Ny kunnskap om verdsetting av oljeselskaper

Petter Osmundsen er siviløkonom fra NHH (1989) og har Høyere Avdelings Eksamen samt doktorgrad (1994) fra samme sted innen kontrakts- og insentivteori, anvendt på petroleumssektoren. Han hadde forskningsopphold ved MIT og Harvard i 1992/93, og var seniorforsker og prosjektleder ved Institutt for Samfunns- og Næringslivsforskning (SNF) i perioden 1994-98 og førsteamanuensis ved NHH 1997-98. Han er nå professor i petroleumsøkonomi ved Høgskolen i Stavanger og vitenskapelig rådgiver ved SNF (NHH).

Professor

Petter Osmundsen

Høgskolen i Stavanger/Samfunns- og Næringslivsforskning AS

Frank Asche er Dr. Oecon. fra NHH (1996) og Cand. Polit. med hovedfag i samfunnsøkonomi fra UiB (1992). Hovedarbeidsområdet er empiriske markedsanalyser anvendt på fiskeri- og oppdrettsnæringen og på petroleumssektoren. Han hadde forskningsopphold ved University of British Columbia i 1994. Han var seniorforsker og prosjektleder ved Institutt for Samfunns- og Næringslivsforskning (SNF) i perioden 1996-2000 og førsteamanuensis ved NHH 1998-99. Er nå professor i ressursøkonomi ved Høgskolen i Stavanger og vitenskapelig rådgiver ved SNF (NHH).

Professor

Frank Asche

Høgskolen i Stavanger/Samfunns- og Næringslivsforskning AS

Klaus Mohn er Cand. Oecon fra NHH (1991). Han arbeidet i Forskningsavdelingen i SSB 1994-94, og var tilsatt som makroanalytiker i DnB Markets 1994-96. Videre var han makroøkonom i Statoil Kapitalforvaltning 1997-2000, og har siden vært spesialrådgiver for Statoils konsernledelse.

Spesialrådgiver

Klaus Mohn

Statoil ASA

En enkel modell med årsdummier, som reflekterer oljepris, og selskapsdummier, som reflekterer størrelse og omdømme, forklarer verdivurderingen i oljesektoren bedre enn tradisjonelle modeller der avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital (RoACE) inngår.# Vi vil gjerne få takke Statoil og Norges Forskningsråd for økonomisk støtte. Vi er også takknemlige for datasett stilt til rådighet av UBS Warburg. Videre takker vi for konstruktive innspill på årskonferansen til International Association for Energy Economics (IAEE), Teheran, 25. - 27. mai 2004. Adresse: Petter Osmundsen, Høgskolen i Stavanger, Seksjon for Petroleumsøkonomi, Postboks 8002, 4068 Stavanger. E-post: petter.osmundsen@tn.his.no. Internett: http://www.snf.no/Ansatt/Osmundsen.htm

I en artikkel i Revisjon & Regnskap - Osmundsen, Mohn, Espedal, og Løvås (2002) - gikk vi gjennom prinsipielle forhold knyttet til verdsetting av oljeselskaper. Nå følger vi dette opp med økonometrisk testing av sammenhengen mellom finansielle indikatorer og aksjeprising, med utgangspunkt i paneldata for 11 internasjonale olje- og gasselskaper.

Analytikere og investorer i aksjemarkedet bruker i stor grad økonomiske indikatorer for å forbedre investeringsanbefalinger og -beslutninger. Innen den internasjonale olje- og gassindustrien har avkastning på sysselsatt kapital (return on (average) capital employed; RoACE) vært en dominerende indikator. Bakgrunnen er en antatt sammenheng mellom rentabilitet og prising av det enkelte selskap i aksjemarkedet. Ved hjelp av et paneldatasett bestående av 11 internasjonale olje- og gasselskaper etablerer vi økonometriske sammenhenger mellom markedsvurderingen på den ene siden og enkle finansielle og operasjonelle indikatorer på den andre siden. Resultatene støtter ikke hypotesen om en positiv sammenheng mellom RoACE og markedsbaserte multipler (EV/DACF). En enkel modell med årsdummier (som reflekterer oljepris) og selskapsdummier (som reflekterer størrelse og omdømme) forklarer verdivurderingen i oljesektoren bedre enn modeller hvor RoACE inngår.

Aksjemarkedsanalyse kan på mange måter være givende, men er samtidig også krevende. En enkelt person forventes å ha oversikt over en rekke enkeltselskaper og sørge for konsistente investeringsanbefalinger til krevende investorer som ikke har andre hensyn enn å maksimere sin avkastning og slå relevante referanseporteføljer. Det er derfor ikke overraskende at både analytikere og investorer må stole på enkle indikatorer som kan hjelpe dem i utviklingen av relative verdivurderinger og investeringsrangeringer. Se faktaboks for definisjon av sentrale indikatorer.#For en god oversikt på dette området, se Gjesdal og Johnsen (1999).

I den internasjonale olje- og gassindustrien er de vanligste økonomiske indikatorene og verdsettingskriterier som følger: Avkastning på sysselsatt kapital (Return on Average Capital Employed - RoACE), enhetskostnader, produksjonsvekst, reserveerstatningsrate og gjennomsnittlige skattesatser. Disse indikatorene kan ses på som et implisitt insentivskjema presentert oljeselskapene av finansmarkedet. Som respons på disse insentivene må selskapene finne en balanse mellom kortsiktige mål om rentabilitet og mellom- til langsiktige mål om produksjons- og reservevekst.

Gitt de begrensede finansielle data som er tilgjengelige for eksterne verdianalyser, er komparative analyser av enkle forholdstall mellom relevante markeds- og regnskapsbaserte indikatorer (multipler) svært utbredt. Kontantstrømsmultipler er spesielt viktige i denne sammenhengen og en mye brukt indikator er forholdet mellom selskapsverdi (Enterprise Value, EV) og gjeldsjustert kontantstrøm (debt-adjusted cash-flow, DACF), eller EV/DACF. Et estimat på verdien av selskapet, P, finner man dermed ved å ta DACF for selskapet i ved midtsyklus oljepris og multiplisere det med en multippel for sammenliknbare selskaper (peer group), EV/DAFC. Dermed blir P i = (EV/DACF) x DACF i . Positive investeringsanbefalinger gis til «billige» selskaper der denne verdivurderingen overstiger gjeldende markedskapitalisering. På den andre siden anbefales varsomhet vanligvis for de «dyrere» selskapene, der enkle verdivurderingsestimater er lavere enn gjeldende markedskapitalisering.

I Global Integrated Oil Analyzer skriver UBS Warburg: «Vårt hovedparameter innen verdivurdering er EV/DACF». Hovedargumentene er at dette er en etter-skatt verdi (som er viktig i en industri med betydelig ressursrenteskatt) og at den er uavhengig av kapitalstruktur (letter dermed sammenlikningen mellom selskaper med ulik gjeldsgrad).

Definisjoner

RoACE, eller avkastning på gjennomsnittlig sysselsatt kapital, defineres vanligvis som årsresultat justert for minoritetsinteresser og netto finanskostnader (tilsvarer driftsresultat etter skatt), i prosent av den gjennomsnittlige sysselsatte kapitalen.

Sysselsatt kapital er summen av egenkapital og netto rentebærende gjeld. DACF, eller gjeldsjustert kontantstrøm, reflekterer vanligvis kontantstrøm etter skatt fra driften, pluss rentebetalinger etter skatt.

Kontantstrøm etter skatt fra driften er årsresultat, tillagt avskrivninger og andre kalkulatoriske kostnader.

Enterprise Value er den samlede verdien av selskapet, dvs. summen av markedsverdien av gjeld og egenkapital.

Reserve Replacement Rate (RRR), eller reserveerstatningsrate, er definert som tilgang på nye sikre reserver, inkludert kjøp og salg, dividert med produserte reserver.

Successful efforts-metoden innebærer at leteutgifter kun aktiveres dersom de medfører påviste reserver.

Economic Value Added (EVA) # EVA er et registrert varemerke for Stern Stewart Consulting. er residualinntekt, definert som årsresultat justert for regnskapsjusteringer og fratrukket alternativkostnad for egenkapitalen.

UBS Warburg vektlegger også innflytelsen av endringer i oljeprisen i sine analyser. For verdivurderingsformål konsentrerer de seg om normaliserte markedsforhold (mid-cycle market conditions). Med de store svingningene vi har i olje- og gasspriser er dette viktig for den internasjonale olje- og gassindustrien. For et gitt år mener UBS Warburg å kunne avdekke en klar sammenheng mellom RoACE og EV/DACF-multippelen og konkluderer med følgende:

«Hver aksje som vi anbefaler som ’Kjøp’, er priset lavere enn det gjennomsnittlige nivået i forhold til rentabilitet. EV/DACF versus RoACE gir oss det mest sentrale objektive bidraget i prosessen med å etablere våre prismål.»

Liknende konstateringer om verdivurdering, finansielle parametre og avkastning på sysselsatt kapital foretas i Deutsche Banks publikasjon Major Oils.

Når investeringsbanker presenterer sine verdivurderingsteknikker, tegner de ofte et enkelt diagram over forholdet mellom markedskapitalisering (eller EV/DACF) og en enkelt økonomisk indikator (som RoACE). De viser da gjerne til denne sammenhengen for ulike selskaper på et gitt tidspunkt. Vi tar denne metoden ett steg videre ved å inkludere tidsseriedimensjonen i en rigid økonometrisk modellramme for et paneldatasett. Deretter sammenlikner vi våre funn med utbredte oppfatninger blant aksjeanalytikere.

1. Empiriske spesifikasjoner og data

Vårt mål er å evaluere de vanligste metodene for verdivurdering blant aksjeanalytikere og profesjonelle investorer. Standard analytikerrapporter illustrerer vanligvis beregnede korrelasjoner fra et tverrsnitt av selskaper i et enkeltår. Vi utvider analysene ved å bruke tidsseriedata fra et utvalg av selskaper. Vår økonometriske tilnærmingsmåte tillater også flere samtidige forklaringsfaktorer i samme modell. Det er for eksempel interessant å teste hvordan markedskapitalisering påvirkes av både rentabilitet (RoACE) og vekst i olje- og gassproduksjonen. På lang sikt kan selskapenes vekstpotensial representeres ved reserveerstatningsraten (reserve replacement rate, RRR). Tradisjonelle bilaterale korrelasjonsstudier over EV/DACF og ulike indikatorer viser neppe det fulle og hele bildet av verdigenereringen dersom det for eksempel er en negativ sammenheng mellom RoACE og RRR.

Vi takker UBS Warburg, som har stilt til rådighet paneldata for perioden 1997-2002 for følgende selskaper:

  • Amerada Hess

  • BP

  • ChevronTexaco

  • Eni

  • ExxonMobil

  • Marathon Oil

  • Norsk Hydro

  • Occidental

  • Petro-Canada

  • Repsol YPF

  • TotalFinaElf

De eksakte spesifikasjonene til modellen og detaljerte resultater er gitt i Osmundsen, Asche og Mohn (2004). Vi vil i det følgende konsentrere fremstillingen rundt hovedfunnene.

1.1 Mangel på normalisering

Dersom et selskap gjør det bra, er det viktig å vite om det er takket være et bra oljemarked eller om bedringen i aksjekursen kan tilbakeføres til reelle bedringer i selskapets feltportefølje eller underliggende drift. En slik normalisering har stor betydning også når vi skal sammenligne selskaper med ulike porteføljer. Ulike oljeselskaper varierer blant annet med hensyn til fordeling mellom oppstrøms- og nedstrømsaktivitet og fordeling mellom olje- og gassproduksjon. Selskapenes følsomhet overfor markedsforhold varierer dermed betydelig.

Enkelte oljeselskaper publiserer normaliserte RoACE-tall. Ett eksempel er Statoil som publiserer forutsetninger knyttet til oljepris, gasspris og raffinerimarginer når de gjør rede for normaliserte RoACE-mål. De fleste verdivurderingsanalysene er imidlertid basert på ikke-normalisert data. Det er sannsynligvis vanskelig for uavhengige analytikere å kalkulere normalisert utbytte for ulike selskaper på en konsistent måte. Konsistens i analytikernes input-data kan her være en utfordring. For å ta hensyn til effektene av prisvariasjon, normaliserer analytikerne heller ved å legge til grunn såkalte midtsyklusbetingelser i markedet, noe som kan ses på som en meget nært beslektet fremgangsmåte.

Figur 1 indikerer at ikke-normaliserte RoACE ikke gir informasjon utover oljeprisene i denne tidsperioden. I midten av 2001 går imidlertid de to tallene fra hverandre, og divergensen har fortsatt inn i 2003. Liknende avvik kan ha forekommet under tidligere prissykler. Legg også merke til at diagrammet er aggregert. Ikke-normalisert rentabilitet fra individuelle selskaper kan inneholde mer informasjon. Fordelene med normaliserte rentabilitetstall bør likevel være åpenbare.

2. Empiriske resultater

Relasjonen mellom verdsettingsmultippelen EV/DACF og rentabilitetsindikatoren RoACE står sentralt i verdivurderingsrapporter fra aksjemarkedsanalytikere. Som grunnlag for verdivurderingen hevder de å se en klar og positiv sammenheng mellom RoACE og EV/DACF. Denne sammenhengen er illustrert for 2002 i figur 2. UBS Warburg vil normalt ikke anbefale investeringer i et oljeselskap med mindre det befinner seg over den tykke linjen i figur 2.

Vårt datasett støtter denne positive relasjonen mellom kortsiktig rentabilitet og verdsetting for de fleste individuelle år mellom 1997 og 2002. Den årlige sammenhengen mellom EV/DACF og RoACE er imidlertid heller svak i datasettet, med klarest sammenheng i 2002.

2.1 Analyser av tidsseriedata

Vi vil gjerne ta dette videre for å se om sammenhengen mellom EV/DACF og RoACE holder seg over tid i en sammenheng med flere forklaringsfaktorer. Med en enkel testing av tidsseriedata lykkes vi ikke med å etablere en positiv sammenheng mellom EV/DACF og RoACE. Her må vi imidlertid ta ett skritt tilbake og reflektere over datasettet vårt. Som vi har forklart tidligere, vil vi gjerne normalisere RoACE-tallene. Ettersom vi imidlertid bare har tilgang til ikke-normaliserte rentabilitetstall, må vi justere for fluktuasjoner i oljepris. Med oljeselskaper som prises med utgangspunkt i normaliserte markedsforhold (mid-cycle market conditions), må man gå ut i fra at det er en sterk sammenheng mellom EV/DACF og oljeprisen, som vist i figur 3. Når oljeprisen er høy, forventer ikke markedet at den skal forbli slik (mean reversion ) og en lav multippelblir resultatet. Det omvendte skjer ved lave priser.

For å korrigere for oljeprissvinginger inkluderer vi derfor oljeprisen i regresjonen. Koeffisienten, som er en del av RoACE, vil da reflektere effekten på verdivurderingen fra normalisert rentabilitet på sysselsatt kapital. I og med at alle oljeselskapene mer eller mindre møter de samme oljeprisene i et gitt år, pga. et effektivt verdensmarked for olje, så tilsvarer inkluderingen av oljeprisen i regresjonen en inkludering av en årsdummy i panelet.

Årsdummiene (som viser oljeprisen) er klart signifikante i de estimerte relasjonene, mens RoACE viser svakere signifikans i forklaringen av EV/DACF. Modellenes samlede forklaringskraft er imidlertid begrenset. Vi legger videre merke til at EV/DACF samvarierer negativt med oljeprisen, som illustrert i figur 3. Dette støtter oppfattelsen av at oljeselskaper prises med utgangspunkt i en eller annen form for normaliserte markedsforhold, og ikke til løpende olje- og gasspriser. For å sikre normaliserte RoACE-mål inkluderer vi derfor nå årsdummier i regresjonene.

2.2 Kort versus lang sikt

Vi vil også gjerne undersøke avveiningen mellom kortsiktig regnskapsmessig rentabilitet (RoACE) og produksjonsvekst. Vi finner at forklaringsevnen til denne enkle modellen er svak. RoACE er svakt signifikant. RRR har fortegnet vi forventer, men er ikke signifikant nok til å forklare verdivurdering på en tilfredsstillende måte. Den klassiske avveiningen mellom kort og lang sikt - gitt målefeilene i våre data - strekker dermed ikke til for å frembringe en gyldig verdivurderingsmodell for oljeindustrien i den relevante tidsperioden. En mulig forklaring på at RoACE bare er svakt signifikant kan være at det sterke fokuset på RoACE i årene 1997-2002 har gått på bekostning av organisk vekst. Verditallene har muligens derfor ikke fullt ut reflektert de høye RoACE-tallene dersom investorene ikke har oppfattet den høye rentabiliteten som bærekraftig. Denne forklaringen, at aksjemarkedet primært er opptatt av langtidspotensialet, støttes imidlertid ikke av våre tester for øvrig.

2.3 Størrelse og verdsetting

En vanlig antagelse er at selskapenes størrelse betyr mye for prisdannelsen i aksjemarkedet. Ulike praktiske og teoretiske forklaringer har blitt brukt for å underbygge dette. Større selskaper kan for eksempel ha et større vekstpotensial i sine porteføljer. Størrelse kan i så måte ha positiv effekt på myndighetenes diskresjonære lisenstildelinger av olje- og gasskonsesjoner. Store og prospektive operatørskap, som er både kunnskaps- og ressurskrevende, gis ofte til de største selskapene. Et større geologisk mulighetsområde, kan gi store selskaper muligheten til «fløteskumming». De største internasjonale oljeselskapene har også de beste mulighetene til global skattetilpasning. På den andre siden har store selskaper betydelige koordineringskostnader og kan gå glipp av fordeler innen fokuserte strategier og spesialisering. For en mer utdypende prinsipiell vurdering av forholdet mellom størrelse og verdsetting i oljeindustrien, se Osmundsen, Mohn, Emhjellen og Helgeland (2002).

Vi vil nå se på effekten av størrelse i prissettingen av oljeselskap i vårt datasett, der vi vil bruke olje- og gassproduksjon (O&G) som et mål på størrelse. Vi finner at størrelse er en sterkt signifikant forklaringsfaktor i prissetting av oljeselskaper. I denne regresjonen blir fortegnet for RoACE negativt. Dette kan komme av at det er en korrelasjon mellom RoACE og O&G. Dette vil vi se nærmere på nedenfor.

Deretter fortsetter vi med å inkludere andre forklaringsfaktorer som lete- og utbyggingskostnader (F&D) og produksjonsenhetskostnader (UPC). Modellens forklaringsevne styrkes nå betraktelig. Vi ser videre at det presumptivt positive forholdet mellom EV/DACF og RoACE nå forsvinner. Når andre forklaringsfaktorer introduseres, blir bidraget fra RoACE-parameteren signifikant negativt. Kostnader (F&D og UPC) og produksjon (O&G) er tett korrelert med rentabiliteten (RoACE). En mulig konsekvens er at av RoACE på EV/DACF blir fortrengt når vi introduserer bakenforliggende lønnsomhetsvariabler direkte inn i relasjonen sammen med det aggregerte RoACE-målet. I det følgende vil vi undersøke forholdet mellom RoACE og disse underliggende faktorene.

Undersøkelsene viser at størrelse, representert ved O&G, er en sterkt signifikant forklaringsfaktor, sammen med årsdummiene. F&D, UPC og RRR er derimot ikke statistisk signifikante. Et hovedresultat blir dermed at størrelse og oljepris er de viktigste faktorene for å forklare oljeselskapenes rentabilitet.

Tidligere forskning

McCormack og Vytheeswaran (1998) viser til enkelte problemer i verdivurderingen av oljeselskaper, ettersom informasjonen i oppstrømssektoren som samles inn og rapporteres av olje- og gasselskapene, «gjør en urovekkende dårlig jobb i å tilveiebringe de faktiske økonomiske resultatene». Det er målefeil i oljereservene. Tilbakemeldingene på ny informasjon er asymmetriske, dårlige nyheter reflekteres raskt i reservetallene, mens man ofte bruker lenger tid på å justere for gode nyheter. Det kan i tillegg oppstå målefeil i reserveestimatene fordi de noteres i løpende oljepriser (og ikke til normaliserte markedsforhold) og fordi de ikke inneholder verdien av eventuelle implisitte realopsjoner i ressursporteføljene. Til sist mener McCormack og Vytheeswaran at det ligger en rapporteringsskjevhet i at de store og lønnsomme oljeselskapene er mer konservative i sine estimater av reservene enn de mindre selskapene. Denne siste refleksjonen kan man muligens stille spørsmål ved etter at RD/Shell nylig har foretatt en betydelig nedskrivning av sine reserver.

Når det gjelder avskrivning, så kostnadsføres leteutgifter for raskt ved den såkalte«successful efforts»-metoden. Avskrivninger av utbyggingskostnader ved produksjonsenhetsmetodenhar også den effekten at aktiva avskrives for raskt. Effektene kan lett bli at man straffer ny aktivitet og belønner passivitet. Andre måleutfordringer som er spesifikke for oljesektoren er det sykliske investeringsmønsteret og svært lange ledetider i lete- og utbyggingsprosjekter.

McCormack og Vytheeswaran (1998) har utført økonometriske tester på økonomiske forhold for de største oljeselskapene for perioden 1997 til 2001. Endringer i formuen til aksjonærene ble blant annet testet mot kontantstrøm, inntekter etter skatt, og egenkapitalrentabiliteten. Forholdene mellom aksjemarkedets verdsetting og finansielle indikatorer var veldig svake eller ikke-eksisterende. Sterkere relasjoner ble generert ved å introdusere Economic Value Added (EVA# EVA er varemerket til Stern Stewart & Co.) og reservetall.

Antill og Arnott (2002) tar for seg temaet rentabilitet versus vekst i petroleumsindustrien. De hevder at de eksisterende RoACE-tallene på rundt 15 prosent skyldes sysselsatt kapital som også omfatter eldre aktiva (legacy assets) som har liten verdi på papiret, men som likevel genererer en vesentlig kontantstrøm. Dersom man tok i bruk markedsverdier på kapital, anslår forfatterne at avkastningen ville falle til omtrent åtte til ni prosent, noe som er stemmer bedre overens med kostnaden ved å reise ny kapital. Videre legger de til at et av problemene med RoACE er at den reflekterer en blanding av gamle og nye aktiva. RoACE gjenspeiler dermed for eksempel ikke godt nok inkrementell lønnsomhet, og blir dermed ikke et godt nok verktøy for å måle gjeldende innsats. Antill og Arnott (2002) hevder at oljeselskapene burde godta investeringsprosjekter med lavere internrente (IRR) i og med at vekstpotensialet ville tilføre ekstra verdi til selskapene.

Chua og Woodward (1994) utførte økonometriske tester på amerikansk oljeindustri mellom 1980 og 1990. De testet da P/E-tall for integrerte oljeselskaper mot utbytte, netto resultatmargin, omløpshastighet, gjeldsgrad, rente og Beta-verdi. De lykkes imidlertid ikke med å avdekke sterke sammenhenger i datasettet. De estimerte relasjonene er svake og enkelte av koeffisientene har også motsatt fortegn av det man normalt skulle forvente. Chua og Woodward finner ikke støtte for P/E-modellen. Derfor fortsetter de med å teste aksjekurs mot kontantstrøm fra drift (forrige og påfølgende år), utbyttebetaling, netto driftsmargin, omløpshastighet på totalkapitalen, gjeldsgrad, rente, Beta-verdi og bekreftede reserver. Fremtidig kontantstrøm og bekreftede reserver er statistisk signifikante forklaringsfaktorer, noe som gir en viss støtte til en fundamental tilnærmingsmåte i verdivurderinger. En økning på ti prosent i bekreftede reserver ga en økning på 3,7 prosent i aksjeprisene, i henhold til modellen estimert av Chua og Woodward.

2.4 En enkel verdsettingsmodell

Videre har vi kjørt EV/DACF mot de ulike forklaringsfaktorene unntatt RoACE, men med selskapsdummyene. Forklaringsevnen er nå svært høy. I denne regresjonen har hvert selskap sitt eget konstantledd, der et stort konstantledd indikerer en høyere EV/DACF for det selskapet som ikke kan tilskrives til noen av de andre faktorene. Denne måten å rangere selskaper på viker fra tradisjonelle EV/DACF rangeringer der de største selskapene vanligvis har de største tallene. Occidental har den største selskapseffekten i vår regresjon, og et selskap som Hydro utklasser Exxon. Ved å inkludere O&G i regresjonen har vi tatt høyde for effekten av størrelse og på denne måten isolert rene omdømmeeffekter fra størrelse.

Ved å ekskludere O&G i regresjonen får vi imidlertid det tradisjonelle resultatet at de største firmaene har de største selskapseffektene. BP og ExxonMobil har de beste resultatene. Det betyr, når alt annet er likt, at ExxonMobil og BP handles til «overkurs». Denne enkle regresjonen, som bare inneholder årsdummier (som tar høyde for oljepriser) og selskapsdummyer (som i dette tilfellet innbefatter både størrelse og omdømmeeffekter) har spesielt god forklaringsevne.

3. Oljeprisfølsomhet

Ved å spre aktivitetene over hele verdikjeden, reduserer olje- og gasselskaper sin eksponering for ustabile oljepriser. Et fall i oljeprisen som skader oppstrømsporteføljen, ses ofte på som en fordel for nedstrømsaktiviteten. (Det trenger imidlertid ikke nødvendigvis være slik i og med at raffineriindustrien er en marginindustri). Dette er en av grunnene som gis for å forklare at de største, fullt integrerte internasjonale oljeselskapene (supermajors ) har høye verdivurderinger. Det er imidlertid en rekke middels store selskaper som er integrert uten å oppnå den samme verdivurderingen i aksjemarkedet. Igjen ser størrelse ut til å være viktig. For andre selskaper som har et sterkere oppstrømsfokus vil vi vente en brattere kurve enn i figur 3. Dette er tilfelle eksempelvis for Occidental, se figur 4.

Sammenhengen mellom oljeprisfølsomhet og oppstrømsfokus i porteføljen er imidlertid ikke entydig. Ett eksempel her er Statoil. Med lignende oppstrømsfokus som Occidental skulle man forvente en kurve lik figur 4. Det er imidlertid sannsynlig at vi ville fått en kurve mer lik ExxonMobil i figur 3. Mangel på tilstrekkelige markedsdata i forkant av børsnoteringen av Statoil hindrer oss dessverre i å tegne dette diagrammet. I tabell 1 finner vi imidlertid noen interessante nøkkeltall for de tre nevnte selskapene.

Tabell 1. Oljeprisfølsomhet, 2000-02

E&P aktiva,% av total,siste 2 år

E&P overskudd% av total,siste 2 år

Oljepris-sensitivitet,Årsresultat

Oljepris-sensitivitet,DACF

Statoil

69

7474

4.94.9

2.32.3

E ExxonMobil

44

75

5.2

2.7

Occidental

75

95

11.9

5.0

Første kolonne i Tabell 1 viser andelen av aktiva til selskapene som er knyttet til oppstrømsvirksomheten, de siste to årene. Andre kolonne viser andelen av overskuddet som stammer fra oppstrømsvirksomheten. Kolonne tre og fire viser hvor følsomt hhv. årsresultat og kontantstrøm er med hensyn på oljepris, nærmere bestemt prosentvis endring i årsresultat og kontantstrøm som følge av en endring i oljepris på 1 USD.

Tabell 1 viser et relativt likt risikomønster for Statoil og ExxonMobil. Det kan være flere grunner til dette. For det første viser oljeprisen og vekslingskursen mellom NOK og USD en negativ korrelasjon og genererer dermed en naturlig kurssikring for Statoils NOK-resultat. For det andre gir store skatteinntekter fra eierskap i rørledninger et fast inntektselement for Statoil. Dette er likevel ikke nok til å forklare den relativt lave oljeprissensitiviteten i tabell 1. Den siste og viktigste forklaringen er skattesystemet for den norske kontinentalsokkelen, som overfører en stor del av risikoen fra selskapene til den norske staten. Det norske oljeskattesystemet etterligner en kontantstrømkatt og er nær ved å være symmetrisk. Myndighetenes innkreving er høy ved høye oljepriser, men reduseres kraftig når prisene faller. De fleste skattesystemer innen oljenæringen internasjonalt har ikke de samme risikoreduserende faktorene for selskapene.

4. Konklusjon

Vi har foretatt en regresjonsanalyse på markeds- og regnskapsdata for oljeselskaper i årene 1997-2002. Målet var å avdekke sentrale nøkkelfaktorer i verdivurderingen. Verdsettingsmultippelen EV/DACF ble testet mot en rekke finansielle indikatorer og dummyvariabler. Ved å benytte oss av en årsdummy i tillegg til RoACE finner vi fra regresjonsanalysen av paneldataene at årsdummien (som reflekterer oljeprisen) er signifikant, med andre ord så reagerer EV/DACF negativt på oljeprisen. Dette støtter oppfatningen av at oljeselskaper er priset på midtsyklus oljepriser.

Effekten av RoACE på verdivurderingen er imidlertid ikke i tråd med den vanlige oppfatning. I vår spesifikasjon med flere forklaringsfaktorer er det en signifikant negativ relasjon mellom EV/DACF og RoACE. Vi har gitt noen mulige forklaringer på dette resultatet. For det første så er RoACE-tallene som benyttes i eksterne analyser (og i våre regresjoner) ikke-normaliserte. For å evaluere selskapenes prestasjoner ville vi foretrukket å normalisere rentabilitetstallene for endringer i raffineringsmarginer, olje- og gasspris. Slike data, generert på en konsistent måte, er imidlertid ikke tilgjengelige. Ved å benytte årsdummier klarer vi allikevel å fange opp svingningene i oljeprisene. For det andre lider RoACE-tallene under de tradisjonelle svakhetene regnskapstall har i målingen av faktisk økonomisk resultat. Oljebransjen har i tillegg spesielle utfordringer på avskrivningssiden. For det tredje, i en multivariat økonometrisk spesifikasjon kan effekten av kortsiktig rentabilitet bli fortrengt av andre samvarierende forklaringsfaktorer. For det fjerde kan det være slik at de høye RoACE-tallene i analyseperioden ikke har vært oppfattet som bærekraftige i markedet, ettersom ambisiøse RoACE-mål har medført en reduksjon av investeringskapasiteten. Sistnevnte forklaring synes å ha fått en viss erkjennelse i oljebransjen. Vi ser nå mindre fokus på RoACE-mål og større vektlegging av egen reservegenerering i selskapenes planer.

I regresjonene finner vi sterke selskapseffekter. Disse faller i betydelig grad sammen med selskapsstørrelse, der store selskaper har høyere multipler. I tillegg identifiserer vi en betydelig omdømmeeffekt.

En forenklet verdsettingsmodell som kun inkluderer årsdummier (fanger opp variasjon i oljepris) og selskapsdummier (fanger opp størrelse og omdømme), viser seg å ha svært høy forklaringsgrad for verdiutvikling.

Denne artikkelen representerer et innledende forsøk på å underbygge båndene mellom markedsvurdering og finansielle og operasjonelle indikatorer i den internasjonale olje- og gassindustrien. Vi har fortsatt en betydelig vei å gå i utvikling av datasett av høy kvalitet. Vår videre forskning vil rettes mot utviklingen av bredere panel over en lengre tidshorisont. Lengre tidshorisont vil dekke inn flere oljeprissykler. Et større datasett vil også gi flere frihetsgrader, som åpner for mer sofistikerte modeller uten å miste kvalitet i resultatene.

Litteratur

Antill og Arnott, 2002, «Oil Company Crisis, Managing Structure, Profitability and Growth», Oxford Institute for Energy Studies.

Chua og Woodward, 1994, «Financial Performance of the U.S. Oil and gas Industry: 1980-1990», Financial Markets, Institutions & Instruments, V.3, N., Blackwell.

Deutsche Bank, 2003, Major Oils, årlig evaluering av strategi og verdsetting for verdens største integrerte oljeselskaper.

Gjesdal, F. og T. Johnsen (1999), Kravsetting, lønnsomhetsmåling og verdivurdering, Cappelen Akademiske Forlag.

McCormack og Vytheeswaran (Stern Stewart & Co), (1998), «How to Use EVA in the Oil and Gas Industry», Journal of Applied Corporate Finance, 11, 3.

Osmundsen, P., Asche, F., og K. Mohn (2004), «Valuation of Oil Companies - The Use of Financial Indicators», Papers and Proceedings, Annual Conference, International Association for Energy Economics (IAEE), Teheran, 25. - 27. mai, 2004.

Osmundsen, P., Mohn, K., Emhjellen, M., og F. Helgeland (2002), «Størrelse og lønnsomhet i den internasjonale olje- og gassindustrien», Magma, Tidsskrift for Økonomi og Ledelse 5, Nr. 5/6, 43-56.

Osmundsen, P., Mohn, K. Espedal, H., og K. Løvås (2002), «Verdsetting av internasjonale olje- og gasselskaper», Revisjon og Regnskap 5, 28-35.

Skinner, 1990, «The Role of Profitability in Divisional Decision Making and Performance Evaluation», Accounting and Business Research 20, 78, 135-141.

UBS Warburg, 2003, Global Integrated Oil Analyzer, kvartalsvis evaluering av strategi og verdsetting for verdens største integrerte oljeselskaper.