Kommen und Gehen auf den Öl- und Gasfeldern des Nordens Konsolidierung im Offshore-Sektor setzt sich fort/ Chrysaor als neuer Player/ Rückzug von Chevron

Am 4. November wird die Produktion des Aasta-Hansen-Feldes starten ©Roar Lindefjeld und Bo B. Randulff H
Am 4. November wird die Produktion des Aasta-Hansen-Feldes starten. Das Feld wurde 1997 von BP entdeckt, Betreiber ist seit 2006 der norwegische Energiekonzern Equinor.©Roar Lindefjeld und Bo B. Randulff

Oslo, 31.Oktober 2018. Norwegens Öl- und Gasmarkt ist weiter in Bewegung. Mit dem britischen Konzern Chrysaor kam Mitte Oktober ein neuer Player auf den Markt. Ein ganz großer Player, der amerikanische Konzern Chevron, zieht sich dagegen aus Norwegen zurück. Das polnische Unternehmen PGNiG kauft in Norwegen dazu und Equinor, Norwegens staatlicher Energiekonzern, verkauft Anteile an einem Feld, um sich auf Aktivitäten in einem anderen Feld zu konzentrieren.

Mitte Oktober erhielt der britischen Konzern Chrysaor die Genehmigung zur Übernahme von Anteilen der OKEA AS am Öl- und Gasfeld Grevling. Damit ist OKEA jetzt mit 55 Prozent, der norwegische Staatskonzern Petoro mit 30 Prozent und Chrysaor mit 15 Prozent an der Lizenz beteiligt. Wie die Briten bereits im März mitteilten, streben sie eine Aufstockung der Beteiligung auf bis zu 35 Prozent an.  

„Wir wollen unsere Vermögensposition in Norwegen aufbauen. Das Kontinentalschelf ist ein Schlüsselelement unserer Strategie, ein marktführendes nordeuropäisches E & P-Unternehmen zu werden”, sagte Phil Kirk, Chief Executive von Chrysaor. Der Erhalt der Genehmigung für die Übertragung der Lizenz PL 038D sei ein wichtiger erster Schritt bei der Umsetzung der Wachstumspläne.

Das Grevling-Feld ist die erste Beteiligung des britischen Konzerns auf dem norwegischen Kontinentalschelf.

Polnische PGNiG braucht Gas für Baltic Pipe

PGNiG Upstream Norway, Tochterunternehmen des größten Erdgasproduzenten und -verteilers Polens, ist schon seit vielen Jahren in Norwegen aktiv.Das Unternehmen hält gegenwärtig 20 Explorations- und Produktionslizenzen in Norwegen und will weiter wachsen. Mitte Oktober unterzeichnete PGNiG Upstream Norway einen Vertrag mit Norwegens größtem Energiekonzern Equinor zur Übernahme eines 42,38-prozentigen Anteils am Gas- und Kondensatfeld Tommeliten Alpha in der Nordsee im Wert von 220 Millionen US-Dollar. Diese jüngste Akquisition bedeute eine erhebliche Steigerung der Erdgasproduktion in der Region, sagte Piotr Wozniak, CEO von PGNiG. Produktionssteigerungen in Norwegen bedeutet für Polen künftig mehr Energiesicherheit. Denn anders als Deutschland und andere EU-Ländern will Polen kein Gas aus Russland beziehen, sondern setzt auf LNG Lieferungen aus den USA  und Gas aus Norwegen,  das  über die geplante Erdölleitung Baltic Pipe über Dänemark nach Polen transportiert werden soll..

https://www.baltic-pipe.eu/
©Baltic Pipe Project

Nach Angaben von PGNiG ermögliche es die jetzige Akquisition, die Gasproduktion aus den norwegischen Feldern, die voraussichtlich im Jahr 2024 beginnen wird, in den ersten sechs Jahren der Produktion um 0,5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr zu steigern. 2017 produzierte PGNiG 548 Millionen Kubikmeter Gas in Norwegen. Bis zur Inbetriebnahme der Baltic Pipe im Jahr 2022 soll die Produktion auf 2,5 Milliarden Kubikmeter pro Jahr gesteigert werden. 

 

Für die einen eine geringe Priorität, für die anderen ein hoher Wert

Equinor trennte sich von seinen Anteilen an Tommeliten Alpha zugunsten des polnischen Unternehmens nur zu gern, um sich auf seine Aktivitäten auf dem norwegischen Kontintnalschelf zu konzentrieren. Kurz vor diesem Deal, am 15. Oktober, hatte Equinor bereits eine Vereinbarung mit Aker BP zum Verkauf seiner operativen Beteiligung von 77,8 Prozent an der King Lear-Entdeckung auf dem norwegischen Kontinentalschelf für insgesamt 250 Millionen US-Dollar unterzeichnet. „Diese Transaktion ist ein weiteres Beispiel unserer Strategie, durch aktives Portfoliomanagement durch die Ölpreiszyklen Wert zu gewinnen. Wir verkaufen ein Asset mit niedriger Priorität in unserem NCS-Portfolio an einen Käufer, der einen höheren Wert sieht. Dadurch setzen wir Kapital für Investitionen in Projekte frei, die Equinor höhere Erträge bringen“, sagt Jez Averty, Senior Vice President von Equinor für den Einsatz in der südlichen Nordsee.

Vollständiger Rückzug von Chevron aus Norwegen

Das hat sich wohl auch der US-amerikanische Erdölkonzern Chevron gedacht, der als erster Erdölkonzern das norwegischen Kontinentalschelf (NCS) formell verlässt. Reuters berichtet, dass das norwegische Öl- und Energieministeriums in einem Schreiben an Chevron vom 28. September zugestimmt habe, dass das Unternehmen seinen 20-Prozent-Anteil an der Explorationslizenz PL859 in der Arktis an Norwegens Gasunternehmen DNO übertragen darf.

“Die Entscheidung bedeutet, dass Chevron Norway seine Aktivitäten in Norwegen eingestellt hat und das NCS dauerhaft verlässt”, zitiert Reuters das Ministerium. Chevron wolle auch seine Beteiligungen in der britischen Nordsee veräußern, um sich auf das Geschäft in den USA zu konzentrieren. An der Übernahme von Chevrons 40-Prozent-Anteil am Rosebank-Feld vor den Shetland-Inseln, einem der größten unentwickelten Felder im britischen Continental Shelf (UKCS), wiederum bekräftigte Equinor Interesse. Ein entsprechender Vertrag mit Chevron wurde Anfang Oktober unterzeichnet. Mit dieser Transaktion wird das Portfolio von Equinor in Großbritannien weiter gestärkt. Dazu gehören die Entwicklung von Mariner, attraktive Explorationsmöglichkeiten und drei produzierende Offshore-Windparks.

Bedeutung des Öl- und Gassektors für die norwegische Wirtschaft

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©Statistics Norway (National accounts), Ministry of Finance (The national budget 2019)

Die Stärkung oder Bereinigung des Portfolios treibt auch Shell an, sich weltweit zu verändern. Für Norwegen hat das eine Reduzierung des Engagement zur Folge. Im Juni verkaufte das Unternehmens seinen gesamten 44,56-Prozent-Anteil am Draugen-Feld und den 12-Prozent-Anteil am Gjøa-Feld in Norwegen für 556 Millionen US-Dollar. Dankbarer Abnehmer war das norwegische Unternehmen OKEA AS. Dieser Deal sei Teil des weltweiten, wertorientierten Desinvestitionsprogramms von 30 Milliarden US-Dollar und stehe im Einklang mit der  Strategie des Konzerns, das Portfolio hochklassig zu gestalten und zu vereinfachen,  erklärte Andy Brown, Upstream Director von Shell, den Deal. Die Positionen in den Feldern Troll und Ormen Lange wolle das Unternehmen aber behalten. 

Synergien im Blick: Ein kleines Feld als Satellit für ein großes

BP wiederum ist nicht mehr direkt an Assets vor der Küste Norwegens beteiligt, ist aber mit einem Anteil von 30 Prozent am norwegischen Ölunternehmens Aker BP in der Erkundung und Produktion von Öl und Gas in Norwegen noch aktiv. Die Übernahme des Equinor-Anteils am King Lear-Gas- / Kondensat-Feld (siehe oben) begründet CEO Karl Johnny Hersvik mit den Synergien, die damit für das ULA-Feld erzielt werden können. „Die Entdeckung von King Lear ist eine der größten unentwickelten Entdeckungen im norwegischen Festlandsockel und bietet Aker BP eine hervorragende Gelegenheit. Unser Ziel ist es, King Lear als Satelliten für Ula zu entwickeln. Dies wird die Kapazitätsauslastung der Ula-Anlagen verbessern und beträchtliche zusätzliche Mengen an Injektionsgas bereitstellen, um die Ölgewinnung aus dem Ula-Feld zu unterstützen“, Hersvik.

Während der britische Konzern noch mit einem Partner in Norwegen aktiv ist, hat sich die französische GDF Suez ganz aus dem Markt zurückgezogen. Auch die deutschen E.ON, VNG und RWE/DEA haben ihre Norwegen-Aktivitäten verkauft.  

Wie es mit der OMV, dem österreichischen Energiekonzern, in Norwegen weitergeht, nachdem der geplante Anteilstausch mit dem russischen Gaskonzern Gazprom abgeblasen wurde, ist momentan unklar. Ursprünglich hatte die OMV geplant, dass sie eine Beteiligung von knapp 25 Prozent an den Blöcken IV und V des russischen Gasfeldes Urengoi erhält und Gazprom sich dafür mit 38,5 Prozent an der norwegischen OMV-Tochter OMV (Norge) AS beteiligt. Zu diesem Deal ist es nicht gekommen. Medien spekulieren nun, dass mittelfristig ein Verkauf der Tochter OMV Norge anstehen könnte.

Chancen nicht nur für die Großen

Die Konsolidierung der Branche in Norwegen geht auch mit hohen Ölpreisen weiter. Private Unternehmen sind heute die größten Investoren.  Mittelständische Unternehmen haben gute Chancen, allein oder durch strategische Unternehmens- und Vermögensfusionen ihre Finanzpositionen zu stärken. Die Produktionskosten im Öl- und Gassektor sind nach der Ölpreiskrise von 2014 stark gesunken, der  jüngste Anstieg der Ölpreise bringt gute Profite. 

Die deutsche Wintershall, die mit der DEA fusioniert, baut ihr Engagement massiv aus. Wintershall DEA plant, die Tagesproduktion in den nächsten drei bis fünf Jahren von aktuell zusammen rund 575.000 Barrel Öläquivalent pro Tag weltweit auf 800.000 Barrel zu erhöhen. Rund ein Viertel der Produktion soll dann aus Norwegen kommen. „Mit über einhundert Lizenzen und Anteilen an 20 produzierenden Feldern könnten wir in naher Zukunft unsere gemeinsame Produktion in Norwegen auf über 200.000 boe pro Tag erhöhen“, sagte Wintershall-Chef Mario Mehren auf der ONS-Konferenz im August in Stavanger. In den nächsten Jahren will das Unternehmen in Norwegen zwei Milliarden Euro investieren. 

Ein weiterer neuer Player mit langen Traditionen im Lande entsteht gegenwärtig ebenfalls durch eine Fusion. Point Resources AS, ein Unternehmen des Private-Equity-Investor HitecVision, und Eni Norge AS, Tochter des italienischen Energieunternehmens Eni, haben sich im Juli dieses Jahres zu einem Joint Venture zusammengeschlosssen. Vår Energi AS, so der Name des neuen Unternehmens, werde nach Angaben der Eigentümer ein führendes unabhängiges norwegisches Explorations- und Produktionsunternehmen sein, das auf den bestehenden Organisationen aufbaut und ergänzende Stärken nutzt. Das Portfolio von Vår Energi AS reicht von der Barentssee bis zur Nordsee. Es wird in 17 Öl- und Gasfeldern rund 180.000 Barrel Öläquivalent (Boepd) pro Tag produzieren und verfügt über Reserven und Ressourcen von mehr als 1.250 Millionen Barrel Öläquivalent (Mboe).

2023, so erwarten die Eigentümer, soll eine Tagesproduktion von 250.000 Boepd erreicht werden. Geplant sind Investitionen im Umfang von acht Milliarden US-Dollar, die auch in weitere Übernahmen und Beteiligungen fließen sollen.  

Entwicklung der Anzahl der Unternehmen auf dem Norwegischen Kontinentalschelf

Number of companies on the Norwegian continental shelf 2000-2017, by size Updated: 13.03.2018 Source: Norwegian Petroleum Directorate
©Norwegian Petroleum Directorate, Stand 13.3.2018

Insgesamt hat die Konsolidierung der Branche insbesondere seit 2014 zu einem Rückgang der Akteure geführt. Zum Jahresende 2017/2018 waren 43 Unternehmen auf dem norwegischen Festlandsockel aktiv, 27 davon als Betreiber. Während sich einige Unternehmen entschieden haben, Norwegen ganz oder teilweise zu verlassen, haben andere ihre Tätigkeit verstärkt, erklärt das norwegische Petroleumdirektorat.

Die norwegischen Behörden scheinen mit dem aktuellen Interesse an der Erkundung und Produktion von Öl und Gas in Norwegen ganz zufrieden zu sein. „Auf dem norwegischen Festlandsockel haben wir derzeit eine breite Palette von Akteuren, die sowohl die Fähigkeit als auch die Bereitschaft zeigen, den norwegischen Festlandsockel weiterzuentwickeln“, heißt es in einer Mitteilung des Energieministeriums.  Eine Vielzahl von Unternehmen mit unterschiedlichen Ideen und unterschiedlichen Fähigkeiten sei wichtig, um den größtmöglichen Wert unserer Öl- und Gasressourcen zu schaffen. JF

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