Western Canadian Select ( WCS ) es una mezcla pesada y agria de petróleo crudo [1] que es una de las corrientes de petróleo crudo pesado más grandes de América del Norte [2] e, históricamente, la más barata. [3] Fue establecida en diciembre de 2004 como una nueva corriente de petróleo pesado por EnCana (ahora Cenovus ), Canadian Natural Resources , Petro-Canada (ahora Suncor ) y Talisman Energy (ahora Repsol Oil & Gas Canada). [4] Está compuesta principalmente de betún mezclado con diluyentes sintéticos y condensados dulces y 21 [5] corrientes existentes de petróleo crudo pesado convencional y no convencional [5] [6] de Alberta en la gran terminal Husky Midstream General Partnership en Hardisty , Alberta . [7] Western Canadian Select, el punto de referencia para crudos pesados y ácidos ( TAN <1,1) [8] [9] , es uno de los muchos productos derivados del petróleo de las arenas petrolíferas de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá . Husky Energy, con sede en Calgary, ahora una subsidiaria de Cenovus, se había unido a los cuatro fundadores iniciales en 2015. [7] [8] [10] [11] [12] [13]
Western Canadian Select (WCS) es el precio de referencia para las mezclas de crudo del oeste de Canadá. [14] El precio de otras mezclas de crudo canadiense producidas localmente también se basa en el precio de referencia.
Durante la pandemia de COVID-19, muchos índices de referencia del petróleo en todo el mundo cayeron a mínimos históricos, y el WCS cayó a 3,81 dólares estadounidenses por barril el 21 de abril de 2020. [15] [16] En junio, Cenovus aumentó la producción en su proyecto de arenas petrolíferas de Christina Lake alcanzando volúmenes récord de 405.658 bbls/d cuando el precio del WCS aumentó "casi diez veces desde abril" a un promedio de 33,97 dólares o 46,03 dólares canadienses por barril (bbl). [17] Durante la invasión rusa de Ucrania en 2022, el precio del WCS subió a más de 100 dólares estadounidenses por barril y Estados Unidos consideró prohibir las importaciones de petróleo ruso. [3]
Western Canadian Select es el crudo pesado de referencia de Canadá y, históricamente, ha sido la mezcla de crudo pesado y agrio más barata de América del Norte. [3] [1] Solo hay cuatro corporaciones que lo producen: Cenovus Energy , Canadian Natural Resources , Suncor Energy y Repsol . [18] En total, Canadá exportó 3,2 millones de b/d de petróleo crudo a los Estados Unidos en mayo de 2020. [19]
La influencia de WCS sobre el mercado del petróleo crudo se extiende más allá de la producción de estos cuatro gigantes corporativos, ya que el precio de otras mezclas de crudo canadiense producidas localmente también se basa en el precio del índice de referencia, WCS, según NE2, una empresa de corretaje y bolsa que maneja aproximadamente el 38 por ciento de la producción de petróleo del oeste de Canadá. [18]
El cálculo del precio del WCS es complejo. [18] Debido a que el WCS es un crudo pesado de menor calidad y también está más alejado de los principales mercados petroleros de los Estados Unidos, su precio se calcula en base a un descuento con respecto al West Texas Intermediate (WTI), un petróleo más dulce y liviano que se produce en el corazón de las regiones de los mercados petroleros. El WTI es el precio de referencia del petróleo en América del Norte. [18] El precio del WTI cambia de un día para otro, pero el mercado real de comercio de materias primas para el petróleo crudo se basa en precios contractuales, no en un precio diario. [18] El descuento del WCS en un contrato de futuros por un período de dos meses se basa en el precio promedio de todos los contratos de WTI en el mes más reciente anterior al acuerdo del contrato WCS. [18]
En 2016, Husky Energy vendió el 65 % de su negocio de Midstream y formó la Husky Midstream General Partnership (HMGP) [20] con dos socios adicionales. HMGP mezcla exclusivamente el crudo superflujo para garantizar un producto de crudo pesado de alta calidad y consistente que demandan las refinerías. Desde que Husky se unió al conglomerado, el WCS en línea se ha mezclado en la terminal Husky Hardisty (ahora propiedad de HMGP). [8] En octubre de 2020, Cenovus adquirió la empresa con sede en Calgary fundada en la década de 1930, Husky, por 3.800 millones de dólares canadienses. [13]
En 2004, Suncor Energy , Cenovus Energy , Canadian Natural Resources y Talisman Energy (posteriormente Repsol ) desarrollaron la mezcla Western Canadian Select (WCS). [4] Según Argus, en 2012 la mezcla WCS todavía era producida por solo cuatro empresas debido al complejo conjunto de reglas sobre la compensación de las contribuciones a la mezcla WCS. [8] Cenovus y Husky completaron una fusión en enero de 2021, con la empresa operando bajo Cenovus. A través de la fusión, Cenovus se convirtió en la tercera empresa más grande de petróleo crudo y gas natural y el segundo mejorador más grande de Canadá. [21]
Estados Unidos importa alrededor del 99% de las exportaciones de petróleo de Canadá, [22] Según datos mensuales proporcionados por la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), Canadá es el "mayor exportador de petróleo total" a Estados Unidos con exportaciones de petróleo crudo a Estados Unidos de 3.026.000 bpd en septiembre de 2014, 3.789.000 bpd en septiembre de 2015 y 3.401.000 bpd en octubre de 2015. [23]
El petróleo canadiense es mucho más barato que el de otras fuentes. Desde 2009, las refinerías estadounidenses han aumentado el uso de petróleo crudo canadiense, según un informe del 20 de marzo de 2020 [24] . Desde 2009, Estados Unidos ha disminuido las importaciones de petróleo de Arabia Saudita, México y Venezuela [24] . Del total de importaciones de petróleo crudo a Estados Unidos, el petróleo crudo de Canadá representa el 56%, según un informe de la EIA de 2019 [24] .
Los precios del crudo se suelen cotizar en una ubicación determinada. A menos que se indique lo contrario, el precio del WCS se cotiza en Hardisty y el precio del West Texas Intermediate (WTI) se cotiza en Cushing, Oklahoma. [25]
Statista proporciona registros históricos y actuales precisos del precio de WCS. [16]
Para el 18 de marzo de 2015, el precio del crudo de referencia, WTI, había caído a US$43,34/barril ( bbl ). [25] desde un máximo en junio de 2014, con el WTI cotizando por encima de los US$107/bbl y el Brent por encima de los US$115/bbl. [26] [27] El WCS, un crudo derivado del betún, es un crudo pesado similar a los crudos pesados de California, el crudo Maya de México o los crudos pesados venezolanos. [28] El 15 de marzo de 2015, el diferencial entre el WTI y el WCS era de US$13,8. El Western Canadian Select se encontraba entre los crudos más baratos del mundo [29], con un precio de 29,54 dólares estadounidenses por barril el 15 de marzo de 2015, [25] [30] su precio más bajo desde abril de 2009. A mediados de abril de 2015, el WCS había subido casi un cincuenta por ciento para cotizarse a 44,94 dólares estadounidenses. [31]
Para el 2 de junio de 2015, el diferencial entre el WTI y el WCS era de 7,8 dólares, el más bajo que jamás había sido. [32] Para el 12 de agosto de 2015, el precio del WCS cayó a 23,31 dólares y el diferencial del WTI/WCS había aumentado a 19,75 dólares, [33] el precio más bajo en nueve años cuando BP cerró temporalmente su refinería de Whiting, Indiana , durante dos semanas, [34] la sexta refinería más grande de los Estados Unidos, [35] para reparar la unidad de destilación de crudo más grande en su refinería de Whiting, Indiana. [34] Al mismo tiempo, Enbridge se vio obligada a cerrar el oleoducto Line 55 Spearhead y el oleoducto Line 59 Flanagan South en Missouri debido a una fuga de petróleo crudo. [35] [36] Para el 9 de septiembre de 2015, el precio del WCS era de 32,52 dólares. [37]
Para el 14 de diciembre de 2015, con el precio del WTI a 35 dólares el barril, el WCS cayó "75 por ciento a 21,82 dólares", el más bajo en siete años y el crudo pesado Maya de México bajó "73 por ciento en 18 meses a 27,74 dólares". [22] Para diciembre de 2015, el precio del WCS era de 23,46 dólares, el precio más bajo desde diciembre de 2008 [38] y el diferencial WTI-WCS era de 13,65 dólares. [39] A mediados de diciembre de 2015, cuando el precio tanto del Brent como del WTI era de unos 35 dólares el barril y el WCS de 21,82 dólares, el crudo pesado agrio comparable de México, Maya, cayó en precio un 73%, pero el gobierno mexicano utilizó una cobertura petrolera para "protegerlo de alguna manera". [22]
En febrero de 2016, el WTI había caído a 29,85 dólares y el WCS a 14,10 dólares con un diferencial de 15,75 dólares. [40] En junio de 2016, el WTI cotizaba a 46,09 dólares, el Brent en MYMEX a 47,39 dólares y el WCS a 33,94 dólares con un diferencial de 12,15 dólares. [41] En junio de 2016, el precio del WCS era de 33,94 dólares. [41] Para el 10 de diciembre de 2016, el WTI había subido a 51,46 dólares y el WCS a 36,11 dólares con un diferencial de 15,35 dólares. [42]
El 28 de junio de 2018, el WTI se disparó a 74 dólares, un máximo de cuatro años, [43] y luego cayó un 30% a fines de noviembre. [44]
En noviembre de 2018, el precio del WCS alcanzó su mínimo histórico de menos de 14 dólares por barril. [45] Desde 2008 hasta 2018, el WCS se vendió con un descuento promedio de 17 dólares frente al WTI. En el otoño de 2018, el diferencial aumentó a un récord de alrededor de 50 dólares. [45] El 2 de diciembre, la primera ministra Rachel Notley anunció un recorte obligatorio del 8,7% en la producción de petróleo de Alberta. [46] Esto representa un recorte de 325.000 bpd en enero de 2019 y una caída a 95.000 bpd a finales de 2019. [47] [46] Según un artículo del 12 de diciembre de 2018 en el Financial Post , después de que se anunciaran los recortes obligatorios, el precio del WCS subió aproximadamente un 70% a aproximadamente 41 dólares por barril, mientras que el WTI se redujo a aproximadamente 11 dólares. La diferencia de precio entre el WCS y el WTI fue tan amplia como US$50 por barril en octubre. [46] [47] A medida que el precio internacional del petróleo se recuperaba de la "fuerte caída" de diciembre, el precio del WCS subió a US$28,60. [48] Según CBC News , el menor precio mundial del petróleo estuvo relacionado con la disminución del crecimiento económico a medida que continuaba la guerra comercial entre China y Estados Unidos . [48] El precio subió a medida que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Arabia Saudita redujeron la producción de petróleo . [48] Según el informe de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), la producción de petróleo aumentó un 12% en Estados Unidos, principalmente debido al petróleo de esquisto. Como resultado, Goldman Sachs redujo su pronóstico del precio del petróleo para 2019. [48]
En marzo de 2019, el diferencial entre el WTI y el WCS se redujo a 9,94 dólares estadounidenses, ya que el precio del WTI cayó a 58,15 dólares estadounidenses por barril, un 7,5 % menos que en marzo de 2018, mientras que el precio promedio del WCS aumentó a 48,21 dólares estadounidenses por barril, un 35,7 % más que en marzo de 2018. [49] En octubre de 2019, el WTI tenía un promedio de 53,96 dólares estadounidenses por barril, un 23,7 % menos que en octubre de 2018. En comparación, durante el mismo período, el WCS tuvo un promedio de 41,96 dólares estadounidenses por barril, un 2,0 % más que en octubre de 2018, con un diferencial de 12,00 dólares estadounidenses en octubre de 2019. [50]
Para el 30 de marzo de 2020, el precio del crudo de mezcla bituminosa WCS era de 3,82 dólares por barril. [51] En abril de 2020, el precio cayó brevemente por debajo de cero, junto con el WTI, debido al colapso de la demanda causado por la pandemia de COVID-19 . [52] «• Precio del petróleo WCS 2005-2021 | Statista» . Consultado el 18 de mayo de 2022 .
En el otoño de 2018, el diferencial entre el WCS y el WTI, que había promediado 17 dólares estadounidenses durante la década de 2008 a 2018, se amplió a un récord de alrededor de 50 dólares estadounidenses. [45] Para diciembre de 2018, el precio del WCS se había desplomado a 5,90 dólares estadounidenses. [50] En respuesta, el gobierno del NDP bajo el primer ministro Notley, estableció límites temporales de producción de 3,56 millones de barriles por día (b/d) que entraron en vigor el 1 de enero de 2019. La reducción se consideró necesaria debido a los cuellos de botella crónicos de los oleoductos que salen del oeste de Canadá, que cuestan a la "industria y a los gobiernos millones de dólares al día en ingresos perdidos". Tras el anuncio del 2 de diciembre de recortes obligatorios de la producción de petróleo en Alberta, el precio del WCS subió a 26,65 dólares estadounidenses el barril. [53] [46] [47] El precio mundial del petróleo cayó drásticamente en diciembre antes de recuperarse en enero. El precio del WCS aumentó a 28,60 dólares y el del WTI a 48,69 dólares. [48] En el otoño de 2019, el gobierno de la UCP bajo el liderazgo del primer ministro Kenney "extendió el programa de recortes hasta 2020 y aumentó las exenciones básicas para las empresas antes de que entren en vigor las cuotas, lo que redujo el número de productores afectados por los recortes a 16". [54]
La reducción “apoyó los precios internos del petróleo”, pero también “limitó el crecimiento y la inversión general de la industria, ya que las empresas no han podido expandir la producción por encima de sus cuotas obligatorias”. [54]
Los productores integrados, como Imperial Oil y Husky Energy, se oponen a la reducción de la producción porque, cuando el precio del WCS es bajo, sus refinerías en Estados Unidos se benefician. Otros productores de petróleo de Alberta apoyan la reducción de la producción como una forma de evitar el colapso del WCS. [54]
En el verano de 2019, Suncor Energy, Cenovus Energy y Canadian Natural Resources acordaron aumentar la producción con el uso obligatorio de petróleo por ferrocarril como condición para el aumento. [54] Terry Abel, de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), dijo que "el objetivo de la reducción era tratar de hacer coincidir la capacidad de extracción con la capacidad producida para no crear una presión a la baja sobre los precios... En la medida en que se agregue capacidad (ferroviaria) incremental, se debería poder hacer algunos ajustes a la reducción para acomodarla". [54]
"El petróleo extremadamente viscoso contenido en los depósitos de arenas petrolíferas se conoce comúnmente como betún". ( CAS 8052-42-4) En la terminal Husky Hardisty, Western Canadian Select se mezcla a partir de diluyentes sintéticos y condensados dulces de 25 crudos bituminosos convencionales y no convencionales pesados existentes en Canadá. [12] [8] [5] [6] [55]
Las características de Western Canadian Select se describen a continuación: nivel de gravedad API de entre 19 y 22 (API), [2] [56] densidad (kg/m3) 930,1, [12] MCR (% en peso) 9,6, [12] azufre (% en peso) 2,8-3,5%, [56] TAN (número de ácido total) de (Mg KOH/g) 0,93. [12]
Las refinerías de América del Norte consideran que un crudo con un valor TAN superior a 1,1 es de "alto TAN". Una refinería debe ser modernizada para poder procesar crudos con alto TAN. Por lo tanto, un crudo con alto TAN está limitado en términos de las refinerías de América del Norte que pueden procesarlo. Por esta razón, el valor TAN de WCS se mantiene constantemente por debajo de 1,1 mediante la mezcla con crudos ligeros, dulces y condensados. Algunas otras mezclas de bitumen, como Access Western Blend y Seal Heavy Blend, tienen valores TAN más altos y se consideran de alto TAN. [57]
"El petróleo crudo de arenas petrolíferas no fluye naturalmente en los oleoductos porque es demasiado denso. Normalmente se mezcla un diluyente con el betún de arenas petrolíferas para permitir que fluya en los oleoductos. Con el fin de cumplir con las especificaciones de viscosidad y densidad de los oleoductos, el betún de arenas petrolíferas se mezcla con petróleo crudo sintético (synbit) y/o condensado ( Dilbit )." [58] : 9 El WCS puede denominarse syndilbit, ya que puede contener tanto synbit como dilbit. [59]
En un estudio encargado por el Departamento de Estado de los EE. UU. (DOS) , en relación con la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para el proyecto del oleoducto Keystone XL , el DOS supone "que el petróleo crudo promedio que fluye a través del oleoducto consistiría en aproximadamente un 50% de Western Canadian Select (dilbit) y un 50% de Suncor Synthetic A (SCO)". [60]
La Sociedad Canadiense de Recursos No Convencionales (CSUR) identifica cuatro tipos de petróleo: petróleo convencional, petróleo de esquisto bituminoso, petróleo de esquisto bituminoso y petróleo pesado [61] como el WCS.
En septiembre de 2014, Canadá exportaba 3.026.000 bpd a los Estados Unidos, cifra que aumentó hasta alcanzar un máximo de 3.789.000 bpd en septiembre de 2015 y 3.401.000 bpd en octubre de 2015, lo que representa el 99% de las exportaciones canadienses de petróleo. [23] [22] Los volúmenes límite de WCS en 2010 fueron de solo aproximadamente 250.000 b/d. [12]
El 1 de mayo de 2016, un devastador incendio forestal se encendió y arrasó Fort McMurray , lo que resultó en la evacuación por incendio forestal más grande en la historia de Alberta . [62] [63] A medida que los incendios progresaron al norte de Fort McMurray, "las empresas de producción de arenas petrolíferas que operaban cerca de Fort McMurray cerraron por completo o funcionaron a tasas reducidas". [64] Para el 8 de junio de 2016, el Departamento de Energía de EE. UU. estimó que "las interrupciones en la producción de petróleo promediaron alrededor de 0,8 millones de b/d en mayo, con un pico diario de más de 1,1 millones de b/d. Aunque los proyectos se están reiniciando lentamente a medida que los incendios disminuyen, puede llevar semanas que la producción vuelva a los niveles anteriores". [64] Los incendios de Fort McMurray no afectaron significativamente el precio de WCS. [64]
"Según el informe de la EIA Short-Term Energy Outlook de febrero, se espera que la producción de petróleo y otros líquidos en Canadá, que totalizó 4,5 millones de barriles por día (b/d) en 2015, alcance un promedio de 4,6 millones de b/d en 2016 y 4,8 millones de b/d en 2017. Este aumento está impulsado por el crecimiento de la producción de arenas petrolíferas de alrededor de 300.000 b/d a fines de 2017, que se ve parcialmente compensado por una disminución en la producción de petróleo convencional". [65] La EIA afirma que, si bien los proyectos de arenas petrolíferas pueden estar operando con pérdidas, estos proyectos pueden "soportar la volatilidad en los precios del petróleo crudo". [65] Costaría más cerrar un proyecto, de $500 millones a $1 mil millones, que operar con pérdidas. [65]
En su comparación de mayo de 2019 de la "actualización de la curva de costo de suministro" en la que Rystad Energy, con sede en Noruega (una "investigación y consultoría energética independiente") clasificó los "recursos líquidos recuperables totales del mundo por su precio de equilibrio", Rystad informó que el precio de equilibrio promedio para el petróleo de las arenas petrolíferas fue de US$83 en 2019, lo que lo convierte en el más caro de producir, en comparación con todas las demás "regiones productoras de petróleo importantes" del mundo. [66] [Notas 1] La Agencia Internacional de Energía hizo comparaciones similares. [67]
En 2016, el Wall Street Journal informó que el Reino Unido con US$44,33, Brasil con US$34,99, Nigeria con US$28,99, Venezuela con US$27,62 y Canadá con US$26,64 tenían los costos de producción más altos. [68] Arabia Saudita con US$8,98, Irán con US$9,08 e Irak con US$10,57 tenían los más baratos. [68]
Una comparación anterior de 2014, basada en el informe de Scotiabank Equity Research y Scotiabank Economics publicado el 28 de noviembre de 2014, [5] comparó el costo de la producción acumulada de petróleo crudo.
Este análisis "excluye" los costos "iniciales" (adquisición inicial de terrenos, costos sísmicos y de infraestructura): trata los costos "iniciales" como "hundidos". Estimación aproximada de los costos "iniciales" = US$5-10 por barril, aunque existen amplias diferencias regionales. Incluye regalías, que son más ventajosas en Alberta y Saskatchewan. "El promedio ponderado de US$60-61 incluye las arenas petrolíferas integradas existentes a C$53 por barril". [5]
El WCS es muy costoso de producir. [69] Hay excepciones, como la planta Christina Lake de Cenovus Energy, que produce algunos de los barriles de menor costo de la industria. [69]
En junio de 2012, General Electric (GE), con sede en Fairfield, Connecticut , centrada en los mercados internacionales, inauguró su Centro de Innovación Global en el centro de Calgary con "130 científicos e ingenieros empleados en el sector privado", el "primero de su tipo en Norteamérica" y el segundo en el mundo. [69] [70] El primer Centro de Innovación Global de GE está en Chengdu, China , que también abrió en junio de 2012. El Centro de Innovación de GE está "intentando integrar la innovación directamente en la arquitectura". [70] James Cleland, director general del Centro de Excelencia de Petróleo Pesado, que constituye un tercio del Centro de Innovación Global, dijo: "Algunos de los desafíos más difíciles que tenemos hoy en día tienen que ver con cuestiones ambientales y escaladas de costos... Las arenas petrolíferas serían rebautizadas como petróleo ecológico o algo así; básicamente, para haber cambiado el juego". [70]
La tecnología de evaporación térmica de GE desarrollada en la década de 1980 para su uso en plantas de desalinización y la industria de generación de energía fue reutilizada [70] en 1999 para mejorar el método de drenaje por gravedad asistido por vapor (SAGD) de uso intensivo de agua utilizado para extraer betún de las arenas petrolíferas de Athabasca . [71] En 1999 y 2002, la instalación MacKay River de Petro-Canada fue la primera en instalar sistemas de descarga de líquido cero (ZLD) SAGD de GE de 1999 y 2002 utilizando una combinación de la nueva tecnología de evaporación y el sistema de cristalizador en el que se reciclaba toda el agua y solo se descargaban los sólidos fuera del sitio. [71] Esta nueva tecnología de evaporación comenzó a reemplazar las técnicas de tratamiento de agua más antiguas empleadas por las instalaciones SAGD, que implicaban el uso de ablandamiento con cal caliente para eliminar la sílice y el magnesio y el intercambio de iones de cationes ácidos débiles utilizados para eliminar el calcio . [71]
Cleland describe cómo Suncor Energy está investigando la estrategia de replicación, en la que los ingenieros diseñan una planta SAGD de pequeña capacidad "ideal" con una capacidad de 400 a 600 b/d que puede replicarse a través de "fases sucesivas de construcción" con elementos "repetibles" y "cortados con el mismo patrón" que ahorran costos. [69]
El precio del petróleo, tal como se cita en las noticias en América del Norte, generalmente se refiere al precio spot del petróleo crudo WTI Cushing por barril (159 litros) de WTI / crudo ligero como se negocia en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) para entrega en Cushing, Oklahoma , o de Brent como se negocia en la Bolsa Intercontinental (ICE, en la que se ha incorporado la Bolsa Internacional de Petróleo ) para entrega en Sullom Voe . West Texas Intermediate (WTI), también conocido como Texas Light Sweet, es un tipo de petróleo crudo utilizado como referencia en los precios del petróleo y el producto básico subyacente de los contratos de futuros de petróleo de la Bolsa Mercantil de Nueva York. WTI es un petróleo crudo ligero, más ligero que el petróleo crudo Brent. Contiene aproximadamente 0,24% de azufre, lo que lo califica como un crudo dulce, más dulce que el Brent. Sus propiedades y su sitio de producción lo hacen ideal para ser refinado en los Estados Unidos, principalmente en las regiones del Medio Oeste y la Costa del Golfo (USGC). El WTI tiene una gravedad API de alrededor de 39,6 (gravedad específica de aproximadamente 0,827). Cushing, Oklahoma , un importante centro de suministro de petróleo que conecta a los proveedores de petróleo con la Costa del Golfo, se ha convertido en el centro comercial más importante de petróleo crudo en América del Norte.
Tim Simard, del Banco Nacional de Canadá , argumentó que WCS es el punto de referencia para quienes compran acciones de empresas canadienses de arenas petrolíferas, como Canadian Natural Resources, Cenovus Energy Northern Blizzard Resources, Pengrowth Energy o Twin Butte Energy u otras donde una "gran parte de su exposición será al crudo pesado". [72]
El precio del petróleo crudo Western Canadian Select (WCS) por barril [73] sufre un diferencial [74] frente al West Texas Intermediate (WTI) [75] comercializado en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), según lo publicado por Bloomberg Media , que a su vez tiene un descuento frente al petróleo Brent comercializado en Londres. [74] Esto se basa en datos sobre precios y diferenciales de Canadian Natural Resources (TSX:CNQ)(NYSE:CNQ).
"El petróleo crudo West Texas Intermediate (WTI) es un crudo de referencia para el mercado norteamericano, y Edmonton Par y Western Canadian Select (WCS) son crudos de referencia para el mercado canadiense. Tanto Edmonton Par como WTI son crudos de alta calidad con bajo contenido de azufre y niveles de gravedad API de alrededor de 40°. En cambio, WCS es un crudo pesado con un nivel de gravedad API de 20,5°." [58] : 9
El West Texas Intermediate WTI es un crudo dulce y ligero , con una gravedad API de alrededor de 39,6 y una gravedad específica de alrededor de 0,827, que es más ligero que el crudo Brent. Contiene alrededor de un 0,24 % de azufre, por lo que se clasifica como un crudo dulce (que tiene menos de un 0,5 % de azufre), más dulce que el Brent, que tiene un 0,37 % de azufre. El WTI se refina principalmente en las regiones del Medio Oeste y la Costa del Golfo de los EE. UU., ya que es un combustible de alta calidad y se produce dentro del país.
"Los precios del WCS tienen un descuento con respecto al WTI porque es un crudo de menor calidad (3,51 % en peso de azufre y 20,5 % de gravedad API) [76] y debido a un diferencial de transporte. El precio del WCS se fija actualmente en la costa del Golfo de EE. UU. Cuesta aproximadamente 10 USD/bbl transportar un barril de crudo desde Alberta hasta la costa del Golfo de EE. UU., lo que representa al menos 10 USD/bbl del descuento entre el WTI y el WCS. Las limitaciones de los oleoductos también pueden hacer que el diferencial de transporte aumente significativamente.
En marzo de 2015, el precio del Brent Ice a 60,55 dólares y el del WTI a 51,48 dólares, 1,10 dólares más que el día anterior, el WCS también subió 1,20 dólares a 37,23 dólares, con un diferencial de precios entre el WTI y el WCS de 14,25 dólares. [77] El 2 de junio de 2015, el Brent estaba a 64,88 dólares/bbl, el WTI a 60,19 dólares/bbl y el WCS a 52,39 dólares/bbl. [32]
Según el Financial Post , la mayoría de los inversores canadienses siguieron cotizando el precio del WTI y no del WCS a pesar de que muchos productores canadienses de arenas petrolíferas venden a precios del WCS, porque el WCS "siempre ha carecido de la transparencia y liquidez necesarias para convertirlo en un nombre familiar entre los inversores del país". [72] En 2014, Auspice creó el Canadian Crude Excess Return Index para medir los futuros del WCS. Tim Simard, jefe de materias primas del Banco Nacional de Canadá , afirma que "el WCS tiene "algunos atributos fundamentales interesantes diferentes a los del barril WTI convencional". El WCS tiene "mejor transparencia y participación más amplia" que el Maya. Sin embargo, explicó que en 2015 "una de las únicas formas de tomar una posición en petróleo es utilizar un ETF que esté vinculado al WTI". [72] Simard afirma que cuando el precio mundial del petróleo es más bajo, por ejemplo, "los primeros barriles que se apagan en un entorno de precios bajos son los barriles pesados", lo que hace que el WCS esté "más cerca del piso" que el WTI. [72]
Para abordar los problemas de transparencia y liquidez que enfrenta WCS, Auspice creó el Índice de Crudo Canadiense (CCI), que sirve como referencia para el petróleo producido en Canadá . [78] El CCI permite a los inversores rastrear el precio, el riesgo y la volatilidad del producto básico canadiense. [78] El CCI se puede utilizar para identificar oportunidades para especular directamente sobre el precio del petróleo crudo canadiense o en conjunto con West Texas Intermediate (WTI) para realizar una operación de diferencial que podría representar el diferencial entre los dos. [79] El CCI proporciona una referencia de precio fijo para el petróleo crudo canadiense al apuntar a una exposición que representa una posición renovable de tres meses en petróleo crudo. [80] Para crear un precio representativo del crudo canadiense, el índice utiliza dos contratos de futuros: un contrato de precio fijo, que representa el precio del petróleo crudo en Cushing, Oklahoma , y un contrato de diferencial de base, que representa la diferencia de precio entre Cushing y Hardisty , Alberta. [80] Ambos contratos tienen un precio en dólares estadounidenses por barril. En conjunto, estos factores crean un precio fijo para el petróleo crudo canadiense y proporcionan un índice accesible y transparente que sirve como referencia para crear productos en los que se pueda invertir y que, en última instancia, podría aumentar su demanda en los mercados mundiales. [79]
En la primavera de 2015, un veterano periodista especializado en energía y finanzas, Jeffrey Jones, describió cómo el precio del WCS fue brevemente el "producto básico más popular" con su precio aumentando más del 70% "superando al West Texas Intermediate (WTI), Brent" y "silenciosamente" se convirtió en el "producto básico más popular en la energía de América del Norte". [81] En abril de 2015, Enbridge llenó un "nuevo oleoducto de 570.000 barriles al día". [82] Un informe de TD Securities de mayo de 2015 proporciona algunos de los factores que contribuyen a las ganancias de precio del WCS como "la fortaleza estacional normal impulsada por la demanda de crudo espeso para hacer asfalto como pavimentación de carreteras", mejoras en el acceso del WCS a varios mercados estadounidenses a pesar de los impedimentos del oleoducto, niveles de producción más altos en cinco años y alta demanda de petróleo pesado en las refinerías estadounidenses, particularmente en el Medio Oeste de Estados Unidos, un mercado clave para el WCS. [81]
Para el 9 de septiembre de 2015, el precio del WCS era de 32,52 dólares y el diferencial WTI-WCS era de 13,35 dólares. [37] Cayó a 14 dólares por barril, un mínimo histórico, en noviembre de 2018 [45], pero subió a 28 dólares el 24 de diciembre.
El 30 de marzo de 2020, la combinación de la pandemia de COVID-19 y la guerra de precios del petróleo entre Rusia y Arabia Saudita de 2020 provocó que el precio del petróleo cayera por debajo de los 30 dólares por barril. [83] [84] [85] [86]
En junio de 2015, el diferencial entre el WTI y el WCS era de 7,8 dólares, el más bajo jamás alcanzado. [32]
En un informe técnico de 2013 para el Banco de Canadá , los autores Alquist y Guénette examinaron las implicaciones de los altos precios mundiales del petróleo para el mercado norteamericano. Sostuvieron que América del Norte estaba experimentando un excedente de inventario de petróleo crudo. Este excedente, combinado con la "segmentación del mercado de petróleo crudo norteamericano respecto del mercado mundial", contribuyó a "la divergencia entre los crudos de referencia continentales como el WTI y el Western Canada Select (WCS) y los crudos de referencia transportados por vía marítima como el Brent". [87]
El Ministro de Finanzas de Alberta sostiene que el WCS "debería cotizarse a la par con el crudo Mayan a unos 94 dólares el barril". [88] Los crudos Maya están cerca de los niveles de calidad del WCS. [76] Sin embargo, el Maya se cotizaba a 108,73 dólares el barril en febrero de 2013, mientras que el WCS se cotizaba a 69 dólares el barril. En su presentación ante la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA) en 2013, John Foran demostró que el Maya se había comercializado con una ligera prima respecto del WCS en 2010. Desde entonces, los diferenciales de precios del WCS se ampliaron "con el aumento de la producción de petróleo de arenas petrolíferas y de esquisto bituminoso y la insuficiente capacidad de los oleoductos para acceder a los mercados mundiales". [28] México disfruta de un descuento por ubicación gracias a su proximidad a las refinerías con capacidad para petróleo pesado en la Costa del Golfo. Asimismo, México comenzó a buscar estratégicamente y con éxito asociaciones de refinerías conjuntas en la década de 1990 para crear un mercado para su petróleo crudo pesado en el Golfo de Estados Unidos. En 1993, Petróleos Mexicanos (la compañía petrolera estatal mexicana) y Shell Oil Company acordaron un proyecto conjunto de construcción de modernización de refinería por US$1.000 millones que condujo a la construcción de un nuevo coquizador, una unidad de hidrotratamiento, una unidad de recuperación de azufre y otras instalaciones en Deer Park, Texas, en el Canal de Navegación de Houston, con el fin de procesar grandes volúmenes de crudo pesado Maya de PEMEX y al mismo tiempo cumplir con los requisitos de la Ley de Aire Limpio de los Estados Unidos. [89]
(Precios excepto Maya para los años 2007-febrero 2013) [94] (Precios para Maya) [88] (Precios al 24 de abril de 2013). [95]
En julio de 2013, los precios del petróleo pesado de Western Canadian Select (WCS) "subieron de 75 dólares a más de 90 dólares por barril, el nivel más alto desde mediados de 2008, cuando los precios del petróleo WTI alcanzaron un récord (147,90 dólares), justo antes de la 'Gran Recesión' de 2008-09". [96] Se esperaba que los precios del petróleo pesado de WCS "se mantuvieran en los 90 dólares, que es más cercano al precio mundial del crudo pesado y al 'valor inherente real' de WCS". [96] El precio más alto del petróleo WCS frente al WTI se explicó por "nuevos envíos ferroviarios que aliviaron algunas limitaciones de los oleoductos de exportación y el regreso de los precios del petróleo WTI a los niveles internacionales". [96]
En enero de 2014, se produjo una proliferación de trenes y oleoductos que transportaban petróleo crudo pesado, junto con una mayor demanda por parte de las refinerías estadounidenses. A principios de 2014, se transportaban aproximadamente 150.000 bpd de petróleo pesado por ferrocarril. [97]
Según el informe de precios de la energía de junio de 2014 del Gobierno de Alberta, el precio del WCS aumentó un 15%, de 68,87 dólares en abril de 2013 a 79,56 dólares en abril de 2014, pero experimentó un mínimo de 58 dólares y un máximo de 91 dólares. [91] Durante el mismo período de tiempo, el precio del West Texas Intermediate (WTI) de referencia aumentó un 10,9%, con un promedio de 102,07 dólares por barril en abril de 2014. [91] [91]
En abril de 2020, el precio del WTI fue de 16,55 dólares y el del WCS de 3,50 dólares, con un diferencial de -13,05 dólares. [15] En junio, el precio del WTI fue de 38,31 dólares y el del WCS de 33,97 dólares, con un diferencial de -4,34 dólares. [15]
Según la revista Oil Sands Magazine , al 31 de marzo de 2020, los oleoductos de exportación de petróleo crudo del oeste de Canadá (Trans Mountain Corporation, TC Energy, Enbridge y Plains All American Canada) tienen una capacidad de exportación total estimada de 4.230.000 b/d. [98]
En 2012, los grandes descuentos en los crudos de Alberta se atribuyeron falsamente a que los crudos estaban "encallados" en el Medio Oeste de Estados Unidos. Desde entonces, se han construido varios oleoductos importantes para liberar ese excedente, incluidos Seaway, el tramo sur de Keystone XL y Flanagan South. Al mismo tiempo, Enbridge se vio obligada a cerrar el oleoducto Line 55 Spearhead y el oleoducto Line 59 Flanagan South en Missouri debido a una fuga de crudo. [35] [36]
Sin embargo, persisten obstáculos importantes para la aprobación de oleoductos para exportar crudo desde Alberta. En abril de 2013, la Fundación Canadá Oeste, con sede en Calgary, advirtió que Alberta "se está topando con un muro [de capacidad de oleoductos] alrededor de 2016, cuando tendremos barriles de petróleo que no podremos mover". [99] Por el momento, los envíos de petróleo crudo por ferrocarril han llenado el vacío y reducido la diferencia de precios entre los crudos de Alberta y Norteamérica. Sin embargo, se necesitarán oleoductos adicionales para exportar crudo desde Alberta para apoyar la expansión en curso de la producción de crudo.
El sistema de oleoducto Trans Mountain , que transporta combustibles líquidos desde 1953, fue adquirido de la división canadiense de Kinder Morgan Energy Partners por la Corporación Trans Mountain de la Corporación de Inversión y Desarrollo de Canadá (CDIC) . [100] El oleoducto Trans Mountain es el único oleoducto que transporta crudo y petróleo refinado de Alberta a la costa de Columbia Británica . La CDIC, que rinde cuentas al Parlamento de Canadá, [100] está a cargo del sistema de oleoductos y del Proyecto de Expansión Trans Mountain (TMX).
El sistema de oleoductos Keystone de TC Energy es un sistema de oleoductos en Canadá y Estados Unidos que se puso en funcionamiento en 2010. [101] Se extiende desde la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá en Alberta hasta refinerías en Illinois y Texas , y también hasta parques de tanques de petróleo y un centro de distribución de oleoductos en Cushing, Oklahoma . [102]
Frustrada por los retrasos en la obtención de la aprobación para Keystone XL (a través del Golfo de México de EE. UU.), el Proyecto Northern Gateway (a través de Kitimat, BC) y la expansión de la línea Trans Mountain existente a Vancouver , Columbia Británica , Alberta intensificó la exploración de dos proyectos del norte "para ayudar a la provincia a llevar su petróleo a las aguas de marea, haciéndolo disponible para la exportación a los mercados extranjeros". [99] El primer ministro canadiense, Stephen Harper , gastó $ 9 millones en mayo de 2012 y $ 16,5 millones en mayo de 2013 para promover Keystone XL. [103]
En 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 Alberta para su exportación a China y otros países a través de la costa estadounidense del Golfo de México. [103]
El proyecto fue rechazado por la administración Obama el 6 de noviembre de 2015, [104] "por preocupaciones ambientales". [105] [106] Fue revivido por orden ejecutiva presidencial el 24 de enero de 2017, por el presidente Donald Trump . [107] [108] que "transportaría más de 800.000 barriles por día de crudo pesado" desde Alberta a la Costa del Golfo. [105]
El 31 de marzo de 2020, el director ejecutivo de TC Energy, Russ Girling, dijo que la construcción del oleoducto Keystone XL se reanudaría, [109] tras el anuncio del primer ministro de Alberta , Jason Kenney , de que el gobierno de la UCP estaba adquiriendo una "participación accionaria" y proporcionando una "garantía de préstamo", lo que equivale a un "compromiso financiero total de poco más de 7 mil millones de dólares" para el proyecto Keystone XL. [110] El 20 de enero de 2021, el presidente Joe Biden revocó el permiso para el oleoducto en su primer día en el cargo, cumpliendo una promesa de larga data. [111]
El oleoducto Energy East fue un proyecto de oleoducto propuesto anunciado el 1 de agosto de 2013 por el director ejecutivo de TransCanada, Russ Girling . El proyecto de oleoducto de 12 mil millones de dólares y 4400 kilómetros (2700 millas) [112] fue cancelado por TransCanada en 2017. Varios grupos anunciaron su intención de oponerse al oleoducto. [113] El proyecto fue cancelado el 5 de octubre de 2017 por TransCanada. [114] A largo plazo, esto significó que el WCS podría enviarse a las aguas de marea del Atlántico a través de puertos de aguas profundas como la ciudad de Quebec [115] y Saint John. Los posibles destinos de petróleo pesado en el extranjero incluyen India, [115] donde ya se están construyendo superrefinerías capaces de procesar grandes cantidades de petróleo de arenas petrolíferas. Mientras tanto, el oleoducto Energy East se utilizaría para enviar crudo ligero dulce, como el crudo Edmonton Par [115] desde Alberta a las refinerías del este de Canadá en Montreal y la ciudad de Quebec, por ejemplo. Según Mark Routt, "un consultor de energía de alto nivel de KBC en Houston, que tiene varios clientes interesados en el proyecto" , las refinerías del este de Canadá, como la refinería de Imperial Oil de Dartmouth, Nueva Escocia, que produce 88.000 barriles diarios [ 115] , actualmente importan petróleo crudo del norte y oeste de África y de América Latina. El gasoducto Energy East propuesto habría tenido el potencial de transportar 1,1 millones de barriles de petróleo por día desde Alberta y Saskatchewan hasta el este de Canadá. [116]
Patricia Mohr, economista senior y analista de materias primas del Banco de Nueva Escocia, en su informe [96] sobre las ventajas económicas de Energy East, argumentó que Western Canadian Select, el mercado de petróleo pesado en Alberta, "podría haber obtenido un precio mucho más alto en la India que el que recibió realmente" en la primera mitad de 2013 en base al precio del crudo pesado de Arabia Saudita entregado a la India "si el oleoducto ya hubiera estado en funcionamiento. [115] En su informe, Mohr predijo que inicialmente las refinerías de Quebec, como las que son propiedad de Suncor Energy y Valero, podrían acceder al petróleo ligero o crudo sintético mejorado de las arenas petrolíferas de Alberta a través de Energy East para desplazar "las importaciones con precios superiores al crudo Brent más caro". [115] A largo plazo, los superpetroleros que utilicen la terminal de aguas profundas de Saint John propuesta por Irving/TransCanada podrían enviar enormes cantidades de betún mezclado de Alberta, como WCS a las superrefinerías en la India. Mohr predijo en su informe que el precio del WCS aumentaría a 90 dólares estadounidenses por barril en julio de 2013. 2013, frente a los 75,41 dólares de junio”. [115]
La refinería más grande de Canadá, capaz de procesar 300.000 barriles de petróleo por día, es propiedad de Irving Oil y está ubicada en el puerto de aguas profundas de Saint John, Nuevo Brunswick, en la costa este. Se propone construir y operar conjuntamente una terminal marítima de aguas profundas de 300 millones de dólares cerca de la terminal de importación de Irving Oil, cuya construcción comenzaría en 2015. [117]
La Portland–Montreal Pipe Line Corporation , con sede en Maine y compuesta por Portland Pipe Line Corporation (en los Estados Unidos) y Montreal Pipe Line (en Canadá), está estudiando formas de transportar crudo de arenas petrolíferas canadienses hasta las aguas de marea del Atlántico en el puerto de aguas profundas de Portland. [118] La propuesta significaría que el petróleo crudo de las arenas petrolíferas se transportaría por tuberías a través de los Grandes Lagos, Ontario, Quebec y Nueva Inglaterra hasta Portland, Maine. Los oleoductos son propiedad de ExxonMobil y Suncor.
Enbridge, que opera en América del Norte, tiene el sistema de transporte de petróleo crudo más largo del continente. [119]
El oleoducto Northern Gateway de Enbridge , que se anunció por primera vez en 2006, habría transportado petróleo crudo pesado desde Athabasca hasta Kitimat, Columbia Británica . [120] Bajo el mandato del Primer Ministro de Canadá , Justin Trudeau , se aprobó en 2015 el proyecto de ley Bill-48, que impuso una prohibición al tráfico de petroleros en la costa norte de Columbia Británica. El proyecto de ley Bill-48 hizo que el proyecto fuera antieconómico. [121]
Enbridge posee y opera el oleoducto Alberta Clipper —Línea 67— parte del Sistema de Oleoductos Enbridge, que funciona desde Hardisty, Alberta hasta Superior, Wisconsin , en los Estados Unidos desde 2010, conectando el área de producción de arenas petrolíferas con la red existente. [122] [123]
Enbridge invirtió la dirección del flujo del oleoducto Seaway para que se originara en Cushing, transportando WCS a Freeport, Texas, el 17 de mayo de 2012, lo que provocó un aumento de precio en WCS. [2] Con la apertura del principal oleoducto Seaway de Enbridge (el tramo sur de Keystone XL y Flanagan South Line 59 en Missouri en 2015), se alivió parte del "cuello de botella". [35] [36] En abril de 2015, Enbridge llenó un "nuevo oleoducto de 570.000 barriles por día". [82]
Para marzo de 2020, Cenovus Energy se comprometió a transportar 75.000 barriles al día en contratos a largo plazo con Enbridge a través de los sistemas Mainline y Flanagan South hasta Texas. [124] Al 30 de marzo de 2020, el precio que pagan los productores de petróleo para transportar petróleo pesado a Texas a través de los oleoductos de Enbridge es de 7 a 9 dólares estadounidenses por barril. [124] En ese momento, el precio del WCS por barril era de 3,82 dólares estadounidenses por barril. [51]
Los oleoductos de Milk River, de 16,5 km de longitud, y de Rangeland, de 0,75 km, son propiedad de Plains All American Pipeline, con sede en Texas, y están operados por ella . [98] El oleoducto de Milk River transporta 97.900 bbl/día. [98]
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En 2011, la producción de crudo de la formación Bakken Shale en Dakota del Norte estaba aumentando más rápido de lo que se podían construir oleoductos. Los productores de petróleo y las compañías de oleoductos recurrieron a los ferrocarriles para encontrar soluciones de transporte. [125] El petróleo de Bakken compite con WCS por el acceso al transporte por oleoducto y ferrocarril. A fines de 2010, las tasas de producción de petróleo de Bakken habían alcanzado los 458.000 barriles (72.800 m3 ) por día, superando así la capacidad del oleoducto para enviar petróleo desde Bakken. [126] [125] En enero de 2011, Bloomberg News informó que los productores de petróleo crudo de Bakken estaban usando vagones de ferrocarril para enviar petróleo. [125]
En 2013, hubo nuevos envíos ferroviarios de WCS. [96] Desde 2012, la cantidad de petróleo crudo transportado por ferrocarril en Canadá se había cuadriplicado y para 2014 se esperaba que siguiera aumentando. [127]
En agosto de 2013, el entonces director ejecutivo de US Development Group (ahora USD Partners), Dan Borgen, un pionero del transporte ferroviario de petróleo con sede en Texas, desvió su atención de los yacimientos de petróleo de esquisto estadounidense hacia las arenas petrolíferas canadienses. [128] Borgen "ayudó a introducir en los mercados energéticos terminales especializadas que pueden cargar rápidamente trenes cisterna de petróleo de una milla de largo que se dirigen al mismo destino: instalaciones que... revolucionaron el mercado petrolero estadounidense". [128] Desde 2007, Goldman Sachs ha desempeñado un papel principal en la financiación de la "expansión de casi una docena de terminales especializadas que pueden cargar y descargar rápidamente trenes masivos de una milla de largo que transportan petróleo crudo y etanol a través de los Estados Unidos". [129] Los proyectos pioneros de USD incluyeron el "almacenamiento en tránsito" (SIT) a gran escala inspirado en el modelo europeo para la industria petroquímica. [129] USD vendió cinco de las terminales especializadas de petróleo por ferrocarril en Estados Unidos a "Plains All American Pipeline" por 500 millones de dólares a fines de 2012, dejando a la compañía con abundante efectivo y pocos activos. [129] [128] Según Leff, se han planteado inquietudes sobre el vínculo entre Goldman Sachs y USD.
"Comprender los flujos comerciales a través de estas instalaciones petroleras esenciales puede brindar información valiosa a los comerciantes de petróleo, que recorren el mercado en busca de información que pueda ayudarlos a predecir cuánto petróleo se está enviando a diferentes partes del país. Los grandes descuentos en los precios del petróleo en lugares con un servicio deficiente de oleoductos han ofrecido a los comerciantes oportunidades atractivas si pueden descubrir cómo llevar el crudo a mercados con precios más altos. Los datos sobre los envíos de crudo por ferrocarril son particularmente opacos, y las cifras del gobierno solo están disponibles meses después".
— Jonathan Leff 2013a
En enero de 2014, se produjo una proliferación de trenes y oleoductos que transportaban petróleo crudo pesado, junto con una mayor demanda por parte de las refinerías estadounidenses. A principios de 2014, se transportaban aproximadamente 150.000 bpd de petróleo pesado por ferrocarril. [97]
El precio del WCS aumentó en agosto de 2014 a medida que se anticipaban las expansiones en la capacidad de crudo por ferrocarril en Hardisty cuando la Terminal Hardisty de USDG Gibson Energy, la nueva terminal de origen de crudo por ferrocarril y la instalación de carga de última generación con conectividad por oleoducto, [130] entró en funcionamiento en junio de 2014 con una capacidad para cargar hasta dos trenes unitarios de 120 vagones por día (120.000 barriles diarios de crudo pesado). [131] [132] La terminal ferroviaria de Hardisty puede cargar hasta dos trenes unitarios de 120 vagones por día "con 30 posiciones de carga de vagones en un estante de carga fijo, un área de preparación de trenes unitarios y vías de bucle capaces de albergar cinco trenes unitarios simultáneamente". [131] Para 2015 había "un oleoducto de nueva construcción conectado a la terminal de almacenamiento Hardisty de Gibson Energy" con "más de 5 millones de barriles de almacenamiento en Hardisty". [131]
Antes de las elecciones provinciales de 2019, el gobierno anterior del NDP había aprobado un plan que costaría 3.700 millones de dólares durante un período de tres años para transportar hasta 120.000 barriles por día fuera de Alberta mediante el arrendamiento de 4.400 vagones de ferrocarril. [54] Si bien el gobierno del NDP dijo que los vagones arrendados "generarían 5.900 millones de dólares en mayores regalías, impuestos e ingresos comerciales", el gobierno del UCP bajo el primer ministro Jason Kenney , quien ganó las elecciones de 2019, no estuvo de acuerdo. El presupuesto de octubre de 2019 del UCP incluía un incentivo de 1.500 millones de dólares para cancelar el programa de crudo por ferrocarril del NDP. El gobierno dijo que esto "mitigaría pérdidas adicionales en 300 millones de dólares". Entraron en negociaciones para privatizar los acuerdos de crudo por ferrocarril. [54]
Después de meses de discusiones, el gobierno UCP del primer ministro Kenney anunció a fines de octubre de 2019 que los productores de petróleo podrían aumentar sus "niveles de producción de petróleo por encima de las cuotas provinciales actuales", si aumentaban gradualmente la cantidad de petróleo que envían por ferrocarril. [54]
En 2014, el director de operaciones de Canadian Pacific Railway (CPR), Keith Creel , dijo que CPR estaba en una posición de crecimiento en 2014 gracias al aumento del transporte de petróleo crudo de Alberta (WCS) que representará un tercio de las nuevas ganancias de ingresos de CPR hasta 2018 "ayudado por mejoras en las terminales de carga de petróleo y vías en el oeste de Canadá". [127] Para 2014, CPR fue moldeada por el director ejecutivo Hunter Harrison y el accionista activista estadounidense Bill Ackman . Los estadounidenses poseen el 73% de las acciones de CPR, mientras que los canadienses y los estadounidenses poseen cada uno el 50% de CN [ aclaración necesaria ] . [133] Para mejorar los retornos para sus accionistas, los ferrocarriles redujeron su fuerza laboral y redujeron el número de locomotoras. [133]
Creel dijo en una entrevista de 2014 que el transporte de crudo pesado de Alberta representaría alrededor del 60% de los ingresos petroleros de CP, y el crudo ligero de la región de esquisto de Bakken en Saskatchewan y el estado estadounidense de Dakota del Norte representaría el 40%. Antes de la implementación de regulaciones más estrictas tanto en Canadá como en los Estados Unidos tras el desastre ferroviario de Lac-Mégantic y otros incidentes ferroviarios relacionados con el petróleo que involucraron el crudo ligero dulce altamente volátil y sensible de Bakken, Bakken representaba el 60% de los envíos de petróleo de CPR. Creel dijo que "[WCS] es más seguro, menos volátil y más rentable de transportar y estamos en una posición única para conectarnos con la Costa Oeste, así como con la Costa Este". [127]
Los funcionarios ferroviarios afirman que el mayor tráfico ferroviario de petróleo canadiense está "compuesto por crudo pesado sin diluir, difícil de encender, y por betún crudo". [134]
La línea North Line de alta capacidad de CPR, que va desde Edmonton a Winnipeg, está conectada a "todos los mercados de refinación clave de América del Norte". [131] El director ejecutivo Hunter Harrison dijo al Wall Street Journal en 2014 que Canadian Pacific mejoraría las vías a lo largo de su línea North Line como parte de un plan para enviar petróleo de Alberta al este. [127]
El 21 de septiembre de 2014, Suncor Energy cargó su primer petrolero de crudo pesado, alrededor de 700.000 barriles de WCS, en el petrolero Minerva Gloria en el puerto de Sorel cerca de Montreal, Quebec . Minerva Gloria es un petrolero de doble casco Aframax con un tonelaje de peso muerto (DWT) de 115.873 toneladas. Su destino era Sarroch , en la isla italiana de Cerdeña . [29] Minerva Gloria mide 248,96 metros (816,8 pies) × 43,84 metros (143,8 pies). [135]
"Un segundo petrolero, el Stealth Skyros, tiene previsto cargar crudo WCS desde Montreal a finales de la próxima semana para su entrega a la costa del Golfo de Estados Unidos, según ha informado hoy una persona con conocimiento de la reserva. Ese envío será la primera entrega marítima al Golfo desde el este de Canadá para el petróleo, que normalmente se transporta por oleoducto".
— Tobben y Murtaugh 2014
El Stealth Skyros, de 116.000 TPM, mide 250 metros (820 pies) × 44 metros (144 pies). [136] Desde octubre de 2013 hasta octubre de 2014, Koch tuvo un contrato de alquiler de un año en el Stealth Skyros, que se fijó para 12 meses a 19.500 dólares por día. [137]
La petrolera española Repsol obtuvo la licencia del Departamento de Comercio de los Estados Unidos para exportar 600.000 barriles de WCS desde los Estados Unidos. [138] El WCS fue enviado a través de Freeport, Texas, en la Costa del Golfo (USGC) al puerto de Bilbao en el petrolero Suezmax , Aleksey Kosygin . Se considera que es "la primera reexportación de crudo canadiense desde el USGC a un puerto no estadounidense" [139] ya que "el gobierno estadounidense controla estrictamente cualquier exportación de crudo, incluso de grados no estadounidenses". [139] La Agencia Europea del Medio Ambiente (AEMA) de la Unión Europea con sede en Bruselas [140] monitoreó el comercio. El WCS, con su API de 20,6 y un contenido de azufre del 3,37%, ha sido controvertido. [141]
En diciembre de 2014, Repsol acordó comprar Talisman Energy (TLM.TO), el quinto mayor productor independiente de petróleo de Canadá, por 8.300 millones de dólares, lo que se estima que representa alrededor del 50 por ciento del valor de Talisman en junio de 2014. Para diciembre de 2014, el precio de WCS había caído a 40,38 dólares desde 79,56 dólares en abril de 2014. [91] La demanda mundial de petróleo disminuyó, la producción aumentó y el precio del petróleo se desplomó a partir de junio y continuó cayendo hasta diciembre. [142]
La mayor parte del Western Canadian Select (WCS) se envía a Illinois para su refinamiento y luego a Cushing, Oklahoma , para su venta. Los contratos de futuros de WCS están disponibles en la Bolsa Mercantil de Chicago (CME), mientras que los swaps bilaterales extrabursátiles de WCS se pueden compensar en ClearPort de la Bolsa Mercantil de Chicago (CME) o en NGX. [8]
El WCS se transporta desde Alberta a refinerías con capacidad para procesar petróleo pesado de las arenas petrolíferas. La Administración del Petróleo para Distritos de Defensa (Padd II) , en el Medio Oeste de los EE. UU., tiene experiencia en el manejo de la mezcla WCS. [8] [76] [145] La mayor parte del WCS se destina a refinerías en el Medio Oeste de los Estados Unidos, donde las refinerías "están configuradas para procesar un gran porcentaje de crudo pesado con alto contenido de azufre y para producir grandes cantidades de combustibles para el transporte y pequeñas cantidades de fueloil pesado". [145] Mientras que las refinerías estadounidenses "invirtieron en configuraciones de refinería más complejas con mayor capacidad de procesamiento" que utilizan "materias primas más baratas" como WCS y Maya, Canadá no lo hizo. Si bien la capacidad de refinación canadiense ha aumentado a través de la escala y la eficiencia, solo hay 19 refinerías en Canadá en comparación con 148 en los Estados Unidos. [145]
El petróleo crudo WCS, con su “gravedad API ( American Petroleum Institute ) muy baja y su alto contenido de azufre y niveles de metales residuales” [76] [145], requiere una refinación especializada que pocas refinerías canadienses tienen. Solo se puede procesar en refinerías modificadas con nueva metalurgia capaces de procesar crudos de alta acidez (TAN).
"Los costos de transporte asociados con el traslado de petróleo crudo desde los yacimientos petrolíferos del oeste de Canadá hasta las regiones consumidoras del este y la mayor variedad de calidades de crudo hacen que para algunas refinerías resulte más económico utilizar petróleo crudo importado. Por lo tanto, la economía petrolera de Canadá es ahora un mercado dual. Las refinerías del oeste de Canadá procesan petróleo crudo producido en el país, las refinerías de Quebec y las provincias del este procesan principalmente petróleo crudo importado, mientras que las refinerías de Ontario procesan una mezcla de petróleo crudo importado y de producción nacional. En años más recientes, las refinerías del este han comenzado a procesar crudo canadiense proveniente de la producción offshore de la costa este". [145]
Las refinerías estadounidenses importan grandes cantidades de petróleo crudo de Canadá, México, Colombia y Venezuela, y en los años 1990 comenzaron a construir plantas de coquización y mejoras de capacidad de azufre para dar cabida al crecimiento de estos crudos ácidos medianos y pesados, al tiempo que satisfacían los requisitos ambientales y la demanda de combustibles para el transporte por parte de los consumidores. "Si bien las refinerías estadounidenses han realizado inversiones significativas en equipos complejos de refinación, que permiten procesar crudo más pesado y ácido para convertirlo en gasolina y destilados, se han llevado a cabo inversiones similares fuera de los Estados Unidos de manera menos agresiva. [146] [145] El petróleo crudo mediano y pesado representa el 50% de los insumos de petróleo crudo de los Estados Unidos y el país continúa expandiendo su capacidad para procesar crudo pesado. [146] [145]
Las grandes compañías petroleras integradas que producen WCS en Canadá también han comenzado a invertir en la modernización de las refinerías para procesar WCS. [147] [145]
La refinería de BP Plc en Whiting, Indiana , [148] es la sexta refinería más grande de los EE. UU. con una capacidad de 413.500 b/d. [149] [150] En 2012, BP comenzó a invertir en un proyecto de modernización multimillonario en la refinería de Whiting para destilar WCS. [151] [152] [153] Esta remodelación de $4 mil millones [149] se completó en 2014 y fue uno de los factores que contribuyeron al aumento del precio del WCS. [97] La pieza central de la modernización fue Pipestill 12, la unidad de destilación de crudo más grande de la refinería, que entró en funcionamiento en julio de 2013. [149] Las unidades de destilación proporcionan materia prima para todas las demás unidades de la refinería al destilar el crudo a medida que ingresa a la refinería. [149] La refinería de Whiting está situada cerca de la frontera entre Indiana e Illinois. Es el principal comprador de CWS y WTI de Cushing, Oklahoma, el punto de entrega del contrato de petróleo de referencia de Estados Unidos.
El 8 de agosto de 2015, se produjo un mal funcionamiento de las tuberías dentro de Pipestill 12 que causó graves daños y la unidad estuvo fuera de servicio hasta el 25 de agosto. [34] [149] Este fue uno de los principales factores que contribuyeron a la caída del precio del petróleo [33] [154] con WCS en su precio más bajo en nueve años. [35] [36]
La refinería de Toledo en el noroeste de Ohio, en la que BP ha invertido alrededor de 500 millones de dólares en mejoras desde 2010, es una empresa conjunta con Husky Energy , que opera la refinería, y procesa aproximadamente 160.000 barriles de petróleo crudo por día. [155] [156] Desde principios de la década de 2000, la compañía ha centrado su negocio de refinación en el procesamiento de crudo de arenas petrolíferas y esquistos bituminosos . [148] [157]
Desde septiembre de 2013, el WCS se ha procesado en las refinerías de Imperial Oil en Sarnia, Ontario, y de ExxonMobil Corporation (XOM), que tiene 238.000 barriles (37.800 m3 ) en Joliet, Illinois, y Baton Rouge, Luisiana. [158]
En abril de 2013, la refinería de Sarnia, Ontario, de Imperial Oil, con una capacidad de 121.000 barriles (19.200 m3 ) era la única instalación de coquización conectada en el este de Canadá que podía procesar betún crudo. [99]
En julio de 2014, la Academia Canadiense de Ingeniería identificó el proyecto de mejora del betún de arenas petrolíferas de Sarnia-Lambton, valorado en 10.000 millones de dólares, para producir crudos listos para la refinería, como un proyecto de alta prioridad a escala nacional. [159]
El petróleo pesado de Lloydminster, un componente de la mezcla de petróleo pesado Western Canadian Select (WCS), se procesa en el mejorador de petróleo pesado del complejo de refinería CCRL , que sufrió un incendio en el coquizador de la sección de mejoramiento de petróleo pesado de la planta el 11 de febrero de 2013. Fue el tercer incidente importante en 16 meses en la planta de Regina. [160] El precio del Western Canadian Select se debilitó frente al petróleo West Texas Intermediate (WTI), el petróleo de referencia estadounidense. [160]
La refinería Pine Bend, la refinería de petróleo más grande de Minnesota , ubicada en Twin Cities recibe el 80% de su crudo pesado entrante de las arenas petrolíferas de Athabasca. [161] El petróleo crudo se transporta desde el noroeste a la instalación a través de los oleoductos Lakehead y Minnesota, que también son propiedad de Koch Industries . La mayor parte del petróleo entra y sale de la planta a través de un sistema de oleoductos de 537 millas, propiedad de Koch, que se extiende por Minnesota y Wisconsin. [161] La Agencia de Información Energética de los Estados Unidos (EIA) la clasificó en el puesto 14 del país en 2013 por producción. [162] [163] Para 2013, su capacidad nominal aumentó a 330.000 barriles (52.000 m 3 ) por día. [164]
Repsol respondió a la aplicación en enero de 2009 de la reducción del contenido de azufre en la gasolina y el diésel de automoción de 50 a 10 partes por millón por parte de la Unión Europea con una fuerte inversión en la modernización de sus refinerías. Estaba modernizando tres de sus cinco refinerías en España ( Cartagena , A Coruña , Bilbao , Puertollano y Tarragona ) con coquizadores que tienen capacidad para refinar petróleo pesado Western Canadian Select. Muchas otras refinerías europeas cerraron a medida que los márgenes disminuyeron. [139] Repsol probó los primeros lotes de WCS en sus refinerías españolas en mayo de 2014. [138]
En 2012, Repsol completó la modernización y expansión de su refinería de Cartagena en Murcia , España, por un valor de 3.150 millones de euros , que incluyó una nueva unidad de coquización capaz de refinar crudo pesado como el WCS. [165]
Las mejoras que Repsol completó en 2013, que incluyeron una nueva unidad de coquización y una unidad de cogeneración de alta eficiencia en su refinería Petronor en Muskiz, cerca de Bilbao , costaron más de 1.000 millones de euros y representan "la mayor inversión industrial en la historia del País Vasco". [166] Esta nueva unidad de coquización producirá "productos de mayor demanda como propano, butano, gasolina y diésel" y "eliminará la producción de fueloil". [166] La unidad de cogeneración reducirá las emisiones de CO2 y ayudará a alcanzar los objetivos del protocolo de Kioto de España . La refinería es autosuficiente en electricidad y capaz de distribuir energía a la red. [166]
En su artículo de 2013 publicado en Oil & Gas Journal , John Auers y John Mayes sugieren que "las recientes desconexiones de precios han creado oportunidades para que los astutos mezcladores y refinadores de petróleo crudo creen sus propios sustitutos para los grados de base acuosa (como Alaska North Slope (ANS)) a precios muy rebajados. Un "pseudo" sustituto de Alaskan North Slope, por ejemplo, podría crearse con una mezcla de 55% Bakken y 45% Western Canadian Select a un costo potencialmente mucho menor que el precio de mercado de ANS". Argumentan que existen oportunidades financieras para las refinerías capaces de mezclar, entregar y refinar mezclas de crudo más baratas "varadas", como Western Canadian Select (WCS). En contraste con el petróleo ligero y dulce producido "a partir de los yacimientos de esquisto emergentes en Dakota del Norte ( Bakken ) y Texas ( Eagle Ford ), así como un resurgimiento de la perforación en campos más antiguos y existentes, como la cuenca Pérmica", las arenas petrolíferas de Alberta son "abrumadoramente pesadas". [167]
El CIBC informó que la industria petrolera siguió produciendo cantidades masivas de petróleo a pesar del estancamiento del mercado del crudo. Se pronosticó que la producción de petróleo de la formación Bakken solamente en 2012 aumentaría en 600.000 barriles cada año hasta 2016. Para 2012, la producción de petróleo de esquisto bituminoso y arenas petrolíferas canadienses también estaba aumentando. [168]
A fines de 2014, mientras la demanda de consumo mundial de petróleo seguía disminuyendo, el crecimiento notablemente rápido de la producción de petróleo "ligero y compacto" en las cuencas Bakken de Dakota del Norte , Pérmico y Eagle Ford en Texas, al tiempo que rejuvenecía el crecimiento económico en "las industrias de refinación, petroquímica y transporte asociadas, ferrocarriles y oleoductos de Estados Unidos", [también] "desestabilizó los mercados petroleros internacionales". [5]
Desde el año 2000, el uso más amplio de tecnologías de extracción de petróleo , como la fracturación hidráulica y la perforación horizontal , ha provocado un auge de la producción en la formación Bakken , que se encuentra debajo de la parte noroeste de Dakota del Norte . [169] [170] [171] WCS y Bakken compiten por oleoductos y espacio ferroviario. A fines de 2010, las tasas de producción de petróleo habían alcanzado los 458.000 barriles (72.800 m3 ) por día, superando así la capacidad del oleoducto para enviar petróleo fuera de Bakken. [126] [125] Este petróleo compite con WCS por el acceso al transporte por oleoducto y ferrocarril. La producción de Bakken también ha aumentado en Canadá, aunque en menor grado que en los EE. UU., desde el descubrimiento en 2004 del campo petrolífero Viewfield en Saskatchewan. Se utilizan las mismas técnicas de perforación horizontal y fracturación hidráulica masiva en múltiples etapas. En diciembre de 2012, 2.357 pozos Bakken en Saskatchewan produjeron un récord de 71.000 barriles por día (11.000 m3 / d). [172] La Formación Bakken también produce en Manitoba, pero el rendimiento es pequeño, con un promedio de menos de 2.000 barriles por día (300 m3 / d) en 2012. [173]
“Un poco más del 21% del producto interno bruto (PIB) total de Dakota del Norte en 2013, de 49.770 millones de dólares, proviene de recursos naturales y minería”. [174]
"El estado aplica un impuesto a la producción del 5% sobre el valor bruto en boca de pozo de todo el petróleo producido en el estado, con algunas excepciones. El estado también aplica un impuesto a la extracción de petróleo (impuestos especiales) sobre el petróleo producido. En 2012, el estado recaudó $1.68 mil millones en ingresos petroleros, un 71,4% más que en 2011. Los impuestos al petróleo proporcionan el 42,3% de los ingresos netos totales del estado, casi cuatro veces el impuesto a la renta individual y más de ocho veces los ingresos recibidos de los impuestos a la renta corporativa. El impuesto a la producción de petróleo del estado del 5% se divide entre los gobiernos estatales y de los condados. El tesorero del estado se queda con el 20% que luego asigna a las ciudades y a un programa de subvenciones de impacto. El 80% restante se divide entre los gobiernos estatales y de los condados de acuerdo con una fórmula obligatoria".
— Auskick 2014
"El estado creó un fondo de legado en 2010, similar a un fondo soberano de riqueza en naciones extranjeras, para almacenar una parte de los ingresos del estado provenientes de la producción de petróleo y gas. Por ley, el 30% de los impuestos estatales sobre el petróleo y el gas (después de algunas distribuciones obligatorias) se depositan en el fondo de legado. Esto ha dado como resultado recaudaciones de impuestos sobre el petróleo y el gas de $446,3 millones para el año fiscal 2012, $824,7 millones para el año fiscal 2013 y $926,6 millones para el año fiscal 2014".
— Auskick 2014
Las tasas de regalías en Alberta se basan en el precio del WTI. Esa tasa de regalías se aplica a los ingresos netos de un proyecto si el proyecto ha alcanzado el pago o a los ingresos brutos si el proyecto aún no ha alcanzado el pago. Los ingresos de un proyecto son una función directa del precio al que puede vender su crudo. Dado que el WCS es un punto de referencia para los crudos de arenas petrolíferas, los ingresos en las arenas petrolíferas se descuentan cuando se descuenta el precio del WCS. Esos descuentos de precio se trasladan a los pagos de regalías.
La provincia de Alberta recibe una parte de los beneficios del desarrollo de los recursos energéticos en forma de regalías que financian en parte programas como la salud, la educación y la infraestructura. [175]
En 2006-07, los ingresos por regalías de las arenas petrolíferas ascendieron a 2.411 millones de dólares. En 2007-08, aumentaron a 2.913 millones de dólares y continuaron aumentando en 2008-09 hasta llegar a 2.973 millones de dólares. Tras la revisión del Régimen de Regalías de Alberta, en 2009-10 cayeron a 1.008 millones de dólares. [176] En ese año, los ingresos totales de Alberta por los recursos "cayeron por debajo de los 7.000 millones de dólares... cuando la economía mundial estaba en las garras de la recesión". [177]
En febrero de 2012, la provincia de Alberta "esperaba 13.400 millones de dólares en ingresos provenientes de recursos no renovables en 2013-14". [177] Para enero de 2013, la provincia estaba anticipando sólo 7.400 millones de dólares. "El 30 por ciento del presupuesto de Alberta, de aproximadamente 40.000 millones de dólares, se financia a través de los ingresos del petróleo y el gas. Las regalías del betún representan aproximadamente la mitad de ese total". [177] En 2009-10, las regalías de las arenas petrolíferas ascendieron a 1.008 millones de dólares (Presupuesto 2009 citado en Energía Alberta 2009). [176]
Para acelerar el desarrollo de las arenas petrolíferas, los gobiernos federal y provinciales alinearon más estrechamente la tributación de las arenas petrolíferas con otras actividades mineras a cielo abierto, lo que resultó en "cobrar el uno por ciento de los ingresos brutos de un proyecto hasta que los costos de inversión del proyecto se paguen en su totalidad, momento en el que las tasas aumentaron al 25 por ciento de los ingresos netos. Estos cambios de política y los precios más altos del petróleo después de 2003 tuvieron el efecto deseado de acelerar el desarrollo de la industria de las arenas petrolíferas". [175] El 1 de enero de 2009 se implementó un Régimen de Regalías de Alberta revisado. [178] a través del cual cada proyecto de arenas petrolíferas paga una tasa de regalías de ingresos brutos del 1% (Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011:30). [179] Los Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011 resumen los regímenes fiscales petroleros para las provincias y territorios occidentales. Los Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas describen cómo se calculaban los pagos de regalías: [179]
"Una vez que un proyecto de regalías de arenas petrolíferas alcanza el pago, la regalía pagadera a la Corona es igual al mayor de los siguientes montos: (a) la regalía por ingresos brutos (1% - 9%) para el período, y (b) el porcentaje de la regalía (25% - 40%) de los ingresos netos para el período. A partir del 1 de enero de 2009, el porcentaje de la regalía de los ingresos netos también está indexado al precio del WTI en dólares canadienses. Es del 25% cuando el precio del WTI es menor o igual a $55/bbl, aumentando linealmente hasta un máximo del 40% cuando el precio alcanza los $120/bbl. A los efectos de las regalías, los ingresos netos son iguales a los ingresos del proyecto menos los costos permitidos".
— Regímenes fiscales del petróleo y el gas
Cuando el precio del petróleo por barril sea menor o igual a $55/bbl indexado al West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30) (indexado al precio en dólares canadienses del West Texas Intermediate (WTI) (Oil and Gas Fiscal Regimes 2011:30) hasta un máximo del 9%). Cuando el precio del petróleo por barril sea menor o igual a $120/bbl indexado al West Texas Intermediate (WTI) "pago". [179]
El pago se refiere a "la primera vez que el desarrollador ha recuperado todos los costos permitidos del proyecto, incluyendo una asignación de retorno sobre esos costos igual a la tasa de bonos a largo plazo del Gobierno de Canadá ["LTBR"]]. [180]
Para fomentar el crecimiento y la prosperidad, y debido al altísimo costo de la exploración, la investigación y el desarrollo, las operaciones de extracción de arenas petrolíferas y de minería no pagan impuestos corporativos, federales o provinciales ni regalías gubernamentales, salvo los impuestos sobre la renta personal, ya que las empresas suelen permanecer en una posición de pérdida a efectos fiscales y de regalías durante muchos años. Definir una posición de pérdida se vuelve cada vez más complejo cuando se trata de empresas energéticas multinacionales integradas verticalmente . Suncor afirma que sus pérdidas realizadas fueron legítimas y que la Agencia de Ingresos de Canadá (CRA) está reclamando injustamente "1.200 millones de dólares" en impuestos, lo que está poniendo en peligro sus operaciones. [181]
De 2009 a 2015, las regalías de las arenas petrolíferas representaron el mayor contribuyente a los ingresos por regalías de la provincia y aportaron alrededor del 10% de todos los ingresos de Alberta. [182] En 2014-2015, los ingresos de las arenas petrolíferas fueron de más de $5 mil millones y representaron más del 10% de los $48,5 mil millones en gastos operativos de Alberta. [182] A diciembre de 2015, las únicas fuentes de ingresos que contribuyeron más fueron los impuestos a la renta personal con un 23%, las transferencias federales con un 13% y el impuesto a la renta corporativa con un 11%. [182]
En 2023, se extrajeron 1.800 millones de barriles de petróleo de las arenas petrolíferas de Alberta. [183]
"La metodología de valoración del betún (BVM) es un método para determinar, a los efectos de las regalías, el valor del betún producido en proyectos de arenas petrolíferas y mejorado en el lugar o vendido o transferido a filiales. La BVM garantiza que Alberta reciba el valor de mercado de su producción de betún, en efectivo o en regalías en especie, a través de la fórmula de regalías. Western Canadian Select (WCS), un grado o mezcla de betún de Alberta, diluyentes (un producto como nafta o condensado que se agrega para aumentar la capacidad del petróleo de fluir a través de un oleoducto) y petróleos pesados convencionales, desarrollados por productores de Alberta y almacenados y valorados en Hardisty, AB, se determinó como el mejor precio de crudo de referencia en el desarrollo de una BVM". [184]
En enero de 2013, la entonces primera ministra de Alberta , Alison Redford , utilizó el término "burbuja del betún" para explicar el impacto de una caída dramática e imprevista en la cantidad de impuestos e ingresos de las arenas petrolíferas vinculadas al precio de descuento profundo del petróleo Western Canadian Select frente al petróleo crudo WTI y Maya, que resultaría en profundos recortes en el presupuesto provincial de 2013. [185] En 2012, los precios del petróleo subieron y bajaron durante todo el año. La primera ministra Redford describió la "burbuja del betún" como el diferencial o "diferencial entre los diferentes precios y el precio más bajo del Western Canadian Select (WCS) de Alberta". Solo en 2013, el efecto de la "burbuja del betún" resultó en una pérdida de alrededor de seis mil millones de dólares en ingresos provinciales. [186]
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