Mandag ble gigantfusjonen mellom oljeselskapene Eni Norge og HitecVision-eide Point Resources offentliggjort.
Det nye selskapet skal hete Vår Energi og blir en av de største aktørene i norsk petroleumsvirksomhet.
Fakta
Den italienske oljegiganten Eni og HitecVision er enige om å slå sammen sine norske oljeselskaper.
Den nye olje- og gassgiganten vil ha om lag 800 ansatte
Selskapet vil ha en daglig produksjon på 180.000 fat oljeekvivalenter og blir dermed en av de største på norske sokkel. Produksjonen er ventet å nå 250.000 fat innen 2023.
Selskapet planlegger å investere 65 milliarder kroner på norsk sokkel de neste fem årene.
Eierandeler i 17 produserende felt på norsk sokkel og ti prosjekter under utvikling.
Vår Energi skal eies av Eni (69,6 prosent) og HitecVision (30,4 prosent).
Selskapet har hovedsete i Stavanger.
– Dette er bra for norsk sokkel, sier sjeføkonom Kyrre M. Knudsen i SR-Bank.
– Det er positivt at selskaper slås sammen til større enheter. Det gjør at Equinor ikke blir fullt så dominerende.
Tronarvinger
Knudsen peker på Aker BP som et tilsvarende eksempel. Selskapet ble etablert da Det norske fusjonerte med britiske BPs norske virksomhet sommeren 2016.
– Nå har vi to kronprinser bak Equinor, som vil bygge opp sine egne kongeriker. Begge selskapene framstår som veldig offensive, sier han.
Det er imidlertid lang vei til kongetronen for de to. Mens Vår Energi og Aker BP har en daglig produksjon på henholdsvis 180.000 og knapt 140.000 fat oljeekvivalenter, produserer Equinor 1,2 millioner fat på norsk sokkel.
Klaus Mohn. Foto: Kristian Jacobsen
Enklere exit?
Klaus Mohn, professor i petroleumsøkonomi ved Universitet i Stavanger, ser den ferske fusjonen som ledd i en pågående omorganisering av norsk sokkel.
– Dette er en del av omstillingen flere store, utenlandske selskaper har deltatt i. De velger å ha eierandeler i nye, sammenslåtte selskaper istedenfor egne virksomheter i Norge, sier Mohn, som også viser til Aker BP som en parallell.
Toppsjef i nytt oljeselskap varsler at det blir flere oppkjøp
Mohn er imidlertid ikke overbevist om at denne strukturen velges utelukkende for å satse i Norge.
– Det er lettere å trekke seg ut av norsk sokkel med en slik organisering enn om man har datterselskaper her, sier han.
– Historie om vekst
Administrerende direktør Philip D. Hemmens i Eni Norge, som også blir styreleder i Vår Energi, avviser at det ligger slike hensikter bak nyetableringen.
– Hvis det var slik, ville vi aldri brukt så mye penger, sier Hemmens.
Investoren får ros av oljeministeren
Han viser til at Vår Energi skal investere 65 milliarder kroner de neste fem årene. Av dette står Eni for 70 prosent, som tilsvarer eierandelen i det nye selskapet. Det utgjør 45,5 milliarder kroner.
Kristin F. Kragseth, som blir toppsjef i Vår Energi, er enig.
– Dette er en historie om vekst. Det passer ikke inn i en fortelling om at de store selskapene bygger seg ned innen olje og gass i Norge. I vårt tilfelle er det helt motsatt, mener Kragseth.
Kristin F. Kragseth og Philip D. Hemmens. Foto: Jan Inge Haga
Mer interessert i småfunn
Kyrre M. Knudsen viser til at det ikke bare er Eni som vil ha fleksibilitet til å selge seg ut med modellen som er valgt.
– Normalt er det jo HitecVision som vil ha som strategi å være med på eiersiden en avgrenset periode, sier Knudsen.
HitecVision er Europas største oppkjøpsfond rettet mot oljenæringen og investerer i selskaper som ikke er børsnotert. Selskapet har vanligvis en tidshorisont på fem til syv år på sine investeringer.
Professor Mohn mener uansett det er positivt for norsk petroleumsnæring at en ny type selskaper etablerer seg. Han peker på at norsk sokkel er inne i en mer moden fase etter mange års produksjon. Det betyr blant annet at funnene i snitt er mindre enn tidligere.
– De nye selskapene er bedre tilpasset utfordringene norsk sokkel står overfor. Et olje- eller gassfunn som oppfattes som veldig lite for de internasjonale gigantene, kan være langt mer interessant å bygge ut for disse nye aktørene, sier Mohn.
Kostnadene ved å produsere olje og gass varierer betydelig mellom ulike land.
Tall Sysla har fått fra analysebyrået Rystad Energy viser den gjennomsnittlige driftskostnaden (Opex) ved å produsere et fat oljeekvivalenter i verdens 25 største olje- og gassprodusenter:
Fakta
Opex (Operating expense)
I økonomisk teori skilles det mellom driftskostnad (Opex) og kapitalkostnad (Capex)
Driftskostnad er de løpende kostnadene knyttet til produksjon og drift
Kapitalkostnader er investeringer i eiendeler, for eksempel en maskin eller plattform, og vedlikehold
Driftskostnadene i denne saken er funnet ved å dele Opex i amerikanske dollar på total produksjon av olje og gass i oljeekvivalenter
Kilde: Investopedia.com, Rystad Energy.
– Dette er driftskostnadene på felt som er i produksjon i dag. Tallene omfatter altså ikke kostnader relatert til vedlikehold, boring av nye brønner og feltutbygginger, forklarer analytiker Tore Guldbrandsøy i Rystad Energy.
Tore Gulbrandsøy. Foto: Ola Myrset
– Oppsiktsvekkende lavt
Han synes det er interessant at norsk sokkel ligger så lavt på listen.
– Det er imponerende at vi scorer så bra i global sammenheng og er nummer to etter Algerie hvis vi ser bort fra produsentene i Midtøsten, mener Gulbrandsøy.
Norsk sokkels plassering på listen er også det første sjeføkonom Kyrre Knudsen i SR-Bank bemerker.
– Norge ligger oppsiktsvekkende lavt, mener Knudsen.
– Det er veldig positivt på lang sikt og reduserer avhengigheten av høy oljepris. Dette betyr at norsk sokkel er svært robust, legger han til.
Store felt = billig produksjon
Knudsen peker imidlertid på at Norge har noen svært store felt som er med på å trekke ned. Store felt gir lavere enhetskostnader.
– Uten de fire største feltene ville bildet sett annerledes ut, sier sjeføkonomen.
På den andre siden av Nordsjøen er kostnadene langt høyere. Snittkostnaden for et produsert fat på britisk sokkel var i 2017 16 dollar, mot 6 dollar på norsk sokkel.
– Britene har mindre og mer modne felt, og ikke så god infrastruktur. Men de har hatt betydelige kostnadsreduksjoner senere år, sier Tore Gulbrandsøy.
I 2015 var snittkostnaden per fat 24 dollar på britisk sokkel. Dermed har den falt 33 prosent på to år.
Også de fleste andre landene på listen har redusert kostnadene de siste årene.
Statfjord i Nordsjøen er et av de store feltene som presser kostnadene ned. Foto: Fredrik Refvem.
– Bare å stikke spydet i jorden
Det er flere årsaker til de store forskjellene mellom ulike land. Blant annet er ressurstype og produksjonsmetode sentralt. Det er dyrt å utvinne oljesand og ressurser langt til havs og på store havdyp. Derfor ligger land som Brasil, Canada og Angola høyt på listen.
I den andre enden av skalaen ligger landene i Midtøsten. Der finnes store deler av ressursene i enorme felt på land.
– Det er veldig enkelt å hente opp disse ressursene. Det er nærmest bare å stikke spydet i jorden, så flommer oljen opp, sier Kyrre Knudsen.
Hans Jakob Hegge. Foto: Pål Christensen
Laveste på ti år
Også for Norges oljegigant Statoil har driftskostnadene gått betydelige ned de siste årene.
– På norsk sokkel leverte vi i fjor de laveste driftskostnadene på ti år. Samlet sett har selskapet redusert driftskostnadene med 30 prosent siden 2014, forklarer pressekontakt Morten Eek.
Statoil har mer penger og mindre gjeld
På Statoils kapitalmarkedsdag i London i forrige uke sa finansdirektør Hans Jakob Hegge at driftskostnadene ble redusert med 6 prosent fra 2016 til 2017 og nå ligger på om lag fem dollar per fat for selskapets globale virksomhet.
– Målet er å opprettholde dette nivået fram mot 2020, sa Hegge.
LONDON: I mange år har virksomheten i USA vært blant Statoils store problembarn. Selskapet investerte enorme summer, men måtte også skrive ned store verdier og tjente ikke penger i landet.
Situasjonen forverret seg da oljeprisen begynte å stupe.
Men nå har det snudd.
– I fjorårets siste kvartal gikk vi i pluss for første gang etter at oljeprisen kollapset, sier USA-sjef Torgrim Reitan.
I samme kvartal oppjusterte Statoil eiendelenes verdi med 1,26 milliarder dollar, rundt 10 milliarder kroner med dagens kurs.
– Lovet mye
I 2015 ble Reitan flyttet fra jobben som finansdirektør og sendt til USA for å rydde opp der. På selskapets kapitalmarkedsdag i februar året etter offentliggjorde han en frisk lovnad: I 2018 skulle selskapet drive lønnsomt i USA med en oljepris på 50 dollar fatet.
– Jeg lovet mye, og det føltes ukomfortabelt. Da er det godt å se at vi klarer å levere. Jeg mener vi kan være stolte over det vi har fått til, sier Reitan.
Roboter, droner og ny teknologi skal hjelpe Statoil å tjene enda mer
Bakteppet var dette: I 2014 trengte Statoil i snitt en oljepris på 92 dollar per fat for å drive lønnsomt i USA. Samme år begynte prisen for olje å stupe. Da Reitan begynte jobben i 2015, var balanseprisen 79 dollar fatet. Siden har den fortsatt nedover, og i år vil Statoil som lovet tjene penger dersom oljeprisen holder seg over 50 dollar – noe det meste tyder på at den vil.
Det er ifølge Reitan flere årsaker til at balanseprisen nesten er halvert siden 2014:
Hele virksomheten er omorganisert og bemanningen betydelig redusert.
Driftskostnadene per produserte fat er senket med 30 prosent og administrative kostnader tilsvarende.
Selskapet får 35 prosent mer ut av reservoarene enn tidligere
Antallet rigger ble tatt ned fra 25 til 3. I dag er antallet 5.
– Fem rigger i dag leverer like mange brønner som ti gjorde i 2013, så der får vi dobbelt så mye for pengene, sier Reitan.
Statoils balansepris i USA
Infogram
– Imponerende
Sjeføkonom Kyrre Knudsen i SR-Bank mener Statoil har overrasket positivt.
– Dette føyer seg inn i rekken av imponerende forbedringer og viser at selskapets tiltak virker også i USA.
– Nå er kostnadene på vei oppover som følge av høyere aktivitetsnivå, så det blir interessant å se hva Statoil klarer framover, mener Knudsen.
Les også: Statoil betaler eierne 1 milliard mer
Produksjonen i USA skjer både på land og offshore. Utvinningen på land, såkalt skiferolje, har vært omdiskutert – både på grunn av lønnsomhet og en omstridt utvinningsmetode.
– Skiferolje har stort potensial. Utvinningsgraden er i dag bare på rundt ti prosent, så det finnes en betydelig oppside, sier Torgrim Reitan.
Han forteller at både virksomheten på land og til havs har bidratt til lønnsomhetsforbedringen.
– Men den mest dramatiske endringen har skjedd på land. Der trengte vi en oljepris på 96 dollar i 2014, sier Reitan.
Texas-felt skuffer fortsatt
Oljeanalytiker Brendan Warn i BMO Capital Markets følger fra London nøye med på Statoils internasjonale virksomhet.
– Statoil ser på USA som en av sine kjerneregioner og har vist gode kostnads- og effektivitetsforbedringer der. Men Eagle Ford er fortsatt vanskelig for selskapet, sier Warn.
Til tross for at mye er blitt bedre, halter nemlig Eagle Ford-feltet i Texas videre. Senest i fjorårets tredje kvartal skrev Statoil ifølge DN ned verdien med 6,9 milliarder kroner, og det trengs fortsatt en oljepris på 70 dollar for at feltet skal gå i pluss.
Les også: Norsk Industri: Forventer store oppdrag til leverandørene
På årets kapitalmarkedsdag la heller ikke Torgrim Reitan skjul på at feltet fortsatt skuffer.
– Jeg er ikke fornøyd med Eagle Ford, sa han til analytikere og journalister i Londons finansdistrikt.
Og selv om det er framgang på flere fronter, vil han fortsette effektiviseringen.
– Vi er jo ikke fornøyd med 50 dollar, så vi må bli bedre og bedre, sier Reitan, som likevel ikke vil tallfeste nye mål.
I Aarbakkes verkstedhaller på Bryne er det mer aktivitet enn på lenge.
Bedriften har som mange andre blitt hardt rammet av krisen oljeindustrien har gått gjennom de siste årene. Etter toppåret 2014, da omsetningen endte på drøyt 800 millioner kroner, har inntektene falt hvert år. I fjor stoppet de på 425 millioner.
Fakta
Aarbakke AS
Dreier, freser og sveiser utstyr som brukes av oljebransjen på havbunnen eller nede i brønnene.
Ligger på Bryne
270 ansatte
Eid av Breimyra Invest, som igjen er eid av oppkjøpsfondet Hitec Vision og Inge Brigt Aarbakke.
Men i år blir det vekst.
– Vi tror på en økning på 25 prosent, og har budsjettert med en omsetning på 520 millioner. Anslaget er faktisk litt moderat – det kan gå enda bedre, forteller Inge Brigt Aarbakke, gründer og daglig leder i maskineringsbedriften.
– Det er fantastisk. I fjor sommer doblet vi ordrereserven vår, og egentlig har vi hatt kontinuerlig oppgang siden da. Januar var en knallgod måned, sier han til Sysla.
Også neste år regner Aarbakke med en økning på 25 prosent.
Bunnen er nådd
Dermed passer jærbedriften godt inn i bildet analyse- og revisjonsbyrået EY tegner i sin årlige vurdering av oljeservicenæringen på norsk sokkel, som blir offentliggjort torsdag.
Statoil mot kjemperesultat
1200 selskaper er analysert, og konklusjonen er at det i år ventes vekst i de samlede inntektene for første gang siden 2014, da oljekrisen begynte.
– Da vi startet arbeidet, trodde jeg ikke at 2018 ville bli bedre enn 2017. Det er veldig kjekt at den antagelsen ble motebevist, sier analytiker Espen Norheim, som har ledet arbeidet med rapporten.
EY spår en samlet oppgang på 1 prosent i år, mens det i 2019 ventes en økning på 6 prosent.
– Veksten i år blir beskjeden, men det er langt bedre enn det motsatte. Vi kan slå fast at bunnen ble nådd i fjor. Denne næringen har vært gjennom noen veldig tøffe år, og da er det fint å kunne si at det verste nå ligger bak oss, sier Norheim.
Samtidig blir bedriftene mer lønnsomme. Omfattende kostnadskutt gjorde at profittbunnen ble nådd allerede i 2016, og overskuddene ventes å vokse med noe høyere takt enn inntektene framover.
Inge Brigt Aarbakke. Foto: Pål Christensen.
Mer i utlandet
Ifølge Inge Brigt Aarbakke er det spesielt bedring i markedet for havbunnsutstyr som gjør at bedriften nå går lysere tider i møte. Det skyldes blant annet at store Statoil-prosjekter som Trestakk, Snorre og Johan Castberg er på gang.
– I tillegg kommer store utbygginger i utlandet, sier han.
Den internasjonale virksomheten har nemlig blitt viktigere for Aarbakke gjennom krisen. I dag er omtrent 50 prosent av leveransene relatert til prosjekter utenfor Norge.
– Vi måtte se ut da det gikk nedover hjemme. Lav kronekurs har også gjort det enklere å selge til internasjonale kunder og hjulpet oss med å øke andelen i utlandet.
På topp hadde bedriften 315 ansatte, men i dag er antallet 270. Aarbakke er glad han slapp å si opp flere.
– Vi har vært heldige og beholdt mange folk. Dermed sto vi ikke ribbet tilbake da det begynte å vokse igjen, sier han.
Ifølge den ferske rapporten forsvant totalt 31.000 leverandørjobber på norsk sokkel i årene fra 2014 til 2016.
Kyrre Knudsen (t.v.) og Espen Norheim. Bidlet er tatt ved en tidligere anledning. Foto: Ola Myrset
Tøft for rigg og rederi
Funnene i EYs rapport samsvarer med det SR-Bank fant i en undersøkelse tidligere i år.
– Tallene våre er egentlig enda bedre. Det skyldes blant annet at vi i større grad ser på hvorvidt selskapene har fått fotfeste i nye bransjer. 70 prosent av bedriftene med hovedvekt innen olje og gass sier nå de venter bedring det neste året, sier sjeføkonom Kyrre Knudsen i SR-Bank.
– Våre vekstanslag ligger nok i det nedre sjiktet. Vi ser utelukkende på servicesektoren og inntektene som skapes der, utdyper Espen Norheim.
Han understreker at de positive utsiktene handler om det overordnete bildet for hele leverandørnæringen. For enkelte segmenter vil det bli vanskelig en stund til.
– Det gjelder for eksempel riggselskapene og offshorerederiene, sier Norheim.
Administrerende direktør Anne Jorunn Møkster i Møkster Shipping bekrefter.
– Det tar lang tid. Vi trenger flere rigger i arbeid for å ha mer å gjøre, og disse prosessene går sakte, sier hun.
