Una doppia buona notizia: il regime fiscale in Norvegia farà arrivare più gas e petrolio in Europa

Secondo una ricerca di Rystad Energy, la Norvegia vedrà salire alle stelle la spesa per lo sviluppo a breve termine poiché la costruzione dei progetti porterà 42,7 miliardi di dollari di investimenti greenfield

La crisi energetica in Europa innescata dalla guerra tra Russia e Ucraina ha lasciato il continente a corto di forniture di idrocarburi e sempre più dipendente dalle importazioni di GNL. La Norvegia – il più grande produttore di petrolio e gas d’Europa – ha accelerato con un boom di autorizzazioni sulla piattaforma continentale norvegese (Norwegian Continental Shelf – NCS), che ha visto l’incredibile cifra di 35 progetti approvati negli ultimi due anni e mezzo, la maggior parte al fine dello scorso anno.

Secondo una ricerca di Rystad Energy, la Norvegia vedrà salire alle stelle la spesa per lo sviluppo a breve termine poiché si stima che la costruzione del portafoglio di progetti lancerà 42,7 miliardi di dollari di investimenti greenfield.

Questi progetti autorizzati dal regime fiscale temporaneo della Norvegia contribuiranno a mantenere un’elevata produzione di gas sulla NCS verso il 2030. Mentre i giacimenti di produzione chiave come Troll, Oseberg e Aasta Hansteen nei prossimi anni entreranno lentamente nella fase di declino, i progetti del regime fiscale – come quello di Aker BP Lo Yggdrasil Hub (avvio nel 2027), la Fase 3 di Ormen Lange di Shell (avvio nel 2025) e l’Irpa di Equinor (avvio nel 2026) – saranno particolarmente rilevanti nel mantenere un flusso elevato e costante di gas dalla Norvegia all’Europa.

Anche la produzione di liquidi del NCS dovrebbe proseguire in futuro; una buona notizia, considerato che l’Europa sta cerca di allontanarsi dalle importazioni di petrolio russo. Dal regime fiscale temporaneo, Yggdrasil Hub di Aker BP (avvio nel 2027), Breidablikk di Equinor (avvio nel 2025) e Balder Future di Vaar Energi (avvio nel 2024) daranno i maggiori contributi in termini di produzione di petrolio. La maggior parte della produzione di petrolio, tuttavia, proverrà dai principali giacimenti autorizzati durante il regime fiscale standard – come lo Johan Sverdrup – in particolare da quando la seconda fase del gigantesco giacimento offshore è entrata in funzione, nel dicembre scorso.

Complessivamente, questi progetti hanno ritardato al 2028 il calo della produzione sulla NCS. Secondo la ricerca Rystad Energy, l’offerta aggiuntiva di gas nel 2028 sarà di circa 24,9 miliardi di metri cubi, pari a circa il 6,225% della domanda nell’Unione Europea e nel Regno Unito messi insieme. Questo aumento da 96 a 121 Bcm significa che la Norvegia in 5 anni passerà da poco meno di un quarto (24%) a quasi un terzo (30,25%) di tutto il gas europeo.

“Il risultato di questa agevolazione fiscale è triplice: maggiori investimenti sulla NCS, maggiori entrate fiscali all’avvio della produzione e una maggiore fornitura all’Europa, in un momento critico. La Norvegia dovrà considerare se questo regime sarà una tantum per attrarre investimenti o se ne potranno trarre lezioni per il futuro”, ha affermato Mathias Schioldborg, analista upstream di Rystad Energy.

IL REGIME FISCALE TEMPORANEO IN NORVEGIA

La Norvegia ha implementato il suo regime fiscale temporaneo durante la recessione del mercato indotta dalla pandemia Covid, nel 2020, per attrarre investimenti e garantire la futura spesa per lo sviluppo della NCS. Il regime ha incentivato gli operatori a spendere offrendo spese dirette e aumentando il tasso di aumento su tutti gli investimenti in corso nel 2020 e nel 2021, oltre che su tutti i progetti di sviluppo sanzionati prima del 2023 fino alla realizzazione del primo petrolio.

Nonostante una riduzione del tasso di aumento dal 24% del 2020 al 12,4% nel 2022, Rystad Energy ha calcolato che il regime temporaneo aumenta ancora il valore attuale netto e abbassa i prezzi di pareggio dei progetti di sviluppo, rispetto sia al vecchio che al nuovo regime standard basato sui flussi di cassa.

Con i prezzi del petrolio che si sono ripresi sostanzialmente dal crollo del 2020, gli operatori NCS si sono dati da fare per ottenere che i loro piani di sviluppo e funzionamento (PDO) fossero presentati entro la finestra fiscale, in modo che i loro progetti potessero beneficiare delle condizioni finanziarie favorevoli prima dell’attuazione del nuovo regime standard, all’inizio del 2023.

Complessivamente, dei 35 progetti sanzionati all’interno del regime, 24 hanno avuto il via libera lo scorso anno, rendendo il 2022 un anno record in termini di numero di progetti autorizzati sulla NCS in un solo anno solare.

Lo scorso anno è stato rilevante anche in termini di valore totale dei progetti sanzionati in un solo anno, un totale di quasi 29 miliardi di dollari. Aker BP gestisce 17 dei 35 progetti, tra cui Yggdrasil Hub (Munin, Hugin e Fulla), il progetto Valhall PWP-Fenris, il progetto Skarv Satellites (Alve North, Idun North e Orn) e il tieback Utsira High sviluppi a Ivar Aasen e Edvard Grieg (Symra, Troldhaugen e Solveig Phase 2). Tutti i progetti di Aker BP sono nel Mare del Nord, ad eccezione di Skarv Satellites e Graasel.

Poi troviamo Equinor, che gestisce 11 progetti, tra cui Breidablikk, Irpa, Halten East, l’elettrificazione del giacimento di Njord e prolungando la durata del giacimento di gas di Snohvit, nel Mare di Barents, attraverso il suo progetto “futuro”. Altri contributi degni di nota sono l’installazione da parte di Shell di un sistema di compressione sottomarino per la Fase 3 del giacimento di gas di Ormen Lange, il Dvalin North di Wintershall Dea e il Eldfisk North di ConocoPhillips.

LE PREVISIONI SUGLI INVESTIMENTI NELLE NCS

La costruzione dei 35 progetti aumenterà in modo significativo la spesa a breve termine per la NCS. Si prevede che il livello massimo di investimenti derivante dal regime temporaneo nel 2023 raggiungerà i 9,6 miliardi di dollari, principalmente grazie all’avvio del programma di investimenti di Aker BP per i progetti Yggdrasil e Valhall PWP-Fenris, che dovrebbero costare rispettivamente 12,3 e 5,3 miliardi di dollari.

Anche l’aumento dei costi del progetto Balder Future di Vaar Energi ha ridotto il livello di investimento greenfield a breve termine sull’NCS. Si prevede che la spesa greenfield dei 35 progetti aumenterà costantemente nei prossimi 3 anni, raggiungendo 9,1 miliardi di dollari nel 2024, 7,4 miliardi nel 2025 e 6,3 miliardi nel 2026.

Tuttavia, dopo il 2026 è previsto un forte calo, quando la maggior parte dei progetti verranno attivati, anche se il programma di investimenti Yggdrasil di Aker BP continuerà fino al 2027. Gli investimenti greenfield del regime restano sulla buona strada per essere completati entro il 2029.

Si stima che i 35 progetti, aggregati, comporteranno un totale di 2,472 miliardi di barili di petrolio equivalente (boe) in risorse economicamente e tecnicamente recuperabili. Di tutti i progetti, Yggdrasil Hub di Aker BP è il netto vincitore, detenendo circa 571 milioni di boe, suddivisi tra 266 milioni di boe di Munin, 238 milioni di boe di Hugin e 66 milioni di boe di Fulla. Il gigantesco hub del Mare del Nord detiene circa il 55% di petrolio, il 33% di gas e il 12% di gas naturali liquidi (NGL).

Segue lo sviluppo da parte di Shell di un sistema di compressione sottomarino presso il giacimento di gas di Ormen Lange, in quanto l’aggiornamento consentirà l’estrazione di circa altri 210 milioni di barili di gas durante la vita del giacimento. Poi Breidablikk di Equinor, Fenris di Aker BP e Tommeliten Alpha di ConocoPhillips, che detengono rispettivamente circa 192 milioni di boe, 140 milioni di boe e 134 milioni di boe. Misurando per società, Aker BP, Equinor e Vaar sono in testa, detenendo dai progetti rispettivamente 780 milioni di boe, 570 milioni di boe e 265 milioni di boe.

Si prevede che la produzione dai progetti della finestra fiscale raggiungerà il picco di 921.000 barili di petrolio equivalente al giorno (boepd) nel 2028. La produzione derivante dal regime non aumenterà in modo considerevole prima del 2025, nonostante Aker BPs Graasel sia online nel 2021, Hod l’anno scorso e alcuni progetti più piccoli sono previsti per il lancio questo e il prossimo anno.

Questo primo aumento sarà alimentato da progetti come Breidablikk di Equinor, Balder Future di Vaar e Tommeliten Alpha di ConocoPhillips che raggiungeranno il plateau dopo essere entrati in funzione nel 2024, oltre alla fase 3 di Shell di Ormen Lange e Tyrving di Aker BP che inizierà nel 2025.

È previsto un aumento della produzione da 300.000 boepd nel 2025 a 446.000 boepd nel 2026 e 702.000 boepd nel 2027, alimentata dall’avvio dell’hub Yggdrasil di Aker BP.

Infine, secondo Rystad la produzione diminuirà costantemente dal picco di 921.000 boepd a 818.000 boepd nel 2029, 659.000 boepd nel 2030 e addirittura 254.000 boepd nel 2035. A questo punto Yggdrasil, Ormen Lange, Irpa, Breidablikk e Valhall PWP-Fenris saranno i progetti che produrranno di più.