Norweski szelf kontynentalny – perspektywy po koronakryzysie [ANALIZA]

18 czerwca 2021, 16:09
szelf gaz ropa morze pixabay
Fot. Pixabay

Skład firm na norweskim szelfie kontynentalnym (NSK) rozwijał się w miarę dojrzewania szelfu jako obszaru wydobywczego oraz zmian okoliczności i warunków rynkowych. Każda spółka uczestnicząca w wydobyciu na szelfie musi uwzględnić otoczenie rynkowe, krótko- i długoterminowe trendy, okazje i wyzwania osadzone w konkretnym okresie, aby zapewnić sobie efektywną eksplorację złóż oraz skuteczne poszukiwania.

Nadrzędnym celem polityki naftowej Oslo jest ułatwienie efektywnej i opłacalnej eksploatacji zasobów ropy i gazu w perspektywie długoterminowej. Silna konkurencja i różnorodność graczy we wszystkich częściach łańcucha wartości są ważne dla dobrego wykorzystania zasobów i zapewnienia wystarczającego poziomu zainteresowania możliwościami, które można znaleźć na NSK. 

Jak zwykle wygląda eksploatacja złoża? Licencje na produkcję są zazwyczaj przyznawane grupie przedsiębiorstw, na czele której stoi operator. Dzięki współpracy w zakresie licencji produkcyjnej różne firmy będą sprawdzać i kwestionować działania operatora, aby podejmować jak najlepsze decyzje, jednocześnie umożliwiając mniej doświadczonym firmom zdobywanie większej wiedzy.

Reformy prawne

Od 2000 roku nastąpił znaczny wzrost liczby i różnorodności firm działających na norweskim szelfie. Wcześniej dominowała niewielka liczba dużych firm norweskich i  międzynarodowych. Wraz z dojrzewaniem części szelfu kontynentalnego i pojawieniem się nowych wyzwań, musiało przyjść świeże podejście władz norweskich, przed którymi stanęło zadanie dostosowanie uwarunkowań prawnych do zmieniającego się środowiska.  

Trzy zmiany były szczególnie ważne w stymulowaniu konkurencji i zwiększaniu różnorodności firm na szelfie. Po pierwsze, wprowadzono tzw. system kwalifikacji wstępnej. Daje on możliwość ogólnej ewaluacji spółki chcącej rozpocząć operacje. Zarówno władze mają okazję zapoznać się z potencjałem, zasobami i planami przedsiębiorstw, jak i spółki mogą przyjrzeć się bliżej możliwościom, wymaganiom i uwarunkowaniom prowadzenia działalności w tym obszarze.  Po drugie, powstał program przyznawania koncesji - APA, który wraz ze zmianami w sposobie projektowania programów prac, zapewnia firmom stały dostęp do obszaru poszukiwań i zapewnia ciągłość działalności poszukiwawczej. W ten sposób system ułatwia również efektywne wykorzystanie zasobów w spółkach naftowych i zapewnia, że areał wcześniej porzucony przez inne firmy staje się dostępny dla firm z nowymi pomysłami. 

Po trzecie, norweski rząd uruchomił program zwrotu kosztów poszukiwań. Zmniejsza to kolosalnie barierę wejścia dla nowych graczy i ułatwia dochodową eksplorację. 

Firmy, które weszły na norweski szelf kontynentalny od 2006 roku przyczyniły się do wielu odkryć. Kilka z nich również przeszło z działalności poszukiwawczej do fazy rozwoju i eksploatacji. Większe zasoby i inny ich rodzaj są wymagane w przypadku firm, które zajmują się zagospodarowaniem złóż. Inaczej wygląda sytuacja, jeśli chodzi o spółki, które prowadzą działalność wyłącznie poszukiwawczą.

Pod koniec 2020 r. na szelfie norweskim działało 37 spółek poszukiwawczo-wydobywczych, z których 24 było operatorami. To mniejsza liczba w porównaniu z kilkoma latami wstecz i wynika m.in. z konsolidacji spółek tam funkcjonujących. Podczas gdy niektóre firmy zdecydowały się całkowicie lub częściowo wycofać się z szelfu, inne wzmocniły swoją pozycję.

Z oczywistych powodów nikt na NSK nie może się równać z Equinorem (dawnym Statoilem), jeśli chodzi o doświadczenie, zakres licencji i złóż. Firma odgrywa również kluczową rolę jako operator wielu dużych, starszych pól. Equinor dysponuje obecnie 289 licencjami oraz operuje 210 pól. Drugie miejsce pod kątem licencji zajmuje Petoro AS (191 licencji, 0 operacyjnych), które również jest norweskie i dodatkowo państwowe. Podium uzupełnia Var Energi AS (134, 34) także pochodzące z Norwegii. Dopiero na czwartym miejscu znajduje się Aker BP ASA (133, 81), będąca wynikiem fuzji norweskiego oddziału BP, BP Norge i Det Norske Oljeselskap (później Aker). Największe udziały w joint venture ma Aker – 40%, BP posiada 30%, a pozostałe 30% podlega wolnemu obrotowi na giełdzie w Oslo. Kolejne miejsce zajmuje Wintershall Dea Norge AS (106, 32), czyli norweski odział niemieckiego koncernu[1].  

Na tym tle PGNiG, które po zakończeniu procesów koncesji będzie posiadać 58 licencji (teraz to 36), plasuje się tuż za wielkimi międzynarodowymi koncernami. Znaczący wzrost liczby koncesji wynika z zakupu norweskiego Ineosa, który samodzielnie posiada ich 22.

Covidowa burza

Ostatnie kilkanaście miesięcy to jednak burzliwy okres dla podmiotów zajmujących się wydobyciem na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (NSK), tak jak zresztą dla całego sektora oil&gas. 

Na początku pandemii w połowie marca nadeszło drastyczne obniżenie się cen ropy. Kilka trwających projektów rozwojowych zostało opóźnionych, a wiele innych przekroczyło koszty. Teraz, gdy gracze na NSK dostosowują się do „nowej normalności”, widzimy trend, zgodnie z którym ryzyko związane z COVID-19 jest odpowiednio umiejscowione i wycenione w strukturach kontraktów handlowych. 

Po wyraźnym spadku poziomu aktywności na NSK w następstwie wybuchu pandemii, norweski rząd przyjął w czerwcu 2020 r. tymczasowe zmiany w systemie podatków od ropy naftowej, aby ożywić działalność i zbilansować znaczny spadek popytu i cen ropy i gazu oraz zapewnić przepływ środków pieniężnych spółek wydobywczych. Pakiet stymulacyjny przyniósł natychmiastowy skutek, a kilka projektów odżyło jesienią 2020 r. Niektóre z tych projektów mogły podnieść się samodzielnie, ale według operatorów w przypadku innych pakiet był decydującym czynnikiem. Według Norweskiej Dyrekcji Naftowej (NDN) liczba spodziewanych inwestycji na najbliższe lata jest wyższa niż te same szacunki rok temu, co pokazuje, że tymczasowy reżim podatkowy ma również długofalowy wpływ na zakres inwestycji.

W porównaniu do 2019 r. sytuacja w zakresie fuzji i przejęć na NSK była w 2020 r. dość spokojna. Większość procesów zapoczątkowanych przed wybuchem pandemii została wycofana lub odroczona. 

Reklama
Reklama

Wśród bardziej znaczących wydarzeń kontrolowana przez HitecVision Sval Energi przejęła Edison Norge w ramach transakcji o wartości 300 mln USD, co czyni ją jedyną transakcją korporacyjną na NSK w 2020 r. Trend z ostatnich lat, w którym główne firmy zbywały swoje udziały w NSK, utrzymywał się, choć w wolniejszym tempie niż w latach poprzednich, czego przykładem jest sprzedaż przez Shell udziałów w złożach Kvitebjørn i Valemon na rzecz PGNiG. 

Oprócz fuzji i przejęć stało się jasne, że rok 2020 był naprawdę rokiem przyspieszenia w kierunku przejścia na zieloną energię. Stale rosnąca część inwestycji większych graczy na NSK ma miejsce w innych częściach sektora energetycznego. 

Wyraźnie też wydać, że kilku graczy jest chętnych do zdobycia atrakcyjnych aktywów w zakresie wydobycia. Jest to częściowo związane z ustabilizowaniem się ceny ropy w okolicach 60-65 USD, a częściowo z tym, że teraz, gdy postępują szczepienia, zmierzamy w kierunku normalizacji sytuacji gospodarczej. Ponadto zwiększona koncentracja inwestorów na ESG oraz wymogi wynikające z wprowadzenia taksonomii unijnej mogą spowodować, że gracze będą wykorzystywać fuzje i przejęcia do „oczyszczenia” swojego portfela w tym zakresie, na przykład poprzez zbycie aktywów w portfelu z najwyższym śladem węglowym.

Na NSK jest niewiele nowych podmiotów, a niektórzy nowicjusze mają trudności ze znalezieniem atrakcyjnych możliwości eksploracji nowych obszarów, na podstawie których można zbudować solidniejsze podstawy biznesowe. Warto również zauważyć, że niektórzy z istniejących graczy mają starzejące się pola i brak agendy eksploracji. Prawdopodobnie stworzy to możliwości konsolidacji w postaci fuzji i przejęć. 

Pomimo trwającej pandemii rok 2020 charakteryzował się wysoką produkcją i znacznymi inwestycjami w rozwój i projekty na polach. Jak wspomniano powyżej, jest oczywiste, że tymczasowy system podatkowy będzie pomagał wprowadzać zmiany w obszarze wydobycia. 

Wyzwania klimatyczne 

Jednym z najbardziej dyskutowanych wydarzeń w 2020 roku w Norwegii był tzw. proces klimatyczny. W wyroku plenarnym z 22 grudnia 2020 roku Sąd Najwyższy orzekł na korzyść państwa. Sprawa dotyczyła zasadności udzielenia dziesięciu koncesji wydobywczych na Morzu Barentsa w 2016 roku. W wyroku Sąd Najwyższy stwierdził, że koncesje nie mogą zostać uznane za nieważne.  

Przy nasilających się procesach sądowych dotyczących środowiska i klimatu w całej Europie nie można wykluczyć nowych sporów dotyczących tych obszarów. Europejski trend wyraźnie wskazuje, że środki prawne będą stosowane w celu ograniczenia działalności branży oil&gas. Niedawno holenderski sąd nakazał Shellowi radykalne obniżenie emisji (o 45% do 2030 r. względem 2019 r.) po pozwie siedmiu organizacji ekologicznych. Wielu analityków wskazuje, że ten bezprecedensowy wyrok przyniesie więcej podobnych spraw. Branża z pewnością nie może lekceważyć ryzyka płynącego z tego typu procesów.

Wiele licencji do przyznania

Ministerstwo Ropy i Energii w specjalnej procedurze zaoferowało 61 licencji produkcyjnych na NSK. Duży ruch jeśli chodzi o kontynuację działalności poszukiwawczej wskazuje, że nadal istnieje spore zainteresowanie uzyskaniem dostępu do nowych areałów poszukiwawczych. 61 licencji na wydobycie jest zlokalizowanych na Morzu Północnym (34), Morzu Norweskim (24) i Morzu Barentsa (3). Trend jest wyraźny - gracze są bardziej zainteresowani znanymi obszarami i bliskimi perspektywami niż eksploracją na bardziej niepewnym obszarze.

W sumie 30 różnym firmom zaoferowano udziały własnościowe w najnowszej rundzie licencyjnej. Warto zauważyć, że podobnie jak w ostatnich rundach niektórzy z historycznych kluczowych graczy na NSK byli nieobecni na liście.

[1] https://www.norskpetroleum.no/en/facts/companies-production-licence/

KomentarzeLiczba komentarzy: 2
Krakowiaczek.ci.ja
niedziela, 20 czerwca 2021, 08:44

Nie wiem jakie sa perspektywy w Norwegii, ale cos musi w tym byc falszywego skoro holenderski Shell, Niemcy, Francja ciagna gaz z Rosji a nie z Norwegii

poniedziałek, 21 czerwca 2021, 15:35

z rosji dla nich jest tańszy, bo ruskie takie a nie inne umowy z nimi podpisali.

Tweets Energetyka24