Нефтяная промышленность Канады: Обзор и перспективы

Введение

Нефтедобыча в Канаде является крупной отраслью, имеющей важное значение для экономики Северной Америки в целом. Канада располагает третьими по величине запасами нефти в мире и является четвертым по величине производителем и экспортером нефти в мире. В 2019 году в Канаде было добыто в среднем 5,6 миллиона баррелей сырой нефти и эквивалента в сутки. Из этого объема 64% приходилось на нетрадиционные нефтяные пески, а остальное – на легкую сырую нефть, тяжелую сырую нефть и газовый конденсат. Канада является крупнейшим поставщиком нефти в Соединенные Штаты, обеспечивая 43% импорта сырой нефти США в 2015 году. Нефтяную промышленность Канады также называют "Канадским нефтяным регионом" ("Canadian Oil Patch"); этот термин в основном относится к операциям upstream (разведке и добыче нефти и газа) и в меньшей степени к операциям downstream (переработке, распределению и продаже нефтепродуктов). В 2005 году в Канаде было пробурено почти 25 000 новых нефтяных скважин. Ежедневно только в провинции Альберта бурится более 100 новых скважин. Несмотря на то, что Канада является одним из крупнейших производителей и экспортеров нефти в мире, она также импортирует значительные объемы нефти в свои восточные провинции, поскольку сеть нефтепроводов не охватывает всю страну, а многие нефтеперерабатывающие заводы не могут перерабатывать нефть, добываемую на канадских месторождениях. В 2017 году Канада импортировала 405 700 баррелей в сутки и экспортировала 1 115 000 баррелей в сутки нефтепродуктов.

История

Канадская нефтяная промышленность развивалась параллельно с промышленностью Соединенных Штатов. Первая нефтяная скважина в Канаде была вырыта вручную (а не пробурена) в 1858 году Джеймсом Миллером Уильямсом возле его асфальтового завода в Оил-Спрингс, Онтарио. На глубине он обнаружил нефть, за год до того, как "полковник" Эдвин Дрейк пробурил первую нефтяную скважину в Соединенных Штатах. Уильямс позже основал "Канадскую нефтяную компанию", которая стала первой в мире интегрированной нефтяной компанией. Добыча нефти в Онтарио быстро расширилась, и практически каждый крупный производитель стал собственным переработчиком. К 1864 году в Оил-Спрингс работали 20 нефтеперерабатывающих заводов, а в Петролии (Онтарио) – семь. Однако статус Онтарио как важного производителя нефти не продлился долго. К 1880 году Канада стала нетто-импортером нефти из Соединенных Штатов. Уникальная география, геология, ресурсы и модели расселения Канады были ключевыми факторами в ее истории. Развитие нефтяного сектора помогает понять, как они сделали страну отличной от Соединенных Штатов. В отличие от Соединенных Штатов, где есть несколько крупных нефтедобывающих регионов, подавляющее большинство нефтяных ресурсов Канады сосредоточено в огромном Западно-канадском осадочном бассейне (WCSB) – одном из крупнейших нефтесодержащих образований в мире. Он расположен под Западной Канадой, охватывая большую часть или часть четырех западных провинций и одну северную территорию. Состоящий из массивного клина осадочных пород толщиной до метров, простирающегося от Скалистых гор на западе до Канадского щита на востоке, он находится далеко от портов восточного и западного побережья Канады, а также от ее исторических промышленных центров и от промышленных центров США. Из-за географической изоляции этот район был заселен относительно поздно в истории Канады, а его истинный ресурсный потенциал был обнаружен только после Второй мировой войны. В результате Канада строила свои основные производственные центры вблизи исторических источников гидроэлектроэнергии в Онтарио и Квебеке, а не рядом со своими нефтяными ресурсами в Альберте и Саскачеване. Не зная о своем потенциале, Канада начала импортировать большую часть нефти из других стран по мере развития в современную промышленную экономику. Провинция Альберта находится в центре WCSB, и это образование лежит в основе большей части провинции. Потенциал Альберты как нефтедобывающей провинции долгое время оставался нераспознанным, поскольку ее геология сильно отличалась от геологии американских нефтедобывающих регионов. Первая нефтяная скважина в западной Канаде была пробурена в южной Альберте в 1902 году, но не давала длительной добычи и вводила геологов в заблуждение относительно истинной природы геологии Альберты. Нефтяное месторождение в долине Тернер было открыто в 1914 году и некоторое время было крупнейшим нефтяным месторождением в Британской империи, но снова вводило геологов в заблуждение относительно геологии Альберты. В Тернер-Вэлли ошибки нефтяных компаний привели к миллиардным долларам ущерба месторождению из-за факельного сжигания газа, которое не только сжигало газ на миллиарды долларов без немедленного рынка, но и разрушало газовый фактор давления, обеспечивавший добычу нефти. Факелы в Тернер-Вэлли были видны в небе от Калгари, в километрах. В результате столь заметных потерь правительство Альберты начало энергичные политические и юридические атаки на канадское правительство и нефтяные компании, которые продолжались до 1938 года, когда провинция создала Совет по сохранению нефти и природного газа Альберты и ввела строгое законодательство о сохранении. Статус Канады как импортера нефти из США внезапно изменился в 1947 году, когда скважина Leduc No. 1 была пробурена недалеко к югу от Эдмонтона. Геологи поняли, что они совершенно неправильно поняли геологию Альберты, и высокопродуктивное нефтяное месторождение Leduc, которое с тех пор добыло более миллионов баррелей нефти, не было уникальным образованием. Под Альбертой были сотни других девонских рифовых образований, многие из которых были заполнены нефтью. На поверхности не было никаких признаков их присутствия, поэтому их пришлось искать с помощью отраженной сейсморазведки. Основной проблемой для нефтяных компаний стало то, как продать всю добытую нефть, а не покупать нефть для своих нефтеперерабатывающих заводов. Были построены нефтепроводы из Альберты через Средний Запад США в Онтарио и на западное побережье Британской Колумбии. Экспорт в США резко возрос. Большинство нефтяных компаний, занимавшихся разведкой нефти в Альберте, имели американское происхождение, и в 1973 году, в пик, более 78 процентов канадского производства нефти и газа находилось в иностранной собственности, а более 90 процентов компаний, занимающихся производством нефти и газа, находились под иностранным контролем, в основном американским. Эта иностранная собственность привела к созданию Национальной энергетической программы при правительстве Трудо.

The Canadian petroleum industry developed in parallel with that of the United States. The first oil well in Canada was dug by hand (rather than drilled) in 1858 by James Miller Williams near his asphalt plant at Oil Springs, Ontario. At a depth of he struck oil, one year before "Colonel" Edwin Drake drilled the first oil well in the United States. Williams later went on to found "The Canadian Oil Company" which qualified as the world’s first integrated oil company. Petroleum production in Ontario expanded rapidly, and practically every significant producer became his own refiner. By 1864, 20 refineries were operating in Oil Springs and seven in Petrolia, Ontario. However, Ontario's status as an important oil producer did not last long. By 1880 Canada was a net importer of oil from the United States. Canada's unique geography, geology, resources and patterns of settlement have been key factors in the history of Canada. The development of the petroleum sector helps illustrate how they have helped make the nation quite distinct from the United States. Unlike the United States, which has a number of different major oil producing regions, the vast majority of Canada's petroleum resources are concentrated in the enormous Western Canadian Sedimentary Basin (WCSB), one of the largest petroleum containing formations in the world. It underlies of Western Canada including most or part of four western provinces and one northern territory. Consisting of a massive wedge of sedimentary rock up to thick extending from the Rocky Mountains in the west to the Canadian Shield in the east, it is far distant from Canada's east and west coast ports as well as its historical industrial centres. It is also far from American industrial centres. Because of its geographic isolation, the area was settled relatively late in the history of Canada, and its true resource potential was not discovered until after World War II. As a result, Canada built its major manufacturing centres near its historic hydroelectric power sources in Ontario and Quebec, rather than its petroleum resources in Alberta and Saskatchewan. Not knowing about its own potential, Canada began to import the vast majority of its petroleum from other countries as it developed into a modern industrial economy. The province of Alberta lies at the centre of the WCSB and the formation underlies most of the province. The potential of Alberta as an oil producing province long went unrecognized because it was geologically quite different from American oil producing regions. The first oil well in western Canada was drilled in southern Alberta in 1902, but did not produce for long and served to mislead geologists about the true nature of Alberta's subsurface geology. The Turner Valley oil field was discovered in 1914, and for a time was the biggest oil field in the British Empire, but again it misled geologists about the nature of Alberta's geology. In Turner Valley, the mistakes oil companies made led to billions of dollars in damage to the oil field by gas flaring which not only burned billions of dollars worth of gas with no immediate market, but destroyed the field's gas drive that enabled the oil to be produced. The gas flares in Turner Valley were visible in the sky from Calgary, away. As a result of the highly visible wastage, the Alberta government launched vigorous political and legal attacks on the Canadian Government and the oil companies that continued until 1938 when the province set up the Alberta Petroleum and Natural Gas Conservation Board and imposed strict conservation legislation. The status of Canada as an oil importer from the US suddenly changed in 1947 when the Leduc No. 1 well was drilled a short distance south of Edmonton. Geologists realized that they had completely misunderstood the geology of Alberta, and the highly prolific Leduc oil field, which has since produced over of oil was not a unique formation. There were hundreds more Devonian reef formations like it underneath Alberta, many of them full of oil. There was no surface indication of their presence, so they had to be found using reflection seismology. The main problem for oil companies became how to sell all the oil they had found rather than buying oil for their refineries. Pipelines were built from Alberta through the Midwestern United States to Ontario and to the west coast of British Columbia. Exports to the U. S. increased dramatically. Most of the oil companies exploring for oil in Alberta were of U. S. origin, and at its peak in 1973, over 78 per cent of Canadian oil and gas production was under foreign ownership and over 90 per cent of oil and gas production companies were under foreign control, mostly American. This foreign ownership spurred the National Energy Program under the Trudeau government.

Разделы

Примерно 96% канадской добычи нефти приходится на три провинции: Альберту, Саскачеван и Ньюфаундленд и Лабрадор. В 2015 году Альберта добыла 79,2% нефти Канады, Саскачеван – 13,5%, а провинция Ньюфаундленд и Лабрадор – 4,4%. Британская Колумбия и Манитоба добыли около 1% каждая. Четыре провинции Западной Канады – Альберта, Британская Колумбия, Саскачеван и Манитоба – получают нефть из обширного и богатого нефтью Западно-канадского осадочного бассейна, который сосредоточен в Альберте, но простирается на другие три западные провинции и на Северо-Западные территории. Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор добывает нефть посредством морского бурения на Большом Ньюфаундлендском банке в западной части Атлантического океана.

Альберта

Альберта является крупнейшей нефтедобывающей провинцией Канады, обеспечивая 79,2% канадской нефтедобычи в 2015 году. Это включало легкую сырую нефть, тяжелую сырую нефть, сырую битум, синтетическую сырую нефть и газовый конденсат. В 2015 году Альберта произвела в среднем 79,2% нефти и эквивалентной продукции Канады. Помимо того, что Альберта является крупнейшим в мире производителем битума из нефтяных песков, она также является крупнейшим производителем обычной сырой нефти, синтетической сырой нефти, природного газа и сжиженного природного газа в Канаде.

Нефтяные пески

Нефтяные пески Альберты залегают под обширной территорией в районах Атабаска, Колд-Лейк и Пис-Ривер на севере провинции Альберта – это огромный массив бореального леса, превосходящий по площади Англию. Нефтяные пески Атабаска – единственное крупное нефтяное месторождение в мире, пригодное для открытой добычи, в то время как нефтяные пески Колд-Лейк и нефтяные пески реки Пис разрабатываются методом бурения. С усовершенствованием технологий добычи битума и экономически выгодной синтетической нефти, их себестоимость приближается к стоимости обычной нефти. Эта технология развивалась и совершенствовалась именно в Альберте. Многие компании применяют как традиционную открытую добычу, так и нетрадиционные методы для извлечения битума из месторождения Атабаска. Примерно половина оставшихся запасов нефтяных песков считается извлекаемой при текущих ценах и с использованием современных технологий.

Нефтяные месторождения

Основные нефтяные месторождения расположены в юго-восточной (Брукс, Медисин-Хэт, Летбридж), северо-западной (Гранд-Прери, Хай-Левл, Рейнбоу-Лейк, Зама), центральной (Кэролайн, Ред-Дир) и северо-восточной (где обнаружена тяжелая нефть, прилегающая к нефтяным пескам) Альберте. Структурные регионы включают: предгорья, Великую дугу, Глубокий бассейн.

Нефтяные заводы

В Альберте есть четыре нефтеперерабатывающих завода с общей мощностью переработки более 1 миллиона баррелей сырой нефти в день. Большинство из них расположены на так называемой "Рефинери Роу" (Refinery Row) в округе Страткона, недалеко от Эдмонтона, провинция Альберта, который обеспечивает продукцией большую часть Западной Канады. Помимо нефтепродуктов, таких как бензин и дизельное топливо, нефтеперерабатывающие заводы и установки первичной переработки также производят попутные газы, которые используются в качестве сырья на расположенных поблизости нефтехимических предприятиях. Эдмонтон является столицей провинции и считается центром трубопроводной инфраструктуры, производства, химической переработки, исследований и нефтепереработки канадской нефтяной промышленности, его главным конкурентом является город Калгари (население 1,26 миллиона человек).

Деятельность в сфере нефти и газа регулируется Alberta Energy Regulator (AER) (ранее Alberta Energy Resources Conservation Board (ERCB) и Energy and Utility Board (EUB)).

Саскачеван

Саскачеван является второй по величине нефтедобывающей провинцией Канады после Альберты, производя около 13,5% нефти Канады в 2015 году. В это число входили легкая сырая нефть, тяжелая сырая нефть и газовый конденсат. Большая часть добычи приходится на тяжелую нефть, но, в отличие от Альберты, ни одно из месторождений тяжелой нефти Саскачевана официально не классифицируется как битуминозные пески. В 2015 году Саскачеван произвел в среднем нефть и нефтяной эквивалент. Район Ллойдминстера в западной центральной части Саскачевана обладает очень большими запасами сверхтяжелой сырой нефти. (Нефтяное месторождение пересекает границу Альберты и Саскачевана, как и производственные мощности.) Район Киндерсли в южно-центральной части Саскачевана добывает легкую сырую нефть с использованием гидравлического разрыва пласта из саскачеванской части формации Баккен, которая также обеспечивает большую часть добычи нефти в Северной Дакоте. Район Свифт-Каррент на юго-западе Саскачевана производит преимущественно обычную нефть. Район Вейбурна на юго-востоке Саскачевана добывает нефть методом закачки углекислого газа в рамках проекта Weyburn Midale Carbon Dioxide Project – крупнейшего в мире проекта по улавливанию и хранению углерода.

Маслоочистители

В Саскачеване есть два завода по переработке тяжелой нефти. NewGrade Energy Upgrader, входящий в состав комплекса CCRL Refinery в Реджине, перерабатывает тяжелую нефть из района Ллойдминстера в синтетическую сырую нефть. Модернизационный комплекс Husky Energy Bi Provincial Upgrader, расположенный на саскачеванской стороне Ллойдминстера, перерабатывает тяжелую нефть из Альберты и Саскачевана в более легкую сырую нефть. Помимо продажи синтетической сырой нефти другим нефтеперерабатывающим заводам, он поставляет сырье на нефтеперерабатывающий завод Husky Lloydminster, расположенный на альбертской стороне границы. (Ллойдминстер – это не города-близнецы, а единый двупровинциальный город, расположенный по обе стороны границы между Альбертой и Саскачеваном.)

Ньюфаундленд и Лабрадор

Ньюфаундленд и Лабрадор является третьей по величине нефтедобывающей провинцией Канады, производящей около 4,4% нефти Канады в 2015 году. Это состояло почти исключительно из легкой сырой нефти, добываемой на морских нефтяных платформах на Больших Банках Ньюфаундленда. В 2015 году эти морские месторождения произвели в среднем [укажите количество] легкой сырой нефти. Однако, несмотря на то, что впоследствии были обнаружены крупные нефтяные месторождения у побережья Ньюфаундленда, нефтеперерабатывающий завод не был спроектирован для переработки нефти такого типа, и он не перерабатывал нефть с Ньюфаундленда до 2014 года. До этого момента вся добыча с Ньюфаундленда отправлялась на нефтеперерабатывающие заводы в Соединенных Штатах и другие регионы Канады, в то время как нефтеперерабатывающий завод импортировал всю необходимую нефть из других стран.

Британская Колумбия

В 2015 году в Британской Колумбии было добыто в среднем нефти и нефтепродуктов, эквивалентных, или около 1,4% от общеканадской добычи нефти. Примерно 38% этой жидкой продукции приходилось на легкую сырую нефть, однако большая ее часть (62%) составлял газовый конденсат.

Нефтяные заводы

В Британской Колумбии осталось только два нефтеперерабатывающих завода. Нефтеперерабатывающий завод Chevron находится под угрозой закрытия из-за трудностей с получением поставок нефти из Альберты по трубопроводу Trans Mountain, имеющему ограниченную пропускную способность, – это единственная трубопроводная связь завода с остальной частью Канады. В июне 2016 года Chevron выставила на продажу свой нефтеперерабатывающий завод в Бернаби, Британская Колумбия, а также свою сеть распределения топлива в Британской Колумбии и Альберте. "Компания признает, что это трудные времена, и мы должны быть открыты для меняющихся рыночных условий и возникающих возможностей", – заявил представитель компании. На заводе, который начал производство в 1935 году, работает 430 сотрудников. Предложение Chevron о продаже последовало за продажей Imperial Oil 497 автозаправочных станций Esso в Британской Колумбии и Альберте. Неизвестно, что произойдет, если Chevron не сможет продать свои активы в Британской Колумбии.

Северная Канада (на берегу)

Северо-Западные территории произвели в среднем 0,8 млн тонн легкой сырой нефти в 2015 году, что составляет около 0,2% от общего объема нефтедобычи в Канаде. Компания Husky Energy и другие ведут бурение для добычи плотной нефти в сланцевой формации Канол вблизи Норман-Уэллс.

Нефтяные трубопроводы

В Канаде был один из первых в мире нефтепроводов, построенный в 1862 году для доставки нефти из Петролии, Онтарио, на нефтеперерабатывающие заводы в Сарнии, Онтарио. Однако к концу XIX века нефтяные месторождения Онтарио начали истощаться, и ко Второй мировой войне Канада импортировала 90% своей нефти. К 1947 году в Канаде существовало всего три нефтепровода. Один был предназначен для транспортировки нефти, добываемой только в Альберте. Второй доставлял импортную нефть с побережья штата Мэн в Монреаль, а третий – американскую нефть в Онтарио. Однако в 1947 году в Альберте было сделано первое крупное открытие нефти, когда на месторождении Ледюк №1 была обнаружена нефть к юго-западу от центра Эдмонтона, Альберта. За этим последовало множество еще более крупных открытий в Альберте, поэтому были построены трубопроводы для доставки вновь открытой нефти на нефтеперерабатывающие заводы в Среднем Западе США, а оттуда – в Онтарио. Межпровинциальный трубопровод (ныне известный как Enbridge) был построен в 1950 году для транспортировки нефти из Альберты на нефтеперерабатывающие заводы в США. В 1953 году он был продлен через США до Сарнии, Онтарио, а в 1956 году – до Торонто. Это сделало его самым длинным нефтепроводом в мире. Межпровинциальный трубопровод был продлен до Монреаля в 1976 году после того, как нефтяной кризис 1973 года прервал поставки импортной нефти в Восточную Канаду. Трубопровод Портленд – Монреаль был построен во время Второй мировой войны для транспортировки импортируемой нефти с морского терминала в Южном Портленде, штат Мэн, через Соединенные Штаты в Монреаль. По состоянию на 2016 год трубопровод не функционирует, поскольку единственный оставшийся Монреальский НПЗ теперь принадлежит компании Suncor Energy, которая производит достаточно нефти для удовлетворения своих потребностей из канадских нефтеносных песков.

Восточная Канада (оффшорная)

Провинция Ньюфаундленд и Лабрадор является третьим по величине производителем нефти в Канаде, с добычей легкой сырой нефти из своих морских нефтяных месторождений Grand Banks в 2015 году, что составляет около 4,4% всей нефти Канады. Подробности см. в разделе «Ньюфаундленд и Лабрадор» выше. Большая часть остальной морской добычи осуществлялась в провинции Новая Шотландия, которая в 2015 году произвела конденсат природного газа из своих морских месторождений природного газа на острове Сэйбл, что составляет около 0,07% нефти Канады. Добыча нефти из нефтяных песков Альберты все еще находится на ранней стадии, и установленные запасы битума провинции прослужат многие поколения. По оценкам энергетического регулятора Альберты (AER), провинция располагает извлекаемыми запасами битума. При темпах добычи 2014 года этих запасов хватит примерно на 375 лет. AER прогнозирует увеличение добычи битума к 2024 году, но даже при этом темпе запасов хватит примерно на 213 лет. Из-за огромных размеров известных залежей нефтяных песков, добычу ограничивают экономические, трудовые, экологические факторы и государственная политика, а не поиск новых месторождений. Кроме того, энергетический регулятор Альберты недавно выявил в провинции более 500 миллиардов кубических футов нетрадиционных сланцевых нефтяных ресурсов. Сектор добычи включает в себя поиск потенциальных подземных или подводных месторождений сырой нефти и природного газа, бурение разведочных скважин, а затем бурение и эксплуатацию скважин для извлечения и подъема сырой нефти и/или природного газа на поверхность. С развитием методов извлечения метана из угольных пластов произошел значительный сдвиг в сторону включения нетрадиционного газа в сектор добычи, а также развитие технологий переработки и транспортировки сжиженного природного газа (СПГ). Сектор добычи нефтяной промышленности включает в себя добычу нефти, нефтедобывающее предприятие, нефтеперерабатывающий завод и нефтяную скважину.

Средний поток

Средний сектор включает транспортировку, хранение и оптовую реализацию сырой или переработанной нефти. Канада располагает обширной сетью трубопроводов протяженностью более 840 000 км, по которым транспортируется сырая нефть и природный газ по всей стране. Существуют четыре основных типа трубопроводов: собирающие, питающие, магистральные и распределительные. Собирающие трубопроводы транспортируют сырую нефть и природный газ от скважин, пробуренных в недрах, к нефтедобывающим установкам или комплексам по переработке природного газа. Большинство этих трубопроводов находится в нефтедобывающих районах Западной Канады. Питающие трубопроводы перемещают сырую нефть, природный газ и сжиженный углеводородный газ (СУГ) от нефтедобывающих установок, перерабатывающих комплексов и резервуаров хранения в магистральную часть транспортной системы: магистральные трубопроводы. Они являются основными перевозчиками сырой нефти, природного газа и СУГ как внутри провинций, так и через провинциальные или международные границы, где продукция направляется на нефтеперерабатывающие заводы или экспортируется на другие рынки.

Экспортная мощность

Общее производство канадской сырой нефти, большая часть которой поступает из Западно-канадского осадочного бассейна (WCSB), по прогнозам, увеличится с 3,85 миллиона баррелей в день (b/d) в 2016 году до 5,12 миллиона баррелей в день к 2030 году. Поставки из нефтяных песков Альберты составляют основную часть роста и, как ожидается, увеличатся с 1,3 миллиона баррелей в день в 2016 году до 3,7 миллиона баррелей в день в 2030 году. Основные нефтепроводы, выходящие из Западной Канады, имеют проектную пропускную способность в 4,0 миллиона баррелей в сутки. Железнодорожная погрузочная мощность для сырой нефти в Западной Канаде приближается к 1,2 миллиона баррелей в день, хотя это значение варьируется в зависимости от нескольких факторов, включая длину составе, размер и тип используемых вагонов, а также тип загружаемой сырой нефти. Однако другие исследования оценивают текущую железнодорожную погрузочную мощность в Западной Канаде в 754 000 баррелей в день. МЭА также предупреждает, что железнодорожные перевозки могут достичь 590 000 баррелей в день в 2019 году, если производители не будут хранить добытую нефть в пиковые месяцы. Однако это утверждение не учитывает существующую доступность. Отгрузки в Азию достигли пика в 2012 году, когда эквивалент девяти полностью загруженных танкеров с нефтью покинул Ванкувер в Китай. С тех пор экспорт нефти в Азию практически прекратился, и в 2017 году Китай импортировал всего 600 баррелей нефти. Что касается утверждения об отсутствии у Канады доступа к "международным ценам", многие экономисты считают эту идею абсурдной и объясняют разницу в ценах стоимостью транспортировки тяжелой, сернистой сырой нефти на тысячи километров, усугубленную избыточным предложением в пунктах назначения, способных перерабатывать такую нефть. В связи с удвоением модели "производство и экспорт", на которую сделали ставку крупнейшие игроки в нефтяных песках, производители недавно (в 2018 году) столкнулись с проблемой избыточного предложения и добились дополнительных государственных субсидий, чтобы смягчить последствия своих финансовых просчетов начала десятилетия. Предпочтительными портами доступа являются порты Мексиканского залива США через трубопровод Keystone XL на юге, тихоокеанское побережье Британской Колумбии в Китимат через трубопроводы Enbridge Northern Gateway и линия Trans Mountain до Ванкувера, Британская Колумбия. Разочарованные задержками с получением одобрения на строительство Keystone XL, Enbridge Northern Gateway Pipelines и расширение существующей линии Trans Mountain до Ванкувера, Альберта активизировала изучение северных проектов, таких как строительство трубопровода в северный поселок Туктоятук вблизи моря Бофорта, "чтобы помочь провинции доставить свою нефть до открытого моря, сделав ее доступной для экспорта на зарубежные рынки". При премьер-министре Стиване Харпере канадское правительство потратило 9 миллионов долларов к маю 2012 года и 16,5 миллиона долларов к маю 2013 года на продвижение Keystone XL. В Соединенных Штатах демократы обеспокоены тем, что Keystone XL просто облегчит доставку нефтепродуктов из нефтяных песков Альберты к открытому морю для экспорта в Китай и другие страны через американское побережье Мексиканского залива. Предлагаемая железная дорога протяженностью 2440 км будет способна транспортировать от 1 до 1,5 миллиона баррелей в день битума и нефтепродуктов, а также других товаров к открытому морю (избегая запрета на танкеры вдоль северного побережья Британской Колумбии). Последний участок маршрута – от Дельта-Джанкшн через прибрежный хребет до Валдеса – не был признан экономически целесообразным для железнодорожного транспорта; однако альтернативой может быть перекачка продукции в недостаточно используемую Трансаляскинскую трубопроводную систему (TAPS) до Валдеса.

Total Canadian crude oil production, most of which is coming from the Western Canada Sedimentary Basin (WCSB), is forecast to increase from 3.85 million barrels per day (b/d) in 2016 to 5.12 million b/d by 2030. Supply from the Alberta oil sands accounts for most of the growth and is expected to increase from 1.3 million b/d in 2016 to 3.7 million b/d in 2030. The major oil pipelines exiting Western Canada have a design transport capacity of 4.0 million b/d. The rail loading capacity for crude in Western Canada is close to 1.2 million b/d, although this varies depending on several factors including the length of the unit trains, size and type of railcars used, and the types of crude oil loaded. Other studies, however, estimate the current rail loading capacity in Western Canada to be 754,000 b/d. The IEA also warns that rail shipments could reach as high as 590,000 b/d in 2019 unless producers store their produced crude during peak months. however, this claim does not take into account existing access. Shipments to Asia reached their peak in 2012 when the equivalent of nine fully loaded tankers of oil left Vancouver for China. Since then, oil exports to Asia have completely dropped off to the point at which China imported only 600 barrels of oil in 2017 With regard to the claim that Canada does not have access to “international prices”, many economists decry the concept that Canada does have access to the globalized economy as ridiculous and attribute the price differential to the costs of shipping heavy, sour crude thousands of kilometres, compounded by over supply in the destinations able to process aforementioned oil. Due to a doubling of a “production and export” model bet on by the biggest players in the tar sands, producers have recently (2018) encountered an over supply problem, and have sought further government subsidies to lessen the blow of their financial miscalculations earlier this decade. Preferred access ports include the US Gulf ports via the Keystone XL pipeline to the south, the British Columbia Pacific coast in Kitimat via the Enbridge Northern Gateway Pipelines, and the Trans Mountain line to Vancouver, BC. Frustrated by delays in getting approval for Keystone XL, the Enbridge Northern Gateway Pipelines, and the expansion of the existing Trans Mountain line to Vancouver, Alberta has intensified exploration of northern projects, such as building a pipeline to the northern hamlet of Tuktoyatuk near the Beaufort Sea, "to help the province get its oil to tidewater, making it available for export to overseas markets". Under Prime Minister Stephen Harper, the Canadian government spent $9 million by May 2012, and $16.5 million by May 2013, to promote Keystone XL. In the United States, Democrats are concerned that Keystone XL would simply facilitate getting Alberta oil sands products to tidewater for export to China and other countries via the American Gulf Coast of Mexico. The proposed 2,440 km railway would be capable of transporting 1 million to 1.5 million b/d of bitumen and petroleum products, as well as other commodities, to tidewater (avoiding the tanker ban along British Columbia's northern coast). The last leg of the route Delta Junction through the coastal mountain range to Valdez was not deemed economically feasible by rail; an alternative, however, may be the transfer of products to the underutilized Trans Alaska Pipeline System (TAPS) to Valdez.

Дебаты между трубопроводом и железной дорогой

Общественная дискуссия о компромиссах между трубопроводным и железнодорожным транспортом развивалась в течение последнего десятилетия по мере увеличения объемов сырой нефти, перевозимой по железной дороге. В 2013 году авария на железной дороге в городе Лак-Мегантик, провинция Квебек, привела к взрывам и пожарам, уничтожившим большую часть центра города. В том же году возле города Гейнфорд, провинция Альберта, сошел с рельсов поезд, перевозивший пропан и сырую нефть, что вызвало два взрыва, но обошлось без пострадавших и погибших. Эти железнодорожные аварии, наряду с другими примерами, вызвали обеспокоенность тем, что регулирование железнодорожного транспорта недостаточно для крупномасштабных перевозок сырой нефти. Отказы трубопроводов также происходят: например, в 2015 году на трубопроводе компании Nexen произошла утечка, в результате которой около 5 миллионов литров сырой нефти попали на площадь приблизительно 16 000 м2 на предприятии Long Lake по добыче битуминозных песков к югу от Форт-Макмюррея. Хотя и трубопроводный, и железнодорожный транспорт в целом достаточно безопасны, ни один из них не лишен рисков. Однако многочисленные исследования показывают, что трубопроводы безопаснее, если оценивать по количеству происшествий (аварий и инцидентов) в соотнесении с объемом перевозимой продукции. В период с 2004 по 2015 год вероятность железнодорожных аварий в Канаде была в 2,6 раза выше, чем для трубопроводов, на тысячу баррелей нефтяного эквивалента (Mboe). Вероятность возникновения происшествий с продуктами природного газа при железнодорожных перевозках была в 4,8 раза выше, чем при транспортировке аналогичных товаров по трубопроводам.

Расходы

Исследование Национального бюро экономических исследований, проведенное в 2017 году, показало, что вопреки распространенному мнению, совокупные затраты на загрязнение воздуха и выбросы парниковых газов (ПГ) существенно превышают затраты на аварии и разливы как для трубопроводов, так и для железнодорожного транспорта. Для сырой нефти, транспортируемой из формации Баккен в Северной Дакоте, затраты на загрязнение воздуха и выбросы парниковых газов существенно выше при транспортировке по железной дороге по сравнению с трубопроводом. Для трубопроводов и железнодорожного транспорта центральная оценка Управления безопасности трубопроводного транспорта и опасных материалов (PHMSA) затрат на разливы и аварии составляет 62 и 381 доллар США на миллион миль-баррелей, соответственно. Общие затраты на выбросы парниковых газов и загрязнение воздуха в 8 раз выше, чем затраты на аварии и разливы для трубопроводов (531 доллар США против 62 долларов США) и в 3 раза выше для железнодорожного транспорта (1015 долларов США против 381 доллара США). В 2012 году 16 миллионов баррелей нефти было экспортировано в США по железной дороге. К 2014 году этот показатель увеличился до 59 миллионов баррелей. Хотя в 2017 году объем снизился до 48 миллионов, конкурентные преимущества, предоставляемые железнодорожным транспортом, в частности, доступ к удаленным регионам, а также отсутствие нормативных и социальных препятствий по сравнению со строительством новых трубопроводов, вероятно, сохранят его в качестве жизнеспособного способа транспортировки на долгие годы.

Национальный энергетический совет

До февраля 2018 года нефтяная промышленность также регулировалась Национальным энергетическим советом (NEB), независимым федеральным регулирующим органом. NEB осуществлял регулирование транспортировки нефти и газа по межпровинциальным и международным трубопроводам, а также линий электропередач; экспорта и импорта природного газа на основании долгосрочных лицензий и краткосрочных распоряжений, экспорта нефти на основании долгосрочных лицензий и краткосрочных распоряжений (в последние годы заявлений на долгосрочный экспорт не поступало), а также земель, расположенных в приграничных районах и на шельфе, не подпадающих под действие провинциальных/федеральных соглашений об управлении. В 1985 году федеральное правительство и правительства провинций Альберта, Британская Колумбия и Саскачеван договорились о дерегулировании цен на сырую нефть и природный газ. Разработка нефтяных месторождений на шельфе в Атлантической Канаде осуществляется под совместной федеральной и провинциальной ответственностью в Новой Шотландии и Ньюфаундленде и Лабрадоре. Совет по сохранению нефти и природного газа провинции Альберта (в настоящее время известный как Совет по сохранению энергетических ресурсов) был создан в 1931 году для внедрения мер по сохранению ресурсов, однако к тому времени экономическая депрессия привела к снижению интереса к добыче нефти в долине Тернер, который возродился в период с 1939 по 1945 год.