El Proyecto de Expansión de Trans Mountain, finalmente completado después de años de retrasos, está ampliando el acceso a mercados para los productores de petróleo canadienses y está listo para impulsar el precio del crudo pesado de Canadá en los próximos años, según los principales ejecutivos de las principales empresas de energÃa.
El oleoducto ampliado triplica la capacidad del oleoducto original a 890,000 barriles por dÃa (bpd) desde 300,000 bpd para transportar crudo desde las arenas petrolÃferas de Alberta hasta British Columbia en la Costa del PacÃfico.
El Gobierno Federal de Canadá compró la Expansión del Oleoducto Trans Mountain (TMX) de Kinder Morgan en 2018, junto con activos relacionados de oleoductos y terminales. Eso le costó al gobierno federal $3.3 mil millones (C$4.5 mil millones) en ese momento. Desde entonces, los costos para la expansión del oleoducto han aumentado a casi $23 mil millones (C$30.9 mil millones).
Los obstáculos regulatorios han añadido años al cronograma para la finalización del oleoducto, pero TMX recibió los permisos finales a principios de mayo de la Comisión de EnergÃa de Canadá (CER). Esto le permitió entrar en servicio el 1 de mayo.
El Crecimiento de la Capacidad de Transporte de Canadá
El oleoducto ampliado proporciona una mayor capacidad de transporte para que los productores canadienses saquen su petróleo de Alberta y lo lleven a la Costa del PacÃfico y luego a la Costa Oeste de los Estados Unidos o a los mercados asiáticos.
El aumento en la salida del oleoducto está listo para impulsar el precio del Western Canada Select (WCS), el punto de referencia para el crudo pesado canadiense vendido en Hardisty, Alberta, ya que estrechará el descuento al que el WCS ha cotizado en los últimos años en relación con el punto de referencia del crudo en Estados Unidos, West Texas Intermediate (WTI).
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En la última década, ha habido momentos en los que el WCS ha cotizado con descuentos de alrededor de $40 por barril por debajo del WTI debido a la falta de suficiente capacidad del oleoducto para llevar la creciente producción de crudo canadiense fuera de Alberta. Este fue el caso en 2018 y 2019, cuando la alta producción pero una capacidad insuficiente de transporte estaban deprimiendo los precios del crudo pesado canadiense, limitando las ganancias para los productores a pesar de aumentar su producción frente a los altos precios del petróleo global y una fuerte demanda de petróleo.
Con TMX ahora en servicio, los productores ven más opciones para llevar su crudo a los centros de demanda.
Precios del Petróleo Canadiense Más Altos 'Durante Años'
Aunque los mayores productores de petróleo canadienses informaron una mezcla de ganancias en el primer trimestre de esta primavera, todos esperan que TMX impulse los precios del petróleo de Canadá y sea un activo importante para la industria en los próximos años.
MEG Energy, por ejemplo, ve el oleoducto ampliado aumentando los precios del crudo de Alberta "durante años" por venir, según ejecutivos dijeron en la llamada de ganancias de la empresa esta semana.
"Es estupendo para la industria y Canadá tener ese tremendo activo disponible", dijo Erik Alson, Vicepresidente de Marketing de MEG.
El estrechamiento de la diferencia WCS-WTI será una tendencia a largo plazo, añadió el ejecutivo.
"Con esta infraestructura crÃtica ya completa, anticipamos que las diferencias entre crudos livianos y pesados seguirán siendo estrechas durante años", dijo Alson a los analistas, según The Canadian Press.
Canadian Natural Resources, el principal productor de petróleo y gas en Canadá, también espera que TMX proporcione "suficiente transporte y opciones para nuestros productos de petróleo crudo".
Canadian Natural tiene opciones para las exportaciones de petróleo crudo, incluidos 94,000 barriles por dÃa (bpd) en el oleoducto de Expansión de Trans Mountain que crea oportunidades adicionales de diversificación de mercados de crudo en la Costa Oeste, tanto por tierra como por mar.
"Después de que se termine el oleoducto de Expansión de Trans Mountain, los productos de crudo tendrán mucho transporte y opciones", dijeron los ejecutivos.
El presidente de Canadian Natural, Scott Stauth, dijo a analistas que la compañÃa habÃa asegurado algunas ventas marÃtimas de TMX. Algunas de las ventas "podrÃan terminar yendo al lado marÃtimo hasta la Costa Oeste, o podrÃan moverse a mercados asiáticos", agregó Stauth.
Drew Zieglgansberger, Vicepresidente Ejecutivo y Director Comercial de otro importante productor, Cenovus Energy, dijo, "Estamos bastante emocionados en nombre de la industria y de Canadá de tener otro gran activo disponible para nosotros".
"Hay un mercado bastante amplio ahà fuera, lo cual es emocionante", dijo Zieglgansberger a los analistas en la llamada de ganancias del primer trimestre de la empresa.
La industria en su conjunto y la provincia de Alberta también ven el inicio de TMX como un beneficio para el sector petrolero canadiense.
"Con un mejor acceso a los mercados globales, los canadienses pueden esperar recibir un mayor valor por nuestros recursos energéticos, lo que significa más dinero que vuelve a la economÃa", dijo Lisa Baiton, Presidenta y CEO de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP).
"A medida que el mundo experimenta reajustes geopolÃticos rápidos y a veces violentos, el suministro seguro y confiable de petróleo y gas será una prioridad para los gobiernos en los próximos años", señaló Baiton.
"La finalización de la Expansión de Trans Mountain ayudará a Canadá a desempeñar un papel estratégico duradero para garantizar que nuestros aliados y socios comerciales tengan acceso a una fuente confiable y segura de energÃa crÃtica".
El gobierno de Alberta espera descuentos más estrechos para el crudo canadiense y un aumento en la producción de petróleo en la provincia, gracias al oleoducto ampliado de Trans Mountain.
En su Informe Fiscal Intermedio y Declaración Económica del Análisis Económico de 2023-24 a finales del año pasado, el gobierno de Alberta dijo que "La finalización de TMX en la segunda mitad de 2024 ayudará a llevar la diferencia a alrededor de US$14-15 por barril en los próximos dos años fiscales".
"El aumento de la capacidad de transporte ayudará a impulsar la producción de crudo de Alberta de casi 3.8 millones de barriles por dÃa (bpd) en 2023 a más de cuatro millones de barriles por dÃa para 2026", estima el gobierno provincial.
Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
Tsvetana is a writer for Oilprice.com with over a decade of experience writing for news outlets such as iNVEZZ and SeeNews. More
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