Annual Energy Outlook 2018

Dana Van Wagener

Data di rilascio: 5/23/18

Nel dicembre 2017, il passaggio della Public Law 115-97 ha richiesto al Segretario dell’Interno di stabilire e amministrare un programma competitivo di petrolio e gas naturale per la locazione, lo sviluppo, la produzione e il trasporto di petrolio e gas naturale nella e dalla pianura costiera (Area 1002) dell’Arctic National Wildlife Refuge (ANWR). In precedenza, l’ANWR era effettivamente sotto una moratoria di perforazione. Poiché questa legge è stata approvata dopo che la modellazione per l’Annual Energy Outlook 2018 (AEO2018) è stata completata, questo articolo esamina l’impatto di questo cambiamento di legge sulle proiezioni del caso di riferimento nell’AEO2018.

Il caso di risorse medie (Mean ANWR) presentato in questo articolo include la considerazione della modifica della legge e mostra un aumento di 3,4 miliardi di barili nella produzione cumulativa di petrolio greggio degli Stati Uniti dal 2031 al 2050 rispetto al caso di riferimento AEO2018. La produzione dall’ANWR non inizia fino al 2031 a causa del tempo necessario per acquisire i contratti di locazione, esplorare e sviluppare le infrastrutture di produzione necessarie. I prezzi del greggio nel caso ANWR medio sono sufficientemente alti per sostenere lo sviluppo, data la base di risorse ipotizzata e le stime dei costi.

Molte incertezze circondano le proiezioni ANWR perché la produzione non è ancora avvenuta nell’area. L’unico pozzo perforato nella pianura costiera è stato completato nel 1986, e i risultati sono rimasti riservati. Le stime delle risorse federali sono basate in gran parte sulla produttività petrolifera delle formazioni geologiche nelle terre statali vicine in Alaska e sui dati sismici bidimensionali che erano stati raccolti da un consorzio dell’industria petrolifera nel 1984 e 1985. Questo articolo affronta questa incertezza delle risorse presentando due casi alternativi di ANWR che riflettono una base di risorse di petrolio greggio più bassa e più alta rispetto al caso ANWR medio.

Oltre all’incertezza delle risorse, le dinamiche di mercato potrebbero limitare la quantità di aumento della produzione dell’Alaska elaborata a livello nazionale. La domanda di benzina diminuisce sulla costa occidentale per la maggior parte del periodo di proiezione del caso di riferimento AEO2018, il che potrebbe significare una minore domanda di petrolio greggio supplementare dell’Alaska da elaborare nel suo mercato tradizionale. La sostituzione del greggio dell’Alaska con i greggi più pesanti lavorati storicamente in California ridurrebbe la redditività del coking delle raffinerie e potrebbe portare alla chiusura delle raffinerie. La disponibilità di navi conformi al Merchant Marine Act del 1920 (Jones Act) e i vincoli attraverso le vie navigabili ad alto traffico sulla costa occidentale potrebbero anche limitare la quantità di greggio dell’Alaska che viene lavorato nelle raffinerie nazionali. Dati questi fattori, è probabile che alcuni volumi aggiuntivi di produzione di petrolio dell’Alaska vengano esportati in Asia.

Sfondo

L’ANWR si trova sulla costa settentrionale dell’Alaska a est sia di Prudhoe Bay che della National Petroleum Reserve-Alaska (NPRA) (Figura 1). La pianura costiera (o Area 1002) copre 1,5 milioni di acri e rappresenta circa l’8% dell’area totale dell’ANWR. Nella sua ultima (1998) valutazione delle risorse, lo United States Geological Survey (USGS) ha stimato che la risorsa totale di petrolio greggio tecnicamente recuperabile per le terre federali, le acque statali e le terre native nella pianura costiera ha il 95% di possibilità di essere superiore a 5,7 miliardi di barili e il 5% di possibilità di essere fino a 16.0 miliardi di barili, con una stima media di 10,4 miliardi di barili.

L’effetto dell’apertura dell’ANWR è altamente incerto a causa di diversi fattori che influenzano i tempi e i costi di sviluppo, tra cui:

• La base delle risorse. Poca conoscenza diretta è disponibile sulla geologia petrolifera della regione ANWR. Le stime delle risorse petrolifere dell’USGS sono basate in gran parte sulla produttività petrolifera delle formazioni geologiche che esistevano nelle terre statali vicine in Alaska al 1998 e sui dati sismici bidimensionali che erano stati raccolti da un consorzio dell’industria petrolifera nel 1984 e 1985. La raccolta di dati sismici all’interno dell’ANWR richiede un atto del Congresso, e i dati attuali sono gli unici dati sismici raccolti nella pianura costiera dell’Alaska (Area 1002). Di conseguenza, rimane una considerevole incertezza riguardo alle dimensioni e alla qualità delle risorse petrolifere che esistono nell’ANWR.
• Dimensioni dei campi petroliferi. La dimensione dei giacimenti petroliferi nell’ANWR è un fattore che influenzerà il tasso al quale le risorse di greggio dell’ANWR sono sviluppate e prodotte. Se i giacimenti sono più grandi del previsto, la produzione sarà maggiore del previsto. Se i serbatoi sono più piccoli di quelli ipotizzati, la produzione sarà inferiore a quella prevista.
• La qualità del petrolio e le caratteristiche dei serbatoi di petrolio. I tassi di produzione del campo petrolifero sono determinati anche dalla qualità del petrolio trovato (cioè la viscosità e il contenuto di paraffina) e le caratteristiche del serbatoio del campo (cioè la sua profondità, la permeabilità, le faglie e la saturazione dell’acqua).
• Ambiente legislativo. Altre restrizioni legislative e ambientali potrebbero influenzare i tempi di esplorazione e sviluppo. Inoltre, le sfide legali al programma di leasing del Bureau of Land Management (BLM), l’approvazione della raccolta di dati sismici e l’approvazione di specifici progetti di campi petroliferi potrebbero ritardare significativamente lo sviluppo e la produzione del greggio ANWR.
• Opportunità concorrenti. La conversione delle risorse tecnicamente recuperabili in produzione richiederà tempo e investimenti finanziari considerevoli. Le condizioni meteorologiche ostili, insieme alle finestre meteorologiche limitate durante le quali esplorare e perforare, aumentano i costi di sviluppo e produzione, rendendo l’Alaska una delle aree di perforazione a più alta intensità di capitale negli Stati Uniti. Le aziende che hanno esperienza di funzionamento nelle aree remote dell’Alaska hanno operazioni nella NPRA, dove il leasing è già iniziato, e possono dare priorità agli investimenti nella NPRA rispetto all’ANWR.

L’Alaska si affida al Trans-Alaska Pipeline System (TAPS), che ha segnato il suo 40° anniversario nel 2017, per trasportare il petrolio greggio dal ghiacciato North Slope al porto di acqua calda di Valdez sulla costa meridionale dello stato. L’oleodotto di 800 miglia è stato costruito dal 1974 al 1977, e ha raggiunto il picco di flusso alla fine degli anni ’80 con 2 milioni di barili al giorno (b/d). Il flusso attuale è vicino ai 500.000 b/g. Aggiungere la produzione di petrolio dall’ANWR aiuterebbe ad alleviare le sfide attuali, tra cui:

• Meno produzione di petrolio → flusso più lento → il greggio passa più tempo nel tubo e si genera meno turbolenza
• Flusso più basso/meno turbolenza → più cera può accumularsi nel tubo, richiedendo una pulizia più frequente
• Più tempo nei tubi → il greggio perde calore → più alto rischio di problemi di ghiaccio, si forma più cera

Quasi l’80% del petrolio prodotto in Alaska nel 2017 è stato inviato a Washington e in California su navi Jones Act ad un costo di spedizione di circa $5.50 al barile. Circa il 15% della produzione di petrolio greggio dell’Alaska è stato lavorato in Alaska. Una piccola quantità di petrolio greggio dell’Alaska è stata spedita alle Hawaii o esportata verso destinazioni internazionali nel 2017.

Metodologia

Gli effetti dell’apertura dell’area della pianura costiera dell’ANWR sono determinati nell’Alaska Oil and Gas Supply Submodule (AOGSS) nel Oil and Gas Supply Module dell’EIA del National Energy Modeling System (NEMS). L’AOGSS è usato per proiettare l’esplorazione e lo sviluppo delle risorse petrolifere non ancora scoperte in Alaska. Il prezzo del petrolio greggio e i costi di trasporto alle raffinerie della California meridionale sono usati per calcolare un prezzo stimato del petrolio wellhead (netback). Un calcolo del flusso di cassa scontato (DCF) è usato per determinare la fattibilità economica delle attività di perforazione e produzione in Alaska. L’esplorazione, la scoperta e lo sviluppo di nuovi giacimenti di petrolio nell’ANWR dipenderanno in ultima analisi dalla tempistica presunta dello sviluppo, dalla distribuzione presunta delle dimensioni del campo e dal profilo di produzione per ogni dimensione del campo, e dalla redditività prevista dello sviluppo di ogni dimensione del campo.

Ulteriori ipotesi guidano la proiezione della produzione di petrolio greggio dalla pianura costiera dell’ANWR:

• La prima vendita di leasing si presume abbia luogo nel 2021. Il Congresso ha ordinato due vendite di lease in ANWR – la prima entro quattro anni dalla promulgazione della legge, e la seconda entro sette anni. Questo tempo permette lo sviluppo di un programma di leasing BLM, che include l’approvazione di una dichiarazione di impatto ambientale, così come la raccolta e l’analisi di ulteriori dati sismici.
• La prima produzione dall’ANWR avviene almeno 10 anni dopo la prima vendita di leasing (cioè nel 2031). Questa tempistica di 10 anni è necessaria per l’esplorazione, la valutazione, il permesso e lo sviluppo e presuppone che non ci sia una lunga battaglia legale per l’approvazione della bozza di Dichiarazione di Impatto Ambientale del BLM, l’approvazione del BLM per raccogliere dati sismici o l’approvazione del BLM di una specifica proposta di lease-development.
• I campi più grandi vengono messi in produzione per primi.
• I nuovi campi vengono sviluppati in sequenza ogni due anni dopo che un campo precedente inizia la produzione se i costi di produzione e le condizioni di mercato supportano il loro sviluppo.
• Si presume che i campi impieghino da tre a quattro anni per raggiungere il picco di produzione, mantengano il picco di produzione per tre o quattro anni, e poi diminuiscano fino a non essere più redditizi e vengano abbandonati.

La produzione potenziale dei campi ANWR è basata sulla dimensione del campo scoperto e sui profili di produzione di altri campi della stessa dimensione in Alaska con caratteristiche geologiche simili. La distribuzione presunta delle dimensioni del campo e le risultanti risorse di greggio tecnicamente recuperabili per il caso ANWR medio e i due casi ANWR alternativi (ANWR basso e ANWR alto) sono indicati nella tabella 1 e sono basati sulle stime pubblicate nella valutazione USGS del 1998.

Tabella 1. Ipotesi sulla distribuzione delle dimensioni del campo e sulle risorse di greggio tecnicamente recuperabili

Dimensione del campo (milioni di barili)	Numero di campi				Risorse di greggio tecnicamente recuperabili Risorse di petrolio greggio (miliardi di barili)
	Basso ANWR	Medio ANWR	Alto ANWR		Basso ANWR	Medio ANWR	Alto 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
Totale	37	53	64		5.7	10.4	16.0
Fonte: U.S. Energy Information Administration, Office of Energy Analysis.

Risultati

L’apertura della pianura costiera dell’ANWR allo sviluppo del greggio è prevista per aumentare la produzione interna di greggio a partire dal 2031. I prezzi del petrolio greggio nel caso Mean ANWR sono sufficienti a sostenere lo sviluppo nell’ANWR data la base di risorse e le stime dei costi ipotizzati. La produzione di petrolio greggio dalla pianura costiera dell’ANWR raggiunge un picco di circa 880.000 barili al giorno (b/d) nel 2041 nel caso ANWR medio. Tra il 2031 e il 2050, la produzione cumulativa di petrolio greggio negli Stati Uniti è 3,4 miliardi di barili più alta nel caso ANWR medio rispetto al caso di riferimento AEO2018 (Figura 2).

dati della figura

Ogni barile aggiuntivo di petrolio greggio prodotto dall’ANWR dovrebbe ridurre le importazioni nette statunitensi di combustibili liquidi di circa un barile (Figura 3). Nel caso di riferimento AEO2018, le importazioni nette degli Stati Uniti di petrolio greggio, prodotti petroliferi e liquidi da impianti di gas naturale dovrebbero diminuire tra il 2017 e il 2035. Gli Stati Uniti dovrebbero essere un esportatore netto di combustibili liquidi su una base di volume dal 2029 al 2045, con un picco di esportazioni nette vicino a 650.000 b/g nel 2037. Dopo il 2045, le importazioni nette degli Stati Uniti aumentano, raggiungendo quasi 750.000 b/g nel 2050 nel caso di riferimento AEO2018. Il caso ANWR medio ha un modello simile di importazioni nette di combustibili liquidi, con le esportazioni nette di petrolio greggio e combustibili liquidi che raggiungono più di 1,2 milioni di b/g entro il 2040. Nel 2050, le importazioni nette degli Stati Uniti aumentano a circa 300.000 b/g nel caso ANWR medio.

dati della figura

La riduzione delle importazioni statunitensi di greggio e prodotti petroliferi migliora la bilancia commerciale degli Stati Uniti riducendo i livelli di spesa per le importazioni di greggio e prodotti petroliferi (Figura 4). Nel caso di riferimento AEO2018, le spese cumulative degli Stati Uniti per le importazioni di petrolio greggio e di prodotti petroliferi sono circa 4.900 miliardi di dollari (dollari del 2017) tra il 2031 e il 2050. Nel caso ANWR medio, la produzione interna di petrolio greggio comparativamente più alta dal 2031 al 2050 riduce le spese cumulative per il petrolio greggio e i combustibili liquidi importati di circa 409 miliardi di dollari (8%).

dati della figura

Le dinamiche di mercato potrebbero limitare la quantità di maggiore produzione dell’Alaska che verrebbe lavorata a livello nazionale nel periodo di proiezione. La domanda di benzina diminuisce sulla costa occidentale per la maggior parte del periodo di proiezione, il che potrebbe significare una tiepida domanda di petrolio greggio aggiuntivo da lavorare per soddisfare il consumo finale nel mercato tradizionale della produzione di petrolio greggio dell’Alaska. La disponibilità di navi conformi al Jones Act e i vincoli attraverso le vie navigabili ad alto traffico sulla costa occidentale potrebbero anche limitare la quantità di greggio dell’Alaska che viene lavorato nelle raffinerie nazionali. Dati questi fattori, alcuni volumi aggiuntivi di produzione di petrolio dell’Alaska verrebbero probabilmente esportati in Asia.

Analisi di sensibilità

La sensibilità delle proiezioni di produzione dell’ANWR ai cambiamenti nelle risorse di petrolio greggio tecnicamente recuperabili nell’ANWR è esaminata in due casi. Come mostrato nella Tabella 1, le risorse di greggio tecnicamente recuperabili nell’ANWR nei casi ANWR basso e ANWR alto sono assunte rispettivamente a 5,7 miliardi di barili e 16,0 miliardi di barili. I prezzi del greggio sono sufficienti a sostenere lo sviluppo nell’ANWR anche nel caso ANWR basso con le ipotesi di risorse più basse.

La produzione di petrolio greggio dalla pianura costiera dell’ANWR raggiunge un picco di quasi 560.000 b/g nel 2039 nel caso ANWR basso e 1,2 milioni di b/g nel 2044 nel caso ANWR alto, rispetto al picco di circa 880.000 b/g nel caso ANWR medio nel 2041. Tra il 2031 e il 2050, la produzione cumulativa incrementale di petrolio greggio nazionale è di 2,0 miliardi di barili nel caso ANWR basso e 5,1 miliardi di barili nel caso ANWR alto, rispetto ai 3,4 miliardi di barili nel caso ANWR medio (Figura 5).

dati di figura

Un modello simile di importazioni nette di combustibili liquidi si vede in tutti e tre i casi ANWR, con il livello massimo di esportazioni nette di greggio e combustibili liquidi che raggiunge più di 1,1 milioni di b/g nel caso ANWR basso e 1,4 milioni di b/g nel caso ANWR alto (Figura 6). Nel caso ANWR basso, le importazioni nette degli Stati Uniti aumentano a circa 630.000 b/g nel 2050, rispetto a 300.000 b/g nel caso ANWR medio e 750.000 b/g nel caso di riferimento AEO2018. Nel caso High ANWR, gli Stati Uniti rimangono un piccolo esportatore netto di petrolio su base volumetrica, raggiungendo quasi 220.000 b/d nel 2050.

dati di figura

L’aumento della produzione interna di petrolio greggio nei casi Low ANWR e High ANWR con la corrispondente riduzione delle importazioni statunitensi di greggio e di petrolio.USA di petrolio greggio e prodotti petroliferi si traduce anche in una riduzione delle spese degli Stati Uniti per le importazioni di petrolio greggio e prodotti petroliferi (Figura 7). Nei casi Low ANWR e High ANWR, le spese cumulative per le importazioni di petrolio greggio e di combustibili liquidi dal 2031 al 2050 sono circa 200 miliardi di dollari (4%) inferiori e 595 miliardi di dollari (12%) inferiori, rispettivamente, rispetto al caso di riferimento AEO2018.

dati numerici

Note finali

1. Public Law 115-97, Per fornire la riconciliazione ai sensi dei titoli II e V della risoluzione concorrente sul bilancio per l’anno fiscale 2018, Titolo II, Sezione 20001, https://congress.gov/115/bills/hr1/BILLS-115hr1enr.pdf

2. ANWR è stato creato dall’Alaska National Interest Lands Conservation Act (ANILCA) nel 1980. La sezione 1002 dell’ANILCA rinviava una decisione sulla gestione dell’esplorazione e dello sviluppo di petrolio greggio e gas naturale di 1,5 milioni di acri di terre potenzialmente produttive nella pianura costiera dell’ANWR.

3. Le proiezioni per la produzione di greggio e gas naturale dell’Alaska in AEO2018 riflettono un continuo divieto di trivellazione in tutte le aree dell’ANWR.

4. Il Jones Act (Sezione 27 del Merchant Marine Act del 1920) richiede che tutte le merci trasportate per via d’acqua tra i porti degli Stati Uniti siano trasportate su navi costruite a mano.Stati Uniti siano trasportate su navi costruite negli Stati Uniti, di proprietà di cittadini statunitensi e con equipaggio composto da cittadini statunitensi e residenti permanenti.

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

6. In questa analisi, ogni riferimento all’ANWR si riferisce a tutte le terre federali, statali e native nella pianura costiera (area 1002). I funzionari statali e alcune corporazioni native hanno espresso un forte interesse a sviluppare le loro rispettive risorse petrolifere, che sono legalmente ed economicamente legate a una decisione del Congresso di permettere lo sviluppo nell’ANWR.