Door de energiecrisis in Europa, veroorzaakt door de aanhoudende oorlog tussen Rusland en Oekraïne, heeft het continent een tekort aan koolwaterstofvoorraden en is het steeds afhankelijker geworden van de invoer van vloeibaar aardgas. Noorwegen, de grootste olie- en gasproducent in de regio, is opgevoerd met een recordbrekende sanctieboom op het Noors Continentaal Plat (NCS), waarbij maar liefst 35 projecten groen licht hebben gekregen in de afgelopen twee en een half jaar - de meeste op de staartje van vorig jaar. Volgens Rystad Energy-onderzoek zullen de ontwikkelingsuitgaven in Noorwegen op korte termijn omhoogschieten, aangezien de uitbouw van de projectportfolio naar schatting maar liefst $ 42.7 miljard aan greenfield-investeringen zal lanceren.
Deze projecten die onder het tijdelijke belastingregime van Noorwegen zijn gesanctioneerd, zullen helpen om tegen 2030 een hoge gasproductie op het NCP te handhaven. Terwijl belangrijke producerende velden zoals Troll, Oseberg en Aasta Hansteen de komende jaren langzaam de fase van neergang ingaan, zullen projecten onder het belastingregime zoals die van Aker BP Yggdrasil Hub (start-up in 2027), Shell's fase 3 van Ormen Lange (start-up in 2025) en Equinor's Irpa (start-up in 2026) zullen bijzonder belangrijk zijn bij het handhaven van een constant hoge gasstroom van Noorwegen naar Europa.
De productie van NCS-vloeistoffen zal naar verwachting ook in de toekomst aanhouden, wat goed nieuws is, aangezien Europa probeert af te zien van de Russische olie-import. Van het tijdelijke belastingregime zullen Yggdrasil Hub van Aker BP (start-up in 2027), Equinor's Breidablikk (start-up in 2025) en Vaar Energi's Balder Future (start-up in 2024) de grootste bijdragen leveren in termen van olieproductie. De meeste olieproductie zal echter afkomstig zijn van grote velden die zijn gesanctioneerd tijdens het standaard belastingregime, zoals Johan Sverdrup – vooral sinds de tweede fase van het gigantische offshore-veld in december 2022 online kwam.
Samen hebben deze projecten de productiedaling op het NCP teruggedrongen tot 2028. Volgens onderzoek van Rystad Energy zal het extra aanbod van gas in 2028 ongeveer 24.9 miljard kubieke meter (Bcm) bedragen, wat overeenkomt met ongeveer 6.225% van de vraag in de Europese Union en het Verenigd Koninkrijk gecombineerd. Deze toename van 96 Bcm naar 121 Bcm betekent dat Noorwegen in vijf jaar tijd zal gaan van het leveren van iets minder dan een kwart (24%) naar bijna een derde (30.25%) van al het Europese gas.
“Het resultaat van deze belastingvermindering is drieledig: meer investeringen in de NCS; verhoogde belastinginkomsten wanneer de productie start; en grotere aanvoer naar Europa op een kritiek moment. Noorwegen zal moeten overwegen of dit regime eenmalig is om investeringen aan te trekken, of dat er lessen uit kunnen worden getrokken voor de toekomst”, zegt Mathias Schildborg, upstream-analist bij Rystad Energy.
Tijdelijk fiscaal regime
Noorwegen voerde zijn tijdelijke belastingregime in tijdens de door de pandemie veroorzaakte marktdaling in 19 om investeringen aan te trekken en toekomstige ontwikkelingsuitgaven voor de NCS veilig te stellen. Het regime stimuleerde exploitanten om geld uit te geven door directe onkostenvergoedingen aan te bieden en het investeringspercentage te verhogen voor alle lopende investeringen in 2020 en 2020, evenals voor alle ontwikkelingsprojecten die vóór 2021 zijn goedgekeurd totdat de eerste olie wordt gerealiseerd. Ondanks een verlaging van het verhogingspercentage van 2023% in 24 naar 2020% in 12.4, berekende Rystad Energy dat het tijdelijke regime nog steeds de netto contante waarde (NPV) verhoogt en de break-even prijzen van ontwikkelingsprojecten verlaagt, in vergelijking met zowel de oude als de nieuwe op cashflow gebaseerd standaardregime. Nu de olieprijzen zich aanzienlijk hebben hersteld van de inzinking in 2022, hebben NCS-exploitanten zich ingespannen om hun ontwikkelings- en exploitatieplannen (BOB) binnen het belastingvenster te krijgen, zodat hun projecten kunnen profiteren van de gunstige financiële voorwaarden voorafgaand aan de implementatie van de nieuw standaardregime begin 2020.
Geaggregeerd, de 35 projecten die binnen het regime zijn gesanctioneerd, kregen er vorig jaar 24 groen licht – waarmee 2022 een duidelijke recordbreker is in termen van het aantal gesanctioneerde projecten op de NCS in één kalenderjaar. Vorig jaar was ook een winnaar wat betreft de totale waarde van projecten die in één jaar zijn gesanctioneerd, naar verwachting in totaal bijna $ 29 miljard. Aker BP exploiteert 17 van de 35 projecten op de lijst, waaronder de Yggdrasil Hub (Munin, Hugin en Fulla), het Valhall PWP-Fenris-project, het Skarv Satellites-project (Alve North, Idun North en Orn) en de Utsira High tieback ontwikkelingen aan Ivar Aasen en Edvard Grieg (Symra, Troldhaugen en Solveig Phase 2). Alle projecten van Aker BP bevinden zich in de Noordzee, behalve Skarv Satellites en Graasel. Equinor volgt door 11 projecten uit te voeren, waaronder Breidablikk, Irpa, Halten East, de elektrificatie van het Njord-veld en het verlengen van de levensduur van het Snohvit-gasveld in de Barentszzee door middel van zijn 'toekomstige' project. Andere noemenswaardige bijdragen zijn de installatie door Shell van een onderzees compressiesysteem voor fase 3 van het Ormen Lange-gasveld, Wintershall Dea's Dvalin North en ConocoPhillips' Eldfisk North.
De investeringen in de NCS zullen in 9.6 $ 2023 miljard bedragen
De uitbouw van de 35 projecten zal de kortetermijnuitgaven aan de NCS aanzienlijk verhogen. Het piekniveau van investeringen als gevolg van het tijdelijke regime zal dit jaar naar verwachting $ 9.6 miljard bereiken, voornamelijk dankzij het feit dat Aker BP zijn investeringsprogramma voor de Yggdrasil- en Valhall PWP-Fenris-projecten startte. De projecten zullen naar verwachting respectievelijk $ 12.3 miljard en $ 5.3 miljard kosten. De kostenuitbarsting bij het Balder Future-project van Vaar Energi heeft ook het niveau van de greenfield-investeringen op de korte termijn op de NCS onder druk gezet. De greenfield-uitgaven van de 35 projecten zullen naar verwachting de komende drie jaar gestaag toenemen, tot $ 9.1 miljard in 2024, $ 7.4 miljard in 2025 en $ 6.3 miljard in 2026. Er wordt echter een scherpe daling verwacht na 2026, wanneer de meeste projecten komen online, hoewel het Yggdrasil-investeringsplan van Aker BP doorloopt tot 2027. Greenfield-investeringen van het regime blijven op schema om tegen 2029 voltooid te zijn.
Bij elkaar opgeteld bevatten de 35 projecten naar schatting in totaal 2.472 miljard vaten olie-equivalent (boe) aan economisch en technisch winbare hulpbronnen. Van alle projecten is de Yggdrasil Hub van Aker BP een duidelijke winnaar met ongeveer 571 miljoen vaten vaten, verdeeld over 266 miljoen vaten van Munin, 238 miljoen vaten van Hugin en 66 miljoen vaten van Fulla. De gigantische Noordzee-hub bevat ongeveer 55% olie, 33% gas en 12% aardgasvloeistoffen (NGL). Shell's ontwikkeling van een onderzees compressiesysteem bij het Ormen Lange-gasveld volgt, aangezien de upgrade de winning van ongeveer 210 miljoen vaten gas tijdens de levensduur van het veld mogelijk zal maken. Equinor's Breidablikk, Aker BP's Fenris en ConocoPhillips' Tommeliten Alpha volgen, met respectievelijk ongeveer 192 miljoen vaten, 140 miljoen vaten en 134 miljoen vaten. Per bedrijf gemeten, nemen Aker BP, Equinor en Vaar de overhand met respectievelijk 780 miljoen vaten, 570 miljoen vaten en 265 miljoen vaten vaten van deze projecten.
De productie van de belastingvensterprojecten zal naar verwachting in 921,000 een piek bereiken van 2028 vaten olie-equivalenten per dag (boepd). De productie als gevolg van het regime zal niet aanzienlijk toenemen vóór 2025, ondanks het feit dat Aker BP's Graasel in 2021 online kwam, Hod vorig jaar, en een paar kleinere projecten gepland voor lancering dit en volgend jaar. Deze eerste lift zal worden aangewakkerd door projecten zoals Equinor's Breidablikk, Vaar's Balder Future en ConocoPhillips' Tommeliten Alpha die een plateau bereiken na online te zijn gekomen in 2024, naast Shell's Phase 3 van Ormen Lange en Aker BP's Tyrving die in 2025 van start gaan. Er wordt een opvoering naar de piek voorspeld, waarbij de productie zal stijgen van 300,000 boepd in 2025 naar 446,000 boepd in 2026 en 702,000 boepd in 2027, sterk aangedreven door de start van de Yggdrasil Hub van Aker BP. We verwachten dat de productie gestaag zal dalen van 921,000 boepd op het hoogtepunt tot 818,000 boepd in 2029, 659,000 boepd in 2030 en zelfs uitloopt op 254,000 boepd in 2035. Op dit moment zullen Yggdrasil, Ormen Lange, Irpa, Breidablikk en Valhall PWP-Fenris produceren het meest.
Door Rystad Energy
Meer topresultaten van Oilprice.com:
Bron: https://finance.yahoo.com/news/norway-temporary-tax-breaks-bolster-230000485.html