Annual Energy Outlook 2018

Dana Van Wagener

Release Date: 5/23/18

Im Dezember 2017 wurde mit der Verabschiedung des Public Law 115-97 der Innenminister verpflichtet, ein wettbewerbsfähiges Erdöl- und Erdgasprogramm für die Verpachtung, Erschließung, Förderung und den Transport von Erdöl und Erdgas in und aus der Küstenebene (1002 Area) des Arctic National Wildlife Refuge (ANWR) zu erstellen und zu verwalten. Zuvor galt für das ANWR ein Bohrmoratorium. Da dieses Gesetz verabschiedet wurde, nachdem die Modellierung für den Annual Energy Outlook 2018 (AEO2018) abgeschlossen war, untersucht dieser Artikel die Auswirkungen dieser Gesetzesänderung auf die Referenzfallprojektionen im AEO2018.

Der in diesem Artikel vorgestellte mittlere Ressourcenfall (ANWR-Mittel) berücksichtigt die Gesetzesänderung und zeigt einen Anstieg der kumulativen US-Rohölproduktion von 2031 bis 2050 um 3,4 Milliarden Barrel im Vergleich zum Referenzfall des AEO2018. Die Produktion aus dem ANWR beginnt nicht vor 2031, da es Zeit braucht, um Pachtverträge zu erwerben, zu erkunden und die erforderliche Produktionsinfrastruktur zu entwickeln. Die Rohölpreise im mittleren ANWR-Fall sind angesichts der angenommenen Ressourcenbasis und der Kostenschätzungen ausreichend hoch, um die Erschließung zu unterstützen.

Die ANWR-Projektionen sind mit großer Unsicherheit behaftet, da in diesem Gebiet noch keine Förderung stattgefunden hat. Die einzige Bohrung in der Küstenebene wurde 1986 abgeschlossen, und die Ergebnisse sind vertraulich geblieben. Die Ressourcenschätzungen des Bundes beruhen weitgehend auf der Ölproduktivität der geologischen Formationen in den benachbarten Bundesstaaten Alaskas und auf zweidimensionalen seismischen Daten, die von einem Konsortium der Erdölindustrie in den Jahren 1984 und 1985 gesammelt wurden. Dieser Artikel befasst sich mit dieser Ressourcenunsicherheit, indem er zwei alternative ANWR-Fälle vorstellt, die eine niedrigere und eine höhere Rohölressourcenbasis als im mittleren ANWR-Fall widerspiegeln.

Abgesehen von der Ressourcenunsicherheit könnte die Marktdynamik die Menge der im Inland verarbeiteten erhöhten Alaska-Produktion begrenzen. Die Benzinnachfrage an der Westküste geht während des größten Teils des AEO2018-Referenzzeitraums zurück, was eine geringere Nachfrage nach zusätzlichem Rohöl aus Alaska bedeuten könnte, das auf dem traditionellen Markt verarbeitet wird. Die Substitution von Rohöl aus Alaska durch schwerere Rohöle, die traditionell in Kalifornien verarbeitet werden, würde die Rentabilität der Raffinerieverkokung verringern und könnte zu Raffinerieschließungen führen. Die Verfügbarkeit von Schiffen, die dem Merchant Marine Act von 1920 (Jones Act) entsprechen, und die Beschränkungen durch stark befahrene Wasserstraßen an der Westküste könnten ebenfalls die Menge an Rohöl aus Alaska begrenzen, die in den heimischen Raffinerien verarbeitet wird. In Anbetracht dieser Faktoren ist es wahrscheinlich, dass einige zusätzliche Mengen der alaskischen Ölproduktion nach Asien exportiert werden.

Hintergrund

ANWR befindet sich an der nördlichen Küste Alaskas östlich von Prudhoe Bay und der National Petroleum Reserve-Alaska (NPRA) (Abbildung 1). Die Küstenebene (oder 1002 Area) umfasst 1,5 Millionen Acres und macht etwa 8 % der Gesamtfläche von ANWR aus. In seiner letzten (1998) Ressourcenbewertung schätzte der United States Geological Survey (USGS), dass die gesamten technisch förderbaren Rohölressourcen für Bundesland, staatliche Gewässer und einheimisches Land in der Küstenebene mit 95%iger Wahrscheinlichkeit mehr als 5,7 Milliarden Barrel und mit 5%iger Wahrscheinlichkeit sogar 16.0 Milliarden Barrel, mit einer mittleren Schätzung von 10,4 Milliarden Barrel.

Die Auswirkung der Öffnung von ANWR ist aufgrund mehrerer Faktoren, die den Zeitplan und die Kosten der Erschließung beeinflussen, höchst ungewiss, einschließlich:

• Die Ressourcenbasis. Über die Erdölgeologie der ANWR-Region liegen nur wenige direkte Erkenntnisse vor. Die USGS-Schätzungen der Erdölressourcen basieren weitgehend auf der Ölproduktivität der geologischen Formationen, die 1998 in den benachbarten Staatsgebieten Alaskas existierten, sowie auf zweidimensionalen seismischen Daten, die 1984 und 1985 von einem Konsortium der Erdölindustrie gesammelt wurden. Für die Erhebung seismischer Daten im ANWR ist ein Gesetz des Kongresses erforderlich, und die aktuellen Daten sind die einzigen seismischen Daten, die in der Küstenebene Alaskas (Gebiet 1002) erhoben wurden. Folglich verbleibt eine beträchtliche Unsicherheit bezüglich der Größe und Qualität der Ölressourcen, die in ANWR existieren.
• Ölfeldgrößen. Die Größe der Ölfelder im ANWR ist ein Faktor, der sich auf die Geschwindigkeit auswirken wird, mit der die ANWR-Rohölressourcen erschlossen und gefördert werden. Wenn die Lagerstätten größer sind als angenommen, wird die Produktion höher ausfallen als geplant. Sind die Lagerstätten kleiner als angenommen, wird die Förderung geringer ausfallen als geplant.
• Die Qualität des Öls und die Eigenschaften der Ölreservoirs. Die Produktionsraten der Ölfelder werden auch von der Qualität des gefundenen Öls (d.h. Viskosität und Paraffingehalt) und den Eigenschaften der Lagerstätte (d.h. Tiefe, Durchlässigkeit, Verwerfungen und Wassersättigung) bestimmt.
• Gesetzliche Rahmenbedingungen. Andere gesetzliche und umweltbezogene Beschränkungen könnten den Zeitplan für die Exploration und Erschließung beeinflussen. Auch rechtliche Anfechtungen des Pachtprogramms des Bureau of Land Management (BLM), die Genehmigung seismischer Datenerhebungen und die Genehmigung bestimmter Ölfeldprojekte könnten die Erschließung und Förderung von ANWR-Rohöl erheblich verzögern.
• Konkurrierende Möglichkeiten. Die Umwandlung der technisch förderbaren Ressourcen in die Produktion wird erhebliche Zeit und finanzielle Investitionen erfordern. Ungünstige Wetterbedingungen in Verbindung mit begrenzten Wetterfenstern, in denen erkundet und gebohrt werden kann, erhöhen die Erschließungs- und Produktionskosten und machen Alaska zu einem der kapitalintensivsten Bohrgebiete in den Vereinigten Staaten. Unternehmen, die in den abgelegenen Gebieten Alaskas Erfahrung haben, sind in der NPRA tätig, wo die Verpachtung bereits begonnen hat, und sie könnten Investitionen in der NPRA gegenüber ANWR den Vorzug geben.

Alaska verlässt sich auf das Trans-Alaska Pipeline System (TAPS), das 2017 sein 40-jähriges Bestehen feierte, um Rohöl vom gefrorenen North Slope zum Warmwasserhafen Valdez an der Südküste des Staates zu transportieren. Die 800 Meilen lange Pipeline wurde von 1974 bis 1977 gebaut und erreichte in den späten 1980er Jahren mit 2 Millionen Barrel pro Tag (b/d) ihren Höchstdurchfluss. Derzeit liegt der Durchfluss bei 500.000 b/d. Die Ausweitung der Ölförderung aus dem ANWR würde dazu beitragen, die derzeitigen Herausforderungen zu bewältigen, darunter:

• Weniger Ölförderung → langsamerer Durchfluss → Rohöl verbringt mehr Zeit im Rohr, und es entstehen weniger Turbulenzen
• Geringere Strömung/weniger Turbulenzen → mehr Wachs kann sich im Rohr ansammeln, erfordern häufigere Reinigung
• Mehr Zeit in der Leitung → Rohöl verliert Wärme → höheres Risiko von Eisproblemen, mehr Wachs bildet sich

Nahezu 80 % des 2017 in Alaska geförderten Öls wurde mit Schiffen nach dem Jones Act nach Washington und Kalifornien transportiert, wobei die Transportkosten etwa $5.50 per barrel. Etwa 15 % der alaskischen Rohölproduktion wurde in Alaska verarbeitet. Eine geringe Menge an Rohöl aus Alaska wurde 2017 nach Hawaii verschifft oder ins Ausland exportiert.

Methodik

Die Auswirkungen der Öffnung der Küstenebene des ANWR werden im Submodul Alaska Oil and Gas Supply (AOGSS) im Oil and Gas Supply Module der EIA des National Energy Modeling System (NEMS) ermittelt. Das AOGSS wird verwendet, um die Erkundung und Erschließung von unentdeckten Ölressourcen in Alaska zu projizieren. Der Rohölpreis und die Transportkosten zu den Raffinerien in Südkalifornien werden verwendet, um einen geschätzten Ölpreis am Bohrloch (Netback) zu berechnen. Die Wirtschaftlichkeit der Bohr- und Förderaktivitäten in Alaska wird mit Hilfe einer Discounted-Cashflow-Berechnung (DCF) ermittelt. Die Erkundung, Entdeckung und Erschließung neuer Ölfelder in ANWR hängt letztendlich vom angenommenen Zeitplan der Erschließung, der angenommenen Verteilung der Feldgröße und dem Produktionsprofil für jede Feldgröße sowie der erwarteten Rentabilität der Erschließung jeder Feldgröße ab.

Zusätzliche Annahmen bestimmen die Projektion der Rohölproduktion aus der Küstenebene von ANWR:

• Der erste Pachtverkauf wird für das Jahr 2021 angenommen. Der Kongress hat zwei Pachtverkäufe im ANWR angeordnet – den ersten innerhalb von vier Jahren nach Inkrafttreten des Gesetzes und den zweiten innerhalb von sieben Jahren. Diese Zeitspanne ermöglicht die Entwicklung eines BLM-Leasingprogramms, das die Genehmigung einer Umweltverträglichkeitserklärung sowie die Sammlung und Analyse zusätzlicher seismischer Daten umfasst.
• Die erste Förderung aus ANWR erfolgt mindestens 10 Jahre nach dem ersten Pachtverkauf (d.h. 2031). Dieser 10-Jahres-Zeitrahmen wird für die Erkundung, Bewertung, Genehmigung und Erschließung benötigt und setzt voraus, dass es keinen langwierigen Rechtsstreit um die Genehmigung des BLM-Entwurfs für die Umweltverträglichkeitserklärung, die Genehmigung des BLM für die Erhebung seismischer Daten oder die Genehmigung des BLM für einen bestimmten Vorschlag für die Erschließung durch Pachtverträge gibt.
• Die größten Felder werden zuerst in Betrieb genommen.
• Neue Felder werden nacheinander alle zwei Jahre erschlossen, nachdem ein früheres Feld mit der Förderung begonnen hat, wenn die Produktionskosten und die Marktbedingungen ihre Erschließung unterstützen.
• Es wird angenommen, dass die Felder drei bis vier Jahre brauchen, um die Spitzenproduktion zu erreichen, die Spitzenproduktion für drei bis vier Jahre aufrechtzuerhalten und dann abzunehmen, bis sie nicht mehr rentabel sind und aufgegeben werden.

Die potenzielle Produktion von ANWR-Feldern basiert auf der Größe des entdeckten Feldes und den Produktionsprofilen anderer Felder derselben Größe in Alaska mit ähnlichen geologischen Eigenschaften. Die angenommene Feldgrößenverteilung und die daraus resultierenden technisch förderbaren Rohölressourcen für den mittleren ANWR-Fall und die beiden alternativen ANWR-Fälle (niedriger ANWR- und hoher ANWR-Fall) sind in Tabelle 1 dargestellt und basieren auf den Schätzungen, die in der USGS-Bewertung von 1998 veröffentlicht wurden.

Tabelle 1. Annahmen über die Feldgrößenverteilung und die technisch förderbaren Rohölressourcen

Feldgröße (Millionen Barrel)	Anzahl der Felder				Technisch förderbare Rohölressourcen (Milliarden Barrel)
	Niedrige ANWR	Mittel ANWR	Hohe ANWR		Niedrige ANWR	Mittel ANWR	Hohe ANWR
1,370	0	1	3		0.0	1.4	4.1
700	2	3	6		1.4	2.1	4.2
360	4	8	9		1.4	2.9	3.2
180	8	12	13		1.4	2.2	2.3
90	11	14	16		1.0	1.3	1.4
45	8	11	11		0.4	0.5	0.5
23	4	4	6		0.1	0.1	0.1
12	0	0	0		0.0	0.0	0.0
Gesamt	37	53	64		5.7	10.4	16.0
Quelle: U.S. Energy Information Administration, Office of Energy Analysis.

Ergebnisse

Die Öffnung der Küstenebene des ANWR für die Erschließung von Rohöl wird voraussichtlich ab 2031 zu einer Steigerung der inländischen Rohölproduktion führen. Die Rohölpreise im mittleren ANWR-Fall sind angesichts der angenommenen Ressourcenbasis und Kostenschätzungen ausreichend, um die Erschließung im ANWR zu unterstützen. Die Rohölproduktion aus der Küstenebene des ANWR erreicht im Jahr 2041 im mittleren ANWR-Fall einen Spitzenwert von etwa 880.000 Barrel pro Tag (b/d). Zwischen 2031 und 2050 ist die kumulative Rohölproduktion in den Vereinigten Staaten im mittleren ANWR-Fall um 3,4 Milliarden Barrel höher als im AEO2018-Referenzfall (Abbildung 2).

Abbildungsdaten

Jedes zusätzliche Barrel Rohöl, das aus dem ANWR gefördert wird, soll die Nettoimporte der Vereinigten Staaten von flüssigen Brennstoffen um etwa ein Barrel verringern (Abbildung 3). Im AEO2018-Referenzfall werden die US-Nettoimporte von Rohöl, Erdölprodukten und flüssigen Erdgasanlagen zwischen 2017 und 2035 voraussichtlich zurückgehen. Den Projektionen zufolge werden die Vereinigten Staaten von 2029 bis 2045 Nettoexporteure von Flüssigbrennstoffen sein, wobei die Nettoexporte im Jahr 2037 mit 650.000 b/d ihren Höhepunkt erreichen. Nach 2045 steigen die Nettoimporte der USA an und erreichen im AEO2018-Referenzfall im Jahr 2050 fast 750.000 b/d. Der mittlere ANWR-Fall weist ein ähnliches Muster von Nettoimporten flüssiger Brennstoffe auf, wobei die Nettoexporte von Rohöl und flüssigen Brennstoffen bis 2040 mehr als 1,2 Millionen b/d erreichen. Im Jahr 2050 steigen die US-Nettoimporte im mittleren ANWR-Fall auf etwa 300.000 b/d.

Abbildungsdaten

Die Verringerung der US-Importe von Rohöl und Erdölerzeugnissen verbessert die US-Handelsbilanz, indem sie die Höhe der Ausgaben für Rohöl- und Erdölerzeugnisimporte verringert (Abbildung 4). Im AEO2018-Referenzfall belaufen sich die kumulativen US-Ausgaben für importiertes Rohöl und Erdölprodukte zwischen 2031 und 2050 auf etwa 4,9 Billionen US-Dollar (2017). Im mittleren ANWR-Fall reduziert eine vergleichsweise höhere inländische Rohölproduktion von 2031 bis 2050 die kumulativen Ausgaben für importiertes Rohöl und flüssige Kraftstoffe um etwa 409 Milliarden Dollar (8 %).

Abbildungsdaten

Die Marktdynamik könnte die Menge der erhöhten Alaska-Produktion begrenzen, die im Projektionszeitraum im Inland verarbeitet würde. Die Nachfrage nach Benzin geht an der Westküste während des größten Teils des Projektionszeitraums zurück, was eine laue Nachfrage nach zusätzlichem Rohöl bedeuten könnte, das zur Deckung des Endverbrauchs auf dem traditionellen Markt für die Rohölproduktion aus Alaska verarbeitet werden muss. Die Verfügbarkeit von Schiffen, die dem Jones Act entsprechen, und Beschränkungen durch stark befahrene Wasserstraßen an der Westküste könnten ebenfalls die Menge an Rohöl aus Alaska begrenzen, die in inländischen Raffinerien verarbeitet wird. In Anbetracht dieser Faktoren würden einige zusätzliche Mengen der Ölproduktion aus Alaska wahrscheinlich nach Asien exportiert werden.

Sensitivitätsanalyse

Die Sensitivität der ANWR-Produktionsprojektionen gegenüber Änderungen der technisch förderbaren Rohölressourcen in ANWR wird in zwei Fällen untersucht. Wie aus Tabelle 1 hervorgeht, werden die technisch förderbaren Rohölressourcen in ANWR in den Fällen „Niedrig“ und „Hoch“ mit 5,7 Mrd. Barrel bzw. 16,0 Mrd. Barrel angenommen. Die Rohölpreise reichen aus, um die Erschließung des ANWR selbst im Fall „Niedrige ANWR-Ressourcen“ mit den niedrigeren Annahmen zu unterstützen.

Die Rohölproduktion aus der ANWR-Küstenebene erreicht im Jahr 2039 im niedrigen ANWR-Fall einen Höchststand von fast 560.000 b/d und im Jahr 2044 im hohen ANWR-Fall einen Höchststand von 1,2 Millionen b/d, verglichen mit dem Höchststand von etwa 880.000 b/d im mittleren ANWR-Fall im Jahr 2041. Zwischen 2031 und 2050 beträgt die kumulative inländische Rohölproduktion 2,0 Milliarden Barrel im niedrigen ANWR-Fall und 5,1 Milliarden Barrel im hohen ANWR-Fall, verglichen mit 3,4 Milliarden Barrel im mittleren ANWR-Fall (Abbildung 5).

Abbildungsdaten

Ein ähnliches Muster der Nettoimporte von flüssigen Brennstoffen ist in allen drei ANWR-Fällen zu erkennen, wobei das maximale Niveau der Nettoexporte von Rohöl und flüssigen Brennstoffen mehr als 1,1 Millionen b/d im niedrigen ANWR-Fall und 1,4 Millionen b/d im hohen ANWR-Fall erreicht (Abbildung 6). Im niedrigen ANWR-Fall steigen die US-Nettoimporte im Jahr 2050 auf etwa 630.000 b/d, verglichen mit 300.000 b/d im mittleren ANWR-Fall und 750.000 b/d im AEO2018-Referenzfall. Im Hohen ANWR-Fall bleiben die Vereinigten Staaten auf volumetrischer Basis ein kleiner Nettoexporteur von Erdöl, der im Jahr 2050 fast 220.000 b/d erreicht.

Abbildungsdaten

Der Anstieg der inländischen Rohölproduktion im Niedrigen ANWR- und Hohen ANWR-Fall mit dem entsprechenden Rückgang der U.US-Importe von Rohöl und Erdölprodukten führt auch zu einer Verringerung der US-Ausgaben für die Einfuhr von Rohöl und Erdölprodukten (Abbildung 7). In den Fällen „Niedriges ANWR“ und „Hohes ANWR“ sind die kumulierten Ausgaben für importiertes Rohöl und flüssige Brennstoffe von 2031 bis 2050 um etwa 200 Mrd. $ (4 %) bzw. 595 Mrd. $ (12 %) niedriger als im Referenzfall des AEO2018.

Zahlendaten

Endnoten

1. Public Law 115-97, To provide for reconciliation pursuant to titles II and V of the concurrent resolutionon the budget for fiscal year 2018, Titel II, Abschnitt 20001, https://congress.gov/115/bills/hr1/BILLS-115hr1enr.pdf

2. ANWR wurde 1980 durch das Alaska National Interest Lands Conservation Act (ANILCA) geschaffen. Abschnitt 1002 des ANILCA verschob eine Entscheidung über die Verwaltung der Erdöl- und Erdgasexploration und die Erschließung von 1,5 Millionen Hektar potenziell produktiven Landes in der Küstenebene von ANWR.

3. Die Prognosen für die Erdöl- und Erdgasproduktion in Alaska im AEO2018 spiegeln ein fortgesetztes Verbot von Bohrungen in allen Gebieten des ANWR wider.

4. Der Jones Act (Abschnitt 27 des Merchant Marine Act von 1920) schreibt vor, dass alle auf dem Wasserweg zwischen U.Der Jones Act schreibt vor, dass alle Güter, die auf dem Wasserweg zwischen US-Häfen transportiert werden, auf Schiffen befördert werden müssen, die in den Vereinigten Staaten gebaut wurden, US-Bürgern gehören und mit US-Bürgern und Personen mit ständigem Wohnsitz in den USA besetzt sind.

5. U.S. Geological Survey, USGS Fact Sheet FS-028-01, April 2001; https://pubs.usgs.gov/fs/fs-0028-01/fs-0028-01.pdf

6. In dieser Analyse bezieht sich jeder Verweis auf ANWR auf alle Bundes-, Staats- und Eingeborenengebiete in der Küstenebene (1002 Area). Staatsbeamte und einige einheimische Unternehmen haben ein starkes Interesse an der Erschließung ihrer jeweiligen Ölvorkommen bekundet, die rechtlich und wirtschaftlich an eine Entscheidung des Kongresses gebunden sind, die Erschließung im ANWR zuzulassen.