, la capacité souscrite a été utilisée au maximum chaque mois, à 99 % en moyenne.

Comparativement aux niveaux avant l’entrée en service du projet, le point de livraison Westridge^{Note de bas de page 4} – au terminal maritime de Trans Mountain situé dans le port de Vancouver – a connu la plus forte augmentation des débits, attribuable principalement aux exportations de pétrole lourd (et à certaines exportations de pétrole léger) (figure 1). Ces volumes sont exportés par navire vers la côte Ouest des États-Unis et l’Asie. En moyenne, 23 navires ont quitté le terminal maritime Westridge chaque mois entre juin 2024 et juillet 2025^{Note de bas de page 5}. Depuis l’entrée en service du projet, les exportations de pétrole brut canadien vers d’autres pays que les États-Unis ont plus que triplé^{Note de bas de page 6}.

Le pétrole brut léger et les produits pétroliers raffinés continuent d’être acheminés au point de livraison Burnaby pour desservir la raffinerie Burnaby de Parkland^{Note de bas de page 7}, le terminal de produits Burrard de Suncor et les environs. De plus, le point de livraison Sumas, qui se raccorde au pipeline Puget Sound en aval pour les livraisons de pétrole brut aux raffineries de l’État de Washington, a continué de fonctionner à pleine capacité.

Par le passé, le pipeline Trans Mountain transportait surtout du pétrole léger. Depuis l’entrée en service du projet, les volumes de pétrole lourd ont toutefois augmenté de façon à correspondre plus ou moins aux volumes de pétrole léger.

Réduction des contraintes de capacité des pipelines d’exportation

Dans les mois qui ont précédé l’achèvement du projet, tous les grands oléoducs de l’Ouest canadien fonctionnaient à pleine capacité ou presque, tandis que la production de pétrole canadien atteignait des niveaux record. Les demandes (ou commandes) des expéditeurs pour l’utilisation de pipelines d’exportation ont dépassé considérablement la capacité, ce qui a entraîné une forte augmentation de la répartition sur les plus grands oléoducs de l’Ouest canadien (Trans Mountain, réseau principal d’Enbridge et Keystone) à la fin de 2023 et au début de 2024.^{Note de bas de page 8}

Depuis l’entrée en service du projet, la production de pétrole canadien a atteint de nouveaux sommets et il n’y a pas eu de répartition sur le réseau de Trans Mountain. Pour ce qui est du réseau principal d’Enbridge et du pipeline Keystone, la répartition a beaucoup diminué alors qu’ils ont continué d’être exploités à leur pleine capacité ou presque. Dans l’ensemble, la capacité des pipelines de l’Ouest canadien pour l’exportation de pétrole continue d’être fortement utilisée (figure 2). De plus, depuis l’entrée en service du projet, les exportations de pétrole brut canadien par chemin de fer^{Note de bas de page 9} ont chuté à des niveaux annuels moyens jamais vus depuis plus d’une décennie^{Note de bas de page 10}.

Figure 2 – Volumes de pétrole brut transportés à partir de l’Ouest canadien par rapport à la capacité pipelinière disponible

Réduction de l’écart de prix entre le WCS et le WTI après l’entrée en service du projet

Dans les mois qui ont précédé l’entrée en service du projet, l’écart de prix entre le Western Canadian Select (« WCS ») et le West Texas Intermediate (« WTI ») s’est creusé pour atteindre en moyenne 18,70 $ US le baril de septembre 2023 à avril 2024^{Note de bas de page 11}. Après l’entrée en service du projet, la capacité pipelinière totale n’étant plus limitée à l’extérieur de l’Ouest canadien, l’écart s’est rétréci pour atteindre en moyenne 12 $ US le baril de juin 2024 à juillet 2025.

Cela signifie que la valeur du pétrole de l’Ouest canadien a été plus élevée que si l’écart était demeuré plus grand, comme c’était le cas pendant la période antérieure à l’agrandissement du réseau. Un écart de 12 $ US le baril correspond davantage aux niveaux historiques observés pendant les périodes où les marchés n’étaient pas aux prises avec une capacité pipelinière limitée.

Figure 3 – Écart de prix mensuel moyen entre le WTI et le WCS

Date de modification :

2025-09-03