Petróleo canadiense competirá directamente en Asia

Vista aérea del terminal marítimo Trans Mountain de Kinder Morgan, en Burnaby, B.C., Canadá, el 29 de mayo de 2018.  Foto Canadian Press / Jonathan Hayward

 

La producción de crudo canadiense tendrá una tendencia al alza y competirá directamente con otros crudos transportados por agua a medida que el mercado aproveche el exceso de capacidad de los oleoductos, dice Naomi Esfahani, asesora principal de MEG Energy.

Por Brett Holmes en Argus Media | Traducción libre del inglés por lapatilla.com

“Con la puesta en marcha de la (Expansión) Trans Mountain, habrá una cantidad sustancial de crudo que tendrá acceso a la costa oeste de Canadá”, dijo Esfahani ayer en la Cumbre de Crudo de Argus Americas en Houston.

Esa expansión proporcionará casi el triple de los 300.000 b/d existentes de capacidad de oleoductos entre Alberta, rica en petróleo, y la costa oeste y proporcionará un viaje mucho más corto a los mercados asiáticos.

“Estos barriles podrán competir con las cargas del primer mes y competir directamente con los crudos con base en Dubái”, dijo Esfahani, a diferencia del retraso actual de dos meses desde que se comercializan en la costa del Golfo de EE. UU. hasta que se consumen en el extranjero. .

Colin Gruending, presidente de oleoductos de líquidos en Enbridge, espera que el oleoducto Trans Mountain Expansion de la competencia esté en línea en algún momento de 2023, pero su compañía está considerando aún más capacidad para la costa del Golfo de EE. UU.

“Vemos otros 200.000 b/d por aquí”, dijo Gruending, y se buscan eficiencias en todo el sistema de Enbridge, incluidos los oleoductos Flanagan South, Seaway y Express.

“Creemos que las exportaciones del Golfo, y de Houston en particular, son estratégicas”, dijo Gruending. “América del Norte será larga de hidrocarburos” y llegar al agua es un tema, ya sea a través de la costa oeste de Canadá, Texas o Luisiana.

Enbridge encargó su Proyecto de Reemplazo de la Línea 3 que conecta Alberta con Wisconsin, agregando efectivamente 370,000 b/d de nueva capacidad que se comparte entre crudos pesados ??y livianos. Ese cambio radical ha brindado alivio a los inventarios canadienses al permitir que más volúmenes despejen el mercado.

“La Línea 3 ha cambiado bastante este panorama con más flujos que tienen acceso a las exportaciones desde la costa del Golfo de EE. UU.”, dijo Esfahani, cuyo empleador produce alrededor de 100.000 b/d de crudo pesado con alto contenido de TAN en la región de arenas bituminosas de Canadá.

Gran parte de la atracción proviene de China, India y el sudeste asiático, y Esfahani atribuye parte de eso a las refinerías que ya no tratan los crudos canadienses como grados oscuros.

Más bien, están comenzando a adoptar los grados canadienses para diversificar las fuentes, poniendo el petróleo canadiense cara a cara con los del Medio Oriente que las refinerías asiáticas tradicionalmente están acostumbradas a comprar.

Esfahani también espera que aumente la liquidez comercial debido al uso de Aframaxes en la costa oeste una vez que se complete la Expansión Trans Mountain.

Con la incertidumbre en las perspectivas a largo plazo de la demanda mundial de crudo, los productores canadienses ahora tienen que sopesar la vida útil de sus proyectos. Pueden pasar de tres a cinco años desde la sanción hasta el primer petróleo, dijo Esfahani, pero los proyectos pueden producir durante décadas, lo que puede obstaculizar los planes de crecimiento.

Esfahani y Gruending anticipan un enfoque prudente para el desarrollo en las arenas bituminosas de Canadá mediante el arranque de proyectos que pueden haberse aplazado o centrándose en llevar los activos a la capacidad nominal.

Pero “la producción llenará la salida, tal vez gradualmente”, dijo Gruending. “La asignación de capital disciplinada colectivamente llenará esa salida con el tiempo”.

Mientras tanto, tanto Esfahani como Gruending acordaron que tener un poco de exceso de capacidad nunca es algo malo.