La ampliación del oleoducto Trans Mountain Pipeline (TMX) de Canadá ha dado lugar a importaciones récord de petróleo crudo canadiense por parte de Estados Unidos, que alcanzarán los 4,3 millones de barriles por día (b/d) en julio de 2024.
El oleoducto TMX triplicó su capacidad anterior, añadiendo 300.000 b/d, y comenzó a funcionar comercialmente en mayo de 2024.
Esta ampliación permite a Canadá exportar más petróleo desde Alberta a las zonas costeras, abriendo rutas tanto a la costa oeste de Estados Unidos como a los compradores del Pacífico, según la EIA.
Ampliación del acceso al mercado para el crudo de Alberta
Históricamente, el crudo sin litoral de Alberta tenía opciones de exportación limitadas y llegaba a las refinerías estadounidenses del Medio Oeste y la Costa del Golfo a través de oleoductos y ferrocarriles más antiguos.
Ahora, la capacidad ampliada de TMX se conecta directamente con la costa oeste de Canadá, lo que proporciona un acceso más fácil a los mercados internacionales, incluidos los compradores asiáticos.
Desde que TMX entró en funcionamiento, las refinerías de la Costa Oeste de Estados Unidos han sido importantes compradores de crudo canadiense, representando más de la mitad de las exportaciones marítimas del oeste de Canadá entre junio y septiembre de 2024.
En julio, la Costa Oeste de Estados Unidos importó 498.000 b/d, una cantidad récord y un aumento del 115% en comparación con el mismo período de 2023.
El papel de Western Canadian Select (WCS)
El precio del crudo Western Canadian Select (WCS), un punto de referencia clave para el petróleo canadiense, refleja la producción de Alberta, pero a menudo ve un descuento debido a su mayor contenido de azufre, menor gravedad API y ubicación interior, que agregan costos de transporte a los mercados de exportación.
El punto de referencia WCS generalmente se ha negociado con un descuento respecto de los precios globales como el crudo Brent. Desde que TMX comenzó a operar, la capacidad de extracción adicional ha ayudado a moderar el diferencial de precios de WCS con el Brent. En julio de 2024, la prima del Brent sobre el WCS era de 21 dólares por barril, lo que muestra un aumento respecto del año anterior, aunque los últimos meses indican un diferencial estable entre el promedio de cinco años y los niveles del año pasado.
Estabilización de los diferenciales de precios para los productores canadienses
El diferencial WCS-Brent suele ampliarse en otoño, cuando las refinerías del Medio Oeste se someten a tareas de mantenimiento, lo que afecta a la demanda de petróleo de Alberta.
Sin embargo, la capacidad adicional de TMX puede proporcionar cierto aislamiento a los productores canadienses al ampliar su grupo de compradores a las refinerías de la Costa Oeste y los mercados del Pacífico, lo que reduce la dependencia de la demanda del Medio Oeste de Estados Unidos.
Si los diferenciales se mantienen estables, la capacidad ampliada de TMX puede seguir respaldando las exportaciones de crudo canadiense, lo que fortalecería la posición de Canadá en el mercado de exportación de petróleo.
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