S&P Global Commodity Insights
Análisis
Cuando puede vender a un solo comprador, está sujeto al precio que ese comprador esté dispuesto a pagar. Ésta ha sido la lección de los productores de petróleo de Canadá, que se han visto obligados a vender la mayor parte del crudo que sale de las arenas bituminosas de Canadá a refinerías estadounidenses en la costa del Golfo. Según S&P Global Ratings, el crudo agrio pesado Western Canadian Select (WCS) se ha comparado con el West Texas Intermediate (WTI). Hay varias razones para eso. Una es que el WTI es un petróleo más ligero y dulce que es más fácil de refinar debido a su menor contenido de azufre que el crudo amargo pesado. Otra razón para el fuerte descuento es que los productores canadienses tuvieron que vender a refinerías del Medio Oeste de Estados Unidos o de la Costa del Golfo debido a la disponibilidad limitada de oleoductos.
Los mayores volúmenes ahora disponibles a través del oleoducto TMX ofrecerán cierto alivio a los productores de crudo canadienses frente a los grandes descuentos que han tenido que ofrecer. Sin embargo, con la creciente producción de crudo de la región de arenas bituminosas de Alberta, es sólo cuestión de tiempo antes de que esta capacidad adicional alcance su límite máximo .
Eso está a punto de cambiar. El 1 de mayo, Trans Mountain Corp. casi duplicará su capacidad para transportar crudo canadiense a la costa oeste a través del oleoducto TMX. La ampliación del oleoducto costó aproximadamente 34,000 millones de dólares y estuvo plagada de retrasos y sobrecostos.
Aquellas refinerías capaces de procesar crudo amargo pesado pueden ver cierta compresión de márgenes debido al nuevo oleoducto. Los márgenes de refinación han disminuido desde 2022, cuando alcanzaron un máximo histórico. Las refinerías de la Costa del Golfo ahora tendrán que competir con las refinerías de la Costa Oeste y China por el crudo canadiense. Cuando las refinerías pujan entre sí, los precios tienden a subir y los márgenes bajan.
Según S&P Global Commodity Insights, la primera carga que se enviará a través del oleoducto TMX irá a la empresa china Sinochem . Sinochem tiene tres refinerías en el este de Shandong. Los participantes del mercado han sugerido que la introducción de clientes asiáticos para el crudo canadiense traerá oportunidades de arbitraje . Además, el aumento de las exportaciones de crudo desde la costa oeste de Canadá aumentará la demanda de las capacidades de envío existentes de Aframax .
Los mayores volúmenes ahora disponibles a través del oleoducto TMX ofrecerán cierto alivio a los productores de crudo canadienses frente a los grandes descuentos que han tenido que ofrecer. Sin embargo, con la creciente producción de crudo de la región de arenas bituminosas de Alberta, es sólo cuestión de tiempo antes de que esta capacidad adicional alcance su límite máximo . Según algunas estimaciones, el 80% del crudo que fluye a través del oleoducto ya ha sido comprometido para contratos de 15 a 20 años. El 20% restante está reservado para los mercados al contado, porcentaje exigido por los reguladores canadienses.
“El gobierno de Alberta pronostica que su producción aumentará de aproximadamente 3.4 millones de bbls/d a más de 3.5 millones de bbls/d en 2025”, escribió S&P Global Ratings en una reciente pregunta frecuente sobre crédito sobre la calidad crediticia de las refinerías estadounidenses. “Creemos que esto podría reducir el diferencial WCS-WTI al rango de $12-$15, similar al arancel existente para llevar WCS a la Costa del Golfo y similar al arancel propuesto para la expansión de TMX”.
