Vår Energi ASA a fourni une mise à jour sur l'avancement du développement de Balder X et une estimation révisée des coûts qui reflètent l'augmentation de l'étendue des travaux, l'impact continu des défis de la chaîne d'approvisionnement mondiale, Covid-19 et le changement de calendrier. L'objectif de production de la société, à savoir plus de 350 000 boed d'ici la fin 2025, n'est pas affecté. Balder X, qui comprend Balder Future et les projets de forage de Ringhorne Phase IV, est destiné à prolonger la production du carrefour de Balder jusqu'en 2045 et à soutenir le développement de nouvelles découvertes à proximité en améliorant l'infrastructure existante et en forant de nouveaux puits.

Un examen de base du projet a permis d'identifier des besoins d'investissement bruts supplémentaires de 1,2 milliard USD (11,5 milliards NOK), portant le coût brut total estimé du projet à 4,3 milliards USD (40,7 milliards NOK). La première huile de Balder X est maintenant attendue au troisième trimestre de 2024, contre la fin de 2023 précédemment. La révision n'aura pas d'impact sur les prévisions de CAPEX pour 2022 et la société maintient ses prévisions de dividendes pour 2022 et sa politique de dividendes à long terme.

Le principal impact du calendrier révisé sur la production est attendu en 2024, toutefois partiellement atténué par une montée en puissance plus rapide de la production car davantage de puits de production de Balder Future devraient être prêts à démarrer. La société prévoit également que la majorité des dépenses d'investissement supplémentaires seront engagées en 2024. La nouvelle estimation des coûts et le changement de calendrier sont principalement liés à Balder Future, avec une portée accrue et des travaux d'ingénierie et de construction supplémentaires sur l'extension de la durée de vie du FPSO Jotun.

Des facteurs externes, dont Covid-19, des conditions météorologiques difficiles pour les activités de forage et en mer, ainsi que l'inflation des prix des matières premières et des services, ont dans une certaine mesure eu un impact sur l'ensemble du projet. Les principaux axes de travail consistent à assurer la progression et le contrôle des coûts pour la partie restante du projet. Balder X devrait permettre de débloquer des réserves récupérables estimées à 143 millions de barils.

Une fois que le FPSO Jotun sera réinstallé et relié aux puits de production de Balder Future, il raccordera les nouveaux puits de Ringhorne. En outre, les découvertes King et Prince annoncées en 2021, dont on estime qu'elles contiennent 60 à 135 millions de barils de pétrole supplémentaires, sont envisagées pour un raccordement au FPSO Jotun. Vår Energi évalue également de nouvelles perspectives d'exploration dans la région très prolifique de Balder.

L'estimation des coûts et le calendrier révisés seront inclus dans le budget national de la Norvège pour 2023 qui sera publié le 6 octobre 2022. Le projet Balder X : Le champ de Balder se trouve dans la licence de production PL 001 - la toute première licence sur le plateau continental norvégien (NCS) - acquise en 1965 ; Le projet Balder X vise à prolonger la production jusqu'en 2045 et consiste en quatre projets en cours : Le projet Balder X vise à prolonger la production jusqu'en 2045 et comprend quatre projets en cours : l'extension de la durée de vie du FPU Balder - la modernisation du navire, le forage de nouveaux puits sur Ringhorne III/IV et Balder Future, y compris l'extension de la durée de vie du FPSO Jotun et le forage de 14 nouveaux puits de production et d'un puits d'injection d'eau ; le projet réutilise l'infrastructure existante pour réduire l'empreinte du développement et pour ouvrir la voie à un retrait futur potentiel des actifs de production, ce qui pourrait réduire les émissions annuelles de CO2 de 100 000 tonnes par an ; les découvertes King et Prince dans la zone de Balder, dont on estime qu'elles contiennent 60 à 135 millions de barils de pétrole, sont actuellement évaluées en vue d'un raccordement au FPSO Jotun ; les propriétaires de la licence : Vår Energi ASA 90% et Mime Petroleum AS 10%.