Power Wyoming Initial  Simulation Results Presentation to Wyoming Joint Revenue Committee Cheyenne, WY  Robert Godby November 11, 2019 Scenario Main Assumptions Reference case  (AEO2019 ‐ Jan) Economic growth 1.9% annually, other variables at current trend values,  current legislation stays in place.  Low oil/gas resource  (AEO2019 ‐ Jan) Recovery rates of US oil/gas resources 50% lower than reference case,  technological development is 50% lower than reference case.   High oil/gas resource  (AEO2019 ‐ Jan)  Recovery rates of US oil/gas resources 50% higher than reference case,  technological development is 50% higher than reference case.   CREG (Oct 2019)  Assumptions based on current trends/information (to 2024 only) High Oil/Gas resource case and the CREG forecast best track current  information and consensus future outlooks.  Scenario choice and probability • EIA cases chosen for the range of assumptions and outcomes. • Higher or lower oil gas depletion rates • Higher or lower technological improvement in mineral production • National economic growth assumed constant at 1.9% (current rate of GDP  growth) • Each case is not currently perceived as equally likely. Scenarios: Coal Coal Production (mill. st) PRB Coal Prices (2018$/ton) 330 310 290 270 250 230 210 190 170 150 Coal Production Value (mill 2018$) 4500 $13.2 $13.0 4000 $12.8 $12.6 3500 $12.4 3000 $12.2 $12.0 2500 $11.8 $11.6 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2000 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Reference Case High Oil/Gas Case Reference Case High Oil/Gas Case Reference Case High Oil/Gas Case Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Consensus in all forecasts: 1) Coal production will not recover in next five years – question is how bad it gets. 2) Price of coal depends on  ‐ how overcapacity is resolved in PRB,  ‐ on demand for coal in the power sector, which is largely driven by natural gas prices. 3)   Coal revenues flat (least likely) to 25% decline (most likely given current expectations) by 2022.  2024 Scenarios: Natural Gas Natural Gas Production (Tcf) Natural Gas Price ($/mcf) Natural Gas Production Value (mill 2018$) 4.50 4.00 3.50 3.00 2.50 2.00 1.50 1.00 0.50 0.00 1.80 1.70 1.60 1.50 1.40 1.30 1.20 1.10 1.00 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 $6,000 $5,500 $5,000 $4,500 $4,000 $3,500 $3,000 $2,500 $2,000 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Reference Case High Oil/Gas Case Reference Case High Oil/Gas Case Reference Case High Oil/Gas Case Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Consensus: 1) Natural gas production will be flat to declining in next 5 years. 2) Prices to continue to decrease – at best (least likely) they remain at historic lows. 3) Revenues flat to decreasing as much as 30%, with consensus decline around 14% by 2022.   2024 Scenarios: Oil Oil Production (mill bbl) Oil Price (2018$/bbl) 120 Oil Production Value (mill 2018$) $85.0 $80.0 $75.0 $70.0 $65.0 $60.0 $55.0 $50.0 $45.0 $40.0 110 100 90 80 70 60 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 $7,500 $7,000 $6,500 $6,000 $5,500 $5,000 $4,500 $4,000 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Reference Case High Oil/Gas Case Reference Case High Oil/Gas Case Reference Case High Oil/Gas Case Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Low Oil/Gas case CREG Oct 2019 Consensus: 1) Oil production increases over near term – question of how much and how long? 2) Prices to remain low in most likely scenarios. Most recent forecasts support bearish CREG projection.  3) Revenues increasing by 15% to 30%, with 15% reflecting most current market expectations (CREG  outcome).      2024 Scenarios: Total Mineral Revenue Base  Total Energy Production Value (millions 2018$) $17,000 $16,500 $16,000 $15,500 $15,000 $14,500 $14,000 $13,500 $13,000 $12,500 $12,000 2018 2019 Reference Case 2020 High Oil/Gas Case 2021 2022 Low Oil/Gas case 2023 2024 CREG Oct 2019 Overall:  • Total mineral revenue outlook forecasts a 10% decline occurring as early as 2020 to 2022 in most likely  scenarios before a partial recovery (decline of 5% from today) by 2024.   • Scenarios that show full recovery to expansion in revenues least likely cases given current market  conditions and expectations.  Input Caveats • Forecast uncertainty increases significantly with time. • Updated expectations to forecasts for all three commodities have been worsening.   • Projections do not consider any changes in national or state legislation (e.g.  carbon regulations) and their impact on markets.  • major regulatory changes could significantly reduce mineral (especially coal) projections. • Projections do not consider business cycle changes (e.g. a recession) and such  impacts on energy markets  • Typically recessions dampen energy prices and output growth • Wyoming would be doubly hit by such a change (lower energy revenues + slowing  economy in main markets)  • Information updates suggest increased pessimism in mineral forecasts of price  and quantity. Economic Impacts • All scenarios show decline in economic activity next year due to  mineral production assumptions.  • More likely scenarios (CREG and High oil/gas resource) show  economic contraction through 2024 due to mineral sector outcomes. • Reference case also shows near zero employment and output growth due to  minerals sector through 2022.  Employment/Population Impacts CREG Oct 2019 2018 Thousands  of People  or Jobs 2019 2020 2021 EIA High Oil/Gas Resource Case 2022 2023 2024 2018 0 0 ‐1 ‐1 ‐2 ‐2 ‐3 ‐3 ‐4 ‐4 ‐5 ‐5 Total Employment Population 2020 2021 Total Employment 2022 2023 2024 2023 2024 Population EIA Low Oil/Gas Resource Case EIA Reference Case Thousands  of People  or Jobs 2019 12 12 10 10 8 8 6 6 4 4 2 2 0 0 ‐2 ‐2 ‐4 ‐4 2018 2019 2020 2021 Total Employment 2022 Population 2023 2024 2018 2019 2020 2021 Total Employment 2022 Population State Output Impacts (% chg from baseline) CREG Oct 2019 2018 2019 2020 2021 EIA High Oil/Gas Case 2022 2023 2024 2018 1% 1% 0% 0% ‐1% ‐1% ‐2% ‐2% ‐3% ‐3% ‐4% ‐4% Gross Domestic Product (GDP) Output 2019 2020 2021 2022 Gross Domestic Product (GDP) EIA Reference Case (Jan 2019) 2023 2024 Output EIA Low Oil/Gas Case 8% 8% 6% 6% 4% 4% 2% 2% 0% 0% ‐2% ‐2% ‐4% ‐4% 2018 2019 2020 2021 Gross Domestic Product (GDP) 2022 2023 Output 2024 2018 2019 2020 2021 Gross Domestic Product (GDP) 2022 2023 Output 2024 Budget Impacts  Expenditures: • Assume 2019 budget is unchanged in future • Future expenditure changes driven by changes in impacted populations (e.g. K‐12 spending is  driven by the population 5‐19 years of age) and state of economy. • Estimates do not include any changes due to known trends in specific areas such as health care. Revenue: • Revenue estimates based on 2019 rates and estimated for General Fund and K‐12  education • Driven only by mineral production assumptions and associated economic and demographic  outcomes.  • Excludes any changes in revenue due to investment income or other sources not related to the  economy or mineral production.   Revenue and Expenditure (% chg from baseline) CREG Oct. 2019 2018 2019 2020 2021 EIA High Oil/Gas Resource 2022 2023 2024 2018 4% 4% 2% 2% 0% 0% ‐2% ‐2% ‐4% ‐4% ‐6% ‐6% ‐8% ‐8% Total Revenues Total Expenditures 2019 2020 Total Revenues EIA Reference Case (Jan 2019) 2021 2022 2023 2024 Total Expenditures Low Oil/Gas Resource 20% 20% 15% 15% 10% 10% 5% 5% 0% 0% ‐5% ‐5% 2018 2019 2020 Total Revenues 2021 2022 2023 Total Expenditures 2024 2018 2019 2020 Total Revenues 2021 2022 2023 Total Expenditures 2024 Change in Structural Deficit   Increased  deficit  Change in Structural Deficit by Case $400,000,000 $300,000,000 $200,000,000 $100,000,000 $0 ‐$100,000,000 ‐$200,000,000 ‐$300,000,000 ‐$400,000,000 ‐$500,000,000 Decreased  deficit  ‐$600,000,000 CREG Oct 2019 High Oil/Gas Resource 2018 Increased  probability given  current info 2019 2020 2021 2022 Reference Case 2023 Low Oil/Gas Resource 2024 Decreased  probability given  current info Fiscal Takeaways/Thoughts • All projections indicate a structural deficit in near term • Under the perceived most likely conditions, structural deficit persists four or  more years. • Deficit increases by $200 million per year in those cases (CREG and High  Oil/Gas Resource case).  • Real problem of coal decline is reduction in state energy production  diversity. • Increased dependence on oil, the most volatile of the energy revenues as  coal, natural gas production and value declines. • Increases the potential structural deficit should oil conditions decline (oil bust).  • Any future oil boom may be tempered by eventual fossil‐fuel regulations (is  this the last oil boom?).