Zaradi energetske krize v Evropi, ki jo je sprožila trajajoča vojna med Rusijo in Ukrajino, je celina primanjkovala zalog ogljikovodikov in je vse bolj odvisna od uvoza utekočinjenega zemeljskega plina. Norveška, največja proizvajalka nafte in plina v regiji, se je okrepila z rekordnim razmahom sankcij na norveškem epikontinentalnem pasu (NCS), kjer je bilo v zadnjih dveh letih in pol odobrenih osupljivih 35 projektov – večina na konec lanskega leta. Glede na raziskavo Rystad Energy bo Norveška kratkoročno doživela nenavaden porast izdatkov za razvoj, saj naj bi izgradnja portfelja projektov sprožila neverjetnih 42.7 milijarde USD novih naložb.
Ti projekti, sankcionirani v skladu z norveškim začasnim davčnim režimom, bodo pomagali ohraniti visoko proizvodnjo plina na NCS do leta 2030. Medtem ko bodo ključna proizvodna polja, kot so Troll, Oseberg in Aasta Hansteen, v prihodnjih letih počasi prešla v fazo upada, bodo projekti davčnega režima, kot je Aker BP, Vozlišče Yggdrasil (zagon leta 2027), Shellova 3. faza Ormen Lange (zagon leta 2025) in Equinorjeva Irpa (zagon leta 2026) bodo še posebej pomembni pri ohranjanju stalnega visokega pretoka plina z Norveške v Evropo.
Pričakuje se tudi, da se bo proizvodnja tekočin NCS nadaljevala, kar je dobrodošla novica, saj se Evropa skuša odvaditi od uvoza ruske nafte. Iz začasne davčne ureditve bodo glede na proizvodnjo nafte največ prispevali Yggdrasil Hub družbe Aker BP (zagon leta 2027), Equinorjev Breidablikk (zagon leta 2025) in Balder Future družbe Vaar Energi (zagon leta 2024). Vendar bo večina proizvodnje nafte izhajala iz velikih polj, sankcioniranih med standardnim davčnim režimom, kot je Johan Sverdrup – zlasti odkar je druga faza velikanskega nahajališča na morju začela delovati decembra 2022.
Ti projekti so skupaj potisnili upad proizvodnje na NCS do leta 2028. Po raziskavi Rystad Energy bo dodatna dobava plina leta 2028 znašala približno 24.9 milijarde kubičnih metrov (Bcm), kar ustreza približno 6.225 % povpraševanja v Evropi. Unija in Združeno kraljestvo skupaj. To povečanje s 96 milijard kubičnih metrov na 121 milijard kubičnih metrov pomeni, da bo Norveška v petih letih prešla z dobave slabe četrtine (24 %) na skoraj eno tretjino (30.25 %) vsega evropskega plina.
»Rezultat te davčne olajšave je trojen: povečane naložbe v NCS; povečani davčni prihodki ob začetku proizvodnje; in povečano dobavo Evropi v kritičnem času. Norveška bo morala razmisliti, ali je ta režim enkraten, da bi pritegnil naložbe, ali pa se je mogoče naučiti za prihodnost,« pravi Mathias Schioldborg, analitik na višji stopnji pri Rystad Energy.
Začasni davčni režim
Norveška je uvedla svoj začasni davčni režim med upadom trga, ki ga je povzročila pandemija Covid-19 leta 2020, da bi privabila naložbe in zagotovila prihodnjo porabo za razvoj NCS. Režim je operaterje spodbudil k porabi s ponudbo neposrednih izdatkov in povečanjem stopnje povečanja naložb za vse tekoče naložbe v letih 2020 in 2021, pa tudi za vse razvojne projekte, odobrene pred letom 2023, do realizacije prve nafte. Kljub zmanjšanju stopnje dviga s 24 % v letu 2020 na 12.4 % v letu 2022 je Rystad Energy izračunal, da začasni režim še vedno dviguje neto sedanjo vrednost (NPV) in znižuje prelomne cene razvojnih projektov v primerjavi s starimi in novimi. standardni režim, ki temelji na denarnem toku. Ker so si cene nafte po padcu leta 2020 precej opomogle, so se operaterji NCS trudili, da bi svoje načrte razvoja in delovanja (PDO) predložili v okviru davčnega okvira, da bi lahko njihovi projekti izkoristili ugodne finančne pogoje pred izvedbo nov standardni režim v začetku leta 2023.
Od skupno 35 projektov, sankcioniranih znotraj režima, je bilo lani odobrenih 24, zaradi česar je leto 2022 jasno rekordno glede števila sankcioniranih projektov na NCS v enem koledarskem letu. Lansko leto je bilo zmagovalno tudi glede skupne vrednosti sankcioniranih projektov v enem letu, ki naj bi znašala skoraj 29 milijard dolarjev. Aker BP upravlja 17 od 35 projektov na seznamu, vključno s središčem Yggdrasil (Munin, Hugin in Fulla), projektom Valhall PWP-Fenris, projektom Skarv Satellites (Alve North, Idun North in Orn) in Utsira High tieback razvoj Ivarja Aasena in Edvarda Griega (2. faza Symra, Troldhaugen in Solveig). Vsi projekti družbe Aker BP so v Severnem morju, razen satelitov Skarv in Graasel. Equinor sledi z upravljanjem 11 projektov, vključno z Breidablikk, Irpa, Halten East, elektrifikacijo polja Njord in podaljšanjem življenjske dobe plinskega polja Snohvit v Barentsovem morju s svojim projektom 'prihodnosti'. Drugi omembe vredni prispevki so Shellova namestitev podmorskega kompresijskega sistema za fazo 3 plinskega polja Ormen Lange, Dvalin North podjetja Wintershall Dea in Eldfisk North podjetja ConocoPhillips.
Naložbe v NCS naj bi leta 9.6 dosegle 2023 milijarde USD
Izgradnja 35 projektov bo znatno povečala kratkoročno porabo za NCS. Predvideva se, da bo najvišja raven naložb, ki izhajajo iz začasnega režima, letos dosegla 9.6 milijarde dolarjev, predvsem zaradi tega, ker je Aker BP začel svojo naložbeno shemo za projekta Yggdrasil in Valhall PWP-Fenris. Projekta naj bi stala 12.3 milijarde dolarjev oziroma 5.3 milijarde dolarjev. Izbruh stroškov pri projektu Balder Future podjetja Vaar Energi je prav tako znižal raven kratkoročnih naložb v novo podjetje na NCS. Poraba novih 35 projektov naj bi se v naslednjih treh letih vztrajno povečevala in dosegla 9.1 milijarde USD leta 2024, 7.4 milijarde USD leta 2025 in 6.3 milijarde USD leta 2026. Vendar pa se pričakuje močan upad po letu 2026, ko bo večina projektov na spletu, čeprav se bo naložbena shema Yggdrasil podjetja Aker BP nadaljevala do leta 2027. Nove naložbe režima ostajajo na dobri poti, da bodo dokončane do leta 2029.
Ocenjuje se, da ima 35 projektov skupno 2.472 milijarde sodčkov ekvivalenta nafte (boe) v ekonomsko in tehnično obnovljivih virih. Med vsemi projekti je Yggdrasil Hub družbe Aker BP jasen zmagovalec, saj ima približno 571 milijonov boe, razdeljenih med 266 milijonov boe od Munina, 238 milijonov boe od Hugina in 66 milijonov boe od Fulle. Ogromno vozlišče v Severnem morju vsebuje približno 55 % nafte, 33 % plina in 12 % tekočega zemeljskega plina (NGL). Sledi Shellov razvoj podmorskega kompresijskega sistema na plinskem polju Ormen Lange, saj bo nadgradnja omogočila črpanje približno dodatnih 210 milijonov boe plina v življenjski dobi polja. Sledijo Equinorjev Breidablikk, Aker BP Fenris in ConocoPhillipsov Tommeliten Alpha, ki imajo približno 192 milijonov boe, 140 milijonov boe oziroma 134 milijonov boe. Če merimo po podjetjih, Aker BP, Equinor in Vaar prevzamejo prednost s 780 milijoni boe, 570 milijoni boe oziroma 265 milijoni boe od teh projektov.
Pričakuje se, da bo proizvodnja iz projektov davčnega okenca leta 921,000 dosegla vrhunec pri 2028 sodih ekvivalenta nafte na dan (boepd). Proizvodnja, ki izhaja iz režima, se ne bo bistveno povečala pred letom 2025, kljub temu, da je Aker BPs Graasel začel delovati leta 2021, Hod lani in nekaj manjših projektov, ki naj bi se začeli letos in prihodnje leto. To prvo dvigalo bodo spodbujali projekti, kot so Equinorjev Breidablikk, Vaarjev Balder Future in ConocoPhillipsov Tommeliten Alpha, ki bodo dosegli planoto po vzpostavitvi leta 2024, poleg Shellove 3. faze Ormen Lange in Tyrving družbe Aker BP, ki se bo začela leta 2025. Strma napovedano je povečanje proti vrhuncu, pri čemer bo proizvodnja poskočila s 300,000 boepov na dan v letu 2025 na 446,000 boepov na dan v letu 2026 in 702,000 boepov na dan v letu 2027, kar bo močno spodbudilo zagon vozlišča Yggdrasil Hub družbe Aker BP. Pričakujemo, da bo proizvodnja vztrajno upadala z 921,000 boepd na vrhuncu na 818,000 boepd v letu 2029, 659,000 boepd v letu 2030 in celo na 254,000 boepd v letu 2035. Na tej točki bodo proizvajali Yggdrasil, Ormen Lange, Irpa, Breidablikk in Valhall PWP-Fenris večina.
Avtor Rystad Energy
Več najboljših bralcev s strani Oilprice.com:
Vir: https://finance.yahoo.com/news/norway-temporary-tax-breaks-bolster-230000485.html