#CBC: “El costo económico de los descuentos del precio del petróleo canadiense se contabilizó en miles de millones de dólares. ” #BusinessNews #ValorDelWeb

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Imagine que produce una excelente cosecha de un producto de gran demanda en todo el mundo, solo para saber que debe conformarse con un precio con descuento porque no hay una manera fácil de llevar su producto al mercado.

Los granjeros canadienses de granos experimentaron esa situación en 2013 y nuevamente en el invierno pasado cuando su cosecha superó la capacidad de transporte de las compañías ferroviarias de Canadá. Las compañías petroleras del oeste de Canadá están ahora en el mismo barco gracias a las ganancias de producción que no han sido igualadas por las ganancias de capacidad del oleoducto de exportación.

Al igual que los agricultores, los productores de petróleo han llenado el almacenamiento hasta reventar mientras esperan que aparezca una solución. Los descuentos en los precios o los “diferenciales” que han afectado principalmente al petróleo pesado se han extendido a petróleo liviano y aceites sintéticos mejorados y crudo a medida que se reduce el espacio de la tubería.

Las estimaciones sobre el costo para la economía varían enormemente, pero la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo estima oficialmente el impacto en al menos C $ 13 mil millones en los primeros 10 meses de 2018.

Costo de $ 50 millones por día.

Calcula el costo en alrededor de $ 50 millones de dólares canadienses por día en octubre, ya que los descuentos para el petróleo crudo de mezcla de betún de Western Canadian Select frente al West Texas Intermediate comercializado en Nueva York alcanzaron un máximo de más de $ 52 US por barril.

“El diferencial se ha disparado a un nivel tan extremo por dos razones, la falta de acceso a los mercados y el hecho de que realmente tenemos un solo cliente (Estados Unidos)”, dijo Tim McMillan, CEO de CAPP.

Obtener un número exacto de cuánto cuestan los descuentos a Canadá es casi imposible gracias al secreto arraigado del sector sobre el transporte y la comercialización, dijo, y agregó que es totalmente posible que los costos reales puedan llegar a los $ 100 mil millones por año.

Estamos perdiendo cientos de millones de dólares que van a subsidiar a los conductores en los Estados Unidos.-Tim McMillan, CEO de CAPP

La exposición de los productores a los precios de WCS varía según el tipo de petróleo que producen, dónde lo venden y cómo lo transportan.

Imperial Oil Ltd., con sede en Calgary, dice que alrededor de una cuarta parte de su producción de 300,000 barriles de betún por día está influenciada por los precios de WCS; el resto se utiliza en sus refinerías canadienses o se envía por tubería o ferrocarril al Golfo de EE. UU. Costa donde se acerca a los precios del WTI.

La compañía anunció la semana pasada que construirá un proyecto de arenas bituminosas de 75,000 bpd, confiando en que los ductos estarán listos para cuando comience la producción en aproximadamente cuatro años (un prospecto que recibió un golpe el jueves cuando un juez de EE. UU. Puso a TransCanada Corp. La tubería Keystone XL está en espera hasta que se realicen más estudios ambientales).

Mientras tanto, está incrementando los envíos de trenes desde su terminal de Edmonton de propiedad compartida lo más rápido posible.

Otros productores de arenas bituminosas, como Canadian Natural Resources Ltd. y Cenovus Energy Inc., están reduciendo la producción para evitar vender a los precios actuales.

Los problemas de la industria reciben poca simpatía de ecologistas como Keith Stewart de Greenpeace.

“La raíz del problema es que las compañías continuaron expandiendo la producción incluso cuando sabían que no había un nuevo transporte”, dijo.

Pero McMillan señaló que se necesitan años para planificar, obtener la aprobación regulatoria y construir proyectos.

Por ejemplo, los productores no tendrían ninguna forma de saber de antemano que el proyecto de gasoducto Northern Gateway de 525,000 barriles por día aprobado en 2014 por un gobierno conservador luego sería rechazado por un gobierno liberal en 2016, dijo.

“Si Northern Gateway hubiera salido según lo planeado, no estaríamos en esta situación”, dijo McMillan.

En un informe realizado en febrero pasado, los analistas de Scotiabank estimaron que el diferencial recortaría $ 15.6 mil millones de dólares canadienses en ingresos anualmente, y se espera que un rápido aumento en el crudo por ferrocarril reduzca el golpe a $ 10.8 mil millones de dólares canadienses para la caída.

En ese momento, los descuentos se habían ampliado a alrededor de $ 30 por barril desde un promedio de alrededor de $ 13 en los dos años anteriores.

Un depósito utilizado para almacenar tuberías para el oleoducto Keystone XL planificado se ve en Gascoyne, Dakota del Norte, en 2017. (Terray Sylvester / Reuters)

Los envíos de ferrocarril por ferrocarril aumentaron a un récord de 230,000 bpd en agosto, pero no han reducido el diferencial.

Según Net Energy, con sede en Calgary, el diferencial WCS-WTI promedió $ 45.48 por barril en octubre y ha promediado $ 43.75 en lo que va de noviembre.

En un análisis realizado en marzo pasado, Kent Fellows, investigador asociado de la Escuela de Política Pública de la Universidad de Calgary, estimó que el diferencial se traduciría en una pérdida económica de $ 13 mil millones si persistiera por un año: $ 7,2 mil millones para el gobierno de Alberta, $ 5,3. Mil millones a la industria y $ 800 millones al gobierno federal.

El diferencial ha empeorado mucho, dijo en una entrevista esta semana, lo que significa que la oportunidad perdida es proporcionalmente peor.

Los diferenciales más altos afectaron a los gobiernos provinciales en forma de regalías menores a las esperadas, la reducción de cada barril producido en tierras donde los derechos minerales son propiedad de Crown, mientras que el gobierno federal verá menores impuestos a los ingresos corporativos, dijo Fellows.

“Si esto continúa y empezamos a ver la falta de crecimiento o más en una parte de esta producción (…) estás perdiendo empleos e incluso el impuesto a la renta personal”, dijo.

El gobierno de Alberta estima que cada incremento anual promedio de $ 1 en el diferencial WCS-WTI por encima de $ 22.40 US por barril cuesta a su tesorería $ 210 millones Cdn.

En Saskatchewan, la otra importante provincia productora de petróleo del oeste de Canadá, cada cambio de $ 1 en el diferencial es equivalente a unos $ 15 millones en ingresos, basado en un precio WTI supuesto de $ 58 US por barril, dice el gobierno.

La ministra de Finanzas, Donna Harpauer, dijo en una entrevista que si los descuentos actuales continuaran durante un año, la pérdida de ingresos de la industria de Saskatchewan sería de unos $ 7,4 mil millones de dólares canadienses.

Parte de la razón por la cual los descuentos de WCS fueron más amplios en octubre es que WTI, que abrió el año a $ 60.37 por barril, saltó a más de $ 76 dólares. Los productores expuestos a WCS no obtuvieron el beneficio de los mayores precios del petróleo en los EE. UU.

McMillan dijo que los inversores potenciales de la energía están notando los diferenciales. CAPP espera una inversión de capital de $ 42 mil millones en el parche petrolero canadiense en 2018, frente a los $ 81 mil millones en 2014.

“Estamos perdiendo cientos de millones de dólares que van a subsidiar a los conductores en los Estados Unidos”.

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Alexandra Laverra

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