Las perspectivas financieras del oleoducto canadiense Trans Mountain, que acaba de finalizar una ampliación de 34.200 millones de dólares canadienses, apuntan a una dependencia de los cargadores de última hora, o spot, para lograr rentabilidad. El oleoducto, que entró en servicio en mayo y tiene una capacidad de 890.000 barriles diarios, reserva el 20% de su espacio a estos clientes al contado, que pagan peajes más elevados que los que tienen contratos a largo plazo.
Según los documentos presentados en abril en el marco de un litigio sobre peajes, el oleoducto podría no obtener un rendimiento positivo de su capital hasta 2031, a menos que pueda llenar su capacidad no comprometida de 178.000 barriles diarios. El director financiero de Trans Mountain, Mark Maki, expresó su confianza en la alta utilización del oleoducto debido al crecimiento de la producción canadiense y prevé un aumento de los volúmenes al contado hacia finales de año.
A pesar de este optimismo, el oleoducto se enfrenta a retos como los elevados peajes y los problemas logísticos del puerto de Vancouver, que afectan a su competitividad. Por ejemplo, el oleoducto Enbridge Mainline (NYSE:ENB) y el oleoducto Keystone de TC Energy (NYSE:TRP) ofrecen tarifas de peaje más bajas y menos capacidad al contado, lo que podría influir en los clientes potenciales.
La Canadian Development Investment Corporation (CDEV), propietaria de Trans Mountain, reconoció en mayo de 2023 que la escalada de costes de la ampliación ha reducido la ventaja competitiva del oleoducto. Los costes del proyecto han superado con creces las estimaciones iniciales, y el coste de un segmento ha pasado de 377 millones de dólares canadienses en 2017 a 4.600 millones en 2023.
El Gobierno canadiense, que compró Trans Mountain en 2018 para garantizar la finalización de la ampliación, está tratando de vender el oleoducto, pero incertidumbres como la actual disputa sobre el peaje y la posible venta a las comunidades indígenas pueden afectar a su valoración. Trans Mountain ha pedido prestados 17.000 millones de dólares canadienses al Gobierno y tiene una línea de crédito bancario de 19.000 millones de dólares canadienses, con proyecciones que muestran que podría incurrir en más de 1.000 millones de dólares canadienses en pagos anuales de intereses hasta 2032.
Stephen Ellis, analista de Morningstar, señaló que, incluso en el mejor de los casos, la rentabilidad de los fondos propios del oleoducto en 2034 apenas alcanzaría el nivel mínimo aceptable para un activo midstream en Canadá. Además, se prevé que el ratio deuda/EBITDA del gasoducto se mantenga por encima de los niveles habituales hasta 2040.
Mientras el oleoducto trata de optimizar su plan financiero, el Gobierno y las partes interesadas, entre ellas Pembina Pipeline Corp (NYSE:PBA) y grupos indígenas, esperan que se resuelva el problema del peaje y se aclaren las proyecciones financieras antes de avanzar en una posible venta.
Reuters ha contribuido a este artículo.Este artículo fue traducido con la ayuda de inteligencia artificial. Para obtener más información, consulte nuestros Términos de Uso.