Magma topp logo Til forsiden Econa

Hans Jacob Fevang er siviløkonom fra NHH (1967) og har lisensiatgrad fra samme sted (1973) innen matematisk programmering og porteføljeteori. Han arbeidet i Statoil fra 1975 til 1986. Fevang har siden 1993 vært førsteamanuensis ved Høgskolen i Stavanger, Seksjon for petroleumsøkonomi.

Petter Osmundsen er siviløkonom fra NHH (1989) og har doktorgrad fra samme sted (1994) innen kontrakts- og insentivteori anvendt på petroleumssektoren. Han var forsker ved SNF i perioden 1994-98 og førsteamanuensis ved NHH i 1997-98. Osmundsen er nå professorstipendiat ved Høgskolen i Stavanger, Seksjon for petroleumsøkonomi.

Investeringssvingninger og risikostyring i petroleumsnæringen

Det er forventet et betydelig fall i investeringene i petroleumsvirksomheten fra 1999 til 2000. Dette faller inn i et mønster med sterkt svingende aktivitetsnivå på norsk sokkel, se figur. En sentral utfordring for oljeselskapene og myndighetene er å få en jevnere fordeling av utbyggingsaktiviteten. Den gjeldende koordineringssvikten på tidsetting av utbyggingsprosjekter der utbyggingstopper avløses av perioder med ubenyttet kapasitet og ledighetsproblemer, rammer alle parter.

«Grovt sett kan man si at de to hovedklassene av systematisk risiko i oljevirksomheten til dels utligner hverandre»

«De store og systematiske kostnadsoverskridelsene de senere år er spesielle og ikke del av et varig mønster»

Oljeselskapenes utbyggingskostnader øker som følge av investeringssvingningene. Når kapasiteten i kontraktørbransjen sprenges, leies personell (ofte med utilstrekkelig kompetanse) inn til høye timerater, mindre kvalifiserte underleverandører benyttes, og administrativ styringskompetanse spres tynt utover mange prosjekter. Kontraktørbransjen taper også på en sterkt svingende oppdragsmengde. Ved kontraheringstopper sprenges den innenlandske utbyggingskapasiteten, og flere oppdrag går til utlandet. I nedgangsperioder sliter man med ledig kapasitet og har vansker med å bevare kjernekompetanse. Ujevnt aktivitetsnivå i petroleumsnæringen innebærer også tap for myndighetene, som i tillegg til økte investeringsuttellinger ved kostnadsoverskridelser, lavere skatteinntekter og lavere dividende får lønnspress ved sprengt kapasitet og ledighet i perioder med få utbygginger.

figur

Figur 1

ÅRSAKER TIL OPPHOPING

Årsaksforholdet bak opphopingen av utbygginger er sammensatt. For gassfelt kan produksjonen allerede være solgt for fremtidig levering. I andre tilfeller kan reservoarkarakteristika bestemme utbyggingstidspunktet. En annen faktor som legger føringer på tidsvalg, er at man vil utnytte eksisterende infrastruktur. I disse tilfellene har man imidlertid en viss frihet i valg av utbyggingstidspunkt. Det finnes også isolerte oljefelt der man står fritt i tidsettingen.

Opphoping av utbygginger i perioder med høye petroleumspriser er knyttet til selskapenes beslutningsgrunnlag for investeringer. I den grad nåværende prisleie for olje og gass gir en god indikasjon på fremtidig prisutvikling, kan det argumenteres for at dette - isolert sett - taler for å bygge ut nye felt når prisene er høye. Slike prisforventninger er imidlertid kontroversielle, se diskusjonen om oljeprisrisiko nedenfor.

Andre forhold som drar i retning av opphoping av utbygginger, er at selskapene ofte ønsker å egenfinansiere betydelige deler av risikable utbygginger på sokkelen. Man er da avhengig av høye priser. Ellers er det slik at oljeselskapene alltid må avveie leting og utbygging av ny produksjonskapasitet mot ervervelse av eksisterende kapasitet. Sistnevnte kan gjøres gjennom kjøp av lisenser eller selskaper. Ved lav pris på olje og gass får man et betydelig fall i lisenspriser og aksjekurs på oljeselskaper, og kjøp av selskaper eller lisenser i produksjon kan derfor fremtre som gunstig sett i forhold til utbygging av nye felt.

Petroleumsselskapene ville trolig kunne økt sitt samlede overskudd på sokkelen dersom de hadde greid å koordinere utbyggingsaktiviteten, slik at det ble en jevnere kapasitetsutnyttelse hos leverandørene. Slik koordinering er imidlertid vanskelig å oppnå. Det vil kreve at selskapene kan enes om utbyggingsrekkefølge samt beregning og fordeling av koordineringsgevinsten

MYNDIGHETENES ROLLE

Det er myndighetene som har det overordnede ansvaret for å styre aktivitetsnivået på sokkelen. Det er imidlertid enkelte begrensninger på myndighetenes handlingsrom. Spesielt gjelder dette hensynet til stabile rammebetingelser for næringen. Mulige begrensninger på petroleumsselskapenes muligheter til å bygge ut kommersielt drivbare felt kan bli oppfattet som en politisk risiko. Denne risikoen kommer på toppen av en betydelig kommersiell risiko og kan redusere attraktiviteten av å investere på norsk sokkel. 1 Petroleumsselskapene har lagt ned betydelige kostnader i seismikk, prøveboring og tolkning og ønsker oftest å bygge ut raskt, slik at grunnlagsinvesteringene blir lønnsomme. Myndighetene vil kunne regulere utbyggingstempoet på lang sikt gjennom lisenstildelingen, men dette er ikke noe egnet instrument for kortsiktig konjunkturstyring.

Det er en del faktorer utenfor selskapets kontroll som styrer aktivitetsnivået over tid på sokkelen, eksempelvis gassallokering. Myndighetene bør tilstrebe at slike tilleggsfaktorer virker utjevnende snarere enn forsterkende på svingningene i investeringsnivået. (Parallell utbygging av flere store gassfelt var en del av forklaringen bak investeringstoppen i 1998.) Man skal imidlertid være forsiktig med å innføre et ytterligere kriterium i en allokeringsordning som primært skal tjene andre hensyn. Fra andre næringer er det også mange eksempler på at offentlige inngrep som er ment å virke konjunkturutjevnende, har hatt den stikk motsatte effekt fordi tiltakene er satt inn for sent. Det er følgelig liten grunn til å tro at man kan oppnå en finstyring av aktivitetsnivået. Spørsmålet er heller om man kan innføre en noe grovere mekanisme som kan forbedre dagens situasjon.

RISIKO- OG LIKVIDITETSSTYRING

Ved en bedret likviditetsstyring i selskapene kan langsiktige investeringsprogram beskyttes, og man kan i noe større grad unngå at investeringsbeslutningene styres av kortsiktige likviditetshensyn. Ved en mer aktiv strategi for overordnet risiko- og likviditetsstyring i selskapene, herunder benytting av ulike finansielle sikringsinstrumenter, kan man dermed redusere de store svingningene i investeringsnivået.

En annen fordel med en overordnet styring av konsernets kontantstrøm er reduksjon i forventede kostnader knyttet til finansielt stress, det vil si situasjoner der man tvinges til kortsiktige tilpasninger. Eksempler på dette er at man ser seg nødt til å selge ut aktiva på et lite gunstig tidspunkt (lav oljepris), eller at man ikke evner å utnytte sine aktiva godt nok (investeringer i økt utnyttelsesgrad av reservoar). En finansielt presset situasjon kan også gi dårligere credit rating og dermed høyere lånerente. Sist, men ikke minst er det skattemessig ugunstig å falle ut av skatteposisjon (ikke-lineær selskapsbeskatning). Det er begrensninger på antall år man kan fremføre underskudd, og fremføringen blir ikke godskrevet med rente (ufullstendig tapsfradrag). En jevnere resultatutvikling der man ikke faller ut av skatteposisjon, gir derfor lavere skattebetaling for selskapet.

PORTEFØLJEBETRAKTNINGER PÅ KONSERNNIVÅ

Det som betyr noe for eierne av et selskap, er bedriftens aggregerte risikoprofil. Risikosikringen bør derfor i utgangspunktet utelukkende skje ut fra vurderinger av risikoeksponeringen i bedriftens samlede portefølje. Bedriftens enkeltprosjekter vil ventelig ha risikoprofiler som til en viss grad utligner hverandre. Det er derfor restrisikoen man eventuelt må sikre seg mot. Behovet for risikosikring vil videre avhenge av selskapets finansielle situasjon.

Den viktigste usikkerhetsfaktoren for oljeselskapene er oljeprisen, som er sterkt fluktuerende. Også gassprisen styres i store trekk av oljeprisen ettersom man i eksportkontraktene for gass (take-or-pay-kontrakter) kobler gassprisen mot utviklingen i pris på sentrale substitutter for gass, hovedsakelig olje og oljederivater. En annen viktig risikofaktor er knyttet til utbyggingskostnader. Senere års kostnadsoverskridelser har reist spørsmålet om utbyggingskostnadene representerer en systematisk risiko. Grovt sett kan man imidlertid si at de to hovedklassene av systematisk risiko i oljevirksomheten til dels utligner hverandre ettersom opphoping av utbygginger og tilhørende kostnadsoverskridelser gjerne skjer i år med høy oljepris. I det følgende gis en kort beskrivelse av oljeprisrisiko og risiko knyttet til utbyggingskostnader.

OLJEPRISRISIKO

En vanlig forutsetning i økonomiske modeller, for eksempel realopsjonsteori, er at oljeprisprosessen følger engeometrisk brownsk bevegelse, som innebærer at dagens pris er det beste estimat på fremtidig pris (random walk-prisprosess). Geometrisk brownske bevegelser har en del matematiske egenskaper som gjør dem velegnet for analyse, men det kan stilles spørsmål ved om prosessene er relevante for studiet av råvarer. Det er mange forhold som taler for at oljeprisen følger enmean reverting-prosess, dvs. at prisen etter å ha vært utsatt for etterspørsels- eller tilbudssjokk returnerer til gjennomsnittspris eller en deterministisk trend, se Bjerksund og Stensland (1993) og Dixit og Pindyck (1994). Økonomiske faktorer som drar i retning av en slik stabilisering, er at lave priser vil gi reduksjon i leting og utbygging og substitusjon mot petroleum, mens høye priser vil gi økt utbygging og substitusjon vekk fra petroleum. En annen faktor som drar i samme retning, er at stabiliteten i OPEC-kartellet styrkes ved lav pris og svekkes ved høy pris. Førstnevnte er blitt godt illustrert det siste året. Ved økonometrisk analyse av tidsserier har man imidlertid ikke med statistisk signifikans kunnet avgjøre hvilken type prisprosess som best beskriver virkeligheten.

Den prisprosessen man legger til grunn, vil ha konsekvenser for risikovurderinger ved oljeinvesteringer.Mean reversion innebærer at nedsidepotensialet for oljeprisen begrenses. Oljeprisrisikoen vil normalt være mindre enn vedrandom walk ettersom oljeprisen vil bevege seg innenfor en korridor. Ved spesielt lave eller høye priser utløses stabiliserende krefter som trekker prisen i retning av et gjennomsnittlig prisleie. Wey (1993) viser at man kan undervurdere reservene betydelig dersom man ignorerermean reversion. Dette reiser spørsmål vedrørende praksis knyttet til å skrive ned oljereservenes regnskapsmessige verdi ved midlertidige fall i oljeprisen.

UTBYGGINGSRISIKO

Utbyggingskostnadene på norsk sokkel er betydelig redusert, men i mindre grad enn forventet. Dette er bekreftet av beregninger foretatt av Investeringsutvalget, som rapporterer kostnadsoverskridelser på til sammen 26 milliarder kroner for prosjekter som er godkjent for utbygging i perioden 1994-98. Overskridelsene er ytterligere økt etter at utvalget la frem sin innstilling (NOU 1999:11), og man snakker om gjennomsnittlige overskridelser på over 30 prosent. Målbudsjettering (overdreven optimisme), manglende risikoprising, opphoping av utbygginger og strategisk budgiving er sentrale forklaringsfaktorer for overskridelsene på sokkelen og har gitt en svak økonomisk utvikling for flere av totalleverandørene til sokkelen. Dette er nærmere beskrevet i Osmundsen 1999a, 1999b og 1999c. Den svekkede soliditeten hos enkelte leverandører gjør det viktig å optimalisere risikodelingen mellom utbyggere og leverandører ved nye utbygginger.

Bransjen synes å ha oppjustert variabiliteten på utbyggingskostnadene på samme tidspunkt som man mener å se økt volatilitet i oljeprisene. Økte anslag på usikkerheten i utbyggingsprosjekter kan få negative følger for utbyggingsnivået. Først må man imidlertid undersøke om risikoen i utbyggingskostnader er systematisk. Tidligere har man antatt at svingninger i utbyggingskostnader er usystematisk ved at man får innsparinger i noen prosjekter og overskridelser i andre. I de senere år har man derimot hatt overskridelser i de fleste prosjektene. En hypotese er at høy oljepris gir mange utbygginger, sprengt kapasitet i leverandørnæringen og mangelfull oppfølging fra operatørenes side fordi prosjektstyringskompetansen spres tynt utover. Dette kan være et betydelig problem ettersom aktivitetsnivået på sokkelen er svært svingende og tett knyttet til likviditeten (oljepris). Man kan da få systematisk risiko i utbyggingskostnadene. Man står følgelig overfor to risikoer: inntektssiden (oljeprisen) og utbyggingskostnadene. Disse to typene risiko vil imidlertid til en viss grad utjevne hverandre da man får overskridelser i år med god inntekt.

Det er all grunn til å tro at de store og systematiske kostnadsoverskridelsene de senere år er spesielle og ikke del av et varig mønster. Den overoptimistiske forventningsdannelsen rundt Norsok-prosessen, der man over en årrekke forventet å bryte alle tidligere produktivitetsrekorder, er relativt unik, og bransjen har lært av dette. Usikkerheten var også spesielt stor i disse årene ettersom man ikke prøvde ut organisatoriske, kontraktsmessige og tekniske endringer sekvensielt, men derimot simultant. Man har på mange områder tatt følgene av dette, og det er ikke grunn til å vente systematiske overskridelser av samme omfang som tidligere. Endringer som er implementert, er at man nå bruker mer tid på å utvikle de tekniske konseptene før bygging. Man får da et bedre kontraktsgrunnlag og dermed et klarere ansvarsforhold, og man sparer kostnader knyttet til reengineering og refabrikasjon. Man er blitt mer observant på at kontraktene må stå i forhold til leverandørenes finansielle soliditet og deres samlede risikoeksponering. Man har også gjort endringer i kontraktsformat og organisasjonsforhold som tydeliggjør ansvar og gjør det enklere med kontroll og oppfølging.

Problemet med systematiske kostnadsoverskridelser må altså forventes å bli redusert, om ikke eliminert. Generelt i byggebransjen (internasjonalt) er det svært ofte store kostnadsoverskridelser. Forklaringene er at det ofte er stor usikkerhet - ofte tilknyttet ny teknologi - og at unike prosjekter vanskeliggjør læring. I utgangspunktet skulle man forvente at det var like sannsynlig med kostnadsbesparelser som overskridelser. Vi får imidlertid en overvekt av overskridelser, og det av to grunner: (1) Konkurranse gjør at budgivere med pessimistiske kostnadsestimat ikke vinner frem, og (2) seleksjonsprosessen hos byggherrene gjør at det er prosjektene med optimistiske estimat som realiseres.

KONKLUSJON

Det vil være betydelige gevinster knyttet til et mer stabilt investeringsnivå i petroleumsnæringen. Problemet med kostnadsoverskridelser ville bli redusert, innslaget av kortsiktig tilpasning ville avta, og det ville gjøre det lettere med langsiktig kompetanseutvikling i bransjen.

Petroleumsselskapene legger ned betydelige kostnader i seismikk, prøveboring og tolkning og ønsker oftest å bygge ut raskt, slik at grunnlagsinvesteringene blir lønnsomme (i nåverditermer). Eventuelle begrensninger i utbyggingstempoet kan bli oppfattet som en politisk risiko som reduserer attraktiviteten av å investere på norsk sokkel. I spørsmålet om regulering av aktivitetsnivået på sokkelen står derfor myndighetene overfor en avveining mellom konjunkturstyring på den ene siden og stabile rammebetingelser på den andre. Praksis har også vist at det ikke er realistisk å oppnå finstyring av aktivitetsnivået.

Opphoping av investeringer med tilhørende kostnadsoverskridelser i perioder med høye investeringer og kompetansetap i perioder med lave investeringer kunne vært forebygd om man hadde en overordnet strategi for risikostyring i selskapene. Ut fra konjunkturstyringsforhold kan det derfor argumenteres for at myndighetene bør legge til rette for at selskapene i større utstrekning kan benytte ulike markedsinstrumenter for risikostyring (derivater). På den annen side kan en vellykket strategi for kontantstrømstyring øke agentproblemet mellom ledelsen og eierne i det enkelte selskap ettersom ledelsen i en slik situasjon vil stå friere til å realisere sin private agenda, som ikke alltid fullt ut er i aksjonærenes interesse. 2 Ved god kontantstrømstyring reduserer ledelsen behovet for å gå til kapitalmarkedet (børsen eller kredittmarkedet) for å be om penger. Dermed går eierne glipp av markedets effektive overvåking og kontroll av ledelsens investeringsprosjekter. I henhold til agentteorien er kapitalmarkedene eiernes allierte og disiplinerer ledelsen til å velge lønnsomme investeringer. 3 Derimot vil man ved godt utformede avlønnings- og belønningssystemer for de ansatte kunne oppnå de samme disiplinerings- og stimuleringseffektene og dermed unngå de kostnadene som er knyttet til hyppige og omfattende oppbygginger og nedbygginger av organisasjonen. Et arbeidsmiljø som til stadighet er preget av omskiftning, og der jobbsikkerheten er truet over lang tid, stimulerer ikke til høy innsats og bedriftslojalitet. Jobbusikkerheten vil også kunne få negative følger for tiltrengt utdanning og rekruttering innen petroleumsrelaterte fag. *

Noter

  • 1: For en diskusjon av betydningen av stabile og troverdige rammebetingelser, se Osmundsen 1996.
  • 2: Se Tufano 1998.
  • 3: Se Jensen og Meckling 1976 og Jensen 1986.

Litteratur

  • Bjerksund, P. og G. Stensland (1993). «Mean-Reverting Values and Irreversible Decisions». SNF-rapport, 45/93.
  • Dixit, A.K. og R.S. Pindyck (1994).Investment under Uncertainty. Princeton University Press, New Jersey.
  • Jensen, M.C. (1986). Agency Costs of Free Cash Flow, Corporate Finance and Takeovers.American Economic Review (mai), 323-329.
  • Jensen, M.C. og W.H. Meckling (1976). Theory of the Firm: Managerial Behaviour, Agency Costs and Ownership Structure.Journal of Financial Economics (oktober), 305-360.
  • Osmundsen, P. (1996). Dynamisk petroleumsbeskatning og bindingsproblemer.Norsk Økonomisk Tidsskrift, 110, 35-53.
  • Osmundsen, P. (1999a). Norsok og kostnadsoverskridelser sett ut ifra økonomisk kontrakts- og insentivteori. Vedlegg til Investeringsutvalgets utredning «Analyse av investeringsutviklingen på kontinentalsokkelen». NOU 1999:11.
  • Osmundsen, P. (1999b). Risikodeling og anbudsstrategier ved utbyggingsprosjekter i Nordsjøen; en spillteoretisk og insentivteoretisk tilnærming.Praktisk Økonomi & Finans, 1, 94-103.
  • Osmundsen, P. (1999c). Kostnadsoverskridelser på sokkelen; noen betraktninger ut ifra kontrakts- og insentivteori.Beta,Tidsskrift for Bedriftsøkonomi, 1/99, 13-28.
  • Tufano, P. (1998). Agency Costs of Corporate Risk Management.Financial Management, 27 (1), 67-77.
  • Wey, L. (1993). «Effects of Mean-Reversion on the Valuation of Offshore Oil Reserves and Optimal Investment Rules». Unpublished undergraduate, MIT.

© Econas Informasjonsservice AS, Rosenkrantz' gate 22 Postboks 1869 Vika N-0124 OSLO
E-post: post@econa.no.  Telefon: 22 82 80 00.  Org. nr 937 747 187. ISSN 1500-0788.

RSS