dc.contributor.advisor | Hagspiel, Verena | |
dc.contributor.advisor | Fedorov, Semyon | |
dc.contributor.author | Castro, Inti J. | |
dc.contributor.author | Singh, Partik | |
dc.date.accessioned | 2019-10-17T14:00:44Z | |
dc.date.available | 2019-10-17T14:00:44Z | |
dc.date.issued | 2019 | |
dc.identifier.uri | http://hdl.handle.net/11250/2622871 | |
dc.description.abstract | Denne oppgaven studerer investeringsproblemet til et oljeselskap som må ta stilling til når og om det skal utvikle et oljefelt, om de skal investere i et avgrensningsprogram og hvordan de skal bestemme optimal produksjon for oljefeltet. I lengre tid har den tradisjonelle diskonterte kontantstrømsmetode (DCF) vært den dominerende fremgangsmåten blant selskaper og investorer ved investeringsbeslutninger. Dette er til tross for at metoden ikke kan utnytte de operasjonelle fleksibilitetene som er tilstede i et oljeutviklingspros- jekt. For å dra nytte av disse, anvender vi en realopsjonsanalyse som lar oss inkludere både markeds- og reservoar risiko i modelleringen. Førsnevnte modelleres ved bruk av to stokastiske prisprosesser, som en geometrisk Brownian motion (GBM) og som en Ornstein Uhlenbeck prosess (OU). I oppgaven analyserer vi et fiktivt case utarbeidet i samarbeid med fagfolk i industrien med mange likhetstrekk til ekte petrolem- sprosjekter. Vi evaluerer opsjonen til å utvikle et oljefelt og opsjonen til å innhente mer informasjon gjennom et avgrensningsprogram, og finner oljefeltets optimale verdi og tilhørende investeringsstrategi.
Vår studie viser fire funn; (i) Det er betraktelig verdi i å ta hensyn til fleksibilitetene av å kunne utsette investeringen, og muligheten til å investere i et avgrensningsprogram, sammenlignet med den diskonterte kontantstrømsmetode; (ii) Verdien av å innhente mer informasjon om reservoaret kan være signifikant; (iii) Selskapet vil justere sin produksjon basert på oljeprisen og vil være villig til å foreta større investeringer dersom nåværende pris er lovende; Avslutningsvis, (iv) Verdien av oljefeltet er mindre når vi antar at oljeprisen følger en prosess med reverseringseffekt (OU) sammenlignet med når vi antar at oljeprisen følger en GBM prosess. | |
dc.description.abstract | This thesis studies the investment problem of an oil company that faces the question of whether and when to invest in development of an oil field and, whether to invest in appraisal and how to determine optimal production. For years, the traditional discounted cash flow (DCF) method has been the predominant approach used by firms and investors to make capital budgeting decisions. However, the approach fails to exploit the managerial flexibilities inherent in field development projects. To exploit these flexibilities we apply an integrated real options approach that allows us to account for market and reservoir risk. The former is modelled by two stochastic price processes, as a geometric Brownian motion (GBM) and as an Ornstein Uhlenbeck process. The latter is modelled by an optimization model that derives the optimal production plan. We analyze a stylized case designed in cooperation with industry professionals that re- sembles real aspects of petroleum projects. We evaluate the option to develop an oil field and the option to obtain more information through an appraisal program, and find the optimal oil field value and invest- ment strategy.
Our study show four main findings; (i) There is considerable value in accounting for the managerial flex- ibility of deferral and investment in appraisal compared to the traditional DCF method;(ii) The value of obtaining new information may be significant; (iii) The firm will adjust its production based on the oil price and be willing to make a larger investment if the price condition is promising; Finally (iv) The valuation where we assume oil prices to follow a mean reverting process results in lower values compared to when we assume oil prices to follow a GBM process. | |
dc.language | eng | |
dc.publisher | NTNU | |
dc.title | Applying an integrated real options approach to oil fielddevelopment: Valuing new information through appraisal under mar-ket and reservoir risk | |
dc.type | Master thesis | |