Annual Energy Outlook 2018

Dana Van Wagener

Data de lançamento: 5/23/18

Em dezembro de 2017, a aprovação da Lei Pública 115-97 exigiu que o Secretário do Interior estabelecesse e administrasse um programa competitivo de petróleo e gás natural para o arrendamento, desenvolvimento, produção e transporte de petróleo e gás natural na planície costeira (Área 1002) do Refúgio Nacional de Vida Silvestre do Ártico (ANWR). Anteriormente, o ANWR estava efetivamente sob uma moratória de perfuração. Como esta lei foi aprovada após a finalização da modelagem do Annual Energy Outlook 2018 (AEO2018), este artigo investiga o impacto desta alteração da lei nas projeções do caso de referência no AEO2018.

O caso dos recursos médios (Média ANWR) apresentado neste artigo inclui a consideração da alteração da lei e mostra um aumento de 3,4 bilhões de barris na produção acumulada de petróleo bruto nos EUA de 2031 a 2050 em comparação com o caso de referência da AEO2018. A produção da ANWR não começa até 2031 devido ao tempo necessário para adquirir arrendamentos, explorar e desenvolver a infra-estrutura de produção necessária. Os preços do petróleo bruto no caso da média ANWR são suficientemente altos para suportar o desenvolvimento, dada a base de recursos assumidos e estimativas de custos.

Muita incerteza envolve as projeções da ANWR porque a produção ainda não ocorreu na área. O único poço perfurado na planície costeira foi concluído em 1986, e os resultados permaneceram confidenciais. As estimativas de recursos federais são baseadas em grande parte na produtividade petrolífera de formações geológicas em terras de estados vizinhos no Alasca e em dados sísmicos bidimensionais que haviam sido coletados por um consórcio da indústria petrolífera em 1984 e 1985. Este artigo aborda esta incerteza de recursos apresentando dois casos alternativos de ANWR que refletem uma menor e maior base de recursos de petróleo bruto do que no caso da Média ANWR.

Além da incerteza de recursos, a dinâmica de mercado poderia limitar a quantidade de aumento da produção do Alasca processada domesticamente. A demanda por gasolina diminui na Costa Oeste durante a maior parte do período de projeção do Caso de Referência AEO2018, o que poderia significar uma menor demanda por petróleo bruto adicional do Alasca a ser processado em seu mercado tradicional. A substituição do petróleo bruto do Alasca pelos óleos brutos mais pesados processados historicamente na Califórnia reduziria a rentabilidade do coque de refinaria e poderia levar ao fechamento de refinarias. A disponibilidade de navios em conformidade com o Merchant Marine Act de 1920 (Jones Act) e restrições através de vias navegáveis de alto tráfego na Costa Oeste também poderia limitar a quantidade de petróleo bruto do Alasca que é processado em refinarias domésticas. Dados estes fatores, é provável que alguns volumes adicionais de produção de petróleo do Alasca sejam exportados para a Ásia.

Conteúdo

ANWR está localizado na costa norte do Alasca a leste da Baía de Prudhoe e da Reserva Nacional de Petróleo de Alasca (NPRA) (Figura 1). A planície costeira (ou área 1002) cobre 1,5 milhões de acres e é cerca de 8% da área total da ANWR. Em sua última avaliação de recursos (1998), o Serviço Geológico dos Estados Unidos (USGS) estimou que o recurso total de petróleo bruto tecnicamente recuperável para terras federais, águas estaduais e terras nativas na planície costeira tem 95% de chance de ser mais de 5,7 bilhões de barris e 5% de chance de chegar a 16.0 bilhão de barris, com uma estimativa média de 10,4 bilhões de barris.

O efeito da abertura do ANWR é altamente incerto devido a vários fatores que afetam o tempo e o custo de desenvolvimento, incluindo:

• A base de recursos. Pouco conhecimento directo está disponível sobre a geologia do petróleo da região ANWR. As estimativas de recursos petrolíferos do USGS baseiam-se em grande parte na produtividade petrolífera das formações geológicas existentes nas terras dos estados vizinhos no Alasca desde 1998 e em dados sísmicos bidimensionais que tinham sido recolhidos por um consórcio da indústria petrolífera em 1984 e 1985. A coleta de dados sísmicos dentro da ANWR requer um ato do Congresso, e os dados atuais são os únicos dados sísmicos coletados dentro da planície costeira do Alasca (Área 1002). Consequentemente, permanece uma incerteza considerável quanto ao tamanho e qualidade dos recursos petrolíferos que existem na ANWR.
• Tamanhos dos campos petrolíferos. O tamanho dos campos de petróleo na ANWR é um factor que irá afectar a taxa de desenvolvimento e produção dos recursos de petróleo bruto da ANWR. Se os reservatórios forem maiores do que o previsto, a produção será maior do que o previsto. Se os reservatórios forem menores do que o suposto, a produção será menor do que o projetado.
• A qualidade do petróleo e as características dos reservatórios de petróleo. As taxas de produção dos campos de petróleo também são determinadas pela qualidade do óleo encontrado (ou seja, viscosidade e teor de parafina) e pelas características do reservatório do campo (ou seja, sua profundidade, permeabilidade, falha e saturação da água).
• Ambiente legislativo. Outras restrições legislativas e ambientais poderiam afetar o tempo de exploração e desenvolvimento. Além disso, desafios legais ao programa de arrendamento do Bureau of Land Management (BLM), aprovação da coleta de dados sísmicos e aprovação de projetos específicos de campos petrolíferos poderiam atrasar significativamente o desenvolvimento e produção de petróleo bruto da ANWR.
• Oportunidades concorrentes. A conversão de recursos tecnicamente recuperáveis em produção exigirá tempo e investimento financeiro consideráveis. Condições climáticas hostis, aliadas a janelas climáticas limitadas durante as quais explorar e perfurar, aumentar os custos de desenvolvimento e produção, tornando o Alasca uma das áreas de perfuração mais intensivas em capital nos Estados Unidos. As empresas que têm experiência de operação nas áreas remotas do Alasca têm operações na NPRA, onde o leasing já começou, e podem priorizar investimentos na NPRA em relação à ANWR.

Alaska conta com o Sistema Trans-Alaska Pipeline (TAPS), que marcou o seu 40º aniversário em 2017, para transportar petróleo bruto da vertente Norte congelado para o porto de águas quentes de Valdez, na costa sul do estado. O oleoduto de 800 milhas foi construído de 1974 a 1977, e atingiu um pico de fluxo no final da década de 1980 a 2 milhões de barris por dia (b/d). O fluxo atual é próximo de 500.000 b/d. A adição da produção de petróleo da ANWR ajudaria a aliviar os desafios atuais, inclusive:

• Produção de óleo menor → fluxo mais lento → o petróleo bruto gasta mais tempo na tubulação, e menos turbulência é gerada
• Fluxo mais lento/ turbulência sem turbulência → mais cera pode se acumular na tubulação, requer limpeza mais frequente
• Mais tempo em tubos → o petróleo bruto perde calor → maior risco de problemas de gelo, mais formas de cera

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Nearly 80% do petróleo produzido no Alasca em 2017 foi enviado para Washington e Califórnia em navios Jones Act a um custo de transporte de cerca de $5.50 dólares por barril. Cerca de 15% da produção de petróleo bruto do Alasca foi processada no Alasca. Uma pequena quantidade de petróleo bruto do Alasca foi enviada para o Havaí ou exportada para destinos internacionais em 2017.

Metodologia

Os efeitos da abertura da área de planície costeira da ANWR são determinados no Submódulo de Abastecimento de Petróleo e Gás do Alasca (AOGSS) no Módulo de Abastecimento de Petróleo e Gás da EIA do Sistema Nacional de Modelagem Energética (NEMS). O AOGSS é utilizado para projectar a exploração e desenvolvimento de recursos petrolíferos não descobertos no Alasca. O preço do petróleo bruto e os custos de transporte para as refinarias do sul da Califórnia são usados para calcular um preço estimado do petróleo de cabeça de poço (netback). Um cálculo do fluxo de caixa descontado (DCF) é usado para determinar a viabilidade econômica das atividades de perfuração e produção do Alasca. A exploração, descoberta e desenvolvimento de novos campos de petróleo na ANWR dependerá, em última análise, do tempo assumido de desenvolvimento, da distribuição do tamanho do campo e do perfil de produção assumido para cada tamanho de campo, e da rentabilidade esperada do desenvolvimento de cada tamanho de campo.

Pressupostos adicionais impulsionam a projeção da produção de petróleo bruto da planície costeira da ANWR:

• A primeira venda de arrendamento é assumida para 2021. O Congresso ordenou duas vendas de arrendamento na ANWR – a primeira dentro de quatro anos após a promulgação da lei, e a segunda dentro de sete anos. Este tempo permite o desenvolvimento de um programa de arrendamento BLM, que inclui a aprovação de uma Declaração de Impacto Ambiental, bem como a recolha e análise de dados sísmicos adicionais.
• A primeira produção da ANWR ocorre pelo menos 10 anos após a primeira venda de arrendamento (i.e., 2031). Este cronograma de 10 anos é necessário para exploração, avaliação, licenciamento e desenvolvimento e não assume nenhuma batalha legal prolongada na aprovação do projeto de Declaração de Impacto Ambiental da BLM, da aprovação da BLM para coletar dados sísmicos, ou da aprovação da BLM de uma proposta específica de desenvolvimento de arrendamento.
• Os maiores campos são trazidos à produção primeiro.
• Novos campos são desenvolvidos sequencialmente a cada dois anos após um campo anterior iniciar a produção, se os custos de produção e as condições de mercado suportarem o seu desenvolvimento.
• Tem que ser necessários três a quatro anos para atingir o pico de produção, manter o pico de produção por três a quatro anos, e depois diminuir até que não sejam mais lucrativos e sejam abandonados.

A produção potencial dos campos ANWR é baseada no tamanho do campo descoberto e nos perfis de produção de outros campos do mesmo tamanho no Alasca com características geológicas semelhantes. A suposta distribuição do tamanho do campo e os recursos de petróleo bruto tecnicamente recuperáveis resultantes para o caso ANWR médio e os dois casos ANWR alternativos (ANWR baixo e ANWR alto) são mostrados na Tabela 1 e são baseados nas estimativas publicadas na avaliação do USGS de 1998.

Tabela 1. Pressupostos sobre a distribuição do tamanho do campo e recurso de petróleo bruto tecnicamente recuperável

Tamanho do campo (milhões de barris)	Número de campos				Tecnicamente recuperável Recursos de Petróleo Bruto (bilhões de barris)
	Baixo ANWR	Mean ANWR	Alto ANWR		Baixo ANWR	Mean 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
Total	37	53	64			5.7	10,4	16,0
Fonte: U.S. Energy Information Administration, Office of Energy Analysis.

Resultados

A abertura da planície costeira da ANWR ao desenvolvimento do petróleo bruto está projetada para aumentar a produção doméstica de petróleo bruto a partir de 2031. Os preços do petróleo bruto no caso da média ANWR são suficientes para suportar o desenvolvimento na ANWR, dada a suposta base de recursos e estimativas de custos. A produção de petróleo bruto da planície costeira do ANWR atinge picos de cerca de 880.000 barris por dia (b/d) em 2041, no caso do ANWR médio. Entre 2031 e 2050, a produção acumulada de petróleo bruto nos Estados Unidos é 3,4 bilhões de barris mais alta no caso da média ANWR do que no caso da referência AEO2018 (Figura 2).

dados de configuração

Todos os barris adicionais de petróleo bruto produzidos a partir da ANWR são projetados para reduzir as importações líquidas americanas de combustíveis líquidos em cerca de um barril (Figura 3). No caso da referência AEO2018, as importações líquidas americanas de petróleo bruto, produtos petrolíferos e líquidos de plantas de gás natural estão projetadas para diminuir entre 2017 e 2035. Os Estados Unidos estão projetados para ser um exportador líquido de combustíveis líquidos em uma base de volume de 2029 a 2045, com as exportações líquidas atingindo um pico próximo a 650.000 b/d em 2037. Após 2045, as importações líquidas dos EUA aumentam, atingindo quase 750.000 b/d em 2050, no caso de referência AEO2018. O caso da média ANWR tem um padrão semelhante de importações líquidas de combustíveis líquidos, com as exportações líquidas de petróleo bruto e combustíveis líquidos atingindo mais de 1,2 milhões de b/d em 2040. Em 2050, as importações líquidas dos EUA aumentam para cerca de 300.000 b/d no caso da Média ANWR.

figure data

A redução das importações americanas de petróleo bruto e produtos petrolíferos melhora a balança comercial dos EUA, reduzindo os níveis de gastos com petróleo bruto e produtos petrolíferos importados (Figura 4). No caso de referência AEO2018, as despesas acumuladas dos EUA com petróleo bruto e produtos petrolíferos importados são de cerca de $4,9 triliões (dólares 2017) entre 2031 e 2050. No caso da média ANWR, a produção doméstica de petróleo bruto comparativamente maior de 2031 a 2050 reduz os gastos cumulativos com petróleo bruto e combustíveis líquidos importados em cerca de US$ 409 bilhões (8%).

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dados de configuração

Dinâmica de mercado poderia limitar a quantidade de aumento da produção do Alasca que seria processada domesticamente no período de projeção. A demanda por gasolina diminui na Costa Oeste durante a maior parte do período de projeção, o que poderia significar uma demanda tépida por petróleo bruto adicional a ser processado para atender ao consumo final no mercado tradicional de produção de petróleo bruto do Alasca. A disponibilidade de embarcações em conformidade com a Lei Jones e restrições através de vias navegáveis de alto tráfego na Costa Oeste também poderia limitar a quantidade de petróleo bruto do Alasca que é processado em refinarias domésticas. Dados estes fatores, alguns volumes adicionais de produção de petróleo bruto do Alasca seriam provavelmente exportados para a Ásia.

Análise de sensibilidade

A sensibilidade das projeções de produção do ANWR às mudanças nos recursos de petróleo bruto tecnicamente recuperáveis no ANWR é examinada em dois casos. Como mostra a Tabela 1, o recurso de petróleo bruto tecnicamente recuperável no ANWR nos casos de ANWR baixo e ANWR alto é assumido como 5,7 bilhões de barris e 16,0 bilhões de barris, respectivamente. Os preços do petróleo bruto são suficientes para suportar o desenvolvimento no ANWR, mesmo no caso do ANWR Baixo, com os pressupostos de recursos mais baixos.

Crude oil production from the coastal plain of ANWR peak at almost 560,000 b/d in 2039 in the Low ANWR case and 1.2 million b/d in 2044 in the High ANWR case, compared with the peak of about 880,000 b/d in the Mean ANWR case in 2041. Entre 2031 e 2050, a produção doméstica incremental acumulada de petróleo bruto é de 2,0 bilhões de barris no caso do ANWR Baixo e 5,1 bilhões de barris no caso do ANWR Alto, comparado com 3,4 bilhões de barris no caso do ANWR Médio (Figura 5).

dados de configuração

Um padrão similar de importação líquida de combustíveis líquidos é observado nos três casos de ANWR, com o nível máximo de exportação líquida de petróleo bruto e combustíveis líquidos atingindo mais de 1,1 milhões b/d no caso do ANWR Baixo e 1,4 milhões b/d no caso do ANWR Alto (Figura 6). No caso do ANWR Baixo, as importações líquidas dos EUA aumentam para cerca de 630.000 b/d em 2050, comparado com 300.000 b/d no caso do ANWR Médio e 750.000 b/d no caso de Referência AEO2018. No caso do ANWR Alto, os Estados Unidos continuam a ser um pequeno exportador líquido de petróleo numa base volumétrica, atingindo quase 220.000 b/d em 2050.

dados de configuração

O aumento da produção doméstica de petróleo bruto nos casos ANWR Baixo e ANWR Alto com a correspondente redução em U.S. importações de petróleo bruto e produtos petrolíferos também resulta numa redução das despesas dos EUA com petróleo bruto e produtos petrolíferos importados (Figura 7). Nos casos ANWR baixo e ANWR alto, os gastos acumulados com petróleo bruto e combustíveis líquidos importados de 2031 a 2050 são cerca de 200 bilhões de dólares (4%) mais baixos e 595 bilhões de dólares (12%) mais baixos, respectivamente, do que no caso de referência AEO2018.

dados de configuração

Notas

1. Lei Pública 115-97, Para prever a reconciliação conforme os títulos II e V da resolução concorrente no orçamento para o ano fiscal de 2018, Título II, Secção 20001, https://congress.gov/115/bills/hr1/BILLS-115hr1enr.pdf

2. ANWR foi criado pela Lei de Conservação das Terras de Interesse Nacional do Alasca (ANILCA) em 1980. A Secção 1002 da ANILCA adiou uma decisão sobre a gestão da exploração e desenvolvimento de 1,5 milhões de acres de terras potencialmente produtivas na planície costeira da ANWR.

3. As projeções para a produção de petróleo bruto e gás natural do Alasca na AEO2018 refletem uma proibição contínua de perfuração em todas as áreas da ANWR.

4. A Lei Jones (Seção 27 da Lei da Marinha Mercante de 1920) exige que todos os bens transportados por água entre U.S. ports be carried on ships built in the United States, owned by U.S. citizens, and crewed by U.S. citizens and permanent residents.

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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. Nesta análise, qualquer referência à ANWR pertence a todas as terras federais, estaduais e nativas da Planície Costeira (Área 1002). Autoridades estaduais e algumas empresas nativas expressaram um forte interesse em desenvolver seus respectivos recursos petrolíferos, que estão legal e economicamente ligados a uma decisão do Congresso para permitir o desenvolvimento na ANWR.