U   N   I   V   E   R   S   I   T   É     P   A   R   I   S   1     P   A   N   T   H   É   O   N   ‐   S   O   R   B   O   N   N   E  

 

 

 

Thesis 

Analysis of Options in FPSO Leasing Contracts 

 

 

 

 

  

RÉDIGÉ PAR :  

GWENC’HLAN CATHERINE 

DIRECTEUR DU MÉMOIRE : 

OLIVIER BRANDOUY

 

 

 

I N S T I T U T   D ’ A D M I N I S T R A T I O N   D E S   E N T R E P R I S E S   D E   P A R I S  

International Master in Business Administration MBA

Promotion 2010 - 2011

  2 

  

 

 

 

 

 

 

 

 

 

l’Université n’entend donner aucune approbation ni improba‐

tion aux opinions émises dans ce mémoire : ces opinions doi‐

vent être considérés comme propres à leur auteur. 

 

 

 

 

 

 

  3 

Acknowledgement 

To Olivier Brandouy for his  lively and exciting corporate finance classes which gave me the 

desire to discover more on the concept of Real Options, for accepting to supervise this thesis 

and over all  for his  invitation  to attend  the Master 2 “Decision Sciences and Risk Manage‐

ment” at ENSAM Paris and IAE‐Paris. 

 

To Damien Mourey for his inspiring management accounting classes, his in‐depth analysis of 

managerial issues which always raised my interest and developed my curiosity, and last but 

not least for his paramount contribution as Director of the MBA to always deliver a high level 

education. 

 

To Delphine Dion  for her  valuable  inputs on  the  importance of methodological aspects  in 

research and specifically for this thesis.  

 

To Elizabeth Minik for her kind support to all students of the MBA and her always positive 

attitude and  

 

To Adeline Leclercq for her great help and expertise in modeling stochastic phenomena.  

  4 

Table of Contents 

1  Introduction ......................................................................................................................... 6 

2  Oil Field Development with Leased FPSO ............................................................................ 7 

2.1  Basics of Offshore Oil Production ................................................................................ 7 

2.2  Technical Advantages of FPSO for field development .............................................. 11 

2.3  Oil Companies dilemma: Lease or Own ..................................................................... 12 

2.4  FPSO leasing contracts ............................................................................................... 12 

2.5  Economics of FPSO leasing contracts ........................................................................ 14 

2.6  Uncertainties and Risks ............................................................................................. 16 

3  Options in FPSO leasing contracts ..................................................................................... 18 

3.1  Options to extend ...................................................................................................... 19 

3.2  Options to Purchase .................................................................................................. 22 

3.3  Actual Exercise of Options by Oil Companies ............................................................ 23 

3.4  Beyond Contractual Options ..................................................................................... 24 

4  Valuation of Options to Extend ......................................................................................... 25 

4.1  A move toward value for FPSO Contractors .............................................................. 25 

4.2  Literature Review....................................................................................................... 26 

4.3  Exploring Simple cases ............................................................................................... 27 

4.4  A first attempt to value Options to extend ............................................................... 33 

5  Managerial Comments ...................................................................................................... 40 

6  Conclusion ......................................................................................................................... 42 

 

   

  5 

Executive Summary 

Floating Production Storage and Offloading platform (FPSO)  is the preferred  if not the only 

solution to extract crude oil from offshore oil fields  in deep waters. The possibility to move 

FPSOs from one field to another  in addition to great operating flexibility makes possible to 

have FPSO owned by specialized Contractors and  leased to Oil Companies. To cater for the 

uncertain needs of Oil Companies, the leasing contracts are generally built with a firm period 

plus several options to extend the  lease.  In addition, options to purchase the FPSO are of‐

fered to Oil Companies.  

The main uncertainties associated with producing oil fields, highly volatile oil prices and un‐

certain underground oil reserves, give those options a real value.  In case of high oil prices, 

the Oil Company will find interesting to continue producing the field even if at a smaller rate 

reaching the end of the field life. On the opposite, the options will not be exercised in case of 

low prices. Similarly,  if the field prove to contain more oil than  initially anticipated, the op‐

tions to extend the leasing contract will see their value increasing. 

We have collected actual data on FPSO leasing contracts awarded since 2000. It gives inter‐

esting insights on Oil Companies’ behaviors with regard to the balance between firm period 

and optional period. Clear  risk aversion can been observed as options are massively exer‐

cised.  

Despite the significant potential value of options for Oil Companies, the traditional approach 

used by FPSO Contractors for pricing leasing contracts relies on Discounted Cash Flow analy‐

sis. Within this cost driven framework no value is attributed to the options offered. Propos‐

ing a value‐oriented approach we believe using a proper valuation of  the options encom‐

passing the price and reserve uncertainties can lead to new competitive pricing strategies for 

FPSO  leasing contract. A  simplified mathematical model  is developed as a  first attempt  to 

value options to extend and applied on a case study.  

 

   

  6 

 

1 INTRODUCTION 

In a highly capitalistic business such as offshore oil production,  leasing assets  is a seductive 

alternative for financing new projects. Whereas aviation firms rent planes and construction 

firms rent machinery through  leasing contracts, the production assets on offshore oil fields 

are generally not available for rent on any market as they are most of the time built on pur‐

pose to field specific technical requirements. Oil Companies have therefore to fund upfront 

all  investments needed to bring a field to production, almost 500 Billion United States Dol‐

lars  (USD)  in  2008.  There  is however  one  exception:  Floating production,  storage  and of‐

floading  platforms  (FPSO)  can  be  leased  by  Oil  Companies  from  specialized  Contractors 

which operate  them. The main  reason  for  this exception  lies  in  the  fact  that FPSO can be 

moved from one field to another with generally moderate mobilization and adaptation costs 

in relative terms.  

 

Leasing  contracts  can be either pure  financial  lease or operating  lease.  In  the  latter  case, 

Contractors support most of the asset risks and the production phase options are normally 

offered to the Oil Companies to extend the contract or purchase the FPSO. Despite the large 

amounts at stakes, up  to more  than one billion USD, FPSO Contractors on  the Discounted 

Cash Flow (DCF) method for pricing of FPSO leasing contracts. Although well accepted in the 

business sphere it is largely criticized for its intrinsic limitations. The inability of Contractors 

to capture  the value of options  included  in FPSO  lease contracts with  the DCF approach  is 

believed to lead to undervalued prices.  

 

The economic significance of FPSO  leasing stresses the need for the development of sound 

and  robust valuation models  to assists managers of FPSO Contractors. To our knowledge, 

there are no previous studies  in  the business or  the academic  literature which analyze the 

problem of options valuation in FPSO lease contracts. The existing literature dealing with the 

valuation  of  asset  leasing  contracts  studies markets  such  as  real  estate  or  transportation 

vehicles (Grenadier 94) where competitive equilibrium can be realistically assumed  leading 

to an endogenous determination of the asset value process. Alternatively, Jorgensen and De 

Giovanni  (2010) use  an  exogenous  spot price mean  reverting model  for  ship  leasing  con‐

tracts and derive the value of embedded options. However, both approaches are irrelevant 

for FPSOs as FPSOs are not substitutes for each other, one cannot substitute easily a FPSO by 

another  on  a  specific  field,  and  no    liquid market  does  exist  for  short  term  rent,  a  pre‐

requisite  for  the  existence of  a  competitive  equilibrium. A  new  approach  is  therefore  re‐

quired.  

We propose here a  value oriented approach  linking  the options values with  the potential 

profits of the Oil Companies. Recognizing the central role played by uncertainties  in  future 

  7 

oil prices and  in  the quantity of underground oil  reserves, we propose  to value options  to 

extend a FPSO leasing contract considering the flexibility offered to Oil Companies to adapt 

against positive or negative evolutions of those two main uncertainties. The difficulties are 

many. First, Contractors have normally very limited information on the field reserves at the 

time of bidding for a new contract. The proposed methodology should therefore not be too 

sensitive on  the production model used.   Second,  leasing contracts can  last more  than 10 

years. Future oil prices have  therefore  to be estimated using a  stochastic model as no  fu‐

tures  contract with  time horizon  greater  than  2020  are  available on  the NYMEX or other 

commodity derivatives    trading markets.  Lastly, a  realistic decision making model  shall be 

considered for the exercise of options. In other works, exercise of the option shall be based 

on the expectations of future profit for the Oil Company conditional to the simulated values 

of oil prices and oil production until the time of the decision. In a first attempt to value ex‐

tension options, we use a Monte Carlo method and stochastic processes  for oil prices and 

production  profiles.  The  decision making  process  is  based  on  a  simplified  approach. Ulti‐

mately, the value of options are calculated recursively from the discounted values of   lease 

contracts with different firm periods averaged over all the simulated cases.  

 

The Section 2 explains the context of offshore production with leased FPSOs. It provides the 

essential technical and economic background required for understanding the issues at stake 

in FPSO  leasing contracts and the associated options. The Section 3 analyses the two com‐

mon types of options: extension options and purchase options. It explores the actual use of 

options by Oil Companies and tries to derive useful conclusions for Contractors. The Section 

4 details the proposal for a new pricing approach based on valuation of options from the Oil 

Companies perspective.  It  reviews  the  literature existing on  the valuation on asset  leasing 

contracts, makes a first attempt to value options using simplified decision rules for the exer‐

cise of options and applies  the proposed method  to a case  study. The Section 5 proposes 

comments from a management perspective on the results of the present work and its poten‐

tial use in future business opportunities.  

 

2 OIL FIELD DEVELOPMENT WITH LEASED FPSO 

Historically, oil has been produced offshore since the end of the 1940s. At this time, all oil 

production platforms were directly supported on  the seabed. Later, as new oil  fields were 

being discovered  in deeper waters,  floating production platforms were needed  to produce 

those fields. Eventually, the first oil Floating Production Storage and Offloading unit (FPSO) 

was the Shell Castellon, built in Spain in 1977. 

 

2.1 BASICS OF OFFSHORE OIL PRODUCTION 

  8 

2.1.1 FROM DISCOVERY TO PRODUCTION 

From the discovery of a potential oil field, the way is long to be able to extract the enclosed 

oil and gas. First, an Oil Company drills a well in a promising location. Once oil is found, the 

assessment phase starts. The quantity and the quality of oil and gas are estimated. Facilities 

for producing  the oil and gas are designed. Then other wells are drilled and all production 

facilities are built. After this stage, the oil production starts. The oil flows naturally through 

the wells and reaches the surface where it is treated. This production phase lasts as long as 

oil and gas are recovered at a profitable rate. 

 

The  largest  oil  fields  can  be  spread  over  several  hundreds  of  kilometers.  For  those  giant 

fields, the production phase can last more than 20 years. More commonly, oil fields produc‐

tion duration ranges from several years to 20 years.  

 

For fields located offshore, there are several possible types of production facilities, common‐

ly known as offshore platforms. Going further into the details, one can distinguish the fixed 

facilities which are supported on the ground for water depth up to 150 meters and the float‐

ing  facilities which can be moored  in almost any water depth. Among  them,  the FPSO are 

considered as the most flexible solutions to produce offshore oil fields. For more details on 

FPSO, valuable information can be found in Lucia Lombardo (2003). 

 

 

GRAPH 1 ‐ MAIN TYPES OF OFFSHORE PLATFORMS (SOURCE HTTP://OILRIGDRILLINGS.COM) 

  

2.1.2 ECONOMICS OF OIL PRODUCTION 

Exploration and Production of oil is a very capital intensive business. The Oil Companies have 

to  invest  large amounts of capital at each step of the field development.  In return of those 

large investments, the Oil Companies expect a wealthy income during the production phase. 

  9 

The income generated from the sale on the market of the produced crude oil has indeed to 

compensate for all previous investments and to deliver sound profits. 

 

The costs of bringing to production and producing an oil field can be split in 3 main catego‐

ries 

Exploration expenses: Purchase of a  license  for exploration and production, 

purchase of Seismic surveys, Drilling of exploration wells. 

Development expenses: Management and Engineering of  field development, 

Drilling  of  production wells, Design,  construction  and  installation  of  sub‐sea  infra‐

structures, sub‐sea to surface links, and FPSO (if not leased) 

Operating expenditures: personnel, maintenance, consumables, services 

 

When taking an  Investment decision, an Oil Company makes a thorough assessment of the 

expenses and incomes anticipated for the development of an oil field. A common practice is 

to build a model of Discounted Cash Flows  (DCF) and  to consider criteria  such as  Internal 

Rate of Return  (IRR), payback period and Net Present Value  (NPV)  for  taking decision. Alt‐

hough  such approach has many  limitations, payback of 5 years maximum and  IRR of 15% 

minimum are broadly considered as minimum thresholds for new investments. 

 

Main Uncertainties 

One of the most recognized flaw of the DCF model is to consider the input parameters of the 

model as  fixed and  certain. This  seems  to be  in  contradiction  to  the volatile nature of oil 

prices on commodities markets and to the uncertain nature of underground sciences. As a 

matter of fact, field development projects face several sources of uncertainties: 

Cost and time schedule of building the infrastructures and facilities 

Volume of oil that can be recovered 

Price of oil during the production phase 

Operating costs inflation due to technical or exogenous factors 

 

The end of easy oil ? 

For about one  century, oil  is being produced  in various parts  in  the world. Oil Companies 

have produced first the fields with the least complexity, resulting in lower production costs. 

The always  increasing demand of oil has  led Oil Companies  toward more  technically  chal‐

lenging fields since the mid of the eighties. More recently, some countries such as Venezuela 

for example have limited the right to produce oil in their territory to national companies. As 

a consequence, Oil Companies have no other choice  than  to produce oil  fields with higher 

production cost per barrel such as offshore fields, or fields located in arctic areas. 

  10 

Another characteristic of the last 8 years is the dramatic increase of oil price volatility. After 

twenty years of stability during the eighties and the nineties, oil prices reached record level 

in 2007  followed by a vertiginous  fall  in 2008. Since then, oil prices are back to historically 

high levels. 

 

GRAPH 2 ‐ BRENT INDEX FOR CRUDE OIL (SOURCE: DATA FROM ICE) 

 

The graph 2 illustrates the variation of Brent index representing the price of a barrel of crude 

oil negotiated in Northern Europe for the period between 1987 and 2011. The high volatility 

makes difficult to forecast future oil prices. 

 

At the same time, the costs of building field production facilities have showed similar trends. 

The volatility has  increased even  if  it remains at a  lower  level. Graph 3 shows the variation 

from year 2000 until end of 2011 of the cost indexes for the main elements involved in the 

development of offshore fields. The direct consequence is the difficulty to estimate correctly 

the cost of field development. 

 

GRAPH 3 ‐ COST INDEXES FOR OFFSHORE INDUSTRY SEGMENTS (SOURCE: IHS CERA) 

  11 

 

This new environment has direct  impact on  the methodology used  so  far  to evaluate  the 

economics of developing a new field. Far from a predictable future, Oil Companies are now 

facing more uncertainty with technically challenging fields despite technology improvement 

in reservoir engineering. Considering also the limited visibility on future oil prices, DCF analy‐

sis straightforward results may not be as clear cut as 15 years ago. 

 

2.2 TECHNICAL ADVANTAGES OF FPSO FOR FIELD DEVELOPMENT 

The use of FPSO for oil field development has several advantages compared to other types of 

production  facilities  such  as  fixed  platforms,  subsea‐processing  or  other  floating  facilities 

(semi‐submersible platforms, SPAR, etc…). The main peculiarities of FPSOs are:  

Mooring: It can be installed in any water depth from 20 to 2,500 meters 

Crude oil storage: the hull of the FPSO  include  large tanks where crude oil  is stored 

until and offloading operation to another tanker. This renders the development of a 

remote  field much easier as  it  is almost a stand‐alone unit. And exporting crude oil 

does not require subsea pipelines and onshore port facilities. 

Large area and payload  for oil processing  facilities. The  large vessel main deck area 

offers more space than on other platforms. For an Oil Company, this means increased 

flexibility. Initially not all deck space may be needed for the processing modules. Lat‐

er on the unused space can be used to add new equipment or modules. Modification 

of the FPSO during the production may therefore allow to increase the production of 

the oil field or to connect another field located nearby. 

Relocation.  Once  the  production  of  a  field  is  completed,  the  FPSO may  be  easily 

moved  to another  field. This operation  is called a  re‐deployment as normally some 

modifications on the FPSO are required to cope with the new field peculiarities. On 

the contrary, fixed platforms may only be transferred to a new location at a very high 

cost which renders this operation not economically viable. 

 

Overall, those four main features create numerous opportunities for offshore field develop‐

ment. One of the main consequences is that a FPSO is not irrevocably associated to a field as 

a  fixed platform  is. The existence of a potential  second  life beyond  the production of  the 

specific  field  for  which  it  has  been  designed  gives  an  FPSO  its  own  economic  life  inde‐

pendently from the field fixed assets (wells, subsea pipelines, etc…). Hence, the FPSO owner‐

ship  is  not mandatorily with  the  Oil  Companies  but  can  be with  specialized  Contractors 

which provide  FPSO  as a  service  to Oil Companies.  Such  firms are  commonly  called  FPSO 

Contractors, also named Contractor hereafter.  

 

  12 

2.3 OIL COMPANIES DILEMMA: LEASE OR OWN  

At the  initial stage of a field development  involving a FPSO, an Oil Company has to make a 

choice whether to own the FPSO or to lease it from a FPSO Contractor. 

In the  first case, the Oil Company awards a contract  for the Engineering, Procurement and 

Construction of a fit‐for‐purpose FPSO, commonly called an EPC Contract. Upon delivery by 

the EPC Contractor of the FPSO, the Oil Company has its own personnel operating the FPSO 

for the whole production phase until the decommissioning. 

In  the second case,  the Oil Company awards a contract  to a FPSO Contractor  for  leasing a 

FPSO. The  FPSO  can be either designed  specifically  for  the  field or be  an  already existing 

FPSO which  could be  adapted  to  suit  this particular  field. The  FPSO  is  then operated  and 

maintained by the FPSO Contractor's employees. A the end of the  leasing contract, the Oil 

Company has no liability or responsibility for decommissioning the FPSO. 

 

The FPSO  lease/own dilemma can be seen as a variant of the classical case of asset  leasing 

treated by Myers, Dill and Bautista (1976). Instead of paying a leasing rate to the FPSO Con‐

tractor, the Oil Company can borrow an amount of money equivalent to the cost of the FPSO 

and buy one. There are however other considerations that affect the choice of Oil Compa‐

nies: 

Risk management: the cost of a one day production stop due to any breakdown can 

be very high on FPSO with  large production capacity. The Oil Company is in a better 

position to manage this risk through efficient maintenance. On the opposite, a FPSO 

Contractor may want to limit the maintenance expenditures as it only risks losing the 

day‐rate.  

Ability to borrow: except a few Majors, Oil Companies may find difficult to fund the 

entire  field  development which  could  represent more  than  one  billion  USD  for  a 

deep‐water offshore field. Leasing the FPSO may then be the only choice. 

Lack of  technical capabilities: Not all Oil Companies have  in‐house the  technical ca‐

pabilities to fully manage a FPSO as discussed in more details in chapter 2.4. 

 

As a matter of fact, leasing FPSO proves to be very popular within Oil Companies and only a 

handful of them directly owns and manages FPSOs. 

 

2.4 FPSO LEASING CONTRACTS 

Typically a FPSO leasing contract is composed as follows. The FPSO Contractor engages him‐

self with making available to the Oil Company an FPSO. The FPSO shall meet some minimum 

technical specifications required by the Oil Company. It shall be fit for its intended purpose: 

  13 

producing a particular oil field. And it shall be maintained in good conditions throughout the 

duration of the contract. The Oil Company compensates the FPSO Contractor for the services 

provided by way of a fixed daily rate for the rental of the FPSO (the bareboat rate) and a dai‐

ly rate for the operations of the FPSO. The operation rate can be subject to a revision formu‐

la to account for costs inflation during the contract. The other main component of a leasing 

contract is its duration. Generally, the leasing contract is made of a firm duration and possi‐

bilities to extend through options. For example, a contract could have a  firm duration of 7 

years and  include 5 options  to extend  the  leasing contract by one year each. So  the mini‐

mum duration of the contract is 7 years and the maximum is 12 years. Should the Oil Com‐

pany want to continue producing the field with the FPSO beyond the maximum duration, the 

contract would not apply.  In such case, the Oil Company would have to negotiate with the 

Contractor a new leasing contract, the term of which could be quite different from the pre‐

vious contract. 

 

Options offered to the Oil Companies 

Although the Oil Company does not own the FPSO in a leasing contract, it is inclined to retain 

sufficient flexibility in the contract to adapt to the actual needs of the oil field production. Oil 

Companies therefore generally request to have 2 types of options included in the contract: 

Options to extend the duration of the contract,  

Options to purchase the FPSO. 

At the time of the contract signature, the price of those options are known and included  in 

the contract schedule of price. During  the execution of  the contract,  the Oil Company has 

the choice  to exercise  the options or not. For example, consider a  leasing contract with a 

firm duration of 10 years and a bareboat rate of 150,000 USD per day. This leasing contract 

also includes one option to purchase the FPSO for 350 Million USD after 5 years, one option 

to purchase the FPSO for 150 Million USD after 10 years, and 5 options to extend the leasing 

contract by one year with a specific bareboat rate of 100,000 USD per day. 

 

Other advantages for Oil Companies 

Leasing an FPSO instead of owning it can provide also several advantages to an Oil Company. 

In case the oil field does not perform as expected, the liability of the Oil Company is 

limited to the amounts due according to the leasing contract. Hence, the Oil Compa‐

ny’s risk level is much lower than if it has to consider the full cost of the FPSO invest‐

ment. 

The capital investment required for the FPSO design and the construction is made by 

the Oil Contractor and not the Oil Company. The FPSO is therefore off balance‐sheet 

for the Oil Company. This is particularly important for small independent Oil Compa‐

nies which do not have large funds available. 

  14 

The technical management of the FPSO remains under the responsibility of special‐

ized FPSO Contractor. Except the International Majors (Chevron, Shell, BP, TOTAL, …) 

most of the smaller oil Companies do not have a sufficient pool of technical person‐

nel with  the  required  skillset  to operate  and maintain  efficiently  an  FPSO.  Instead 

FPSO Contractors managing a large fleet of FPSOs benefit from economy of scale, re‐

turn of experience and continuous  improvement processes using expertise and  les‐

sons learnt from the operations  to improve design of new FPSOs. 

 

 

2.5 ECONOMICS OF FPSO LEASING CONTRACTS 

For FPSO Contractors,  the economic equation  is quite  simple. After a competitive bid,  the 

winning Contractor designs and builds a FPSO  to be  leased  for a minimum duration corre‐

sponding to the firm duration. The expenses of the FPSO Contractors are of two types: pay‐

ment of the initial investment and the associated financial costs (CAPEX), and the operating 

expenditures (OPEX). The  income of the FPSO Contractors comes from the payment by the 

Oil Companies of day rates. Such payment is in fact subject to the availability of the FPSO on 

site for production. 

 

The economic equation would be trivial should the economic and technical  life of the asset 

be the same as the firm duration of the leasing contract. At the end of the leasing contract, 

the asset would be fully depreciated with no further economic value and would be scrapped 

immediately after the contract end. This is the case in a financial lease. 

For operating leases, the firm period is shorter than the asset design life. As a minimum, the 

design life should be equal to the sum of the firm duration plus all the options to extend. The 

remaining economic value of  the FPSO will  therefore never be null at  the end of  the  firm 

period. The FPSO Contractor therefore faces a dilemma. Should a prudent approach be used 

and the asset disposal value at the end of the firm period be considered as null ? Or should 

the disposal value be in line with its design life ? Choosing the later solution means accepting 

the risk of having the  leasing contract terminated at the end of the  firm period and  facing 

difficulties  to materialize  the disposal value considered originally. Such choice depends on 

the FPSO Contractor management policy and risk aversion. 

 

For pricing both operating or financial lease when bidding for a new contract, FPSO Contrac‐

tors use traditionally a DCF model. The cash inflows are the payments of day rates by the Oil 

Company and the sale of the FPSO at the end of the leasing contract for an estimated resid‐

ual value. The cash outflow is the initial investment in the FPSO design and construction. The 

  15 

FPSO Contractors’ management fix the target level of Internal Rate of Return (IRR) the new 

contract should achieve. Then the day‐rate is calculated to reach the target. 

In order to illustrate the method, the best is to take the simplified example of a 8 year firm 

leasing  contract. The design and  construction of  the FPSO  represent an  investment of 1.2 

Billion USD. The day rate is 530 kUSD. The residual value of the asset after 8 years is estimat‐

ed at 30% of the initial investment, ie 360 MUSD. The DCF model is then straightforward and 

the calculated Internal Rate of Return (IRR) is 10% as detailed in Table 1. Although tax issues 

should normally be  included  in  the DCF model,  taxes are not  considered here  for  sake of 

simplicity.  

 

TABLE 1 ‐ EXAMPLE OF LEASE RATE DCF CALCULATION 

  

Provided everything  goes as planned,  the  leasing  contract provides an  IRR of 10% after 8 

years. Then, considering a Weighted Average Cost of Capital (WACC) of 8 % as the discount‐

ing rate,  the net present value (NPV) calculated after 8 years is 106 MUSD as represented in 

Graph 4. 

 

 

GRAPH 4 ‐ NET PRESENT VALUE FOR A 8 YEAR FIRM CONTRACT (SOURCE : THE AUTHOR) 

CAPEX (k$) 1 200 000 Residual value after 8 years 30%

Dayrate (k$/day) 530 commercial uptime 100%

Discounting Rate 10,0%

 Year   0 1 2 3 4 5 6 7 8

Cash in  193 450 193 450 193 450 193 450 193 450 193 450 193 450 193 450

Cash out 1 200 000

Residual Value 360 000

Cash Flows ‐1 200 000 193 450 193 450 193 450 193 450 193 450 193 450 193 450 553 450

Cumulative Cash Flows ‐1 200 000 ‐1 006 550 ‐813 100 ‐619 650 ‐426 200 ‐232 750 ‐39 300 154 150 707 600

discounting factor 1,00 0,91 0,83 0,75 0,68 0,62 0,56 0,51 0,47

PV ‐1 200 000 175 864 159 876 145 342 132 129 120 117 109 197 99 270 258 189

NPV ‐1 200 000 ‐1 024 136 ‐864 260 ‐718 918 ‐586 790 ‐466 672 ‐357 475 ‐258 204 ‐16

  16 

 

2.6 UNCERTAINTIES AND RISKS 

Production activities in the oil business are by nature subject to large uncertainties and sig‐

nificant risks. Through contractual provisions  in the  lease contracts, technical and commer‐

cial underlying risks are split  between the Contractor and the Oil Company. While both par‐

ties face risks of various origins, the present chapter presents only the risks having significant 

direct impact on the economic results of the both parties.  

 

2.6.1 RISKS BORN BY FPSO CONTRACTOR 

Cost overrun during FPSO engineering and construction 

Once the leasing contract is signed with the Oil Company, the maximum income of the FPSO 

Contractor  is  fixed. But the expenses to be  incurred as part of the  investment  in the FPSO 

construction are only estimated. The actual  cost  could prove  to be higher  than  the  initial 

estimate. The direct impact is a lower than expected financial results. 

 

Schedule slippage during FPSO engineering and construction 

Schedule risk has some similarity with the risk of cost overrun. Both schedule and cost are 

estimated prior to the award of a lease contract. As a matter of fact, the actual duration and 

cost of  the engineering and construction phases can be greater  than original estimates.  In 

theory actual duration and cost can also be smaller than initial estimates, but it is rarely the 

case. Both risks take place in the early phase of the project and have direct impact on project 

NPV. A cost overrun corresponds  to an  increase of  the  initial  investment. With  income  re‐

maining the same, it leads to a decrease of the project NPV. The impact of delay can also be 

understood as a cost  impact. A delay  in the FPSO completion  implies a delayed start of the 

lease period and additional  financial costs. Considering the example of 2.5, one year delay 

leads to an increase of financial costs by 96 Million USD. 

 

FPSO availability risk: commercial uptime 

By contract the FPSO Contractor is paid the full rate only if the FPSO is fully available for pro‐

duction.  In case of breakdown diminishing oil production,  the day  rate  is not paid or only 

partially. This  scheme works as  an  incentive  for  FPSO Contractor  to maintain  the  FPSO  in 

good conditions during the lease contract. During the FPSO early life, design or construction 

issues may still need to be fixed. The  impact on NPV is even greater as it affects cash flows 

discounted with factors close to 1. The Graph 6 represents the NPV of the same  lease con‐

tract as in 2.5 with a 95% uptime only throughout the lease period. 

  17 

 

GRAPH 5 ‐ NET PRESENT VALUE WITH LOWER COMMERCIAL UPTIME 

 

Disposal value: Scrap/redeployment value 

The shorter the leasing contract duration is the more residual value normally remains at the 

end of the contract. This value is estimated prior to entering into the leasing contract. When 

comes the end of the contract, it has still to be materialized either through a sale of the unit 

or through a new contract. This may not always be an easy task. The example of the FPSO 

Falcon (source SBM reports from 2009‐2011)  clearly  illustrates this. It was laid‐up for more 

than 3 years waiting  for a new contract. The Graph 5 represents  the  impact on NPV of an 

actual residual value lower than the one initially estimated. 

 

 

GRAPH 6 ‐ NET PRESENT VALUE WITH OVERESTIMATED RESIDUAL VALUE (SOURCE: THE AUTHOR) 

  18 

2.6.2 RISKS BORN BY OIL COMPANIES 

Technical uncertainties: reservoir, recovery rate, field life 

The quality of oil  field  is by nature difficult to predict. The geology of the reservoir and  its 

geometry  are  complex.  Various  physical  and  chemical  parameters may  affect  the  perfor‐

mance of an oil well. An Oil Company tries to assess how much oil a well will produce based 

on  the Seismic  surveys and  test wells drilled during  the exploration phase. Some oil  fields 

were believed very promising but  failed to deliver,  for example the Golfinho  field  in Brazil. 

On the contrary, some fields demonstrated much better production than expected prior to 

the start of production. This technical uncertainty of the reservoir performance  is perfectly 

illustrated by the example of the Jubilee field operated by the Oil Company Anadarko. Prior 

to the start of production, 4 different production profiles were considered possible scenarii 

by Anadarko as shown on Graph 7. 

 

Commercial risk = Oil price volatility 

Beyond  the  quantity  of oil  recovered,  the Oil Company  supports  the  variations of  the oil 

price during the project whole life. The decision to develop an oil field is taken knowing the 

oil price history. But the income of the Oil Company depends on the future oil prices during 

the whole production period. Considering as an example a  field where production starts 3 

years after the project sanction. The expected field life is 17 years. Overall, the Oil Company 

income  is  subject  to market  volatility  for  the  next  20  years.  This  commercial  uncertainty 

should be seen both as a risk and an opportunity. Considering the same oil field, investment 

decision had been taken on an average price of crude oil of 40 USD per barrel. But 5 years 

after, oil price reach 100 USD per barrel. This results in much higher profits for the Oil Com‐

pany. 

Environmental risk: oil pollution 

Oil pollution is inherent to the production activities. Breakdowns on critical part of the facili‐

ties  could  lead  to oil  spillage. Even  though most  incidents  remain  limited  in magnitude, a 

large pollution  is one of  the most  feared  risk  for Oil Companies. The most example  is  the 

Macondo accident in the Gulf of Mexico during year 2010. The fines and various compensa‐

tions amounted to more than 20 billion to BP and its insurers. 

 

3 OPTIONS IN FPSO LEASING CONTRACTS 

The  previous  section  describes  the  fundamentals  of  developing  an  oil  field with  a  leased 

FPSO both  from the Oil Company and the FPSO Contractor perspectives. As Oil Companies 

face uncertain environment  the options  included  in  the  leasing  contracts offer  interesting 

tools  for managing  this  uncertainty.  This  section  first describes  the most  commonly  used 

options and analyses how  they  impact  the Company and  the Contractor. Then actual data 

  19 

related to the exercise of options by Oil Companies provides interesting results on potential 

strategies for FPSO Contractors. 

 

3.1 OPTIONS TO EXTEND 

3.1.1 DESCRIPTION OF THE OPTIONS 

Most of the FPSO leasing contracts include provisions to extend the leasing of the FPSO be‐

yond  the  fixed period set  in  the contract. The number and  the duration of  the options  re‐

quested are given by  the Oil Company as part of  the  tender documentation  sent  to FPSO 

Contractors.  

Should  the Company exercise  the option  to extend,  the Contractor will  continue  to make 

available for production its FPSO. During the option to extend, the Company will pay to the 

Contractor a day rate under the same contractual provisions. The day rates associated with 

the options to extend are part of the initial contract. It may happen that a Company requires 

the day rate for the options to be the same as the one for the firm period. But quite often 

different day rates are possible. 

Beyond the options offered to extend the lease, the Company may be interested in continu‐

ing the production with an FPSO. In such case, the initial lease contract does not apply. The 

Oil Company shall seek for a new agreement with the Contractor to continue the lease. Dif‐

ferent terms and conditions may apply, reflecting the balance of powers between Company 

and Contractor at this time. 

 

3.1.2 EXAMPLE OF THE JUBILEE FPSO 

In order to illustrate the concept, the case of the Jubilee FPSO is a good example. We were 

personally involved in the bidding process for the lease of a new FPSO. All details here after 

come  from  the documentation provided at  that  time. The Company, Anadarko,  requested 

bids for a firm period of 7 years and completed by 13 options to extend the leasing period by 

one year. Overall the  FPSO was requested to have a design life of 20 years. In its invitation 

to bidders, Anadarko had included the following requests  

“Extension of Charter Term (After the initial 7 year period). In case of additional charter periods, Company will compensate Contractor the Charter Rate per Day of: 

Charter Rate Schedule for Optional Exten-sions

USD/Day

Extended charter period of 13 years

Year 8

Year 9

Year 10 (Etc.)

  20 

 Extension of Services after 20 years. Company retains the option to have Contractor extend the Bareboat Charter for additional periods of time beyond the initial period of the Agreement and all of the extension periods contemplated, subject to mutual agreement between Company and Contractor.” 

In this example, it is interesting to note that day rates can be different for each one year op‐

tion. This gives opportunity to the Contractor to propose a customized scheme with varying 

day rates that would better fit Contractor needs. Another comment is to highlight the rather 

short firm period compared to the potential total  leasing period: 7 years over a total of 20 

years. This illustrates well the idea of Oil Companies aiming to reduce their risk with shorter 

firm period and a high number of options to extend the duration. 

 

While FPSO Contractors were requested for building a 20 year design life FPSO in the frame 

of a firm leasing contract of only 7 years plus options, no technical information was provided 

with regard to potential production profiles. Several production scenarios were considered 

by  the Company  as  illustrated  in Graph 7 but  this  information was not disclosed  to  FPSO 

Contractors. 

The 4 scenarios account for different reservoir behaviors and the estimated quantity of re‐

coverable oil range from 362 Millions of barrels (mmbbl)  in case n°1 to 593 mmbbl  in case 

n°4. Assuming the FPSO turn‐down point (the point at which production is no more profita‐

ble and FPSO  is demobilized) corresponds  to 30% of  the FPSO nominal capacity or 40,000 

barrels per day, this milestone is reached after 7 years only in case n°1, the pessimistic sce‐

nario. In the 3 other scenarios, this point is reached after 10 years or 15 years. The Oil Com‐

pany choose  the most pessimistic  scenario  to determine  the  firm  leasing period. The  firm 

period  is equal to the most pessimistic time to turn‐down and not to the expected time to 

turn‐down. This is a clear pattern of risk aversion from the Company. 

 

  21 

 

GRAPH 7 ‐ JUBILEE FPSO PRODUCTION PROFILES SCENARIOS (SOURCE: ANADARKO) 

 

3.1.3 IMPACT OF OPTION EXERCISE ON FPSO CONTRACTOR ECONOMICS 

Until now,  the NPV were calculated only on  the  firm duration of  the  leasing contract. This 

contract may  however be  extended  by  the Oil  Company  exercising  the  yearly  options.  In 

such case, the NPV can be improved as illustrated in Graph 8. The red curve represents the 

NPV of a project having an  IRR of 8% (same as the Contractor WACC) calculated on  its firm 

period and 3 options to extend by one‐year exercised by the Company. After 11 years, the 

NPV  is positive although the NPV was negative after the  initial firm period. The exercise of 

options by the Company ultimately  increases the project NPV of the Contractor.  

 

  22 

 

GRAPH 8 ‐ NET PRESENT VALUE WITH LOWER IRR AND CONTRACT EXTENSION (SOURCE: THE AUTHOR) 

 

At the same time, the risk on the residual value diminishes. Indeed, the FPSO residual value 

decreases with  the  time. A  lower  value  has  therefore  to  be  considered  after  some more 

years  of  operations  on  the  field.  The  risk  taken  by  the  FPSO  Contractor  to monetize  this 

amount is de facto lower. This can be observed graphically on Graph 8. The positive NPV of 

the base case (blue curve) is only obtained through the sale of the FPSO for its residual value 

which is depicted in Graph 8 with a NPV step between year 7 and year 8. In the case of ex‐

tended lease, no such step exists. 

 

3.2 OPTIONS TO PURCHASE 

In addition  to  the options  to extend, Oil Companies normally  request options  to purchase 

the FPSO in lease contracts. This gives a second level of freedom for Oil Companies in man‐

aging their field.  

 

An  example  of  the  contractual  provisions  associated with  such  options  is  given  hereafter 

from the Jubilee FPSO case: 

“Purchase of FPSO. At any  time after achievement of Schedule Milestone M12B  (Reference 

Exhibit “F” – Contract Schedule) during the Term of the Agreement, Company retains the op‐

tion to Purchase the FPSO. Such purchase would  include all components provided under the 

Bareboat Charter, with condition of the FPSO being that in existence at the time of the exer‐

cise of this option by Company. 

  23 

In  case  of  purchase  of  the  FPSO  by  Company,  Company will  compensate  Contractor  on  a Lump Sum basis subject to agreed Terms and Conditions of this Agreement, and the Purchase Price given  in  the  following Table, and no  further Charter Rate payments shall be made by Company after the date of purchase.” 

 

The analysis of historical data shows however such options are only rarely exercised by Oil 

Companies. Among the 40 FPSO  lease contracts considered  in 3.3, only 3 FPSOs have been 

purchased after the firm period duration. 

Having such purchase options is however a must for Oil Companies to easily take over from a 

FPSO Contractor and continue producing the field after the purchase of the FPSO. Without 

such option,  the FPSO Contractor bankruptcy could put  the Oil Company  in a very difficult 

position and ultimately cause to stop oil production.  

 

3.3 ACTUAL EXERCISE OF OPTIONS BY OIL COMPANIES 

Options being present  in almost all contracts, we have gathered  factual data on the actual 

exercise of those options by Oil Companies. The aim is here to derive information on how Oil 

Companies  treat  options  from  the  analysis  of  actual  recent  data.  Three  types  of  sources 

were used: websites of FPSO Contractors, annual reports and presentation to investors. The 

dataset  includes a total of 40 FPSOs owned and  leased by the 3  leading FPSO Contractors: 

SBM, Modec and BWO. It represents more than 50% of all the FPSOs currently leased or with 

a signed  leasing contract.  Information on FPSO  leased between 1980 and 2000  is not easily 

available. This concerns however a very  limited number of FPSOs. An extract of the data  is 

presented in Table 2 for illustration. The full dataset is available in Appendix 2. 

 

TABLE 2‐ EXTRACT OF FPSO LEASING CONTRACTS DATASET (SOURCE: SBM,MODEC, BWO) 

 

 

The dataset contains 17 FPSOs for which the fixed leasing period is now completed. Among 

those 17 units, options to extend for 1 year or more were exercised by Oil Companies for 13 

FPSOs, i.e. in 76% of the cases. The average duration of the extension is 2.9 years. Consider‐

N°FPSO 

CONTRACTORFPSO Name

Firm 

Duration 

(Year)

Options to 

Extend 

(Year)

Leasing 

Start Date

Leasing End 

Date

Options 

exercised 

(Year)

1 SBM Firenze 5,5 4 03/03/1998 30/04/2006 2,7

2 SBM Kuito 5 5 15/12/1999 01/12/2009 5,0

3 SBM Espadarte 8 5 03/07/2000 01/06/2013 4,9

4 SBM Brasil 5,5 4 07/12/2002 01/05/2012 3,9

5 SBM Xikomba 7 6 31/10/2003 01/06/2011 0,6

6 SBM Marlim Sul 8 2 07/06/2004

7 SBM Barinov MOPU Petronas 3 2 08/03/2006 01/07/2009 0,3

8 SBM Capixaba 7 3 06/05/2006 01/04/2010

  24 

ing the total duration of fixed period and extensions offers another perspective. The sum of 

the fixed period for the 17 FPSOs amounts to 80 years and the total of the extensions repre‐

sents 50 years. So the actual duration of the lease contracts increased by an average of 60% 

compared to the firm period included in the contracts. 

 

In  order  to  complete  this  analysis,  it  is worth  reviewing what  happened  to  the  4  FPSOs 

whose  lease contract was not extended beyond  the  firm period. Three of  them were pur‐

chased by the Oil Companies which exercised options to purchase  included  in the contract. 

The last one, Xikomba FPSO, was leased initially to ExxonMobil. Shortly after the end of the 

firm period, the FPSO Contractor, SBM, entered into a contract with ENI to redeploy the unit 

on another  field nearby. ExxonMobil being a minority partner of ENI  in  the new  field,  the 

redeployment alternate was considered more attractive for ExxonMobil than keeping it pro‐

ducing at  its original  location. But one could  imagine that without such alternate plan, the 

FPSO would have been kept on site and ExxonMobil would have exercised its options to ex‐

tend. 

 

The analysis of the dataset leads us to the following conclusions. Options to extend are very 

frequently exercised by Oil Companies. In the few cases where the FPSO lease is not extend‐

ed, the Oil Companies exercise their option to purchase the unit. The probability for an FPSO 

Contractor of having an  idle FPSO at  the end of  the  firm period  is  therefore deemed very 

low. Beyond this first conclusion, one may hypothesize that the reason why options are mas‐

sively exercised by Oil Companies is because they are so cheaply priced by FPSO Contractors.  

 

Further to this analysis carried out at a macroscopic level, it would be interesting to revisit it 

at a finer level. The exercise of options could be analyzed at the level of Oil Companies. This 

could possibly  lead  to conclusions on  the behavior and  the  risk aversion of  the various Oil 

Companies. 

 

3.4 BEYOND CONTRACTUAL OPTIONS 

The options included in FPSO leasing contracts offer significant flexibility to Oil Companies. It 

allows in particular to adapt the duration of field production to the actual conditions faced: 

oil prices and reservoir quality. Oil Companies have a prudential approach when  fixing  the 

firm  period  duration.  It  generally  represents  the  duration  during which  production  is  be‐

lieved to be profitable considering the most pessimistic case scenario envisaged prior to the 

field development. The Jubilee FPSO case is a clear illustration of this approach. Similarly the 

Contractor BWO  states  in  its 2009 annual  report:  “It  is  common  for  customers,  i.e.  the oil 

  25 

companies, to contract the firm period for the FPSO lease corresponding to the expected pro‐

ducing life of the reserves.” 

 

There is however one case where the oil field proved to produce less oil than forecasted by 

the Oil Company in its pessimistic scenario. On the field of Golfinho in Brasil, the Oil Compa‐

ny Petrobras had  concluded a  contract with SBM  for  leasing  the FPSO Capixaba. The  firm 

duration was 7 years with 3 options of one year. The oil field output proved however to be 

very disappointing  after production  started with Capixaba  FPSO.  Petrobras  therefore pro‐

posed SBM to relocate the FPSO to another field within the framework of the same contract 

but with revised commercial conditions to account for the FPSO upgrade costs. 

 

Another  case  of  direct  agreement  between  Company  and  Contractor  is  the  FPSO  Falcon. 

ExxonMobil had contracted with SBM for a firm period of 6 years. No option for extension of 

the  lease was included in the contract (source SBM presentation of 2004 Full Year Results). 

Later on, ExxonMobil negociated to extend the lease for one year until December 2009. 

 

It comes out from the 2 above examples that Oil Companies have opportunities to adapt the 

FPSO  lease beyond the  initial contract. But the commercial conditions of such changes are 

most probably more expansive than it would have been under a competitive bid. 

 

4 VALUATION OF OPTIONS TO EXTEND 

Given the success of options in Leasing contracts, having proper tools to value those options 

is a must  for well managed FPSO Contractors. The  traditional pricing FPSO  lease contracts 

with DCF models remains a cost driven only approach. Assessing the value creation potential 

of the options for the Oil Company  is a new  interesting approach that we propose. For the 

FPSO Contractor, it should be considered as a major tool for defining improved pricing strat‐

egies. This section presents a new framework for valuing options to extend. It discusses the 

parallel with the theory of financial options and analyses the main differences with the usual 

real option cases through the use of simple cases. A concrete example of a valuation model 

is then proposed with numerical simulations. Finally the new valuation method is comment‐

ed from a managerial perspective and future development are considered. 

 

4.1 A MOVE TOWARD VALUE FOR FPSO CONTRACTORS 

The traditional approach used by FPSO Contractors for pricing lease contracts is to apply the 

DCF method. This cost driven approach is based on the cost estimate of capital expenditure 

required to provide the FPSO. We believe a value driven approach should be considered to 

  26 

complement the classical DCF analysis. Offering options to Oil Companies creates value for 

them.  Through  the  options  they  can  benefit  from  positive  conditions  (high  oil  prices,  in‐

crease of recovery rate, etc…) during field production while limiting their risks exposure. Op‐

tions to extend can thus be seen as creating value  for Oil Companies and FPSO Contractor 

have  legitimacy to receive a share of this created value. Valuation of those options should 

therefore be considered as a  first step. Ultimately, the result of such analysis should allow 

FPSO Contractors to build pricing strategies able to capture more from the value created for 

Oil Companies.  

 

4.2 LITERATURE REVIEW 

We have  searched  the existing  literature on  the valuation of options  in FPSO  leasing con‐

tract. No previous work has, to our knowledge, already been published on the subject.  

A number of authors have worked on  the  valuation of Real Options  in Natural Resources 

Development. Brennan and Schwartz (1985) proposed a famous model for the valuation of 

mines  in  a production  versus  closure problem. Most of  the papers  consider however  the 

valuation of natural resource prior to the start of production. And more  important, valuing 

FPSO  leasing contract and  its options has only an  indirect  link with the value of the natural 

resource, in our case the oil field. 

The problem of  real asset  leasing has been  treated  first  from  the perspective of  the  lease 

versus buy decision and the impact of taxes, with an important contribution from Myers, Dill 

and Bautista  (1976). Grenadier  (1995) adopted a real option approach to value the  leasing 

contract: leasing an asset for a fixed period T is equivalent to a portfolio which includes the 

asset and a European put option with a strike price of zero at the expiry T.  

Recognizing the approach of Myers, Dill and Bautista (1976) was not suitable for valuing the 

various operating options of leasing contracts, Trigeorgis (1996) proposed another approach 

with contingent claims analysis and suggested a numerical approach. Options  in  lease con‐

tracts “can be seen as claims whose value is contingent on the future value of the lease as‐

set” (Trigeorgis, 1996). An option to buy the asset at the end of the leasing is equivalent to a 

call option. An option to extend  is similar to a  lease contract with a  longer fixed period to‐

gether with an option to cancel with no penalty.  

It is interesting here to note that value of options in FPSO lease contract is contingent to the 

future value of the oil field and not of the FPSO while Tigeorgis (1996) considered the future 

value of the asset only. The main argument to link the value of the FPSO lease options to the 

one of the remaining oil to be produced is the very high cost of mobilization of a new FPSO.  

More recently, Jorgesen and De Giovanni (2010) use an approach similar to Trigeorgis (1996) 

for the valuation of time charter contracts with purchase options  in Shipping. The value of 

the ship  is derived from the charter spot rate using a mean reverting process for spot rate. 

  27 

The various options are  then valued based on  the  future ship value.  Jorgesen and De Gio‐

vanni conclude their paper with proposing as possible future research a multi‐factor model 

as opposed to their single factor model relying on the charter spot rate. In our case of FPSO 

leasing,  the value of  the oil  field being produced can be seen as a 2  factor model. The oil 

price and the remaining quantity of oil to be produced are indeed the 2 main sources of un‐

certainty.  

 

Given the present state of the research on the subject, we first illustrate the specificities of 

FPSO leasing options with two simple models and decision tree approach. Then we propose 

and comment a numerical method to approximate the value of options to extend based on a 

Monte Carlo approach and a simplified stopping rule.  

 

4.3 EXPLORING SIMPLE CASES  

4.3.1 SINGLE ONE YEAR OPTION TO EXTEND 

Let us consider here the simple case of a firm leasing period of n years and only one option 

to extend the lease by one year. 

 

 The analogy with a financial call option is interesting: 

Long = the Oil Company buy the right to extend 

Call = right to produce with the FPSO for one year can be seen as the right to 

buy an additional quantity of oil. Here the additional quantity is unknown as produc‐

tion for year n+1 is uncertain. 

Underlying asset = the project to produce the oil field with the FPSO 

Strike price K = rate for leasing the FPSO one year plus other Company OPEX 

Expiration date = last day of year N 

Payoff = zero or (actual value of the production of year N+1 – K) 

 

At year n+1, we consider only two possible states : 

The option is exercised and the FPSO leased during year N+1 

The option is not exercised and production stops at the end of year N 

 

  28 

 

GRAPH 9 – DECISION TREE FOR A ONE‐YEAR EXTENSION OPTION (SOURCE: THE AUTHOR) 

 

We consider a  simplified decision  rule. The Company exercises  the option  if  the expected 

payoff is positive, said otherwise if the expected income for the year N+1 is greater than the 

operating expenses: 

 

 

 

It  is  interesting  to note  that  the actual payoff can only be known after  the option  is exer‐

cised, once the quantity of oil produced during year N+1 is sold at the market price prevail‐

ing in year N+1. A consequence is that the actual payoff can be negative if the actual income 

is less than the strike price K. The option payoff in case of exercise is therefore as shown in 

Graph  10, but with  a probability of  negative payoff  remaining  low.  It  corresponds  to  the 

conditional probability of  getting  an  actual  negative payoff  for  year N+1 whereas  the  ex‐

pected payoff for the same period was greater than 0 at year N. 

 

  29 

 

GRAPH 10 ‐ PAYOFF OF A ONE‐YEAR EXTENSION OPTION (SOURCE: THE AUTHOR) 

   

 

4.3.2 SEVERAL ONE YEAR OPTIONS TO EXTEND 

Further to the first case, let us now describe a second case with the following characteristics: 

a firm period of N years and two 1‐year options to extend. We consider the same framework 

as previously and the same decision criteria. 

Similarly as  in the first case, we consider for the sake of simplicity only two possible states 

for the oil field: expected benefit for the year is positive or negative. 

 

GRAPH 11 – THEORITICAL DECISION TREE FOR 2 ONE‐YEAR EXTENSION OPTIONS (SOURCE: THE AUTHOR) 

In B,  the expected benefit  for year N+1  is positive,  the option  to extend  is exercised. The 

year after, there are two possible states: D and E. In D the expected benefit is positive, the 

second option to extend is exercised. On the opposite, the expected benefit is negative in C 

and the FPSO is demobilized. 

 

In C, the expected benefit  is negative. The option  is not exercised and the FPSO  is demobi‐

lized. The further states F and G do not practically exist as shown in Graph 12  as the produc‐

  30 

tion cannot resume easily after the FPSO demobilization  in C.  In the real world,  this corre‐

sponds to the high cost of remobilization of the FPSO and restart of the field.  

 

 

GRAPH 12 ‐ DECISION TREE WITH POSSIBLE STATES ONLY  FOR 2 ONE‐YEAR OPTIONS (2) 

 

The simplified decision criteria of this case  leads to considering only the superior branch of 

the binomial tree. In practice, a Company can however continue leasing a FPSO even though 

the  short  term expectation  is a  loss.  In  such case,  the Company accepts a  short  term  loss 

against  the potential  for  future benefits.  The production profile of a  field being  generally 

declining with the time, future benefits can be expected only if an increase of future oil price 

is expected or if an upgrade of the FPSO to increase the production is considered. The simpli‐

fication made  is deemed sufficiently realistic considering the exploratory nature of the pre‐

sent work. A more realistic decision criteria could be considered in a future research. 

 

In order to understand how  to value the 2 options to extend the easiest way  is may be to 

take an example. We consider here a strike price of 200 and the expected incomes are given 

in the following table. Each path has the same probability of occurrence. 

 

TABLE 3 ‐ EXPECTED INCOME FOR 2 ONE‐YEAR EXTENSION OPTIONS (SOURCE: THE AUTHOR) 

 

 

  31 

At time N+2, Path 1 is in the money, i.e. the value of the underlying is greater than the strike 

price. The option  is exercised and the expected payoff  is (230‐200=30). Path 2  is out of the 

money. The option is not exercised and the payoff is 0. 

At time N+1, Path 1 and Path 2 are in the money (point B of the above tree). The expected 

payoff is (270‐200=70) and the option is exercised. Path 3 is out of the money. The option is 

not exercised and the FPSO is demobilized. 

Once the decisions to exercise the options are taken, the FPSO produces during the related 

period and the actual income of the Oil Company are as follow. 

 

TABLE 4 ‐ ACTUAL INCOME FOR 2 ONE‐YEAR EXTENSION OPTIONS (SOURCE: THE AUTHOR) 

 

 

The actual payoff are then calculated as the actual income minus the strike price K. 

TABLE 5 ‐ ACTUAL PAYOFF FOR 2 ONE‐YEAR EXTENSION OPTIONS (SOURCE: THE AUTHOR) 

 

 

The  earnings  of  the oil Company  are  cumulated  year  after  year.  The  total  earning  of  the 

Company on Path 1 are 75 +10 after exercise of Option 1 and Option 2. The present value of 

Path 1 earnings at time N are therefore with a discount rate R = 10% 

175

1 0.110

1 0.1 

Similarly for Path 2 and Path 3, 

275

1 0.1 

3 0 

 

So the value of having the two one‐year options is   

  32 

1 213

 

.  

 

 We can also calculate the value on having only a single option. In that case, we consider the 

paths 1 to 3 until N+1 only, 

175

1 0.1 

275

1 0.1 

3 0 

.  

 

The last step is to calculate the value of Option 2 alone. The value of Option 2 can be consid‐

ered  from  two perspectives:  the value of Option 2 at year N and  the value of Option 2 at 

year N+1. The value of Option 2 at year N+1 is in fact the present value at time N of the ex‐

pected payoff of year N+2 discounted at time N considering the Option 1 has been exercised. 

Indeed, Option 2 does not exist if Option has not be exercised. The value of Option 2 at year 

N is the present value at time N of the expected payoff of year N+2. In the latter case, when 

calculating the expected payoff, one shall consider the real probability of occurrence of each 

state of the nature at year N+2 and not the probability of each state conditional to having 

exercised the prior option. 

 

,

1 

With   

 

.

.  

 

The numerical results confirm the following equation 

  33 

 

 

4.4 A FIRST ATTEMPT TO VALUE OPTIONS TO EXTEND 

As discussed in 4.2, the value of an option to extend in a FPSO leasing contract is contingent 

to  the value of  the  remaining oil  to be produced. Continuing on  this  idea, we analyze  the 

options value from the perspective of the Oil Company. The options to extend give flexibility 

to the Company. We therefore propose to compare two cases, a first case with flexibility in 

the duration (noted O) and a second case with fixed duration (noted F). The option value is 

then considered as the difference in value between Case O and Case F.  

 

The value considered here is the NPV obtained as the sum of DCF. The DCF analysis is a clas‐

sical approach used by Oil Companies for valuing their investment in oil fields “as the nature 

of their business  leads to a certain visibility on the stream of free cash  flows” according to 

Deloitte (2008). It is therefore a natural approach for our case.  

 

We propose to use a Monte Carlo method to simulate a large number, n, of possible oil price 

evolutions and production profiles for the duration of an oil field life. Considering one of the 

simulation and the associated serials of average oil price and total production for each year, 

the FPSO  leasing contract  is extended as  long as  it  remains profitable  to do  so  for  the Oil 

Company. The simplified decision rule described  in 4.3  is applied to extend or not the con‐

tract each year after the end of the firm leasing period. The pay‐offs are computed each year 

as the difference between the income, i.e. the quantity of oil produced during the year sold 

at the average yearly oil price, and the operating expenses. Then NPVs can be computed for 

the following lease contracts:  

a  contract  with  a  firm  period  of M  years,  with M  being  the maximum  field  life 

( / ) 

a contract with a firm period of M‐1 years plus 1 one‐year option ( / ),  

… 

a contract with a firm period of M‐k years plus k one‐year options  /  with k 

<M  

 

Now considering all the n simulations of oil prices and production profiles, the NPVs for each 

lease contracts are calculated  in each simulated case and recorded. The expected value of 

NPVs are then obtained as the mean of the NPV calculated in each case i.  

 

  34 

/ = mean { /     

with  / being the NPV calculated in the simulated case i for the contract 

/  

 

The value   of the one‐year option to extend in year j is given recursively by:  

/ /  

/ /  

…. 

/ /

 

The chapter 4.4.1 details how the uncertainties in the oil price evolution and the oil produc‐

tion profile have been modeled as stochastic variables. Then chapter 4.4.2 explains the sim‐

ple mathematical model considered to represent the FPSO  leasing contract and the actions 

of the Oil Company. Lastly, chapter 4.5.3 is the application of the proposed method to a case 

study. 

 

4.4.1 MODELING UNCERTAINTY WITH STOCHASTIC VARIABLES 

4.4.1.1 OIL PRODUCTION PROFILES 

Modeling the possible production profiles of oil fields based on the results drilling tests and 

seismic surveys  is a discipline  in  itself. Here our purpose  is quite different as an FPSO Con‐

tractor does not have realistically all such data available. So we aim at modeling the oil pro‐

duction uncertainty  in a very simple way based on the expected production profile derived 

from the Oil Company assessment.  

Lund (1999) proposed a simple zero dimensional reservoir model while McCardle and Smith 

(1998) took a different approach by modeling the decline rate as a geometric Brownian mo‐

tion. Here we propose modeling the production profile with a combination of a plateau and 

a decreasing exponential function. The production uncertainty is introduced on the duration 

T0 of the plateau and on the coefficient p of the decreasing exponential function which are 

assumed to follow non correlated normal laws.  

Production   =  1       for t < T0 

    =  exp( ‐p .(t‐T0))   for t > T0 

 

We  found out our proposed model  fit  relatively with  some  real data provided by  the Oil 

Company TOTAL for its CLOV field. This dataset was given by TOTAL to FPSO Contractors for 

  35 

the design of  the CLOV FPSO. The coefficients best matching  the CLOV data are   p = 0.27   

and T0 = 5.31. 

Also our model fits relatively well to the data of the Jubilee FPSO. When the duration of the 

plateau is reduced to 0, the production profile is similar to the pessimistic case envisaged for 

Jubilee FPSO(see Graph 7). 

 

GRAPH 13‐ PRODUCTION PROFILE OF CLOV FPSO MODELED WITH DECREASING EXPONENTIAL FUNCTION (SOURCE: THE AUTHOR) 

 

The Graph 14  shows 15  simulations of production profiles with T0 and p having  standard 

deviations of 0.2 and 0.25 respectively. 

 

GRAPH 14 ‐ SIMULATION OF STOCHASTIC PRODUCTION PROFILES WITH EXPONENTIAL MODEL (SOURCE: THE AUTHOR) 

  36 

 

4.4.1.2 OIL PRICE VARIATIONS 

As discussed in chapter 2.1.2, oil price is subject to large variations on the markets. Historical 

data shows a drastic increase of variability during the last decade. Future values of crude oil 

spot price cannot be directly derived from crude oil historical value. There is however a high 

probability that future behavior would have statistical characteristics similar to the ones of 

historical data. 

 

Several  attempts have been made  to model  the  behavior of  crude  oil  spot  price. Geman 

(2005) listed several models for oil prices and other commodities. The “jump‐diffusion mod‐

el”  introduced by Merton  (1976) accounts  for  impact of news on  the oil  spot market  that 

may generate  jump upwards or downwards. Gibson and  Schwartz  (1990) proposed a  two 

state variable model. It considers a classical geometric Brownian motion and couples it to a 

mean reverting model  for  the convenience yield. More recently Geman  (2000) proposed a 

three‐state variable model of the following form. 

 

dSt k Lt– lnSt St σ t Std  

 

 

Where:  

St is the spot price of crude oil,  

 d ,   

σ t  

Geman comments as follow: “A positive drift µ  in the second equation would translate to a 

rise on average of  the value Lt  toward which  the commodity spot price St  tends  to  revert, while this spot price  itself may fluctuate significantly around Lt depending on the arrival of positive or negative news about the situation of the world(…) reserves.”. The third equation 

dictates the behavior of the spot price volatility with a second mean reverting model. This 

allows for volatility clustering in oil spot prices.   

In the present approach, we have considered for simplicity reason using an autoregressive–

moving‐average (ARMA) model. In statistics autoregressive–moving‐average (ARMA) models 

are typically applied to auto‐correlated time series data. Given a time series of data Xt, the 

ARMA model is a tool for understanding and, perhaps, predicting future values in this series. 

  37 

The model  consists  of  an  autoregressive  (AR)  part  and  a moving  average  (MA)  part.  The 

model is usually then referred to as the ARMA(p,q) model where p is the order of the auto‐

regressive part and q  is the order of the moving average part. Although ARMA models are 

known  to have disadvantages  compared  to other models  such as GARCH  for modeling oil 

prices (Sadorsky 2006), we selected it for our purpose due to its simplicity. It would be inter‐

esting in future research to consider more complex and realistic models. 

The Brent index corresponds to the price of North Sea crude oil and is one of the most used 

reference  indexes. The Brent  index daily prices are highly auto‐correlated as shown  in Ap‐

pendix 4. An ARMA model is therefore appropriate. By an iterative process, we find the pa‐

rameters p and q that best match the Brent historical data: p= 2 and q=2. The coefficients of 

the ARMA(2,2) model are calculated using the ARIMA function implemented in the statistical 

software R. The relevance of our choice is then tested with positive results using the method 

of the residues (see Appendix 4). 

Graph 15  represents  the Brent historical data  from 2002 until 2011  in black and 5 simula‐

tions of future oil prices using  the ARMA(2,2) model for the period 2012 – 2020. 

 

GRAPH 15 ‐ SIMULATION OF STOCHASTIC OIL PRICES WITH ARMA(2/2) MODEL (SOURCE: THE AUTHOR) 

 

4.4.2 MODEL OF OIL COMPANY OPERATING A LEASED FPSO  

The second part of our approach relies on modeling an Oil Company operating an oil  field 

with a leased FPSO. The model shall reflect the behavior of the Company when taking deci‐

sions to extend the  leasing contract. Given a particular evolution of the oil price and a pro‐

duction profile,  the model output will be  the value of  the oil  field  from  the Company per‐

spective as first introduced in 4.4 for different configurations of FPSO leasing contract.  

The model is built on the following main features: 

  38 

A FPSO is leased for a firm period with yearly options to extend. 

The FPSO oil production  for each year  is an  input to the module.  It  is given as a 

production profile: daily oil production changes each year. 

The Oil Company expenses are the FPSO leasing rate paid daily and the operating 

expenditures made  of  FPSO OPEX  rate  and  other  Company  operating  expendi‐

tures.   

The Oil Company  incomes come  from  selling  the produced  crude oil of a given 

year at the corresponding average yearly market price. 

The oil market price  is an  input  to  the module as a serial of average values  for 

each year. 

The Oil Company  is  rational:  it produces  the  field until  it  is not profitable any‐

more. In effect, the Oil Company exercises a one year option if it expects the pro‐

duction to be profitable during the next one year period after completion of the 

firm period. 

 

The model main function is to determine whether the Oil Company exercises one or several 

one‐year options as a  function of two main  inputs: the production profile and the serial of 

yearly average oil prices. The outputs of the module are: 

/  the NPV of a  leasing  contract with a  firm period of  j years and  i one‐year 

options  

/  the NPV of a leasing contract with a firm period of j years and no options 

 

The main limitations and assumptions of the model are : 

The operating expenditures  to be paid by Company and not  included  in  the 

FPSO  leasing contract have  to be estimated. This  is used  in  the model  for deciding 

whether an option  to extend  is worth  to be exercised or not.  In practice, an FPSO 

Contractor can only have a rough estimate of such costs. A bias is therefore created 

in the decision making process of the model. 

Only one field is produced by the FPSO. The potential for tying‐back a satellite 

field to the FPSO at a future stage is not taken  into account.  In practice, Oil Compa‐

nies can have such option. This would increase the value of the FPSO leasing contract 

for the Company and consequently the value of the options to extend would follow a 

similar trend. 

The NPV calculation are done considering a single discounting rate deemed to 

be equal to the WACC of a typical Oil Company. It may be adjusted to better reflect a 

specific Oil Company.  Independent relatively small oil companies have higher WACC 

than International Major such as ExxonMobil or Shell. As the value of an option to ex‐

tend decreases with an  increase of  the discounting  rate,  this parameter  should be 

  39 

taken into account in practical case. See in Appendix 3 the Valuation report of an oil 

field acquisition by Deloitte for details on the current WACC of Oil Companies . 

 

 

4.4.3 CASE STUDY : LEASING CONTRACT WITH A 7 YEAR FIRM PERIOD AND 13 OPTIONS 

To  illustrate our method, we consider  the case of an FPSO with a daily nominal output of 

120,000 oil barrels. The leasing contract has a firm duration of 7 years and includes 13 one‐

year options to extend. The overall maximum field life is 20 years as all facilities (FPSO, sub‐

sea  structures,  etc…)  are  designed  for  this  duration.  The  day‐rate  for  leasing  the  FPSO  is 

600,000 USD.  It  is valid for both the firm period and the optional periods. The rate also  in‐

cludes a portion related to the FPSO contractor operating expenditures (OPEX). Other OPEX 

costs faced by the Oil Company are estimated to be 50,000 USD/day. The WACC used is 9%. 

 

We simulate a large number (n=500) of production profiles and the oil prices are generated 

with the Monte Carlo method described previously. For each simulation, the NPVs are com‐

puted and recorded. 

 

The NPVs are calculated for the following cases: 

firm duration = 19 years with 1 one‐year option 

firm duration = 18 years with 2 one‐year options 

… 

firm duration = 7 years with 13 one‐year options 

 

The results of the 13 cases with 500 simulations run for each are given in the table here af‐

ter. The value of the one‐year options are computed backward from the value of the option 

to extend during year 20. 

 

/ /

/ /  

…

/ /

… 

/ /

 

  40 

TABLE 6 ‐ RESULTS OF MONTE CARLO SIMULATION FOR VALUATION OF OPTIONS TO EXTEND (SOURCE: THE AUTHOR) 

Firm du‐ration (Years) 

Number of 1 year Option 

NPVo 

/  NPVf 

/  

Present Value of the first 1‐year 

option 

      (1)  (3)  (4)= (1)‐(3)‐(4) 

19  1  8 311 865  8 261 581  50 284 

18  2  8 233 332  8 112 250  70 798 

17  3  8 421 472  8 219 934  80 456 

16  4  8 208 251  7 922 540  84 173 

15  5  8 326 279  7 922 032  118 536 

14  6  8 349 755  7 789 309  156 199 

13  7  8 256 363  7 540 944  154 973 

12  8  8 392 486  7 492 492  184 575 

11  9  8 414 676  7 221 147  293 535 

10  10  8 233 161  6 740 052  299 580 

9  11  8 339 269  6 490 036  356 124 

8  12  8 228 615  5 994 740  384 642 

7  13  8 348 727  5 507 789  607 063 

              

Total           2 840 938 

 

The numerical  results  lead us  to  the  following main observation:  the value of  the options 

decrease with their time horizon. The value of the option to extend for the year 8 is indeed 

greater than the option to extend for the year 11. Several reasons can explain this phenom‐

ena. First, the discounting factor applied to the option for year 11 is smaller than the one for 

the year 8. Also, as production decreases with the time, the potential  income  for year 8  is 

therefore generally greater  than  for subsequent years. Lastly,  the value of  the  first option 

includes the potential for subsequent options. So the option for year 19 includes in its value 

the potential of the option for year 20. The same applies for the option for year 18 with the 

value of options for year 19 and 20. Recursively, the option for year 8 includes the potential 

for options of year 8, 9, 10,… till 20.   

 

5 MANAGERIAL COMMENTS 

At  this point of  the  analysis,  it  is worth  taking  some distance with  the  approach  and  the 

model proposed and spending some time on discussing the findings from a managerial point 

of view. 

 

The first main element highlighted  is the proven risk aversion of Oil Companies. Options to 

extend leasing contracts are by nature to be exercised should the oil fields deliver as per the 

  41 

expectations. The management of  an  FPSO Contractor may  therefore base  its  investment 

scenario on the most probable case: at least some of the options will be exercised. The risk 

associated with such investment scenario would be inversely correlated to the risk aversion 

of the Oil Company. A highly risk averse Oil Company will consider a firm period much short‐

er  than  the expected  field production duration. The risk of  the  lease contract being  termi‐

nated after the firm period is therefore very limited. The higher the risk aversion, the smaller 

the risk taken by the FPSO Contractor.  

 

The value of options decreases with their time horizons. Options can be of importance when 

the firm period of the contract is short and represent only a fraction of total potential dura‐

tion of the lease. In such case only, the proper valuation of options is paramount. The oppo‐

site situation  is  for example a  lease with a 15 year  firm period and 5 options to extend by 

one year. The time horizon of the options being after 15 years, its present value for both the 

Oil Company and the FPSO Contractor would be negligible.  

 

Another important parameter  is the oil price trend. Whatever the short term trends shown 

by  the Brent  index,  the  current  economic  environment  is believed  to  lead  toward  a  long 

term  increase of oil prices. This may not be true at a 30 year time horizon as technological 

jumps may change the central role of oil  in  the economy. But considering 10/15 year time 

horizon, oil prices are believed  to  follow a  trend  toward higher values. Hence  the value of 

options should increase.  

 

Coming back to the favorable case of a short  firm period, 5 years for example, the options 

carry significant value. The traditional pricing approach would be to propose a fixed rate for 

the  firm period and  then declining rate  for  the subsequent years calculated  from  the non‐

depreciated part of the FPSO from an accounting point of view. It would be interesting how‐

ever to consider a different pricing strategy. The day rate for the firm period would be fixed 

at a  lower  level. This would  increase the competitiveness against the standard approach at 

the cost of a higher risk in case of termination at the end of the firm period. The rates for the 

options would however be  increased to compensate for the decrease of the fixed rate. We 

could expect the new pricing strategy to take advantage over the standard pricing approach. 

Should a FPSO Contractor go  this way,  its  risk profile would change.  It may deliver higher 

profits overall but with a higher risk.  

 

The  limits of the proposed model  for valuing options should however be kept  in mind.  Im‐

portant assumptions have been made on the production profiles, the oil price and operating 

costs faced by Company. Such information is normally not available to FPSO Contractors dur‐

ing a bidding process. At best  it can only make a rough estimate of the production profiles 

  42 

and of Company operating costs. The model should therefore be seen more as an interesting 

tool for analysis than as a true valuation tool.  

 

6 CONCLUSION 

This  analysis  of  the  value  of  options  embedded  in  FPSO  leasing  contracts  recognizes  the 

complexity of the context characterized by large underlying uncertainties and high risk aver‐

sion of the participants. Our studies have shown that in certain situation, a proper valuation 

of the options would provide  interesting  insights to FPSO Contractor for building new com‐

petitive pricing strategies. The limits of our studies and the possible implications for manag‐

ers of FPSO Contractors have been discussed in Section 5. 

Among  the  several  directions  for  future  research  mentioned  throughout  the  paper,  we 

would recommend trying a real‐option approach with a more realistic decision criteria. An‐

other direction would be the study of Oil Company risk aversion and the potential applica‐

tion to bidding strategies.   

 

 

 

  43 

Glossary 

 

FPSO Contractor or Contractor: a firm owning one or several FPSO which are leased or avail‐

able for leasing to Oil Companies. Leading FPSO Contractors are SBM and MODEC as detailed 

in Appendix 1. 

Majors: term commonly used to name the biggest international Oil Companies such as Exx‐

onMobil, Chevron, Shell or BP 

Oil Company: a firm performing exploration activities to identify new oil fields and producing 

crude oil  from  the discovered  fields.  It  includes  large  international  companies  such as  the 

ExxonMobil, Total, national companies such as Petrobras or Saudi Aramco , and small inde‐

pendent firms that operates in limited number geographical areas and only few fields. 

Subsea  structures:  located on  the sea bed of an offshore oil  field,  it  includes all pipelines, 

manifolds, and other  systems  to  transmit  the  fluid  from  the wells  to  the production plat‐

form. 

 

Abbreviations 

CAPEX: Capital Expenditures 

DCF : Discounted Cash Flow 

FPSO : Floating Production Storage and Offloading unit 

NPV : Net Present Value 

OPEX: Operating Expenditures 

USD: United States Dollars 

WACC: Weighted Average Cost of Capital 

 

 

  44 

Bibliography 

Brennan M.  and  Schwartz  E.,”Evaluating  Natural  Resources  Investment”,  The  Journal  of 

Business, (vol 58, 1985) 

Extract of “Acquisition of Shell’s North West Shelf oil interests” Independent expert’s report 

by Deloitte ‐ 19 February 2008 

Grenadier Steven R., “Valuing lease contracts, A real‐options approach”, Journal of Financial 

Economics (n°38, 1995) 

Heleyette Geman, Commodities and Commodity derivatives, modeling and Pricing fo Agricul‐

turals, Metals and Energy, Wiley Finance, 2005 

John C. Hull, Options, Futures and Other Derivatives, Pearson, 2012 

Jorgensen P.L. and De Giovanni D., “Time Chartes with Purchase Options in Shipping: Valua‐

tion and Risk Management”, Applied Mathematical Finance (Vol. 17, No. 5, October, 2010) 

Lombardo  Lucia,"Overview  of  Floating  Production,  Storage  and  Offtake  (FPSO)  Services 

Agreements", Australian Resources and Energy Law Journal (n°468, 2003)  

Myers S.C., Dill D. and Bautista A., “Valuation of financial lease contracts”, Journal of Finance 

(n°31, 1976) 

Sadorsky,  P.,  “Modeling  and  forecasting  petroleum  futures  volatility”,  Energy  Economics, 

(n°28 2006) 

Trigeorgis L., “Evaluating leases with complex operating options”,European Journal of Opera‐

tional Research (n°91, 1996) 

 

 

 

  45 

Appendices 

 

Appendix 1: Structure of the FPSO Lease Market supply side  

Appendix 2: Factual Data on Lease Contracts  

Appendix 3: Extract from Deloitte’s report on Acquisition of Shell’s North 

West Shelf oil interests (2008) 

Appendix 4 : Oil Prices Model with Arma(2,2) 

   

  46 

Appendix 1: Structure of the FPSO Lease Market supply side  

The FPSO leasing market has experienced big changes over the last ten years. From an oli‐gopolistic situation, the market has evolved toward a competitive market with more than 16 of contenders. Back in year 2000, the few active players were SBM, BW Offshore, Modec and Bluewater. There was a relatively low competition between Contractors as each had a domi‐nant position in a particular geographical market. This was clearly stated in SBM Annual Re‐port for Year 2000 : “ In the market of FPSO’s on a lease and operate basis, there is still a limited but significant number ofcompetitors for the more complex systems. These include Modec of Japan, Bluewater of the Netherlands, Maersk Contractors (Denmark), PGS of Nor‐way (the owner of Golar Nor), and Nortrans.” Now the situation is rather different. In SBM presentation to financial analyst dated November 2011, 16 FPSO Contractors owning at least 2 FPSOs are listed. Although the four leading players have significantly larger fleets, other firms such as SAIPEM or Bumi Armada are part of the competition. In addition, the excess of market capacity compared to current demand highlighted in SBM presentation has an in‐creasing effect on competition. 

 

 

   

  47 

Appendix 2: Factual Data on Lease Contracts  

 

Data collected from annual reports of BWO, MODEC and SBM for the period from 2000 until 

2010 and websites of the same Contractors. 

N°FPSO 

CONTRACTORFPSO Name

Firm 

Duration 

(Year)

Options to 

Extend 

(Year)

Leasing 

Start Date

Leasing End 

Date

Options 

exercised 

(Year)

1 SBM Firenze 5,5 4 03/03/1998 30/04/2006 2,7

2 SBM Kuito 5 5 15/12/1999 01/12/2009 5,0

3 SBM Espadarte 8 5 03/07/2000 01/06/2013 4,9

4 SBM Brasil 5,5 4 07/12/2002 01/05/2012 3,9

5 SBM Xikomba 7 6 31/10/2003 01/06/2011 0,6

6 SBM Marlim Sul 8 2 07/06/2004

7 SBM Barinov MOPU Petronas 3 2 08/03/2006 01/07/2009 0,3

8 SBM Capixaba 7 3 06/05/2006 01/04/2010

9 SBM Kikeh 8 15 17/08/2007

10 SBM Mondo 15 0 01/10/2007

11 SBM Saxi 15 0 01/03/2008

12 SBM Esperito Santo 15 0 01/03/2009

13 SBM Tantawan Explorer 10 1,5 01/01/1997 01/08/2008 1,6

14 SBM Rang Dong 3 7 01/09/1998 01/09/2008 7,0

15 SBM Falcon 6 0 06/12/2002 01/12/2009 1,0

16 MODEC Buffalo 3 2 2

17 MODEC Jasmine MV7 2,5 4,5 01/06/2005 01/06/2011 3,5

18 MODEC Langsa 2 5 01/11/2004 01/11/2011 5,0

19 MODEC Cuulong MV9 5 5 01/10/2003 01/10/2008 0,0

20 MODEC Baobab 10 10 01/08/2005

21 MODEC Modec Venture 1 2 8 01/08/1998 01/07/2007 6,9

22 MODEC Modec Venture 11 5 10 01/03/2005 1,3

23 MODEC Song doc 5 5 01/11/2008

24 MODEC Jubilee ‐ Kwame Nkrumah MV21 10 10

25 BWO Sendje Berge  4 4 2005 2013 4,0

26 BWO Abo  10 0 2003

27 BWO Espoir Ivorien 11 9 2002

28 BWO Berge Helene 7 8 01/02/2006

29 BWO Petròleo Nautipa  13 2 2002

30 BWO Azurite  7 8 2009

31 BWO YÙUM K'AK'NÁAB  15 3 2007

32 BWO BW Cidade de São Vicente Brazil P 10 5 2009

33 BWO Cidade De São Mateus  9 6 2009

34 BWO Polvo  7 8 2007

35 BWO BW Pioneer  5 3 2011

36 BWO Ningaloo Vision  7 8 2010

37 BWO Umuroa  8 7 2007

38 BWO BW Athena  3 8 2011

39 BWO BW Joko Tole 9 4 2012

40 BWO Berge Okoloba 4 4 01/02/2005 01/04/2009 0

  48 

Appendix  3:  Extract  from  Deloitte’s  report  on  Acquisition  of  Shell’s  North 

West Shelf oil interests (2008) 

  

 

  49 

 

  50 

 

  51 

  52 

   

  53 

Appendix 4 : Oil Prices Model with Arma(2,2) 

 

1) Autocorrelation of the Brent Index 

 

 

2) Best fitting ARMA model for Brent historical data  

 

Coefficients of ARMA(2,2) model for the Brent Index. 

ar1  ar2  ma1  ma2  intercept 

1.15  ‐0.154  ‐0.12  ‐0.022  80.6 

 

 

3) Adequation of selected model with Historical Data 

The graph shows the difference between the historical value of the Brent Index and the best 

fitting ARMA model. In absolute value, the residus are centered in zero and with a standard 

deviation of about 1.5 USD. Considering the Brent Index average of about 70 USD per barrel 

over  the period,  the  residues are within 2% of  the  Index  value which  is deemed  very  ac‐

ceptable. 

  54