La crise énergétique en Europe déclenchée par la guerre en cours entre la Russie et l'Ukraine a laissé le continent à court d'approvisionnement en hydrocarbures et de plus en plus dépendant des importations de gaz naturel liquéfié. La Norvège, le plus grand producteur de pétrole et de gaz de la région, a intensifié un boom record des sanctions sur le plateau continental norvégien (NCS) qui a vu 35 projets stupéfiants approuvés au cours des deux dernières années et demie - la plupart au fin de l'année dernière. Selon les recherches de Rystad Energy, la Norvège verra les dépenses de développement monter en flèche à court terme, car la construction du portefeuille de projets devrait lancer un énorme investissement de 42.7 milliards de dollars.
Ces projets sanctionnés par le régime fiscal temporaire de la Norvège contribueront à maintenir une production de gaz élevée sur le NCS jusqu'en 2030. Alors que des champs de production clés tels que Troll, Oseberg et Aasta Hansteen entreront lentement dans la phase de déclin dans les années à venir, des projets de régime fiscal tels que celui d'Aker BP Yggdrasil Hub (démarrage en 2027), la phase 3 d'Ormen Lange de Shell (démarrage en 2025) et l'Irpa d'Equinor (démarrage en 2026) seront particulièrement importants pour maintenir un flux constant et élevé de gaz de la Norvège vers l'Europe.
La production de liquides NCS devrait également se maintenir, ce qui est une bonne nouvelle alors que l'Europe cherche à se sevrer des importations de pétrole russe. Du régime fiscal temporaire, Yggdrasil Hub d'Aker BP (démarrage en 2027), Breidablikk d'Equinor (démarrage en 2025) et Balder Future de Vaar Energi (démarrage en 2024) seront les plus gros contributeurs en termes de production de pétrole. La majeure partie de la production pétrolière proviendra cependant de grands champs sanctionnés pendant le régime fiscal standard, comme Johan Sverdrup - en particulier depuis la mise en service de la deuxième phase du champ offshore géant en décembre 2022.
Ensemble, ces projets ont repoussé la baisse de production sur le NCS à 2028. Selon la recherche de Rystad Energy, l'approvisionnement supplémentaire en gaz en 2028 sera d'environ 24.9 milliards de mètres cubes (Gm6.225), soit environ 96 % de la demande dans l'Europe. Union et le Royaume-Uni réunis. Cette augmentation de 121 Gm24 à 30.25 GmXNUMX signifie que la Norvège passera d'un peu moins d'un quart (XNUMX %) à près d'un tiers (XNUMX %) de tout le gaz européen en cinq ans.
« Le résultat de cet allégement fiscal est triple : augmentation des investissements dans le NCS ; augmentation des recettes fiscales au démarrage de la production ; et l'augmentation de l'approvisionnement de l'Europe à un moment critique. La Norvège devra se demander si ce régime est unique pour attirer les investissements, ou si des leçons peuvent être tirées pour l'avenir », déclare Mathias Schioldborg, analyste en amont chez Rystad Energy.
Régime fiscal temporaire
La Norvège a mis en œuvre son régime fiscal temporaire pendant le ralentissement du marché induit par la pandémie de Covid-19 en 2020 pour attirer les investissements et garantir les futures dépenses de développement sur le NCS. Le régime a incité les opérateurs à dépenser en offrant des dépenses directes et en augmentant le taux d'augmentation des investissements sur tous les investissements en cours en 2020 et 2021, ainsi que sur tous les projets de développement approuvés avant 2023 jusqu'à la réalisation du premier pétrole. Malgré une réduction du taux d'augmentation de 24 % en 2020 à 12.4 % en 2022, Rystad Energy a calculé que le régime temporaire augmente toujours la valeur actuelle nette (VAN) et abaisse les prix d'équilibre des projets de développement, par rapport à l'ancien et au nouveau. régime standard basé sur les flux de trésorerie. Les prix du pétrole s'étant sensiblement redressés après la chute de 2020, les opérateurs du NCS se sont efforcés de faire soumettre leurs plans de développement et d'exploitation (PDO) dans le cadre de la fenêtre fiscale afin que leurs projets puissent bénéficier de conditions financières favorables avant la mise en œuvre du nouveau régime standard début 2023.
Au total, sur les 35 projets sanctionnés dans le cadre du régime, 24 ont reçu le feu vert l'année dernière, ce qui fait de 2022 un record clair en termes de nombre de projets sanctionnés sur le NCS au cours d'une seule année civile. L'année dernière a également été gagnante en termes de valeur totale des projets sanctionnés en une seule année, qui devrait totaliser près de 29 milliards de dollars. Aker BP exploite 17 des 35 projets de la liste, dont le Yggdrasil Hub (Munin, Hugin et Fulla), le projet Valhall PWP-Fenris, le projet Skarv Satellites (Alve North, Idun North et Orn) et la liaison Utsira High. développements à Ivar Aasen et Edvard Grieg (Symra, Troldhaugen et Solveig Phase 2). Tous les projets d'Aker BP sont en mer du Nord, à l'exception de Skarv Satellites et de Graasel. Equinor suit en exploitant 11 projets, dont Breidablikk, Irpa, Halten East, l'électrification du champ de Njord, et en prolongeant la durée de vie du champ gazier de Snohvit dans la mer de Barents grâce à son « futur » projet. D'autres contributions notables sont l'installation par Shell d'un système de compression sous-marin pour la phase 3 du champ gazier d'Ormen Lange, Dvalin North de Wintershall Dea et Eldfisk North de ConocoPhillips.
L'investissement dans le NCS devrait atteindre 9.6 milliards de dollars en 2023
La construction des 35 projets augmentera considérablement les dépenses à court terme sur le NCS. Le niveau maximal des investissements résultant du régime temporaire devrait atteindre 9.6 milliards de dollars cette année, principalement stimulé par le lancement par Aker BP de son programme d'investissement pour les projets Yggdrasil et Valhall PWP-Fenris. Les projets devraient coûter respectivement 12.3 milliards de dollars et 5.3 milliards de dollars. L'explosion des coûts du projet Balder Future de Vaar Energi a également réduit le niveau d'investissement à court terme sur le NCS. Les dépenses de création des 35 projets devraient augmenter régulièrement au cours des trois prochaines années, atteignant 9.1 milliards de dollars en 2024, 7.4 milliards de dollars en 2025 et 6.3 milliards de dollars en 2026. Cependant, une forte baisse est prévue après 2026, lorsque la majorité des projets arriveront. en ligne, bien que le programme d'investissement Yggdrasil d'Aker BP se poursuive jusqu'en 2027. Les investissements nouveaux du régime restent en bonne voie pour être achevés d'ici 2029.
Agrégés, les 35 projets sont estimés contenir un total de 2.472 milliards de barils d'équivalent pétrole (bep) en ressources économiquement et techniquement récupérables. De tous les projets, le hub d'Yggdrasil d'Aker BP est clairement gagnant en détenant environ 571 millions de bep, répartis entre 266 millions de bep de Munin, 238 millions de bep de Hugin et 66 millions de bep de Fulla. Le hub géant de la mer du Nord contient environ 55 % de pétrole, 33 % de gaz et 12 % de liquides de gaz naturel (LGN). Le développement par Shell d'un système de compression sous-marin sur le champ gazier d'Ormen Lange suit, car la mise à niveau permettra l'extraction d'environ 210 millions de bep de gaz supplémentaires pendant la durée de vie du champ. Breidablikk d'Equinor, Fenris d'Aker BP et Tommeliten Alpha de ConocoPhillips suivent, détenant environ 192 millions de bep, 140 millions de bep et 134 millions de bep, respectivement. Par entreprise, Aker BP, Equinor et Vaar prennent le dessus en détenant respectivement 780 millions de bep, 570 millions de bep et 265 millions de bep sur ces projets.
La production des projets de guichet fiscal devrait culminer à 921,000 2028 barils d'équivalent pétrole par jour (boepd) en 2025. La production découlant du régime n'augmentera pas de manière significative avant 2021, malgré la mise en service d'Aker BPs Graasel en 2024, Hod l'année dernière, et quelques projets plus petits dont le lancement est prévu cette année et l'année prochaine. Ce premier ascenseur sera alimenté par des projets tels que Breidablikk d'Equinor, Balder Future de Vaar et Tommeliten Alpha de ConocoPhillips atteignant un plateau après sa mise en ligne en 3, en plus de la phase 2025 d'Ormen Lange de Shell et de Tyrving d'Aker BP qui démarre en 300,000. une montée en puissance vers le pic est prévue, avec une production passant de 2025 446,000 boepd en 2026 à 702,000 2027 boepd en 921,000 et 818,000 2029 boepd en 659,000, fortement alimentée par le démarrage du Yggdrasil Hub d'Aker BP. Nous nous attendons à ce que la production diminue régulièrement de 2030 254,000 boepd au pic à 2035 XNUMX boepd en XNUMX, XNUMX XNUMX boepd en XNUMX et même à XNUMX XNUMX boepd en XNUMX. À ce stade, Yggdrasil, Ormen Lange, Irpa, Breidablikk et Valhall PWP-Fenris produiront le plus.
Par Rystad Energy
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Source : https://finance.yahoo.com/news/norway-temporary-tax-breaks-bolster-230000485.html