Die Energiekrise in Europa, die durch den andauernden Krieg zwischen Russland und der Ukraine ausgelöst wurde, hat dazu geführt, dass der Kontinent knapp an Kohlenwasserstoffvorräten ist und zunehmend auf verflüssigte Erdgasimporte angewiesen ist. Norwegen, der größte Öl- und Gasproduzent in der Region, hat mit einem rekordverdächtigen Sanktionsboom auf dem norwegischen Festlandsockel (NCS) zugelegt, bei dem in den letzten zweieinhalb Jahren erstaunliche 35 Projekte grünes Licht erhalten haben – die meisten davon Ende letzten Jahres. Laut Untersuchungen von Rystad Energy werden die Entwicklungsausgaben in Norwegen kurzfristig in die Höhe schießen, da der Ausbau des Projektportfolios schätzungsweise satte 42.7 Milliarden US-Dollar an Greenfield-Investitionen auslösen wird.
Diese Projekte, die im Rahmen des vorübergehenden Steuerregimes Norwegens sanktioniert werden, werden dazu beitragen, die hohe Gasproduktion auf der NCS bis 2030 aufrechtzuerhalten. Während wichtige produzierende Felder wie Troll, Oseberg und Aasta Hansteen in den kommenden Jahren langsam in die Niedergangsphase eintreten werden, werden Steuerregime-Projekte wie das von Aker BP Yggdrasil Hub (Start-up im Jahr 2027), Shells Phase 3 von Ormen Lange (Start-up im Jahr 2025) und Equinors Irpa (Start-up im Jahr 2026) werden besonders wichtig sein, um einen konstant hohen Gasfluss von Norwegen nach Europa aufrechtzuerhalten.
Die Produktion von NCS-Flüssigkeiten wird voraussichtlich auch in Zukunft anhalten, was eine willkommene Nachricht ist, da Europa versucht, sich von russischen Ölimporten zu entwöhnen. Von der vorübergehenden Steuerregelung werden Yggdrasil Hub von Aker BP (Start-up im Jahr 2027), Breidablikk von Equinor (Start-up im Jahr 2025) und Balder Future von Vaar Energi (Start-up im Jahr 2024) die größten Beiträge zur Ölförderung leisten. Der größte Teil der Ölförderung wird jedoch aus großen Feldern stammen, die während des Standardsteuersystems sanktioniert wurden, wie z. B. Johan Sverdrup – insbesondere seit die zweite Phase des riesigen Offshore-Felds im Dezember 2022 ans Netz ging.
Zusammen haben diese Projekte den Produktionsrückgang im NCS auf 2028 verschoben. Laut Rystad Energy Research wird das zusätzliche Gasangebot im Jahr 2028 etwa 24.9 Milliarden Kubikmeter (Bcm) betragen, was etwa 6.225 % der Nachfrage in Europa entspricht Union und Großbritannien zusammen. Dieser Anstieg von 96 Mrd. Kubikmeter auf 121 Mrd. Kubikmeter bedeutet, dass Norwegen in fünf Jahren von knapp einem Viertel (24 %) auf fast ein Drittel (30.25 %) des gesamten europäischen Gases steigen wird.
„Das Ergebnis dieser Steuervergünstigung ist dreifach: erhöhte Investitionen in die NCS; erhöhte Steuereinnahmen bei Produktionsstart; und erhöhte Lieferungen nach Europa in einer kritischen Zeit. Norwegen muss überlegen, ob diese Regelung einmalig ist, um Investitionen anzuziehen, oder ob Lehren für die Zukunft gezogen werden können“, sagt Mathias Schioldborg, Upstream-Analyst bei Rystad Energy.
Temporäre Steuerregelung
Norwegen hat sein vorübergehendes Steuersystem während des durch die Covid-19-Pandemie verursachten Marktabschwungs im Jahr 2020 eingeführt, um Investitionen anzuziehen und zukünftige Entwicklungsausgaben für die NCS zu sichern. Das Regime gab den Betreibern einen Anreiz, Ausgaben zu tätigen, indem es direkte Ausgaben anbot und die Investitionssteigerungsrate für alle laufenden Investitionen in den Jahren 2020 und 2021 sowie für alle vor 2023 genehmigten Entwicklungsprojekte bis zur Realisierung des ersten Öls erhöhte. Trotz einer Reduzierung der Uplift-Rate von 24 % im Jahr 2020 auf 12.4 % im Jahr 2022 hat Rystad Energy berechnet, dass das vorübergehende Regime den Nettobarwert (NPV) immer noch anhebt und die Breakeven-Preise von Entwicklungsprojekten im Vergleich zu alten und neuen Projekten senkt Cashflow-basiertes Standardregime. Da sich die Ölpreise deutlich von dem Einbruch im Jahr 2020 erholt haben, haben sich NCS-Betreiber darum bemüht, ihre Entwicklungs- und Betriebspläne (PDO) innerhalb des Steuerfensters einzureichen, damit ihre Projekte vor der Umsetzung von den günstigen finanziellen Bedingungen profitieren können neues Standardregime Anfang 2023.
Insgesamt wurden von den 35 im Rahmen des Regimes sanktionierten Projekten im vergangenen Jahr 24 grünes Licht gegeben – was 2022 zu einem klaren Rekordbrecher in Bezug auf die Anzahl der sanktionierten Projekte auf der NCS in einem einzigen Kalenderjahr macht. Das vergangene Jahr war auch ein Gewinner in Bezug auf den Gesamtwert der Projekte, die in einem einzigen Jahr sanktioniert wurden und sich voraussichtlich auf fast 29 Milliarden US-Dollar belaufen werden. Aker BP betreibt 17 der 35 Projekte auf der Liste, darunter Yggdrasil Hub (Munin, Hugin und Fulla), Valhall PWP-Fenris-Projekt, Skarv Satellites-Projekt (Alve North, Idun North und Orn) und Utsira High Tieback Entwicklungen zu Ivar Aasen und Edvard Grieg (Symra, Troldhaugen und Solveig Phase 2). Alle Projekte von Aker BP befinden sich in der Nordsee, mit Ausnahme von Skarv Satellites und Graasel. Equinor betreibt daraufhin 11 Projekte, darunter Breidablikk, Irpa, Halten East, die Elektrifizierung des Njord-Feldes und die Verlängerung der Lebensdauer des Snohvit-Gasfeldes in der Barentssee durch sein „Zukunftsprojekt“. Weitere bemerkenswerte Beiträge sind Shells Installation eines Unterwasserkompressionssystems für Phase 3 des Gasfelds Ormen Lange, Dvalin North von Wintershall Dea und Eldfisk North von ConocoPhillips.
Die Investitionen in die NCS sollen im Jahr 9.6 2023 Milliarden US-Dollar erreichen
Der Ausbau der 35 Projekte wird die kurzfristigen Ausgaben für die NCS deutlich erhöhen. Das Spitzeninvestitionsniveau, das sich aus der vorübergehenden Regelung ergibt, wird in diesem Jahr voraussichtlich 9.6 Milliarden US-Dollar erreichen, was hauptsächlich durch den Beginn des Investitionsprogramms von Aker BP für die PWP-Fenris-Projekte Yggdrasil und Valhall angekurbelt wird. Die Projekte werden voraussichtlich 12.3 Milliarden US-Dollar bzw. 5.3 Milliarden US-Dollar kosten. Der Kostenschub beim Balder Future-Projekt von Vaar Energi hat auch das kurzfristige Greenfield-Investitionsniveau auf der NCS gedrückt. Die Greenfield-Ausgaben der 35 Projekte werden voraussichtlich in den nächsten drei Jahren stetig steigen und 9.1 2024 Milliarden US-Dollar, 7.4 2025 Milliarden US-Dollar und 6.3 2026 Milliarden US-Dollar erreichen. Nach 2026, wenn die meisten Projekte kommen, wird jedoch ein starker Rückgang erwartet online, obwohl das Yggdrasil-Investitionsprogramm von Aker BP bis 2027 fortgesetzt wird. Greenfield-Investitionen des Regimes bleiben auf Kurs, um bis 2029 abgeschlossen zu werden.
Zusammengenommen werden die 35 Projekte auf wirtschaftlich und technisch abbaubare Ressourcen von insgesamt 2.472 Milliarden Barrel Öläquivalent (boe) geschätzt. Von allen Projekten ist Yggdrasil Hub von Aker BP ein klarer Gewinner, da es rund 571 Millionen Barrel Öl hält, aufgeteilt auf 266 Millionen Barrel Öl von Munin, 238 Millionen Barrel Öl von Hugin und 66 Millionen Barrel Öl von Fulla. Das riesige Drehkreuz in der Nordsee enthält etwa 55 % Öl, 33 % Gas und 12 % Flüssiggas (NGL). Darauf folgt Shells Entwicklung eines Unterwasser-Kompressionssystems im Ormen-Lange-Gasfeld, da die Aufrüstung während der Lebensdauer des Feldes die Förderung von etwa weiteren 210 Millionen Barrel Gas ermöglichen wird. Breidablikk von Equinor, Fenris von Aker BP und Tommeliten Alpha von ConocoPhillips folgen mit rund 192 Millionen boe, 140 Millionen boe bzw. 134 Millionen boe. Gemessen nach Unternehmen gewinnen Aker BP, Equinor und Vaar die Oberhand, indem sie 780 Mio. boe, 570 Mio. boe bzw. 265 Mio. boe aus diesen Projekten halten.
Die Produktion aus den Steuerfensterprojekten wird voraussichtlich im Jahr 921,000 mit 2028 Barrel Öläquivalenten pro Tag (boepd) ihren Höhepunkt erreichen. Die Produktion, die sich aus dem Regime ergibt, wird vor 2025 nicht nennenswert steigen, obwohl Aker BPs Graasel 2021, Hod im vergangenen Jahr, und ans Netz ging einige kleinere Projekte sollen dieses und nächstes Jahr starten. Dieser erste Auftrieb wird durch Projekte wie Breidablikk von Equinor, Balder Future von Vaar und Tommeliten Alpha von ConocoPhillips, die das Plateau erreichen, nach der Inbetriebnahme im Jahr 2024, zusätzlich zu Shells Phase 3 von Ormen Lange und Tyrving von Aker BP, die 2025 starten, vorangetrieben. A steil ein Hochlauf in Richtung Spitzenwert wird prognostiziert, wobei die Produktion von 300,000 boepd im Jahr 2025 auf 446,000 boepd im Jahr 2026 und 702,000 boepd im Jahr 2027 sprunghaft ansteigen wird, was stark durch die Inbetriebnahme des Yggdrasil Hub von Aker BP angetrieben wird. Wir erwarten einen stetigen Rückgang der Produktion von 921,000 boepd in der Spitze auf 818,000 boepd im Jahr 2029, 659,000 boepd im Jahr 2030 und sogar auf 254,000 boepd im Jahr 2035. Zu diesem Zeitpunkt werden Yggdrasil, Ormen Lange, Irpa, Breidablikk und Valhall PWP-Fenris produzieren am meisten.
Von Rystad Energy
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