"Энергетический переход" Equinor. "OilCapital.ru". 25 декабря 2018

Норвежская нефтегазовая компания диверсифицирует бизнес в соответствии с глобальными трендами
Для норвежской компании Equinor 2018 г. можно назвать поворотным. Осталось в прошлом прежнее название Statoil, вмещавшее два базовых понятия – "нефть" и "государство". В новом названии они трансформировались в идею возможностей энергетики и национальной аутентичности. В подтверждение нового курса компания в 2018 г. выдавала новость за новостью о ВИЭ-проектах наряду с сообщениями о нефтегазовой активности.
Ребрендинг компании, крупным пакетом акций которой владеет государство, отразил не только изменение корпоративного курса, но и задачи Норвегии: выжимать максимум от нефти и газа сегодня и строить будущее. Стратегия Equinor, как и аналогичные стратегии других нефтегазовых мейджоров, отражает мировой тренд – постепенную трансформацию энергетики от ископаемых источников в сторону интеграции энергетических возможностей и активного освоения возобновляемых источников энергии.
Как корабль назовешь…
В мае 2018 г. совет директоров Statoil утвердил ребрендинг компании. Как поясняла компания, слово Equinor сформировано из двух частей: "equi" – начальные буквы таких слов, как equal (равный), equality (равенство) и equilibrium (равновесие, сбалансированность), и "nor", демонстрирующей гордость норвежским происхождением.
"Норвежский след" отличает ребрендинг от аналогичного процесса в E.ON Ruhrgas или GDF, когда национальная идентичность была принесена в жертву глобализации. Ребрендинг Statoil отражает и объективные тенденции в производственной деятельности – от расширения географии традиционного бизнеса до наращивания номенклатуры товарной продукции в части развития проектов в области ВИЭ с "нулевым" отрицательным эффектом для природы и человека.
"Мир меняется, меняется Statoil. Самые заметные изменения сегодняшнего дня в энергетических системах уже очевидны, и мы стремимся быть на передовой линии этих изменений, – сказал председатель совета директоров Эрик Рейнхардсен. – Название Equinor отражает как происходящие изменения, так и нашу приверженность принципам повсеместной безопасности и целям финансово эффективной низкокарбоновой стратегии, которую мы сформулировали в прошлом году".
Государство: от контроля к бизнесу
Путь к снижению роли государства в бизнесе компании начался 18 лет назад, когда правительство приняло решение частично приватизировать Statoil. IPO было проведено на пике национальной нефтедобычи – более 3,4 млн б/с; далее началось снижение. На фоне скромных по нынешним временам цен на нефть в $24,44 за баррель оно было оценено как весьма успешное. В июне 2001 г. 18,3% были проданы на биржах в Нью-Йорке и Осло за $3 млрд. Позднее доля госучастия сократилась до 70,9%. В 2007 г. в рамках вливания в Statoil нефтегазовых активов компании Hydro доля государства снизилась до 62,5%, но в 2009 г. была восстановлена до 67% (парламент накануне IPO 2001 г. постановил, что доля государства не должна быть ниже 2/3 акций компании).
Решение парламента о сохранении неизменной доли государственного владения в компании связано с тем, что Statoil не только управляет собственными активами, но и осуществляет продажу углеводородов, находящихся в прямой собственности государства в рамках механизма SDFI (прямые государственные финансовые интересы). В портфель SDFI входят активы в виде государственных долей в проектах разработки нефтегазовых месторождений.
Государство фактически является акционером и участником нефтегазодобычи. В 2017 г. на SDFI пришлось 21,5% всей добычи нефти и 33,1% добычи газа. Финансовые обязательства по долям выполняются непосредственно из средств госбюджета; доходы от них направляются в бюджет и пенсионный фонд. В 2017 г. за счет SDFI обеспечивались порядка 52,6% нефтегазовых доходов государства. Для сравнения: дивиденды на акции Statoil принесли Норвегии лишь 4,7% нефтегазовых доходов.
С 2009 г. государственная доля в компании не снижается; доли других акционеров меняются в зависимости от конъюнктуры на финансовом рынке и рынке энергоносителей. Такой подход означает сохранение высокого уровня госконтроля за деятельностью компании. Тем не менее при ребрендинге сохраняющуюся очевидную принадлежность норвежскому государству решили не выпячивать, заменив "норвежской идентичностью". В целом это соответствует истине, поскольку на долю норвежских акционеров приходится 75% акций. Это способствует объявленной стратегии развития международной нефтегазовой составляющей бизнеса и декларируемого равенства возможностей зарубежных и национальных проектов.

Раздвигая границы
Первое десятилетие XXI века было достаточно тревожным временем для нефтяной промышленности Норвегии: добыча нефти и ресурсная база на шельфе сокращались, несмотря на высокие затраты на ГРР и растущие цены на нефть. Одним из очевидных решений было расширение доступа к энергетическим ресурсам за пределами страны.

В 2007 г. при объединении Statoil и Hydro сформировался пул зарубежных добычных активов в 11 странах: США, Канаде, странах Африки, Азербайджане (Шах-Дениз, Азери-Чираг-Гюнешли), Иране, Великобритании и России (Харьягинское СРП). География геологоразведочных работ компании была еще обширней, включая Фарерские острова, Гренландию, Индию, Бразилию и Кубу. С этого момента Statoil неуклонно наращивал международный сегмент нефтегазового бизнеса. К 2010 г. доля зарубежной добычи составляла 27% от суммарного производства нефти и природного газа.
В нынешнем десятилетии компания активизировалась на североамериканском направлении. Приоритетами стали месторождения нефти и газа в Мексиканском заливе и на канадском шельфе Атлантики, а также сланцевые залежи практически на всех ключевых территориях освоения этих ресурсов. Инвестиции, сделанные в сланцевых формациях Bakken, Мarcellus, Utica, Eagle Ford, обеспечили в 2017 г. 219,3 тыс. бнэ/с из 305,6 тыс. бнэ/с, добытых на территории Северной Америки. С 2010 г. добыча Statoil нефти и природного газа в регионе увеличилась в 4,3 раза, став наиболее впечатляющим показателем зарубежной деятельности. Северная Америка останется приоритетным регионом инвестирования в будущем, с учетом снижающейся себестоимости добычи сланцевой нефти и быстрой динамики оборачиваемости инвестиций.
В других регионах мира Statoil концентрировался на освоении шельфовых месторождений, традиционном сильном компоненте компании. В Анголе была проведена реструктуризация бизнеса – 10 проектов с участием компании объединились в 3 производственных блока. Добыча увеличилась со 172,9 тыс. бнэ/с до 195,9 тыс. бнэ/с в рамках работы в консорциумах, операторами которых являются BP, Total и ExxonMobil.
Остальные проекты в Африке остались без знаковых изменений. Алжир и Нигерия продолжают генерировать доход; инвестиции в местные проекты были сделаны еще в 2000-е гг.
В Южной Америке участие Statoil в освоении месторождения Peregrino, введенного в промышленную эксплуатацию в 2011 г. и где компания имеет 60%, являясь оператором, добавило к международному портфелю добычи еще 60 тыс. бнэ/с.
Наряду с успехами Statoil столкнулся и с определенными проблемами. Необходимость концентрации инвестиционных ресурсов для добычи нефти и природного газа в Северной Америке требовала изменений в подходах к определению наиболее прибыльных проектов, что привело к избавлению от проблемных и капиталоемких активов. В 2012 г. компания ушла из Ирана, а в России рассталась с иллюзиями по поводу разработки Штокмановского газоконденсатного месторождения – освоение 1-й фазы проектной компанией Shtokman Development (доля Statoil – 24%) было отложено "Газпромом" на неопределенное время.
Промежуточным финалом работы на постсоветском пространстве стала продажа долей в месторождении Шах Дениз и Южно-Кавказском газопроводе: в 2013 г. в пользу SOCAR и BP, в 2014 г. – малайзийской Petronas. По обеим сделкам было получено в сумме $3,7 млрд. Объявленной причиной продажи стало существенное превышение бюджета 2-й стадии проекта освоения Шах Дениза и смещение сроков его реализации.
К концу 2017 г. доля запасов нефти и газа за пределами Норвегии составила 27%, тогда как в 2010 г. она составляла 20%. Более наглядно выглядит картина добычи нефти и газа. При снижении добычи практически на 60% за счет сокращения объемов производства Statoil жидких углеводородов на континентальном шельфе Норвегии, доля зарубежных активов в производстве выросла с 27% в 2010 г. до 30,6% по итогам 2017 г. Работа по разведке и добыче углеводородов велась уже в 30 странах по всему миру.

Ключевым новым активом компании на шельфе в Норвегии является месторождение Юхан Свердруп с доказанными запасами 257 млн т. Хотя оно и уступает большой "пятерке" норвежских месторождений, именно на него делается ставка в росте национальной нефтедобычи. Потенциал ресурсной базы месторождения еще полностью не раскрыт. Существует предварительная оценка Норвежского нефтяного директората, согласно которой объемы запасов могут достигать 500 млн т. Equinor, имея 40%-ю долю в консорциуме и статус оператора освоения месторождения, совместно с партнерами готовит его к вводу в промышленную эксплуатацию и планирует добывать на первой фазе проекта 25,5 млн т в год. Консорциум производителей оценивает в настоящее время инвестиции в первый этап освоения на уровне $11 млрд. Старт разработки месторождения планируется на осень 2019 г; утверждено ТЭО 2-го этапа проекта, который позволит нарастить добычу до 37-38 млн т в год.
В Equinor осознают, что продолжение развития международной деятельности остается важнейшим стратегическим элементом в условиях неопределенности ресурсной базы шельфа Норвегии. Для сохранения и наращивания объемов производства при принятии инвестиционных решений в компании необходимо руководствоваться равными экономическими критериями выбора между норвежскими и зарубежными проектами. В приоритетах зарубежной добычной стратегии компании в 2019-2022 гг. – освоение месторождений Vito (США), Peregrino (Бразилия) и Северо-Комсомольское (Россия). Последнее планируется разрабатывать силами СП "Роснефти" и Equinor.

Курс на новую энергетику
Ребрендинг был обоснован и другим значимым фактором. Современность диктует нефтегазовым компаниям новые стратегии в области энергетики для повышения конкурентоспособности. Накопленный технологический и финансовый потенциал широко используется для диверсификации производства энергетических ресурсов. Как и многие другие компании, Statoil придерживается "стратегии поддержания защиты природы и климата, рассматривая достижение низкоуглеродного будущего как составную часть корпоративной стратегии". Это означает действия по развитию проектов в области альтернативной энергетики.
Statoil нашла нишу в производстве электроэнергии из ВИЭ, а также в создании технологий улавливания и хранения СО2. Корпоративный поворот к ВИЭ начался в 2011 г., тогда как работы по СО2 ведутся уже 20 лет. В 2010 г. Statoil вывел на IPO подразделение розничной торговли, а в 2012 г. полностью продал свою долю в нем. Вырученные средства были направлены на развитие нового направления деятельности и приобретение активов в Европе.

Компания определила в качестве приоритета развитие морских ветряных парков. Здесь сказалась специфика накопленного опыта и наличие развитых компетенций по осуществлению масштабных морских проектов. В 2012-2017 гг. компания стала участником строительства трех шельфовых парков в Великобритании суммарной мощностью 5,2 ГВт. В двух работающих проектах был получен статус оператора, третий в стадии строительства и реструктуризации состава акционеров. Идет установка оборудования ветряной электроэнергии на шельфе Германии в районе острова Рюген. Инвестиционный проект стоимостью €1,2 млрд должен обеспечить развитие производственных мощностей на уровне 385 МВт. К ветряной энергетике относится и проект плавучей ВЭС мощностью 30 МВт, реализуемый в Великобритании.
В 2016 г. Statoil выиграл тендер на строительство морской системы производства ветряной электроэнергии в США. Проект обойдется компании в $3 млрд, что приведет к созданию производственных мощностей в объеме 1 ГВт.
В марте 2018 г. компания осуществила масштабные инвестиции в ветровую энергетику Центральной Европы, приобретя 50%-ю долю в польских оффшорных ветряных электростанциях Baltyk Srodkowy III и Baltyk Srodkowy II в Балтийском море, недалеко от г. Гданьск, суммарной производственной мощностью 1,2 ГВт.