A crise energética na Europa desencadeada pela guerra em curso entre a Rússia e a Ucrânia deixou o continente sem suprimentos de hidrocarbonetos e cada vez mais dependente das importações de gás natural liquefeito. A Noruega, o maior produtor de petróleo e gás da região, intensificou um boom recorde de sanções na Plataforma Continental Norueguesa (NCS), que viu um impressionante número de 35 projetos aprovados nos últimos dois anos e meio - a maioria no final do ano passado. De acordo com a pesquisa da Rystad Energy, a Noruega verá os gastos com desenvolvimento dispararem no curto prazo, pois estima-se que a construção do portfólio de projetos lance $ 42.7 bilhões em investimentos greenfield.
Esses projetos sancionados sob o regime tributário temporário da Noruega ajudarão a manter a alta produção de gás no NCS até 2030. Enquanto os principais campos produtores, como Troll, Oseberg e Aasta Hansteen, entrarão lentamente na fase de declínio nos próximos anos, projetos de regime tributário, como o da Aker BP O Yggdrasil Hub (início em 2027), a Fase 3 de Ormen Lange da Shell (início em 2025) e o Irpa da Equinor (início em 2026) serão particularmente significativos na manutenção de um alto fluxo constante de gás da Noruega para a Europa.
Espera-se também que a produção de líquidos NCS se sustente daqui para frente, o que é uma notícia bem-vinda, já que a Europa busca se afastar das importações de petróleo da Rússia. Do regime tributário temporário, o Yggdrasil Hub da Aker BP (start-up em 2027), o Breidablikk da Equinor (start-up em 2025) e o Balder Future da Vaar Energi (start-up em 2024) serão os maiores contribuintes em termos de produção de petróleo. A maior parte da produção de petróleo, no entanto, resultará de grandes campos sancionados durante o regime tributário padrão, como Johan Sverdrup – principalmente desde que a segunda fase do campo offshore gigante entrou em operação em dezembro de 2022.
Juntos, esses projetos atrasaram o declínio da produção no NCS até 2028. De acordo com a pesquisa da Rystad Energy, o fornecimento adicional de gás em 2028 será de cerca de 24.9 bilhões de metros cúbicos (Bcm), equivalente a cerca de 6.225% da demanda na Europa União e Reino Unido combinados. Este aumento de 96 Bcm para 121 Bcm significa que a Noruega passará de fornecer pouco menos de um quarto (24%) para perto de um terço (30.25%) de todo o gás europeu em cinco anos.
“O resultado dessa redução de impostos é triplo: aumento do investimento no NCS; aumento das receitas fiscais no início da produção; e aumento da oferta para a Europa em um momento crítico. A Noruega precisará considerar se esse regime é único para atrair investimentos ou se lições podem ser aprendidas para o futuro”, diz Mathias Schioldborg, analista upstream da Rystad Energy.
Regime tributário temporário
A Noruega implementou seu regime tributário temporário durante a desaceleração do mercado induzida pela pandemia de Covid-19 em 2020 para atrair investimentos e garantir gastos futuros de desenvolvimento no NCS. O regime incentivou os operadores a gastar, oferecendo despesas diretas e aumentando a taxa de aumento de investimento em todos os investimentos em andamento em 2020 e 2021, bem como em todos os projetos de desenvolvimento sancionados antes de 2023 até a realização do primeiro petróleo. Apesar de uma redução na taxa de elevação de 24% em 2020 para 12.4% em 2022, a Rystad Energy calculou que o regime temporário ainda aumenta o valor presente líquido (VPL) e reduz os preços de equilíbrio dos projetos de desenvolvimento, em comparação com o antigo e o novo regime padrão baseado em fluxo de caixa. Com os preços do petróleo a recuperarem substancialmente da quebra em 2020, os operadores do NCS têm-se esforçado por apresentar os seus planos de desenvolvimento e operação (PDO) dentro da janela fiscal para que os seus projetos possam beneficiar das condições financeiras favoráveis antes da implementação do novo regime normalizado no início de 2023.
Agregados, dos 35 projetos sancionados dentro do regime, 24 receberam sinal verde no ano passado – tornando 2022 um claro recorde em termos de número de projetos sancionados no NCS em um único ano civil. O ano passado também foi um vencedor em termos de valor total de projetos sancionados em um único ano, estimado em quase US$ 29 bilhões. A Aker BP opera 17 dos 35 projetos da lista, incluindo o Yggdrasil Hub (Munin, Hugin e Fulla), o projeto Valhall PWP-Fenris, o projeto Skarv Satellites (Alve North, Idun North e Orn) e o Utsira High tieback desenvolvimentos para Ivar Aasen e Edvard Grieg (Symra, Troldhaugen e Solveig Fase 2). Todos os projetos da Aker BP estão no Mar do Norte, exceto Skarv Satellites e Graasel. A Equinor segue operando 11 projetos, incluindo Breidablikk, Irpa, Halten East, a eletrificação do campo de Njord e prolongando a vida útil do campo de gás Snohvit no Mar de Barents por meio de seu projeto 'futuro'. Outras contribuições dignas de nota são a instalação da Shell de um sistema de compressão submarina para a Fase 3 do campo de gás Ormen Lange, Dvalin North da Wintershall Dea e Eldfisk North da ConocoPhillips.
Investimento no NCS deve chegar a US$ 9.6 bilhões em 2023
A construção dos 35 projetos aumentará significativamente os gastos de curto prazo com o NCS. Prevê-se que o nível máximo de investimentos resultante do regime temporário atinja US$ 9.6 bilhões este ano, impulsionado principalmente pelo início do esquema de investimentos da Aker BP para os projetos Yggdrasil e Valhall PWP-Fenris. Os projetos têm previsão de custo de US$ 12.3 bilhões e US$ 5.3 bilhões, respectivamente. A explosão de custos no projeto Balder Future da Vaar Energi também espremeu o nível de investimento greenfield de curto prazo no NCS. Prevê-se que os gastos greenfield dos 35 projetos aumentem constantemente nos próximos três anos, atingindo US$ 9.1 bilhões em 2024, US$ 7.4 bilhões em 2025 e US$ 6.3 bilhões em 2026. No entanto, um declínio acentuado é previsto após 2026, quando a maioria dos projetos vem online, embora o esquema de investimento Yggdrasil da Aker BP continue até 2027. Os investimentos greenfield do regime permanecem no caminho certo para serem concluídos até 2029.
No total, estima-se que os 35 projetos detenham um total de 2.472 bilhões de barris de óleo equivalente (boe) em recursos econômica e tecnicamente recuperáveis. De todos os projetos, o Yggdrasil Hub da Aker BP é um claro vencedor, detendo cerca de 571 milhões de boe, divididos entre 266 milhões de boe de Munin, 238 milhões de boe de Hugin e 66 milhões de boe de Fulla. O gigante hub do Mar do Norte contém cerca de 55% de petróleo, 33% de gás e 12% de líquidos de gás natural (NGL). Segue-se o desenvolvimento da Shell de um sistema de compressão submarina no campo de gás de Ormen Lange, já que a atualização permitirá a extração de cerca de 210 milhões de boe adicionais de gás durante a vida útil do campo. Seguem-se Breidablikk da Equinor, Fenris da Aker BP e Tommeliten Alpha da ConocoPhillips, com aproximadamente 192 milhões de boe, 140 milhões de boe e 134 milhões de boe, respectivamente. Medindo por empresa, Aker BP, Equinor e Vaar levam vantagem ao deter 780 milhões de boe, 570 milhões de boe e 265 milhões de boe, respectivamente, desses projetos.
Espera-se que a produção dos projetos da janela fiscal atinja o pico de 921,000 barris de equivalentes de petróleo por dia (boepd) em 2028. A produção decorrente do regime não aumentará consideravelmente antes de 2025, apesar de Aker BPs Graasel entrar em operação em 2021, Hod no ano passado e alguns projetos menores programados para lançamento neste e no próximo ano. Este primeiro elevador será alimentado por projetos como Equinor's Breidablikk, Vaar's Balder Future e ConocoPhillips' Tommeliten Alpha atingindo o platô depois de entrar em operação em 2024, além da Fase 3 da Shell de Ormen Lange e Aker BP's Tyrving iniciando em 2025. O aumento em direção ao pico está previsto, com a produção saltando de 300,000 boepd em 2025 para 446,000 boepd em 2026 e 702,000 boepd em 2027, fortemente impulsionada pelo start-up do Yggdrasil Hub da Aker BP. Esperamos que a produção caia constantemente de 921,000 boepd no pico para 818,000 boepd em 2029, 659,000 boepd em 2030 e até 254,000 boepd em 2035. Neste ponto, Yggdrasil, Ormen Lange, Irpa, Breidablikk e Valhall PWP-Fenris produzirão a maioria.
Por Rystad Energy
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Fonte: https://finance.yahoo.com/news/norway-temporary-tax-breaks-bolster-230000485.html