Las compañías de petróleo y gas en los EE. UU. y Canadá han sido criticadas por políticos de ambos lados de la frontera por obtener ganancias masivas con los altos precios del petróleo y el gas natural y recompensar a los accionistas, en lugar de reinvertir.
Pero las inversiones de capital en el sector del gas natural del oeste de Canadá han repuntado este año y se espera que aumenten en los próximos años, anticipándose a una mayor demanda de nuevos proyectos de gas natural licuado (GNL) en Columbia Británica y EE. UU.
Dos productores de gas natural en BC ahora tienen contratos a largo plazo para suministrar gas a la Costa del Golfo de EE. UU. para exportaciones de GNL, lo que requerirá una mayor producción aguas arriba.
El Regulador de Energía de Alberta proyectó que el gasto de capital en petróleo y gas aumentaría a 17000 millones de dólares canadienses este año, lo que representaría un aumento del 56 % con respecto a 2021.
“Este año ha sido realmente excepcional para el desarrollo del gas”, dijo Ian Archer, director asociado de información sobre materias primas de S&P Global. «Hemos visto un crecimiento muy fuerte en la producción del oeste de Canadá».
Enbridge Inc. (TSX,NYSE:ENB) anunció recientemente que planea invertir entre 3.600 y 5.500 millones de dólares canadienses para ampliar sus gasoductos de gas natural en BC. Esto sugiere que la formación Montney en el noreste de BC seguirá siendo un importante productor de gas. región durante décadas y continuará atrayendo miles de millones en inversiones, gracias a los nuevos proyectos de GNL que se espera que entren en funcionamiento pronto en BC y EE. UU.
Enbridge planea gastar 3.600 millones de dólares canadienses para ampliar su oleoducto T-South, que se extiende desde Chetwynd hasta el Bajo Continente y la frontera con EE. UU. La expansión incrementaría la capacidad de gas del gasoducto en 300 millones de pies cúbicos por día (MMcf/d). La compañía planea presentar una solicitud para la expansión al Regulador de Energía de Canadá (CER) en 2024.
También planea medir el interés de los productores en capacidad adicional en su línea T-North, que se extiende desde la región de Fort Nelson hasta Alberta y se une a la línea T-South. Si hay suficiente demanda por parte de productores y transportistas, la empresa invertiría 1900 millones de dólares canadienses adicionales para ampliar la línea T-North.
Enbridge no es la única empresa intermedia con planes de expansión. NorthRiver Midstream ha solicitado al CER un nuevo proyecto, el North East BC Connector, que es un gasoducto gemelo de 215 kilómetros que se extendería desde BC hasta Alberta. Ese proyecto está más impulsado por el mercado de líquidos de gas natural que por el de GNL. Una tubería sería para condensado, un tipo de aceite liviano que se usa para diluir el betún. El otro sería para otros líquidos de gas natural.
Según la Comisión de Petróleo y Gas de BC (BOGC), se perforaron 310 nuevos pozos en BC en 2022, y se espera que la perforación aumente en los próximos dos años, siempre que el gobierno de BC y Blueberry River First Nation puedan ponerse de acuerdo sobre la tierra. -Problemas de uso en la región. La autorización de nuevos pozos en BC ha estado en pausa debido a un caso judicial que determinó que años de desarrollo industrial en la región de Peace constituían una infracción de los derechos del Tratado 8.
“Cuando miras los planes de inversión de muchas de las grandes empresas, ves muchos planes de desarrollo en el futuro”, dijo Archer. “Algo de esto está relacionado con LNG Canada, así como potencialmente con la puesta en marcha de Woodfibre, que anticipamos que se llevará a cabo en 2027. Eso se relaciona directamente tanto con la expansión del gasoducto T-South como probablemente con algunas de esas cosas de T-North. que Enbridge está proponiendo”.
En BC, se espera que LNG Canada esté en producción a mediados de la década, y Woodfibre LNG en Squamish tiene como objetivo la producción en 2027. Enbridge ahora tiene una participación del 30% en ese proyecto, con un costo estimado de C $ 5.1 mil millones, que incluye el costo de una nueva conexión de tubería que FortisBC está construyendo para el proyecto.
Otros dos proyectos de GNL propuestos que pasan por el proceso regulatorio en BC son Cedar LNG en Kitimat y Ksi Lisims en Prince Rupert, y los socios detrás de LNG Canada pueden sancionar en algún momento la Fase 2 de su proyecto. Solo eso duplicaría la demanda de gas natural a cuatro mil millones de pies cúbicos por día desde dos mil millones de pies cúbicos por día.
Parte del gas natural producido en BC y Alberta abastecerá las exportaciones de GNL desde la Costa del Golfo de EE. UU.
Dos de los jugadores más grandes en Montney de BC ahora tienen contratos a largo plazo para suministrar gas natural a Cheniere Energy (NYSE:LNG) para su expansión Corpus Christi LNG a través de una red de líneas principales de gas natural canadienses y estadounidenses.
Tourmaline Oil (TSX:TOU) tiene un acuerdo de 15 años para suministrar a Cheniere LNG 140.000 millones de unidades térmicas británicas (BTU) de gas natural, según la presentación de la compañía a los inversores en noviembre.
De los 545.000 barriles de petróleo equivalente por día (BOEPD) que Tourmaline espera producir en 2023, el BC Montney representa casi la mitad: 220.000 a 240.000 BOEPD. La compañía planea aumentar la producción a 700 000 BOEPD para 2028. Una cantidad significativa de esa mayor producción provendrá de BC Montney.
ARC Resources Ltd. (TSX:ARX) también tiene un acuerdo de compra con Cheniere LNG para suministrar 140.000 millones de BTU de gas natural. Y a partir de 2026, ARC estima que el proyecto de LNG Canada absorberá el 10% de su producción.
ARC planea gastar 1.800 millones de dólares canadienses en 2023. Alrededor de 575 millones de dólares canadienses se gastarían en BC en nuevos pozos, según la presentación de la compañía para inversores en noviembre.
David Austin, un abogado de Stirling Business Law que se especializa en energía y electricidad, dijo que espera que la nueva infraestructura de gas natural que se está construyendo en BC se electrifique para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI).
“Cualquier nueva infraestructura requerida para expandir la producción de gas en BC, incluidas las tuberías, debe estar completamente electrificada”, dijo. “Hace mucho tiempo que pasó el tiempo de las excusas, incluido continuar promocionando la captura y el almacenamiento de carbono como la solución para la reducción de los gases de efecto invernadero. Cuando la electricidad se utiliza para la producción y el transporte de gas, se emiten muchos menos GEI. No es una solución perfecta, pero mucho mejor que la débil esperanza que brindan las instalaciones de captura y almacenamiento de carbono no probadas financieramente”.
(Este artículo apareció por primera vez en Negocios en Vancouver)
