La producción de petróleo en Canadá es una industria importante para la economía general de América del Norte . Canadá tiene la tercera reserva de petróleo más grande del mundo y es el cuarto productor de petróleo más grande del mundo y el cuarto exportador de petróleo más grande . En 2019 produjo un promedio de 750.000 metros cúbicos por día (4,7 Mbbl/d) de petróleo crudo y equivalente. De esa cantidad, el 64% se mejoró a partir de arenas petrolíferas no convencionales y el resto , petróleo crudo ligero , petróleo crudo pesado y condensado de gas natural . [1] La mayor parte de la producción canadiense de petróleo se exporta, aproximadamente 600.000 metros cúbicos por día (3,8 Mbbl/d) en 2019, y el 98% de las exportaciones se destinan a los Estados Unidos. [1] Canadá es, con mucho, la mayor fuente individual de importaciones de petróleo a los Estados Unidos, proporcionando el 43% de las importaciones de petróleo crudo de Estados Unidos en 2015. [2]
La industria petrolera en Canadá también se conoce como la "zona petrolera canadiense"; el término se refiere especialmente a las operaciones upstream (exploración y producción de petróleo y gas), y en menor grado a las operaciones downstream (refinación, distribución y venta de productos de petróleo y gas). En 2005, se perforaron casi 25.000 nuevos pozos de petróleo en Canadá. Diariamente, se perforan más de 100 pozos nuevos solo en la provincia de Alberta . [3] Aunque Canadá es uno de los mayores productores y exportadores de petróleo del mundo, también importa cantidades significativas de petróleo a sus provincias orientales, ya que sus oleoductos no se extienden por todo el país y muchas de sus refinerías de petróleo no pueden manejar los tipos de petróleo que producen sus yacimientos petrolíferos. En 2017, Canadá importó 405.700 bbl/día (barriles por día) y exportó 1.115.000 bbl/día de productos petrolíferos refinados. [4] [5]
La industria petrolera canadiense se desarrolló en paralelo a la de los Estados Unidos. El primer pozo petrolero en Canadá fue excavado a mano (en lugar de perforarlo) en 1858 por James Miller Williams cerca de su planta de asfalto en Oil Springs, Ontario . A una profundidad de 4,26 metros (14,0 pies) [6] encontró petróleo, un año antes de que el "Coronel" Edwin Drake perforara el primer pozo petrolero en los Estados Unidos. [7] Williams luego fundó "The Canadian Oil Company", que calificó como la primera compañía petrolera integrada del mundo .
La producción de petróleo en Ontario se expandió rápidamente y prácticamente todos los productores importantes se convirtieron en sus propias refinerías . En 1864, había 20 refinerías en funcionamiento en Oil Springs y siete en Petrolia, Ontario . Sin embargo, el estatus de Ontario como productor importante de petróleo no duró mucho. En 1880, Canadá era un importador neto de petróleo de los Estados Unidos.
La geografía , la geología , los recursos y los patrones de asentamiento únicos de Canadá han sido factores clave en la historia de Canadá . El desarrollo del sector petrolero ayuda a ilustrar cómo han ayudado a que la nación sea bastante distinta de los Estados Unidos. A diferencia de los Estados Unidos, que tiene varias regiones productoras de petróleo diferentes, la gran mayoría de los recursos petroleros de Canadá se concentran en la enorme Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB), una de las formaciones que contienen petróleo más grandes del mundo. Se encuentra debajo de 1.400.000 kilómetros cuadrados (540.000 millas cuadradas) del oeste de Canadá , incluida la mayor parte o parte de cuatro provincias occidentales y un territorio del norte. Consiste en una cuña masiva de roca sedimentaria de hasta 6 kilómetros (3,7 millas) de espesor que se extiende desde las Montañas Rocosas en el oeste hasta el Escudo Canadiense en el este, está muy lejos de los puertos de la costa este y oeste de Canadá, así como de sus centros industriales históricos . También está lejos de los centros industriales estadounidenses . Debido a su aislamiento geográfico, la zona fue colonizada relativamente tarde en la historia de Canadá, y su verdadero potencial de recursos no se descubrió hasta después de la Segunda Guerra Mundial. Como resultado, Canadá construyó sus principales centros de fabricación cerca de sus históricas fuentes de energía hidroeléctrica en Ontario y Quebec, en lugar de sus recursos petrolíferos en Alberta y Saskatchewan. Sin conocer su propio potencial, Canadá comenzó a importar la gran mayoría de su petróleo de otros países a medida que se convertía en una economía industrial moderna.
La provincia de Alberta se encuentra en el centro de la WCSB y la formación se encuentra debajo de la mayor parte de la provincia. El potencial de Alberta como provincia productora de petróleo pasó desapercibido durante mucho tiempo porque geológicamente era muy diferente de las regiones productoras de petróleo de Estados Unidos. El primer pozo de petróleo en el oeste de Canadá se perforó en el sur de Alberta en 1902, pero no produjo durante mucho tiempo y sirvió para engañar a los geólogos sobre la verdadera naturaleza de la geología del subsuelo de Alberta. El campo petrolífero de Turner Valley se descubrió en 1914 y durante un tiempo fue el campo petrolífero más grande del Imperio Británico , pero nuevamente engañó a los geólogos sobre la naturaleza de la geología de Alberta. En Turner Valley, los errores que cometieron las compañías petroleras provocaron miles de millones de dólares en daños al campo petrolífero por la quema de gas que no solo quemó miles de millones de dólares en gas sin un mercado inmediato, sino que destruyó el motor de gas del campo que permitía la producción de petróleo. Las llamaradas de gas en Turner Valley eran visibles en el cielo desde Calgary, a 75 km (50 mi) de distancia. Como resultado de este desperdicio altamente visible, el gobierno de Alberta lanzó vigorosos ataques políticos y legales contra el gobierno canadiense y las compañías petroleras que continuaron hasta 1938, cuando la provincia creó la Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural de Alberta e impuso una estricta legislación de conservación.
El estatus de Canadá como importador de petróleo de los EE. UU. cambió repentinamente en 1947 cuando se perforó el pozo Leduc No. 1 a poca distancia al sur de Edmonton. Los geólogos se dieron cuenta de que habían malinterpretado por completo la geología de Alberta, y el campo petrolífero altamente prolífico de Leduc, que desde entonces ha producido más de 50.000.000 m3 (310.000.000 bbl) de petróleo no era una formación única. Había cientos de formaciones de arrecifes devónicos más como esta debajo de Alberta, muchas de ellas llenas de petróleo. No había ninguna indicación superficial de su presencia, por lo que tuvieron que ser encontradas utilizando sismología de reflexión . El principal problema para las compañías petroleras fue cómo vender todo el petróleo que habían encontrado en lugar de comprar petróleo para sus refinerías. Se construyeron oleoductos desde Alberta a través del medio oeste de los Estados Unidos hasta Ontario y la costa oeste de Columbia Británica. Las exportaciones a los EE. UU. aumentaron drásticamente.
La mayoría de las compañías petroleras que exploraban en busca de petróleo en Alberta eran de origen estadounidense y, en su apogeo en 1973, más del 78 por ciento de la producción de petróleo y gas de Canadá estaba en manos de extranjeros y más del 90 por ciento de las compañías de producción de petróleo y gas estaban bajo control extranjero, en su mayoría estadounidense. Esta propiedad extranjera impulsó el Programa Nacional de Energía durante el gobierno de Trudeau . [8]
Aunque alrededor de una docena de empresas operan refinerías de petróleo en Canadá, solo tres empresas ( Imperial Oil , Shell Canada y Suncor Energy ) operan más de una refinería y comercializan productos a nivel nacional. Otras refinerías generalmente operan una sola refinería y comercializan productos en una región en particular. Las refinerías regionales incluyen North Atlantic Refining en Terranova, Irving Oil en Nuevo Brunswick, Valero Energy en Quebec, Federated Co-operatives en Saskatchewan, Parkland en Columbia Británica y Cenovus Energy en Alberta, BC y Saskatchewan. [9] Si bien Petro Canada alguna vez fue propiedad del gobierno canadiense, ahora es propiedad de Suncor Energy, que continúa utilizando la etiqueta Petro Canada para fines de marketing. En 2007, las tres mayores compañías petroleras de Canadá obtuvieron ganancias récord de 11.750 millones de dólares, un 10 por ciento más que los 10.720 millones de dólares de 2006. Los ingresos de las tres grandes empresas aumentaron a 80.000 millones de dólares, frente a los 72.000 millones de 2006. Las cifras excluyen a Shell Canada y ConocoPhillips Canada, dos filiales privadas que produjeron casi 500.000 barriles por día en 2006. [10]
Aproximadamente el 96% de la producción petrolera canadiense se produce en tres provincias: Alberta , Saskatchewan y Terranova y Labrador . En 2015, Alberta produjo el 79,2% del petróleo de Canadá, Saskatchewan el 13,5% y la provincia de Terranova y Labrador el 4,4%. Columbia Británica y Manitoba produjeron alrededor del 1% cada una. [11] Las cuatro provincias del oeste de Canadá , Alberta, Columbia Británica, Saskatchewan y Manitoba, producen su petróleo en la vasta y rica cuenca sedimentaria del oeste de Canadá , que se centra en Alberta pero se extiende a las otras tres provincias occidentales y a los Territorios del Noroeste . La provincia de Terranova y Labrador produce su petróleo a partir de perforaciones en alta mar en los Grandes Bancos de Terranova en el océano Atlántico occidental . [12]
Alberta es la provincia productora de petróleo más grande de Canadá, proporcionando el 79,2% de la producción petrolera canadiense en 2015. Esto incluyó petróleo crudo ligero , petróleo crudo pesado , betún crudo , petróleo crudo sintético y condensado de gas natural . En 2015, Alberta produjo un promedio de 492.265 metros cúbicos por día (3,1 Mbbl/d) de los 621.560 metros cúbicos por día (3,9 Mbbl/d) de producción de petróleo y equivalente de Canadá. [11] La mayor parte de su producción de petróleo provino de sus enormes depósitos de arenas petrolíferas , cuya producción ha aumentado de manera constante en los últimos años. Estos depósitos no convencionales le dan a Canadá las terceras reservas de petróleo más grandes del mundo , que solo son rivalizadas por reservas de petróleo similares pero aún mayores en Venezuela y reservas de petróleo convencional en Arabia Saudita . Aunque Alberta ya ha producido más del 90% de sus reservas convencionales de petróleo crudo, sólo ha producido el 5% de sus arenas petrolíferas, y sus reservas restantes de arenas petrolíferas representan el 98% de las reservas de petróleo establecidas de Canadá. [13]
Además de ser el mayor productor mundial de betún de arenas petrolíferas, Alberta es el mayor productor de petróleo crudo convencional , crudo sintético , gas natural y líquidos de gas natural de Canadá.
Las arenas petrolíferas de Alberta se encuentran bajo 142.200 kilómetros cuadrados (54.900 millas cuadradas) de tierra en las áreas de Athabasca, Cold Lake y Peace River en el norte de Alberta, una vasta área de bosque boreal que es más grande que Inglaterra . Las arenas petrolíferas de Athabasca son el único campo petrolífero grande en el mundo adecuado para la minería a cielo abierto , mientras que las arenas petrolíferas de Cold Lake y las arenas petrolíferas de Peace River deben producirse mediante perforación. [14] Con el avance de los métodos de extracción, se produce betún y crudo sintético económico a costos cercanos a los del crudo convencional. Esta tecnología creció y se desarrolló en Alberta. Muchas empresas emplean tanto la minería a cielo abierto convencional como métodos no convencionales para extraer el betún del depósito de Athabasca. Aproximadamente 24 mil millones de metros cúbicos (150 Gbbl) de las arenas petrolíferas restantes se consideran recuperables a los precios actuales con la tecnología actual. [13] La ciudad de Fort McMurray se desarrolló cerca para dar servicio a las operaciones de arenas petrolíferas, pero su ubicación remota en el bosque boreal por lo demás inexplorado se convirtió en un problema cuando toda la población de 80.000 personas tuvo que ser evacuada con poca antelación debido al incendio forestal de Fort McMurray de 2016 que envolvió la ciudad y destruyó más de 2.400 viviendas. [15]
Los principales yacimientos de petróleo se encuentran en el sureste (Brooks, Medicine Hat, Lethbridge), noroeste (Grande Prairie, High Level, Rainbow Lake, Zama), centro (Caroline, Red Deer) y noreste (petróleo crudo pesado que se encuentra adyacente a las arenas petrolíferas) de Alberta .
Las regiones estructurales incluyen: estribaciones, gran arco y cuenca profunda.
En Alberta hay cinco plantas de mejoramiento de arenas petrolíferas que convierten el bitumen crudo en petróleo crudo sintético, algunas de las cuales también producen productos refinados como combustible diésel. Tienen una capacidad combinada de 1,3 millones de barriles por día (210.000 m3 / d) de bitumen crudo. [16]
Alberta es la provincia productora de petróleo más grande de Canadá y el centro de los sistemas de oleoductos y gasoductos de Canadá. Aproximadamente 415.000 kilómetros (258.000 millas) de oleoductos y gasoductos de Canadá operan únicamente dentro de los límites de Alberta y están bajo la jurisdicción del Regulador de Energía de Alberta . Los oleoductos que cruzan fronteras provinciales o internacionales están regulados por la Junta Nacional de Energía . [17] Los principales oleoductos que transportan petróleo desde Alberta a los mercados de otras provincias y estados de EE. UU. incluyen: [18]
En Alberta hay cuatro refinerías de petróleo con una capacidad combinada de más de 458.200 barriles por día (72.850 m3 / d) de petróleo crudo. La mayoría de ellas están ubicadas en lo que se conoce como Refinery Row en el condado de Strathcona, cerca de Edmonton , Alberta , que suministra productos a la mayor parte del oeste de Canadá. Además de productos refinados como gasolina y combustible diésel, las refinerías y los mejoradores también producen gases residuales, que se utilizan como materia prima para las plantas petroquímicas cercanas. [16]
Dos de los mayores productores de petroquímicos de Norteamérica se encuentran en el centro y centro norte de Alberta. Tanto en Red Deer como en Edmonton , fabricantes de polietileno y vinilo de primera clase producen productos que se envían a todo el mundo, y las refinerías de petróleo de Edmonton proporcionan las materias primas para una gran industria petroquímica al este de Edmonton. Hay cientos de pequeñas empresas en Alberta dedicadas a brindar diversos servicios a esta industria, desde perforación hasta mantenimiento de pozos, mantenimiento de tuberías y exploración sísmica .
Mientras que Edmonton (población 972,223 mil en 2019 [20] ) es la capital provincial y se considera el centro de oleoductos, fabricación, procesamiento químico, investigación y refinación de la industria petrolera canadiense, su ciudad rival Calgary (población 1,26 millones [20] ) es la principal sede central de la compañía petrolera y centro financiero, con más de 960 oficinas de compañías petroleras senior y junior. Calgary también tiene oficinas regionales de los seis principales bancos canadienses, unas 4.300 compañías de petróleo, energía y servicios relacionados, y 1.300 compañías de servicios financieros, lo que la convierte en la segunda ciudad con sede central más grande de Canadá después de Toronto. [21]
Saskatchewan es la segunda provincia productora de petróleo de Canadá después de Alberta, y produjo alrededor del 13,5 % del petróleo de Canadá en 2015. Esto incluye petróleo crudo ligero , petróleo crudo pesado y condensado de gas natural . La mayor parte de su producción es petróleo pesado pero, a diferencia de Alberta, ninguno de los depósitos de petróleo pesado de Saskatchewan está clasificado oficialmente como arenas bituminosas . En 2015, Saskatchewan produjo un promedio de 83 814 metros cúbicos por día (527 000 bbl/d) de petróleo y producción equivalente. [11]
Todo el petróleo de Saskatchewan se produce en la vasta cuenca sedimentaria del oeste de Canadá , de la que aproximadamente el 25 % se encuentra debajo de la provincia. Al estar situada en el extremo oriental menos profundo de la cuenca sedimentaria, Saskatchewan tiende a producir más petróleo y menos gas natural que otras partes. Tiene cuatro regiones productoras de petróleo principales: [23]
Hay dos mejoradores de petróleo pesado en Saskatchewan. [25]
La mayor parte de la capacidad de refinación de la provincia se encuentra en un solo complejo en la capital provincial de Regina : [25]
La actividad de petróleo y gas está regulada por la Industria y Recursos de Saskatchewan (SIR). [26]
Terranova y Labrador es la tercera provincia productora de petróleo de Canadá, y en 2015 produjo aproximadamente el 4,4 % del petróleo de Canadá. Este petróleo se componía casi exclusivamente de crudo ligero producido por instalaciones petroleras en alta mar en los Grandes Bancos de Terranova . En 2015, estos yacimientos en alta mar produjeron un promedio de 27 373 metros cúbicos por día (172 000 bbl/d) de crudo ligero. [11]
Terranova tiene una refinería de petróleo, la Come By Chance Refinery , que tiene una capacidad de 115.000 barriles por día (18.300 m3 / d). La refinería fue construida antes del descubrimiento de petróleo en alta mar de Terranova para procesar petróleo importado barato y vender los productos principalmente en los Estados Unidos. Desafortunadamente, la puesta en marcha de la refinería en 1973 coincidió con la crisis del petróleo de 1973 , que cuadriplicó el precio del suministro de crudo de la refinería. Esto y los problemas técnicos hicieron que la refinería se declarara en quiebra en 1976. Se reanudó bajo nuevos propietarios en 1986 y ha pasado por una serie de propietarios hasta ahora, cuando es operada por North Atlantic Refining Limited. [27] Sin embargo, a pesar de que posteriormente se descubrieron importantes yacimientos petrolíferos en alta mar frente a Terranova, la refinería no estaba diseñada para procesar el tipo de petróleo que producían y no procesó ningún petróleo de Terranova hasta 2014. Hasta entonces, toda la producción de Terranova se destinaba a refinerías de Estados Unidos y otras partes de Canadá, mientras que la refinería importaba todo su petróleo de otros países. [28]
En 2015, la Columbia Británica produjo un promedio de 8.643 metros cúbicos por día (54.000 bbl/d) de petróleo y equivalentes, o aproximadamente el 1,4% del petróleo de Canadá. Alrededor del 38% de esta producción de líquidos fue petróleo crudo ligero , pero la mayor parte (62%) fue condensado de gas natural . [11]
Los yacimientos petrolíferos de la Columbia Británica se encuentran en el extremo noroeste de la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá , propensa al gas , y su industria petrolera es secundaria a la industria del gas natural, de mayor tamaño. La perforación de pozos de gas y petróleo se lleva a cabo en Peace Country , en el noreste de la Columbia Británica , alrededor de Fort Nelson ( campo petrolífero de Greater Sierra ), Fort St. John (Pink Mountain, Ring Border) y Dawson Creek.
La actividad de petróleo y gas en Columbia Británica está regulada por la Comisión de Petróleo y Gas (OGC). [29]
En Columbia Británica sólo quedan dos refinerías de petróleo. [9]
En el área de Vancouver había cuatro refinerías de petróleo, pero Imperial Oil , Shell Canada y Petro Canada convirtieron sus refinerías en terminales de productos en los años 1990 y ahora abastecen al mercado de Columbia Británica desde sus grandes refinerías cerca de Edmonton , Alberta , que están más cerca de las arenas petrolíferas de Canadá y los campos petrolíferos más grandes. [30] La refinería de Chevron está en riesgo de cierre debido a las dificultades para obtener suministro de petróleo de Alberta a través del oleoducto Trans Mountain, de capacidad limitada, su único enlace de oleoducto con el resto de Canadá. [31]
En junio de 2016, Chevron puso a la venta su refinería de petróleo en Burnaby, Columbia Británica, junto con su red de distribución de combustible en Columbia Británica y Alberta. “La empresa reconoce que estos son tiempos difíciles y que debemos estar abiertos a las condiciones cambiantes del mercado y a las oportunidades que surjan”, dijo un representante de la empresa. La refinería, que comenzó a producir en 1935, tiene 430 empleados. La oferta de venta de Chevron sigue a la venta por parte de Imperial Oil de 497 estaciones de servicio Esso en Columbia Británica y Alberta. No está claro qué sucederá si Chevron no vende sus activos en Columbia Británica. [32]
Manitoba produjo un promedio de 7.283 metros cúbicos por día (46.000 bbl/d) de petróleo crudo ligero en 2015, o alrededor del 1,2% de la producción de petróleo de Canadá. [11]
La producción de petróleo de Manitoba se concentra en el sudoeste de Manitoba, a lo largo del flanco noreste de la cuenca Williston , una gran cuenca geológica estructural que también se encuentra debajo de partes del sur de Saskatchewan, Dakota del Norte, Dakota del Sur y Montana. A diferencia de Saskatchewan, muy poco del petróleo de Manitoba es crudo pesado . [33]
No hay refinerías de petróleo en Manitoba.
Los Territorios del Noroeste produjeron un promedio de 1.587 metros cúbicos por día (10.000 bbl/d) de petróleo crudo ligero en 2015, o aproximadamente el 0,2% de la producción petrolera de Canadá. [11] Hay un gran yacimiento petrolífero histórico en Norman Wells , que ha producido la mayor parte de su petróleo desde que comenzó a producir en 1937, y continúa produciendo a tasas bajas. Solía haber una refinería de petróleo en Norman Wells, pero se cerró en 1996 y todo el petróleo ahora se transporta por oleoductos a refinerías en Alberta. [34]
Durante los años 1970 y 1980, empresas como Panarctic Oils Ltd. , Petro Canada y Dome Petroleum realizaron extensas perforaciones en el Ártico canadiense . Después de perforar 176 pozos a un costo de miles de millones de dólares, se encontraron unos modestos 1.900 millones de barriles (300 × 10 6 m 3 ) de petróleo. Ninguno de los hallazgos fue lo suficientemente grande como para pagar los esquemas multimillonarios de producción y transporte necesarios para extraer el petróleo, por lo que todos los pozos que se habían perforado fueron tapados y abandonados. [36] Además, después de la explosión de Deepwater Horizon en el Golfo de México en 2010, se introdujeron nuevas reglas que desalentaron a las empresas a realizar perforaciones en alta mar en el Ártico canadiense. [37]
En 2015, Ontario produjo un promedio de 157 metros cúbicos por día (1.000 bbl/d) de petróleo crudo ligero , o menos del 0,03% de la producción petrolera de Canadá. La producción terrestre en otras provincias al este de Ontario fue aún más insignificante. [11]
Ontario fue el centro de la industria petrolera canadiense en el siglo XIX. Tenía el pozo petrolero comercial más antiguo de América del Norte (excavado a mano en 1858 en Oil Springs, Ontario , un año antes de que se perforara el pozo Drake en Pensilvania ) y el campo petrolero en producción más antiguo de América del Norte (que produce petróleo crudo de forma continua desde 1861). Sin embargo, alcanzó su pico de producción y comenzó a declinar hace más de 100 años. [38]
Canadá tuvo uno de los primeros oleoductos del mundo en 1862, cuando se construyó un oleoducto para transportar petróleo desde Petrolia, Ontario, hasta las refinerías de Sarnia, Ontario . Sin embargo, los yacimientos petrolíferos de Ontario comenzaron a declinar hacia fines del siglo XIX y, para la Segunda Guerra Mundial, Canadá importaba el 90% de su petróleo. En 1947, solo existían tres oleoductos canadienses. Uno se construyó para manejar solo la producción de Alberta. Un segundo transportaba crudo importado desde la costa de Maine hasta Montreal , mientras que el tercero llevaba petróleo estadounidense a Ontario. [39] Sin embargo, en 1947 se realizó el primer gran descubrimiento de petróleo en Alberta cuando Leduc No. 1 encontró petróleo a 40 kilómetros (25 millas) al suroeste del centro de Edmonton , Alberta . Fue seguido por muchos descubrimientos aún más grandes en Alberta, por lo que se construyeron oleoductos para llevar el petróleo recién descubierto a las refinerías en el Medio Oeste estadounidense y de allí a las refinerías en Ontario. [40]
A pesar de tener muy poca producción de petróleo, el este de Canadá tiene un gran número de refinerías de petróleo. Las de Ontario se construyeron cerca de los yacimientos petrolíferos históricos del sur de Ontario; las de las provincias del este se construyeron para procesar petróleo importado de otros países. Después de que se descubriera Leduc No. 1 en 1947, los yacimientos petrolíferos mucho más grandes de Alberta comenzaron a abastecer a las refinerías de Ontario. Después de que la crisis del petróleo de 1973 aumentara drásticamente el precio del petróleo importado, la economía de las refinerías se volvió desfavorable y muchas de ellas cerraron. En particular, Montreal, que tenía seis refinerías de petróleo en 1973, ahora tiene solo una. [42]
La provincia de Terranova y Labrador es el tercer mayor productor de petróleo de Canadá, con 27.373 metros cúbicos por día (172.000 bbl/d) de petróleo crudo ligero de sus yacimientos petrolíferos marinos de Grand Banks en 2015, aproximadamente el 4,4% del petróleo de Canadá. Véase la sección de Terranova y Labrador más arriba para obtener más detalles. La mayor parte de la otra producción marina se produjo en la provincia de Nueva Escocia , que produjo 438 metros cúbicos por día (2.750 bbl/d) de condensado de gas natural de sus yacimientos marinos de gas natural de Sable Island en 2015, o aproximadamente el 0,07% del petróleo de Canadá. [11]
En términos generales, la producción convencional de petróleo canadiense (mediante perforaciones profundas estándar) alcanzó su punto máximo a mediados de la década de 1970, pero las cuencas marinas de la Costa Este que se explotan en el Atlántico canadiense no alcanzaron su punto máximo hasta 2007 y todavía producen a tasas relativamente altas. [43]
La producción de las arenas petrolíferas de Alberta todavía está en sus primeras etapas y los recursos de betún establecidos de la provincia durarán por generaciones en el futuro. El Regulador de Energía de Alberta estima que la provincia tiene 50 mil millones de metros cúbicos (310 mil millones de barriles ) de recursos de betún finalmente recuperables. Al ritmo de producción de 2014 de 366.300 m 3 /d (2,3 millones de bbl/d), durarían unos 375 años. El AER proyecta que la producción de betún aumentará a 641.800 m 3 /d (4,0 millones de bbl/d) para 2024, pero a ese ritmo todavía durarían unos 213 años. [44] : 3-10–3-26 Debido al enorme tamaño de los depósitos de arenas petrolíferas conocidos, las consideraciones económicas, laborales, ambientales y de política gubernamental son las limitaciones a la producción en lugar de encontrar nuevos depósitos.
Además, el Regulador de Energía de Alberta ha identificado recientemente más de 67 mil millones de metros cúbicos (420 Gbbl) de recursos de petróleo de esquisto no convencional en la provincia. [44] : 4–3 Este volumen es mayor que los recursos de arenas petrolíferas de la provincia y, si se explotara, daría a Canadá las mayores reservas de petróleo crudo del mundo. Sin embargo, debido a la naturaleza reciente de los descubrimientos, aún no hay planes para explotarlos.
Estos yacimientos petrolíferos son o fueron económicamente importantes para la economía canadiense:
Hay tres componentes de la industria petrolera canadiense: upstream, midstream y downstream.
El sector petrolero upstream también se conoce comúnmente como el sector de exploración y producción (E&P) . [45] [46] [47]
El sector upstream incluye la búsqueda de potenciales yacimientos subterráneos o submarinos de petróleo crudo y gas natural , la perforación de pozos exploratorios y, posteriormente, la perforación y operación de los pozos que recuperan y llevan el petróleo crudo y/o el gas natural en bruto a la superficie. Con el desarrollo de métodos para extraer metano de las capas de carbón , [48] ha habido un cambio significativo hacia la inclusión del gas no convencional como parte del sector upstream, y los correspondientes desarrollos en el procesamiento y transporte de gas natural licuado (GNL) . El sector upstream de la industria petrolera incluye Extracción de petróleo , Planta de producción de petróleo , Refinería de petróleo y Pozo de petróleo .
El sector intermedio implica el transporte, almacenamiento y comercialización al por mayor de productos petrolíferos crudos o refinados. Canadá tiene una gran red de oleoductos (más de 840.000 km) que transportan petróleo crudo y gas natural por todo el país. [49] Hay cuatro grupos principales de oleoductos: oleoductos de recolección, de alimentación, de transmisión y de distribución. Los oleoductos de recolección transportan petróleo crudo y gas natural desde pozos perforados en el subsuelo hasta baterías de petróleo o instalaciones de procesamiento de gas natural. La mayoría de estos oleoductos se encuentran en áreas productoras de petróleo en el oeste de Canadá. [50] Los oleoductos de alimentación transportan petróleo crudo, gas natural y líquidos de gas natural (NGL) desde las baterías, instalaciones de procesamiento y tanques de almacenamiento hasta la parte de larga distancia del sistema de transporte: los oleoductos de transmisión. Estos son los principales transportadores de petróleo crudo, gas natural y NGL dentro de las provincias y a través de fronteras provinciales o internacionales, donde los productos se envían a refinerías o se exportan a otros mercados. [50] Por último, los ductos de distribución son el conducto por el que se lleva el gas natural a los clientes que se encuentran aguas abajo, como las empresas de servicios públicos locales, para luego distribuirlo a hogares y empresas. Si los ductos están cerca de su capacidad máxima o no existen en ciertas áreas, el petróleo crudo se transporta por tierra en tren o camión , o por agua en embarcaciones marinas .
Las operaciones intermedias suelen incluir algunos elementos de los sectores upstream y downstream. Por ejemplo, el sector intermedio puede incluir plantas de procesamiento de gas natural que purifican el gas natural crudo, así como también eliminan y producen azufre elemental y líquidos de gas natural (NGL) como productos finales terminados. Los proveedores de servicios intermedios en Canadá se refieren a compañías de barcazas , compañías ferroviarias , compañías de transporte por carretera y de carga , compañías de transporte por oleoductos , compañías de logística y tecnología , compañías de transbordo y desarrolladores y operadores de terminales. El desarrollo de las enormes reservas de arenas petrolíferas en Alberta se vería facilitado por la mejora de la red de oleoductos de América del Norte que transportaría dilbit a refinerías o instalaciones de exportación. [51]
El sector downstream se refiere comúnmente a la refinación de petróleo crudo y al procesamiento y purificación de gas natural crudo , [45] [46] [47] así como a la comercialización y distribución de productos derivados del petróleo crudo y el gas natural . El sector downstream llega a los consumidores a través de productos como gasolina o nafta , queroseno , combustible para aviones , gasóleo , combustible para calefacción , fueloil , lubricantes , ceras , asfalto , gas natural y gas licuado de petróleo (GLP) , así como cientos de productos petroquímicos . Las operaciones midstream a menudo se incluyen en la categoría downstream y se consideran parte del sector downstream.
El petróleo crudo, por ejemplo, Western Canadian Select (WCS), es una mezcla de muchas variedades de hidrocarburos y, por lo general, tiene muchos compuestos que contienen azufre . El proceso de refinación convierte la mayor parte de ese azufre en sulfuro de hidrógeno gaseoso. El gas natural crudo también puede contener sulfuro de hidrógeno gaseoso y mercaptanos que contienen azufre , que se eliminan en plantas de procesamiento de gas natural antes de que el gas se distribuya a los consumidores. El sulfuro de hidrógeno eliminado en la refinación y el procesamiento de petróleo crudo y gas natural se convierte posteriormente en azufre elemental subproducto. De hecho, la gran mayoría de los 64.000.000 de toneladas métricas de azufre producidas en todo el mundo en 2005 fue azufre subproducto de refinerías y plantas de procesamiento de gas natural. [52] [53]
Se prevé que la producción total de petróleo crudo de Canadá, la mayor parte de la cual proviene de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá (WCSB), aumente de 3,85 millones de barriles por día (b/d) en 2016 a 5,12 millones de b/d para 2030. [54] El suministro de las arenas petrolíferas de Alberta representa la mayor parte del crecimiento y se espera que aumente de 1,3 millones de b/d en 2016 a 3,7 millones de b/d en 2030. [54] El betún de las arenas petrolíferas requiere mezclarse con un diluyente para disminuir su viscosidad y densidad de modo que pueda fluir fácilmente a través de los oleoductos. La adición de diluyente agregará aproximadamente 200.000 b/d a los volúmenes totales de petróleo crudo en Canadá, para un total de 1,5 millones de barriles adicionales por día, lo que requiere la creación de capacidad de transporte adicional a los mercados. [54] La capacidad actual de transporte en el oeste de Canadá es limitada, ya que los productores de petróleo están empezando a superar el movimiento de sus productos.
Las mediciones de la capacidad de los oleoductos son complejas y están sujetas a variabilidad. Dependen de una serie de factores, como el tipo de producto que se transporta, los productos con los que se mezcla, las reducciones de presión, el mantenimiento y las configuraciones de los oleoductos. [55] Los principales oleoductos que salen del oeste de Canadá tienen una capacidad de transporte de diseño de 4,0 millones de b/d. [54] Sin embargo, en 2016, la capacidad de los oleoductos se estimó en 3,9 millones de b/d, [1] y en 2017 la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP) estimó que la capacidad de los oleoductos era de 3,3 millones de b/d. [54] La falta de capacidad disponible de oleoductos para el petróleo obliga a los productores de petróleo a buscar métodos de transporte alternativos, como el ferrocarril.
Se espera que los envíos de crudo por ferrocarril aumenten a medida que los oleoductos existentes alcancen su capacidad y los oleoductos propuestos experimenten retrasos en la aprobación. [56] La capacidad de carga ferroviaria de crudo en el oeste de Canadá es cercana a 1,2 millones de b/d, aunque esto varía dependiendo de varios factores, incluyendo la longitud de los trenes unitarios, el tamaño y tipo de vagones utilizados y los tipos de petróleo crudo cargados. [57] Sin embargo, otros estudios estiman que la capacidad actual de carga ferroviaria en el oeste de Canadá es de 754.000 b/d. [54] La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronostica que las exportaciones de crudo por ferrocarril aumentarán de 150.000 b/d a fines de 2017 a 390.000 b/d en 2019, lo que es mucho mayor que el récord de 179.000 b/d en 2014. [58] La AIE también advierte que los envíos por ferrocarril podrían alcanzar hasta 590.000 b/d en 2019 a menos que los productores almacenen su crudo producido durante los meses pico. [58] La industria petrolera en la WCSB puede necesitar seguir dependiendo del ferrocarril en el futuro previsible, ya que no se espera que haya nueva capacidad importante de oleoductos disponible antes de 2019. [57] La capacidad, hasta cierto punto, existe, pero los productores deben estar dispuestos a pagar una prima para transportar crudo por ferrocarril.
Canadá tiene acceso a las aguas de las mareas occidentales desde 1953, con una capacidad de aproximadamente 200.000 a 300.000 bpd [1] a través del oleoducto Kinder Morgan. Existe un mito perpetuado en los medios canadienses de que los productores canadienses de petróleo de WCS tendrán mejor acceso a los “precios internacionales” con un mayor acceso a las aguas de las mareas, [59] sin embargo, esta afirmación no tiene en cuenta el acceso existente. Los envíos a Asia alcanzaron su pico en 2012, cuando el equivalente a nueve petroleros completamente cargados partió de Vancouver hacia China. Desde entonces, las exportaciones de petróleo a Asia han disminuido por completo [2] hasta el punto en que China importó solo 600 barriles de petróleo en 2017 [3]. Con respecto a la afirmación de que Canadá no tiene acceso a los “precios internacionales”, muchos economistas denuncian el concepto de que Canadá sí tiene acceso a la economía globalizada como ridículo y atribuyen la diferencia de precios a los costos de envío de crudo pesado y agrio a miles de kilómetros, agravado por el exceso de oferta en los destinos capaces de procesar el petróleo mencionado anteriormente. [60] Debido a la duplicación de un modelo de "producción y exportación" apostado por los principales actores en las arenas bituminosas, los productores se han encontrado recientemente (2018) con un problema de exceso de oferta y han buscado más subsidios gubernamentales para reducir el golpe de sus errores de cálculo financieros a principios de esta década. Los puertos de acceso preferidos incluyen los puertos del Golfo de EE. UU. a través del oleoducto Keystone XL al sur, la costa del Pacífico de Columbia Británica en Kitimat a través de Enbridge Northern Gateway Pipelines y la línea Trans Mountain a Vancouver, BC. Frustrada por los retrasos en obtener la aprobación para Keystone XL , Enbridge Northern Gateway Pipelines y la expansión de la línea Trans Mountain existente a Vancouver , Alberta ha intensificado la exploración de proyectos en el norte, como la construcción de un oleoducto a la aldea norteña de Tuktoyatuk cerca del mar de Beaufort , "para ayudar a la provincia a llevar su petróleo a las aguas de marea, haciéndolo disponible para la exportación a los mercados extranjeros". [61] Bajo el Primer Ministro Stephen Harper , el gobierno canadiense gastó $9 millones hasta mayo de 2012, y $16,5 millones hasta mayo de 2013, para promover Keystone XL. [62] En los Estados Unidos, los demócratas están preocupados de que Keystone XL simplemente facilitaría el acceso de los productos de las arenas petrolíferas de Alberta a las costas de las costas para su exportación a China y otros países a través de la costa estadounidense del Golfo de México. [62]
En 2013, Generating for Seven Generations (G7G) y AECOM recibieron $1,8 millones en financiación de Alberta Energy para estudiar la viabilidad de construir un ferrocarril desde el norte de Alberta hasta el puerto de Valdez, Alaska . [63] El ferrocarril propuesto de 2.440 km sería capaz de transportar entre 1 millón y 1,5 millones de b/d de betún y productos derivados del petróleo, así como otros productos básicos, hasta las aguas de marea [64] (evitando la prohibición de los buques cisterna a lo largo de la costa norte de Columbia Británica). El último tramo de la ruta -Delta Junction a través de la cordillera costera hasta Valdez- no se consideró económicamente viable por ferrocarril; sin embargo, una alternativa puede ser la transferencia de productos al subutilizado Sistema de Oleoductos Trans Alaska (TAPS) hasta Valdez. [64]
Port Metro Vancouver tiene varias terminales petroleras, entre ellas la terminal Suncor Burrard en Port Moody, la terminal Imperial Oil Ioco en Burrard Inlet East y las terminales Kinder Morgan Westridge, Shell Canada Shellburn y Chevron Canada Stanovan en Burnaby. [65]
El debate público en torno a las ventajas y desventajas entre el transporte por oleoducto y por ferrocarril se ha ido desarrollando durante la última década a medida que aumentaba la cantidad de petróleo crudo transportado por ferrocarril. [66] [56] Se revitalizó en 2013 después del mortal desastre de Lac-Mégantic en Quebec, cuando un tren de carga descarriló y derramó 5,56 millones de litros [67] de petróleo crudo, lo que provocó explosiones e incendios que destruyeron gran parte del núcleo de la ciudad. Ese mismo año, un tren que transportaba propano y crudo descarriló cerca de Gainford, Alberta, lo que provocó dos explosiones pero no hubo heridos ni muertos. [68] Estos accidentes ferroviarios , entre otros ejemplos, han suscitado inquietudes sobre la insuficiencia de la regulación del transporte ferroviario para los envíos de petróleo crudo a gran escala. También se producen fallos en los oleoductos; por ejemplo, en 2015, un oleoducto de Nexen se rompió y derramó 5 millones de litros de petróleo crudo en aproximadamente 16.000 m2 en las instalaciones de arenas petrolíferas de Long Lake , al sur de Fort McMurray. [69] Aunque tanto el transporte por oleoducto como por ferrocarril son, en general, bastante seguros, ninguno de los dos modos está exento de riesgos. Sin embargo, numerosos estudios indican que los oleoductos son más seguros, en función del número de incidencias (accidentes e incidentes) en comparación con la cantidad de producto transportado. [70] [71] Entre 2004 y 2015, la probabilidad de accidentes ferroviarios en Canadá fue 2,6 veces mayor que en los oleoductos por cada mil barriles equivalentes de petróleo (Mboe). [72] Los productos de gas natural tenían 4,8 veces más probabilidades de sufrir un accidente ferroviario en comparación con productos similares transportados por oleoductos. [72] Los críticos cuestionan si los oleoductos que transportan betún diluido de las arenas petrolíferas de Alberta tienen más probabilidades de corroerse y causar incidentes, pero la evidencia muestra que el riesgo de corrosión no es diferente al de otros petróleos crudos. [73]
Un estudio de 2017 de la Oficina Nacional de Investigación Económica concluyó que, contrariamente a la creencia popular, la suma de los costos de la contaminación del aire y las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) es sustancialmente mayor que los costos de accidentes y derrames tanto para los oleoductos como para los ferrocarriles. [74] En el caso del petróleo crudo transportado desde la Formación Bakken de Dakota del Norte , los costos de la contaminación del aire y las emisiones de gases de efecto invernadero son sustancialmente mayores para el ferrocarril en comparación con los oleoductos. Para los oleoductos y el ferrocarril, la estimación central de la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos (PHMSA) de los costos de derrames y accidentes es de US$62 y US$381 por millón de barriles por milla transportados, respectivamente. [75] Los costos totales de GEI y contaminación del aire son 8 veces más altos que los costos de accidentes y derrames para los oleoductos (US$531 frente a US$62) y 3 veces más altos para el ferrocarril (US$1015 frente a US$381). [75]
Por último, el transporte de petróleo y gas por ferrocarril suele ser más caro para los productores que el transporte por oleoducto. En promedio, el transporte de petróleo y gas por ferrocarril cuesta entre 10 y 15 dólares por barril, en comparación con los 5 dólares por barril por oleoducto. [76] [77] En 2012, se exportaron 16 millones de barriles de petróleo a los EE. UU. por ferrocarril. En 2014, esa cifra aumentó a 59 millones de barriles. [78] Aunque las cantidades disminuyeron a 48 millones en 2017, las ventajas competitivas que ofrece el ferrocarril, en particular su acceso a regiones remotas, así como la falta de desafíos regulatorios y sociales en comparación con la construcción de nuevos oleoductos, probablemente lo convertirán en un método de transporte viable en los próximos años. [78] Ambas formas de transporte desempeñan un papel en el traslado eficiente del petróleo, pero cada una tiene sus propias ventajas y desventajas en términos de los beneficios que ofrece.
La jurisdicción sobre la industria petrolera en Canadá, que incluye las políticas energéticas que regulan la industria petrolera, es compartida entre el gobierno federal y los gobiernos provinciales y territoriales . Los gobiernos provinciales tienen jurisdicción sobre la exploración, desarrollo, conservación y gestión de recursos no renovables , como los productos derivados del petróleo. La jurisdicción federal en materia de energía se ocupa principalmente de la regulación del comercio interprovincial e internacional (que incluye los oleoductos) y el comercio, y de la gestión de recursos no renovables, como los productos derivados del petróleo, en tierras federales . [79]
La División de Políticas y Asuntos Regulatorios de Petróleo y Gas (División de Petróleo y Gas) de Recursos Naturales de Canadá (NRCan) proporciona una revisión anual y resúmenes de las tendencias de la industria del petróleo crudo, el gas natural y los productos derivados del petróleo en Canadá y los Estados Unidos (EE. UU.) [80].
Hasta febrero de 2018, la industria petrolera también estaba regulada por la Junta Nacional de Energía (NEB), una agencia reguladora federal independiente . La NEB regulaba el transporte interprovincial e internacional de petróleo y gas por oleoductos y líneas eléctricas ; la exportación e importación de gas natural bajo licencias de largo plazo y órdenes de corto plazo, las exportaciones de petróleo bajo licencias de largo plazo y órdenes de corto plazo (no se han presentado solicitudes de exportaciones de largo plazo en los últimos años), y las tierras fronterizas y las áreas marinas no cubiertas por acuerdos de gestión provinciales/federales.
En 1985, el gobierno federal y los gobiernos provinciales de Alberta , Columbia Británica y Saskatchewan acordaron desregular los precios del petróleo crudo y el gas natural. El petróleo en alta mar de la región atlántica de Canadá se administra bajo responsabilidad conjunta federal y provincial en Nueva Escocia y Terranova y Labrador . [79]
En los primeros años de la industria petrolera, había pocas regulaciones. En Turner Valley , Alberta, por ejemplo, donde se descubrió el primer yacimiento importante de petróleo en 1914, era común extraer una pequeña cantidad de líquidos de petróleo quemando alrededor del 90% del gas natural. Según un informe de 2001, esa cantidad de gas habría valido miles de millones. En 1938, el gobierno provincial de Alberta respondió a la quema ostentosa y derrochadora de gas natural. Cuando se descubrió petróleo crudo en el yacimiento de Turner Valley, en 1930, la mayor parte de la capa de gas libre había sido quemada. [81] La Junta de Conservación de Petróleo y Gas Natural de Alberta (hoy conocida como Junta de Conservación de Recursos Energéticos ) se estableció en 1931 para iniciar medidas de conservación, pero en ese momento la Depresión provocó una disminución del interés en la producción de petróleo en Turner Valley, que se reavivó entre 1939 y 1945. [82]
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