MATTHEW SMITH

La decisión del presidente Biden de eliminar el controvertido oleoducto Keystone XL, que había sido aprobado por su predecesor, es un tremendo golpe para el sector energético de Canadá y, en particular, para su industria de arenas petrolíferas. 

Durante años, el vecino norteño rico en petróleo de EE.UU., que tiene las terceras reservas probadas de petróleo más grandes del mundode 168 mil millones de barriles, durante algún tiempo ha carecido de suficiente capacidad de extracción para el petróleo crudo producido. 

Esa falta de capacidad de transporte está pesando mucho en los precios de los grados de petróleo crudo canadiense, que ve la mezcla de referencia de petróleo pesado crucial Western Canadian Select (WCS) cotizando con un descuento de casi US$ 14 frente a West Texas Intermediate. 

Un descuento tan sustancial está afectando la rentabilidad de los productores canadienses de petróleo pesado en un entorno operativo difícil en el que los precios del crudo se ven atrapados en una caída prolongada. Incluso después del último repunte, provocado por el sorprendente recorte de producción de un millón de barriles por día de Arabia Saudita, el WTI se vende a alrededor de 53 dólares el barril. 

La falta de acceso adecuado a los mercados de refinación de EE.UU., especialmente en el medio oeste, donde muchas refinerías están configuradas para procesar petróleo crudo pesado y extrapesado, podría paralizar la industria de arenas petrolíferas de Canadá. Estados Unidos es el principal consumidor de petróleo crudo canadiense que importa, según Natural Resources Canada, importando el 79% de todo el petróleo producido por Canadá durante 2019.

Estados Unidos consume el 98% de las exportaciones de petróleo crudo de Canadá, lo que subraya aún más la importancia de que las empresas canadienses de energía sean capaz de transportar petróleo crudo de manera rentable a las refinerías al sur de la frontera. La prolongada falta de capacidad para llevar hizo que el volumen de petróleo crudo almacenado aumentara, lo que provocó que los precios de WCS cayeran.

Eso significaba que WCS no solo se vendía a menos de US$ 6 el barril mientras que el WTI se cotizaba a US$ 43,50 el barril, sino que muchas empresas de arenas petrolíferas estaban bombeando bitumen con pérdidas. Este desarrollo demostró cuán significativamente la falta crónica de capacidad de los oleoductos estaba afectando los precios de la mezcla de petróleo crudo canadiense y la industria de arenas petrolíferas económicamente crucial de Alberta. 

La crisis fue que el severo gobierno provincial de Alberta se vio obligado a introducir límites de producción obligatorios que comenzaron en enero de 2019 y terminaron en noviembre de 2020.

El gobierno de Alberta y la industria de arenas petrolíferas esperaban que el oleoducto Keystone XL reforzara la capacidad del oleoducto, aliviando la necesidad de límites de producción y reduciendo el diferencial de precios de WCS. 

La revocación de Biden del permiso presidencial transfronterizo clave, otorgado por Trump, esencialmente ha sonado la sentencia de muerte para el oleoducto Keystone XL y el alivio considerable que su puesta en servicio daría a la maltrecha industria de arenas petrolíferas de Canadá. A raíz de esa decisión presidencial, el diferencial de precios de WCS se ha ampliado, ejerciendo presión sobre la rentabilidad de los productores de arenas petrolíferas que ya se encuentran en dificultades. 

También provocará un fuerte repunte en la demanda de transporte ferroviario de exportaciones canadienses de betún. Para noviembre de 2020, el volumen de exportaciones de petróleo crudo canadiense por ferrocarrilse había disparado un 86,5% mes a mes a 173.095 barriles diarios. 

Esto también fue cuatro veces y medio mayor que en julio, cuando las exportaciones de petróleo crudo por ferrocarril alcanzaron un mínimo de varios años de 38.867 barriles diarios. El número de noviembre todavía era significativamente menor que el del año anterior, cuando se exportaron 302.345 barriles de crudo diario por ferrocarril. 

La disminución significativa en los volúmenes de exportación de crudo por ferrocarril durante 2020 se puede atribuir a una producción de petróleo pesado significativamente menor y una menor demanda de las refinerías de EE.UU. debido a los precios del petróleo mucho más débiles, así como a un menor consumo de combustible debido a la pandemia de COVID-19. 

Para mayo de 2020 Producción de petróleo canadiensehabía caído a un mínimo de varios años de 3,96 millones de barriles diarios, un 13% menos que un año antes, ya que los operadores recortaron el gasto de capital, cerraron pozos antieconómicos y aplazaron o cancelaron las actividades de desarrollo en respuesta a la pandemia y el colapso del precio del petróleo. 

Incluso después de que los precios del petróleo se estabilizaran y las empresas canadienses de energía aumentaron sus operaciones durante la segunda mitad de 2020, la producción anual de petróleo de Canadá estuvo muy por debajo de 2019.

La producción de diciembre de 2020 de 4,74 millones de barriles diarios fue un 9,5% más baja que un año antes y la producción anual de petróleo promedió 4,38 millones de barriles diarios que fue 6.6% menor que en 2019. 

La falta de capacidad de oleoductos junto con los operadores de arenas petrolíferas canadienses impulsan el gasto y la producción porque los precios del petróleo más firmes eventualmente desencadenarán más presiones de precios para WCS, lo que hará que se amplíe el diferencial con WTI. Eso no augura nada bueno para la rentabilidad de las empresas canadienses de arenas petrolíferas. 

Si bien los grandes operadores de arenas petrolíferas como Suncor , Cenovus y Canadian Natural Resources tienen bajos costos operativos en efectivo de alrededor de US$ 32, US$ 20 y US$ 19 por barril respectivamente, los precios de equilibrio de toda la industria son mucho más altos. 

El gobierno de Alberta fijó el precio de equilibrio para los nuevos proyectos de arenas petrolíferas en US$ 55 a US$ 75 por barril WTI, en comparación conDe 46 a 52 dólares el barril de petróleo de esquisto estadounidense, que es significativamente más alto que el precio actual del WTI de 53 dólares por barril. 

Esto significa que a pesar de que las operaciones de arenas petrolíferas existentes de Suncor, Cenovus y Canadian Natural Resource tienen un flujo de caja positivo en el entorno actual, hay poco o ningún incentivo para desarrollar nuevos proyectos. 

Eso privará a la economía de Canadá y, en particular, de la de Alberta de una inversión muy necesaria, lo que afectará el crecimiento con el petróleo crudo responsable de alrededor del 8,5% y el 16% del PIB, respectivamente.

El cierre del oleoducto Keystone XL tiene el potencial de provocar una repetición de lo que ocurrió durante 2018, donde el aumento de la producción de arenas petrolíferas, la falta de capacidad de extracción y el almacenamiento casi completo de petróleo canadiense provocaron el colapso de los precios de WCS. 

La situación empeorará a medida que crezca la producción de petróleo canadiense en respuesta a los mayores precios del petróleo. La falta de capacidad del oleoducto, junto con el hecho de que el crudo por ferrocarril no pueda llenar el vacío y sea más costoso, obligará a almacenar el petróleo adicional producido. 

A medida que los volúmenes de almacenamiento crezcan y se acerquen a la capacidad, afectará los precios de WCS y hará que el diferencial de precios con WTI se amplíe, lo que afectará la rentabilidad de los productores de arenas petrolíferas. Si bien la decisión de Biden se alinea con las perspectivas ambientales, climáticas y políticas, tendrá un inmenso impacto negativo en la zona petrolera de Canadá.