J.P. Morgan: Rotas de escoamento de petróleo do oeste do Canadá ficam mais apertadas: três vias de expansão disputam capacidade adicional

Por que as rotas de escoamento voltam a ficar apertadas logo após uma expansão?

A expansão do Trans Mountain entrou em operação em 2024, acrescentando cerca de 590 mil barris por dia de capacidade e aliviando o gargalo de escoamento da época; porém, o JPMorgan prevê que a demanda pelo transporte a partir da Bacia Sedimentar do Oeste Canadense continuará crescendo a uma taxa percentual anual baixa de um dígito durante seu período de projeção, e que a capacidade dos oleodutos será totalmente utilizada em poucos anos.
Já há sinais de restrição: o Trans Mountain transportou cerca de 840 mil barris por dia no segundo trimestre de 2026, com utilização de 94%; após a entrada em operação da nova capacidade, a Mainline da Enbridge continuou precisando distribuir proporcionalmente a capacidade do oleoduto.
Os produtores geralmente priorizam oleodutos de menor custo. O relatório estima o custo do transporte ferroviário até a costa norte-americana do Golfo do México em cerca de 15–20 dólares por barril, contra cerca de 10 dólares por barril ou menos por oleoduto.

O Trans Mountain planeja dois projetos de otimização que acrescentariam, juntos, cerca de 300 mil barris por dia, elevando a capacidade do sistema de aproximadamente 890 mil para 1,19 milhões barris por dia. O projeto de agentes redutores de arrasto tem como meta acrescentar cerca de 90 mil barris por dia antes do fim de 2026; outro projeto de otimização de cerca de 210 mil barris por dia ainda precisa de aprovação regulatória e de uma decisão final de investimento.
Está previsto que o MLO1 e o Southern Illinois Connector da Enbridge entrem em operação por etapas em 2027, acrescentando, juntos, cerca de 180 mil barris por dia de capacidade. A sequência de outro projeto, o MLO2, foi alterada para priorizar a construção dos trechos a jusante em direção ao Meio-Oeste e à costa norte-americana do Golfo do México, tornando incerto o momento da expansão da Mainline a montante.
A rota da costa oeste também tem valor para a diversificação de destinos: dos 610 navios carregados por meio do Trans Mountain desde sua entrada em operação em maio de 2024, cerca de 65% seguiram para a Ásia até o momento considerado no relatório.

O Pacific Link proposto tem capacidade de cerca de 1 milhão barris por dia e custo estimado de 35,2 bilhões–43,7 bilhões de dólares canadenses, tendo sido reconhecido pelo Canadá como projeto de interesse nacional. Os governos federal e de Alberta pretendem arcar com a maior parte do investimento, enquanto a Pembina pretende deter uma participação de 10% e autonomia sobre a decisão final de investimento; o projeto entrou em uma análise cuja conclusão é prevista para setembro de 2027.
O JPMorgan não incluiu a capacidade do Pacific Link em seu período de projeção, citando, entre outros motivos, o cronograma de análise e o histórico de estouros de custos e atrasos em projetos de oleodutos da costa oeste.
Em outra rota, a Prairie Connector, nove clientes assinaram compromissos vinculantes de transporte que somam 465 mil barris por dia por 20 anos. A meta é tomar a decisão final de investimento em meados de 2027 e iniciar a operação até o fim de 2028. Montana havia retirado uma isenção de licença para o oleoduto Bridger associado, e o projeto precisa apresentar dados adicionais de referência financeiros e ambientais; a estabilidade das licenças é um requisito importante para a decisão de investimento.
O JPMorgan acredita que a demanda adicional pode comportar mais de um projeto, mas ainda não está claro qual grande rota prevalecerá.

A projeção de crescimento do JPMorgan pressupõe que os produtores convertam a estrutura do memorando entre Canadá, Alberta e o setor de areias betuminosas em compromissos vinculantes. Se as condições fiscais e regulatórias, sobretudo as obrigações de emissões, não oferecerem a segurança necessária, as decisões de investimento em grandes projetos de escoamento poderão ser adiadas e o crescimento da produção também ficará limitado pela capacidade de expansão existente.
Preços baixos do petróleo pressionariam as projeções de produção: projetos de areias betuminosas exigem alto investimento inicial, e preços persistentemente baixos enfraqueceriam a disposição de investir; atrasos ou cancelamentos de novos oleodutos também afetariam o aumento de produção incluído no modelo.
Também há concorrência externa. A Chevron planeja investir 7 bilhões de dólares americanos em cinco anos para elevar sua produção relacionada à Venezuela de cerca de 300 mil para 600 mil barris por dia, o que pode deslocar o petróleo pesado canadense do mercado da costa norte-americana do Golfo do México; porém, o JPMorgan considera vantagens as ligações já existentes do petróleo canadense com o sistema de refino dos EUA e a rota de exportação da costa oeste, enquanto os danos à infraestrutura venezuelana também limitarão o ritmo de aumento da produção.