Perspectiva energética anual 2018

Dana Van Wagener

Fecha de publicación: 5/23/18

En diciembre de 2017, la aprobación de la Ley Pública 115-97 requirió que el Secretario del Interior estableciera y administrara un programa competitivo de petróleo y gas natural para el arrendamiento, el desarrollo, la producción y el transporte de petróleo y gas natural en y desde la llanura costera (Área 1002) del Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico (ANWR). Anteriormente, el ANWR estaba sometido a una moratoria de perforación. Dado que esta ley se aprobó después de que se completara la modelización para el Annual Energy Outlook 2018 (AEO2018), este artículo investiga el impacto de este cambio de ley en las proyecciones del caso de referencia en el AEO2018.

El caso de recursos intermedios (ANWR medio) que se presenta en este artículo incluye la consideración del cambio de ley y muestra un aumento de 3.400 millones de barriles en la producción acumulada de petróleo crudo de Estados Unidos de 2031 a 2050 en comparación con el caso de referencia AEO2018. La producción de ANWR no comienza hasta 2031 debido al tiempo necesario para adquirir arrendamientos, explorar y desarrollar la infraestructura de producción necesaria. Los precios del crudo en el caso medio de la ANWR son lo suficientemente altos como para apoyar el desarrollo dada la base de recursos asumida y las estimaciones de costes.

Mucha incertidumbre rodea las proyecciones de la ANWR porque la producción aún no se ha producido en la zona. El único pozo perforado en la llanura costera se completó en 1986, y los resultados han permanecido confidenciales. Las estimaciones federales de recursos se basan en gran medida en la productividad petrolera de las formaciones geológicas de las tierras estatales vecinas de Alaska y en los datos sísmicos bidimensionales que había recogido un consorcio de la industria petrolera en 1984 y 1985. Este artículo aborda esta incertidumbre sobre los recursos presentando dos casos alternativos de ANWR que reflejan una base de recursos de petróleo crudo más baja y más alta que en el caso del ANWR medio.

Más allá de la incertidumbre sobre los recursos, la dinámica del mercado podría limitar la cantidad de aumento de la producción de Alaska procesada a nivel nacional. La demanda de gasolina disminuye en la Costa Oeste durante la mayor parte del período de proyección del Caso de Referencia AEO2018, lo que podría significar una menor demanda de petróleo crudo adicional de Alaska para ser procesado en su mercado tradicional. La sustitución del crudo de Alaska por los crudos más pesados procesados históricamente en California reduciría la rentabilidad de la coquización en las refinerías y podría provocar el cierre de éstas. La disponibilidad de buques que cumplan la Ley de la Marina Mercante de 1920 (Ley Jones) y las limitaciones por las vías navegables de alto tráfico de la Costa Oeste también podrían limitar la cantidad de crudo de Alaska que se procesa en las refinerías nacionales. Teniendo en cuenta estos factores, es probable que algunos volúmenes adicionales de la producción de petróleo de Alaska se exporten a Asia.

Antecedentes

La ANWR está situada en la costa norte de Alaska, al este de la Bahía de Prudhoe y de la Reserva Nacional de Petróleo de Alaska (NPRA) (Figura 1). La llanura costera (o área 1002) abarca 1,5 millones de acres y representa aproximadamente el 8% de la superficie total de la ANWR. En su última evaluación de recursos (1998), el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) estimó que el recurso total de petróleo crudo técnicamente recuperable para las tierras federales, las aguas estatales y las tierras nativas de la llanura costera tiene un 95% de probabilidades de ser superior a 5.700 millones de barriles y un 5% de probabilidades de llegar a 16.000 millones.El efecto de la apertura de la ANWR es muy incierto debido a varios factores que afectan al tiempo y al coste de la explotación, entre ellos:

• La base de recursos. Se dispone de pocos conocimientos directos sobre la geología petrolífera de la región del ANWR. Las estimaciones de recursos petrolíferos del USGS se basan en gran medida en la productividad petrolera de las formaciones geológicas que existían en las tierras estatales vecinas de Alaska en 1998 y en los datos sísmicos bidimensionales que había recogido un consorcio de la industria petrolera en 1984 y 1985. La recogida de datos sísmicos dentro de la ANWR requiere una ley del Congreso, y los datos actuales son los únicos datos sísmicos recogidos dentro de la llanura costera de Alaska (Área 1002). En consecuencia, sigue existiendo una considerable incertidumbre sobre el tamaño y la calidad de los recursos petrolíferos que existen en la ANWR.
• Tamaño de los yacimientos petrolíferos. El tamaño de los yacimientos petrolíferos en la ANWR es un factor que afectará al ritmo de desarrollo y producción de los recursos de crudo de la ANWR. Si los yacimientos son más grandes de lo previsto, la producción será mayor que la proyectada. Si los yacimientos son más pequeños de lo previsto, la producción será inferior a la proyectada.
• La calidad del petróleo y las características de los yacimientos. Las tasas de producción de los yacimientos petrolíferos también están determinadas por la calidad del petróleo encontrado (es decir, la viscosidad y el contenido de parafina) y las características del yacimiento (es decir, su profundidad, permeabilidad, fallas y saturación de agua).
• Entorno legislativo. Otras restricciones legislativas y medioambientales podrían afectar al calendario de exploración y desarrollo. Además, las impugnaciones legales al programa de arrendamiento de la Oficina de Administración de Tierras (BLM), la aprobación de la recopilación de datos sísmicos y la aprobación de proyectos específicos de yacimientos petrolíferos podrían retrasar considerablemente el desarrollo y la producción de crudo de la ANWR.
• Oportunidades en competencia. La conversión de los recursos técnicamente recuperables en producción requerirá un tiempo y una inversión financiera considerables. Las condiciones climáticas hostiles, junto con las limitadas ventanas climáticas durante las cuales se puede explorar y perforar, aumentan los costes de desarrollo y producción, lo que convierte a Alaska en una de las zonas de perforación más intensivas en capital de Estados Unidos. Las empresas que tienen experiencia en las zonas remotas de Alaska tienen operaciones en la NPRA, donde ya ha comenzado el arrendamiento, y pueden dar prioridad a las inversiones en la NPRA sobre la ANWR.

Alaska depende del Sistema de Oleoductos Trans-Alaska (TAPS), que cumplió 40 años en 2017, para transportar el crudo desde el helado North Slope hasta el puerto de aguas cálidas de Valdez, en la costa sur del estado. El oleoducto de 800 millas se construyó entre 1974 y 1977, y alcanzó su máximo caudal a finales de los años 80 con 2 millones de barriles diarios (b/d). El flujo actual se acerca a los 500.000 b/d. Añadir la producción de petróleo de la ANWR ayudaría a aliviar los retos actuales, entre ellos:

• Menos producción de petróleo → flujo más lento → el crudo pasa más tiempo en la tubería, y se genera menos turbulencia
• Menos flujo/menos turbulencia → puede acumularse más cera en la tubería, requiriendo una limpieza más frecuente
• Más tiempo en la tubería → el crudo pierde calor → mayor riesgo de problemas de hielo, se forma más cera

Casi el 80% del petróleo producido en Alaska en 2017 se envió a Washington y California en buques de la Ley Jones con un coste de envío de unos 5 dólares.50 dólares por barril. Alrededor del 15% de la producción de petróleo crudo de Alaska se procesó en Alaska. Una pequeña cantidad de petróleo crudo de Alaska se envió a Hawái o se exportó a destinos internacionales en 2017.

Metodología

Los efectos de la apertura de la zona de la Llanura Costera de ANWR se determinan en el Submódulo de Suministro de Petróleo y Gas de Alaska (AOGSS) en el Módulo de Suministro de Petróleo y Gas de la EIA del Sistema Nacional de Modelado de Energía (NEMS). El AOGSS se utiliza para proyectar la exploración y el desarrollo de los recursos petrolíferos no descubiertos en Alaska. El precio del crudo y los costes de transporte a las refinerías del sur de California se utilizan para calcular un precio estimado del petróleo en boca de pozo (netback). Se utiliza un cálculo de flujo de caja descontado (DCF) para determinar la viabilidad económica de las actividades de perforación y producción en Alaska. La exploración, el descubrimiento y el desarrollo de nuevos yacimientos petrolíferos en la ANWR dependerán, en última instancia, del calendario previsto de desarrollo, de la distribución del tamaño de los yacimientos y del perfil de producción para cada tamaño de yacimiento, así como de la rentabilidad prevista del desarrollo de cada tamaño de yacimiento.

Otras hipótesis impulsan la proyección de la producción de crudo de la llanura costera de la ANWR:

• Se supone que la primera venta de arrendamientos tendrá lugar en 2021. El Congreso ordenó dos ventas de arrendamientos en la ANWR: la primera en los cuatro años siguientes a la promulgación de la ley, y la segunda en siete años. Este tiempo permite el desarrollo de un programa de arrendamiento de la BLM, que incluye la aprobación de una Declaración de Impacto Ambiental, así como la recopilación y el análisis de datos sísmicos adicionales.
• La primera producción de ANWR se produce al menos 10 años después de la primera venta de arrendamiento (es decir, 2031). Este plazo de 10 años es necesario para la exploración, la evaluación, la concesión de permisos y el desarrollo, y supone que no se produzca una batalla legal prolongada para aprobar el proyecto de Declaración de Impacto Ambiental de la BLM, la aprobación de la BLM para recopilar datos sísmicos o la aprobación de la BLM de una propuesta específica de arrendamiento-desarrollo.
• Los yacimientos más grandes se ponen en producción en primer lugar.
• Los nuevos yacimientos se desarrollan secuencialmente cada dos años después de que un yacimiento anterior empiece a producir si los costes de producción y las condiciones del mercado apoyan su desarrollo.
• Se supone que los yacimientos tardan de tres a cuatro años en alcanzar el pico de producción, mantienen el pico de producción durante tres o cuatro años y luego declinan hasta que dejan de ser rentables y se abandonan.

La producción potencial de los yacimientos de la ANWR se basa en el tamaño del yacimiento descubierto y en los perfiles de producción de otros yacimientos del mismo tamaño en Alaska con características geológicas similares. La distribución del tamaño del yacimiento y los recursos de crudo técnicamente recuperables resultantes para el caso de ANWR medio y los dos casos alternativos de ANWR (ANWR bajo y ANWR alto) se muestran en la Tabla 1 y se basan en las estimaciones publicadas en la evaluación del USGS de 1998.

5.7

Tabla 1. Supuestos sobre la distribución del tamaño de los yacimientos y los recursos de petróleo crudo técnicamente recuperables

Tamaño de los yacimientos (millones de barriles)	Número de yacimientos				Técnicamente recuperables Recursos de petróleo crudo (miles de millones de barriles)
	RNA baja	RNA media	RNA alta		RNA baja	RNA media	RNA alta
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
Total	37	53	64		10,4	16,0
Fuente: U.S. Energy Information Administration, Office of Energy Analysis.

Resultados

Se prevé que la apertura de la llanura costera del ANWR a la explotación de crudo aumente la producción nacional de crudo a partir de 2031. Los precios del crudo en el caso del ANWR medio son suficientes para apoyar el desarrollo en el ANWR dada la base de recursos asumida y las estimaciones de costes. La producción de crudo de la llanura costera de la ANWR alcanza un máximo de unos 880.000 barriles por día (b/d) en 2041 en el caso medio de la ANWR. Entre 2031 y 2050, la producción acumulada de crudo en Estados Unidos es 3.400 millones de barriles más alta en el caso ANWR medio que en el caso de referencia AEO2018 (Figura 2).

datos de la figura

Se prevé que cada barril adicional de crudo producido a partir de ANWR reduzca las importaciones netas de combustibles líquidos de Estados Unidos en aproximadamente un barril (Figura 3). En el caso de referencia AEO2018, se prevé que las importaciones netas estadounidenses de petróleo crudo, productos petrolíferos y líquidos de plantas de gas natural disminuyan entre 2017 y 2035. Se prevé que Estados Unidos sea un exportador neto de combustibles líquidos en volumen desde 2029 hasta 2045, con exportaciones netas que alcanzarán un máximo de 650.000 b/d en 2037. Después de 2045, las importaciones netas de Estados Unidos aumentan, alcanzando casi 750.000 b/d en 2050 en el caso de referencia AEO2018. El caso ANWR Medio tiene un patrón similar de importaciones netas de combustibles líquidos, con las exportaciones netas de crudo y combustibles líquidos alcanzando más de 1,2 millones b/d en 2040. En 2050, las importaciones netas de EE.UU. aumentan a unos 300.000 b/d en el caso ANWR medio.

datos de la figura

La reducción de las importaciones de EE.UU. de crudo y productos petrolíferos mejora la balanza comercial de EE.UU. al reducir los niveles de gasto en importaciones de crudo y productos petrolíferos (Figura 4). En el caso de referencia AEO2018, los gastos acumulados de Estados Unidos en petróleo crudo y productos petrolíferos importados son de unos 4,9 billones de dólares (dólares de 2017) entre 2031 y 2050. En el caso ANWR Medio, la producción nacional de petróleo crudo comparativamente mayor entre 2031 y 2050 reduce los gastos acumulados en petróleo crudo y combustibles líquidos importados en unos 409.000 millones de dólares (8%).

datos de la figura

La dinámica del mercado podría limitar la cantidad de la mayor producción de Alaska que se procesaría a nivel nacional en el período de proyección. La demanda de gasolina disminuye en la Costa Oeste durante la mayor parte del periodo de proyección, lo que podría significar una tibia demanda de crudo adicional que se procesaría para satisfacer el consumo final en el mercado tradicional de la producción de crudo de Alaska. La disponibilidad de buques que cumplan con la Ley Jones y las restricciones a través de las vías navegables de alto tráfico en la Costa Oeste también podrían limitar la cantidad de crudo de Alaska que se procesa en las refinerías nacionales. Teniendo en cuenta estos factores, es probable que algunos volúmenes adicionales de producción de petróleo de Alaska se exporten a Asia.

Análisis de sensibilidad

La sensibilidad de las proyecciones de producción de ANWR a los cambios en los recursos de crudo técnicamente recuperables en ANWR se examina en dos casos. Como se muestra en la Tabla 1, se supone que los recursos de crudo técnicamente recuperables en ANWR en los casos de ANWR bajo y ANWR alto son de 5.700 millones de barriles y 16.000 millones de barriles, respectivamente. Los precios del crudo son suficientes para apoyar el desarrollo de la ANWR incluso en el caso de la ANWR baja con las suposiciones de recursos más bajas.

La producción de crudo de la llanura costera del ANWR alcanza un máximo de casi 560.000 b/d en 2039 en el caso del ANWR bajo y de 1,2 millones b/d en 2044 en el caso del ANWR alto, en comparación con el máximo de unos 880.000 b/d en el caso del ANWR medio en 2041. Entre 2031 y 2050, el incremento acumulado de la producción nacional de crudo es de 2.000 millones de barriles en el caso ANWR bajo y de 5.100 millones de barriles en el caso ANWR alto, en comparación con los 3.400 millones de barriles del caso ANWR medio (Figura 5).

datos de la figura

Se observa un patrón similar de importaciones netas de combustibles líquidos en los tres casos de ANWR, con un nivel máximo de exportaciones netas de crudo y combustibles líquidos que alcanza más de 1,1 millones de b/d en el caso de ANWR Bajo y 1,4 millones de b/d en el caso de ANWR Alto (Figura 6). En el caso ANWR bajo, las importaciones netas de EE.UU. aumentan a unos 630.000 b/d en 2050, en comparación con 300.000 b/d en el caso ANWR medio y 750.000 b/d en el caso de referencia AEO2018. En el caso High ANWR, Estados Unidos sigue siendo un pequeño exportador neto de petróleo sobre una base volumétrica, alcanzando casi 220.000 b/d en 2050.

datos de la figura

El aumento de la producción nacional de crudo en los casos Low ANWR y High ANWR con la correspondiente reducción de las importaciones estadounidenses.El aumento de la producción nacional de crudo en los casos de ANWR bajo y ANWR alto, con la correspondiente reducción de las importaciones estadounidenses de crudo y productos petrolíferos, también da lugar a una reducción de los gastos estadounidenses en importaciones de crudo y productos petrolíferos (Figura 7). En los casos ANWR bajo y ANWR alto, los gastos acumulados en petróleo crudo y combustibles líquidos importados desde 2031 hasta 2050 son unos 200.000 millones de dólares (4%) menos y 595.000 millones de dólares (12%) menos, respectivamente, que en el caso de referencia AEO2018.

datos de las cifras

Notas finales

1. Ley Pública 115-97, Para proporcionar la conciliación de conformidad con los títulos II y V de la resolución concurrente sobre el presupuesto para el año fiscal 2018, Título II, Sección 20001, https://congress.gov/115/bills/hr1/BILLS-115hr1enr.pdf

2. El ANWR fue creado por la Ley de Conservación de Tierras de Interés Nacional de Alaska (ANILCA) en 1980. La sección 1002 de la ANILCA aplazó la decisión sobre la gestión de la exploración y explotación de petróleo y gas natural en 1,5 millones de acres de tierras potencialmente productivas en la llanura costera de la ANWR.

3. Las proyecciones para la producción de petróleo crudo y gas natural de Alaska en el AEO2018 reflejan una prohibición continuada de la perforación en todas las áreas de ANWR.

4. La Ley Jones (Sección 27 de la Ley de la Marina Mercante de 1920) exige que todas las mercancías transportadas por agua entre los puertos de EE.La Ley Jones (artículo 27 de la Ley de la Marina Mercante de 1920) exige que todas las mercancías transportadas por agua entre los puertos de Estados Unidos se transporten en barcos construidos en Estados Unidos, propiedad de ciudadanos estadounidenses y tripulados por ciudadanos estadounidenses y residentes permanentes.

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

6. En este análisis, cualquier referencia a la ANWR se refiere a todas las tierras federales, estatales y nativas de la llanura costera (área 1002). Los funcionarios estatales y algunas corporaciones nativas han expresado un gran interés en desarrollar sus respectivos recursos petrolíferos, que están legal y económicamente vinculados a una decisión del Congreso de permitir el desarrollo en ANWR.