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Petróleo Canadá
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El petróleo canadiense disponible para exportación aumentará en unos 500.000 bpd para finales del próximo año
A pocos meses de que entre en operación la ampliación del oleoducto Trans Mountain, una obra que lleva una década en desarrollo debido a los múltiples retrasos tras la oposición de indígenas y ambientalistas, y que aumentará de 300.000 a 890.000 barriles por día (bpd) la capacidad de transporte de crudo entre la región de Alberta y la Costa Pacífica de British Columbia, Canadá anticipa que su producción continuará siendo mayor a su capacidad de transporte.
Un informe de S&P Global asegura que el petróleo canadiense disponible para exportación aumentará en unos 500.000 bpd para finales del próximo año. Un valor que incluso es superior a la producción de algunos países miembros de la Opep, y que ocupará casi la totalidad de los 590.000 bpd de la nueva capacidad del Trans Mountain, cuyo recorrido se extiende sobre 1.150 kilómetros. De ahí que la promesa de mejores precios para el crudo canadiense se desvanezca rápidamente.
Durante años, los productores de esta parte del mundo han soportado una escasez de oleoductos que les ha impedido llevar su crudo hasta sus compradores internacionales de manera eficiente. Obligándolos a fijar un precio de venta por debajo de la referencia estadounidense WTI. Tan solo este año dicho diferencial ha llegado a ser hasta de US$20. Una cifra mayor que el promedio de alrededor de US$15,50 de los últimos cinco años.
Por esta razón, el aumento de la capacidad del Trans Mountain, cuyas obras están avanzadas en 98%, se veía como una oportunidad de mejores precios. Sin embargo, la propia expectativa de su entrada en operación, y otros factores, han llevado a un aumento en la perspectiva de producción.
Al punto que para el 2024 y 2025 se prevé el ingreso de 375.000 bpd adicionales sólo en el norte de Alberta. Lo que supondría un incremento de 8% con respecto a la producción total de Canadá, que hoy es cercana a los 4,8millones de bpd. Y que ya de por sí está 600.000 bpd por encima de la capacidad de los oleoductos de exportación, que es de aproximadamente 4,2 millones de bpd.
“El Trans Mountain se ha convertido en un sistema de entrega justo a tiempo. Si hubiera llegado a tiempo como se suponía, Canadá habría tenido un exceso de capacidad. En principio todo va a estar efectivamente congestionado, pero se puede evitar un regreso a los días de gran escasez de oleoductos si el crecimiento de la producción realmente se desacelera en el mediano plazo”, dijo Kevin Birn, analista jefe de los mercados petroleros canadienses de S&P Global Commodity Insights.
“El Trans Mountain se ha convertido en un sistema de entrega justo a tiempo. Si hubiera llegado a tiempo como se suponía, Canadá habría tenidoun exceso de capacidad”.
El gobierno del primer ministro Justin Trudeau compró el oleoducto en 2017 para salvarlo y brindar a los productores del país una forma eficiente para vender su crudo a los mercados de Asia. Si bien la construcción ha avanzado bajo el gobierno, y se inaugurará en el segundo semestre del año, esta lleva años de retraso.
Pues cuando la expansión fue presentada en 2012 por Kinder Morgan, con sede en Houston, se tenía como objetivo comenzar la construcción en 2017 e iniciar un nuevo flujo de petróleo en 2019. Ahora, cinco años después de ese plazo, el proyecto ha costado más de US$ 23.000 millones. Es decir, esto es seis veces más que el valor inicial establecido en US$4.000 millones.
“Las intenciones del gobierno son correctas de tener una buena supervisión del proyecto son correctas, pero no han descubierto cómo lograr que sea eficiente y rentable. Es ridículo que este oleoducto cueste ese valor”.
Aseguró Tristan Goodman, director ejecutivo de Explorers and Producers Association of Canada, quien argumenta que el creciente costo del oleoducto se debe al ‘fallido’ marco regulatorio del gobierno para proyectos ambientales, energéticos y de recursos naturales.
Mientras esta expansión del Trans Mountain sigue en construcción, el transporte de crudo por ferrocarril se duplico por cuenta del aumento de la producción en Alberta.
Los datos del Regulador de Energía muestran que los volúmenes movidos por esa vía pasaron de 78.747 bpd en mayo del año pasado a un máximo de 167.006 bpd a finales del 2023. Canadá es el tercer país con más reservas petroleras, concentrando más de 10% de ellas.
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