Seleção canadense ocidental - Western Canadian Select
Western Canadian Select (WCS) é uma mistura ácida pesada de petróleo bruto que é um dos maiores fluxos de petróleo bruto pesado da América do Norte . Foi estabelecido em dezembro de 2004 como um novo fluxo de óleo pesado pela EnCana (agora Cenovus Energy Inc. ), Canadian Natural Resources Limited , Petro-Canada (agora Suncor ) e Talisman Energy Inc. (agora Repsol Oil & Gas Canada Inc.). É um óleo cru pesado misturado , composto principalmente de betume misturado com diluentes sintéticos e condensados doces e 21 correntes existentes de óleos cru pesados convencionais e não convencionais de Alberta no grande terminal Husky Midstream General Partnership em Hardisty , Alberta . Western Canadian Select - a referência para petróleo bruto pesado e ácido ( TAN <1,1) - é um dos muitos produtos petrolíferos das areias da Bacia Sedimentar do Canadá Ocidental . A Husky Energy, com sede em Calgary, agora subsidiária da Cenovus, juntou-se aos quatro fundadores iniciais em 2015;
Western Canada Select (WCS) é o "preço obtido para muitos produtores de petróleo de Alberta", de acordo com o "Economic Dashboard" do governo de Alberta. O Dashboard informou que o preço do WCS era de $ US45,13 o barril em fevereiro de 2021, o que representa um aumento de 65,4% em relação a fevereiro de 2020. O preço de outras misturas de petróleo canadense produzidas localmente também são baseados no preço do benchmark.
Visão geral
Western Canadian Select é uma mistura de óleo cru pesado e ácida. Existem apenas quatro empresas que o produzem - Cenovus Energy , Canadian Natural Resources , Suncor Energy e Repsol . No total, o Canadá exportou 3,2 milhões de barris / dia de petróleo bruto para os Estados Unidos em maio de 2020.
A influência da WCS sobre o mercado de petróleo bruto da WCS se estende além da produção de WCS por esses quatro gigantes corporativos, já que o preço de outras misturas de petróleo canadenses produzidas localmente também são baseados no preço do benchmark, WCS, de acordo com a NE2, uma corretora e empresa de câmbio que lida com aproximadamente 38 por cento da produção de petróleo canadense ocidental.
O cálculo do preço do WCS é complexo. Porque WCS é um petróleo bruto pesado de qualidade inferior e também está mais distante dos principais mercados de petróleo nos Estados Unidos, seu preço é calculado com base em um desconto para o intermediário West Texas (WTI) - um petróleo mais doce e leve, que é produzido no coração das regiões de mercados de petróleo. WTI é o preço de referência do petróleo na América do Norte. O preço do WTI muda de dia para dia, mas o mercado real de negociação de commodities para petróleo bruto é baseado em preços de contrato, não em um preço diário. O desconto WCS em um contrato futuro por um período de dois meses é baseado no preço médio de todos os contratos WTI no mês mais recente antes do acordo do contrato WCS.
Durante a pandemia de COVID-19 em abril de 2020, o preço do WTI caiu para $ 16,55 e o preço do WCS para $ 3,50 com um diferencial de - $ 13,05. O preço do WTI foi de $ 38,31 e WCS $ 33,97, com um diferencial de - $ 4,34, o que representou uma redução de 19 por cento em comparação com o preço do WCS em junho de 2019, como resultado da pandemia COVID-19 e queda na demanda por petróleo, de acordo com o Statista . Em junho, a Cenovus aumentou a produção em seu projeto de areias petrolíferas Christina Lake atingindo volumes recordes de 405.658 bbls / d quando o preço do WCS aumentou "quase dez vezes desde abril" para uma média de $ 33,97 ou C $ 46,03 por barril (bbl) em junho.
Em março de 2021, um projeto de lei foi proposto no Congresso dos EUA que iria "reverter uma decisão do Serviço de Receita Federal dos Estados Unidos (IRS) de 2011 " de que o petróleo bruto não é tecnicamente considerado petróleo bruto e, portanto, não está sujeito a um imposto de consumo. " isso resultaria em um imposto sobre o WCS que poderia custar potencialmente aos produtores de petróleo "US $ 665 milhões em dez anos".
Receita
A Husky Energy vendeu 65% de seus negócios de Midstream em 2016 e formou a Husky Midstream General Partnership (HMGP) com dois parceiros adicionais. O HMGP combina exclusivamente o superfluxo de petróleo bruto para garantir um produto bruto pesado consistente de alta qualidade que é exigido pelas refinarias. Desde que a Husky se juntou ao conglomerado, WCS onstream foi misturado no terminal Husky Hardisty (agora propriedade da HMGP). Em outubro de 2020, a Cenovus adquiriu a empresa com sede em Calgary estabelecida na década de 1930 - a Husky - por CA $ 3,8 bilhões.
Segundo dados mensais da US Energy Information Administration (EIA), em 2015 "o Canadá continuou sendo o maior exportador de petróleo total para os Estados Unidos, exportando 3.789 mil barris por dia (bpd) em setembro e 3.401 mil bpd em outubro." Isso aumentou de 3.026.000 bpd em setembro de 2014. Isso representa 99% das exportações de petróleo do Canadá.
Betume compreende todo o petróleo não convencional do Canadá e é atualizado para petróleo leve sintético , processado em asfalto ou misturado com outros óleos crus e refinado em produtos como diesel, gasolina e óleo combustível de aviação.
Grandes produtores
De acordo com a Argus, em 2012 a mistura WCS foi produzida por apenas quatro empresas: Cenovus, Canadian Natural Resources Limited, Suncor e Repsol Oil & Gas Canada Inc. "[T] s perspectivas de adição de novos produtores são complicadas pelas regras internas estabelecidas em vigor para compensar cada produtor por suas contribuições para a mistura ".
As empresas vinculadas ao WCS como referência (como a MEG Energy Corp, cuja produção é o betume) se beneficiam com um aumento de fluxo de caixa anual de 40% a cada US $ 5 de aumento no preço do WCS. O petróleo bruto do local de areias oleosas de Christina Lake, de 210.000 barris por dia, da MEG é comercializado como Access Western Blend, que concorre com a WCS. Outros, como BlackPearl Resources Inc. e Northern Blizzard Resources Inc, também se beneficiam do preço mais alto do WCS. "Nas sete semanas em que o petróleo pesado encenou sua recuperação, as ações da MEG subiram 27 por cento, as da BlackPearl 37 por cento e as da Northern Blizzard 21 por cento."
Em 27 de março de 2020, os maiores produtores - Suncor Energy Inc. e Athabasca Oil Corp. - foram forçados a limitar ou "encerrar as operações" em resposta ao preço historicamente baixo do petróleo.
Grandes importadores
Os Estados Unidos importam cerca de 99% das exportações de petróleo do Canadá. De acordo com dados mensais fornecidos pela US Energy Information Administration (EIA), o Canadá é o "maior exportador de petróleo total" para os Estados Unidos, com exportações de petróleo bruto para os EUA de 3.026 mil bpd em setembro de 2014, 3.789.000 bpd em setembro de 2015 e 3.401.000 bpd em outubro de 2015.
O EIA relatou em 20 de março de 2020, em todos os anos desde 2009, as refinarias dos EUA aumentaram o uso de petróleo bruto canadense "impulsionado pelo preço relativo e pelas vantagens operacionais da refinaria para importar petróleo do Canadá". Nesse mesmo período, o uso de petróleo bruto da Arábia Saudita, México e Venezuela diminuiu. Em 2019, o EIA relatou que "as importações de petróleo bruto dos EUA do Canadá representaram 56% de todas as importações de petróleo bruto dos EUA".
Preços históricos
Os preços do petróleo são normalmente cotados em um determinado local. Salvo indicação em contrário, o preço do WCS é cotado em Hardisty e o preço de West Texas Intermediate (WTI) é cotado em Cushing, Oklahoma.
Em 18 de março de 2015, o preço do petróleo bruto de referência, WTI, havia caído para $ US 43,34 / barril ( bbl ). de uma alta de junho de 2014 com o WTI cotado acima de US $ 107 / bbl e o Brent acima de US $ 115 / bbl. WCS, um petróleo derivado do betume, é um petróleo pesado semelhante aos petróleo pesados californianos, maia do México ou venezuelano. Em 15 de março de 2015, o diferencial entre WTI e WCS era de US $ 13,8. O Western Canadian Select estava entre os óleos crus mais baratos do mundo, com um preço de US $ 29,54 / bbl em 15 de março de 2015, seu preço mais baixo desde abril de 2009. Em meados de abril de 2015, a WCS subiu quase cinquenta por cento para o comércio a US $ 44. 94
Em 2 de junho de 2015, o diferencial entre WTI e WCS era de US $ 7,8, o menor de todos os tempos. Em 12 de agosto de 2015, o preço do WCS caiu para $ 23,31 e o diferencial WTI / WCS subiu para $ 19,75, o preço mais baixo em nove anos quando a BP fechou temporariamente sua refinaria de Whiting, Indiana por duas semanas, a sexta maior refinaria dos Estados Unidos , para reparar a maior unidade de destilação de petróleo bruto em sua refinaria de Whiting, Indiana. Ao mesmo tempo, a Enbridge foi forçada a fechar o oleoduto Spearhead da Linha 55 e o oleoduto Flanagan South da Linha 59 no Missouri por causa de um vazamento de petróleo bruto. Em 9 de setembro de 2015, o preço do WCS era de US $ 32,52.
Em 14 de dezembro de 2015, com o preço do WTI em US $ 35 o barril, o WCS caiu "75 por cento para US $ 21,82", o menor em sete anos e o petróleo bruto maia do México caiu "73 por cento em 18 meses para US $ 27,74". Em dezembro de 2015, o preço do WCS era de US $ 23,46, o preço mais baixo desde dezembro de 2008 e o diferencial do WTI-WCS era de US $ 13,65. Em meados de dezembro de 2015, quando o preço do Brent e do WTI era de cerca de US $ 35 o barril e o WCS era de US $ 21,82, o petróleo pesado azedo comparável do México, o Maya também caiu "73 por cento em 18 meses para US $ 27,74. No entanto, o governo mexicano tinha de alguma forma protegeu sua economia.
"O governo do México se protegeu da queda do petróleo depois de conseguir proteger 212 milhões de barris das exportações planejadas para 2016, usando contratos de opções para garantir um preço médio de US $ 49 o barril. O hedge de petróleo do país em 2015 concedeu-lhe um bônus de US $ 6,3 bilhões. "
- Bloomberg News via Calgary Herald 2015
Em fevereiro de 2016, o WTI havia caído para US $ 29,85 e o WCS era de US $ 14,10 com um diferencial de US $ 15,75. Em junho de 2016, o WTI estava cotado a US $ 46,09, o Brent no MYMEX era de US $ 47,39 e o WCS era de US $ 33,94 com um diferencial de US $ 12,15. Em junho de 2016, o preço do WCS era de US $ 33,94. Em 10 de dezembro de 2016, o WTI havia subido para US $ 51,46 e o WCS era de US $ 36,11 com um diferencial de $ 15,35.
Em 28 de junho de 2018, o WTI atingiu US $ 74, uma alta em quatro anos, e caiu 30% no final de novembro.
Em novembro de 2018, o preço do WCS atingiu sua baixa recorde de menos de US $ 14 o barril. De 2008 a 2018, a WCS foi vendida com um desconto médio de US $ 17 em relação ao WTI. No outono de 2018, o diferencial aumentou para um recorde de cerca de US $ 50. Em 2 de dezembro, a Premier Rachel Notley anunciou um corte obrigatório de 8,7% na produção de petróleo de Alberta. Isso representa um corte de 325.000 bpd em janeiro de 2019 e caindo para 95.000 bpd no final de 2019. De acordo com um artigo de 12 de dezembro de 2018 no Financial Post , depois que os cortes obrigatórios foram anunciados, o preço do WCS subiu c. 70% para c. US $ 41 o barril com o WTI diminuindo para c. US $ 11. A diferença de preço entre WCS e WTI chegou a US $ 50 o barril em outubro. Como o preço internacional do petróleo se recuperou da "forte queda" de dezembro, o preço do WCS subiu para US $ 28,60. De acordo com a CBC News , o preço global mais baixo do petróleo estava relacionado ao declínio do crescimento econômico à medida que a guerra comercial China-EUA continuava. O preço subiu com a redução da produção de petróleo pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) e pela Arábia Saudita . De acordo com o relatório da Administração de Informação de Energia dos EUA (EIA), a produção de petróleo aumentou 12% nos EUA, principalmente por causa do óleo de xisto. Como resultado, o Goldman Sachs reduziu sua previsão do preço do petróleo de 2019 para 2019.
Em março de 2019, o diferencial do WTI sobre o WCS diminuiu para $ US9,94, já que o preço do WTI caiu para US $ 58,15 o barril, o que é 7,5% menor do que em março de 2018, enquanto o preço médio do WCS aumentou para US $ 48,21 um barril que é 35,7% maior do que em março de 2018. Em outubro de 2019, o WTI estava em média US $ 53,96 por barril, que é 23,7% menor do que em outubro de 2018. Em comparação, para o mesmo período, WCS média de US $ 41,96 por barril que é 2,0 % superior a outubro de 2018 com diferencial de US $ 12,00 em outubro de 2019.
Em 30 de março de 2020, o preço da mistura de betume WCS era de US $ 3,82 por barril. Em abril de 2020, o preço caiu brevemente abaixo de zero, junto com o WTI, devido ao colapso da demanda causado pela pandemia de COVID-19 .
Curtailment
No outono de 2018, o diferencial entre WCS e WTI - que tinha uma média de US $ 17 para a década de 2008 a 2018 - aumentou para um recorde de cerca de US $ 50. Em dezembro de 2018, o preço do WCS despencou para US $ 5,90. Em resposta, o governo do NDP sob o então Premier Notley, estabeleceu limites de produção temporários de 3,56 milhões de barris por dia (b / d) que entraram em vigor em 1 de janeiro de 2019. A redução foi considerada necessária devido aos gargalos crônicos do oleoduto fora do Oeste Canadá, que custou à "indústria e aos governos milhões de dólares por dia em receitas perdidas". Após o anúncio de 2 de dezembro de cortes obrigatórios na produção de petróleo em Alberta, o preço do WCS subiu para US $ 26,65 o barril. O preço global do petróleo caiu drasticamente em dezembro, antes de se recuperar em janeiro. O preço do WCS aumentou para US $ 28,60 com o WTI em US $ 48,69. No outono de 2019, o governo da UCP sob o premiê Kenney "estendeu o programa de redução até 2020 e aumentou as isenções básicas para empresas antes do início das cotas, reduzindo o número de produtores afetados pela redução para 16".
A restrição "apoiou os preços domésticos do petróleo", mas também "limitou o crescimento e o investimento geral da indústria, uma vez que as empresas não conseguiram expandir a produção acima de suas cotas obrigatórias".
Produtores integrados, como Imperial Oil e Husky Energy, se opõem ao corte porque quando o preço do WCS é baixo, suas refinarias nos Estados Unidos se beneficiam. Outros produtores de petróleo em Alberta apoiam a redução como forma de prevenir o colapso da WCS.
No verão de 2019, a Suncor Energy, a Cenovus Energy e a Canadian Natural Resources concordaram em aumentar a produção com o uso obrigatório de óleo por ferrovia como condição para o aumento. A Associação Canadense de Produtores de Petróleo (CAPP) 's Terry Abel disse que, "Todo o ponto de corte foi tentar capacidade jogo takeaway com capacidade produzida de modo que não criar uma pressão descendente sobre os preços ... Na medida em que você adicionar capacidade incremental (ferrovia), você deve ser capaz de fazer alguns ajustes para reduzir para acomodar isso. "
Características
"O óleo extremamente viscoso contido nos depósitos de areias betuminosas é comumente conhecido como betume." ( CAS 8052-42-4) No terminal Husky Hardisty, o Western Canadian Select é misturado a partir de diluentes sintéticos e condensados de 25 óleos crus de betume pesados convencionais e não convencionais canadenses.
Western Canadian Select é um petróleo bruto pesado com um nível de gravidade API entre 19 e 22 (API), 20,5 ° (Gás Natural e Produtos de Petróleo 2009).
As características da Western Canadian Select são descritas a seguir: gravidade , densidade (kg / m3) 930,1, MCR (% em peso) 9,6, enxofre (% em peso) 2,8-3,5%, TAN (número de ácido total) de (Mg KOH / g) 0,93 .
As refinarias na América do Norte consideram um petróleo bruto com um valor de TAN maior que 1,1 como "alto-TAN". Uma refinaria deve ser adaptada para lidar com petróleo bruto com alto TAN. Assim, um petróleo com alto TAN é limitado em termos de refinarias na América do Norte que são capazes de processá-lo. Por esta razão, o valor TAN de WCS é mantido consistentemente abaixo de 1,1 através da mistura com crudes leves e doces e condensado. Algumas outras misturas de betume, como Access Western Blend e Seal Heavy Blend, têm valores de TAN mais altos e são consideradas TAN alto.
WCS tem uma densidade API de 19–22.
"O petróleo bruto das areias petrolíferas não flui naturalmente nos oleodutos porque é muito denso. Um diluente é normalmente misturado com o betume das areias oleosas para permitir que flua nos oleodutos. Para o propósito de atender às especificações de densidade e viscosidade do oleoduto, o betume das areias oleosas é misturado com óleo cru sintético (synbit) e / ou condensado ( Dilbit ). " WCS pode ser referido como sindilbit, uma vez que pode conter synbit e dilbit.
Em um estudo encomendado pelo Departamento de Estado dos Estados Unidos (DOS) , a respeito da Declaração de Impacto Ambiental (EIS) para o projeto do oleoduto Keystone XL , o DOS assume "que a média do petróleo bruto fluindo pelo oleoduto consistiria em cerca de 50% do oeste canadense Selecione (dilbit) e 50% Suncor Synthetic A (SCO) ".
A Sociedade Canadense de Recursos Não Convencionais (CSUR) identifica quatro tipos de óleo: óleo convencional, óleo tight, xisto betuminoso e óleo pesado como WCS.
Volumes
Em setembro de 2014, o Canadá exportava 3.026.000 bpd para os Estados Unidos. Isso aumentou para seu pico de 3.789.000 bpd em setembro de 2015 e 3.401.000 bpd em outubro de 2015, o que representa 99% das exportações de petróleo canadenses. Os volumes limite de WCS em 2010 foram de apenas aproximadamente 250.000 b / d.
Em 1 de maio de 2016, um incêndio devastador se iniciou e varreu Fort McMurray , resultando na maior evacuação por incêndio florestal da história de Albertan . À medida que os incêndios avançavam ao norte de Fort McMurray, "as empresas de produção de areias betuminosas que operavam perto de Fort McMurray fechavam completamente ou operavam a taxas reduzidas". Em 8 de junho de 2016, o Departamento de Energia dos EUA estimou que "as interrupções na produção de petróleo atingiram em média cerca de 0,8 milhão b / d em maio, com um pico diário de mais de 1,1 milhão b / d. Embora os projetos estejam reiniciando lentamente conforme os incêndios diminuem, pode levar semanas para que a produção volte aos níveis anteriores. " Os incêndios em Fort McMurray não afetaram significativamente o preço do WCS.
"De acordo com o Outlook de Energia de Curto Prazo de fevereiro da EIA, a produção de petróleo e outros líquidos no Canadá, que totalizou 4,5 milhões de barris por dia (b / d) em 2015, é esperada em uma média de 4,6 milhões b / d em 2016 e 4,8 milhões b / d em 2017. Este aumento é impulsionado pelo crescimento na produção de areias betuminosas de cerca de 300.000 b / d no final de 2017, o que é parcialmente compensado por um declínio na produção de petróleo convencional. " O EIA afirma que, embora os projetos de areias petrolíferas possam estar operando com prejuízo, esses projetos são capazes de "suportar a volatilidade dos preços do petróleo bruto". Custaria mais encerrar um projeto - de $ 500 milhões a $ 1 bilhão do que operar com prejuízo.
Custo comparativo de produção
Em sua comparação de maio de 2019 da "atualização da curva de custo de oferta" em que a Rystad Energy - uma "consultoria e pesquisa independente de energia" - classificou os "recursos líquidos recuperáveis totais mundiais por seu preço de equilíbrio", a Rystad relatou que o O preço médio de equilíbrio do petróleo das areias betuminosas foi de US $ 83 em 2019, tornando-o o mais caro de produzir, em comparação com todas as outras "regiões produtoras de petróleo significativas" no mundo. A Agência Internacional de Energia fez comparações semelhantes.
Em 2016, o Wall Street Journal informou que o Reino Unido a US $ 44,33, o Brasil a US $ 34,99, a Nigéria a US $ 28,99, a Venezuela a US $ 27,62 e o Canadá a US $ 26,64 tiveram os maiores custos de produção. A Arábia Saudita a US $ 8,98, o Irã a US $ 9,08, o Iraque a US $ 10,57, teve o mais barato.
Uma comparação anterior de 2014, com base no relatório Scotiabank Equity Research e Scotiabank Economics publicado em 28 de novembro de 2014, comparou o custo acumulado da produção de petróleo bruto.
Tocam | Custo de produção outono de 2014 |
Arábia Saudita | US $ 10-25 por barril |
Montney Oil Alberta e British Columbia | US $ 46 |
Saskatchewan Bakken | US $ 47 |
Eagle Ford, xisto dos EUA + | $ 40-6 US $ 50 (+ Eagle rico em líquidos joga, assumindo preços do gás natural de US $ 3,80 por milhão de BTU) |
Lloyd & Seal Conventional Heavy, AB | US $ 50 |
Luz Convencional, Alberta e Saskatchewan | US $ 58.50 |
Nebraska USA Shale | US $ 58.50 |
SAGD Betumen Alberta | US $ 65 |
Dakota do Norte Bakken, Xisto | US $ 54-79 |
Bacia do Permian, TX Shale | US $ 59-82 |
Projetos de legado de areias petrolíferas | US $ 53 |
Mineração de areias betuminosas e novos projetos de infraestrutura | US $ 90 |
Esta análise "exclui" os custos 'iniciais' (aquisição inicial do terreno, custos sísmicos e de infraestrutura): trata os custos 'iniciais' como 'irrecuperáveis'. Estimativa aproximada de custos 'iniciais' = US $ 5-10 por barril, embora existam grandes diferenças regionais. Inclui royalties, que são mais vantajosos em Alberta e Saskatchewan. "A média ponderada de US $ 60-61 inclui as areias petrolíferas integradas existentes a C $ 53 por barril."
Reduzindo os custos de produção
A produção de WCS é muito cara. Há exceções, como a instalação de Christina Lake da Cenovus Energy, que produz alguns dos barris de menor custo do setor.
Em junho de 2012 Fairfield, General Electric (GE) com sede em Connecticut , com seu foco em mercados internacionais, abriu seu Centro de Inovação Global no centro de Calgary com "130 cientistas e engenheiros privados", o "primeiro de seu tipo na América do Norte", e o segundo no mundo. O primeiro centro de inovação global da GE fica em Chengdu, China , que também foi inaugurado em junho de 2012. O centro de inovação da GE está "tentando incorporar a inovação diretamente na arquitetura". James Cleland, gerente geral do Heavy Oil Center for Excellence, que representa um terço do Global Innovation Center, disse: "Alguns dos desafios mais difíceis que temos hoje são em torno de questões ambientais e aumento de custos ... As areias oleosas seriam rebatizado como óleo ecológico ou algo parecido; basicamente para ter mudado o jogo. "
A tecnologia de evaporação térmica da GE desenvolvida na década de 1980 para uso em usinas de dessalinização e na indústria de geração de energia foi reaproveitada em 1999 para aprimorar o método de Drenagem por Gravidade Assistida por Vapor de uso intensivo de água (SAGD) usado para extrair betume das areias petrolíferas de Athabasca . Em 1999 e 2002 , a instalação de MacKay River da Petro-Canada foi a primeira a instalar sistemas de descarga de líquido zero (ZLD) GE SAGD de 1999 e 2002 usando uma combinação da nova tecnologia de evaporação e sistema de cristalização em que toda a água foi reciclada e apenas sólidos foram descarregados fora do local. Essa nova tecnologia evaporativa começou a substituir as técnicas de tratamento de água mais antigas empregadas pelas instalações da SAGD, que envolviam o uso de amolecimento de cal quente para remover sílica e magnésio e troca iônica de ácido fraco usada para remover cálcio .
Cleland descreve como a Suncor Energy está investigando a estratégia de replicação em que os engenheiros projetam uma planta SAGD de pequena capacidade "ideal" com uma capacidade de 400 a 600 b / d que pode ser replicada através de "fases sucessivas de construção" com redução de custos "cortador de biscoitos elementos "," repetíveis ".
Preço do petróleo bruto
O preço do petróleo, conforme citado nas notícias da América do Norte, geralmente se refere ao preço à vista do petróleo bruto WTI Cushing por barril (159 litros) de qualquer WTI / petróleo leve negociado na Bolsa Mercantil de Nova York (NYMEX) para entrega em Cushing, Oklahoma , ou de Brent como negociado na Intercontinental Exchange (ICE, na qual a International Petroleum Exchange foi incorporada) para entrega em Sullom Voe . West Texas Intermediate (WTI), também conhecido como Texas Light Sweet, é um tipo de petróleo bruto usado como referência no preço do petróleo e a commodity subjacente dos contratos futuros de petróleo da Bolsa Mercantil de Nova York. WTI é um petróleo bruto leve, mais leve que o petróleo Brent. Ele contém aproximadamente 0,24% de enxofre, o que o classifica como um óleo cru doce, mais doce que o Brent. Suas propriedades e local de produção o tornam ideal para ser refinado nos Estados Unidos, principalmente nas regiões Centro-Oeste e Costa do Golfo (USGC). WTI tem uma densidade API de cerca de 39,6 (gravidade específica de aproximadamente 0,827). Cushing, Oklahoma , um importante centro de abastecimento de petróleo que conecta fornecedores de petróleo à Costa do Golfo, tornou-se o centro comercial mais significativo de petróleo bruto na América do Norte.
O National Bank of Canada 's Tim Simard, argumentou que WCS é a referência para essas ações de compra em areias canadenses empresas de petróleo, tais como Canadian Natural Resources Ltd., Cenovus Energy Inc., Norte da Blizzard Resources Inc., Pengrowth Energy Corp., ou Twin Butte Energy Ltd ou outros em que “grande parte da sua exposição será com petróleo pesado”.
O preço do petróleo bruto (petróleo) Western Canadian Select (WCS) por barril sofre um diferencial em relação ao West Texas Intermediate (WTI) negociado na New York Mercantile Exchange (NYMEX), conforme publicado pela Bloomberg Media , que por sua vez tem um desconto em relação a Londres óleo Brent comercializado. Isso se baseia em dados de preços e diferenciais da Canadian Natural Resources Limited (TSX: CNQ) (NYSE: CNQ).
"West Texas Intermediate Crude Oil (WTI) é um petróleo bruto de referência para o mercado norte-americano, e Edmonton Par e Western Canadian Select (WCS) são benchmarks de petróleo bruto para o mercado canadense. Tanto Edmonton Par quanto WTI são de alta qualidade e baixo teor de enxofre óleos crus com níveis de gravidade API de cerca de 40 °. Em contraste, WCS é um petróleo bruto pesado com um nível de gravidade API de 20,5 °. "
West Texas Intermediate WTI é um petróleo bruto leve e doce, com uma densidade API de cerca de 39,6 e uma densidade específica de cerca de 0,827, que é mais leve do que o petróleo Brent. Ele contém cerca de 0,24% de enxofre, portanto é classificado como um óleo bruto doce (com menos de 0,5% de enxofre), mais doce do que o Brent, que tem 0,37% de enxofre. O WTI é refinado principalmente nas regiões do Centro-Oeste e da Costa do Golfo nos Estados Unidos, uma vez que é um combustível de alta qualidade e é produzido dentro do país.
"Os preços do WCS têm um desconto em relação ao WTI porque é um petróleo bruto de qualidade inferior (3,51Wt. Por cento de enxofre e 20,5 API de gravidade) e por causa de um diferencial de transporte. O preço do WCS está atualmente definido na Costa do Golfo dos EUA. Custa aproximadamente US $ 10 / bbl por um barril de petróleo a ser transportado de Alberta para a Costa do Golfo dos EUA, respondendo por pelo menos $ 10 / bbl do desconto WTI-WCS. Restrições de pipeline também podem fazer com que o diferencial de transporte aumente significativamente.
Em março de 2015, com o preço do Ice Brent em US $ 60,55 e WTI em US $ 51,48, US $ 1,10 acima do dia anterior, WCS também subiu US $ 1,20 para US $ 37,23 com um diferencial de preço WTI-WCS de US $ 14,25. Em 2 de junho de 2015, com Brent em US $ 64,88 / bbl, WTI em US $ 60,19 / bbl e WCS em US $ 52,39 / bbl.
De acordo com o Financial Post , a maioria dos investidores canadenses continuou a cotar o preço do WTI e não do WCS, embora muitos produtores canadenses de oleaginosas vendam a preços do WCS, porque WCS "sempre faltou a transparência e a liquidez necessárias para torná-lo um nome familiar com os investidores em o país". Em 2014, a Auspice criou o Canadian Crude Excess Return Index para avaliar os futuros WCS. Tim Simard, chefe de commodities do Banco Nacional do Canadá , afirma que "o WCS tem" alguns atributos fundamentais diferentes e interessantes do que o barril WTI convencional. "O WCS tem" melhor transparência e participação mais ampla "do que o Maya. No entanto, ele explicou isso em 2015" uma das únicas formas de se posicionar no petróleo é usar um ETF vinculado ao WTI. ”Simard afirma que quando o preço global do petróleo é menor, por exemplo,“ os primeiros barris a serem desligados em uma baixa ambiente de preços são barris pesados "tornando WCS" mais perto do chão "do que WTI.
A fim de abordar as questões de transparência e liquidez enfrentadas pela WCS, a Auspice criou o Canadian Crude Index (CCI), que serve como referência para o petróleo produzido no Canadá . O CCI permite que os investidores acompanhem o preço, o risco e a volatilidade da commodity canadense. O CCI pode ser usado para identificar oportunidades de especulação direta sobre o preço do petróleo bruto canadense ou em conjunto com o West Texas Intermediate (WTI) para estabelecer um spread trade que poderia representar o diferencial entre os dois. O CCI fornece uma referência de preço fixo para o petróleo bruto canadense, visando uma exposição que representa uma posição rolante de três meses em petróleo bruto. Para criar um preço representativo do petróleo canadense, o índice usa dois contratos futuros: um contrato de preço fixo, que representa o preço do petróleo bruto em Cushing, Oklahoma , e um contrato diferencial de base, que representa a diferença de preço entre Cushing e Hardisty , Alberta. Ambos os contratos estão cotados em dólares americanos por barril. Juntos, eles criam um preço fixo para o petróleo bruto canadense e fornecem um índice acessível e transparente para servir como uma referência para construir produtos de investimento e, em última análise, aumentar sua demanda para os mercados globais.
Na primavera de 2015, um jornalista veterano especializado em energia e finanças, Jeffrey Jones, descreveu como o preço do WCS "subiu mais de 70 por cento, ultrapassando West Texas intermediário (WTI), Brent" e "discretamente" se tornou o "mais quente commodity em energia norte-americana ". Em abril de 2015, a Enbridge encheu um "novo oleoduto de 570.000 barris por dia". Um relatório da TD Securities de maio de 2015 fornece alguns dos fatores que contribuem para os ganhos de preço da WCS como "força sazonal normal impulsionada pela demanda de petróleo grosso para fazer asfalto como pavimentação de estradas", melhorias no acesso da WCS a vários mercados dos EUA, apesar dos impedimentos do oleoduto, altos níveis de produção em cinco anos e alta demanda de petróleo pesado nas refinarias dos EUA, particularmente no meio-oeste dos EUA, um mercado-chave para WCS.
Em 9 de setembro de 2015, o preço do WCS era de US $ 32,52 e o diferencial do WTI-WCS era o diferencial de US $ 13,35. Caiu para US $ 14 o barril, uma baixa recorde, em novembro de 2018, mas subiu para US $ 28 em 24 de dezembro.
Em 30 de março de 2020, a combinação da pandemia COVID-19 e a guerra de preços do petróleo Rússia-Arábia Saudita em 2020 , fez com que o preço do petróleo caísse para menos de $ 30 o barril.
Diferenciais de petróleo bruto e Western Canadian Select (WCS)
Em junho de 2015, o diferencial entre WTI e WCS era de US $ 7,8, o menor de todos os tempos.
Em um white paper de 2013 para o Banco do Canadá , os autores Alquist e Guénette examinaram as implicações dos altos preços globais do petróleo para o mercado norte-americano. Eles argumentaram que a América do Norte estava experimentando um excedente de estoque de petróleo bruto. Este excedente, combinado com a "segmentação do mercado de petróleo bruto norte-americano do mercado global", contribuiu para "a divergência entre os crus de referência continentais como WTI e Western Canada Select (WCS) e os crus de referência marítimos como o Brent".
O Ministro das Finanças de Alberta argumenta que a WCS "deveria estar sendo negociada em paridade com o petróleo maia por cerca de US $ 94 o barril". Os crudes Maya estão próximos dos níveis de qualidade WCS. No entanto, o Maya estava sendo negociado a US $ 108,73 / bbl em fevereiro de 2013, enquanto o WCS estava a US $ 69 / bbl. Em sua apresentação para a Administração de Informação de Energia dos Estados Unidos (EIA) em 2013, John Foran demonstrou que o Maya havia negociado com apenas um pequeno prêmio em relação ao WCS em 2010. Desde então, os diferenciais de preço do WCS aumentaram "com o aumento das areias oleosas e baixa produção de petróleo e capacidade insuficiente do oleoduto para acessar mercados globais ". O México desfruta de um desconto de localização devido à sua proximidade com as refinarias com capacidade para óleo pesado na Costa do Golfo. Da mesma forma, o México começou a buscar de forma estratégica e bem-sucedida parcerias em refinarias de joint venture na década de 1990 para criar um mercado para seu petróleo bruto pesado no Golfo dos Estados Unidos. Em 1993, a ( Petróleos Mexicanos , a empresa petrolífera estatal mexicana) e a Shell Oil Company concordaram em um projeto conjunto de construção de refinaria de US $ 1 bilhão que levou à construção de um novo coqueador, unidade de hidrotratamento, unidade de recuperação de enxofre e outras instalações em Deer Park, Texas, no Canal de Navios de Houston, a fim de processar grandes volumes de óleo cru pesado Maya da PEMEX ao mesmo tempo em que cumpre os requisitos da Lei do Ar Limpo dos EUA.
Ano | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 02/2013 | 24/04/2013 | 08/2013 | 2013-12 | 2014-01 | 2014-04 | 12/12/2014 | 2015-06 |
Brent US $ / bbl | 73 | 98 | 62 | 80 | 112 | 112 | 118 | 103,41 | 110 | US $ 64.88 / bbl | ||||
WTI US $ / bbl | 72 | 100 pico: 147 | 62 | 80 | 95 | 95 | 95 | 93,29 | 97,90 | 102,07 | US $ 54.13 / bbl) | US $ 60.19 / bbl | ||
WCS US $ / bbl | 80 | 52 | 65 | 78 | 72 | 69 | 77,62 | 82,36 | 67 | $ 79,56 | US $ 38.13 / bbl | US $ 52.39 / bbl | ||
Syncrude Sweet | 62 | 102 | 62 | 78 | 104 | 93 | 97 | 98,51 | ||||||
Edmonton Par | 72 | 96 | 58 | 75 | 96 | 86 | 87 | 89,53 | ||||||
Maya US $ / bbl | 101 | 2013-12 | 87 |
(Preços exceto Maya para os anos de 2007 a fevereiro de 2013) (Preços para Maya) (Preços para 24 de abril de 2013).
Em julho de 2013, os preços do petróleo pesado Western Canadian Select (WCS) "subiram de US $ 75 para mais de US $ 90 por barril - o nível mais alto desde meados de 2008, quando os preços do petróleo WTI estavam em um recorde (US $ 147,90) - pouco antes de a 'Grande Recessão' de 2008-09 ". Os preços do petróleo pesado da WCS "eram esperados para permanecer nos US $ 90, que é mais próximo do preço mundial do petróleo pesado e do 'verdadeiro valor inerente' da WCS". O preço mais alto do petróleo WCS fora de WTI foi explicado por "novos embarques ferroviários aliviando algumas restrições do oleoduto de exportação - e o retorno dos preços do petróleo WTI aos níveis internacionais".
Em janeiro de 2014, houve uma proliferação de trens e oleodutos transportando WCS, juntamente com um aumento da demanda por parte das refinarias dos EUA. No início de 2014, havia aproximadamente 150.000 bpd de óleo pesado sendo transportado por ferrovia.
De acordo com o relatório de preços de energia do governo de Alberta de junho de 2014, o preço do WCS aumentou 15% de $ 68,87 em abril de 2013 para $ 79,56 em abril de 2014, mas teve uma baixa de $ 58 e uma alta de $ 91. Durante o mesmo período, o preço do benchmark West Texas Intermediate (WTI) subiu 10,9%, com média de $ 102,07 por barril em abril de 2014.
Em abril de 2020, o preço do WTI era $ 16,55 e o preço do WCS era $ 3,50 com um diferencial de - $ 13,05. Em junho, o preço do WTI era de $ 38,31 e do WCS $ 33,97, com um diferencial de - $ 4,34.
Transporte
Pipelines
De acordo com a Oil Sands Magazine , em 31 de março de 2020, os oleodutos de exportação de petróleo bruto canadense ocidental - Trans Mountain Corporation, TC Energy, Enbridge e Plains All American Canada - têm uma capacidade de exportação total estimada de 4.230.000 b / d.
Grandes descontos no petróleo de Albertan em 2012 foram atribuídos ao fato de o petróleo não ter acesso ao mar no meio-oeste dos Estados Unidos. Desde então, vários oleodutos importantes foram construídos para liberar esse excesso, incluindo Seaway, a perna sul de Keystone XL e Flanagan South. Ao mesmo tempo, a Enbridge foi forçada a fechar o oleoduto Spearhead da Linha 55 e o oleoduto Flanagan South da Linha 59 no Missouri por causa de um vazamento de petróleo bruto.
No entanto, persistem obstáculos significativos nas aprovações de oleodutos para exportar petróleo bruto de Alberta. Em abril de 2013, a Canada West Foundation, sediada em Calgary, avisou que Alberta está "se chocando contra um muro [da capacidade do oleoduto] por volta de 2016, quando teremos barris de petróleo que não podemos mover". Por enquanto, os embarques ferroviários de petróleo bruto preencheram a lacuna e reduziram o diferencial de preço entre o petróleo bruto de Albertan e da América do Norte. No entanto, oleodutos adicionais de exportação de petróleo de Alberta serão necessários para apoiar a expansão contínua da produção de petróleo.
Sistema de dutos Trans Mountain
O Trans Mountain Pipeline System , que transporta combustíveis líquidos desde 1953, foi adquirido da divisão canadense da Kinder Morgan Energy Partners , pela Trans Mountain Corporation do Canada Development Investment Corporation (CDIC) . O Oleoduto Trans Mountain é o único oleoduto que transporta petróleo bruto e refinado de Albertan para a costa da Colúmbia Britânica . O CDIC, que responde perante o Parlamento do Canadá, é responsável pelo sistema de gasodutos e pelo Trans Mountain Expansion Project (TMX).
Keystone Pipeline System
O Keystone Pipeline System da TC Energy é um sistema de oleoduto no Canadá e nos Estados Unidos que foi comissionado em 2010. Ele vai da Bacia Sedimentar Canadense Ocidental em Alberta às refinarias em Illinois e Texas , e também a fazendas de tanques de petróleo e um óleo centro de distribuição de oleoduto em Cushing, Oklahoma .
Frustrado com os atrasos na obtenção da aprovação para Keystone XL (via Golfo do México dos EUA), o Projeto Northern Gateway (via Kitimat, BC) e a expansão da linha existente de Trans Mountain para Vancouver , British Columbia , Alberta intensificou a exploração de dois projetos do norte “para ajudar a província a levar seu petróleo até as marés, disponibilizando-o para exportação para o mercado externo”. O primeiro-ministro canadense, Stephen Harper , gastou US $ 9 milhões em maio de 2012 e US $ 16,5 milhões em maio de 2013 para promover o Keystone XL.
Nos Estados Unidos, os democratas estão preocupados com o fato de que o Keystone XL simplesmente facilitaria o transporte de produtos das areias petrolíferas de Alberta para as marés para exportação para a China e outros países através da costa americana do Golfo do México.
O projeto foi rejeitado pelo governo Obama em 6 de novembro de 2015, "por questões ambientais". Ele foi revivido por ordem executiva presidencial em 24 de janeiro de 2017 pelo presidente Donald Trump . que "transportaria mais de 800.000 barris por dia de petróleo pesado" de Alberta para a costa do Golfo.
Em 31 de março de 2020, o CEO da TC Energy, Russ Girling, disse que a construção do oleoduto Keystone XL seria retomada, após o primeiro ministro de Alberta , Jason Kenney anunciar que o governo da UCP estava assumindo uma "participação acionária" e fornecendo uma "garantia de empréstimo", o que equivale a um "compromisso financeiro total de pouco mais de US $ 7 bilhões" para o projeto Keystone XL. Em 20 de janeiro de 2021, o presidente Joe Biden revogou a licença para o oleoduto em seu primeiro dia no cargo, cumprindo uma promessa de longa data.
Gasoduto de energia leste
O gasoduto Energy East foi um projeto de gasoduto proposto anunciado em 1 de agosto de 2013 pelo CEO da TransCanada , Russ Girling . O projeto do gasoduto de $ 12 bilhões de 4.400 quilômetros (2.700 milhas) foi cancelado pela TransCanada em 2017. Vários grupos anunciaram sua intenção de se opor ao gasoduto. O projeto foi cancelado em 5 de outubro de 2017, pela TransCanada. A longo prazo, isso significava que a WCS poderia ser enviada para as águas das marés do Atlântico por meio de portos de águas profundas, como Quebec City e Saint John. Os destinos potenciais de petróleo pesado no exterior incluem a Índia, onde super refinarias capazes de processar grandes quantidades de óleo de areias betuminosas já estão em construção. Nesse ínterim, o gasoduto Energy East seria usado para enviar petróleo leve e doce, como o petróleo de Edmonton Par de Alberta para as refinarias do leste do Canadá em Montreal e Quebec, por exemplo. As refinarias do leste do Canadá, como a refinaria de 88.000 barris por dia da Imperial Oil Ltd. em Dartmouth, NS, atualmente importam petróleo bruto do norte e oeste da África e da América Latina, de acordo com Mark Routt, "um consultor sênior de energia da KBC em Houston, que tem vários clientes interessados no projeto ". O proposto Gasoduto de Energia Leste teria o potencial de transportar 1,1 milhão de barris de petróleo por dia de Alberta e Saskatchewan para o leste do Canadá.
Patricia Mohr, economista sênior e analista de commodities do Bank of Nova Scotia, em seu relatório sobre as vantagens econômicas para Energy East, argumentou que, Western Canada Select, o marcador de petróleo pesado em Alberta, "poderia ter ganhado um preço muito mais alto na Índia do que realmente recebido "no primeiro semestre de 2013 com base no preço do petróleo pesado da Arábia Saudita entregue à Índia" se o gasoduto já estivesse operacional. Em seu relatório, Mohr previu que inicialmente as refinarias de Quebec, como as de propriedade da Suncor Energy Inc. e Valero, poderia acessar petróleo leve ou petróleo bruto sintético atualizado das areias petrolíferas de Alberta via Energy East para deslocar "importações com preços mais caros do petróleo Brent". enormes quantidades de betume misturado de Alberta, como WCS para as super refinarias na Índia. Mohr previu em seu relatório que o preço do WCS aumentaria para US $ 90 por barril em julho de 2013, ante US $ 75 0,41 em junho. "
A maior refinaria do Canadá, com capacidade para processar 300.000 barris de petróleo por dia, pertence e é operada pela Irving Oil , no porto de águas profundas de Saint John, New Brunswick, na costa leste. Um terminal marítimo de águas profundas proposto de $ 300 milhões, a ser construído e operado em conjunto pela TransCanada e Irving Oil Ltd., seria construído perto do terminal de importação da Irving Oil com construção a começar em 2015.
A Portland-Montreal Pipe Line Corporation , com sede em Maine , que consiste na Portland Pipe Line Corporation (nos Estados Unidos) e na Montreal Pipe Line Limited (no Canadá), está considerando maneiras de transportar as areias petrolíferas canadenses para as marés do Atlântico nas águas profundas de Portland porta. A proposta significaria que o petróleo bruto das areias petrolíferas seria canalizado através dos Grandes Lagos, Ontário, Quebec e Nova Inglaterra para Portland, Maine. Os dutos são de propriedade da ExxonMobil e da Suncor.
Enbridge Pipeline System
A Enbridge, que opera na América do Norte, tem o sistema de transporte de petróleo bruto mais longo do continente.
A Enbridge Northern Gateway Pipelines , que foi anunciada pela primeira vez em 2006, teria transportado petróleo bruto pesado de Athabasca para Kitimat, British Columbia . Sob o comando do primeiro-ministro do Canadá, Justin Trudeau , o projeto de lei 48 foi aprovado em 2015, que impôs a proibição do tráfego de petroleiros na costa norte da Colúmbia Britânica. Bill-48 tornou o projeto antieconômico.
A Enbridge possui e opera o oleoduto Alberta Clipper —Line 67 — parte do Sistema de Oleoduto Enbridge, que opera de Hardisty, Alberta a Superior, Wisconsin , nos Estados Unidos desde 2010, conectando a área de produção de areias betuminosas com a rede existente.
A Enbridge reverteu a direção do fluxo do gasoduto Seaway para originar em Cushing, transportando WCS para Freeport, Texas, em 17 de maio de 2012, o que causou um aumento de preço no WCS. Com a abertura do principal gasoduto da Enbridge, Seaway - a perna sul da Keystone XL e Flanagan South Line 59 no Missouri em 2015, parte do "gargalo" foi aliviado. Em abril de 2015, a Enbridge encheu um "novo oleoduto de 570.000 barris por dia".
Em março de 2020, a Cenovus Energy se comprometeu com 75.000 barris por dia em contratos de longo prazo com a Enbridge Inc. para enviar via sistemas Mainline e Flanagan South para o Texas. Em 30 de março de 2020, o preço que os produtores de petróleo pagam para transportar óleo pesado para o Texas por meio dos oleodutos Enbridge é de US $ 7 a US $ 9 o barril. Naquela época, o preço do barril WCS era de US $ 3,82 por barril.
Plains All American Pipeline
Os oleodutos Milk River, com 16,5 km de comprimento, e os oleodutos Rangeland com 0,75 km, pertencem e são operados pela Plains All American Pipeline, com sede no Texas . O gasoduto Milk River transporta 97.900 barris / dia.
Rail
Em 2011, a produção da formação Bakken Shale em North Dakota Crude estava aumentando mais rápido do que os oleodutos poderiam ser construídos. Os produtores de petróleo e empresas de dutos recorreram às ferrovias para soluções de transporte. O óleo Bakken compete com a WCS pelo acesso ao transporte por oleoduto e ferroviário. No final de 2010, as taxas de produção de petróleo Bakken atingiram 458.000 barris (72.800 m 3 ) por dia, ultrapassando assim a capacidade do oleoduto para transportar petróleo para fora do Bakken. Em janeiro de 2011, a Bloomberg News informou que os produtores de petróleo bruto Bakken estavam usando vagões para transportar petróleo.
Em 2013, houve novos embarques ferroviários de WCS. Desde 2012, a quantidade de petróleo bruto transportado por ferrovia no Canadá quadruplicou e em 2014 esperava-se que continuasse a aumentar.
Em agosto de 2013, o então CEO do US Development Group (agora USD Partners), Dan Borgen, um pioneiro do petróleo por ferrovia com base no Texas, desviou sua atenção dos jogos de óleo de xisto dos EUA para as areias petrolíferas canadenses. Borgen "ajudou a introduzir os mercados de energia em terminais especializados que podem carregar rapidamente trens de tanques de petróleo com quilômetros de extensão indo para o mesmo destino - instalações que ... revolucionaram o mercado de petróleo dos Estados Unidos". Desde 2007, a Goldman Sachs tem desempenhado um papel de liderança no financiamento da "expansão de quase uma dúzia de terminais especializados que podem carregar e descarregar rapidamente enormes trens de quilômetros de extensão transportando petróleo bruto e etanol através dos Estados Unidos". Os projetos pioneiros da USD incluíram “armazenamento em trânsito” (SIT) em grande escala inspirado no modelo europeu para a indústria petroquímica. A USD vendeu cinco dos terminais especializados de petróleo por ferrovia nos EUA para "Plains All American Pipeline por $ 500 milhões no final de 2012, deixando a empresa rica em caixa e com poucos ativos". De acordo com Leff, surgiram preocupações sobre a ligação entre a Goldman Sachs e o USD.
"Compreender os fluxos de comércio através de tais instalações de petróleo essenciais pode fornecer uma visão valiosa para os comerciantes de petróleo, que vasculham o mercado em busca de informações que podem ajudá-los a prever quanto petróleo está sendo enviado para diferentes partes do país. Grandes descontos no preço do petróleo em locais precários servidos por oleodutos ofereceram aos comerciantes oportunidades atraentes se eles pudessem descobrir como levar o petróleo para mercados de preços mais altos. Os dados sobre embarques de petróleo por ferrovia são particularmente opacos, com dados do governo disponíveis apenas meses depois. "
- Jonathan Leff 2013a
Em janeiro de 2014, houve uma proliferação de trens e oleodutos transportando WCS, juntamente com um aumento da demanda por parte das refinarias dos EUA. No início de 2014, havia aproximadamente 150.000 bpd de óleo pesado sendo transportado por ferrovia.
O preço do WCS subiu em agosto de 2014, conforme as expansões previstas na capacidade de petróleo por ferrovia em Hardisty aumentaram quando o Terminal Hardisty da USDG Gibson Energy, o novo terminal de originação de petróleo por ferrovia de última geração e instalação de carregamento com conectividade de oleoduto , entrou em operação em junho de 2014 com capacidade para carregar até dois trens de 120 vagões ferroviários por dia (120.000 bbd de petróleo bruto). O terminal ferroviário Hardisty pode carregar até dois trens unitários de 120 vagões por dia "com 30 posições de carregamento de vagões em um rack de carregamento fixo, uma área de preparação do trem unitário e trilhos de loop capazes de conter cinco trens unitários simultaneamente". Em 2015, havia "um gasoduto recém-construído conectado ao terminal de armazenamento Hardisty da Gibson Energy Inc." com "mais de 5 milhões de barris de armazenamento em Hardisty".
Antes das eleições provinciais de 2019, o governo anterior do NDP havia aprovado um plano que custaria US $ 3,7 bilhões em um período de três anos para transportar até 120.000 barris por dia para fora de Alberta, alugando 4.400 vagões. Enquanto o governo do NDP disse que os carros alugados "gerariam $ 5,9 bilhões em aumento de royalties, impostos e receitas comerciais", o governo do UCP sob o premiê Jason Kenney , que ganhou as eleições de 2019, discordou. O orçamento de outubro de 2019 da UCP incluía um incentivo de US $ 1,5 bilhão para cancelar o programa de petróleo bruto por ferrovia do NDP. O governo disse que isso "mitigaria outras perdas em US $ 300 milhões". Eles entraram em negociações para privatizar os acordos de petróleo por ferrovia.
Após meses de discussões, o governo UCP do premier Kenney anunciou no final de outubro de 2019 que os produtores de petróleo poderiam aumentar seus "níveis de produção de petróleo acima das cotas provinciais atuais", se aumentassem gradativamente a quantidade de petróleo que transportam por ferrovia.
Canadian Pacific Railway
Em 2014, o COO da Canadian Pacific Railway (CPR) Keith Creel disse que a CPR estava em uma posição de crescimento em 2014 graças ao aumento do transporte de petróleo bruto (WCS) de Alberta, que será responsável por um terço dos novos ganhos de receita da CPR até 2018 "auxiliado por melhorias em terminais de carregamento de petróleo e via no oeste do Canadá ". Em 2014, o CPR foi moldado pelo CEO Hunter Harrison e pelo ativista americano Bill Ackman . Os americanos possuem 73% das ações de RCP, enquanto canadenses e americanos possuem 50% de CN. Para melhorar o retorno para seus acionistas, as ferrovias reduziram sua força de trabalho e reduziram o número de locomotivas.
Creel disse em uma entrevista de 2014 que o transporte do petróleo bruto pesado de Alberta seria responsável por cerca de 60% das receitas do petróleo da CP, e o petróleo leve da região de Bakken Shale em Saskatchewan e do estado americano de Dakota do Norte seria responsável por 40%. Antes da implementação de regulamentações mais rígidas no Canadá e nos Estados Unidos após o desastre ferroviário Lac-Mégantic e outros incidentes ferroviários relacionados ao petróleo que envolveram o petróleo cru Bakken leve e doce, altamente volátil e sensível, Bakken respondia por 60% dos embarques de petróleo da CPR. Creel disse que "[o WCS é] mais seguro, menos volátil e mais lucrativo de se mover e estamos em uma posição única para nos conectarmos à Costa Oeste, bem como à Costa Leste."
Autoridades ferroviárias afirmam que mais tráfego canadense de petróleo por ferrovia é "feito de petróleo bruto pesado não diluído e difícil de inflamar e betume bruto".
A Linha do Norte de alta capacidade da CPR, que vai de Edmonton a Winnipeg, está conectada a "todos os principais mercados de refino da América do Norte". O presidente-executivo Hunter Harrison disse ao Wall Street Journal em 2014 que a Canadian Pacific iria melhorar as vias ao longo de sua Linha do Norte como parte de um plano para enviar petróleo para o leste de Alberta.
À base de água
Em 21 de setembro de 2014, a Suncor Energy Inc. carregou seu primeiro navio-tanque de petróleo pesado, cerca de 700.000 barris de WCS, no navio-tanque Minerva Gloria no porto de Sorel perto de Montreal, Quebec . O Minerva Gloria é um petroleiro de casco duplo Aframax Crude Oil com uma tonelagem de porte bruto (TPB) de 115.873 toneladas. Seu destino era Sarroch , na ilha italiana da Sardenha . Minerva Gloria mede 248,96 metros (816,8 pés) × 43,84 metros (143,8 pés).
"Um segundo navio-tanque, o Stealth Skyros , está programado para carregar petróleo WCS de Montreal no final da próxima semana para entrega na Costa do Golfo dos Estados Unidos, disse uma pessoa com conhecimento da reserva hoje. Esse carregamento será a primeira entrega por via aquática para o Golfo do leste do Canadá para o petróleo, que normalmente é transportado por oleoduto. "
- Tobben e Murtaugh 2014
O Stealth Skyros de 116.000 dwt mede 250 metros (820 pés) × 44 metros (144 pés). De outubro de 2013 a outubro de 2014, Koch manteve um contrato de fretamento de um ano em Stealth Skyros, que foi fixado por 12 meses em $ 19.500 por dia.
Um navio petroleiro Aframax de casco duplo semelhante ao Minerva Gloria
Repsol e WCS
A petrolífera espanhola Repsol obteve licença do Departamento de Comércio dos Estados Unidos para exportar 600.000 barris de WCS dos Estados Unidos. O WCS foi embarcado via Freeport , Texas, na Costa do Golfo (USGC) para o porto de Bilbao no petroleiro Suezmax , Aleksey Kosygin . É considerada a "primeira reexportação de petróleo canadense do USGC para um porto fora dos EUA", já que "o governo dos EUA controla rigidamente qualquer exportação de petróleo bruto, inclusive de qualidade não americana". A sede em Bruxelas União Europeia 's Agência Europeia do Ambiente (EEA) monitorou o comércio. WCS, com seu API de 20,6 e teor de enxofre de 3,37%, tem sido controverso.
Em dezembro de 2014, a Repsol concordou em comprar a Talisman Energy (TLM.TO), o quinto maior produtor independente de petróleo do Canadá, por US $ 8,3 bilhões, o que é estimado em cerca de 50 por cento do valor da Talisman em junho de 2014. Em dezembro de 2014, o o preço do WCS caiu para US $ 40,38 de US $ 79,56 em abril de 2014. A demanda global por petróleo diminuiu, a produção aumentou e o preço do petróleo despencou a partir de junho e continuou a cair até dezembro.
Outros produtos de petróleo bruto de areias petrolíferas
Grau | Nome do Produto | Gravidade API | Conteúdo de enxofre (como% da massa) |
Companhia em operação | Upgrader | Localização do campo |
Porto de venda |
---|---|---|---|---|---|---|---|
Convencional: Light Sweet | Edmonton Par Crude Mixed Sweet Blend (MSW) |
39,4 ° | 0,42% | ||||
Dilbit | Access Western Blend (AWB) dilbit | 21,7 ° | 3,94% | Devon Energy, Canadá, MEG Energy Corp. | Edmonton | Canadá | |
Dilsynbit | Albian Heavy Sintético (AHS) | 19,6 ° | 2,10% | Projeto Athabasca Oil Sands (AOSP) Shell Canada Energy, Chevron Canada, Marathon Oil Canada | Scotford Upgrader | Canadá | |
Bow River (BR) | 24,7 ° | 2,10% | Canadá | ||||
Par canadense | 40 ° | Canadá | |||||
Dilbit | Cold Lake Crude (CL) | 20,8 ° | 3,80% | Imperial Oil Resources, Cenovus Energy, Canadian Natural Resources Limited e Shell Energy | |||
Heavy Hardisty | 22 ° | Canadá | |||||
Lloyd Blend | 22 ° | Canadá | |||||
Albiano premium | 35,5 ° | 0,04% | Canadá | ||||
Syncrude Sweet Blend | 30,5-33,6 ° | 0,07-0,13% | Canadá | ||||
Mistura Doce Sintética (SYN) | 33,1 ° | 0,16% | Suncor, Syncrude | Canadá | |||
Não convencional: Dilbit | Seleção canadense ocidental | 20,3 ° | 3,43% | Canadá | Hardisty |
Mercados de derivativos
A maior parte do Western Canadian Select (WCS) é canalizada para Illinois para refinamento e, em seguida, para Cushing, Oklahoma , para venda. Os contratos futuros da WCS estão disponíveis na Chicago Mercantile Exchange (CME), enquanto os swaps WCS de balcão podem ser compensados no ClearPort da Chicago Mercantile Exchange (CME) ou pela NGX.
Refinarias
A WCS é transportada de Alberta para refinarias com capacidade para processar óleo pesado das areias petrolíferas. A Administração do Petróleo para Distritos de Defesa (Padd II) , no meio-oeste dos Estados Unidos, tem experiência na operação da mistura WCS. A maior parte do WCS vai para refinarias no meio-oeste dos Estados Unidos, onde as refinarias "são configuradas para processar uma grande porcentagem de petróleo bruto pesado com alto teor de enxofre e para produzir grandes quantidades de combustíveis para transporte e baixas quantidades de óleo combustível pesado". Enquanto os refinadores dos EUA "investiram em configurações de refinaria mais complexas com maior capacidade de processamento" que usam "matérias-primas mais baratas" como WCS e Maya, o Canadá não o fez. Embora a capacidade de refino canadense tenha aumentado em escala e eficiência, existem apenas 19 refinarias no Canadá, em comparação com 148 nos Estados Unidos.
O petróleo bruto WCS com sua " gravidade API ( American Petroleum Institute ) muito baixa e alto teor de enxofre e níveis de metais residuais" requer refino especializado que poucas refinarias canadenses têm. Ele só pode ser processado em refinarias modificadas com uma nova metalurgia capaz de operar crudes com alto teor de ácido (TAN).
"Os custos de transporte associados à movimentação do petróleo bruto dos campos de petróleo no oeste do Canadá para as regiões consumidoras no leste e a maior escolha de qualidades do petróleo tornam mais econômico para algumas refinarias usar petróleo bruto importado. Portanto, a economia do petróleo do Canadá é agora Um mercado duplo. As refinarias no oeste do Canadá operam com petróleo bruto produzido internamente, as refinarias em Quebec e nas províncias do leste operam principalmente com petróleo bruto importado, enquanto as refinarias em Ontário operam uma mistura de petróleo bruto importado e produzido internamente. Em anos mais recentes, refinarias do leste começaram a operar o petróleo canadense a partir da produção offshore da costa leste. "
As refinarias dos Estados Unidos importam grandes quantidades de petróleo bruto do Canadá, México, Colômbia e Venezuela, e começaram na década de 1990 a construir aumentos de capacidade de coque e enxofre para acomodar o crescimento desses óleos crus ácidos médios e pesados, atendendo aos requisitos ambientais e à demanda do consumidor por combustíveis para transporte. "Embora as refinarias dos EUA tenham feito investimentos significativos em hardware de refino complexo, que dá suporte ao processamento de petróleo bruto mais pesado e azedo em gasolina e destilados, investimentos semelhantes fora dos EUA têm sido buscados de forma menos agressiva. O petróleo bruto médio e pesado representa 50% das entradas de petróleo bruto dos EUA e os EUA continuam a expandir sua capacidade de processar petróleo pesado.
Grandes empresas petrolíferas integradas que produzem WCS no Canadá também começaram a investir na atualização de refinarias para processar WCS.
Refinaria BP Whiting, Indiana
A refinaria BP Plc em Whiting, Indiana , é a sexta maior refinaria dos EUA, com uma capacidade de 413.500 b / d. Em 2012, a BP começou a investir em um projeto de modernização de vários bilhões na refinaria Whiting para destilar WCS. Essa reforma de US $ 4 bilhões foi concluída em 2014 e foi um dos fatores que contribuíram para o aumento do preço do WCS. A peça central da atualização foi Pipestill 12, a maior unidade de destilação de petróleo da refinaria, que entrou em operação em julho de 2013. As unidades de destilação fornecem matéria-prima para todas as outras unidades da refinaria, destilando o petróleo quando ele entra na refinaria. A refinaria Whiting está situada perto da fronteira entre Indiana e Illinois. É o principal comprador de CWS e WTI de Cushing, Oklahoma, o ponto de entrega do contrato de petróleo de referência dos EUA.
Em 8 de agosto de 2015, houve um mau funcionamento da tubulação dentro do Pipestill 12 causando grandes danos e a unidade ficou fora de serviço até 25 de agosto. Este foi um dos principais fatores que contribuíram para a queda do preço do petróleo com WCS em seu menor preço em nove anos.
Refinaria de Toledo, Ohio
A refinaria de Toledo, no noroeste de Ohio, na qual a BP investiu cerca de US $ 500 milhões em melhorias desde 2010, é uma joint venture com a Husky Energy , que opera a refinaria e processa aproximadamente 160.000 barris de petróleo bruto por dia. Desde o início dos anos 2000, a empresa tem concentrado seus negócios de refino no processamento de petróleo bruto de areias betuminosas e xistos .
Sarnia-Lambton $ 10 bilhões de projeto de melhoria de betume de areias betuminosas
Desde setembro de 2013, o WCS é processado na refinaria da Imperial Oil em Sarnia, Ontário, e na ExxonMobil Corporation (XOM) , na planta de Joliet de 238.000 barris (37.800 m 3 ), Illinois e Baton Rouge, Louisiana.
Em abril de 2013, a refinaria de 121.000 barris (19.200 m 3 ) da Imperial Oil em Sarnia, Ontário, era a única coqueria plugada no leste do Canadá que poderia processar betume bruto.
Em julho de 2014, a Academia Canadense de Engenharia identificou o projeto de melhoria de betume de areias petrolíferas Sarnia-Lambton de $ 10 bilhões para produzir petróleo bruto pronto para refinaria, como um projeto de escala nacional de alta prioridade.
Complexo de Refinaria Co-op
Lloydminster óleo pesado, um componente no Oeste canadense Select (WCS) mistura de óleo pesado, é processado no Complexo óleo pesado CCRL Refinaria upgrader que teve um incêndio no coker do óleo pesado upgrader seção da planta, em 11 de fevereiro de 2013 .Foi o terceiro grande incidente em 16 meses, na fábrica de Regina. O preço do Western Canadian Select enfraqueceu em relação ao petróleo de referência dos EUA West Texas Intermediate (WTI).
Refinaria Pine Bend
A Pine Bend Refinery, maior refinaria de petróleo em Minnesota , localizada nas Twin Cities, recebe 80% de seu petróleo pesado recebido das areias betuminosas de Athabasca. O petróleo bruto é canalizado do noroeste para a instalação através dos oleodutos Lakehead e Minnesota , que também são propriedade da Koch Industries . A maior parte do petróleo entra e sai da planta através de um sistema de dutos de 537 milhas de propriedade da Koch que se estende por Minnesota e Wisconsin. A US Energy Information Agency (EIA) classificou-o em 14º lugar no país em 2013 por produção. Em 2013, sua capacidade nominal aumentou para 330.000 barris (52.000 m 3 ) por dia.
Repsol
A Repsol respondeu à aplicação em janeiro de 2009 da redução do teor de enxofre da União Europeia na gasolina automotiva e no diesel de 50 para 10 partes por milhão, com pesados investimentos na modernização de suas refinarias. Eles estavam modernizando três de suas cinco refinarias na Espanha ( Cartagena , A Coruña , Bilbao , Puertollano e Tarragona ) com cokers que têm capacidade para refinar o óleo pesado selecionado canadense ocidental. Muitas outras refinarias europeias fecharam enquanto as margens diminuíam. A Repsol testou os primeiros lotes de WCS em suas refinarias espanholas em maio de 2014.
Refinaria de cartagena
Em 2012, a Repsol concluiu a atualização e expansão de € 3,15 bilhões de sua refinaria de Cartagena em Murcia , Espanha, que incluiu uma nova unidade de coque capaz de refinar petróleo pesado como a WCS.
Petronor
As atualizações completas da Repsol em 2013, que incluíram uma nova unidade de coqueamento e uma unidade de cogeração altamente eficiente na refinaria Petronor em Muskiz, perto de Bilbao , custaram mais de 1 bilhão de euros e representam "o maior investimento industrial da história do País Basco". Essa nova unidade de coqueamento produzirá “produtos de maior demanda como propano, butano, gasolina e diesel” e “eliminará a produção de óleo combustível”. A unidade de cogeração reduzirá as emissões de CO2 e ajudará a atingir as metas do protocolo de Kyoto da Espanha . A refinaria é autossuficiente em eletricidade e capaz de distribuir energia para a rede.
Misturadores: ANS, WCS, óleo Bakken
Em seu artigo de 2013 publicado no Oil & Gas Journal , John Auers e John Mayes sugerem que "as recentes desconexões de preços criaram oportunidades para refinadores e misturadores de petróleo bruto astutos criarem seus próprios substitutos para os tipos de base aquosa (como Alaska North Slope (ANS)) a preços altamente descontados. Um "pseudo" substituto do Alaskan North Slope, por exemplo, poderia ser criado com uma mistura de 55% Bakken e 45% Western Canadian Select a um custo potencialmente muito menor do que o preço de mercado da ANS. " Eles argumentam que há oportunidades financeiras para as refinarias capazes de misturar, entregar e refinar misturas de petróleo bruto mais barato "encalhado", como a Western Canadian Select (WCS). Em contraste com o óleo leve e doce produzido "a partir de jogos de xisto emergentes em Dakota do Norte ( Bakken ) e Texas ( Eagle Ford ), bem como um ressurgimento da perfuração em campos existentes mais antigos, como a bacia do Permian ", as areias petrolíferas de Alberta é "esmagadoramente pesada".
Impacto do óleo tight de Bakken no WCS
O CIBC informou que a indústria do petróleo continuou a produzir grandes quantidades de petróleo, apesar de um mercado de petróleo bruto estagnado. A produção de petróleo somente da formação Bakken foi projetada em 2012 para crescer 600.000 barris a cada ano até 2016. Em 2012, a produção canadense de óleo tight e areias betuminosas também estava crescendo.
Até o final de 2014, como a demanda por consumo global de petróleo continuou a diminuir, o crescimento da produção de petróleo notavelmente rápido em 'apertado light' a produção de petróleo na Dakota do Norte Bakken , o Permiano e Águia Ford Bacias no Texas, enquanto rejuvenesce o crescimento econômico nas "indústrias de refino, petroquímica e transportes associados, ferrovias e oleodutos dos Estados Unidos", [também] "desestabilizou os mercados internacionais de petróleo".
Desde 2000, o uso mais amplo de tecnologias de extração de petróleo , como fraturamento hidráulico e perfuração horizontal , causou um boom de produção na formação Bakken, que fica abaixo da parte noroeste da Dakota do Norte . WCS e Bakken competem por dutos e espaço ferroviário. No final de 2010, as taxas de produção de petróleo atingiram 458.000 barris (72.800 m 3 ) por dia, ultrapassando assim a capacidade do oleoduto para transportar petróleo para fora do Bakken. Este óleo compete com a WCS pelo acesso ao transporte por oleoduto e ferrovia. A produção de Bakken também aumentou no Canadá, embora em menor grau do que nos Estados Unidos, desde a descoberta de 2004 do campo de petróleo Viewfield em Saskatchewan. As mesmas técnicas de perfuração horizontal e fraturamento hidráulico maciço em vários estágios são usadas. Em dezembro de 2012, 2.357 poços Bakken em Saskatchewan produziram um recorde de 71.000 barris por dia (11.000 m 3 / d). A Formação Bakken também produz em Manitoba, mas o rendimento é pequeno, com média de menos de 2.000 barris por dia (300 m 3 / d) em 2012.
"Pouco mais de 21% do produto interno bruto (PIB) total de Dakota do Norte em 2013, de US $ 49,77 bilhões, vem de recursos naturais e mineração."
“O estado cobra um imposto de produção de 5% sobre o valor bruto na cabeça do poço de todo o petróleo produzido no estado, com algumas exceções. O estado também cobra um imposto de extração de petróleo (imposto de consumo) sobre o óleo produzido. Em 2012, o estado arrecadou US $ 1,68 bilhão nas receitas do petróleo, um aumento de 71,4% em relação às arrecadações de 2011. Os impostos sobre o petróleo representam 42,3% da receita líquida total do estado, quase quatro vezes o imposto de renda individual e mais de oito vezes a receita recebida com o imposto de renda corporativo. 5% da produção de petróleo do estado o imposto é dividido entre os governos estadual e municipal. O tesoureiro estadual pega 20%, que então aloca para as cidades e para um programa de subsídio de impacto. Os 80% restantes são divididos entre os governos estadual e municipal de acordo com uma fórmula obrigatória. "
- Auskick 2014
"O estado criou um fundo de legado em 2010 - semelhante a um fundo de riqueza soberana em nações estrangeiras - para salgar parte das receitas do estado com a produção de petróleo e gás. Por lei, 30% dos impostos estaduais sobre petróleo e gás (depois de alguns obrigatórios distribuições) são depositados no fundo de legado. Isso resultou em arrecadação de impostos sobre petróleo e gás de $ 446,3 milhões para o ano fiscal de 2012, $ 824,7 milhões para o ano fiscal de 2013 e $ 926,6 milhões para o ano fiscal de 2014. "
- Auskick 2014
Royalties
As taxas de royalties em Alberta são baseadas no preço do WTI. Essa taxa de royalties é aplicada à receita líquida de um projeto se o projeto atingiu o pagamento ou a receita bruta se o projeto ainda não atingiu o pagamento. A receita de um projeto é uma função direta do preço pelo qual ele é capaz de vender seu petróleo. Uma vez que o WCS é uma referência para crudes de areias petrolíferas, as receitas nas areias petrolíferas são descontadas quando o preço do WCS é descontado. Esses descontos de preço fluem para os pagamentos de royalties.
A província de Alberta recebe uma parte dos benefícios do desenvolvimento de recursos energéticos na forma de royalties que financia em parte programas como saúde, educação e infraestrutura.
Em 2006/07, a receita de royalties das areias betuminosas foi de US $ 2,411 bilhões. Em 2007/08, aumentou para $ 2,913 bilhões e continuou a aumentar em 2008/09 para $ 2,973 bilhões. Seguindo o Regime Royalty revisado de Alberta, caiu em 2009/10 para US $ 1,008 bilhão. Naquele ano, a receita total de recursos de Alberta "caiu para menos de US $ 7 bilhões ... quando a economia mundial estava em recessão".
Em fevereiro de 2012, a província de Alberta "esperava US $ 13,4 bilhões em receitas de recursos não renováveis em 2013-14". Em janeiro de 2013, a província estava antecipando apenas US $ 7,4 bilhões. "30 por cento do orçamento de aproximadamente US $ 40 bilhões de Alberta é financiado por receitas de petróleo e gás. Os royalties do betume representam cerca de metade desse total." Em 2009/10, os royalties das areias petrolíferas totalizaram US $ 1,008 bilhão (Orçamento 2009 citado em Energy Alberta 2009).
A fim de acelerar o desenvolvimento das areias petrolíferas, os governos federal e provincial alinharam mais de perto a tributação das areias petrolíferas com outra mineração de superfície, resultando na "cobrança de um por cento das receitas brutas de um projeto até que os custos de investimento do projeto sejam pagos integralmente em cujas taxas pontuais aumentaram para 25 por cento da receita líquida. Essas mudanças de política e os preços mais altos do petróleo após 2003 tiveram o efeito desejado de acelerar o desenvolvimento da indústria das areias betuminosas. " Um Regime de Royalty revisado de Alberta foi implementado em 1º de janeiro de 2009. por meio do qual cada projeto de areias petrolíferas paga uma taxa de royalties de receita bruta de 1% (Regimes Fiscais de Petróleo e Gás 2011: 30). Regimes Fiscais de Petróleo e Gás 2011 resume os regimes fiscais de petróleo para as províncias e territórios ocidentais. Os Regimes Fiscais de Petróleo e Gás descreveram como os pagamentos de royalties foram calculados:
"Depois que um projeto de royalties de areias betuminosas atinge o pagamento, o royalty a pagar à Coroa é igual ao maior entre: (a) o royalty da receita bruta (1% - 9%) para o período, e (b) o percentual de royalties (25 % - 40%) da receita líquida do período. A partir de 1º de janeiro de 2009, a porcentagem de royalties da receita líquida também é indexada ao preço do WTI em dólares canadenses. É de 25% quando o preço do WTI é menor ou igual a $ 55 / bbl, aumentando linearmente até um máximo de 40% quando o preço atinge US $ 120 / bbl. Para fins de royalties, a receita líquida é igual à receita do projeto menos os custos permitidos. "
- Regimes Fiscais de Petróleo e Gás
Quando o preço do petróleo por barril for menor ou igual a $ 55 / bbl indexado contra West Texas Intermediate (WTI) (Regimes Fiscais de Petróleo e Gás 2011: 30) (Indexado ao preço em dólares canadenses de West Texas Intermediate (WTI) (Petróleo e Regimes Fiscais do Gás 2011: 30) até um máximo de 9%). Quando o preço do petróleo por barril for menor ou igual a $ 120 / bbl indexado contra o "pagamento" West Texas Intermediate (WTI).
Pagamento refere-se "a primeira vez em que o desenvolvedor recuperou todos os custos permitidos do projeto, incluindo um subsídio de devolução sobre esses custos igual à taxa de títulos de longo prazo do Governo do Canadá [" LTBR "].
A fim de incentivar o crescimento e a prosperidade e devido ao custo extremamente alto de exploração, pesquisa e desenvolvimento, as areias betuminosas e as operações de mineração não pagam impostos corporativos, federais, provinciais ou royalties do governo, exceto impostos de renda pessoal, pois as empresas muitas vezes permanecem em uma posição de prejuízo para fins de impostos e royalties por muitos anos. Definir uma posição de perda torna-se cada vez mais complexo quando empresas multinacionais de energia verticalmente integradas estão envolvidas. A Suncor afirma que as perdas realizadas foram legítimas e que a Agência de Receitas do Canadá (CRA) está reivindicando injustamente "US $ 1,2 bilhão" em impostos, o que está colocando em risco suas operações.
De 2009 a 2015, os royalties das areias betuminosas representaram o maior contribuinte para as receitas de royalties da província e contribuíram com cerca de 10% de todas as receitas de Alberta. Em 2014-2015, a receita das areias petrolíferas foi superior a US $ 5 bilhões e representou mais de 10% das despesas operacionais de US $ 48,5 de Alberta. Em dezembro de 2015, as únicas fontes de receita que mais contribuíram foram o imposto de renda de pessoa física com 23%, as transferências federais com 13% e o imposto de renda corporativo com 11%.
Em 2019, 1,1 bilhão de barris de petróleo foram extraídos das areias betuminosas de Alberta.
Taxas de royalties de areias petrolíferas
"Metodologia de avaliação de betume (BVM) é um método para determinar, para fins de royalties, um valor para o betume produzido em projetos de areias betuminosas e atualizado no local ou vendido ou transferido para afiliados. O BVM garante que Alberta receba valor de mercado por sua produção de betume, obtido em dinheiro ou em espécie de betume, através da fórmula de royalties. Western Canadian Select (WCS), um grau ou mistura de betumes de Alberta, diluentes (um produto como nafta ou condensado que é adicionado para aumentar a capacidade do óleo para escoar através de um oleoduto) e óleos pesados convencionais, desenvolvidos por produtores de Alberta e armazenados e avaliados em Hardisty, AB foi determinado como o melhor preço do petróleo de referência no desenvolvimento de um BVM. "
Preço WTI C $ / bbl | Taxa de royalties pré-pagamento sobre a receita bruta | Taxa de royalties pós-pagamento sobre a receita líquida |
Abaixo de C $ 55 | 1,00% | 25,00% |
C $ 60 | 1,62% | 26,15% |
C $ 75 | 3,46% | 29,62% |
C $ 100 | 6,54% | 35,38% |
Acima de C $ 120 | 9,00% | 40,00% |
Bolha de betume
Em janeiro de 2013, o então premier de Alberta , Alison Redford , usou o termo "bolha de betume" para explicar o impacto de uma queda dramática e imprevista no valor dos impostos e da receita das areias petrolíferas ligada ao grande desconto no preço da Western A seleção canadense contra o petróleo bruto WTI e Maya resultaria em cortes profundos no orçamento provincial de 2013. Em 2012, os preços do petróleo subiram e caíram durante todo o ano. O Premier Redford descreveu a "bolha de betume" como o diferencial ou "spread entre os preços diferentes e o preço mais baixo para o Western Canadian Select (WCS) de Alberta". Somente em 2013, o efeito da "bolha de betume" resultou em uma perda de cerca de seis bilhões de dólares na receita provincial.
Veja também
- Classificação de petróleo
- Lista de produtos de petróleo bruto
- Centro Canadense de Informações sobre Energia
- História da indústria do petróleo no Canadá (areias betuminosas e óleo pesado)
- Syncrude
- Suncor
- CNRL
Notas
Citações
Referências
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