原标题：环保限制下加拿大油砂行业前途未卜 来源：原创
加拿大的原油储量位居世界第三，但绝大部分是以油砂形式存在，而油砂属于非常规油气，开采起来工序复杂，耗费人力、物力。另外，由于加拿大对油砂行业的重重限制，油砂产量难以大幅提升。加拿大的油砂是对美国轻质页岩油的优质互补，在美国对委内瑞拉实施制裁后，美国墨西哥湾沿岸炼厂损失了约50万桶/日的重油进口，由于来自加拿大与墨西哥的供应无法扩产弥补缺口，墨西哥湾重油从对轻质油折价转成溢价。
环保监管压力增大
油砂也称焦油砂、原油沥青或者沥青沙，一般以散沙或者部分固结的砂岩形式存在，是一种包含了天然砂、黏土与水的混合物，内部充满了极黏与致密的原油。原油沥青是一种黏稠的原油，由于太厚与太黏，除非加热或者用轻质烃（如轻质油或者凝析油）稀释，否则不会流动。原油沥青的API一般小于10，密度比水大。
委内瑞拉的奥里诺科重油带与加拿大阿尔伯塔省的油砂使委内瑞拉与加拿大的原油储量超过美国。截至2018年年底，世界探明原油储量1.672万亿桶，委内瑞拉储量位居第一，占比18%；沙特阿拉伯位居第二，占比16%；加拿大位居世界第三，占比10%，其中96%是油砂。
油砂碳排放量比常规原油生产方法高，因此加拿大政府对阿尔伯塔省的油砂行业征收碳税。阿萨巴斯卡油砂（Athabasca oi lsands）含有阿尔伯塔省原油沥青储量的80%左右。原油沥青上几乎没有覆盖层，可以通过露天采矿方式提取。另一种主要开采技术是蒸汽辅助与重力引流（SAGD）。
根据加拿大阿尔伯塔省委托加拿大雅各布工程集团进行的研究，油砂设施的碳排放量比常规原油高12%。油砂占加拿大温室气体总排放量的11%，占全球总排放量的0.1%。加拿大根据每个油砂设施的历史排放量收取特定气体排放物法规（Specified Gas Emitter Regulation，SGER）的碳税，而不管作业强度或者效率（例如生产一桶原油的碳排放量）。
阿尔伯塔省是产油大省
从2006年以来，全球油砂产量总体上一直在增长，在2018年达到了291万桶/日的峰值。开来油砂产量占2018年加拿大原油产量的64%。油砂前期成本较大，但运营成本很低。从油砂中提取沥青的方法主要有两种：the mining method（采矿法）与the insitu method（原位法）。采矿法在75米或者更浅的地层中使用，原位法可以用于深度超过75米的地层。而蒸汽辅助与重力引流的方法具有很高的采油率，可以回收多达60%的原油，并且具有很高的经济性，适用的油砂地区非常广泛。
迄今为止，油砂行业的资本投资是3130亿美元，其中2018年是104亿美元。加拿大原油产量最大的5家公司是Suncor、Canadian Natural Resources Limited、Imperial Oil和Husky and Cenovus。Suncor在2019年二季度的报告中显示其油砂现金运营成本平均是27.80美元/桶，2018年二季度现金运营成本平均是28.65美元/桶。使用原位法运营的Fort Hills现金运营成本，2019年前6个月平均为22.50美元/桶，2018年同期为28.55美元/桶；2019年二季度产量是89.3千当量桶/日，2018年同期是70.9千当量桶/日。
油砂是长期投资，关闭油砂项目成本很高。在2016年油价处于底部的时候，西加拿大标准重质原油（WCS）价格低到20美元/桶以下，很多油砂项目处于亏损状态，但这些油砂项目设计运行时间是30—40年，可以承受原油价格的波动。关闭现有油砂项目的成本预计在5亿—10亿美元，这可能超过了生产商短期内遭受的经营亏损。所以，尽管一些新项目在2016年上线，更多的项目被推迟上线直至油价上涨。一些生产商在WCS价格低点时可能会选择推迟维护或者允许自然产量下降来减少产量，油砂生产小于10万桶/日的中型生产商成本价格在50美元/桶左右。
原油产量超过消费量
加拿大生产的原油超过了消费量，因此加拿大是重要的原油净出口国。2018年，加拿大是美国最大的国际原油供应国，占美国原油进口总量的48%。加拿大在2018年向美国出口了350万桶/日的原油，占加拿大原油出口的96%。加拿大原油出口从2010年以来一直在增长，2018年达到370万桶/日。2006年加拿大进口原油在90万桶/日，在2006年至2014年，原油进口量不断下降，中间有两年的小幅上升，随之继续下降至2017年的68万桶/日与2018年的63万桶/日。美国中西部的炼厂将来自加拿大的重油与巴肯等页岩盆地生产的轻质油混合，生产原油精炼产品。
地理位置是影响炼厂收入的关键因素，因为炼厂位置与当地的供应、需求平衡以及相关的物流交付成本有关。从炼厂的利润角度看，最理想的情况是炼厂位于内陆地区，靠近大型原油供应地，同时当地炼厂供应不足以满足当地需求，这样炼厂能够获得低成本的原油，同时不需要为了向国际市场出售而支付到海岸的运费。同时，炼厂产品的出厂价格反映的是国际价格与沿海地区到本地市场交付的成本。这种位置优势使加拿大西部与美国中西部的炼厂成为全球单位收益最高的炼厂。但是规模与位置存在直接冲突。内陆市场限制了任何新投资的规模，如果精炼产品供应超出当地需求，炼厂需要支付将多余货物运到海岸以出口到国际市场的多余物流成本。本地价格溢价转变成必须额外承担的物流成本。
美国中西部一直是加拿大原油的理想客户，中西部距离加拿大产油区更近，附近没有主要原油生产商或者进口码头。加拿大最大的原油管道运营商Enbridge扩建了大部分基础设施，通过广泛的Mainline管道网络提供服务。现在加拿大占美国中西部外国原油进口量的99%，美国中西部60%以上的炼厂原油投入是加拿大原油，几乎没有加拿大原油出口增长的空间。美国墨西哥湾沿岸（USGC）是世界上最大的炼油中心，也是世界上尼尔森系数最高的炼厂地区。USGC炼厂投入在1000万桶/日左右，约占世界原油供应的10%。尼尔森系数高的炼厂具有更高的复杂度，炼厂具有额外的裂化、焦化与加氢处理能力，能够生产更多高附加值的最终产品，如低硫柴油、汽油与喷气燃料。重质高硫原油与轻质原油相比，需要更加复杂的炼厂进行处理，复杂度比较低的炼厂处理重质原油的利润很低。更高复杂度的炼厂愿意为“低质量”的原油支付更高的价格，而且最终产品的利润依然可观。
美国墨西哥湾沿岸历史上更多的依赖从委内瑞拉、墨西哥与哥伦比亚进口重油。随着委内瑞拉被美国禁运、墨西哥的原油产量下降，USGC一直努力从加拿大进口重油。随着美国页岩革命的兴起，美国生产的原油变得越来越轻，在美国墨西哥湾炼厂投入需要的重油等级与美国国内的轻油等级间形成了严重的不匹配。美国墨西哥湾沿岸的炼厂通过出口美国国内生产的轻质原油，新建炼厂转向使用轻质油，以及寻找委内瑞拉与墨西哥重油原油的替代来纠正不平衡，因此加拿大原油大量进入墨西哥湾市场。
管道建设一再推迟使外运能力受制
加拿大拥有84万公里的运往加拿大国内与美国炼厂的原油运输管道。2018年从加拿大中西部输出的原油管道产能大约是390万桶/日。向西输出的只有Trans Mountain跨山线，蒙特利尔以东没有任何管道。Enbridge运营的从加拿大阿尔伯塔省到安大略省和美国中西部的Mainline管道是世界上最大的原油和原油产品管道系统，管道产能约为285万桶/日。
建设输送原油与天然气的管道是一项高投入的投资，也是一个巨大的争议源，会引起环保主义者（需要用可再生能源的投资进行替代）与工业界（建造速度不够快，无法跟上供应量）的抱怨。除此之外，受影响的社区的关注与在原住民土地上获得原住民的真正同意的复杂过程也会阻止管道的建设。
原油生产商与阿尔伯塔省政府将2018年年底WCS大幅折价归因于缺乏管道能力。他们坚持认为，如果联邦政府推动建造至少5个拟议管道中的一个，WCS折价的问题就可以避免。但最有希望的3个拟议管道——Trans Mountain，Keystone XL与Enbridge Line 3，由于政府与司法审查而延迟，不太可能在不久的将来被允许建造。
通往太平洋与亚洲市场的Trans Mountain跨山线一再推迟。从1953年开始运行的Trans Mountain Pipeline System，始于阿尔伯塔省，终止于不列颠哥伦比亚省西海岸，是北美唯一通往西海岸的管道，管道系统跨越了大约1150公里，沿管道的23个泵站保持管道流量大约是30万桶/日。始发地埃德蒙顿终端（Edmonton Terminal）将来自阿尔伯塔省各地的产品运入跨山线，35个储罐提供了大约800万桶的容量。终端Westridge Marine Terminal位于温哥华大都会港内，最大允许通过50万桶的Aframax型号的油轮，一般美国至亚洲航线的油轮都是200万桶的VLCC油轮。使用Aframax型油轮会提高海运成本。生产商为了使用更大尺寸的油轮，尝试将混合着固态物质的油砂以固体形式运输，避开油轮尺寸的限制。
不列颠哥伦比亚省禁止在北部海岸使用运输大量原油的油轮以保护生态系统，油轮泄漏将严重破坏海岸线。与美国墨西哥湾相比，从加拿大温哥华运输的原油不需要绕道非洲南部好望角，假设油轮航速平均是16节，休斯顿到上海需要39天半，温哥华跨越太平洋到上海需要13天左右。2013年，Kinder Morgan计划将管道产能扩大3倍，从30万桶/日扩建至89万桶/日，缓解运输瓶颈并帮助加拿大原油进入亚洲市场，但扩建遇到非常多的法律问题、抗议与不列颠哥伦比亚省承诺阻止扩建。之后加拿大政府购买了扩建计划。但不列颠哥伦比亚省大部分土地是未割让领土，大部分土著未与加拿大政府签约，扩建计划遇到土著反对，加拿大政府无权在土著的未割让土地上扩建。另一方面，温哥华省级与市级政府与Trans Mountain跨山线进行了激烈的对抗，部分原油是跨山线会在布拉德湾（BurrardInlet）结束，并增加运出原油的油轮的运输量，油轮泄漏将严重破坏海岸线。
通往美国的管道扩建受阻。随着加拿大生产商寻找新市场，加拿大的出口导向型管道容量扩张，在2014年，管道产能的大幅扩张使加拿大生产商首次能够有意义的进入美国墨西哥湾沿岸市场。Trans Canada希望在2021年前完成Keystone XL原油管道，但面临美国的拖延，管道将原油从阿尔伯塔省运输至内布拉斯加州。Enbridge的Line 3替代计划将原油从阿尔伯塔省运输至美国威斯康星州，但面临明尼苏达州的反对，管道运载能力大约37万桶/日。
强制减产遏制了铁路运输
取代被延误与取消的管道的一种替代方案是铁路运输，这受到了较少的监管。铁路运输比管道运输更具弹性，当有一个强大的市场时，可以增加铁路列车的数量；当摆脱化石燃料，转向更多的可再生能源时，可以减少列车的数量。
加拿大外运能力有限，折价扩大。虽然加拿大在美国墨西哥湾沿岸有着充足的销售市场，但是加拿大通往美国墨西哥湾沿岸的管道容量是有限的，随着管道上线的不断延迟，加拿大原油产量在2018年超过了外运能力，阿尔伯塔省日产量超过管道与铁路运输能力大约19万桶/日，原油储量达到了大约3500万桶，大约是正常水平的两倍。加拿大油砂参考价格WCS与美国WTI库欣之间的价差达到了30—50美元/桶，在2018年10月达到了52美元/桶的峰值。从油砂中提取的重油由于精炼难度大，运输距离长，一般情况下比WTI低10—15美元/桶。
阿尔伯塔省限产，折价缩窄，铁路运输变得不经济。阿尔伯塔省在2018年12月2日宣布强制减产，最初减产32.5万桶/日，占产量的8.7%，以改善存储情况并缩小WCS与WTI价差。随着WCS与WTI的价差扩大，使用铁路运输的原油运输量也大量增加，从2018年年初到2018年年末，铁路运输量增加1倍以上，从2018年1月的146千桶/日扩大至2018年12月的354千桶/日。而随着阿尔伯塔省限产，WCS与WTI的价差缩窄，用铁路将原油出口到美国墨西哥湾沿岸变得不经济。铁路出口从2019年1月的325千桶/日下降了48%，到2019年3月是168千桶/日。阿尔伯塔省的原油库存3月增加了22.1万桶，继续触及3500万桶的库存，仅比1月4日的历史高点低了200万桶。
管道运输的成本是5—13美元/桶，铁路运输的成本在12—20美元/桶。为了使铁路运输变得经济，WCS与WTI的价差要在15美元左右。阿尔伯塔省的减产直接缩窄了价差，破坏了铁路运输经济性的同时，由于阿尔伯塔省行政力量介入原油生产，原油生产商不愿签订长期的铁路运输合同，原油出口受限。阿尔伯塔省破坏了贸易商等对加拿大重质原油市场的信任，由于产量增加与管道运输能力紧张看空2019年WCS市场的参与者，被阿尔伯塔省的强制减产弄得束手无策，最终损失了“一大笔钱”，因此市场参与者不愿意进行远期交易。
展望
技术进步降低了碳排放与生产成本。2000—2017年，由于技术与效率提高、操作碳排放减少以及油砂沥青升级成合成原油的占比减少，油砂作业的碳排放强度降低了大约28%。在2011—2016年，加拿大西部已完工的油井数量从超过10000口锐减至不足2150口，2017年增加到4580口，在2018年增加到4685口。单井平均钻井深度从2003年开始稳定增加，从2003年的平均1202米增加到2018年的2403米。
阿尔伯塔省开始增加常规原油与页岩油气的产量，北美的页岩资源主要分布在从阿尔伯塔省中部到得克萨斯州南部的条带中。开发常规油气不需要额外的碳排放，不需要面对油砂高碳排放带来的争议。
加拿大大选结果对能源部门至关重要。能源与环境是加拿大选举的关键政策领域，并且选举结果反过来对加拿大的能源部门也至关重要。能源与环境的争议主要是“加拿大是全球超级原油大国还是应对气候变化的领导者”，加拿大的大选会决定碳税、管道审批与环境法规的未来。随着油砂产量不断增长，有限的管道产能十分紧张，并且如Trans Mountain、Keystone XL等管道项目的延期使管道产能不足的情况更加恶化，给区域油价带来了压力，促使包括荷兰壳牌、康菲原油等公司出售加拿大原油资产，对加拿大造成了超过300亿美元的资本外流。保守党将自己描绘成原油领域的拥护者，承诺取消特鲁多的更严格的环境措施，更具环保意识的绿党则领导了气候游行，抗议跨山线的建设，阻止原油与天然气产业的扩张。加拿大大选结果决定其油砂行业是扩张还是收缩。
图为加拿大、沙特阿拉伯、委内瑞拉与美国的原油储量（BP计算的原油储量）
图为加拿大原油产量
图为美国原油进口总额（1000桶/日，2018年上半年）
图为加拿大WCS与美国WTI库欣之间的价差
（作者单位：前海期货）
