Mardi, Equinor, avec les autres titulaires de licence Norske Shell, Petoro et Wintershall Dea, remettra le plan de développement et d’exploitation (pud) du champ gazier d’Irpa au ministre du Pétrole et de l’Énergie, Terje Aasland.
Ainsi, le champ Irpa respecte le délai du soi-disant paquet de taxes pétrolières qui a été adopté pendant la crise corona.
La découverte de gaz d’Irpa, anciennement connue sous le nom d’Astérix, est située dans la partie nord de la mer de Norvège, à 80 kilomètres à l’ouest du champ d’Aasta Hansteen. Le plan est de développer la découverte de gaz avec une installation sous-marine qui sera connectée à la plate-forme Hansteen. Ainsi, environ 20 milliards de mètres cubes standard de gaz peuvent être transportés via le gazoduc Polarled vers les marchés énergétiques en crise en Europe.
Les coûts d’investissement totaux dans le développement devraient s’élever à 14,8 milliards de NOK.
– Signifie beaucoup pour l’Europe
– Cela signifie beaucoup pour l’Europe, c’est du gaz, a déclaré le vice-président exécutif des projets, du forage et de l’approvisionnement Geir Tungesvik chez Equinor lors de la passation de pouvoir mardi matin au ministère du Pétrole et de l’Énergie.
Le début de la production est prévu pour le quatrième trimestre 2026 et se poursuivra jusqu’en 2039. Cela prolonge la durée de vie de la plate-forme Hansteen de sept ans, explique Tungesvik. Equinor s’attend à une forte demande pour ce gaz en Europe et au Royaume-Uni.
– Nous pensons que le marché du gaz va être tendu pendant un certain temps. Il se stabilisera probablement avec le temps, mais pas immédiatement, dit-il à DN.
Aasland l’a qualifié de « grand jour » après avoir mis le plan entre ses mains.
– Faire bon usage des ressources, voir les possibilités et déchiffrer les codes pour les tâches difficiles, vous pouvez le faire, a-t-il déclaré aux représentants des entreprises.
– C’est une base importante pour la sécurité énergétique et l’approvisionnement énergétique de l’Europe à l’avenir, même si nous allons échanger une grande partie de la production d’énergie renouvelable.
Assure une fiscalité favorable
En respectant l’échéance du paquet fiscal pétrolier, qui est fixée à fin 2022, le projet assure une fiscalité avantageuse sur tous les coûts de développement jusqu’à et y compris l’année de mise en exploitation des champs.
Cependant, le gouvernement a proposé de resserrer quelque peu le paquet, et il y a des spéculations quant à savoir s’il restera aussi favorable après les négociations sur le budget de l’État avec le Parti de la gauche socialiste. Avant les négociations, SV a exigé que le gouvernement accepte de supprimer l’ensemble du paquet fiscal sur le pétrole.
Plus tôt ce mois-ci, Equinor a décidé de suspendre le champ contesté de Wisting dans la mer de Barents. Entre autres choses, la société a évoqué « l’incertitude sur les conditions-cadres » après que le gouvernement a proposé de durcir le paquet fiscal sur le pétrole, mais a souligné que la principale raison était l’augmentation des coûts. L’inflation et les capacités limitées de l’industrie des fournisseurs ont fait grimper l’estimation des investissements de 60 à 75 milliards de NOK auparavant à 104 milliards de NOK. En outre, Equinor craint que les coûts n’augmentent davantage.
Le report est intervenu quelques jours seulement après que l’Agence norvégienne pour l’environnement a émis de nouvelles critiques sur l’évaluation d’impact du projet par l’entreprise et a estimé qu’il n’était pas mûr pour une décision de développement. Equinor a rejeté cela.
Equinor voit un risque d’augmentation des coûts pour tous ses projets à l’avenir, mais il n’est pas aussi grand pour des projets comme l’Irpa, où l’infrastructure existante est réutilisée, a déclaré Tungesvik mardi.
– Nous obtenons également des augmentations de coûts sur ce type de projet. Mais la différence est que ceci est fabriqué dans une installation existante, nous n’avons donc pas besoin d’en construire une nouvelle. De plus, nous avons beaucoup standardisé les équipements pour ce concept de « raccordement sous-marin ». Ainsi, le marché le sait, peut le fournir, et cela signifie que le risque résiduel ici est beaucoup plus faible, dit-il.
L’un des fournisseurs sera le norvégien Aibel, qui a annoncé mardi un contrat pouvant aller jusqu’à 2,5 milliards NOK pour des modifications et la préparation de la plate-forme Hansteen devant recevoir le gaz de l’Irpa.
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