Tratar de arreglar el mercado del crudo ha sido bastante difícil para la OPEP. El objetivo de Alberta es un desafío mayor de lo que anticipó la provincia canadiense rica en petróleo.
Desde que se anunciaron los recortes obligatorios de producción en diciembre, el crudo pesado local ha pasado de ser demasiado barato a ser demasiado caro. Mientras que las tuberías siguen estando tan llenas como siempre, el costo adicional de enviar el petróleo en tren a los EE. UU. Significa que no es competitivo con los crudos estadounidenses y mexicanos.
El lunes, Alberta repuso los cortes por tercera vez desde que se implementaron en enero. Pero el jueves pasado, el descuento en el petróleo Western Canadian Select fue incluso menos atractivo para el crudo por ferrocarril que cuando comenzó la semana: fue menos de $ 10 por barril por debajo de los futuros intermedios del oeste de Texas por primera vez en más de un mes.
“Ahora parece que el gobierno puede haberse excedido un poco”, dijo Kevin Birn, director de mercados del petróleo crudo de América del Norte de IHS Markit, en una entrevista telefónica en Calgary. “El mercado siempre va a ser más complicado de lo que la gente anticipa”.
WCS necesita comerciar con un descuento de al menos $ 15 / bbl a los mayas mexicanos, un tipo similar de crudo, para que valga la pena enviarlo al área de Houston. Dijo Birn. La brecha es actualmente inferior a $ 13. Los productores canadienses, por otro lado, dicen que el descuento al índice de referencia de los EE. UU. Debería ser de $ 15 / bbl a $ 18 / bbl. Está a $ 9.85.
Como resultado, los envíos canadienses de crudo por ferrocarril cayeron casi un 50% a 144,000 bopd en febrero, dijo Genscape Inc. a principios de este mes. Los inventarios están “en niveles históricamente altos”, cerca de 36 MMbbl, dijo Brad Sanders, CCO en el operador de la terminal ferroviaria USD Partners LP, en una conferencia telefónica el 7 de marzo. Las existencias estaban en 35 MMbbl cuando se anunció el plan de reducción.
El alivio de esta semana de la reducción de Alberta llevó los recortes a 175,000 bopd, poco más de la mitad de los 325,000 iniciales. La provincia planea reducir la restricción en 25,000 bopd en mayo y otros 25,000 en junio, diciendo que el clima más cálido permitirá a los productores reducir el volumen de diluyente necesario para hacer que el betún de arenas petrolíferas fluya a través de tuberías.
Parte de la razón por la que la eliminación gradual no está ayudando a que el crudo por ferrocarril sea más competitivo es que, a medida que las temperaturas se vuelven más suaves, los productores están comenzando a realizar tareas de mantenimiento en los sitios de arenas petrolíferas, algo que las cuadrillas de trabajo generalmente evitan en pleno invierno. En otras palabras, aunque la provincia está permitiendo que las empresas produzcan más, muchas producirán temporalmente menos.
El gobierno de Alberta no respondió de inmediato a las solicitudes de comentarios.
Además del tema de los precios y el tiempo, la cantidad de crudo que se puede enviar por ferrocarril varía de mes a mes debido al clima y otros factores. Hay un “pequeño margen de error” y “muchas partes móviles”, dijo Birn. Además, el gobierno no sabe si los cambios en la reducción han funcionado hasta el próximo ciclo comercial en un mes.
Irónicamente, el mundo rara vez ha necesitado petróleo canadiense tanto como ahora, porque el otro importante productor de crudo pesado, Venezuela, ha visto caer a cero sus envíos a EE. UU. En medio de sanciones. Los países de la OPEP como Arabia Saudita también están reduciendo los suministros de crudo pesado como parte de su propia estrategia para influir en los precios.
Sin embargo, eso no sirve de nada si los canadienses no pueden llevar su crudo a las refinerías de Estados Unidos.
Te puede interesar: Perfilando a los principales productores mundiales de gas natural
