Por Bojan Lepic – 26 de enero de 2023 (Rigzone)
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Los proyectos sancionados bajo el régimen fiscal temporal de Noruega ayudarán a mantener una alta producción en el NCS hacia 2030 y aumentarán el suministro de petróleo y gas a Europa.
La crisis energética en Europa provocada por la guerra en curso entre Rusia y Ucrania ha dejado al continente sin suministros de hidrocarburos y cada vez más dependiente de las importaciones de gas natural licuado.
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Noruega, el mayor productor de petróleo y gas de la región, dio un paso adelante con un auge sancionador sin precedentes en la plataforma continental noruega que ha visto la asombrosa cifra de 35 proyectos aprobados en los últimos dos años y medio, la mayoría al final de la misma. el año pasado.
Según la investigación de Rystad Energy, Noruega verá dispararse el gasto en desarrollo a corto plazo, ya que se estima que la construcción de la cartera de proyectos lanzará la friolera de $ 42.7 mil millones en inversiones nuevas.
Si bien los campos productores clave como Troll, Oseberg y Aasta Hansteen entrarán lentamente en la fase de declive en los próximos años, los proyectos de régimen fiscal como Yggdrasil Hub de Aker BP (puesta en marcha en 2027), la Fase 3 de Shell de Ormen Lange (puesta en marcha en 2027). en 2025), e Irpa de Equinor (puesta en marcha en 2026) será particularmente importante para mantener un alto flujo constante de gas desde Noruega a Europa.
También se espera que la producción de líquidos NCS se mantenga en el futuro, lo cual es una buena noticia ya que Europa busca dejar de importar petróleo ruso. Del régimen fiscal temporal, Yggdrasil Hub de Aker BP, Breidablikk de Equinor (puesta en marcha en 2025) y Balder Future de Var Energi (puesta en marcha en 2024) serán los mayores contribuyentes en términos de producción de petróleo. Sin embargo, la mayor parte de la producción de petróleo provendrá de campos importantes sancionados durante el régimen fiscal estándar, como Johan Sverdrup, particularmente desde que la segunda fase del campo gigante en alta mar entró en funcionamiento en diciembre de 2022.
Juntos, estos proyectos han retrasado la disminución de la producción en el NCS hasta 2028. Según la investigación de Rystad Energy, el suministro adicional de gas en 2028 será de aproximadamente 24,9 bcm, equivalente a alrededor del 6,225 % de la demanda en la Unión Europea y el Reino Unido combinados. . Este aumento de 96 bcm a 121 bcm significa que Noruega pasará de suministrar poco menos de una cuarta parte (24%) a cerca de un tercio (30,25%) de todo el gas europeo en cinco años.
“El resultado de esta exención fiscal es triple: mayor inversión en el NCS; aumento de los ingresos fiscales cuando comienza la producción; y mayor suministro a Europa en un momento crítico. Noruega deberá considerar si este régimen es único para atraer inversiones o si se pueden aprender lecciones para el futuro”, dice Mathias Schioldborg, analista upstream de Rystad Energy.
Régimen fiscal temporal
Noruega implementó su régimen fiscal temporal durante la recesión del mercado inducida por la pandemia de Covid-19 en 2020 para atraer inversiones y asegurar el gasto de desarrollo futuro en el NCS. El régimen incentivó a los operadores a gastar ofreciendo gastos directos y aumentando la tasa de aumento de la inversión en todas las inversiones en curso en 2020 y 2021, así como en todos los proyectos de desarrollo sancionados antes de 2023 hasta que se realice el primer petróleo.
A pesar de una reducción en la tasa de mejora del 24 % en 2020 al 12,4 % en 2022, Rystad Energy calculó que el régimen temporal aún eleva el valor actual neto (VAN) y reduce los precios de equilibrio de los proyectos de desarrollo, en comparación con los proyectos antiguos y nuevos. Régimen estándar basado en el flujo de efectivo.
Dado que los precios del petróleo se han recuperado sustancialmente de la caída en 2020, los operadores de NCS han estado luchando para que sus planes de desarrollo y operación (PDO) se presenten dentro de la ventana de impuestos para que sus proyectos puedan beneficiarse de los términos financieros favorables antes de la implementación de la nuevo régimen estándar a principios de 2023.
En conjunto, de los 35 proyectos sancionados dentro del régimen, 24 recibieron luz verde el año pasado, lo que convierte a 2022 en un claro récord en términos de la cantidad de proyectos sancionados en el NCS en un solo año calendario. El año pasado también fue ganador en cuanto al valor total de los proyectos sancionados en un solo año, que se espera alcance un total de casi $29 mil millones. Aker BP opera 17 de los 35 proyectos de la lista, incluidos Yggdrasil Hub (Munin, Hugin y Fulla), el proyecto Valhall PWP-Fenris, el proyecto Skarv Satellites (Alve North, Idun North y Orn) y Utsira. Desarrollos de alto vínculo con Ivar Aasen y Edvard Grieg (Symra, Troldhaugen y Solveig Phase 2).
Todos los proyectos de Aker BP están en el Mar del Norte, excepto Skarv Satellites y Graasel. Equinor sigue operando 11 proyectos, incluidos Breidablikk, Irpa, Halten East, la electrificación del campo Njord y prolongando la vida útil del campo de gas Snohvit en el Mar de Barents a través de su proyecto ‘futuro’.
Otras contribuciones notables son la instalación por parte de Shell de un sistema de compresión submarino para la Fase 3 del campo de gas Ormen Lange, Dvalin North de Wintershall Dea y Eldfisk North de ConocoPhillips.
La inversión en el NCS alcanzará los 9.600 millones de dólares en 2023
La construcción de los 35 proyectos aumentará significativamente el gasto a corto plazo en el NCS. Se prevé que el nivel máximo de inversiones resultantes del régimen temporal alcance los 9.600 millones de dólares este año, impulsado principalmente por el inicio de Aker BP de su esquema de inversión para los proyectos Yggdrasil y Valhall PWP-Fenris. Se pronostica que los proyectos costarán $ 12.3 mil millones y $ 5.3 mil millones, respectivamente.
El estallido de costos en el proyecto Balder Future de Vaar Energi también ha reducido el nivel de inversión en nuevas instalaciones a corto plazo en el NCS. Se proyecta que el gasto en nuevas instalaciones de los 35 proyectos aumente constantemente durante los próximos tres años, alcanzando $ 9100 millones en 2024, $ 7400 millones en 2025 y $ 6300 millones en 2026.
Sin embargo, se prevé un fuerte descenso después de 2026, cuando la mayoría de los proyectos entren en funcionamiento, aunque el esquema de inversión Yggdrasil de Aker BP continuará hasta 2027. Las inversiones nuevas del régimen siguen en camino de completarse para 2029.
En conjunto, se estima que los 35 proyectos tienen un total de 2472 millones de boe en recursos económica y técnicamente recuperables. De todos los proyectos, Yggdrasil Hub de Aker BP es un claro ganador al poseer aproximadamente 571 millones de boe, divididos entre 266 millones de boe de Munin, 238 millones de boe de Hugin y 66 millones de boe de Fulla.
El gigantesco centro del Mar del Norte contiene alrededor del 55 % de petróleo, el 33 % de gas y el 12 % de líquidos de gas natural. A continuación se presenta el desarrollo de Shell de un sistema de compresión submarino en el campo de gas de Ormen Lange. La mejora permitirá la extracción de aproximadamente 210 millones de boe adicionales de gas durante la vida útil del campo.
Le siguen Breidablikk de Equinor, Fenris de Aker BP y Tommeliten Alpha de ConocoPhillips, con aproximadamente 192 millones de boe, 140 millones de boe y 134 millones de boe, respectivamente. Midiendo por compañía, Aker BP, Equinor y Var toman la delantera al poseer 780 millones de boe, 570 millones de boe y 265 millones de boe, respectivamente, de estos proyectos.
Se espera que la producción de los proyectos de ventana fiscal alcance un máximo de 921.000 boepd en 2028. La producción derivada del régimen no aumentará considerablemente antes de 2025, a pesar de que Graasel de Aker BP entrará en funcionamiento en 2021, Hod el año pasado y algunos proyectos más pequeños programados para lanzarse este y el próximo año
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Este primer impulso será impulsado por proyectos como Equinor’s Breidablikk, Var’s Balder Future y ConocoPhillips’ Tommeliten Alpha alcanzando la meseta después de entrar en línea en 2024, además de la Fase 3 de Shell de Ormen Lange y Tyrving de Aker BP que comenzarán en 2025.
Se pronostica un aumento pronunciado hacia el pico, con la producción saltando de 300 000 boepd en 2025 a 446 000 boepd en 2026 y 702 000 boepd en 2027, impulsada fuertemente por la puesta en marcha del Yggdrasil Hub de Aker BP. Woodmac espera que la producción disminuya constantemente desde 921 000 boepd en el punto máximo a 818 000 boepd en 2029, 659 000 boepd en 2030 e incluso a 254 000 boepd en 2035. En este punto, Yggdrasil, Ormen Lange, Irpa, Breidablikk y Valhall PWP-Fenris producir lo máximo.
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