Deals Fjerningsansvar og konsekvenser for transaksjoner Norsk Olje og Gass Skatteseminar Voss mai 2017
Agenda 1 Aktørbilde i endring 3 2 Transaksjonsstruktur 5 3 Fjerningsforpliktelse 7 4 Fordeling av risiko 10 5 Subsidiæransvar 11 6 Utvalgte 10 problemstillinger 12 7 Oppsummering 15 Fjerningsansvar og konsekvenser for transaksjoner 2
Aktører på norsk sokkel 1 Aktørbilde i endring Et aktørbilde i endring: Store aktører selger seg ned eller helt ut Historisk aktørsammensetning på norsk sokkel 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 20082009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Store aktører har valgt å selge seg ned eller å forlate norsk sokkel Europeiske gass-/kraftselskap Små selskap Mellomstore selskap Integrerte int. oljeselskap Store norske selskap 3 Source: NPD
1 Aktørbilde i endring Et aktørbilde i endring Private equity og nye aktører ser inn mot norsk sokkel Private equity Industrielle Potensielle nye aktører Wildcard Middle-East players 4
2 Transaksjonsstruktur Fokus på lisenstransaksjoner etter hvert som aktørbildet smalner og muligheter knyttet til porteføljejusteringer Transaksjoner på norsk sokkel FY15/FY16/YTD17 Vår forståelse av kjøpers preferanser FY15 FY16 YTD17 19 Eiendel Produserende Attraktivitet Infrastruktur 8 4 7 4 1 Funn Utviklingsprosjekter Letelisenser Asset / Portfolio of assets Corporate Deals Source: Rystad and MergerMarket 5
% av transaksjoner 2 Transaksjonsstruktur Kreative transaksjonsstrukturer med økt bruk av betinget vederlag Antall transaksjoner med betinget vederlag er økende Nylige transaksjoner med betinget vederlag 20 15 10 Kjøper Selger Asset Kontant Betinget % Betinget Siccar Point OMV OMV UK $ 750m $ 125m 14 % Maersk Africa Oil Kenya $ 365m $ 480m 57 % Total Tullow Uganda $ 100m $ 800m 89 % BP Kosmos Senegal $ 162m $ 754m 82 % Exxon BOPCO Permian $ 5 600m $ 1 000m 15 % 5 0 Q1-15 Q2-15 Q3-15 Q4-15 Q1-16 Q2-16 Q3-16 Vederlaget betinges gjerne av reserve- og/eller oljeprisutvikling Q4-16 Mekanisme Min rate Gj.snitt. rate Max rate Reserver/Ressurser 0.02x 1.11x 4.18x Oljepris 0.07x 0.28x 0.75x Hybrid 0.19x 0.67x 1.50x Betinget vederlag til å lukke prisgap Oljeprisutvikling Gjenvinnbare reserver (Operasjonelle forhold) Diskusjoner vedrørende fjerningsforpliktelser Dekkes av selger, opp til et avtalt tak (f. eks. Chryasor) Fordeling basert på andel av gjenvinnbare reserver vs feltets totale reserver Leasing av feltets faste installasjoner Source: Analysis, 1Derrick, Lambert Energy 6
3 Fjerningsforpliktelse Omfanget av fjerning vil øke kraftig i årene fremover De neste ti årene forventes det at 186 fjerningsprosjekter vil igangsettes i Norge og UK 153 På norsk sokkel skal c. 360 brønner plugges de neste 10 årene ~362 33 2016-2025 ~2,638 UKCS NCS > 2026 På UK sokkel: GBP 17.6 b Plattformer som skal fjernes fra 2016 til 2025 95 På Norsk sokkel: NOK 170 mrd Forventes brukt på fjerning fra 2016 til 2025 UKCS 14 NCS I fjerningsforpliktelse i henhold til siste estimater fra Petroleumsdirektoratet >1800 brønner skal plugges i Nordsjøen de neste 10 år 1,470 På norsk sokkel skal 166 850 tonn Fjerning av Frigg tok 10 år Brønner som skal plugges på norsk sokkel per type 0% 50% 100% 2015-2024 308 54 ~362 UKCS 362 NCS fraktes til land for opphugging de neste 10 årene Fra planlegging til avslutning > 2025 Platform brønner 1,451 1,187 ~2,638 Subsea brønner Source: : Norwegian Continental Shelf Decommissioning Insight 2016, University of Stavanger: Paper on Plug and abandonment status on the Norwegian continental shelf, Decommissioning Insight 2016 Oil & Gas UK 7
Andel av total fjerningskostnad (%) 3 Fjerningsforpliktelse Nedstengning og fjerning teknisk Sammensetning av fjernings forpliktelsen (fra O&G UK) Industrien er i endring nye tekniske løsninger kan påvirke estimatet i tiden fremover 100 90 80 70 60 50 40 30 20 19% 47% 7% 24% 3% Myndighetskrav og internasjonale konvensjoner Revisjon av OSPAR konvensjon Regulatoriske gråsoner vil utfordres Kostnadsfokus i industrien vil vi se en utvikling i gjenbruk av eksisterende innretninger? Teknologiske nyvinninger Reduksjon av P&A kostnader Regulatoriske endringer Nye løsninger og teknologi 10 0 Eiers kostnad Brønn / P&A Forberedelse Fjerning Oppfølging Monitoring Topsides Preparation Site Remediation Facility/Pipeline Making Safe Topsides and Substructure Onshore Recycling Subsea Wells Pipelines Platform Wells Subsea Infrastructure Facility Running / Owner Costs Substructure Removal Operator Project Management Topsides Removal Source: Oil & Gas UK 8
3 Fjerningsforpliktelse Usikkerhet i verdsettelse av forpliktelsen Kontraktsfestet forpliktelse Ulike måter å innregne forpliktelsen i balansen Hovedkomponentene i nedstengningsestimatet BASE CASE Tidslinje Usikkerhet i kontanstrøm Diskonteringsrente Year 1 2 3 4 5 Cash flow (100) Discount factor 1.00 1.02 1.04 1.06 1.08 ARO yr 1 (92) Year 1 2 3 4 5 Cash flow (100) Discount factor 1.00 1.02 1.04 1.06 1.08 ARO yr 1 (92) Year 1 2 3 4 5 Cash flow (100) Discount factor 1.00 1.02 1.04 1.06 1.08 ARO yr 1 (92) 9
4 Fordeling av risiko Hvordan fordele risiko knyttet til nedstengning?! @ # Fordeling av risiko for fjerningsforpliktelse vs. risiko for konkurs hos kjøper Hva er selger og kjøpers målsetning, status og fremtidige planer? «Clean exit» - er ikke alltid oppnåelig $ % ^ Hvem er best egnet til å gjennomføre fjerningen? Glidende skala fra ingen sikkerhet til komplekse escrow løsninger Hva er kommersielt og regulatorisk mulig å oppnå? Source: Kluge og Michelet & Co 10
78 %-regimet LOC 5 Subsidiæransvar Et forsterket subsidiæransvar får konsekvenser for industrien Eksempel på behandling av garantikostnader for fjerningsforpliktelsen NOK 100m Fjerningsforpliktelse Brutto garantikostnad til endt fjerning NOK 100m x (1.5+2.5% x 40%) x 15 = NOK 24m Kjøper: NOK 5.3m OED: NOK 18.7m Praksisen blir dyrere for aktørene, men staten plukker opp store deler av regningen Eksempelet til venstre viser et tilfelle hvor en kjøper må garantere for fjerningsforpliktelsen ved bruk av bankgaranti (LOC) Vi forutsetter at fjerningsestimatet holdes på NOK 100m gjennom hele perioden (15 år) Garantien beregnes med utgangspunkt i en førskatt fjerningsforpliktelse Garantikostnaden er satt til 40% av samlet lånerente Kjøper vil normalt kunne belaste kostnadene i 78%-regimet Praksisen blir dyr for alle aktører, men staten plukker opp store deler av regningen Forutsetninger: Libor: 1.5% Margin: 2.5% Garantifee: 40% av samlet lånerente Tidsperiode: 15 år 11
6 Utvalgte 10 problemstillinger Utvalgte 10 problemstillinger Generelt Virkeområde og formål Generelt: Behandling av enkeltsaker -> ressurskrevende Grunnleggende prinsipper utviklet gjennom praksis Standardiserte vilkår for de mest vanlige transaksjonsformene introdusert i 2009 ( 10-forskriften) Samtykke etter søknad for øvrige transaksjoner Finansdepartementets retningslinjer 12
6 Utvalgte 10 problemstillinger Utvalgte 10 problemstillinger Overføring av skatteverdier - 10 forskriften 3 (6) Utgangspunkt: Finansdepartementet har angitt: «Kjøper skal overta selgers eventuelle grunnlag for skattemessige avskrivninger og friinntekt knyttet til investeringer foretatt før effektiv dato. Øvrige skatteposisjoner, som skattemessig underskudd til framføring eller gevinst- og tapskonto, skal beholdes av selger» «Hovedregelen.. vil derfor kunne fravikes dersom det foreligger særlige grunner. Særlige grunner vil først og fremst foreligge der et selskap i etableringsfasen på norsk sokkel har svak finansiell kapasitet til å overta selgers skatteposisjoner i tillegg til å betale vederlaget for tillatelsen med tilhørende driftsmidler.» 13
6 Utvalgte 10 problemstillinger Utvalgte 10 problemstillinger Betinget tilleggsvederlag - 10 forskriften 3 (2) og (3) Utgangspunkt: «Vederlaget skal være et endelig fastsatt kontantvederlag, eventuelt inflasjonsjustert etter en offentlig tilgjengelig indeks. Ved vederlagsfrie overdragelser anses vederlaget fastsatt til kroner null. «Vederlaget skal være ubetinget, med mindre betingelsen knytter seg til dato for oversendelse eller godkjennelse av plan for utbygging og drift av et funn som omfattes av overdratt utvinningstillatelse» Finansdepartementet har, i forbindelse med kostnadsdekning, angitt; «Det har vært tilfeller der kostnadsdekningen har hatt store likhetstrekk med et kontantvederlag, for eksempel der kjøper betaler selger maksimumsbeløpet selv om de faktiske kostnadene er lavere. I slike tilfeller vil departement legge til grunn at kontantvederlagselementet, dvs differansen mellom maksimumsbeløp og faktiske kostnader, skal behandles som et ordinært kontantvederlag.» 14
7 Oppsummering Oppsummert Økende fokus på fjerningsforpliktelsen Forsterket subsidiæransvar Nye transaksjonsmodeller? Fjerningsforpliktelsene representerer en økende utfordring i transaksjonsmarkedet, dels fordi de stadig rykker nærmere, dels fordi de er vanskelige å beregne. Subsidiæransvaret bidrar til å øke utfordringen, særlig for (mindre) aktører som er avhengig av eksterne garantier. OEDs signal om subsidiæransvar på selgende aksjonærs hånd forsterker utfordringen. For aktørene i transaksjonsmarkedet innebærer dette behov for nye måter å fordele ansvar og risiko på kanskje vil vi se helt nye transaksjonsmodeller? 15
7 Oppsummering Ønskeliste sett fra ett transaksjonsperspektiv 01 Subsidiæransvar «etter skatt», også for garantiansvar fra tredjepart. Gjenværende grunnlag for skattemessige avskrivninger og friinntekt bør kunne beholdes hos selger 02 03 Adgang til betinget tilleggsvederlag/tilbakebetaling Behandling av enkeltsaker som faller utenfor forskriftsregulering må opprettholdes 04 05 Publisering av årlig redegjørelse 16
Takk for oppmerksomheten! Daniel Rennemo Partner Deals +47 95 26 11 16 daniel.rennemo@pwc.com Kjell Richard Manskow Partner Tax & Legal Services +47 95 26 11 76 kjell.richard.manskow@pwc.com