J.P. Morgan: Se estrechan las vías de salida del crudo del oeste de Canadá: tres rutas de ampliación compiten por capacidad adicional

¿Por qué vuelven a estrecharse las vías de salida tras una reciente ampliación?

La ampliación de Trans Mountain entró en servicio en 2024 y añadió unos 590 mil barriles diarios de capacidad, aliviando el cuello de botella de salida existente entonces; sin embargo, JPMorgan prevé que la demanda de transporte desde la cuenca sedimentaria del oeste de Canadá siga creciendo a un porcentaje anual bajo de un solo dígito durante su horizonte de previsión y que la capacidad de los oleoductos se utilice por completo en unos años.
Ya hay señales de tensión: Trans Mountain transportó unos 840 mil barriles diarios en el segundo trimestre de 2026, con una utilización del 94%; tras la entrada en servicio de la nueva capacidad, Mainline de Enbridge siguió necesitando asignar la capacidad del oleoducto de forma proporcional.
Los productores suelen dar prioridad a los oleoductos, de menor coste. El informe estima que el transporte por ferrocarril a la costa estadounidense del golfo de México cuesta entre 15 y 20 dólares por barril, frente a unos 10 dólares por barril o menos por oleoducto.

Trans Mountain prevé dos proyectos de optimización que añadirían en conjunto unos 300 mil barriles diarios, elevando la capacidad del sistema de unos 890 mil a 1,19 millones barriles diarios. El proyecto de agentes reductores de fricción busca añadir unos 90 mil barriles diarios antes de finales de 2026; otro proyecto de optimización de unos 210 mil barriles diarios aún requiere aprobación regulatoria y una decisión final de inversión.
Está previsto que MLO1 y Southern Illinois Connector de Enbridge entren en servicio por fases en 2027, con una capacidad adicional conjunta de unos 180 mil barriles diarios. Otro proyecto, MLO2, ha cambiado su secuencia para priorizar la construcción de los tramos aguas abajo hacia el Medio Oeste y la costa estadounidense del golfo de México, por lo que existe incertidumbre sobre cuándo se ampliará Mainline aguas arriba.
La ruta de la costa oeste también aporta valor por la diversificación de destinos: de los 610 buques cargados a través de Trans Mountain desde su entrada en servicio en mayo de 2024, aproximadamente el 65% se dirigió a Asia hasta la fecha contemplada en el informe.

El proyecto propuesto Pacific Link tiene una capacidad de unos 1 millón barriles diarios y un coste estimado de 35,2 mil millones–43,7 mil millones de dólares canadienses, y Canadá lo ha reconocido como proyecto de interés nacional. Los gobiernos federal y de Alberta prevén asumir la mayor parte de la inversión, mientras que Pembina planea mantener una participación del 10% y autonomía sobre la decisión final de inversión; el proyecto ha entrado en una revisión cuya finalización se prevé para septiembre de 2027.
JPMorgan no ha incluido la capacidad de Pacific Link en su horizonte de previsión, entre otras razones por los plazos de revisión y el historial de sobrecostes y retrasos de los proyectos de oleoductos de la costa oeste.
En otra ruta, Prairie Connector, nueve clientes han firmado compromisos vinculantes de transporte por un total de 465 mil barriles diarios durante 20 años. El proyecto aspira a tomar una decisión final de inversión a mediados de 2027 y entrar en servicio a finales de 2028. Montana retiró anteriormente una exención de permisos para el oleoducto Bridger asociado, y el proyecto debe presentar datos financieros y ambientales de referencia adicionales; la estabilidad de los permisos es un requisito importante para la decisión de inversión.
JPMorgan considera que la demanda adicional podría dar cabida a más de un proyecto, pero aún no está claro qué gran ruta prevalecerá.

La previsión de crecimiento de JPMorgan presupone que los productores conviertan el marco del memorando entre Canadá, Alberta y la industria de arenas bituminosas en compromisos vinculantes. Si las condiciones fiscales y regulatorias, especialmente las obligaciones de emisiones, no ofrecen la certidumbre necesaria, las decisiones de inversión en grandes proyectos de transporte podrían retrasarse y el crecimiento de la producción también estaría limitado por la capacidad de ampliación existente.
Los precios bajos del petróleo lastrarían las previsiones de producción: los proyectos de arenas bituminosas requieren una elevada inversión inicial, y unos precios bajos persistentes debilitarían la disposición a invertir; los retrasos o la cancelación de nuevos oleoductos también afectarían al aumento de producción incluido en el modelo.
También existe competencia externa. Chevron prevé invertir 7 mil millones de dólares estadounidenses durante cinco años para elevar su producción relacionada con Venezuela de unos 300 mil a 600 mil barriles diarios, lo que podría desplazar crudo pesado canadiense del mercado de la costa estadounidense del golfo de México; sin embargo, JPMorgan considera ventajas los vínculos existentes del crudo canadiense con el sistema de refinación estadounidense y la vía de exportación de la costa oeste, mientras que el deterioro de la infraestructura venezolana también limitará el ritmo de aumento de la producción.