Annual Energy Outlook 2018

Dana Van Wagener

Date de publication : 5/23/18

En décembre 2017, l’adoption de la loi publique 115-97 a exigé que le secrétaire de l’Intérieur établisse et administre un programme concurrentiel de pétrole et de gaz naturel pour la location, le développement, la production et le transport de pétrole et de gaz naturel dans et à partir de la plaine côtière (zone 1002) de l’Arctic National Wildlife Refuge (ANWR). Auparavant, l’ANWR était effectivement soumis à un moratoire sur le forage. Comme cette loi a été adoptée après la fin de la modélisation des Perspectives annuelles de l’énergie 2018 (PEA2018), cet article étudie l’impact de ce changement de loi sur les projections du scénario de référence dans les PEA2018.

Le scénario de ressources moyennes (Mean ANWR) présenté dans cet article inclut la prise en compte du changement de loi et montre une augmentation de 3,4 milliards de barils de la production cumulée de pétrole brut des États-Unis de 2031 à 2050 par rapport au scénario de référence AEO2018. La production de l’ANWR ne démarre pas avant 2031 en raison du temps nécessaire pour acquérir des baux, explorer et développer l’infrastructure de production requise. Les prix du pétrole brut dans le scénario ANWR moyen sont suffisamment élevés pour soutenir le développement compte tenu de la base de ressources et des estimations de coûts supposées.

Une grande incertitude entoure les projections relatives à l’ANWR car la production n’a pas encore eu lieu dans la région. Le seul puits foré dans la plaine côtière a été achevé en 1986, et les résultats sont restés confidentiels. Les estimations fédérales des ressources se fondent en grande partie sur la productivité pétrolière des formations géologiques des terres des États voisins de l’Alaska et sur les données sismiques bidimensionnelles qui ont été recueillies par un consortium de l’industrie pétrolière en 1984 et 1985. Cet article aborde cette incertitude sur les ressources en présentant deux cas alternatifs d’ANWR qui reflètent une base de ressources en pétrole brut plus faible et plus élevée que dans le cas moyen d’ANWR.

Au delà de l’incertitude sur les ressources, la dynamique du marché pourrait limiter la quantité de production accrue de l’Alaska traitée au niveau national. La demande d’essence diminue sur la côte ouest pendant la majeure partie de la période de projection du scénario de référence AEO2018, ce qui pourrait signifier une moindre demande de pétrole brut alaskien supplémentaire à traiter sur son marché traditionnel. La substitution du pétrole brut de l’Alaska aux pétroles bruts plus lourds historiquement traités en Californie réduirait la rentabilité de la cokéfaction en raffinerie et pourrait entraîner la fermeture de raffineries. La disponibilité de navires conformes à la loi sur la marine marchande de 1920 (Jones Act) et les contraintes liées aux voies navigables à fort trafic de la côte ouest pourraient également limiter la quantité de pétrole brut de l’Alaska qui est traitée dans les raffineries nationales. Compte tenu de ces facteurs, il est probable que certains volumes supplémentaires de la production pétrolière de l’Alaska soient exportés vers l’Asie.

Contexte

L’ANWR est située sur la côte nord de l’Alaska, à l’est de Prudhoe Bay et de la Réserve pétrolière nationale de l’Alaska (NPRA) (figure 1). La plaine côtière (ou zone 1002) couvre 1,5 million d’acres et représente environ 8% de la superficie totale de l’ANWR. Dans sa dernière évaluation des ressources (1998), l’United States Geological Survey (USGS) a estimé que la ressource totale de pétrole brut techniquement récupérable pour les terres fédérales, les eaux d’état et les terres indigènes de la plaine côtière a 95 % de chances d’être supérieure à 5,7 milliards de barils et 5 % de chances d’être aussi élevée que 16.0 milliards de barils, avec une estimation moyenne de 10,4 milliards de barils.

L’effet de l’ouverture de l’ANWR est très incertain en raison de plusieurs facteurs qui affectent le calendrier et le coût du développement, notamment:

• La base de ressources. On dispose de peu de connaissances directes sur la géologie pétrolière de la région de l’ANWR. Les estimations des ressources pétrolières de l’USGS sont basées en grande partie sur la productivité pétrolière des formations géologiques qui existaient dans les terres d’État voisines en Alaska en 1998 et sur les données sismiques bidimensionnelles qui avaient été recueillies par un consortium de l’industrie pétrolière en 1984 et 1985. La collecte de données sismiques dans l’ANWR nécessite une loi du Congrès, et les données actuelles sont les seules données sismiques recueillies dans la plaine côtière de l’Alaska (zone 1002). Par conséquent, une incertitude considérable demeure quant à la taille et à la qualité des ressources pétrolières qui existent dans l’ANWR.
• Tailles des champs pétroliers. La taille des champs pétroliers dans l’ANWR est un facteur qui affectera le rythme auquel les ressources en pétrole brut de l’ANWR seront développées et produites. Si les réservoirs sont plus grands que prévu, la production sera supérieure aux prévisions. Si les réservoirs sont plus petits que prévu, la production sera plus faible que prévu.
• La qualité du pétrole et les caractéristiques des réservoirs de pétrole. Les taux de production des champs pétroliers sont également déterminés par la qualité du pétrole trouvé (c’est-à-dire la viscosité et la teneur en paraffine) et les caractéristiques des réservoirs du champ (c’est-à-dire sa profondeur, sa perméabilité, ses failles et sa saturation en eau).
• Environnement législatif. D’autres restrictions législatives et environnementales pourraient affecter le calendrier d’exploration et de développement. En outre, les contestations juridiques du programme de location du Bureau of Land Management (BLM), l’approbation de la collecte de données sismiques et l’approbation de projets spécifiques de champs pétroliers pourraient retarder considérablement le développement et la production de pétrole brut de l’ANWR.
• Opportunités concurrentes. La conversion des ressources techniquement récupérables en production nécessitera un temps et un investissement financier considérables. Des conditions météorologiques hostiles, associées à des fenêtres météorologiques limitées pendant lesquelles il est possible d’explorer et de forer, augmentent les coûts de développement et de production, faisant de l’Alaska l’une des zones de forage les plus capitalistiques des États-Unis. Les entreprises qui ont de l’expérience dans l’exploitation des régions éloignées de l’Alaska ont des opérations dans la NPRA, où la location a déjà commencé, et elles pourraient prioriser les investissements dans la NPRA par rapport à l’ANWR.

L’Alaska s’appuie sur le Trans-Alaska Pipeline System (TAPS), qui a célébré son 40e anniversaire en 2017, pour transporter le pétrole brut du versant nord gelé au port d’eau chaude de Valdez sur la côte sud de l’État. L’oléoduc de 800 miles a été construit de 1974 à 1977, et a atteint son débit maximal à la fin des années 1980 avec 2 millions de barils par jour (b/j). Le débit actuel est d’environ 500 000 b/j. L’ajout de la production pétrolière de l’ANWR permettrait d’atténuer les défis actuels, notamment :

• Moins de production de pétrole → débit plus lent → le pétrole brut passe plus de temps dans le tuyau, et moins de turbulences sont générées
• Débit plus faible/moins de turbulences → plus de cire peut s’accumuler dans le tuyau, nécessitant des nettoyages plus fréquents
• Plus de temps dans le tuyau → le pétrole brut perd de la chaleur → risque plus élevé de problèmes de glace, plus de cire se forme

Près de 80 % du pétrole produit en Alaska en 2017 a été envoyé à Washington et en Californie sur des navires relevant de la loi Jones, à un coût d’expédition d’environ 5.50 $ par baril. Environ 15% de la production de pétrole brut de l’Alaska a été traitée en Alaska. Une petite quantité de pétrole brut de l’Alaska a été expédiée à Hawaii ou exportée vers des destinations internationales en 2017.

Méthodologie

Les effets de l’ouverture de la zone de la plaine côtière de l’ANWR sont déterminés dans le sous-module d’approvisionnement en pétrole et en gaz de l’Alaska (AOGSS) du module d’approvisionnement en pétrole et en gaz de l’EIA du National Energy Modeling System (NEMS). L’AOGSS est utilisé pour projeter l’exploration et le développement des ressources pétrolières non découvertes en Alaska. Le prix du pétrole brut et les coûts de transport vers les raffineries de Californie du Sud sont utilisés pour calculer un prix estimé du pétrole à la tête du puits (netback). Un calcul des flux de trésorerie actualisés (DCF) est utilisé pour déterminer la viabilité économique des activités de forage et de production en Alaska. L’exploration, la découverte et le développement de nouveaux champs pétroliers dans l’ANWR dépendront en fin de compte du calendrier supposé du développement, de la distribution supposée de la taille du champ et du profil de production pour chaque taille de champ, ainsi que de la rentabilité attendue du développement de chaque taille de champ.

Des hypothèses supplémentaires orientent la projection de la production de pétrole brut de la plaine côtière de l’ANWR :

• La première vente de bail est supposée avoir lieu en 2021. Le Congrès a ordonné deux ventes de baux dans l’ANWR – la première dans les quatre ans suivant la promulgation de la loi, et la seconde dans les sept ans. Ce délai permet le développement d’un programme de location du BLM, qui comprend l’approbation d’une déclaration d’impact environnemental, ainsi que la collecte et l’analyse de données sismiques supplémentaires.
• La première production de l’ANWR a lieu au moins 10 ans après la première vente de location (c’est-à-dire 2031). Ce délai de 10 ans est nécessaire pour l’exploration, l’évaluation, les permis et le développement et suppose qu’il n’y a pas de bataille juridique prolongée pour approuver le projet d’étude d’impact environnemental du BLM, l’approbation du BLM pour collecter des données sismiques, ou l’approbation par le BLM d’une proposition spécifique de développement de bail.
• Les plus grands champs sont mis en production en premier.
• De nouveaux champs sont développés séquentiellement tous les deux ans après qu’un champ précédent ait commencé à produire si les coûts de production et les conditions du marché soutiennent leur développement.
• Les champs sont supposés prendre trois à quatre ans pour atteindre la production maximale, maintenir la production maximale pendant trois à quatre ans, puis décliner jusqu’à ce qu’ils ne soient plus rentables et soient abandonnés.

La production potentielle des champs de l’ANWR est basée sur la taille du champ découvert et les profils de production d’autres champs de la même taille en Alaska avec des caractéristiques géologiques similaires. La distribution présumée de la taille des champs et les ressources de pétrole brut techniquement récupérables qui en résultent pour le cas ANWR moyen et les deux cas ANWR alternatifs (ANWR faible et ANWR élevé) sont présentés dans le tableau 1 et sont basés sur les estimations publiées dans l’évaluation de l’USGS de 1998.

Tableau 1. Hypothèses sur la distribution de la taille des champs et les ressources de pétrole brut techniquement récupérables

Taille des champs (millions de barils)	Nombre de champs				Ressources de pétrole brut techniquement récupérables. Ressources en pétrole brut (milliards de barils)
	RNA faible	RNA moyen	RNA élevé		RNA faible	RNA moyen	RNA élevé
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		5.7	10,4	16,0
Source : U.S. Energy Information Administration, Office of Energy Analysis.

Résultats

L’ouverture de la plaine côtière de l’ANWR à l’exploitation du pétrole brut devrait augmenter la production nationale de pétrole brut à partir de 2031. Les prix du pétrole brut dans le scénario ANWR moyen sont suffisants pour soutenir le développement de l’ANWR compte tenu de la base de ressources et des estimations de coûts supposées. La production de pétrole brut de la plaine côtière de l’ANWR culmine à environ 880 000 barils par jour (b/j) en 2041 dans le scénario ANWR moyen. Entre 2031 et 2050, la production cumulée de pétrole brut aux États-Unis est supérieure de 3,4 milliards de barils dans le scénario ANWR moyen par rapport au scénario de référence AEO2018 (figure 2).

données de la figure

Chaque baril supplémentaire de pétrole brut produit à partir de l’ANWR devrait réduire les importations nettes américaines de combustibles liquides d’environ un baril (figure 3). Dans le scénario de référence AEO2018, les importations nettes américaines de pétrole brut, de produits pétroliers et de liquides végétaux de gaz naturel devraient diminuer entre 2017 et 2035. Les États-Unis devraient être un exportateur net de combustibles liquides en volume de 2029 à 2045, avec des exportations nettes culminant à près de 650 000 b/j en 2037. Après 2045, les importations nettes des États-Unis augmentent, atteignant près de 750 000 b/j en 2050 dans le scénario de référence AEO2018. Le scénario Mean ANWR présente un schéma similaire d’importations nettes de combustibles liquides, les exportations nettes de pétrole brut et de combustibles liquides atteignant plus de 1,2 million b/j en 2040. En 2050, les importations nettes des États-Unis augmentent à environ 300 000 b/j dans le cas ANWR moyen.

données de la figure

La réduction des importations américaines de pétrole brut et de produits pétroliers améliore la balance commerciale des États-Unis en réduisant les niveaux de dépenses sur les importations de pétrole brut et de produits pétroliers (figure 4). Dans le scénario de référence AEO2018, les dépenses cumulées des États-Unis en matière d’importation de pétrole brut et de produits pétroliers s’élèvent à environ 4 900 milliards de dollars (dollars de 2017) entre 2031 et 2050. Dans le scénario ANWR moyen, la production nationale de pétrole brut comparativement plus élevée de 2031 à 2050 réduit les dépenses cumulées en pétrole brut et en carburants liquides importés d’environ 409 milliards de dollars (8 %).

données de la figure

La dynamique du marché pourrait limiter la quantité de production accrue de l’Alaska qui serait traitée au niveau national au cours de la période de projection. La demande d’essence diminue sur la côte ouest pendant la majeure partie de la période de projection, ce qui pourrait signifier une demande tiède de pétrole brut supplémentaire à traiter pour répondre à la consommation finale sur le marché traditionnel de la production de pétrole brut de l’Alaska. La disponibilité de navires conformes à la loi Jones et les contraintes liées aux voies navigables à fort trafic de la côte Ouest pourraient également limiter la quantité de pétrole brut de l’Alaska qui sera traitée dans les raffineries nationales. Compte tenu de ces facteurs, certains volumes supplémentaires de la production pétrolière de l’Alaska seraient probablement exportés vers l’Asie.

Analyse de sensibilité

La sensibilité des projections de production de l’ANWR aux changements dans les ressources de pétrole brut techniquement récupérables dans l’ANWR est examinée dans deux cas. Comme le montre le tableau 1, les ressources de pétrole brut techniquement récupérables dans l’ANWR dans les cas de l’ANWR faible et de l’ANWR élevé sont supposées être de 5,7 milliards de barils et de 16,0 milliards de barils, respectivement. Les prix du pétrole brut sont suffisants pour soutenir le développement de l’ANWR, même dans le cas de l’ANWR faible avec des hypothèses de ressources plus faibles.

La production de pétrole brut de la plaine côtière de l’ANWR atteint un pic de près de 560 000 b/j en 2039 dans le cas de l’ANWR faible et de 1,2 million b/j en 2044 dans le cas de l’ANWR élevé, par rapport au pic d’environ 880 000 b/j dans le cas de l’ANWR moyen en 2041. Entre 2031 et 2050, la production intérieure cumulative supplémentaire de pétrole brut est de 2,0 milliards de barils dans le scénario ANWR faible et de 5,1 milliards de barils dans le scénario ANWR élevé, contre 3,4 milliards de barils dans le scénario ANWR moyen (figure 5).

données de la figure

Un schéma similaire d’importations nettes de combustibles liquides est observé dans les trois cas ANWR, le niveau maximal des exportations nettes de pétrole brut et de combustibles liquides atteignant plus de 1,1 million b/j dans le cas Low ANWR et 1,4 million b/j dans le cas High ANWR (figure 6). Dans le scénario Low ANWR, les importations nettes des États-Unis augmentent pour atteindre environ 630 000 b/j en 2050, contre 300 000 b/j dans le scénario Mean ANWR et 750 000 b/j dans le scénario de référence AEO2018. Dans le cas High ANWR, les États-Unis restent un petit exportateur net de pétrole sur une base volumétrique, atteignant près de 220 000 b/j en 2050.

données chiffrées

L’augmentation de la production nationale de pétrole brut dans les cas Low ANWR et High ANWR avec la réduction correspondante des importations américaines.L’augmentation de la production nationale de pétrole brut dans les cas Low ANWR et High ANWR avec la réduction correspondante des importations américaines de pétrole brut et de produits pétroliers entraîne également une réduction des dépenses américaines en importations de pétrole brut et de produits pétroliers (figure 7). Dans les scénarios Low ANWR et High ANWR, les dépenses cumulées en pétrole brut et en combustibles liquides importés de 2031 à 2050 sont inférieures d’environ 200 milliards de dollars (4 %) et 595 milliards de dollars (12 %), respectivement, à celles du scénario de référence AEO2018.

données chiffrées

Endnotes

1. La loi publique 115-97, Pour fournir la réconciliation en vertu des titres II et V de la résolution concurrente sur le budget pour l’année fiscale 2018, Titre II, section 20001, https://congress.gov/115/bills/hr1/BILLS-115hr1enr.pdf

2. L’ANWR a été créé par la loi sur la conservation des terres d’intérêt national de l’Alaska (ANILCA) en 1980. La section 1002 de l’ANILCA a reporté une décision sur la gestion de l’exploration et de l’exploitation du pétrole brut et du gaz naturel sur 1,5 million d’acres de terres potentiellement productives dans la plaine côtière de l’ANWR.

3. Les projections de production de pétrole brut et de gaz naturel en Alaska dans l’AEO2018 reflètent le maintien de l’interdiction de forage dans toutes les zones de l’ANWR.

4. Le Jones Act (section 27 du Merchant Marine Act de 1920) exige que toutes les marchandises transportées par voie d’eau entre les ports américains.États-Unis soient transportées sur des navires construits aux États-Unis, appartenant à des citoyens américains et dont l’équipage est composé de citoyens américains et de résidents permanents.

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

6. Dans cette analyse, toute référence à l’ANWR concerne toutes les terres fédérales, étatiques et autochtones de la plaine côtière (zone 1002). Les représentants des États et certaines corporations autochtones ont exprimé un fort intérêt pour le développement de leurs ressources pétrolières respectives, qui sont légalement et économiquement liées à une décision du Congrès d’autoriser le développement dans l’ANWR.