Die Produzenten gingen zu Beginn des Jahres 2023 davon aus, dass die Erweiterung um 590.000 Barrel pro Tag (bpd) - eine fast dreifache Kapazität der bestehenden Pipeline - von den eingeschlossenen Ölfeldern in Alberta bis zur Pazifikküste bis zum Jahresende mit Öl gefüllt sein würde - der letzte Schritt vor der vollen Inbetriebnahme.
Das Projekt, das zu etwa 95% fertiggestellt ist, wurde jedoch durch bauliche Probleme in British Columbia beeinträchtigt, was bei Händlern und Analysten die Sorge schürte, dass sich der Start der Pipeline über das derzeitige Ziel von Ende März 2024 hinaus verzögern könnte. Im Oktober sagte TMX, dass die Verfüllung der Leitung im ersten Quartal beginnen und bis zu sieben Wochen dauern würde.
TMX wartet nun auf eine weitere behördliche Entscheidung über einen Antrag, der, falls er abgelehnt wird, die Baupläne um 59 Tage verlängern könnte. Dies ist der Fall, nachdem die Trasse teilweise geändert und die Arbeiten aufgrund von Umweltverstößen eingestellt wurden. Eine Entscheidung wird in Kürze erwartet.
Dies ist nur die jüngste Hürde für das Projekt, das sich im Besitz der kanadischen Regierung befindet, nachdem es jahrelang von behördlichen Verzögerungen, Umweltverstößen und massiven Kostenüberschreitungen geplagt war.
Im Laufe der Jahre wurde der Starttermin für die Pipeline immer weiter nach hinten verschoben, aber die Lieferungen blieben aus. Weitere Verzögerungen könnten die Produzenten dazu zwingen, niedrigere Preise für ihr Rohöl zu akzeptieren und mehr Barrel zu lagern, um die Ölschwemme zu bewältigen, die in Alberta gestrandet ist, während sie auf den Start der Pipeline warten.
Die Verzögerungen beim Bau der TMX-Pipeline haben bereits dazu beigetragen, dass der Abschlag bzw. die Differenz zwischen dem Referenzpreis für schweres Rohöl der Sorte Western Canada Select (WCS) und den US-Benchmark-Rohöl-Futures im vergangenen Monat fast 30 $ pro Barrel betrug und damit so hoch war wie seit einem Jahr nicht mehr.
Nach Angaben des Maklerunternehmens CalRock lag WCS zuletzt bei einem Abschlag von 23 $ pro Barrel und damit etwa 8 $ über dem Durchschnitt. Leichtes synthetisches Rohöl aus den Ölsanden, eine weitere wichtige kanadische Sorte, wird mit dem größten Abschlag seit 2020 gehandelt.
Da Kanada rund 3,8 Millionen Barrel pro Tag über Pipelines exportiert, bedeutet jeder zusätzliche Dollar, um den der Abschlag steigt, Millionen an entgangenen Einnahmen für die Ölgesellschaften, so die Analysten.
"Auf dem Markt scheint die Nervosität zu wachsen, dass der Starttermin verschoben wird", sagte Martin King, Analyst bei RBN Energy. "Immer mehr Leute machen sich Sorgen, dass die Sache über das zweite Quartal hinausgehen wird, vielleicht sogar über das dritte.
Der Ausbruch der WCS-Differenzen verdeutlicht auch, dass die problembehaftete Erweiterung, die wahrscheinlich eines der letzten großen Ölpipeline-Projekte in Kanada sein wird, auch kurz vor der Ziellinie noch Schmerzen verursacht.
Das Baubudget von TMX hat sich bereits auf 30,9 Mrd. C$ (22,75 Mrd. $) vervierfacht, worauf Kanada voraussichtlich eine erhebliche Abschreibung vornehmen muss.
"Es sind nicht nur die Baukosten, die empörend sind, sondern auch die Auswirkungen auf die kanadische Wirtschaft, die sich aus der Differenz (WCS) und der nicht auf den Markt gelangenden Ölproduktion ergeben", sagte Heather Exner-Pirot, Sonderberaterin des Business Council of Canada.
PRODUKTION STEIGT, KEINE BAHN ZUR RETTUNG
Die Bedenken kommen, da die Produktion in Kanada, dem viertgrößten Ölproduzenten der Welt, auf ein Rekordniveau steigt und die Kapazität der bestehenden Pipelines in die USA übersteigt.
Laut Kevin Birn, Chefanalyst für die kanadischen Ölmärkte bei S&P Global, produziert Kanada im Jahr 2022 4,86 Mio. bpd und wird bis 2030 voraussichtlich 5,5 Mio. bpd erreichen.
Es wird erwartet, dass die Ölgesellschaften allein in den Jahren 2023 und 2024 zusammen 375.000 bpd hinzufügen werden, und die kommenden Wintermonate sind in der Regel die Hauptproduktionszeit in Kanada.
Konventionelle Öl- und Gasproduzenten werden 2024 8 % mehr Bohrungen durchführen, um den Vorteil eines besseren Zugangs zu Pipelines wie Trans Mountain zu nutzen.
Da die Produktion steigt, wird der Platz für alle Verlader auf dem 3,1 Mio. bpd Enbridge Inc Mainline System, das den Großteil der kanadischen Rohölexporte in die USA transportiert, zunehmend rationiert oder aufgeteilt.
Nach Angaben von Enbridge erreichte die Aufteilung im Dezember 35% bzw. 28% bei den Leicht- und Schwerölpipelines, was bedeutet, dass mehr als ein Viertel aller Barrel zurückgeschickt werden. Im August lag der Anteil der Mainline-Pipelines bei Null.
In der Vergangenheit haben kanadische Unternehmen überschüssiges Rohöl trotz der höheren Kosten per Bahn exportiert. Nach den neuesten Daten der kanadischen Energieregulierungsbehörde erreichten die Schienenexporte im September 145.000 bpd und haben sich damit gegenüber Mai fast verdoppelt.
Größere Rohölpreisunterschiede deuten darauf hin, dass die Rohölexporte auf der Schiene im November auf etwa 250.000-300.000 bpd angestiegen sind, sagte James Davis, Leiter des Bereichs Upstream Oil beim Energieberater FGE.
Es ist jedoch unwahrscheinlich, dass der Rohöltransport auf der Schiene den kanadischen Produzenten große Erleichterung bringen wird.
Jesse Jones, Leiter des nordamerikanischen Upstream-Bereichs bei Energy Aspects, sagte, dass die Schiene nicht in der Lage sein wird, alle Fässer zu transportieren, die durch die hohe Umlage von den Pipelines verdrängt werden.
Interviews mit Terminalbetreibern und Unternehmensangaben deuten ebenfalls darauf hin, dass die Rohölindustrie in den letzten Jahren gescheitert ist und die Kapazitäten nur schwerlich deutlich steigen werden.
Vor allem kleinere Unternehmen werden zögern, mit TMX um die Ecke Verpflichtungen einzugehen, so Jones.
"Wir bekommen zwar mehr Anfragen, aber wir transportieren deutlich weniger als noch vor ein paar Jahren. Jeder transportiert weniger", sagte John Zahary, CEO von Altex Energy, einem Terminalbetreiber, der rund 10.000 bpd transportiert.
Die Verladungen werden durch einen Mangel an Eisenbahnwaggons und die Unsicherheit über die Rentabilität der langfristigen Rohölverladung auf der Schiene eingeschränkt, sagte Kent MacDougall, Chief Commercial Officer bei Torq Transloading, das etwa 10.000 bpd verschifft.
"Es ist schwierig und mühsam, Spotgeschäfte auf der Schiene abzuwickeln", sagte er.
(1 $ = 1,3580 kanadische Dollar) (Berichterstattung von Nia Williams und Stephanie Kelly, Redaktion: Marguerita Choy, Denny Thomas, Simon Webb)
