Selección del oeste de Canadá

Western Canadian Select ( WCS ) es una mezcla pesada y ácida de petróleo crudo ^{[ 1 ]} que es uno de los flujos de petróleo crudo pesado más grandes de América del Norte ^{[ 2 ]} y, históricamente, el más barato. ^{[ 3 ]} Fue establecido en diciembre de 2004 como un nuevo flujo de petróleo pesado por EnCana (ahora Cenovus ), Canadian Natural Resources , Petro-Canada (ahora Suncor ) y Talisman Energy (ahora Repsol Oil & Gas Canada). ^{[ 4 ]} Está compuesto principalmente de betún mezclado con diluyentes sintéticos dulces y condensado y 21 ^{[ 5 ]} flujos existentes de petróleos crudos pesados ​​de Alberta, tanto convencionales como no convencionales ^{[ 5 ] [ 6 ]} , en la gran terminal de Husky Midstream General Partnership en Hardisty , Alberta . ^{[ 7 ]} Western Canadian Select, el referente para crudos pesados ​​y ácidos ( TAN <1,1) ^{[ 8 ] [ 9 ]} , es uno de los muchos productos petrolíferos de las arenas bituminosas de la Cuenca Sedimentaria del Oeste de Canadá . Husky Energy, con sede en Calgary y ahora filial de Cenovus, se unió 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. 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 bituminosas 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 o C$46,03 por barril (bbl). ^{[ 17 ]} Durante la invasión rusa de Ucrania en 2022 , el precio del WCS subió a más de US$100 por barril mientras Estados Unidos consideraba imponer una prohibición a las importaciones de petróleo ruso. ^{[ 3 ]} En junio, el precio de referencia del Western Canadian Select (WCS) promedió $64,35 por barril, que estuvo muy alineado con el promedio del año hasta la fecha (YTD) de $63,09. ^{[ 18 ]} Durante la guerra comercial de Estados Unidos con Canadá en 2025 , el precio cayó a 52,57 dólares canadienses por barril (bbl) al 7 de abril. ^{[ 19 ]}

En 2023, las exportaciones totales de petróleo de Canadá alcanzaron un máximo histórico de 4,8 millones de barriles por día, y Estados Unidos compró 192,9 millones de toneladas métricas ese año. ^{[ 20 ]} En 2023, la extracción de arenas bituminosas aportó más de 38 mil millones de dólares canadienses (1,74 % del PIB) y la extracción convencional de petróleo crudo y gas aportó 33 mil millones de dólares canadienses (1,52 % del PIB) a la economía de Canadá. ^{[ 20 ]}

En noviembre de 2024, la Asociación Canadiense de Contratistas de Energía (CAOEC) pronosticó que se perforarían un total de 6604 pozos en el oeste de Canadá en 2025, lo que representa un aumento del 7,3 % con respecto a 2023. Este nivel de actividad sería el más alto en el sector petrolero del oeste de Canadá desde la caída de los precios de las materias primas de 2014-2015, que resultó en un período prolongado de contracción de la industria. ^{[ 21 ]}

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 Norteamérica. ^{[ 3 ] [ 1 ]} A partir de 2024, solo hay tres corporaciones — Suncor, CNRL y Cenovus, todas canadienses y con sede en Calgary — que producen aproximadamente el 77% de toda la producción de arenas bituminosas canadienses. ^{[ 22 ]} Repsol , que era el cuarto productor principal de WCS, ^{[ 23 ]} fue una de las muchas empresas e inversores extranjeros que abandonaron las arenas bituminosas en 2024. ^{[ 22 ]}

Canadá es el principal proveedor de petróleo a Estados Unidos. En 2024, las exportaciones canadienses de petróleo a Estados Unidos aumentaron considerablemente, en parte debido al incremento de capacidad tras la finalización de la ampliación del oleoducto Trans Mountain. Entre julio y septiembre de 2024, Canadá exportó más de 4,3 millones de barriles de petróleo diarios (b/d) a Estados Unidos. ^{[ 24 ]} En comparación, Canadá exportó 3,2 millones de b/d de petróleo crudo a Estados Unidos en mayo de 2020. ^{[ 25 ]}

La influencia de WCS sobre el mercado del petróleo crudo se extiende más allá de la producción de estos tres gigantes corporativos, ya que el precio de otras mezclas de crudo canadiense producidas localmente también se basa en el precio del referente, WCS, según NE2, una empresa de corretaje y bolsa que gestiona aproximadamente el 38 por ciento de la producción petrolera del oeste de Canadá. ^{[ 23 ]}

El cálculo del precio del WCS es complejo. ^{[ 23 ]} Debido a que el WCS es un crudo pesado de menor calidad y también se encuentra más lejos de los principales mercados petroleros de Estados Unidos, su precio se calcula con base en un descuento respecto al West Texas Intermediate (WTI), un petróleo más ligero y dulce, que se produce en el corazón de las regiones de los mercados petroleros. El WTI es el precio de referencia del petróleo en Norteamérica. ^{[ 23 ]} El precio del WTI varía diariamente, pero el mercado real de negociación de materias primas para el crudo se basa en precios de contratos, no en un precio diario. ^{[ 23 ]} El descuento del WCS en un contrato de futuros para 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 de WCS. ^{[ 23 ]}

Husky Energy vendió el 65% de su negocio de transporte y almacenamiento de hidrocarburos en 2016 y formó Husky Midstream General Partnership (HMGP) ^{[ 26 ]} con dos socios adicionales. HMGP se dedica exclusivamente a la mezcla de la corriente principal de crudo para garantizar un producto de crudo pesado de alta calidad y consistente, tal como lo exigen las refinerías. Desde que Husky se unió al conglomerado, el WCS en producción se ha mezclado en la terminal Husky Hardisty (ahora propiedad de HMGP). ^{[ 8 ]} En octubre de 2020, Cenovus adquirió la empresa Husky, con sede en Calgary y fundada en la década de 1930, por 3800 millones de dólares canadienses. ^{[ 13 ]}

En 2004, Suncor Energy , Cenovus Energy , Canadian Natural Resources y Talisman Energy (más tarde 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 con respecto a la compensación por las contribuciones a la mezcla WCS. ^{[ 8 ]} Cenovus y Husky completaron una fusión en enero de 2021, y la empresa opera bajo Cenovus. A través de la fusión, Cenovus se convirtió en la tercera compañía de petróleo crudo y gas natural más grande y la segunda mayor procesadora de Canadá. ^{[ 27 ]}

Estados Unidos importa aproximadamente el 99% de las exportaciones de petróleo de Canadá, ^{[ 28 ]} Según datos mensuales proporcionados por la Administración de Información Energética de EE. UU . (EIA), Canadá es el "mayor exportador de petróleo total" a Estados Unidos con exportaciones de petróleo crudo a EE. UU. 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. ^{[ 29 ]}

El petróleo canadiense es mucho más barato que el petróleo de otras fuentes. Desde 2009, las refinerías estadounidenses han aumentado el uso de crudo canadiense, según un informe del 20 de marzo de 2020 ^{[ 30 ].} Desde 2009, Estados Unidos ha disminuido las importaciones de petróleo de Arabia Saudita, México y Venezuela ^{[ 30 ]} . Del total de importaciones de crudo a Estados Unidos, el crudo canadiense representa el 56%, según un informe de la EIA de 2019 ^{[ 30 ] .}

Las exportaciones totales de petróleo de Canadá alcanzaron un "máximo histórico" de 4,8 millones de barriles por día en 2023, con Estados Unidos comprando 192,9 millones de toneladas métricas ese año. ^{[ 20 ]}

Los precios del crudo generalmente se cotizan en una ubicación específica. 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. ^{[ 31 ]}

Statista proporciona registros precisos, actuales e históricos, del precio de WCS. ^{[ 16 ]}

Para el 18 de marzo de 2015, el precio de los crudos de referencia, WTI, había caído a US$ 43,34/barril ( bbl ). ^{[ 31 ]} desde un máximo en junio de 2014 con WTI cotizado por encima de US$ 107/bbl y Brent por encima de US$ 115/bbl. ^{[ 32 ] [ 33 ]} 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. ^{[ 34 ]} El 15 de marzo de 2015, el diferencial entre WTI y WCS era de US$ 13,8. Western Canadian Select se encontraba entre los crudos más baratos del mundo ^{[ 35 ]} con un precio de US$29,54/bbl el 15 de marzo de 2015, ^{[ 31 ] [ 36 ]} su precio más bajo desde abril de 2009. A mediados de abril de 2015, el WCS había subido casi un cincuenta por ciento para cotizar a US$44,94. ^{[ 37 ]}

Para el 2 de junio de 2015, el diferencial entre WTI y WCS era de US$7.8, el más bajo que jamás había sido. ^{[ 38 ]} Para el 12 de agosto de 2015, el precio de WCS cayó a US$23.31 y el diferencial WTI/WCS había subido a US$19.75, ^{[ 39 ]} el precio más bajo en nueve años cuando BP cerró temporalmente su refinería de Whiting, Indiana durante dos semanas, ^{[ 40 ]} la sexta refinería más grande de los Estados Unidos, ^{[ 41 ]} para reparar la unidad de destilación de crudo más grande en su refinería de Whiting, Indiana. ^{[ 40 ]} Al mismo tiempo, Enbridge se vio obligada a cerrar el oleoducto Línea 55 Spearhead y el oleoducto Línea 59 Flanagan South en Missouri debido a una fuga de petróleo crudo. ^{[ 41 ] [ 42 ]} Para el 9 de septiembre de 2015, el precio de WCS era de US$32.52. ^{[ 43 ]}

Para el 14 de diciembre de 2015, con el precio del WTI en $35 por barril, el WCS cayó "un 75 por ciento a $21.82", el más bajo en siete años y el crudo pesado Maya de México bajó "un 73 por ciento en 18 meses a $27.74". ^{[ 28 ]} Para diciembre de 2015 el precio del WCS era US$23.46, el precio más bajo desde diciembre de 2008 ^{[ 44 ]} y el diferencial WTI-WCS era US$13.65. ^{[ 45 ]} A mediados de diciembre de 2015, cuando el precio tanto del Brent como del WTI era de alrededor de $35 por barril y el WCS era de $21.82. El crudo pesado agrio comparable de México, Maya, cayó en precio un 73%, pero el gobierno mexicano utilizó una cobertura petrolera para "protegerlo en cierta medida". ^{[ 28 ]}

En febrero de 2016, el WTI había caído a US$29,85 y el WCS a US$14,10 con un diferencial de US$15,75. ^{[ 46 ]} En junio de 2016, el WTI tenía un precio de US$46,09, el Brent en MYMEX era de US$47,39 y el WCS era de US$33,94 con un diferencial de US$12,15. ^{[ 47 ]} En junio de 2016, el precio del WCS era de US$33,94. ^{[ 47 ]} Para el 10 de diciembre de 2016, el WTI había subido a US$51,46 y el WCS era de US$36,11 con un diferencial de US$15,35. ^{[ 48 ]}

El 28 de junio de 2018, el WTI se disparó a 74 dólares estadounidenses, un máximo de cuatro años, ^{[ 49 ]} luego cayó un 30% a finales de noviembre. ^{[ 50 ]}

En noviembre de 2018, el precio del WCS alcanzó su mínimo histórico de menos de US$14 por barril. ^{[ 51 ]} Desde 2008 hasta 2018, el WCS se vendió con un descuento promedio de US$17 frente al WTI. En el otoño de 2018, el diferencial aumentó a un récord de alrededor de US$50. ^{[ 51 ]} El 2 de diciembre, la primera ministra Rachel Notley anunció un recorte obligatorio del 8,7% en la producción de petróleo de Alberta. ^{[ 52 ]} Esto representa un recorte de 325.000 bpd en enero de 2019 y una caída a 95.000 bpd para finales de 2019. ^{[ 53 ] [ 52 ]} 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 US$41 por barril, mientras que el WTI se redujo a aproximadamente US$11. La diferencia de precio entre WCS y WTI llegó a ser de hasta US$50 por barril en octubre. ^{[ 52 ] [ 53 ]} A medida que el precio internacional del petróleo se recuperó de la "fuerte caída" de diciembre, el precio de WCS subió a US$28,60. ^{[ 54 ]} 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 . ^{[ 54 ]} El precio subió a medida que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y Arabia Saudita redujeron la producción de petróleo . ^{[ 54 ]} Según el informe de la Administración de Información Energética (EIA) de Estados Unidos, 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. ^{[ 54 ]}

En marzo de 2019, el diferencial del WTI sobre el WCS disminuyó a US$9,94, ya que el precio del WTI cayó a US$58,15 por barril, un 7,5% menos que en marzo de 2018, mientras que el precio del WCS aumentó a un promedio de US$48,21 por barril, un 35,7% más que en marzo de 2018. ^{[ 55 ]} En octubre de 2019, el WTI promedió US$53,96 por barril, un 23,7% menos que en octubre de 2018. En comparación, durante el mismo período, el WCS promedió US$41,96 por barril, un 2,0% más que en octubre de 2018, con un diferencial de US$12,00 en octubre de 2019. ^{[ 56 ]}

Para el 30 de marzo de 2020, el precio del crudo de mezcla de betún WCS era de US$3,82 por barril. ^{[ 57 ]} 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 . ^{[ 58 ] [ 59 ]}

En junio, el precio de referencia del Western Canadian Select (WCS) promedió 64,35 dólares por barril, lo que estuvo muy alineado con el promedio del año hasta la fecha (YTD) de 63,09 dólares. ^{[ 18 ]}

Después de que el presidente Donald Trump anunciara que los aranceles entrarían en vigor el 3 de abril, como parte de la guerra comercial de Estados Unidos con Canadá en 2025 , el precio del WCS cayó a 52,57 dólares canadienses por barril (bbl), ^{[ 19 ]} desde un promedio de

En el otoño de 2018, el diferencial entre WCS y WTI —que había promediado US$17 durante la década de 2008 a 2018— se amplió a un récord de alrededor de US$50. ^{[ 51 ]} Para diciembre de 2018 el precio de WCS se había desplomado a US$5,90. ^{[ 56 ]} En respuesta, el gobierno del NDP bajo la primera ministra 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 en los oleoductos que salen del oeste de Canadá, que le costaron 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 en la producción de petróleo en Alberta, el precio de WCS subió a US$26,65 por barril. ^{[ 60 ] [ 52 ] [ 53 ]} El precio mundial del petróleo cayó drásticamente en diciembre antes de recuperarse en enero. El precio del WCS aumentó a US$28,60, mientras que el WTI se situó en US$48,69. ^{[ 54 ]} En otoño de 2019, el gobierno del UCP, bajo el mandato del primer ministro Kenney, "extendió el programa de restricción hasta 2020 y aumentó las exenciones base para las empresas antes de que entraran en vigor las cuotas, reduciendo a 16 el número de productores afectados por la restricción". ^{[ 61 ]}

La restricción "apoyó los precios nacionales del petróleo", pero también "limitó el crecimiento y la inversión general de la industria, ya que las empresas no han podido aumentar la producción por encima de sus cuotas obligatorias". ^{[ 61 ]}

Los productores integrados, como Imperial Oil y Husky Energy, se oponen a la restricción de la producción porque cuando el precio del WCS es bajo, sus refinerías en Estados Unidos se benefician. Otros productores de petróleo en Alberta apoyan la restricción como una forma de prevenir el colapso del WCS. ^{[ 61 ]}

En el verano de 2019, Suncor Energy, Cenovus Energy y Canadian Natural Resources acordaron aumentar la producción con el uso obligatorio del transporte de petróleo por ferrocarril como condición para dicho aumento. ^{[ 61 ]} Terry Abel, de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo (CAPP), declaró que: «El objetivo principal de la restricción era intentar igualar la capacidad de transporte con la capacidad de producción para no generar presión a la baja sobre los precios... En la medida en que se añada capacidad (ferroviaria) incremental, se deberían poder realizar algunos ajustes a la restricción para dar cabida a ello». ^{[ 61 ]}

"El petróleo extremadamente viscoso contenido en los depósitos de arenas bituminosas se conoce comúnmente como betún." ( CAS 8052-42-4) En la terminal de Husky Hardisty, Western Canadian Select se mezcla a partir de diluyentes sintéticos dulces y condensados ​​de 25 crudos de betún pesados ​​convencionales y no convencionales canadienses existentes. ^{[ 12 ] [ 8 ] [ 5 ] [ 6 ] [ 62 ]}

Las características de Western Canadian Select se describen de la siguiente manera: nivel de gravedad API entre 19 y 22 (API), ^{[ 2 ] [ 63 ]} densidad (kg/m3) 930,1, ^{[ 12 ]} MCR (% en peso) 9,6, ^{[ 12 ]} azufre (% en peso) 2,8-3,5%, ^{[ 63 ]} TAN (número de acidez total) de (Mg KOH/g) 0,93. ^{[ 12 ]}

Las refinerías de Norteamérica consideran que un crudo con un valor TAN superior a 1,1 es de "alto TAN". Para procesar crudos de alto TAN, es necesario adaptar la refinería. Por lo tanto, el número de refinerías en Norteamérica que pueden procesar un crudo de alto TAN es limitado. Por este motivo, el valor TAN del WCS se mantiene consistentemente por debajo de 1,1 mediante la mezcla con crudos ligeros y dulces y condensado. Otras mezclas de betún, como Access Western Blend y Seal Heavy Blend, tienen valores TAN más altos y se consideran de alto TAN. ^{[ 64 ]}

"El petróleo crudo de arenas bituminosas no fluye naturalmente en los oleoductos porque es demasiado denso. Normalmente se mezcla un diluyente con el betún de arenas bituminosas para permitir su flujo en los oleoductos. Con el fin de cumplir con las especificaciones de viscosidad y densidad de los oleoductos, el betún de arenas bituminosas se mezcla con petróleo crudo sintético (synbit) y/o condensado ( Dilbit )." ^{[ 65 ] : 9} El WCS puede denominarse syndilbit, ya que puede contener tanto synbit como dilbit. ^{[ 66 ]}

En un estudio encargado por el Departamento de Estado de los Estados Unidos (DOS) sobre la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto del oleoducto Keystone XL , el DOS supone que "el petróleo crudo promedio que fluye a través del oleoducto estaría compuesto por aproximadamente un 50 % de Western Canadian Select (dilbit) y un 50 % de Suncor Synthetic A (SCO)". ^{[ 67 ]}

La Sociedad Canadiense de Recursos No Convencionales (CSUR) identifica cuatro tipos de petróleo: petróleo convencional, petróleo de esquisto, esquisto bituminoso y petróleo pesado ^{[ 68 ]} como WCS.

En septiembre de 2014, Canadá exportaba 3.026.000 bpd a Estados Unidos. Esta cifra 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 de petróleo canadienses. ^{[ 29 ] [ 28 ]} Los volúmenes umbral de WCS en 2010 eran de aproximadamente 250.000 b/d. ^{[ 12 ]}

El 1 de mayo de 2016, un devastador incendio forestal se desató y arrasó Fort McMurray , lo que provocó la mayor evacuación por incendio forestal en la historia de Alberta . ^{[ 69 ] [ 70 ]} A medida que los incendios avanzaban al norte de Fort McMurray, "las compañías productoras de arenas bituminosas que operaban cerca de Fort McMurray cerraron por completo o redujeron su producción". ^{[ 71 ]} 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 barriles por día en mayo, con un pico diario de más de 1,1 millones de barriles por día. Aunque los proyectos se están reiniciando lentamente a medida que los incendios disminuyen, puede tomar semanas para que la producción vuelva a los niveles anteriores". ^{[ 71 ]} Los incendios de Fort McMurray no afectaron significativamente el precio de WCS. ^{[ 71 ]}

Según el informe de perspectivas energéticas a corto plazo de la EIA 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 se debe al crecimiento de la producción de arenas bituminosas de aproximadamente 300 000 b/d para finales de 2017, lo cual se ve parcialmente compensado por una disminución en la producción de petróleo convencional. ^{[ 72 ]} La EIA afirma que, si bien los proyectos de arenas bituminosas pueden estar operando con pérdidas, estos proyectos son capaces de "resistir la volatilidad de los precios del petróleo crudo". ^{[ 72 ]} Cerrar un proyecto costaría más —entre 500 millones y 1000 millones de dólares— que operar con pérdidas. ^{[ 72 ]}

En su comparación de mayo de 2019 de la "actualización de la curva de costo de la oferta" en la que Rystad Energy, con sede en Noruega —una "investigación y consultoría energética independiente"— clasificó los "recursos líquidos recuperables totales del mundo según su precio de equilibrio", Rystad informó que el precio de equilibrio promedio para el petróleo de las arenas bituminosas 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 significativas" del mundo. ^{[ 73 ] [ Notas 1 ]} La Agencia Internacional de Energía hizo comparaciones similares. ^{[ 74 ]}

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. ^{[ 75 ]} Arabia Saudita, con US$8,98, Irán, con US$9,08 e Irak, con US$10,57, tenían los más bajos. ^{[ 75 ]}

Una comparación anterior de 2014, basada en el informe de Scotiabank Equity Research y Scotiabank Economics que se publicó 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 bituminosas integradas existentes a C$53 por barril." ^{[ 5 ]}

El precio del petróleo, tal como se cita en las noticias de Norteamérica, generalmente se refiere al precio spot del petróleo crudo WTI Cushing por barril (159 litros) de crudo ligero WTI , negociado en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX) para entrega en Cushing, Oklahoma , o de Brent , negociado en la Bolsa Intercontinental (ICE, a la que se ha incorporado la Bolsa Internacional de Petróleo ) para entrega en Sullom Voe . El West Texas Intermediate (WTI), también conocido como Texas Light Sweet, es un tipo de petróleo crudo utilizado como referencia en la fijación de precios del petróleo y como materia prima subyacente de los contratos de futuros de petróleo de la Bolsa Mercantil de Nueva York. El WTI es un petróleo crudo ligero, más ligero que el petróleo crudo Brent. Contiene aproximadamente un 0,24 % de azufre, lo que lo clasifica como un crudo dulce, más dulce que el Brent. Sus propiedades y su lugar de producción lo hacen ideal para ser refinado en Estados Unidos, principalmente en las regiones del Medio Oeste y la Costa del Golfo (USGC). El WTI tiene una gravedad API de aproximadamente 39,6 (gravedad específica de aproximadamente 0,827). Cushing, Oklahoma , un importante centro de suministro de petróleo que conecta a los proveedores con la Costa del Golfo, se ha convertido en el centro comercial de crudo más importante de Norteamérica.

Tim Simard, del Banco Nacional de Canadá , argumentó que el WCS es el índice de referencia para quienes compran acciones de compañías canadienses de arenas bituminosas, 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". ^{[ 79 ]}

El precio del petróleo crudo Western Canadian Select (WCS) por barril ^{[ 80 ]} sufre un diferencial ^{[ 81 ]} con respecto al West Texas Intermediate (WTI) ^{[ 82 ]} que se negocia en la Bolsa Mercantil de Nueva York (NYMEX), según lo publicado por Bloomberg Media , que a su vez tiene un descuento con respecto al petróleo Brent que se negocia en Londres. ^{[ 81 ]} 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 el Edmonton Par y el Western Canadian Select (WCS) son crudos de referencia para el mercado canadiense. Tanto el Edmonton Par como el WTI son crudos de alta calidad con bajo contenido de azufre y una gravedad API de alrededor de 40°. En cambio, el WCS es un crudo pesado con una gravedad API de 20,5°." ^{[ 65 ] : 9}

El West Texas Intermediate (WTI) es un crudo ligero y dulce , con una gravedad API de aproximadamente 39,6 y una gravedad específica de alrededor de 0,827, más ligero que el crudo Brent. Contiene aproximadamente un 0,24 % de azufre, por lo que se clasifica como crudo dulce (con menos del 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 Estados Unidos, ya que es un combustible de alta calidad y se produce dentro del país.

El precio del WCS se cotiza con descuento respecto al WTI debido a que es un crudo de menor calidad (3,51 % en peso de azufre y gravedad API de 20,5) ^{[ 83 ]} y a un diferencial de transporte. El precio del WCS se fija actualmente en la Costa del Golfo de EE. UU. El transporte de un barril de crudo desde Alberta hasta la Costa del Golfo de EE. UU. cuesta aproximadamente 10 $/bbl, lo que representa al menos 10 $/bbl del descuento WTI-WCS. Las limitaciones de los oleoductos también pueden provocar un aumento significativo del diferencial de transporte.

Para marzo de 2015, con el precio del Ice Brent a US$60,55 y el WTI a US$51,48, un aumento de US$1,10 respecto al día anterior, el WCS también subió US$1,20 a US$37,23 con un diferencial de precios WTI-WCS de US$14,25. ^{[ 84 ]} Para el 2 de junio de 2015, con el Brent a US$64,88/bbl, el WTI a US$60,19/bbl y el WCS a US$52,39/bbl. ^{[ 38 ]}

Según el Financial Post , la mayoría de los inversores canadienses continuaron citando el precio del WTI y no el del WCS, a pesar de que muchos productores canadienses de arenas bituminosas venden a precios de WCS, porque el WCS "siempre ha carecido de la transparencia y liquidez necesarias para convertirse en un nombre familiar para los inversores del país". ^{[ 79 ]} En 2014, Auspice creó el Índice Canadiense de Rendimiento Excesivo del Crudo 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 diferentes e interesantes que el barril convencional de WTI". El WCS tiene "mayor transparencia y mayor participación" que Maya. Sin embargo, explicó que en 2015 "una de las únicas maneras de tomar una posición en el petróleo es usar un ETF vinculado al WTI". ^{[ 79 ]} Simard afirma que cuando el precio mundial del petróleo es más bajo, por ejemplo, "los primeros barriles que se desconectan en un entorno de precios bajos son los barriles pesados", lo que hace que el WCS esté "más cerca del fondo" que el WTI. ^{[ 79 ]}

Para abordar los problemas de transparencia y liquidez que enfrenta WCS, Auspice creó el Índice Canadiense de Crudo (CCI), que sirve como referencia para el petróleo producido en Canadá . ^{[ 85 ]} El CCI permite a los inversores rastrear el precio, el riesgo y la volatilidad de la materia prima canadiense. ^{[ 85 ]} El CCI se puede utilizar para identificar oportunidades para especular directamente sobre el precio del petróleo crudo canadiense o en conjunto con el West Texas Intermediate (WTI) para realizar una operación de diferencial que podría representar el diferencial entre los dos. ^{[ 86 ]} El CCI proporciona una referencia de precio fijo para el petróleo crudo canadiense al apuntar a una exposición que representa una posición rotativa de tres meses en petróleo crudo. ^{[ 87 ]} 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. ^{[ 87 ]} Ambos contratos se cotizan en dólares estadounidenses por barril. En conjunto, estos elementos crean un precio fijo para el petróleo crudo canadiense y proporcionan un índice accesible y transparente que sirve como referencia para desarrollar productos de inversión, lo que podría, en última instancia, aumentar su demanda en los mercados globales. ^{[ 86 ]}

En la primavera de 2015, Jeffrey Jones, periodista veterano especializado en energía y finanzas, describió cómo el precio del WCS fue brevemente la "materia prima más codiciada", con un aumento de más del 70%, "superando al West Texas Intermediate (WTI) y al Brent", y se convirtió "silenciosamente" en la "materia prima más codiciada en el sector energético norteamericano". ^{[ 88 ]} En abril de 2015, Enbridge llenó un "nuevo oleoducto con capacidad para 570.000 barriles diarios". ^{[ 89 ]} Un informe de TD Securities de mayo de 2015 menciona algunos de los factores que contribuyeron al aumento del precio del WCS, como la "fortaleza estacional normal impulsada por la demanda de crudo pesado para la fabricación de asfalto para pavimentación de carreteras", las mejoras en el acceso del WCS a diversos mercados estadounidenses a pesar de los impedimentos en los oleoductos, los niveles de producción más altos en cinco años y la alta demanda de petróleo pesado en las refinerías estadounidenses, particularmente en el Medio Oeste de Estados Unidos, un mercado clave para el WCS. ^{[ 88 ]}

Para el 9 de septiembre de 2015, el precio del WCS era de US$32,52 y el diferencial WTI-WCS era de US$13,35. ^{[ 43 ]} Cayó a US$14 por barril, un mínimo histórico, en noviembre de 2018 ^{[ 51 ]} pero subió a US$28 para 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. ^{[ 90 ] [ 91 ] [ 92 ] [ 93 ]}

La mayor parte del crudo Western Canadian Select (WCS) se transporta por oleoducto a Illinois para su refinación 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 pueden liquidarse en ClearPort de la Bolsa Mercantil de Chicago (CME) o a través de NGX. ^{[ 8 ]}

El WCS se transporta desde Alberta a refinerías con capacidad para procesar petróleo pesado de las arenas bituminosas. La Administración de Petróleo para Distritos de Defensa (Padd II) , en el Medio Oeste de EE. UU., tiene experiencia en el manejo de la mezcla WCS. ^{[ 8 ] [ 83 ] [ 152 ]} La mayor parte del WCS se dirige 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". ^{[ 152 ]} 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. ^{[ 152 ]}

El petróleo crudo WCS, con su "gravedad API ( Instituto Americano del Petróleo ) muy baja y alto contenido de azufre y niveles de metales residuales" ^{[ 83 ] [ 152 ],} requiere un refinado especializado que pocas refinerías canadienses poseen. Solo puede procesarse en refinerías modificadas con nueva metalurgia capaz de procesar crudos de alta acidez (TAN).

Los costos de transporte asociados al traslado de petróleo crudo desde los yacimientos petrolíferos del oeste de Canadá hasta las regiones consumidoras del este, junto con la mayor variedad de calidades de crudo, hacen que para algunas refinerías sea 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 de producción nacional, las de Quebec y las provincias orientales procesan principalmente petróleo crudo importado, mientras que las de Ontario procesan una mezcla de petróleo crudo importado y de producción nacional. En los últimos años, las refinerías del este han comenzado a procesar crudo canadiense procedente de la producción en alta mar de la costa este. ^{[ 152 ]}

Las refinerías estadounidenses importan grandes cantidades de petróleo crudo de Canadá, México, Colombia y Venezuela, y en la década de 1990 comenzaron a construir mejoras en la capacidad de coquización y azufre para acomodar el crecimiento de estos petróleos crudos ácidos medianos y pesados, al tiempo que cumplían con los requisitos ambientales y la demanda de los consumidores de combustibles para el transporte. "Si bien las refinerías estadounidenses han realizado inversiones significativas en equipos de refinación complejos, que permiten procesar crudo más pesado y ácido para convertirlo en gasolina y destilados, fuera de los Estados Unidos se ha buscado una inversión similar con menos agresividad. ^{[ 153 ] [ 152 ]} El petróleo crudo mediano y pesado representa el 50% de los insumos de petróleo crudo de los Estados Unidos y este país continúa expandiendo su capacidad para procesar crudo pesado. ^{[ 153 ] [ 152 ]}

Las grandes compañías petroleras integradas que producen WCS en Canadá también han comenzado a invertir en la modernización de refinerías para procesar WCS. ^{[ 154 ] [ 152 ]}

Proyecto de mejora del betún de arenas bituminosas de Sarnia-Lambton por valor de 10.000 millones de dólares

Desde septiembre de 2013, WCS se procesa en la refinería de Imperial Oil en Sarnia, Ontario, y en la planta de ExxonMobil Corporation (XOM), que tiene una capacidad de 238.000 barriles (37.800 m³ ⁾ , ​​en Joliet, Illinois, y en Baton Rouge, Louisiana. ^{[ 165 ]} 

En abril de 2013, la refinería de Imperial Oil en Sarnia, Ontario , con una capacidad de 121.000 barriles (19.200 m³ ⁾ , ​​era la única planta de coquización en funcionamiento en el este de Canadá que podía procesar betún crudo. ^{[ 106 ]} 

En julio de 2014, la Academia Canadiense de Ingeniería identificó el proyecto de mejora del betún de arenas bituminosas de Sarnia-Lambton, valorado en 10.000 millones de dólares y destinado a producir crudos listos para refinería, como un proyecto de alta prioridad a escala nacional. ^{[ 166 ]}

Las regalías en Alberta se basan en el precio del WTI. Esta tasa se aplica a los ingresos netos de un proyecto si este ya ha alcanzado el punto de equilibrio, o a los ingresos brutos si aún no lo ha alcanzado. Los ingresos de un proyecto dependen directamente del precio al que vende su crudo. Dado que el WCS es un referente para los crudos de arenas bituminosas, los ingresos en este sector se descuentan cuando se descuenta el precio del WCS. Estos descuentos 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 salud, educación e infraestructura. ^{[ 179 ]}

En 2006-07, los ingresos por regalías de las arenas bituminosas fueron de 2411 millones de dólares. En 2007-08, aumentaron a 2913 millones de dólares y continuaron aumentando en 2008-09 hasta alcanzar los 2973 millones de dólares. Tras la revisión del Régimen de Regalías de Alberta, cayeron en 2009-10 hasta los 1008 millones de dólares. ^{[ 180 ]} En ese año, los ingresos totales por recursos de Alberta "cayeron por debajo de los 7000 millones de dólares... cuando la economía mundial estaba sumida en la recesión". ^{[ 181 ]}

En febrero de 2012, la provincia de Alberta "preveía ingresos de 13.400 millones de dólares procedentes de recursos no renovables en 2013-14". ^{[ 181 ]} En enero de 2013, la provincia anticipaba solo 7.400 millones de dólares. "El 30% del presupuesto de Alberta, que asciende a aproximadamente 40.000 millones de dólares, se financia con los ingresos del petróleo y el gas. Las regalías del betún representan aproximadamente la mitad de ese total". ^{[ 181 ]} En 2009-10, las regalías de las arenas bituminosas ascendieron a 1.008 millones de dólares (Presupuesto 2009 citado en Energy Alberta 2009). ^{[ 180 ]}

Para acelerar el desarrollo de las arenas bituminosas, los gobiernos federal y provinciales alinearon más estrechamente la tributación de las arenas bituminosas con la de otras actividades mineras a cielo abierto, lo que resultó en "cobrar el uno por ciento de los ingresos brutos de un proyecto hasta que se paguen en su totalidad los costos de inversión del proyecto, 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 bituminosas". ^{[ 179 ]} El 1 de enero de 2009 se implementó un Régimen de Regalías de Alberta revisado. ^{[ 182 ]} mediante el cual cada proyecto de arenas bituminosas paga una tasa de regalías sobre los ingresos brutos del 1% (Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011:30). ^{[ 183 ]} Los Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011 resumen los regímenes fiscales del petróleo para las provincias y territorios occidentales. Los Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas describieron cómo se calculaban los pagos de regalías: ^{[ 183 ]}

Una vez que un proyecto de regalías de arenas bituminosas alcanza el punto de equilibrio, la regalía pagadera a la Corona es igual al mayor de los siguientes valores: (a) la regalía sobre los ingresos brutos (1% - 9%) del período, y (b) el porcentaje de regalía (25% - 40%) sobre los ingresos netos del período. A partir del 1 de enero de 2009, el porcentaje de regalía sobre los ingresos netos también se indexa al precio del WTI en dólares canadienses. Es del 25% cuando el precio del WTI es inferior o igual a 55 $/barril, y aumenta linealmente hasta un máximo del 40% cuando el precio alcanza los 120 $/barril. A efectos de regalías, los ingresos netos equivalen a los ingresos del proyecto menos los costos permitidos.

Cuando el precio del petróleo por barril es menor o igual a $55/bbl indexado con respecto al West Texas Intermediate (WTI) (Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011:30) (Indexado al precio en dólares canadienses del West Texas Intermediate (WTI) (Regímenes Fiscales de Petróleo y Gas 2011:30) hasta un máximo del 9%). Cuando el precio del petróleo por barril es menor o igual a $120/bbl indexado con respecto al West Texas Intermediate (WTI) "pago". ^{[ 183 ]}

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 equivalente a la tasa de los bonos a largo plazo del Gobierno de Canadá ["LTBR"]. ^{[ 184 ]}

Para fomentar el crecimiento y la prosperidad, y debido al altísimo costo de la exploración, la investigación y el desarrollo, las operaciones de arenas bituminosas y minería no pagan impuestos corporativos, federales ni provinciales, ni regalías gubernamentales, salvo el impuesto sobre la renta personal, ya que las empresas suelen mantener pérdidas a efectos fiscales y de regalías durante muchos años. Definir una situación de pérdidas se vuelve cada vez más complejo cuando se trata de empresas energéticas multinacionales integradas verticalmente . Suncor alega que sus pérdidas realizadas fueron legítimas y que la Agencia Tributaria de Canadá (CRA) está reclamando injustamente 1200 millones de dólares en impuestos, lo que pone en peligro sus operaciones. ^{[ 185 ]}

De 2009 a 2015, las regalías de las arenas bituminosas representaron el mayor contribuyente a los ingresos por regalías de la provincia y contribuyeron con aproximadamente el 10% de todos los ingresos de Alberta. ^{[ 186 ]} En 2014-2015, los ingresos de las arenas bituminosas superaron los 5 mil millones de dólares y representaron más del 10% de los 48,5 mil millones de dólares de gastos operativos de Alberta. ^{[ 186 ]} A diciembre de 2015, las únicas fuentes de ingresos que contribuyeron más fueron los impuestos sobre la renta personal con un 23%, las transferencias federales con un 13% y el impuesto sobre la renta corporativa con un 11%. ^{[ 186 ]}

En 2023, se extrajeron 1.800 millones de barriles de petróleo de las arenas bituminosas de Alberta. ^{[ 187 ]}

Burbuja de betún

En enero de 2013, la entonces primera ministra de Alberta , Alison Redford , utilizó el término "burbuja de betún" para explicar el impacto de una caída drástica e imprevista en la cantidad de impuestos e ingresos provenientes de las arenas bituminosas, vinculada al precio con gran descuento del crudo Western Canadian Select en comparación con el crudo WTI y Maya, lo que resultaría en profundos recortes en el presupuesto provincial de 2013. ^{[ 189 ]} En 2012, los precios del petróleo subieron y bajaron durante todo el año. La primera ministra Redford describió la "burbuja de betún" como el diferencial o "diferencial entre los distintos precios y el precio más bajo del Western Canadian Select (WCS) de Alberta". Solo en 2013, el efecto de la "burbuja de betún" resultó en una pérdida de aproximadamente seis mil millones de dólares en ingresos provinciales. ^{[ 190 ]}

• Clasificación del petróleo
• Lista de productos derivados del petróleo crudo
• Centro Canadiense de Información Energética
• Historia de la industria petrolera en Canadá (arenas bituminosas y petróleo pesado)
• Syncrude
• Suncor
• CNRL