Petroleum Services Association of Canada (PSAC) ogłosiło w minionym tygodniu, że prognozowana liczba szybów naftowych pozostających w eksploatacji wyniesie w tym roku 2800, a to oznacza prognozę niższą od kwietniowej wynoszącej 3100 i o ponad 40 proc. niższą od 4900 szybów eksploatowanych w ub.r. Już w kwietniu poziomy wydobycia były najniższe od 50 lat. Cytowana w komunikacie prezes PSAC Elizabeth Aquin podkreśliła, że obecne poziomy działalności są „najniższe od dekad”, a sektor już był w szóstym roku spadków przed rozpoczęciem pandemii Covid-19.
Kanadyjska ropa wydobywana jest zarówno z szybów naftowych, jak i z piasków bitumicznych. Według najnowszej prognozy firmy IHS Markit publikowanej przez francuskojęzycznego publicznego nadawcę Radio Canada wydobycie ropy z piasków bitumicznych doświadczy w tym roku największego kiedykolwiek zarejestrowanego spadku, nawet o 175 tys. baryłek dziennie. Firma analityczna przewiduje powrót do zwykłych poziomów wydobycia za dwa lata i szacuje, że w 2030 r. może ono wzrosnąć do 3,8 mln baryłek dziennie. Dla porównania, w 2014 r. prognozy zakładały wydobycie ropy z piasków bitumicznych na poziomie 4,8 mln baryłek dziennie do 2030 r.
Według cytowanych w kanadyjskich mediach analityków Goldman Sachs światowy popyt na ropę naftową powróci do poziomów sprzed pandemii w 2022 r.
Kanadyjski sektor naftowy, przede wszystkim w Albercie i Saskatchewan, od lat miał problemy wynikające z wysokich kosztów produkcji z piasków roponośnych. Ze względu na niewystarczające możliwości przesyłowe rurociągów i związane z tym problemy ze sprzedażą ropy do innych krajów kanadyjska ropa trafia przede wszystkim do rafinerii w USA. W minionych latach stosowane już były obowiązkowe redukcje wydobycia. W kwietniu br. ceny kanadyjskiej ropy, ustalane w odniesieniu do amerykańskiego benchmarku West Texas Intermediate, spadły nawet poniżej zera w wyniku wojny cenowej między Arabią Saudyjską a Rosją.
Jeszcze w grudniu 2018 rząd federalny przeznaczył ponad 1,6 mld CAD dla firm naftowych na wsparcie eksportu, poszukiwanie nowych rynków i wdrażanie nowych technologii. Równolegle w mediach rosła liczba pytań o sens rozwijania tej gałęzi przemysłu wobec zmian klimatu. Stąd też kiedy wiosną br. Teck Resources rezygnowała z projektu kopalni piasków bitumicznych, nie wzbudziło to wielkiego zainteresowania poza Albertą. Przed Teck Resources podobne decyzje podejmowały Suncor, Husky Energy i Cenovus Energy. Największy fundusz emerytalny Norwegii Kommunal Landpensjonkasse wycofał się w ub.r. z inwestycji w cztery firmy naftowe Alberty.
W minioną środę francuski Total poinformował, że ze swoich aktywów skreśla tereny w Albercie warte 9,3 mld CAD i wycofuje się z Canadian Association of Petroleum Producers, kanadyjskiego stowarzyszenia producentów ropy naftowej. Total uznał, że tereny wydobywcze w Albercie uniemożliwiłyby osiągnięcie celów redukcji emisji gazów cieplarnianych.
Również w minionym tygodniu Deutsche Bank ogłosił, że nie będzie finansował nowych projektów wydobywczych w sektorze naftowym.
Tymczasem największy kanadyjski bank, RBC, postanowił zainwestować w sektor energetyczny w Albercie, ale nie w wydobycie, tylko w sektor energii odnawialnej.
W miniony wtorek RBC jako pierwszy bank w Kanadzie podpisał umowę partnerską na długoterminowy odbiór energii elektrycznej z dwóch projektowanych w Albercie farm paneli słonecznych. Jak podał bank w komunikacie, farmy mają dostarczać rocznie 80 tys. megawatogodzin, czyli tyle, ile potrzeba dla 6400 domów. Alberta stała się w ostatnich latach miejscem dużych inwestycji w produkcję energii odnawialnej. Według danych portalu Greenalbertaenergy.ca, dziesięć lat temu w Albercie działało 122 jednostek paneli słonecznych, w kwietniu br. było ich 5375. Jedna dziesiąta z nich to farmy słoneczne. Celem rządu prowincji jest wytwarzanie 30 proc. energii ze źródeł odnawialnych do 2030 r.
Z Toronto Anna Lach(PAP)