Kryzys energetyczny w Europie wywołany trwającą wojną między Rosją a Ukrainą spowodował, że kontynentowi brakuje dostaw węglowodorów iw coraz większym stopniu polega on na imporcie skroplonego gazu ziemnego. Norwegia, największy producent ropy i gazu w regionie, zintensyfikowała rekordowy wzrost sankcji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (NCS), w wyniku którego w ciągu ostatnich dwóch i pół roku 35 projektów otrzymało zielone światło – większość na końcówka ubiegłego roku. Według badań Rystad Energy, w Norwegii nastąpi gwałtowny wzrost wydatków na rozwój w krótkim okresie, ponieważ szacuje się, że rozbudowa portfela projektów uruchomi ogromne inwestycje typu greenfield o wartości 42.7 miliarda dolarów.
Projekty objęte sankcjami w ramach tymczasowego systemu podatkowego Norwegii pomogą utrzymać wysokie wydobycie gazu na NCS do 2030 r. Podczas gdy kluczowe pola wydobywcze, takie jak Troll, Oseberg i Aasta Hansteen, będą powoli wchodzić w fazę schyłkową w nadchodzących latach, projekty związane z systemem podatkowym, takie jak Aker BP's Szczególnie istotne dla utrzymania stałego wysokiego przepływu gazu z Norwegii do Europy będą Hub Yggdrasil (uruchomienie w 2027 r.), 3 faza Ormen Lange firmy Shell (uruchomienie w 2025 r.) oraz Irpa firmy Equinor (uruchomienie w 2026 r.).
Oczekuje się również, że produkcja płynów NCS utrzyma się na stałym poziomie, co jest dobrą wiadomością, ponieważ Europa stara się odzwyczaić od importu rosyjskiej ropy. Z tymczasowego systemu podatkowego największy udział w wydobyciu ropy będą miały Yggdrasil Hub firmy Aker BP (uruchomienie w 2027 r.), Breidablikk Equinor (uruchomienie w 2025 r.) i Balder Future firmy Vaar Energi (uruchomienie w 2024 r.). Większość wydobycia ropy będzie jednak pochodzić z głównych złóż objętych sankcjami w ramach standardowego systemu podatkowego, takich jak Johan Sverdrup – zwłaszcza od czasu, gdy druga faza gigantycznego złoża morskiego została uruchomiona w grudniu 2022 r.
Razem te projekty przesunęły spadek wydobycia na NCS do 2028 roku. Według badań Rystad Energy dodatkowa podaż gazu w 2028 roku wyniesie ok. 24.9 mld m sześc. (Bcm), co odpowiada ok. 6.225% zapotrzebowania w Europie Unia i Wielka Brytania razem wzięte. Ten wzrost z 96 mld m121 do 24 mld m30.25 oznacza, że w ciągu pięciu lat Norwegia przejdzie od dostarczania mniej niż jednej czwartej (XNUMX%) do blisko jednej trzeciej (XNUMX%) całego europejskiego gazu.
„Rezultat tej ulgi podatkowej jest trojaki: zwiększone inwestycje w NCS; zwiększone wpływy podatkowe w momencie rozpoczęcia produkcji; i zwiększonej podaży do Europy w krytycznym momencie. Norwegia będzie musiała rozważyć, czy ten system jest jednorazowy, aby przyciągnąć inwestycje, czy też można wyciągnąć wnioski na przyszłość” – mówi Mathias Schioldborg, analityk rynku wyższego szczebla w Rystad Energy.
Tymczasowy system podatkowy
Norwegia wdrożyła swój tymczasowy system podatkowy podczas spowolnienia rynkowego wywołanego pandemią Covid-19 w 2020 r., aby przyciągnąć inwestycje i zabezpieczyć przyszłe wydatki na rozwój NCS. Reżim zachęcił operatorów do wydawania pieniędzy, oferując bezpośrednie wydatki i zwiększając stopę wzrostu inwestycji we wszystkich trwających inwestycjach w 2020 i 2021 r., a także we wszystkie projekty rozwojowe zatwierdzone przed 2023 r. do momentu wydobycia pierwszej ropy. Pomimo obniżenia tempa wzrostu z 24% w 2020 r. do 12.4% w 2022 r., Rystad Energy wyliczył, że tymczasowy reżim nadal podnosi wartość bieżącą netto (NPV) i obniża ceny progowe projektów deweloperskich, zarówno w porównaniu do starego, jak i nowego standardowy system oparty na przepływach pieniężnych. Ponieważ ceny ropy znacznie odbiły się od załamania w 2020 r., operatorzy NCS starają się o przedłożenie swoich planów rozwoju i działalności (PDO) w oknie podatkowym, aby ich projekty mogły skorzystać z korzystnych warunków finansowych przed wdrożeniem nowy standardowy system na początku 2023 r.
Łącznie, z 35 projektów usankcjonowanych w ramach reżimu, 24 otrzymało zielone światło w zeszłym roku – co czyni rok 2022 wyraźnym rekordzistą pod względem liczby sankcjonowanych projektów na NCS w jednym roku kalendarzowym. Ubiegły rok był również zwycięski pod względem łącznej wartości projektów objętych sankcjami w ciągu jednego roku, która ma wynieść prawie 29 miliardów dolarów. Aker BP obsługuje 17 z 35 projektów znajdujących się na liście, w tym Yggdrasil Hub (Munin, Hugin i Fulla), projekt Valhall PWP-Fenris, projekt Skarv Satellites (Alve North, Idun North i Orn) oraz Utsira High tieback rozwój Ivara Aasena i Edvarda Griega (Symra, Troldhaugen i Solveig, faza 2). Wszystkie projekty Aker BP znajdują się na Morzu Północnym, z wyjątkiem Skarv Satellites i Graasel. Następnie Equinor obsługuje 11 projektów, w tym Breidablikk, Irpa, Halten East, elektryfikację złoża Njord i przedłuża żywotność pola gazowego Snohvit na Morzu Barentsa poprzez swój „przyszły” projekt. Innym godnym uwagi wkładem jest instalacja podmorskiego systemu kompresji firmy Shell dla fazy 3 pola gazowego Ormen Lange, Dvalin North firmy Wintershall Dea i Eldfisk North firmy ConocoPhillips.
Inwestycje w NCS mają osiągnąć 9.6 miliarda dolarów w 2023 roku
Rozbudowa 35 projektów znacznie zwiększy krótkoterminowe wydatki na NCS. Przewiduje się, że szczytowy poziom inwestycji wynikający z tymczasowego reżimu wyniesie w tym roku 9.6 mld USD, głównie dzięki rozpoczęciu przez Aker BP programu inwestycyjnego dla projektów Yggdrasil i Valhall PWP-Fenris. Przewiduje się, że projekty będą kosztować odpowiednio 12.3 mld USD i 5.3 mld USD. Wybuch kosztów w projekcie Balder Future firmy Vaar Energi obniżył również poziom krótkoterminowych inwestycji typu greenfield na NCS. Przewiduje się, że wydatki typu greenfield z 35 projektów będą stale rosły w ciągu najbliższych trzech lat, osiągając 9.1 mld USD w 2024 r., 7.4 mld USD w 2025 r. i 6.3 mld USD w 2026 r. Jednak przewiduje się gwałtowny spadek po 2026 r., kiedy większość projektów online, chociaż program inwestycyjny Yggdrasil firmy Aker BP będzie kontynuowany do 2027 r. Inwestycje typu greenfield realizowane przez reżim są na dobrej drodze do ukończenia do 2029 r.
Łącznie szacuje się, że 35 projektów zawiera łącznie 2.472 miliarda baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe) w zasobach możliwych do wydobycia pod względem ekonomicznym i technicznym. Spośród wszystkich projektów Yggdrasil Hub firmy Aker BP jest zdecydowanym zwycięzcą, posiadając około 571 mln boe, podzielonych między 266 mln boe z Munin, 238 mln boe z Hugin i 66 mln boe z Fulla. Gigantyczny hub na Morzu Północnym zawiera około 55% ropy, 33% gazu i 12% płynnego gazu ziemnego (NGL). Shell rozwija podwodny system kompresji na polu gazowym Ormen Lange, ponieważ modernizacja pozwoli na wydobycie około dodatkowych 210 milionów baryłek gazu w okresie eksploatacji pola. Breidablikk z Equinor, Fenris z Aker BP i Tommeliten Alpha z ConocoPhillips, posiadające odpowiednio około 192 mln boe, 140 mln boe i 134 mln boe. Mierząc według firmy, przewagę mają Aker BP, Equinor i Vaar, które posiadają odpowiednio 780 mln boe, 570 mln boe i 265 mln boe z tych projektów.
Oczekuje się, że produkcja z projektów okna podatkowego osiągnie szczyt na poziomie 921,000 2028 baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boepd) w 2025 r. Produkcja wynikająca z reżimu nie wzrośnie znacząco przed 2021 r., mimo że Aker BPs Graasel zostanie uruchomiony w 2024 r., Hod w zeszłym roku i kilka mniejszych projektów, które mają zostać uruchomione w tym i przyszłym roku. Ten pierwszy wzrost będzie napędzany projektami takimi jak Breidablikk firmy Equinor, Balder Future firmy Vaar i Tommeliten Alpha firmy ConocoPhillips, które osiągnęły plateau po uruchomieniu w 3 r., a także faza 2025 projektu Ormen Lange firmy Shell i Tyrving firmy Aker BP, które mają rozpocząć się w 300,000 r. Prognozuje się wzrost produkcji w kierunku szczytu, z produkcją skokową z 2025 446,000 boepd w 2026 r. do 702,000 2027 boepd w 921,000 r. i 818,000 2029 boepd w 659,000 r., napędzaną gwałtownie uruchomieniem Yggdrasil Hub firmy Aker BP. Spodziewamy się stałego spadku produkcji z 2030 tys. najbardziej.
By Rystad Energia
Więcej najlepszych odczytów z Oilprice.com:
Źródło: https://finance.yahoo.com/news/norway-temporary-tax-breaks-bolster-230000485.html