Annual Energy Outlook 2018

Dana Van Wagener

Release Date: I december 2017 krävde antagandet av Public Law 115-97 att inrikesministern skulle inrätta och administrera ett konkurrenskraftigt olje- och naturgasprogram för uthyrning, utveckling, produktion och transport av olja och naturgas i och från kustslätten (1002-området) i Arctic National Wildlife Refuge (ANWR). Tidigare var ANWR i praktiken föremål för ett borrningsmoratorium. Eftersom denna lag antogs efter det att modelleringen för Annual Energy Outlook 2018 (AEO2018) hade slutförts, undersöker denna artikel hur denna lagändring påverkar prognoserna för referensfallet i AEO2018.

Det medelresursscenario (Mean ANWR) som presenteras i den här artikeln inkluderar beaktandet av lagändringen och visar en ökning av den kumulativa amerikanska råoljeproduktionen med 3,4 miljarder fat från 2031 till 2050 jämfört med referensscenariot i AEO2018. Produktionen från ANWR inleds inte förrän 2031 på grund av den tid som krävs för att förvärva hyresrätter, utforska och utveckla den nödvändiga produktionsinfrastrukturen. Råoljepriserna i fallet Mean ANWR är tillräckligt höga för att stödja utvecklingen med tanke på den antagna resursbasen och kostnadsberäkningarna.

En stor osäkerhet omgärdar ANWR-prognoserna eftersom produktion ännu inte har skett i området. Den enda brunn som borrades i kustslätten avslutades 1986, och resultaten har förblivit konfidentiella. De federala resursberäkningarna bygger till stor del på oljeproduktiviteten i geologiska formationer i angränsande delstatsområden i Alaska och tvådimensionella seismiska data som hade samlats in av ett konsortium från oljeindustrin 1984 och 1985. Denna artikel tar upp denna resursosäkerhet genom att presentera två alternativa ANWR-fall som återspeglar en lägre respektive högre råoljeresursbas än i det genomsnittliga ANWR-fallet.

Bortsett från resursosäkerheten skulle marknadsdynamiken kunna begränsa mängden ökad produktion från Alaska som bearbetas på hemmaplan. Efterfrågan på bensin minskar på västkusten under större delen av prognosperioden för AEO2018-referensfallet, vilket skulle kunna innebära mindre efterfrågan på ytterligare alaskansk råolja som ska bearbetas på dess traditionella marknad. Att ersätta Alaskas råolja med de tyngre råoljor som historiskt sett bearbetas i Kalifornien skulle minska lönsamheten för raffinaderikokning och skulle kunna leda till att raffinaderier stängs. Tillgången till fartyg som uppfyller kraven i Merchant Marine Act från 1920 (Jones Act) och begränsningar genom högtrafikerade vattenvägar på västkusten kan också begränsa den mängd råolja från Alaska som bearbetas i inhemska raffinaderier. Med tanke på dessa faktorer är det troligt att vissa ytterligare volymer av Alaskas oljeproduktion skulle exporteras till Asien.

Bakgrund

ANWR ligger på Alaskas norra kust öster om både Prudhoe Bay och National Petroleum Reserve-Alaska (NPRA) (figur 1). Kustslätten (eller 1002-området) omfattar 1,5 miljoner hektar och utgör cirka 8 % av ANWR:s totala yta. I sin senaste resursbedömning (1998) uppskattade United States Geological Survey (USGS) att den totala tekniskt utvinningsbara råoljeresursen för federala marker, statliga vatten och inhemska marker i kustslätten har en 95-procentig chans att vara mer än 5,7 miljarder fat och en 5-procentig chans att vara så hög som 16 miljarder fat.0 miljarder fat, med en genomsnittlig uppskattning på 10,4 miljarder fat.

Effekten av att öppna ANWR är mycket osäker på grund av flera faktorer som påverkar tidpunkten och kostnaden för utvecklingen, inklusive:

• Resursbasen. Det finns få direkta kunskaper om ANWR-regionens petroleumgeologi. USGS uppskattningar av oljeresurserna bygger till stor del på oljeproduktiviteten i de geologiska formationer som fanns i de angränsande delstatsområdena i Alaska 1998 och tvådimensionella seismiska data som hade samlats in av ett konsortium från oljeindustrin 1984 och 1985. Insamling av seismiska data inom ANWR kräver en lag från kongressen, och de aktuella uppgifterna är de enda seismiska data som samlats in inom Alaskas kustslätt (1002-området). Följaktligen råder fortfarande stor osäkerhet om storleken och kvaliteten på de oljeresurser som finns i ANWR.
• Oljefältens storlek. Storleken på oljefälten i ANWR är en faktor som kommer att påverka hur snabbt ANWR:s råoljeresurser utvecklas och produceras. Om reservoarerna är större än vad som antagits kommer produktionen att bli större än beräknat. Om reservoarerna är mindre än vad som antas kommer produktionen att bli lägre än beräknat.
• Oljans kvalitet och oljereservoarens egenskaper. Oljefältets produktionshastighet bestäms också av kvaliteten på den olja som hittas (dvs. viskositet och paraffinhalt) och fältets reservoaregenskaper (dvs. dess djup, permeabilitet, förkastningar och vattenmättnad).
• Lagstiftningsmiljö. Andra rättsliga och miljömässiga restriktioner kan påverka tidpunkten för prospektering och utveckling. Även rättsliga utmaningar mot Bureau of Land Management’s (BLM) uthyrningsprogram, godkännande av insamling av seismiska data och godkännande av specifika oljefältsprojekt skulle kunna fördröja utvecklingen och produktionen av råolja i ANWR avsevärt.
• Konkurrerande möjligheter. Omvandling av tekniskt utvinningsbara resurser till produktion kommer att kräva avsevärd tid och ekonomiska investeringar. Fientliga väderförhållanden, tillsammans med begränsade väderfönster under vilka man kan utforska och borra, ökar utvecklings- och produktionskostnaderna, vilket gör Alaska till ett av de mer kapitalintensiva borrområdena i USA. Företag som har erfarenhet av att bedriva verksamhet i avlägsna områden i Alaska har verksamhet i NPRA, där uthyrning redan har påbörjats, och de kan komma att prioritera investeringar i NPRA framför ANWR.

Alaska förlitar sig på Trans-Alaska Pipeline System (TAPS), som firade sitt 40-årsjubileum 2017, för att transportera råolja från den frusna North Slope till varmvattenhamnen Valdez på delstatens sydkust. Den 800 mil långa rörledningen byggdes 1974-1977 och nådde sitt högsta flöde i slutet av 1980-talet med 2 miljoner fat per dag (b/d). Det nuvarande flödet är nära 500 000 b/d. Att öka oljeproduktionen från ANWR skulle bidra till att lindra de nuvarande utmaningarna, bland annat:

• Mindre oljeproduktion → långsammare flöde → råoljan tillbringar mer tid i röret och mindre turbulens genereras
• Lägre flöde/mindre turbulens → mer vax kan ansamlas i röret, kräver mer frekvent rengöring
• Mer tid i röret → råoljan förlorar värme → högre risk för isproblem, mer vax bildas

Nästan 80 % av den olja som producerades i Alaska 2017 skickades till Washington och Kalifornien med Jones Act-fartyg till en fraktkostnad på cirka 5 dollar.50 per fat. Ungefär 15 % av Alaskas råoljeproduktion bearbetades i Alaska. En liten del av Alaskas råolja skickades till Hawaii eller exporterades till internationella destinationer under 2017.

Metodik

Effekterna av att öppna Coastal Plain-området i ANWR bestäms i delmodulen Alaska Oil and Gas Supply Submodule (AOGSS) i EIA:s olje- och gasförsörjningsmodul i National Energy Modeling System (NEMS). AOGSS används för att beräkna prospekteringen och utvecklingen av oupptäckta oljeresurser i Alaska. Råoljepriset och transportkostnaderna till raffinaderier i södra Kalifornien används för att beräkna ett beräknat oljepris vid källan (netback). En beräkning av diskonterat kassaflöde (DCF) används för att fastställa den ekonomiska lönsamheten för borrning och produktion i Alaska. Utforskning, upptäckt och utveckling av nya oljefält i ANWR kommer i slutändan att bero på den antagna tidpunkten för utvecklingen, den antagna fältstorleksfördelningen och produktionsprofilen för varje fältstorlek samt den förväntade lönsamheten för utvecklingen av varje fältstorlek.

Ytterligare antaganden styr beräkningen av råoljeproduktionen från kustslätten i ANWR:

• Den första försäljningen av hyresrätter antas äga rum år 2021. Kongressen beordrade två leasingförsäljningar i ANWR – den första inom fyra år efter lagens ikraftträdande och den andra inom sju år. Denna tid ger utrymme för utveckling av ett BLM-utarrenderingsprogram, vilket inbegriper godkännande av en miljökonsekvensbeskrivning samt insamling och analys av ytterligare seismiska data.
• Den första produktionen från ANWR sker minst 10 år efter den första utarrenderingen (dvs. 2031). Denna tidslinje på 10 år behövs för prospektering, bedömning, tillståndsgivning och utveckling och förutsätter att ingen utdragen rättslig strid pågår för att godkänna BLM:s utkast till miljökonsekvensbeskrivning, BLM:s godkännande av insamling av seismiska data eller BLM:s godkännande av ett specifikt förslag till utveckling av ett hyresavtal.
• De största fälten sätts i produktion först.
• Nya fält utvecklas i tur och ordning vartannat år efter det att ett tidigare fält har börjat producera, om produktionskostnaderna och marknadsvillkoren stödjer utvecklingen av dessa fält.
• Fälten antas ta tre till fyra år att nå toppproduktion, bibehålla toppproduktionen i tre till fyra år och sedan minska tills de inte längre är lönsamma och överges.

Potentiell produktion från ANWR-fälten baseras på storleken på det upptäckta fältet och produktionsprofilerna för andra fält av samma storlek i Alaska med liknande geologiska egenskaper. Den antagna fältstorleksfördelningen och de resulterande tekniskt utvinningsbara råoljeresurserna för det genomsnittliga ANWR-fallet och de två alternativa ANWR-fallen (Low ANWR och High ANWR) visas i tabell 1 och är baserade på de uppskattningar som publicerades i USGS:s bedömning från 1998.

Tabell 1. Antaganden om fältstorleksfördelning och tekniskt återvinningsbar råoljeresurs

Fältstorlek (miljoner fat)	Antal fält				Tekniskt återvinningsbar. Råoljeresurser (miljarder fat)
	Låg ANWR	Medel ANWR	Hög ANWR			Låg ANWR	Medel ANWR	Hög 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
Källa: U.S. Energy Information Administration, Office of Energy Analysis.

Resultat

Öppnandet av kustslätten i ANWR för utvinning av råolja beräknas öka den inhemska råoljeproduktionen med början 2031. Råoljepriserna i fallet Mean ANWR är tillräckliga för att stödja utvecklingen i ANWR med tanke på den antagna resursbasen och kostnadsberäkningarna. Råoljeproduktionen från ANWR:s kustslätt når en topp på cirka 880 000 fat per dag (b/d) år 2041 i det genomsnittliga ANWR-scenariot. Mellan 2031 och 2050 är den kumulativa råoljeproduktionen i USA 3,4 miljarder fat högre i Mean ANWR-fallet än i AEO2018-referensfallet (figur 2).

Figurdata

Varje ytterligare fat råolja som produceras från ANWR beräknas minska USA:s nettoimport av flytande bränslen med ungefär ett fat (figur 3). I referensscenariot AEO2018 beräknas USA:s nettoimport av råolja, oljeprodukter och vätskor från naturgasanläggningar minska mellan 2017 och 2035. USA beräknas vara en nettoexportör av flytande bränslen på volymbasis från 2029 till 2045, med en nettoexport som når en topp på nära 650 000 b/d år 2037. Efter 2045 ökar USA:s nettoimport och når nästan 750 000 b/d år 2050 i referensscenariot AEO2018. Fallet Mean ANWR har ett liknande mönster för nettoimport av flytande bränslen, där nettoexporten av råolja och flytande bränslen når över 1,2 miljoner b/d år 2040. År 2050 ökar USA:s nettoimport till cirka 300 000 b/d i det genomsnittliga ANWR-fallet.

figuredata

Den minskade importen av råolja och petroleumprodukter från USA förbättrar USA:s handelsbalans genom att minska utgiftsnivåerna för import av råolja och petroleumprodukter (figur 4). I referensfallet AEO2018 är de kumulativa amerikanska utgifterna för importerad råolja och importerade petroleumprodukter cirka 4 900 miljarder dollar (2017 dollar) mellan 2031 och 2050. I fallet Mean ANWR minskar en jämförelsevis högre inhemsk råoljeproduktion från 2031 till 2050 de kumulativa utgifterna för importerad råolja och flytande bränslen med cirka 409 miljarder dollar (8 %).

figuredata

Marknadsdynamiken skulle kunna begränsa hur stor del av den ökade produktionen i Alaska som skulle bearbetas inhemskt under prognosperioden. Efterfrågan på bensin minskar på västkusten under större delen av prognosperioden, vilket skulle kunna innebära en ljummen efterfrågan på ytterligare råolja som ska bearbetas för att tillgodose slutanvändningskonsumtionen på den traditionella marknaden för Alaskas råoljeproduktion. Tillgången till Jones Act-kompatibla fartyg och begränsningar genom högtrafikerade vattenvägar på västkusten kan också begränsa den mängd råolja från Alaska som bearbetas i inhemska raffinaderier. Med tanke på dessa faktorer skulle vissa ytterligare volymer av Alaskas oljeproduktion sannolikt exporteras till Asien.

Känslighetsanalys

Känsligheten hos ANWR-produktionsprognoserna för förändringar i tekniskt utvinningsbara råoljeresurser i ANWR undersöks i två fall. Som framgår av tabell 1 antas den tekniskt utvinningsbara råoljeresursen i ANWR i fallen Low ANWR och High ANWR vara 5,7 miljarder fat respektive 16,0 miljarder fat. Råoljepriserna är tillräckliga för att stödja utvecklingen i ANWR även i fallet med lågt ANWR med de lägre resursantagandena.

Råoljeproduktionen från kustslätten i ANWR når en topp på nästan 560 000 b/d år 2039 i det låga ANWR-fallet och 1,2 miljoner b/d år 2044 i det höga ANWR-fallet, jämfört med en topp på cirka 880 000 b/d år 2041 i det genomsnittliga ANWR-fallet. Mellan 2031 och 2050 är den kumulativa ökande inhemska råoljeproduktionen 2,0 miljarder fat i det låga ANWR-fallet och 5,1 miljarder fat i det höga ANWR-fallet, jämfört med 3,4 miljarder fat i det genomsnittliga ANWR-fallet (figur 5).

Figurdata

Ett liknande mönster för nettoimport av flytande bränslen ses i alla tre ANWR-fall, där den maximala nivån för nettoexport av råolja och flytande bränslen uppgår till mer än 1,1 miljoner fat/dygn i det låga ANWR-fallet och 1,4 miljoner fat/dygn i det höga ANWR-fallet (figur 6). I fallet Low ANWR ökar USA:s nettoimport till cirka 630 000 b/d år 2050, jämfört med 300 000 b/d i fallet Mean ANWR och 750 000 b/d i AEO2018-referensfallet. I fallet High ANWR förblir USA en liten nettoexportör av olja på volymbasis och når nästan 220 000 b/d år 2050.

Figurdata

Ökningen av den inhemska råoljeproduktionen i fallen Low ANWR och High ANWR med motsvarande minskning av U.USA:s import av råolja och petroleumprodukter leder också till en minskning av USA:s utgifter för import av råolja och petroleumprodukter (figur 7). I fallen Low ANWR och High ANWR är de kumulativa utgifterna för importerad råolja och flytande bränslen från 2031 till 2050 cirka 200 miljarder dollar (4 %) lägre respektive 595 miljarder dollar (12 %) lägre än i referensfallet AEO2018.

figurdata

Endnoter

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, Avdelning II, avsnitt 20001, https://congress.gov/115/bills/hr1/BILLS-115hr1enr.pdf

2. ANWR inrättades genom Alaska National Interest Lands Conservation Act (ANILCA) 1980. Avsnitt 1002 i ANILCA sköt upp ett beslut om förvaltningen av prospektering och utveckling av råolja och naturgas på 1,5 miljoner hektar potentiellt produktiv mark i kustslätten i ANWR.

3. Prognoserna för Alaskas råolje- och naturgasproduktion i AEO2018 återspeglar ett fortsatt förbud mot borrning i alla områden i ANWR.

4. Jones Act (avsnitt 27 i Merchant Marine Act från 1920) kräver att alla varor som transporteras på vatten mellan U.USA:s hamnar transporteras på fartyg som är byggda i USA, ägs av amerikanska medborgare och bemannas av amerikanska medborgare och personer med permanent uppehållstillstånd.

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. I den här analysen avser alla hänvisningar till ANWR alla federala, delstatliga och inhemska områden i kustslätten (område 1002). Statliga tjänstemän och vissa inhemska företag har uttryckt ett starkt intresse för att utveckla sina respektive oljeresurser, som är juridiskt och ekonomiskt kopplade till ett kongressbeslut om att tillåta utveckling i ANWR.