Norweski projekt budżetu ujawnia znaczący wzrost kosztów głównych projektów offshore Aker BP. Koszty Yggdrasil wzrosły o 32%, a Valhall-Fenris o 25% w porównaniu z zeszłorocznymi oszacowaniami, co wynika głównie z osłabienia korony norweskiej, inflacji importowanej oraz opóźnień harmonogramów prac.

• Projekt Yggdrasil: całkowity koszt wzrósł ze 120,2 mld NOK do 134,4 mld NOK; produkcja planowana od 2027 r.
• Projekt Valhall-Fenris: koszty zwiększyły się o 25% w porównaniu z poprzednimi szacunkami.
• Wzrost kosztów dotyczy także innych firm energetycznych, w tym Equinor i Vår Energi.
  Przykład projektu Balder Future Vår Energi: koszt pierwotnie 19,6 mld NOK, obecnie 52,2 mld NOK; rozpoczęcie eksploatacji przesunięte na II kwartał 2025 r.
• Główne przyczyny wzrostu wydatków: inflacja importowana, osłabienie korony norweskiej, wahania kursów walut i opóźnienia harmonogramów prac.

Norwegia zmaga się z falą rosnących kosztów w kluczowych projektach naftowo-gazowych. W środowym projekcie budżetu na 2025 rok ujawniono, że inwestycje Aker BP w pola Yggdrasil i Valhall-Fenris podrożały odpowiednio o 32 i 25 procent w porównaniu z szacunkami sprzed roku. Ta eskalacja, napędzana słabością korony norweskiej i globalną inflacją, dotyka też Equinora i Vår Energi, zagrażając zyskom i harmonogramom. W tle majaczą miliardy koron, które mogłyby zasilić suwerenny fundusz, ale zamiast tego pochłaniają opóźnienia i nieprzewidziane wydatki.

Yggdrasil pod presją walutowej burzy

Projekt Yggdrasil, flagowa inwestycja Aker BP, miał być największym norweskim przedsięwzięciem naftowo-gazowym od czasów Johan Sverdrup z 2019 roku. Teraz, gdy jego całkowity koszt skoczył do 134,4 miliarda koron norweskich z pierwotnych 120,2 miliarda, optymizm ustępuje miejsca kalkulacjom.

Słabość korony, która osłabiła się wobec dolara i euro, podbiła ceny importowanego sprzętu – od platform po rury podmorskie – o dziesiątki procent. To nie jedyny cios; inflacja importowana, wynikająca z globalnych zakłóceń łańcuchów dostaw, dodała warstwę nieprzewidywalności do i tak ambitnego planu.

Mimo tych zawirowań, Aker BP trzyma się harmonogramu: produkcja ma ruszyć w 2027 roku. Obszar Yggdrasil, obejmujący pola Hugin, Fulla i Munin między Alvheim a Oseberg, kryje w sobie zasoby szacowane na ponad miliard baryłek ekwiwalentu ropy, z potencjałem dalszych odkryć.

Operator, wsparty przez Equinora i Orlen Upstream Norway, postawił na zdalne operacje i bezzałogowe platformy, co miało obniżyć emisje i koszty długoterminowe. Ale rzeczywistość offshore okazała się surowsza. Kontrakty z Aker Solutions i Subsea 7, podpisane w 2022 roku na blisko 50 miliardów koron, teraz wymagają renegocjacji, gdy dostawy jackietów i topsides przesuwają się w czasie.

Ta eskalacja nie jest izolowana. W lutym 2025 roku Aker BP podniósł ambicje zasobowe Yggdrasil do miliarda baryłek, ale to wymagało dodatkowych wierceń – pierwsze dwie platformy wiertnicze mają ruszyć latem 2025.

Dla norweskiego giganta, który planuje capex na poziomie 5,5-6 miliardów dolarów w 2025 roku, każdy procent wzrostu kosztów to potencjalna strata dziesiątek milionów w zyskach. Branża patrzy na Yggdrasil nie tylko jako na źródło ropy, ale jako test wytrzymałości modelu, w którym efektywność operacyjna ma zrównoważyć presję cenową.

Valhall-Fenris tonie w opóźnieniach

Podobny scenariusz rozgrywa się na Valhall-Fenris, gdzie koszty wzrosły o 25 procent rok do roku. Ten projekt, łączący nową platformę produkcyjną z istniejącą infrastrukturą Valhall, miał wydłużyć życie pola o dekady, eksploatując 93 miliony baryłek ekwiwalentu ropy. Ale wahania kursowe i inflacja uderzyły tu równie mocno, podnosząc wydatki na materiały i usługi. Aker BP, operator z udziałem 90 procent, musiał zmierzyć się z dodatkowymi wydatkami na modyfikacje subsea i integrację z siecią, co opóźniło start wierceń do lata 2025 roku.

Valhall od dawna boryka się z wyzwaniami – od subsydencji gruntu po rosnące koszty utrzymania. Fenris, z jego bezzałogową platformą wellhead, obiecywał oddech: niskie emisje dzięki zdalnemu sterowaniu z Stavanger i integracji z siecią energetyczną. Kontrakty EPC z Aker Solutions, podpisane w 2022 roku, zakładały instalację w 2025-2026, ale teraz, z kosztami bliżej 16 miliardów koron, projekt testuje limity rentowności. Breakeven na poziomie 35-40 dolarów za baryłkę wciąż trzyma inwestycję w grze, ale menedżerowie Aker BP przyznają, że bez stabilizacji walutowej marże mogą się skurczyć.

Fala wzrostów dociera do Equinora

Equinor, państwowy gigant, nie unika tej burzy. W projekcie budżetu na 2025 rok jego 13 projektów offshore, od Breidablikk po Johan Castberg, wykazały łączny wzrost kosztów o 3 procent rok do roku, co przekłada się na 6,5 miliarda koron.

Od zatwierdzenia planów rozwoju suma ta urosła o 32,9 miliarda koron, z czego 37 procent przypada na efekty walutowe. Johan Castberg, arktyczny projekt wart miliardy, podrożał o ponad 20 procent od PDO, głównie przez dłuższy postój FPSO w stoczni Aker Solutions i braki transformatorów po pożarze w fińskiej fabryce Hitachi.