В 2015 году Royal Dutch Shell Plc и BP Plc начали сомневаться касательно будущего стареющих нефтяных месторождений в водах Норвегии.

Падение цен на нефть и высокие затраты на производство привели к необходимости прекратить нефтедобычу. Под землей остались миллионы баррелей нетронутых ресурсов.

С тех пор ряд месторождений, включая Draugen и Valhall попали в руки менее крупных местных компаний, которые, похоже, без проблем могут качать там нефть вплоть до 2040-ых.

Восстановление цен на нефть определенно помогло. Изменение облика норвежской нефтяной промышленности проявляется в том, что активы переходят в руки новых компаний, желающих инвестировать миллиарды долларов в проекты, заброшенные гигантами.

По данным экспертов из Rystad Energy AS, показатель роста резервов нефтяных и газовых месторождений, на которых с 2010 года сменился оператор, оказался выше среднего по стране.

Рис. 1 Новые мелкие операторы в Норвегии помогли улучшить показатели роста резервов

Подобные изменения наблюдается и в Великобритании. Это станет ключевой темой для обсуждения на конференции ONS, стартующей в Ставангере в понедельник.

В результате кризиса 2015 года, конкурентность новых проектов, числящихся в портфелях нефтяных гигантов, возросла. Это означает, что снизился приоритет даже прибыльных проектов. Таким образом, они стали доступными для некрупных компаний, у которых имеется больше времени и возможностей для того, чтобы исследовать вопрос увеличения прибыльности данных проектов.

“Если у тебя большой международный портфель, то тебе необходима определенная стратегия, посредством которой ты будешь размещать свой капитал”, — говорит директор Aker BP Джонни Херсвик, — “Если же у тебя только один портфель с небольшим количеством активов, то ты можешь намного лучше сконцентрироваться на каждом из них в отдельности”.

Министр энергетики Норвегии Терье Совикнес указывает, что, хотя уход нефтяных гигантов привел к определенному беспокойству среди представителей важнейшей промышленной отрасли Норвегии, положительные последствия окажутся весомее отрицательных.

“К нам пришли игроки, имеющие возможность и желание делать большие ставки на Норвежский шельф”, — говорит министр, — “Для нас мало толку от больших операторов, если их капитал все равно уходит в другие проекты”.

Падение цен на нефть заставило крупные компании сконцентрироваться почти исключительно только на самых прибыльных проектах, в особенности, на сланцевых месторождениях в США и на СПГ-предприятиях.

В итоге Норвегия с её устаревающими месторождениями в Северном море и разочаровывающими результатами разведки в Арктике, выпала из поля внимания крупных компаний.

Посредством совершения сделок по слиянию, либо с помощью продажи активов, BP, Shell, ExxonMobil Corp. и Total SA начали уходить из Норвежского шельфа. Это дало свободу действий менее крупным, но более специализированным производителям, многие из которых являются частными компаниями.

Важным событием стало слияние в 2016 году норвежского отделения BP с компанией Det Norske Oljeselskap ASA. В результате на свет появилась Aker BP ASA.

Компания намеревается к 2023 году удвоить производительность — до 330,000 баррелей нефтяного эквивалента в день. Таким образом, компания имеет все шансы стать третьим крупнейшим производителем Норвегии после государственной Equinor ASA и Petoro AS.

Часть новых объемов нефтедобычи станут доступны благодаря работам на месторождении Valhall. Там Aker BP намеревается добыть 500 млн. баррелей нефтяного эквивалента. Около 1 млрд. баррелей оттуда уже были проданы.

Exxon продала свои активы отделению частной норвежской компании HitecVision AS, которая затем заключила сделку по слиянию с норвежским субсидиарием компании Eni SpA. Новая компания, в которой Eni обладает 70% долей, получила название Var Energi AS. В ближайшие пять лет компания намеревается инвестировать в Норвегии $8 млрд., включая старые месторождения Exxon — Ringhorne и Balder. Работы на этих месторождениях ведутся с 1999 года.

Shell заключила сделку стоимостью $540 млн. о передаче прав на месторождение Draugen компании OKEA AS, специализирующейся на небольших месторождениях. OKEA AS намеревается добывать нефть на месторождении Draugen вплоть до 2040-ых годов. При этом, Shell намеревалась вести работы в данном регионе до 2036 года.

Ещё одна частная компания, Neptune Energy Group Holdings Ltd., сделала Норвегию своим приоритетным направлением после приобретения активов Engie SA и присоединения к себе компании, являющейся региональным субсидиарием Verbundnetz Gas AG.

“Если бы эти сделки не состоялись, то мы бы не наблюдали нынешние объемы инвестирования в старые месторождения, такие как Valhall, Balder и Ringhorne”, — говорит Неиван Боружерди, аналитик из Wood Mackenzie Ltd., — “Это пример того, как важные активы попадают в хорошие руки”.

Уровень затрат в Норвежской нефтяной промышленности в этом году возрастет впервые с 2014 года. Согласно официальным правительственным данным, в следующем году затраты продолжат расти.

Без новых игроков восстановление норвежской нефтяной промышленности не было бы таким динамичным, отметил министр энергетики страны.

Благодаря успеху новых игроков в Северном море, решение BP сохранить свое присутствие в регионе (BP обладает 30% долей в Aker BP) оказалось удачным: акции Aker BP подорожали втрое.

Брокеры из UBS и Exane BNP Paribas сравнили сделку между Eni и Hitec со сделкой по созданию Aker BP и пришли к выводу, что итальянский нефтяной гигант может повторить успех BP.

Однако, не все так радужно. Даже если гиганты отрасли продолжат вкладываться в Норвегию посредством сохранения миноритарных долей в местных компаниях, то Норвегия может потерять связь с самыми талантливыми представителями индустрии.

У менее крупных компаний также не слишком много финансовых возможностей, особенно когда придет время списывать старое оборудование на морских месторождениях.

Впрочем, Норвегия уже предприняла шаги для того, чтобы за уход нефтяных гигантов не пришлось платить налогоплательщикам.

Норвежский континентальный шельф: краткосрочный бум и беспокойство о будущем