Working interest – eierandel i olje- og gasslisenser med kostnadsansva

Hva er working interest?

Working interest er en juridisk og økonomisk eierandel i en lisens for letting etter eller utvinning av olje og gass. Når et selskap har en working interest på for eksempel 20 prosent i en lisens, betyr det at selskapet eier 20 prosent av lisensrettighetene. Samtidig påtar selskapet seg ansvaret for å finansiere 20 prosent av alle kostnader knyttet til lisensen – fra seismiske undersøkelser og boreoperasjoner til utbygging av felt og drift.

I petroleumsindustrien er working interest den vanligste måten å organisere eierskap på i en lisens. Den står i motsetning til andre typer interesser som royalty interest eller net profits interest, hvor eieren ikke har plikt til å betale kostnader, men heller får en mindre andel av inntektene. Working interest-eieren har altså både rettigheter og plikter, og det er denne balansen som gjør begrepet sentralt for investorer.

For norske forhold er working interest spesielt relevant fordi nesten all olje- og gassvirksomhet på norsk sokkel er organisert gjennom lisenser tildelt av myndighetene. Lisensene eies av et konsortium av selskaper, hvor hver har en bestemt prosentandel working interest. Operatøren, som ofte har størst andel, har det overordnede ansvaret for gjennomføringen av arbeidet.

Forstå working interest

For å forstå working interest må du først vite at en olje- eller gasslisens ikke er det samme som å eie selve oljen eller gassen i bakken. Rettighetene til å lete og produsere blir gitt av staten, og i Norge er det Olje- og energidepartementet som tildeler utvinningstillatelser. Working interest er eierandelen i denne tillatelsen.

Når et selskap har en working interest, betaler det en forholdsmessig andel av alle utgifter. Dette inkluderer kostnader til leteboring, seismikk, utbygging av plattformer eller undervannsanlegg, rørledninger og daglig drift. Hvis en brønn viser seg å være tørr, må selskapet likevel betale sin andel – det er ingen garanti for suksess.

På inntektssiden får selskapet en tilsvarende andel av produksjonen. Hvis feltet produserer 100 000 fat olje per dag, og selskapet har 20 prosent working interest, får det 20 000 fat per dag. Inntektene avhenger av oljeprisen, men kostnadene er faste (i hvert fall på kort sikt). Derfor er working interest en høyrisiko, høyavkastningsinvestering. For investorer er det viktig å vurdere selskapets portefølje av working interests – en god spredning kan redusere risikoen.

Hvordan fungerer working interest?

Arbeidsdelingen i en lisens følger en standardisert prosess. Operatøren – ofte et stort selskap med erfaring – planlegger og utfører alle operasjoner. De andre partnerne med working interest betaler sin andel av kostnadene i henhold til en såkalt «cash call». Hvis et selskap ikke betaler, kan det miste sin andel (forfeit).

Kostnadene fordeles proporsjonalt. For eksempel, hvis et leteprogram koster 500 millioner kroner, og selskap A har 30 prosent working interest, må A betale 150 millioner kroner. Hvis det gjøres et kommersielt funn, går man over til utbyggingsfasen, som ofte er langt dyrere – milliarder av kroner. Partnerne må da stille med ytterligere kapital.

Inntektsstrømmen kommer når produksjonen starter. Etter at kostnadene er trukket fra, fordeles nettoinntekten etter working interest-andelene. Det er viktig å merke seg at i Norge betaler selskapene også petroleumsskatt, som er høy (78 prosent av overskuddet). Skatten reduserer nettoavkastningen, men gir også fradrag for investeringer.

Nedenfor er et eksempel på en typisk lisensfordeling på norsk sokkel:

Historisk bakgrunn

Begrepet working interest oppsto i USA på 1900-tallet, da oljeindustrien vokste frem i Texas og Oklahoma. Uavhengige selskaper og enkeltpersoner gikk sammen for å dele risikoen ved leteboring. Den som hadde «working interest» var den som faktisk arbeidet (work) for å finne olje, i motsetning til en passiv investor som kun kjøpte en andel av fremtidig produksjon (royalty).

I Norge ble working interest-systemet tatt i bruk fra starten av norsk oljehistorie på 1960-tallet. De første utvinningstillatelsene ble tildelt i 1965, og selskaper som Phillips Petroleum, Shell og Norsk Hydro (senere Equinor) fikk working interest i lisenser. Etter hvert ble Petoro opprettet i 2001 for å forvalte statens eierandeler.

Systemet har bidratt til at mange selskaper, både store og små, har kunnet delta i norsk sokkel. Mindre selskaper kan ta en mindre working interest for å begrense risikoen, mens store selskaper som Equinor ofte har større andeler og operatørskap. De siste årene har vi sett en økning i antall lisenser tildelt i Barentshavet, hvor working interest fortsatt er den dominerende eierformen.

Praktisk eksempel

La oss ta et fiktivt, men realistisk eksempel. Selskapet Norsk Oljeinvest AS har en working interest på 15 prosent i lisens PL999 i Nordsjøen. De andre partnerne er Equinor (50 %, operatør) og Aker BP (35 %).

I letefasen koster en letebrønn 600 millioner kroner. Norsk Oljeinvest må betale 15 % × 600 mill. = 90 millioner kroner. Brønnen viser seg å være kommersiell, og utbyggingen koster 12 milliarder kroner. Norsk Oljeinvest må da betale ytterligere 1,8 milliarder kroner over flere år.

Når produksjonen starter, produseres det 80 000 fat oljeekvivalenter per dag. Norsk Oljeinvest får 15 % av dette, altså 12 000 fat per dag. Ved en oljepris på 70 dollar per fat og en dollarkurs på 10 NOK, blir daglig inntekt 12 000 × 70 × 10 = 8,4 millioner NOK. Etter driftskostnader og skatt (78 % av overskuddet) sitter selskapet igjen med en netto kontantstrøm.

For å illustrere hvordan ulike oljepriser påvirker lønnsomheten, viser tabellen nedenfor årlig netto kontantstrøm (etter skatt) for Norsk Oljeinvest ved forskjellige priser, gitt at totale årlige driftskostnader (andel) er 200 millioner NOK og produksjonen er 4,38 millioner fat per år (12 000 fat/dag × 365):

Fordeler og ulemper

Fordeler:

• Høy potensiell avkastning: Hvis et felt blir en stor suksess, kan working interest gi betydelige inntekter i mange år.
• Kontroll og innflytelse: Store working interest-eiere, spesielt operatører, har stor påvirkning på beslutninger om leting og utbygging.
• Diversifisering: Selskaper kan spre risikoen ved å ha working interest i flere lisenser på ulike områder.
• Skattefordeler: I Norge gir investeringer i letting og utbygging rett til umiddelbare fradrag i petroleumsskatten, noe som reduserer nettokostnaden.

Ulemper:

• Stor finansiell risiko: Ved tørre brønner eller fall i oljeprisen må eieren likevel betale sin andel av kostnadene.
• Kapitalkrevende: Utbyggingsprosjekter kan koste titalls milliarder, og en working interest på bare 10 prosent kan kreve milliardinvesteringer.
• Lang tidshorisont: Det kan ta 5–10 år fra lisens tildeles til produksjon starter, og investorer må ha tålmodighet.
• Operatørrisiko: Hvis operatøren gjør feil eller overskrider budsjetter, rammer det alle partnere proporsjonalt.

Vanlige misforståelser

En vanlig misforståelse er at working interest innebærer eierskap til selve oljen i bakken. I virkeligheten eier man en andel av lisensen, som gir rett til å lete og produsere. Staten beholder eiendomsretten til petroleumsressursene.

En annen misforståelse er at man ikke har ansvar for kostnader utover en viss grense. Tvert imot: working interest betyr ubetinget ansvar for kostnader i henhold til andelen. Hvis partnerne ikke betaler, kan de miste andelen, men de kan også bli saksøkt.

Noen tror at working interest er det samme som å være aksjonær i et oljeselskap. Det er feil. Å eie aksjer i Equinor gir deg ikke working interest i noen lisens; du eier en andel av selskapet, som igjen eier working interests. Working interest er et direkte eierskap i lisensen, mens aksjer er indirekte.

Til slutt forveksles working interest ofte med net profits interest. Net profits interest gir kun rett til en andel av overskuddet etter at kostnadene er dekket, uten plikt til å betale noe. Working interest-eieren må derimot betale kostnader først. Dette er en avgjørende forskjell.

Oppsummering

Working interest er en grunnleggende mekanisme i olje- og gassindustrien, spesielt på norsk sokkel. Det gir eieren rett til en andel av produksjonen, men også plikt til å finansiere en tilsvarende andel av alle kostnader. For investorer som vurderer oljeselskaper, er det viktig å forstå hvordan selskapets working interests påvirker risiko, kontantstrøm og vekstpotensial.

Nøkkelen er å balansere høy avkastning mot stor finansiell risiko. Selskaper med mange modne felt og lav gjeldsgrad er ofte tryggere, mens selskaper med store leteandeler kan gi høyere avkastning, men også større usikkerhet. Ved å analysere porteføljen av working interests kan investorer få innsikt i selskapets fremtidige inntjening og kapitalbehov.

Husk at working interest ikke er en investering for alle. Det krever bransjekunnskap og toleranse for risiko. For de fleste aksjonærer er det tilstrekkelig å forstå begrepet for å kunne vurdere oljeselskapenes strategier og rapporter.