Criza energetică din Europa declanșată de războiul în desfășurare dintre Rusia și Ucraina a lăsat continentul lipsit de aprovizionare cu hidrocarburi și din ce în ce mai dependent de importurile de gaze naturale lichefiate. Norvegia, cel mai mare producător de petrol și gaze din regiune, a intensificat cu un boom record de sancțiuni pe platoul continental norvegian (NCS), care a văzut uimitoarea 35 de proiecte primite în ultimii doi ani și jumătate – majoritatea la sfârşitul anului trecut. Potrivit cercetării Rystad Energy, Norvegia va vedea cheltuielile de dezvoltare explozive pe termen scurt, deoarece se estimează că extinderea portofoliului de proiecte va lansa investiții uriașe de 42.7 miliarde de dolari.
Aceste proiecte sancționate în temeiul regimului fiscal temporar al Norvegiei vor ajuta la menținerea producției mari de gaze pe NCS până în 2030. În timp ce zăcăminte producătoare cheie precum Troll, Oseberg și Aasta Hansteen vor intra încet în faza de declin în următorii ani, proiectele de regim fiscal precum Aker BP. Yggdrasil Hub (înființat în 2027), Faza 3 a Shell a lui Ormen Lange (înființat în 2025) și Irpa a lui Equinor (înființat în 2026) vor fi deosebit de semnificative în menținerea unui flux constant de gaz din Norvegia către Europa.
De asemenea, se așteaptă ca producția de lichide NCS să se susțină în viitor, ceea ce este o veste binevenită, deoarece Europa încearcă să se îndepărteze de importurile de petrol rusești. Din regimul de impozitare temporară, Yggdrasil Hub al Aker BP (înființat în 2027), Breidablikk al Equinor (înființat în 2025) și Balder Future al Vaar Energi (start-up în 2024) vor fi cei mai mari contributori în ceea ce privește producția de petrol. Cea mai mare parte a producției de petrol va proveni, totuși, din zăcăminte majore sancționate în timpul regimului fiscal standard, cum ar fi Johan Sverdrup – mai ales că a doua fază a zăcământului offshore gigant a intrat în funcțiune în decembrie 2022.
Împreună, aceste proiecte au împins declinul producției pe NCS până în 2028. Potrivit cercetării Rystad Energy, furnizarea suplimentară de gaze în 2028 va fi de aproximativ 24.9 miliarde de metri cubi (Bcm), echivalentul a aproximativ 6.225% din cererea europeană. Uniunea și Marea Britanie împreună. Această creștere de la 96 Bcm la 121 Bcm înseamnă că Norvegia va trece de la furnizarea de puțin sub un sfert (24%) la aproape o treime (30.25%) din toate gazele europene în cinci ani.
„Rezultatul acestei reduceri fiscale este triplu: investiții sporite în NCS; majorarea veniturilor fiscale la începerea producției; și a crescut aprovizionarea către Europa într-un moment critic. Norvegia va trebui să ia în considerare dacă acest regim este unul unic pentru a atrage investiții sau dacă se pot învăța lecții pentru viitor”, spune Mathias Schioldborg, analist upstream la Rystad Energy.
Regimul fiscal temporar
Norvegia și-a implementat regimul fiscal temporar în timpul scăderii pieței induse de pandemia de Covid-19 în 2020 pentru a atrage investiții și a asigura cheltuielile viitoare de dezvoltare pentru NCS. Regimul a stimulat operatorii să cheltuiască prin oferirea de cheltuieli directe și prin creșterea ratei de creștere a investițiilor pentru toate investițiile în curs în 2020 și 2021, precum și pentru toate proiectele de dezvoltare sancționate înainte de 2023 până la realizarea primului petrol. În ciuda unei reduceri a ratei de creștere de la 24% în 2020 la 12.4% în 2022, Rystad Energy a calculat că regimul temporar ridică în continuare valoarea actuală netă (VAN) și scade prețurile de rentabilitate ale proiectelor de dezvoltare, în comparație atât cu cele vechi, cât și cu cele noi. regim standard bazat pe fluxul de numerar. În condițiile în care prețurile petrolului și-au revenit substanțial din scăderea din 2020, operatorii NCS s-au chinuit să-și depună planurile de dezvoltare și operare (PDO) în fereastra fiscală, astfel încât proiectele lor să poată beneficia de condițiile financiare favorabile înainte de implementarea noul regim standard la începutul anului 2023.
În total, cele 35 de proiecte sancționate în cadrul regimului, 24 au primit undă verde anul trecut – făcând din 2022 un record clar în ceea ce privește numărul de proiecte sancționate pe NCS într-un singur an calendaristic. Anul trecut a fost, de asemenea, un câștigător în ceea ce privește valoarea totală a proiectelor sancționate într-un singur an, estimată să însumeze aproape 29 de miliarde de dolari. Aker BP operează 17 dintre cele 35 de proiecte de pe listă, inclusiv Yggdrasil Hub (Munin, Hugin și Fulla), proiectul Valhall PWP-Fenris, proiectul Skarv Satellites (Alve North, Idun North și Orn) și Utsira High Tieback evoluții pentru Ivar Aasen și Edvard Grieg (Symra, Troldhaugen și Solveig Faza 2). Toate proiectele Aker BP sunt în Marea Nordului, cu excepția Sateliților Skarv și Graasel. Equinor urmează prin operarea a 11 proiecte, inclusiv Breidablikk, Irpa, Halten East, electrificarea zăcământului Njord și prelungirea duratei de viață a zăcământului de gaz Snohvit din Marea Barents prin proiectul său „viitor”. Alte contribuții demne de remarcat sunt instalarea de către Shell a unui sistem de compresie submarin pentru faza 3 a zăcământului de gaz Ormen Lange, Dvalin North de la Wintershall Dea și Eldfisk North de la ConocoPhillips.
Investiția în NCS va ajunge la 9.6 miliarde de dolari în 2023
Construirea celor 35 de proiecte va crește semnificativ cheltuielile pe termen scurt pentru NCS. Nivelul de vârf al investițiilor rezultat din regimul temporar este estimat să atingă 9.6 miliarde de dolari în acest an, în principal impulsionat de Aker BP, care își începe schema de investiții pentru proiectele Yggdrasil și Valhall PWP-Fenris. Se estimează că proiectele vor costa 12.3 miliarde de dolari, respectiv 5.3 miliarde de dolari. Explozia de costuri la proiectul Balder Future de la Vaar Energi a redus, de asemenea, nivelul investițiilor pe termen scurt pe NCS. Cheltuielile greenfield din cele 35 de proiecte vor crește constant în următorii trei ani, ajungând la 9.1 miliarde de dolari în 2024, 7.4 miliarde de dolari în 2025 și 6.3 miliarde de dolari în 2026. Cu toate acestea, se anticipează o scădere bruscă după 2026, când vor veni majoritatea proiectelor. online, deși schema de investiții Yggdrasil a Aker BP va continua până în 2027. Investițiile greenfield din cadrul regimului rămân pe cale să fie finalizate până în 2029.
În total, cele 35 de proiecte sunt estimate să dețină un total de 2.472 miliarde de barili echivalent petrol (bep) în resurse recuperabile din punct de vedere economic și tehnic. Dintre toate proiectele, Yggdrasil Hub de la Aker BP este un câștigător clar, deținând aproximativ 571 milioane bep, împărțiți între 266 milioane bep de la Munin, 238 milioane bep de la Hugin și 66 milioane bep de la Fulla. Gigantul hub din Marea Nordului deține aproximativ 55% petrol, 33% gaz și 12% lichide din gaz natural (NGL). Urmează dezvoltarea de către Shell a unui sistem de compresie submarin la zăcământul de gaz Ormen Lange, deoarece modernizarea va permite extragerea a aproximativ 210 milioane bep de gaz suplimentar pe durata de viață a zăcământului. Urmează Breidablikk de la Equinor, Fenris de la Aker BP și Tommeliten Alpha de la ConocoPhillips, care dețin aproximativ 192 milioane bep, 140 milioane bep și, respectiv, 134 milioane bep. Măsurând în funcție de companie, Aker BP, Equinor și Vaar preiau avantajul deținând 780 milioane bep, 570 milioane bep și, respectiv, 265 milioane bep din aceste proiecte.
Se așteaptă ca producția din proiectele ferestrei fiscale să ajungă la 921,000 de barili de echivalent petrol pe zi (boepd) în 2028. Producția rezultată din regim nu va crește considerabil înainte de 2025, în ciuda faptului că Aker BPs Graasel va fi lansat în 2021, Hod anul trecut și câteva proiecte mai mici programate să fie lansate în acest și anul viitor. Această primă ridicare va fi alimentată de proiecte precum Breidablikk de la Equinor, Balder Future de la Vaar și Tommeliten Alpha de la ConocoPhillips, care ajung la un platou după ce a fost lansată online în 2024, pe lângă Faza 3 de la Shell a lui Ormen Lange și Tyrving de la Aker BP care a început în 2025. Se prognozează o creștere spre vârf, producția crescând de la 300,000 bpd în 2025 la 446,000 bpd în 2026 și 702,000 bpd în 2027, susținută puternic de lansarea Yggdrasil Hub al Aker BP. Ne așteptăm ca producția să scadă constant de la 921,000 bepd pe zi în 818,000 la 2029 bepd în 659,000, 2030 boepd în 254,000 și chiar la 2035 boepd în XNUMX. cel mai.
De Rystad Energy
Mai multe lecturi de top de la Oilprice.com:
Sursa: https://finance.yahoo.com/news/norway-temporary-tax-breaks-bolster-230000485.html