Innhold

• Innhold
• Forord
• Fakta og figurer om petroleumsskatten
• Oljenæring i særstilling
• Betaling for råvaren eller bare skatt?
• Balanse og nøytralitet
• Rask avskriving
• Rentefradrag i særskatten
• Generøs friinntekt
• Ingen god begrunnelse for ny skattelette
• Leterefusjonsordningen ga økt konkurranse
• Oljesektoren i en særstilling
• Ulike målsettinger
• Overskridelser for Goliat gir skattetap for staten
• Kontantstrømbeskatning
• Et kostnadsproblem
• Statens risikovilje
• All grunn til å begrense oljeaktiviteten
• Skjevheten i petroleumsskatteregimet
• Beskatning av naturresurser
• Avskrivinger og friinntekten gir skjevhet
• Risikodeling mellom stat og oljeselskap
• Hvordan bør togradersmålet påvirke norsk petroleumsskatt?
• Hvilken petroleum skal bli liggende?
• Forslag til endringer
• På tide med kontantstrømbeskatning på sokkelen?
• Forutsigbarhet vs. behov for endringer
• Leterefusjonsordningen
• Konklusjon
• Ei for høg friinntekt kan føre til uopprettelege tap
• Er politikken næringsnøytral?
• Hva er en god næringspolitikk?
• Petroleumssektoren
• Norsk sokkel
• Innføring av tiltak
• Effekter
• Goliat – det dyre opnings­showet i barentshavet
• «Marginalt lønsamt»
• Kraftig kostnadsvekst frå 2012
• Stortingets oppfølging
• Om Goliat var eit sjukehus?
• Goliat skaper ringvirkninger
• Utgått på dato
• Forutsetning nr. 1: Markedet for olje og gass vil vokse inn i evigheten.
• Forutsetning nr. 2: Prisen på olje og gass vil gradvis øke og gjøre nye utbygginger lønnsomme.
• Forutsetning nr. 3: Olje og gass vil i overskuelig fremtid dekke store deler av verdens energibehov.
• Forutsetning nummer 4: Oljen og gassen gir store inntekter til statskassen og sikrer velstand og velferd.
• Oppsummert:
• Betyr det noe hvor vi utvinner fossil olje og gass?
• Referanser

Forord

Det norske skattesystemet for petroleums­sektoren ble skrudd sammen flere tiår før klimapolitikk og energiomstilling kom på den politiske dagsorden. Målsettingen var at vi stø­dig og sikkert skulle vokse innen fossil energi og salte ned store deler av inntekten til fremti­dige formål.

Oljeskatteregimet er innrettet slik at staten bærer en stor del av den økonomiske risikoen ved prosjektene til havs. Det gjør vi blant annet ved at skattesystemet inneholder flere gun­stige avskrivingsregler og fradragsmuligheter. Mangt kan trekkes fra før særskatten – grunn­renten og dermed vederlaget for oljeressursen – betales. Hele tiden har det ligget i bunn at oljeskatteregimet skal være investeringsvennlig.

Hvordan oljeskattesystemet innrettes frem­over kan ha mye å si for hvordan vi klarer å buk­sere oljelandet inn i lavutslippsamfunnet, om vi klarer å få til det grønne skiftet politikerne våre snakker om stadig oftere, eller om vi risikerer å satse store samfunnsressurser i en sektor som kanskje vil slutte å gi god avkastning.

For et lite oljeland som Norge står mye på spill og debatten om rammevilkårene – skattesyste­met – bør i større grad ut i det offentlige rom.

Omgivelsene endres, og da må politikken også gjennomgås. Det gjelder også skatteregi­mer. Det skjer rett og slett for mye rundt om i verden til at vi kan bruke det samme kartet og de samme brillene som før:

• Fornybar energi brer om seg og blir stadig mer konkurransedyktig på pris.
• I transportsektoren skjer teknologiutvik­lingen raskt og prisene både på elbiler og batterier synker.
• Og ikke minst strammes klimapolitik­ken sakte, men sikkert til, og både stater, næringsliv og enkeltpersoner leter etter muligheter for å erstatte fossil energi med fornybare løsninger.

Alt dette tilsier grundigere diskusjon her til lands før vi trår til med nye gigantinvesterin­ger i en næring der det kan ta mer enn ti år fra man fatter investeringsbeslutning til man kan forvente å få noe tilbake. Mange spørsmål knyt­tet til oljenæringen og oljeskatteregimet hører med i det offentlige ordskiftet og er relevante både for det offentlige, næringslivet og enkelt­personer:

• Energiomstillingen er i full gang rundt om i verden, hvordan kan oljelandet Norge posi­sjonere seg for å være med på omstillingen?
• Er dagens oljeskatteregime til hinder for en energiomstilling?
• Oljebransjen ber om gunstigere skattevilkår for Johan Castberg-feltet i Barentshavet. Hvordan bør Stortinget møte en bønn som innebærer at enda mer av den økonomiske risikoen havner hos staten?
• Er det på tide å justere skattefordelene knyttet til letevirksomhet og investeringer på norsk sokkel for å bidra til at felt som krever en høy oljepris for å være lønnsom­me, ikke blir utbygd?
• Kan vi bruke noen av erfaringene med et investeringsvennlig oljeskatteregime til å fremme aktivitet, utvikling og investeringer innen utslippsfrie, fornybare næringer?
• Kan oljeskatteregimet justeres slik at det legger mer vekt på høsting enn nyinveste­ring?
• Er en omlegging av skattesystemet et hensiktsmessige virkemiddel hvis målet er å minske aktiviteten på sokkelen og kutte klimagassutslipp? Eller bør staten ganske enkel utlyse færre lisenser? Det er rådet fra professor Diderik Lund som i et dybdeinte­rvju i denne rapporten setter oss inn i ulike sider ved det norsk oljeskatteregimet.

Målet med denne rapporten er å bidra til en kunnskapsbasert diskusjon om dette viktige – men vanskelige – feltet. I mars 2016 følger vi opp med en ytterligere rapport om oljeskatt i energiomstillingens tid.

Vi takker bidragsyterne som har delt av tid og kunnskap i denne rapporten og som gjennom det bidrar til en informert og saklig diskusjon.

God lesing!

Oslo, 30. november 2015
Anne Jortveit, prosjektleder
Norsk Klimastiftelse

Fakta og figurer om petroleumsskatten

ANNE JORTVEIT
Prosjektleder i Norsk klimastiftelse

Oljen og gassen på norsk sokkel er folkets felleseie. Det prinsippet er lagt til grunn når våre folkevalgte har skrudd sammen – og justert – skattesystemet for petroleumssektoren. Verdiskapningen skal først og fremst tilfalle staten.

Samtidig er skattesystemet rigget slik at mange nok skal finne det fristende nok å investere tid, penger og ressurser på leting, boring og produksjon. For å få til denne balansegangen har våre politikere bestemt at petroleumsskat­tesystemet skal være såkalt «nøytralt» på den måten at investeringer som er lønnsomme for et oljeselskap før det betales skatt, også er det etter at skatten er betalt.

I Norge har vi en egen «Lov om skattlegging av undersjøiske petroleumsforekomster m.v.» – den kalles Petroleumsskatteloven. Prinsip­pene i den er ganske like det som gjelder for vanlig bedriftsbeskatning. Men fordi det er så store fellesverdier knyttet til oljeutvinning har våre folkevalgte lagt på en egen skatt på olje­virksomheten – særskatten. Den kalles også grunnrenteskatt og er å anse som en betaling for en naturressurs som ikke er knyttet til selve verdiskapningen.
Selskapsskatten skal fra januar 2016 senkes til 25 prosent, særskatten skal øke med tilsva­rende to prosentpoeng til 53. Marginalskatten blir dermed fremdeles 78 prosent.

Før skatteberegning kan også oljeselskapene få fradrag for utgiftene de har. Men avskriv­ningsperioden er mye kortere for oljenæringen enn for annen virksomhet. Kostnadene kan avskrives med inntil 16 2/3 prosent hvert år lineært, i til sammen seks år. Dette er langt kortere enn for lengelevende driftsmidler til lands, der man vanligvis kan avskrive kostna­der over like mange år som man beregner at driftsmidlene vil vare. Her har oljeselskapene en åpenbar fordel.

Oljeselskapene kan konsolidere mellom flere felt, det vil si at skattegrunnlaget blir beregnet på selskapsnivå og ikke per felt.
I tillegg har oljeselskapene det som kalles en friinntekt, som innebærer at oljeselskapene kan trekke fra 22 prosent av investeringene, 5,5 prosent hvert år i fire år fra det året investerin­gen skjer. Friinntekten trekkes fra beregnings­grunnlaget for særskatt, hensikten er å skjerme «normalavkastningen» mot særskattesatsen.

Dette er Olje- og energidepartementets oversikt over hvordan petroleumsskatten regnes ut. Som det fremkommer i intervjuet med professor Diderik Lund i denne rapporten, får olje-selskapene dessuten fradrag for renteutgifter også ved beregningen av særskatt.

På hjemmesiden til Oljedirektoratet – www.norskpetroleum.no – kan du lese mer om skattesystemet for petroleumsnæringen. Samme nettside har også vært kilde for mange av faktaopplysningene i denne artikkelen.

Oljenæring i særstilling

Anne Jortveit
Prosjektleder i Norsk klimastiftelse

Omlegging av skattesystemet er ikke den mest hensiktsmessige veien å gå hvis målet er å minske aktiviteten på sokkelen, mener økonomiprofessor Diderik Lund. Han vil heller utlyse færre lisenser.

Med akademisk fri og uavhengig stemme deltar økonomiprofessor Diderik Lund med jevne mellomrom i det offentlige ordskiftet. Da dreier det seg først og fremst om spørsmål knyttet til det norske oljeskatteregimet og hvilke konsekvenser ulike endringer i dette vil få både for skatteinngangen og oljenæringen.

Diderik Lund har sitt daglige virke ved Øko­nomisk institutt på Universitetet i Oslo. Det har han hatt siden 1984. I 2001 ble han utnevnt til professor. To år før ble han bedt om å være medlem av det såkalte «Petroleumsskatteut­valget», oppnevnt av Kjell Magne Bondeviks første regjering. Men Bondevik kastet kortene på datidens store petroleumspolitiske verke­byll: gasskraftverket på Kårstø. Dermed var det Stoltenberg 1–regjeringen som tok imot «NOU 2000: 18 – Skattlegging av petroleumsvirksom­het» i juni 2000. Senere ble Lund bedt om å delta i den danske regjeringens kommisjon for oljeskatt.

Dette intervjuet med Diderik Lund – om ulike sider ved norsk oljeskatteregime – fore­gikk på hans kontor ved UiO i oktober 2015.

Betaling for råvaren eller bare skatt?

Om særskatten – eller grunnrenten – først. I Norge har vi en petroleumsskatt på 78 prosent. Den ordinære selskapsskatten er i skrivende stund på 27 prosent, særskatten på 51 prosent. Poenget med denne særskatten er at den skal ta høyde for at oljeselskapene får en rettighet fra staten Norge til å forsyne seg av oljen og selge den videre.

– For å rydde i debatten om norsk petrole­umsbeskatning, ville det vært mer riktig å kalle særskatten en betaling for råvaren olje og ikke en skatt?

– Dette er jo egentlig mest snakk om språk og språkbruk. Men det er en viktig grunn til at særskatten benevnes nettopp som skatt – og ikke betaling for en ressurs – og det skyldes særlig de amerikanske aktørene på norsk sok­kel. Overfor skattemyndighetene i USA er det svært viktig om disse selskapene betaler en skatt i Norge eller om de betaler for retten til å drive virksomheten. Hvis det som er særskatt i dag skulle bli kalt for betaling for ressursen – oljeressursen – ville ikke amerikanske oljesel­skaper få den samme type fradrag for ameri­kansk skatt som det de nå får, sier Lund.

– Når oljesærskatten er rigget slik i Norge at den bare blir betalt hvis selskapet har et over­skudd, og at den betales etterskuddsvis etter at overskudd er realisert, da godtar amerikan­ske skattemyndigheter at dette er skatt. Og da slipper de amerikanske oljeselskapene å betale amerikansk selskapsskatt av det samme overskuddet. For Norges del er det jo en veldig fordel, hadde de måtte betale skatt i USA også, ville dette legge begrensinger på hva Norge kunne ha tatt inn i skatt fra de samme ameri­kanske selskaper. Vi ville med andre ord fått inn mindre penger til staten.

– Så dette er ikke bare en retorisk sak, men en sak som avgjør det samlede skattetrykket for amerikanske aktører på norsk sokkel?

– Ja. USA er et stort og viktig land i denne sammenhengen, og dette er den reelle grun­nen til at det kalles særskatt og ikke betaling for at man får hente opp en oljeressurs. Selve betegnelsen, om det er skatt eller betaling for ressursen, synes jeg er en filosofisk diskusjon som ikke er så viktig.

– Den viktigste grunnen til at man har denne høye særskatten – eller grunnrenteskatten som man også kaller den – er at oljeselskapene får lov til å sette i gang virksomheten på sokkelen mot omtrent ingen betaling. De betaler altså ikke for selve retten til å drive virksomheten, men de betaler i ettertid hvis de får overskudd på det de får opp og selger av olje og gass, sier Lund.

Balanse og nøytralitet

– I utgangspunktet skulle man ikke tro at en så høy skattesats som vi har i Norge ville oppmun­tre til investeringer, men det er jo derfor vi har alle disse relativt sjenerøse fradragene, for å prøve å balansere disse tingene, forklarer Lund.

Han peker på at norske myndigheter har prøvd å utforme skattesystemet for petrole­umsnæringen slik at det hverken hindrer eller subsidierer virksomhet. Høy skatt balanseres mot ordninger som avskrivinger og friinntekt og andre skattemessige innretninger. Målet er at prosjekter som ville ha vært lønnsomme med ordinære selskapsskatt på 27 prosent, også skal være lønnsomme under det norske petroleumsskatteregimet. Utvinningsprosjek­ter som ville vært ulønnsomme under vanlig selskapsskatt skal være ulønnsomme også under petroleumsskatt.

– Dette kalles på fagspråket «nøytralitet». For å oppnå dette skattlegger man bare overskuddet. Dette er et prinsipp som politikere og næringen i all hovedsak var og er enige om.

Rask avskriving

I det norske oljeskatteregimet kan de viktigste driftsmidlene – som produksjonsinnretninger og rørledninger – avskrives med inntil 16 2/3 prosent årlig, lineært, slik at det er avskrevet etter seks år. Det er en mye kortere avskrivingstid enn for lengelevende driftsmidler til lands, der­med er den også langt mer gunstig økonomisk.

– Hvorfor er avskrivningsperioden så mye kortere for oljenæringen enn for annen nærings­virksomhet?

– Til lands prøver man i prinsippet å få til av­skrivingsregler og perioder som samsvarer med det faktiske kapitalslitet. Men det er selvsagt gjort på en skjematisk måte i all næringsvirk­somhet, med ulikt antall år for avskriving avhengig hvilken type driftsmiddel det dreier seg om, det være seg hus, maskiner eller annet. Årsaken til at det er mer gunstige avskrivinger for næringsvirksomhet offshore enn på land ligger så langt tilbake i tid at jeg ikke kjenner grunnlaget for det.

– Det viktigste når det gjelder avskrivingene er summen av avskrivinger og det som kalles friinntekter og hvordan denne påvirker beslut­ningene til selskapet. Jeg kan godt være enig i at avskrivingene er litt for generøse, det vil si at det blir gitt fradrag litt for raskt, men hvis man skulle trekke dette mer ut i tid ville man etter min mening ha måttet øke friinntekten for å lage en nogen lunde riktig balanse. Det viktige er at den totale summen av avskrivinger og friinntekt er proporsjonal med investeringene.

Rentefradrag i særskatten

– Det er et annet fradrag i det norske skattesys­temet for petroleumsnæringen som er nokså problematisk. Det er at selskapene har fradrag for renteutgifter også ved beregningen av særskatt. Det mener jeg man ikke hadde trengt å ha. Dette er egentlig en litt underlig side ved det norske særskattesystemet, mener Lund.

Han forteller at dette fradraget er så underlig at når utenlandske økonomer har analysert den norske særskatten så har mange ganske enkelt ikke fått med seg at det finnes.

– Fradraget jeg snakker om er med på å gjøre det gunstig å investere og hvis politikerne valg­te å ta det bort er det mulig det ville være riktig å øke noen andre fradrag. Men det som gjør fradraget uheldig, er at det er ekstra gunstig å investere hvis man kan finansiere med lån. Når man finansierer med lån betaler man renter til dem man har lånt fra, og disse rentene får man lov til å trekke fra før skatten blir beregnet. Da blir det mindre skatt til staten Norge.

– Med andre ord vil det da være slik at hvis man ikke finansierer med lån, så får man ikke dette fradraget, da blir det mer skatt å betale. På grunn av dette burde myndighetene legge en begrensing på hvor mye oljeselskapene har lov til å lånefinansiere, og det er fullt mulig å få til. Men det ville være mye mer fornuftig å kutte ut det rentefradraget helt etter min mening, mener Lund.

– Man kan godt kritisere det norske petro­leumsskattesystemet for mye, men oljeselska­penes mulighet til å trekke fra renteutgifter også ved beregningen av særskatt, det er det jeg synes er mest uheldig.

Generøs friinntekt

Det norske oljeskattesystemet er innrettet med et eget inntektsfradrag i grunnlaget for bereg­ning av særskatten, eller det mange også kaller grunnrenteskatten. Den såkalte friinntekten beregnes på grunnlag av nøyaktig de samme investeringene som kan avskrives over seks år (altså investeringer i rørledninger og pro­duksjonsanlegg). Friinntekten er en form for ekstra avskrivningsfradrag i særskattegrunn­laget, og oljeselskapene kan gjennom denne friinntekten trekke fra 5,5 prosent årlig hvert år i flere år, til sammen 22 prosent.

– Hvorfor har oljeselskapene dette ekstrafra­draget på toppen av avskrivingsregler som er mer generøse enn dem vi har «til lands»?

– Formålet med dette gunstige fradraget er å stimulere til aktivitet på norsk sokkel. Fri­inntekten ble innført fordi mange prosjekter i oljevirksomheten ville blitt ulønnsomme for oljeselskapene på grunn av en særskatt på godt og vel 50 prosent. Uten friinntekten ville staten gått glipp av oljeinntekter fordi mange prosjek­ter ikke ville blitt igangsatt, mener Lund.

– Men også innenfor hver eneste feltutbyg­ging er det mange investeringsbeslutninger som skal tas. Hvor mange brønner som skal bo­res? Hvor mye skal man sette inn av assisterte utvinningstiltak, det vil si å bruke penger på å pumpe ned et eller annet for å få opp mer olje? Uten friinntekten kunne antall brønner blitt lavere og mengden olje vi får ut av hver brønn blitt mindre. Det er nivået på friinntekten som bør diskuteres, mener Diderik Lund.

Og nivået på friinntekten fikk Lund rikelig anledning til å diskutere for et par år siden. Søndag 13. mai 2013 overrasket Stoltenberg 2–regjeringen de fleste med å redusere friinn­tekten for oljeselskapene fra 7,5 prosent til 5,5 prosent. Fremdeles skulle den kunne trekkes fra i flere år, dermed ble den samlede friinntekten redusert fra 30 prosent til 22 prosent. «Forslaget vil stimulere til bedre ressursbruk i sektoren», het det i regjeringens pressemelding.

– Det er all grunn til å begrense oljeaktiviteten fremover. Det er viktig å ta denne diskusjonen nå når regjeringen ønsker å gå enda lengre nord i Barentshavet og mange ivrer etter å drive oljevirksomhet i Lofoten og Vesterålen. Men det er viktigere å utlyse færre lisenser enn å endre oljeskattesystemet, mener Dide­rik Lund, professor i økonomi ved Økonomisk institutt ved Universitetet i Oslo.

Bransjen reagerte med protester etterfulgt av trusler om lavere aktivitet på sokkelen. I Aften­posten skrev professor Diderik Lund samme år: «Jeg mener i hovedsak at forslaget var velbe­grunnet og kritikken feilslått.» Han forklarte videre: «Skattesystemet bør lede til at prosjek­ter som er samfunnsøkonomisk lønnsomme, realiseres. Men for store fradrag for investerin­ger kan gi overinvestering. Skatten fra de mest lønnsomme prosjektene kan bli redusert av fradrag for mindre lønnsomme prosjekter, som blir attraktive på grunn av dette. Det er ikke opplagt hvor stor friinntekten bør være for å treffe riktig.»

Professorkollegene Petter Osmundsen fra Universitetet i Stavanger og Thore Johnsen ved Handelshøyskolen i Bergen, kritiserte endrin­gene i friinntekten i sterke ordelag og mente at regjeringen bidro til at «samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter nå kan bli skrinlagt» (Teknisk Ukeblad 2013). De viste til at Stat­oil brukte endringen i friinntekten som den utløsende årsaken til at megaprosjektet Johan Castberg i Barentshavet ble satt på vent.

Professor Diderik Lund var av en annen opp­fatning, han mente tvert imot at Johan Cast­berg var et godt eksempel på at skatteendrin­gen kunne bidra til samfunnsøkonomisk bedre løsninger. «Det er ikke noe problem at selska­pene i lisensen bruker lengre tid på å finne den mest gunstige løsningen. Utsettelsen skyldes delvis en skatteendring og dels som følge av nye opplysninger om kostnadene for utbyggingen», sa han den gangen til Teknisk Ukeblad.

Etter reduksjonen fra 7,5 til 5,5 sa Lund til samme medium at fradragene gjennom friinn­tektene fortsatt var litt for generøse, men ikke like sjenerøse som før. Nå, to år etter, sier han følgende:

– Når det gjelder nivået på friinntekten me­ner jeg det er vanskelig å finne et fasitsvar. Men jeg mener det samme nå som i 2013, at friinn­tekten er for generøs.

Ingen god begrunnelse for ny skattelette

Diderik Lund gjør oppmerksom på en lite kjent skattelette som kommer som et resultat av høstens forslag fra regjeringen Solberg om å senke den ordinære selskapsskatten fra 27 til 25 prosent og øke oljeselskapenes særskatt til­svarende fra 51 til 53 prosent med virkning fra januar 2016. Samlet marginalskatt for oljesek­toren blir som nå – 78 prosent. Når regjeringen i statsbudsjettet for 2016 øker særskatten, er resultatet at verdien av skattefradraget – fri­inntekten – blir en god del større.

– Friinntekten blir ikke større eller mindre, men verdien av den – fradraget multiplisert med skattesatsen – blir viktigere fordi belø­pet friinntekten trekkes av fra blir større når særskatten økes fra 51 til 53 prosent. Da blir friinntekten viktigere, mener Lund.

– Dette er en skattelettelse for selskapene, og den mener jeg burde være unødvendig. Jeg ville ikke gått inn for dette, sier Lund.

I regjeringens fremlegg til statsbudsjett for 2016 anslås det at det årlige provenytapet for staten er rundt 630 millioner kroner påløpt i 2016. «Overføringer til Statens pensjonsfond utland reduseres tilsvarende» heter det i bud­sjettforslaget.

– Dette er en lite kjent skattefordel, den er så vidt nevnt i forslag til statsbudsjett. Jeg synes ikke det har kommet noen god begrunnelse for at man skal la oljeselskapene få denne skat­tefordelen. 630 millioner kroner er ikke noe kjempetall i denne sammenhengen, men det er likevel en viss skattelette som ikke er helt ubetydelig, mener Lund.

– Kunne regjeringen ha foreslått å nedjustere friinntekten for å kompensere for den skattelet­ten på 630 millioner kroner som justeringene i selskapsskatten og særskatten gir?

– Ja, det kunne man ha gjort. Hvis man reduserer friinntekten litt, vil man i større grad likebehandle oljeselskapene med øvrig næ­ringsvirksomhet på fastlandet, mener Lund.

Leterefusjonsordningen ga økt konkurranse

Med jevne mellomrom hører vi at miljøbeve­gelsen og representanter fra SV og Venstre ta opp spørsmålet om tiden er moden for å avvikle eller endre den såkalte leterefusjonsordningen i oljeskatteregimet. Ordningen ble innført i 2004 og innebærer at oljeselskap som driver letevirksomhet, men som går med underskudd og dermed ikke er i skatteposisjon, kan få utbe­talt verdien av skattefradraget i kontanter fra staten. Når et selskap krever skatteverdien av letekostnader utbetalt gjennom leterefusjons­ordningen, vil denne kostnadene ikke være fradragsberettiget når eller hvis selskapet en gang kommer i skatteposisjon og skal lignes.

– For selskaper i skatteposisjon kommer lete-refusjonen inn under det allment anerkjente prinsippet om at man kan trekke utgiftene fra skattegrunnlaget. Men nye selskaper som vil lete har jo ingen inntekt å trekke fra utgiftene på. Det hindret mange i å begynne å lete. Sel­skaper som fant drivverdig olje kunne framføre utgiftene og trekke fra på særskatten senere, men det ville ta lang tid før man kunne trekke fra utgiftene på skatten. På sokkelen har vi lang ledetid, det kan dreie seg om ti til femten år fra man leter og finner til man kan få inntekt. Man skal avgrense feltet og finne ut hvordan man best kan etablere virksomhet der. Hele proses­sen er veldig usikker og mange som leter finner ingen ting.

– Hva var det som gjorde at Stortinget tok dette skrittet og bestemte seg for å gi denne håndsrekningen til oljeselskapene?

– For å oppfordre langt flere til leting under slike usikre vilkår. Med andre ord var det pri­mært av konkurransehensyn. Før ordningen kom i stand var det først og fremst de etablerte selskapene med store inntekter og mulighet til umiddelbart å trekke fra leteutgiftene mot skattesatsen på 78 prosent, som deltok i lete­virksomheten. De etablerte selskapene hadde dermed en kjempefordel sammenliknet med selskaper som ikke var etablerte.

– For staten har det vært en stor fordel at leterefusjonsordningen sørget for at mange utenlandske selskaper og nye norske selskaper ble med på letevirksomheten til havs. Dermed fikk man inn flere forskjellige teknologiske miljø, flere som hadde greie på geologi, flere nye ideer og nye letemetoder. Slik kunne man finne nye forekomster.

Lund nevner Johan Sverdrup som det viktig­ste eksemplet på et stort og relativt uventet funn som kan tilskrives leterefusjonsordningen.

Oljesektoren i en særstilling

– Finnes det noen næringer som nyter godt av ordninger som er sammenliknbare med leterefu­sjonsordningen for oljeselskapene?

– Jeg kjenner kun til en parallell ordning som kan sies å være sammenliknbar, det er den ord­ningen som kalles «Skattefunn». Det er en sub­sidiering av forskning og utviklingsprosjekter i næringslivet. Den er innrettet slik at de som ikke betaler skatt får refundert skatteverdien av det de har brukt på forskningen. Også dette er en ordning som har til hensikt å oppmuntre nye selskaper til å forske, dette dreier seg om selskaper som ikke har inntekter og som derfor ikke betaler skatt og som følgelig ikke kan trekke utgiftene fra på skatten. Når det gjelder «Skattefunn» gjelder regelen for en begrenset sum per år. For et stort selskap vil ikke dette oppfatte som et høyt beløp, men for små norske virksomheter er dette en viktig ordning.

– Jeg vil si det slik at oljenæringen kommer i en særstilling fordi skattesatsen er så høy og fordi det er lang tid mellom oppstart av virksomhe­ten og når man kan regne med å få inntekt på virksomheten. Det er veldig stor usikkerhet både når det gjelder geologi, teknologi, framti­dige priser og, med en så høy skattesats var det virkelig et kjempeproblem at alle disse tingene slår veldig uheldig ut. Oljenæringen er etter mitt skjønn usammenliknbar med landbasert næringsvirksomhet. Til lands betaler man jo bare selskapsskatten som per dags dato er på 27 prosent, men som skal senkes til 25. Ver­ken usikkerhet eller tidsdimensjonen er den samme, det er nok det som er grunnen til at oljenæringen har leterefusjonsordningen og andre ordninger som ikke andre har.

– Noen mener at leterefusjonsordningen er en subsidie, hva er din mening om det?

– Det er to grunner til at jeg ikke synes det er treffende å kalle det subsidier. Vi må regne med at oljeselskapene oppfører seg rasjonelt. Det vi si at de ikke vil bruke ressurser på å lete etter olje hvis de ikke regner med et overskudd på sikt. Selskapene betaler jo 22 prosent av regningen selv og vil sitte igjen med 22 prosent av det overskuddet de genererer.

– Hvis Staten kan regne med at også selskape­ne tenker økonomisk rasjonelt her, så betyr det at det ligger et forventet overskudd her. Og som et helhetlig regnskap fra statens side så er det ikke noe forventet tap å drive med dette. Tvert imot, staten er med på en type virksomhet som vil gi staten overskudd på sikt, sier Lund.

– Sagt på en annen måte: Dette er ikke en netto utgift fra staten, bortsett fra hvis hele oljevirksomheten da viser seg å kaste mindre av seg enn det noen hadde ventet. Og det kan jo hende den gjør fordi oljeprisen nå har falt. De to grunnene til at særskatt med leterefusjon ikke er en subsidie, er at staten kan regne med å tjene på ordningen, og at selskapene ikke opp­muntres til mer aktivitet enn om virksomheten bare hadde vært underlagt vanlig selskapsskatt.

– Du mener det var smart – og at det samlet sett har vært lønnsomt for staten Norge – at man innførte leterefusjonsordningen for ti år siden. Men siden den gang har mye fornybar energi blitt rullet ut og klimapolitikken får stadig mer aksept. Kostnadene i bransjen har økt og i det siste har prisen på oljen sunket dramatisk. For mange av de stedene det nå letes vil det være kostbart å få oljen opp og ut i markedet. Gjør dette nye bildet det like sannsynlig at det å betale ut mange milliarder hvert å i leterefusjon – også samlet sett – nødvendigvis økonomisk forsvarlig for staten Norge?

– Først vil jeg si dette: I det hele tatt å åpne for nye områder i Barentshavet kan være proble­matisk sett fra et miljøperspektiv. Men hvis man ser rent økonomisk på det kan jeg ikke se for meg at selskapene vil sette i gang noe i Ba­rentshavet om ikke de tror dette er lønnsomt. Jeg kjenner ikke så mye til hvordan selskape­nes planer er blitt forandret etter at oljeprisene har falt veldig, men selskapene vil naturligvis redusere virksomheten når prisene faller.

– Så til leterefusjonen for ti år siden og nå: Nå har vi erfaringer med denne ordningen og jeg vil samlet sett betrakte den som vellykket. Andre synes dette har blitt for dyrt. Noen selskaper har lett og aldri funnet, de har fått 78 prosent av utgiftene dekket av staten. Mye av den letingen som har skjedd de siste ti årene er leting som antagelig ikke ville vært igangsatt hvis man hadde visst hvor lav oljeprisen skulle bli. Men sånn vil det alltid være med næringsvirksomhet.

– Vi må ikke glemme at politikerne har innrettet skattesystemet slik at staten i realiteten er en stor deleier i alle virksomhetene og prosjektene, det har vært enighet om at det skal være slik. På den ene siden har staten hatt andeler i oljevirksomheten gjennom SDØE, på den andre siden har man opptrådt som deleier gjennom skattesystemet. Det er ikke noen stor forskjell på Statens Direkte Økonomiske Eierskap (SDØE) og skattesystemet. Det to sider av samme sak at staten tar sin del av kostnader og inntekter og derfor også sin del av risikoen.

– Og slik er det også gjennom leterefusjons­ordningen; staten opptrer i realiteten omtrent som en deleier i hele virksomheten, og tar sin del av kostandene og sin del av inntektene som kommer seinere.

– Men staten tar vel en stor del av risikoen også?

– Ja. Det er helt klart. Det er en del av bildet også for leterefusjonsordningen.

– Jeg tror at oljeskatteregimet er gunstig innrettet fordi landet vårt er i stand til å være med på å ta denne risikoen. Hvis statlig eierskap og staten gjennom skattesystemet ikke tar sin andel av risikoen, da vil vi få adskillig færre investeringer på sokkelen. Når man ønsker å ta inn en så stor andel av overskuddet, da bør man også være med på å dekke samme delen av kostnaden. Hvis ikke ville selskapene være mye mindre interesserte i å drive denne virksomheten, mener Lund.

– Nå kan det godt tenkes at man fra miljøbevegelsen synspunkt ønsker å begrense denne virksomheten, men det ville jeg gjort på en helt annen måte. Jeg ville ha delt ut færre lisenser. Så mitt svar er at ja, Norge tar en stor risiko ved å være med på denne virksomheten, men Norge har hatt så store inntekter at Norge har råd til å ta denne risikoen. I fattige land, der befolkningen ikke er i stand til å ta sånne tap, bør staten antagelig ikke gå inn med en så stor andel investeringer som Norge har gjort. Ved å dele risikoen klarer Norge å tiltrekke seg investeringer. Hva fattige oljeland skal gjøre for å tiltrekke seg investeringer i konkurranse med land som Norge, det er det vanskeligere å svare på.

Ulike målsettinger

– Leterefusjonsordningen blir ofte nevnt av de politikere og miljøorganisasjoner som ønsker å diskutere omfang av fremtidig oljeproduksjon i Norge og finansiell risiko knyttet til statens eksponering i oljesektoren. Hva betyr leterefu­sjonen i så måte?

– Særlig miljøbevegelsen har en helt annen målsetting enn det staten Norge tradisjonelt har hatt når det gjelder oljenæringen. Miljø­bevegelsen ønsker å begrense virksomheten, mens flertallet av politikere frem til nå har ønsket å få mest mulig ut av petroleumssekto­ren. Jeg tror ikke at det å angripe leterefusjons­ordningen er den mest hensiktsmessige måten hvis målet er å begrense oljevirksomheten. Det er som sagt mer effektivt å utlyse færre lisens­områder, å ikke sette i gang i det hele tatt.

– Ved å utlyse lisenser signaliserer man jo tydelig at man ønsker at selskaper skal lete, det ville være litt underlig å invitere noen til å sette i gang virksomhet for deretter å si at vi vil begrense dette så mye som mulig. Det ville også være litt underlig å lage et skattesystem som gjør at bare de aller mest lønnsomme forekomstene blir utvunnet, et lite fordelaktig skattesystem som førte til at de med litt høyere kostand ville få ødelagt lønnsomheten.

Overskridelser for Goliat gir skattetap for staten

Så til en aktuell sak vi helt sikkert kommer til å høre mer om de neste årene. Det gjelder Goliat som det første oljefeltet som bygges ut i Ba­rentshavet. I Statsbudsjettet for 2016 viser det siste kostnadsoverslaget for Goliatutbyggingen en sprekk på over 16 milliarder kroner siden Stortinget i 2009 godkjente Plan for utbyg­ging og drift (PUD) for Goliat. Da var estimert byggekostnad drøyt 30 milliarder kroner. Overskridelsen er derfor på drøyt 52 prosent. Goliat er eid av ENI (65 prosent) og Statoil (35 prosent). Det er ENI som har operatøransvar. Staten har ikke eierandeler i Goliat gjennom SDØE.

– Da leder i Stortinget energi– og miljøkomi­te, Ola Elvestuen fra Venstre, tok opp saken med olje– og energiminister Tord Lien i Stortingets spørretime i 29. april 2015, svarte statsråden blant annet følgende: «Staten har ikke noe øko­nomisk engasjement i Goliat, siden SDØE ikke er representert i feltet.» Hva er din mening om hans utsagn?

– Her er jeg ikke enig med statsråden. Både gjennom Statoil og gjennom skattesystemet tar Norge en hel del risiko, sier Lund.

– Hvilke kostnader relatert til Goliat dekkes av staten Norge gjennom skattesystemet?

– De selskapene som er med – Eni og Statoil – har jo andre inntekter på norsk sokkel, det betyr at de kan trekke fra de kostnadene de pådrar seg på Goliat og dermed betale mindre skatt. Så staten Norge er med på å ta risikoen gjennom skattesystemet slik det er rigget. Så hvis det ender opp med at Goliat alt i alt ikke er noe lønnsomt har staten tapt penger på det. Eller sagt slik: om kostnadene blir høyere og inntektene lavere enn det vi har trodd, vil det slå inn både for staten og for selskapene.

–Hvor stor andel av kostnadssprekken på om lag 20 mrd. selskapene må betale «av egen lomme»?

– Slik skattesystemet er i Norge vil dette i utgangspunktet da være 22 prosent.

Kontantstrømbeskatning

– Oljeskatteregimet er komplisert, det er med andre ord ikke en enkel sak å engasjere mange til å delta i det offentlige ordskiftet om hvordan oljeskatteregimet fungerer. Kan tiden være inne til å gjøre endringer også med tanke på å få en større demokratisk diskusjon rundt dette?

– Det er jo noen som har snakket om at en kunne forenklet regimet ved å gjøre det om til å være såkalt kontantstrømbasert. Det vil bety at man ikke lengre bruker disse fradragene som strekker seg ut i tid, men at man, hvis man in­vesterer, bruker samme prinsipp der som man nå bruker for leting. Da er det netto kontant­strøm hvert år som skal skattlegges. Hvis den er negativ bidrar staten og hvis den er positiv så tar staten. Det ville bety at skattesystemet i økonomisk forstand ville fungere akkurat på samme måte som statsdeltakelsen på norsk sokkel, det vil si Statens Direkte Økonomiske Engasjement – SDØE.

– Både kontantstrømskatt og statsdeltakelse innebærer at staten betaler sin andel av utgif­ter, løpende, og får samme andel av inntekter. Den opplagte forskjellen er at SDØE–andelene ikke er samme prosent på alle felt, mens satsen for en kontantstrømskatt vil være den samme.

– Et stort problem med dette spørsmålet til nå er at det ikke har vært helt opplagt hvordan utenlandske selskaper vil bli skattlagt i hjem­landet hvis vi innfører en kontantstrømskatt i oljesektoren, for hvis hjemlandet tolker en kontantstrømskatt som om det skulle være en norsk statsdeltakelse, så kommer jo selska­pene hjem med et regnskap hvor det ser ut som om de ikke er skattlagt i det hele tatt. Da vil overskuddet bli skattlagt i hjemlandet. Dette er en av grunnene til at det er utformet mer som en tradisjonell skatt. Så snart utenland­ske selskaper blir skattlagt i hjemlandet er det mindre rom for skattlegging her i Norge. Og får de dobbelt skatt, mister de jo interessen for å investere og drive på norsk sokkel.

– Kontantstrømbeskatning kan forenkle og gjøre skattesystemet mer transparent og lettere å følge med på. Men hovedmålet må vel være å få det mer treffsikkert, sikre at den skatt som bør betales til fellesskapet blir betalt. Får vi det mer treffsikkert ved å endre til kontantstrømbeskat­ning?

– Ja. Ved kontantstrømbeskatning ville man slippe mye av diskusjonen om størrelsen på fradragene. Systemet ville blitt langt mer gjen­nomsiktig. Jeg ville gått inn for et sånt system hvis jeg hadde vært sikker på at det ikke ville føre til noen komplikasjoner i oljeselskape­nes hjemland, men dette er jeg usikker på og slikt må vi vite ganske sikkert før en eventuell omlegging.

Et kostnadsproblem

– Oljeselskapene blir beskyldt for å drive kost­nadene i været, noe som vel henger sammen med at man betaler mye skatt og derav også har mye fradrag. Er dette en problematisk side ved det norske petroleumsskatteregimet?

– Dette kan være et problem. Men etter mitt skjønn er ikke selskapene så interesserte i å pådra seg kostnader, fordi de jo vil se dette opp mot hva de får igjen av inntekter.

– Men det som kan være en utfordring er at selskapene pådrar seg kostnader som kan gi dem fordeler andre steder på kloden på et senere tidspunkt, kostnader de kan trekke fra på skatten her i Norge. Dette kan dreie seg om å prøve ut ny og dyr teknologi i den norske petroleumsvirksomheten, som da altså staten er med på å dekke 78 prosent av kostnadene for. Kanskje får selskapene bruk for den nye kunnskapen først senere og et helt annet sted i verden, og antagelig under lavere skatt på pe­troleumsvirksomheten. Det samme gjelder for det å lære opp nytt personell i Norge og bruke det andre steder i verden. Alle disse utgiftene kan de da trekke fra på skatten med det resultat at det blir mindre grunnrenteskatt for staten Norge. Dette er et problem og kan være et argument for at man skulle gi mindre sjenerøse fradrag. Jeg vet ikke nok om hvor omfangsrikt dette er og det er vanskelig å si hvor mye og hvordan skattesystemet kunne vært justert for å ta høyde for dette. Men jeg ser at det kan være et problem.

– Er dette noe som diskuteres i bransjen?

– Til en viss grad vil selskapene kunne passe på hverandre. De samarbeider i hver lisens. Det er en operatør og så er det andre lisenshavere. Hvis operatøren ønsker å drive med ting som operatøren kan lære av, men som lisenshaver­ne ikke har noen glede av, må jo begge parter uansett være med på å dekke kostandene. Lisenshaverne vil jo til en viss grad kunne legge en demper på hva operatøren vil kunne tillate seg å påføre av kostnader.

Statens risikovilje

– Gjennom oljeskatteregimet viser staten betyde­lig risikovilje. For å oppmuntre til nyetablering og investering slik både friinntekten, avskrivings­regler og leterefusjonsordninger har gjort for virksomheten å sokkelen, burde staten ha brukt skatteregimet til å vise noe av den samme risiko­vilje for større fornybarprosjekt?

– Etter min mening er det vanskelig å sam­menlikne oljenæringen med fornybarnærin­gen. For det første så er det ingen som har tenkt at det er fornuftig å legge 78 prosent skatt på disse fornybarprosjektene, slik oljenæringen har. Og hovedbegrunnelsen for at staten gir oljenæringen fradrag som er såpass gunstige, er at staten tar en så stor del av inntekten seinere. Det er gode grunner til at myndighetene skal prøve å støtte fornybare prosjekter, jeg mener det faktisk er all grunn til å subsidiere dette uten at jeg kan si noe om hvor store beløp og hvordan man burde subsidiere. Men det hadde vært viktig fordi dette dreier seg om å utvikle ny teknologi. Derfor er det god grunn for staten å støtte opp om slik virksomhet. Hele samfun­net ville ha glede av det, ja, hele verden ville ha glede av teknologiske gjennombrudd innen effektiv produksjon og bruk av fornybar energi.

Lund sier at han i stedet for å gi det som skat­tefradrag slik oljenæringen får, heller ville ha gitt dette som et subsidier og særlig rettet det inn mot nyskapende forskning og utvikling.

All grunn til å begrense oljeaktiviteten

– Det at klimaproblemene tiltar og det at olje­prisen er lav, hvilke konsekvenser bør det få for norsk oljenæring og skatteregimet knyttet til dette?

– Etter mitt skjønn er ikke en omlegging av skattesystemet den mest hensiktsmessige veien å gå hvis målet er å minske aktiviteten på sokkelen. Mitt syn på det er at vi bør utlyse færre lisenser. Den viktigste grunnen til det er klimaproblemene, men lokal forurensing kommer jo i tillegg. Det er med andre ord all grunn til å begrense oljeaktiviteten fremover. Det er viktig å ta denne diskusjonen nå når regjeringen ønsker å gå enda lengre nord i Barentshavet og når mange ivrer etter å drive oljevirksomhet i Lofoten og Vesterålen. Men det er viktigere å utlyse færre lisenser enn å endre oljeskattesystemet.

Skjevheten i petroleumsskatteregimet

Tord Hustveit

Tord Hustveit har studert samfunnsøkonomi ved Universitetet i Oslo. Han er for tiden leder av Unge Venstre.

Selv om petroleumsnæringen har et høyt skattenivå er det mye som tyder på at summen av fradragene tilsammen er for gunstige.

Jeg vil i dette notatet drøfte hvordan fradra­gene i petroleumsskatten påvirker aktiviteten på norsk sokkel. Dette vil jeg også drøfte opp mot togradersmålet som er en ny begrensing på norsk oljeaktivitet. Jeg vil særlig legge vekt på avskrivningsreglene og friinntekten.

Selv om denne artikkelen kun skraper i overflaten, håper jeg den kan bidra til å opplyse et viktig premiss for aktivitet på norsk sokkel og få vurdert dette opp mot klimapolitikken. Det har ikke blitt gjort i stor nok grad hittil. Hvor raskt og hvor store innstramninger som bør gjøres kan diskuteres, i denne artikkelen fremmer jeg noen endringsforslag som er sam­funnsøkonomisk lønnsomme og som jeg mener vårt politiske miljø nå må ta tak i. Forslagene bør heller ikke virke provoserende, all den tid jeg mener de er samfunnsøkonomisk gunstige.

Utgangspunkt for drøftelsene er «NOU 2000:18 Skattlegging av petroleumsvirksomhet» og «Revidert nasjonalbudsjett 2013» som er sist gang det ble gjort endringer i petrole­umsskattesystemet.

Beskatning av naturresurser

Beskatning av petroleumsinntekter skiller seg fra skatt på annen næringsvirksomhet. Utsik­ten til profitt er særskilt høy fordi det dreier seg om en ikkefornybar, knapp og etterspurt ressurs. I denne sammenhengen bruker jeg betegnelsen renprofitten som er den merver­dien – eller overskuddet – som er igjen etter at alle produksjonsmidler har fått sin avlønning (blant annet arbeidskraft og kapital). I teorien kan renprofitten beskattes med 100 prosent uten at det stanser produksjonen. I praksis vil et slikt system gi selskaper få incentiver til å holde kostnader nede og gjennomføre innova­sjoner.

Det norske petroleumsskattesystemet har på mange måter tjent Norge godt og må sies å være blant de mest vellykkede i verden. Det har ett hovedmål: Å maksimere statens inn­tekter fra petroleumssektoren. Med andre ord er målet at all olje det er samfunnsøkonomisk lønnsomt å hente opp skal utvinnes, og størst mulig andel av inntektene skal tilfalle staten. For å oppnå dette har vi et regime med høye skattesatser og gunstige fradrag for investerin­ger. Dermed tar staten store deler av inntek­tene, men kompenserer ved å betale store deler av investeringene.

Fradragene består av tre komponenter: avskri­vinger på investeringer, friinntekten og rente­fradrag.

I Norge har vi valgt å ha en skattesats for petroleumsnæringen på 78 prosent. Dermed sitter oljeselskapene igjen med 22 prosent av inntektene. Skatten består av den ordinære selskapsskatten som i skrivende stund er 27 prosent og særskatten for petroleumssektoren på 51 prosent. Den til sammen høye skatte­satsen veies opp av muligheten til fradrag på investeringer og retten til å trekke fra utgifter på skatten.

Petroleumsskattesystemet bygger på det ordi­nære skattesystemet. At satsene på fradragene er høyere enn i fastlandsøkonomien, må sees i sammenheng med nettopp den høye skat­tesatsen. I seg selv er ikke dette godet – denne fordelen – et subsidie. Målet er at summen av nåverdien på fradragene skal være slik at skattesystemet ikke påvirker om bedrifter investere eller ikke. Skattesystemet for petro­leumsnæringen skal sørge for at investeringer som er lønnsomme før skatt også er det etter skatt og at ulønnsomme investeringer ikke blir lønnsomme etter skatt.

Avskrivinger og friinntekten gir skjevhet

Selv om petroleumsnæringen har et høyt skat­tenivå er det mye som tyder på at summen av fradragene er for gunstige. Petroleumsskat­teutvalget peker på flere forhold. Den ene er at avskrivingene er for høye og ikke følger det naturlige verdifallet på investeringene. Den andre er at den såkalte friinntekten er for høy. Skjevheten har blitt mindre etter at friinntekten ble senket i revidert nasjonalbudsjett 2013.

Samlet er nåverdien av skattefradragene på investeringer på 88 prosent. Med en skattesats på 78 prosent representerer denne forskjellen en skjevhet. Denne skjevheten fører til at inves­teringer som er ulønnsomme før skatt kan bli lønnsomme etter beskatning.

Avskrivinger: Når det gjelder avskrivinger har oljeselskapene langt gunstigere vilkår enn øvrig næringsvirksomhet. I dag kan oljeselska­pene skrive av investeringer med 16,7 prosent årlig i 6 år. Trolig er det høyere enn det reelle verdifallet på investeringen. Konsekvensen er at normalavkastningen til selskapene ikke beskat­tes så tungt som den bør. Det bør være et mål å gjennomgå avskrivningene for å se om det er mulig å få til et system som i større grad følger det reelle verdifallet til investeringer, slik regle­ne er for avskrivninger for næringsvirksomhet ellers. For å sikre forutsigbarhet for bransjen er det viktig at eventuelle endringer gjøres på et godt grunnlag som står seg over tid.

Friinntekten: Denne gir mulighet til et fradrag på særskatten på 5,5 prosent årlig i 4 år. Formålet med fradraget er at det skal skjerme normalavkastningen på sokkelinvesteringer. Ni­vået på friinntekten bør være slik at selskapene får en avkastning på kapitalen slik at samfunns­økonomisk lønnsomme investeringer faktisk blir gjennomført. Men nivået på friinntekten er i dag for sjenerøs i favør av oljenæringen.

Innstramminger i friinntekten kan gjen­nomføres relativt enkelt siden den bare gjelder i flere år for hvert prosjekt. Dermed er det lett å lage overgangsordninger. Friinntekten har blitt endret flere ganger gjennom norsk petroleumshistorie, senest i forbindelse med Revidert Na­sjonalbudsjett 2013, da ble friinntekten senket fra 7,5 prosent til 5,5 prosent med det resultat at selskapene dermed må betale en noe større del av investeringene selv. Formålet var blant annet å på den måten øke kostnadsbevisstheten i oljenæringen.

Gunstige fradrag på investeringer fører til at det brukes mer kapital. Dermed risikerer vi at det bygges større, og gjennomføres flere utbyg­ginger, som ikke ville vært lønnsomme uten det sjenerøse fradraget.

Risikodeling mellom stat og oljeselskap

Skjevheten ved at oljeselskapene kun betaler 12 prosent av investeringene, men sitter igjen med 22 prosent av inntektene, kan ses på som at sta­ten tar en større del av risikoen ved investerin­ger på norsk sokkel. Sett med statens øyne har denne skjevheten i skattesystemet trolig aldri vært gunstig, i og med at den er innrettet slik at den fører til høyere kapitalbruk og mindre kostnadsbevissthet hos oljeselskapene. Det gir mindre overskudd og dermed mindre særskatt – det vil si grunnrenteskatt – til Oljefondet og dermed staten Norge.

Det kan likevel gi en viss mening at staten tar en større del av risikoen hvis situasjonen er den at vi har en markedssvikt, det vil si at selskapene nøler med å ta risiko og at det tas for lite risiko fra selskapenes side med for få investeringer som resultat. Det er mulig å se for seg at dette kan gjelde nettopp i oljenæringen der den økonomiske risikoen ved å lete etter og utbygge enkeltfunn kan være stor. Ved å spre risikoen utover flere felt kan risikoen reduse­res. Følgelig kan en si at det kan være fornuftig for staten å ta noe større risiko enn det vil være for enkeltinvestorer.

Skjevheten i oljeskatten går ikke direkte på letevirksomheten. Likevel er det god grunn til å anta at denne skjevheten påvirker selskapene når de skal fatte beslutning om å gå i gang med ny leteaktivitet eller ikke. Når marginale og ulønmsomme funn blir lønnsomme etter skatt, slik det er i dag, gir det økte incentiver til å lete mer.

Muligheten for å finne store og lønnsomme felt gjør at skjevheten er mindre problematisk. Men dette bildet er i ferd med å endre seg i takt med at det nå letes mer i Barentshavet. I Barentshavet er det ganske kostbart å bygge ut.

I tillegg endrer bildet seg også fordi en betyde­lig del av feltene som oppdages ikke er særlig store. Dermed øker risikoen for at det gjen­nomføres samfunnsøkonomisk ulønnsomme investeringer.

Hvordan bør togradersmålet påvirke norsk petroleumsskatt?

Togradersmålet og trusselen om klimaend­ringene bør også påvirke hvordan vi utformer petroleumsskattesystemet. Vi har allerede en CO₂-avgift som skal ta høyde for de negative eksternalitetene som utslippene på norsk sok­kel medfører.

Tidligere har det vært et mål om at all olje som er samfunnsøkonomisk lønnsom skal hentes opp. Det vil innebære at felter skal bygges ut så lenge det er marginalt lønnsomt. Med målet om å begrense den globale oppvarmingen til to grader har det kommet en ny begrensing på norsk petroleumsindustri.

Innenfor et scenario der den globale tem­peraturstigningen begrenses til maksimum to grader, må også deler av norsk petroleumsres­surser som i seg selv kan være lønnsomme å bygge ut, bli liggende. Dermed er det ikke lengre nok å se på om en investering er lønn­som, vi må også se på en alternativkostnad som er at petroleum andre steder må bli liggende i bakken.

Dette forholdet gjør skjevheten i skattesyste­met dyrere for det norske samfunnet, selv om det kan slå gunstig ut for enkeltselskaper. For det enkelte selskap vil det være gunstig å kunne bygge ut funn og gjennomføre investeringer de mener er lønnsomme. For Norge er det et stort problem dersom mye kapital og kompetanse brukes til å bygge ut felt som blir ulønnsomme som følge av en mer offensiv global klimapoli­tikk.

Hvilken petroleum skal bli liggende?

Når noe olje skal bli liggende blir spørsmålet hvordan dette skal avgjøres og hvilke ressur­ser som skal bli i bakken. Følgende forsalg til prinsipper for hvilke petroleumsressurser som skal bli liggende, bør i utgangspunktet være lite kontroversielle:

1. Petroleumsressurser i sårbare områder.
2. Petroleumsressurser som gir store utslipp når de utvinnes.
3. Petroleumsressurser som er dyre og res­surskrevende å utvinne.

Det første punktet krever at politikere går inn og verner områder for oljeaktivitet. Et godt eksempel på dette er kampen mot oljeaktivitet i Lofoten, Vesterålen og Senja. I en situasjon der norske petroleumsressurser må bli i bakken vil det være merkelig å starte utvinning i våre mest sårbare områder.

Punkt to og tre løses best igjennom skatte­systemet. Det er oljeselskapene som sitter på størst kunnskap og kompetanse om hva som er de beste funnene å bygge ut og hvor det er mest gunstig å gjennomføre investeringer. Den politiske oppgaven er å utforme rammevilkår og å ha et skattesystem som sikrer at disse be­slutningene blir tatt på en måte som er gunstig for hele samfunnet, og ikke bare det enkelte oljeselskap.

For å løse punkt to og tre må vi få en høy CO₂-avgift som sikrer at utslippene fra pro­duksjonen er en del av beslutningsgrunnlaget. Fradragene på investeringer bør også gjen­nomgås. Begge deler er viktig fordi vi nå går fra en situasjon der målet har vært at all lønnsom norsk olje skal hentes opp og til en virkelighet der det vil være begrensinger på hvor mye olje som kan utvinnes. Med andre ord må den nye situasjonen vi er i få konsekvenser for hvordan skattesystemet innrettes.

Vi kan ikke vite hvor stor del av oljen på norsk sokkelen som skal bli liggende under et togradersmål. Men det vi vet er at en mer aktiv klimapolitikk globalt vil redusere etterspør­selen etter fossil energi og presse ned prisene. Derfor er det den oljen som først blir ulønnsom når prisen går ned, som bør bli liggende i bak­ken. For å sørge for at dette skjer er det viktig at skattesystemet ikke gjør ulønnsomme funn lønnsomme for oljeselskapene.

Forslag til endringer

For å få et nøytralt skattesystem som ikke oppfordrer til investeringer som kan bli ulønn­somme for staten, må friinntekten senkes og avskrivingene på investeringer må gjennomgås. Etter mitt skjønn må de samlede fradragene senkes til 75 prosent. Det bør gjøres både ved å senke friinntekten og gjøre avskrivingene på investeringer mer treffsikre.

• Senkes friinntekten med 2 prosentpoeng vil nåverdien av skattefradragene ligge på rundt 78 prosent.
• Kombineres dette med noe mindre gunstige avskrivninger, vil skattesystemet bli nøy­tralt.
• Dersom man ønsker å la mer olje ligge vil det være mulig å stramme inn ytterligere.

Petroleumsnæringens innvendinger mot innstramminger har gått på at økonomien i prosjektene ikke er like gunstige som det Petroleumsskatteutvalget og Finansdeparte­mentet legger til grunn. Følgelig mener bran­sjen at man trenger dagens nivå friinntekter og avskrivinger. Bransjen begrunner dette med at den interne renten de velger å sette på investe­ringer er høyere enn den internrenten Petro­leumsskatteutvalget og Finansdepartementet bruker. Petroleumsskatteutvalget legger til grunn at renten selskapene bruker når de set­ter verdien av fradragene, skal tilsvare renten på norske statsobligasjoner. Det er en fornuf­tig antagelse, for et fremtidig fradrag fra den norske staten har samme verdi som en norsk statsobligasjon.

Dersom oljeselskapene insisterer på å sette en høyere rente, altså skal ha høyere avkastning, kan dette tyde på at de har for lite konkurranse på norsk sokkel.

På tide med kontantstrømbeskatning på sokkelen?

Dersom det likevel blir vanskelig å justere og fastsette nivået på fradragene – det vil si friinn­tektene og avskrivingene, har politikerne andre muligheter som gjør petroleumsskattesyste­met mer nøytralt. Et alternativ er å innføre en kontantstrømbeskatning på aktiviteten på norsk sokkel. Da slipper vi utfordringene med å finne fradragenes verdi over tid. En kontant­strømskatt utbetaler fradragene samtidig som investeringen gjennomføres. Et slikt system vil på mange måter virke på samme måte som Sta­tens direkte økonomiske engasjement (SDØE) på sokkelen virker i dag. Petroleumsskatteutvalget drøftet det, men valgte av flere grunner å videreføre dagens system, men det betyr ikke at saken ikke bør drøftes igjen.

Forutsigbarhet vs. behov for endringer

Et viktig argument som førers mot endrin­ger i petroleumsskatteregime er at næringen trenger forutsigbarhet. Det er et viktig poeng, men endringer i friinntekt og avskrivingsregler kan gjøres med solide overgangsordninger slik det også ble gjort da friinntekten ble satt ned i 2013. Uansett må behovet for stor forutsig­barhet veies opp mot kostnader som påføres samfunnet hvis vi har et skattesystem som er så gunstig at vi risikerer store feilinvesteringer på norsk sokkel.

Mange er også skeptiske til å gjennomføre innstramminger i petroleumsnæringen i en tid hvor arbeidsplasser forsvinner og norsk økonomi går dårligere. Det kan i og for seg være et godt poeng at en ikke strammer inn i dår­lige tider. Og i og med at pengene vi sparer på å stramme inn i oljeskatteregimet er penger som havner «under streken» på statsbudsjettet, vil det heller ikke være mulig å bruke de innsparte midlene på motkonjunkturpolitikk.

Når jeg mener det likevel er riktig å stramme inn fradragene nå er det av følgende tre viktig­ste årsaker:

• Lavere oljepris øker sjansen for feilinves­tering ved at selskapene investerer i flere marginale prosjekter. Det er ikke rimelig at staten i en slik situasjon skal ta en større risiko enn selskapene.
• I tillegg er det nå åpnet flere områder i Barentshavet som det er knyttet stor risiko til, både økonomisk og miljømessig. Det bør ikke være holdbart at staten tar en større del av risikoen enn det næringen gjør i så risikofylte investeringer som disse vil være.
• Sist, men ikke minst, må vi vurdere dette i forhold til de restriksjonene som legges på norsk petroleumsindustri på grunn av klimapolitikken og togradersmålet.

Det er altså flere forhold som gjør det mer presserende enn før å gjennomgå oljeskattere­gimet. Samlet sett taler disse forholdene for en innstramming.

Det beste hadde riktignok vært om endringe­ne ble gjennomført mens det gikk godt i norsk økonomi, men at det nå går noe dårligere er ikke et argument mot å gjennomføre åpenbart fornuftige endringer.

Leterefusjonsordningen

Så litt om den såkalte leterefusjonsordningen for oljeselskapene. Denne ble innført for om lag ti år siden og medfører at selskaper som ikke er i skattbar posisjon også får muligheten til å få refundert sine letekostnader.
Mange i miljøbevegelsen har gjort det å endre eller fjerne leterefusjonsordningen til det viktigste grepet i petroleumsbeskatningen. Denne ordningen blir behandlet av andre i dette notatet, men jeg ønsker likevel å komme med noen raske kommentarer om det.

Siden vi beskatter overskudd og ikke kon­tantstrøm i det norske skattesystemet, vil sel­skaper ha mulighet til å trekke fra letekostna­der på skatten. Ordningen handler derfor først og fremst ikke om å få mer leting, men om å økt konkurranse på norsk sokkel. Dette er et viktig premiss å få med seg når en velger kampsaker. Hvis vi går ut fra at alle leteoperasjoner som er antatt lønnsomme gjennomføres, vil ikke det å fjerne leterefusjonsordningen føre til mindre leting. Det vil bare føre til at letingen i større grad gjennomføres av store, etablerte selskaper slik situasjonen var inntil politikerne vedtok ordningen.

Om en skal gjøre endringer i petroleumsskatteregimet, er det derfor viktigere å få til endringer som påvirker hvor lønnsomt det er å gjennomføre investeringer når det blitt gjort funn. Det siste vil også påvirke leteaktiviteten til de store aktørene på norsk sokkel og trolig ha mye å si for hva som skjer i Barentshavet.

Leterefusjonsordningen bør også gjennom­gås med et kritisk blikk, men jeg skulle ønske flere i miljøbevegelsen vil bruke mindre tid på en ordning der vi ikke er like sikre på de negative konsekvensene, og heller bruke tid på fradragene som det er tungt faglig grunnlag for å si er for rause.

Konklusjon

Det norske petroleumsskattesystemet har mange positive sider, men er innrettet slik at staten tar en større del av risikoen ved inves­teringer enn det selskapene gjør. Det har også en skjevhet som fører til at det brukes for mye kapital. I takt med at det gjennomføres flere investeringer og utbygginger med marginal lønnsomhet, vil dette kunne få store negative samfunnsøkonomiske virkninger.

For å løse skjevheten i petroleumsskattesys­temet bør friinntekten senkes. Avskrivningsre­gelen for petroleumsnæringen bør også gjen­nomgå for å få en bedre sammenheng mellom verdifallet på investeringene og avskrivningene selskapene gjør.

I tillegg bør det utredes nærmere hvordan norsk petroleumsindustri skal møte klimaut­fordringen og hvordan skattesystemet bør se ut i en tid hvor også norsk olje må ligge i bakken.

Vi trenger et skattesystem som sikrer at det bare er den minst ressurskrevende og mest lønnsomme oljen som blir hentet opp. Det har vi ikke i dag.

Ei for høg friinntekt kan føre til uopprettelege tap

Anne Jortveit
Prosjektleder i Norsk klimastiftelse

Å gi for generøse skattevilkår for petroleumsnæringa vil vere sløsing, i tillegg har det ein tilleggskostnad i form av større klimautslepp, seier Linda Nøstbakken, førsteamanuensis ved Norges Handelshøyskole i Bergen.

• For generøse skattevilkår for petroleumsnæringa har større klimagassutslepp som tilleggskostnad.
• Mangel på investeringar på grunn av ei for låg friinntekt kan korrigerast seinare.
• For låg friintekt har tilleggsbonus i form av lågare klimagassutslepp.

Linda Nøstbakken er utdanna økonom og forskar på ulike emne innan naturressursøko­nomi, miljøøkonomi og energiøkonomi. Dette intervjuet om friinntekta i oljeskatteregimet er gjort i november 2015.

Tema for intervjuet er nivået for friinntekta i petroleumsskatten -inntektsfrådraget i grunn­laget for utrekning av særskatten. Friinntekta vart i 2013 senka frå 7,5 prosent til 5,5 prosent. Fleire økonomar drøfta både den gong og no kva nivå som er det optimale både for å oppretthal­de lysten til å investere på norsk sokkel og sikre staten sin rettmessige del av verdiskapinga.

Nøstbakken peiker på at nøytralitet i skat­temessig samanheng har å gjere med om – og eventuelt korleis – skatten endrar åtferda til dei som vert skattlagde. No trekk ho inn i disku­sjonen at det å gi for generøst skattevilkår for petroleumsnæringa vil vere sløsing og at det også har ein tilleggskostnad i form av større klimagassutslepp.

– Å finne eit riktig nivå på friinntekta er vik­tig dersom me skal sikre oss eit såkalla nøytralt oljeskattregime. Nøytral skatt i oljenæringa betyr at ein skatt ikkje bør verken styrke eller svekke selskapa sine incentiv til å investere og byggje ut oljefelt. Dei investeringane det er optimalt for selskapa å ta utan særskatt, skal også vere optimale etter særskatt – verken meir eller mindre. Sidan målet med petroleumsskat­tesystemet er å hente ut ressursrente, betyr dette at ein ønskjer å hente denne ut på ein måte som i minst mogleg grad påverkar åtferda til oljeselskapa.

– Då Stoltenberg si regjering i mai 2013 valde å senke friinntekta frå 7,5 prosent til 5,5 prosent, vart dette møtt med protestar frå oljenæringa. Også ulike økonomar meinte det no ville verte for dyrt for oljeselskapa å hente ut olje. Men då saka vart handsama i Stortinget skreiv fleirtalet i sine merknadar at «det vil framleis være eit inves­teringsvenleg skatteregime på norsk sokkel.» Korleis vurderer du dette?

– Dette er ingen enkel jobb å rekne på om den nye satsen for friinntekt på 5,5 prosent gjer petroleumsskattesystemet vårt nøytralt, sidan både skattesystemet og selskapa sine investe­ringsavgjersler er komplekse. Eg har ikkje gått djupt inn i tala sjølv. Men eg har merka meg at nokre meiner at frådrag på 5,5 prosent er for lågt, medan andre meiner frådraget framleis er for høgt. Som fagøkonom synest eg argumenta til sistnemnde gruppe verkar mest fornuftige, det vil seie argumenta for at 5,5 prosent frådrag i alle fall ikkje er for mykje. Eg tenkjer difor at reduksjonen frå 7,5 prosent til 5,5 prosent var eit steg i rett retning for å få til eit nøytralt oljeskattesystem, seier Nøstbakken.

Førsteamanuensis Linda Nøstbakken ved Handelshøyskolen i Bergen meiner at kva nivå friinntekta skal liggje på også er eit viktig poeng dersom me i Noreg opnar opp for å sjå på olje­politikken i samanheng med klimapolitikken.

– Gitt at det er vanskeleg – og kanskje umog­leg – å finne den eksakte satsen for friinntekta som gir eit mest mogleg nøytralt skattesystem, så synest eg det er viktig å få fram eit anna og relatert poeng. Når me ikkje kjenner den «optimale» satsen for friinntekta er det mogleg å gjere feil, enten ved at skattesystemet er for generøst fordi satsen for friinntekta er for høg, eller for forsiktig fordi satsen for friinntekta er for låg. Ein politikk som er for generøs med­fører at selskapa kan ha incentiv til å hente ut oljeressursar som det ikkje er lønsamt for No-reg å hente ut, det vil vere sløsing. Ein politikk som er for forsiktig innebere at ikkje-utnytta, men lønsame oljeressursar, likevel kan hentast ut seinare. Kanskje dette best kan gjerast ved å justere skattesystemet dersom feilen var at dette ikkje var nøytralt.

– Kva for konsekvens vil det då ha om friinntekta er for generøs?

– Ei for høg friinntekt kan føre til uoppret­telege tap, i den grad det gjer at selskapa får incentiv til å byggje ut det som for samfunnet er ikkje-lønsame felt. Feil investeringar på grunn av ei for låg friinntekt vil derimot kunne korrigerast seinare, sidan dette eventuelt vil medføre for lita utbygging. Olja ligg jo framleis der. Det er ikkje sikkert dette har hatt særleg mykje å seie så langt, men etter som norsk sokkel modnar og selskapa må konsentrere seg om stadig mindre og dyrare felt, vil dette verte stadig meir aktuelt, meiner Nøstebakken.

– Dette er også eit poeng dersom me i Noreg opnar opp for å sjå på oljepolitikken i saman­heng med klimapolitikken. Olje ein gir selskap incentiv til å utvinne gjennom et for generøst skattesystem, men som ikkje er lønsam for Noreg, gir samstundes klimagassutslepp. Det vil auke den samla kostnaden ved denne typen feiljustering i skatteregimet.

Nøstbakken peikar på at olje som på grunn av eit for lite generøst skattesystem ikkje vert utnytta sjølv om det ville vore lønsamt, derimot gir ein liten bonus i form av reduserte klima­gassutslepp.

Er politikken næringsnøytral?

Mats Kirkebirkeland

Mats Kirkebirkeland er rådgiver, fast skribent i Minerva og aktiv i Høyre. Han har studert finans ved Handelshøyskolen BI og statsvitenskap ved Universitetet i Oslo. Twitter: @Kirkebirkeland

Det trengs en seriøs diskusjon om det er riktig at staten skal ta opptil 90 prosent av risikoen ved oljeleting og investeringer. Det bør vurderes om mer risiko bør vris over på de private petroleumsselskapene, ved å gradvis fjerne friinntekter, gunstige avskrivningsregler og leterefus­jonsordningen.

Dagens sjeføkonom i Konkurransetilsynet, Linda Orvedal, skrev i 2006 en artikkel i Mag­ma (Econas tidskrift for økonomi og ledelse), der hun ser på forskjellen mellom en nærings­nøytral og konkurransenøytral næringspolitikk.¹https://www.magma.no/naeringsnoeytral-eller-konkurransenoeytral-naeringspolitikk

Jeg kom på artikkelen da jeg leste om høs­tens protester fra norske banker mot myndig­hetenes krav om strengere kapitaldekning, som visstnok fører til dårligere konkurransevilkår overfor utenlandskeide banker som opererer i det norske bankmarkedet. Idar Kreutzer, admi­nistrerende direktør i bransjeorganisasjonen Finans Norge, ber derfor om like konkurran­sevilkår mellom norskeide og utenlandskeide banker.²http s://www.dn.no/nyheter/finans/2015/11/04/2143/Bank/skal-gi-tilsynet-pepper

Det Kreutzer ber om er en konkurransenøy­tral næringspolitikk. Skauge-utvalget (NOU 2003:9) forklarer en konkurransenøytral politikk slik: «Rammebetingelsene for hver enkelt næring bør tilsvare de beste rammebe­tingelsene i land det er naturlig å sammenligne seg med.»

En slik næringspolitikk reiser, i følge Orve­dal, en rekke kritiske spørsmål: Hva mener man med like rammebetingelser? Betyr dette at norske bedrifter bør ha like kostnader, i form av ansattes rettigheter og lønnskrav, myndig­hetenes nivå på skatter og avgifter, eller andre reguleringer i form av dokumentasjonskrav, forsikringer, rapporteringer og så videre? Orve­dal stiller også spørsmål om hvilke land det er naturlig å sammenligne seg med. Norden, EU, OECD, Asia?

Uavhengig av hvor man setter grensene for en konkurransenøytral næringspolitikk, vil en slik politikk vri ressursene mot næringer som andre land støtter eller gir ekstra gode rammebetingelser. Landbruksnæringen er et klassisk eksempel. Ettersom alle OECD-land støtter sitt landbruk, så krever det nasjonale landbruket i hvert enkelt land konkurranse­nøytralitet i form av subsidier og differensierte tollsatser for å ha mulighet til å konkurrere mot utenlandske landbruksvarer. Effektene av en slik politikk vil, i motsatt ende, bidra til at nasjonale næringer med en høyere verdiskap­ning og lønnsomhet får, relativt sett, mindre tilgang og mer kostbare knappe ressurser, som arbeidskraft og kapital, fordi myndighetene ønsker å korrigere markedet for å oppnå like konkurransevilkår innen en spesifikk næring, sammenlignet med vilkårene til samme næring i andre land.

Hva er en god næringspolitikk?

Med utgangspunkt i økonomisk teori, nevner Orvedal to faktorer som har betydning for vår verdiskapning: Våre egne absolutte ressurser og vår egne absolutte evne til å utnytte disse ressursene. Dersom målsetningen med næringspolitikken er å sikre en høyest mulig verdiskapning, bør man føre en næringspoli­tikk som maksimerer disse to faktorene.

En næringspolitikk som forsøker å korrigere rammebetingelser for utenlandsk konkurran­se, subsidier og reguleringer, strider mot disse to prinsippene fordi ressursgrunnlaget i hvert enkelt land eller samfunn er forskjellig. Når norske banker klager over ulike konkurranse­vilkår relativt til utenlandskeide banker, glem­mer man for eksempel at den norske finansnæ­ringens momsfritak og implisitte statsgaranti, som, ifølge Finanskriseutvalget (NOU2011:1), har en verdi på mange titalls milliarder kroner årlig – relativt til andre næringer i Norge.

En god næringspolitikk er tvert i mot en næringsnøytral politikk, altså en politikk som bidrar til å få det totale markedet og de min­dre sektorbaserte markedene til å fungere så «perfekt» som mulig. Denne typen politikk tar ikke hensyn til markedets vinnere og tapere, men skaper likevel et rom for aktivt å korrigere for markedssvikt, som verdien av fellesgoder, effekten av eksterne virkninger, nærværet av asymmetrisk informasjon og tilfeller av ufull­kommen konkurranse.

Hvordan skal man tilnærme seg en prinsipi­ell, næringsnøytral politikk overfor den norske petroleumssektoren?

Petroleumssektoren

I et velfungerende og grenseløst kapitalmarked vil finansiering av letebrønner og feltutbyg­ginger på norsk sokkel konkurrere med tilsva­rende petroleumsprosjekter i hele verden. Gitt helt like rammebetingelser, vil ikke kapitalen bry seg om hvorvidt prosjektet befinner seg i Norge, USA, Brasil, Russland eller Nigeria. Det feltet eller prospektet med lavest forventet marginalkostnad vil bli realisert først, og billigst.

Men som mange er klar over, er det ikke like rammebetingelser i alle land med petroleums­produksjon. Politisk stabilitet, tilgang til og kostnader på kvalifisert arbeidskraft og tjenes­ter, skatter og avgifter, prisen på alternative produkter, og den generelle stabiliteten i ram­mebetingelsene, er alle faktorer som vil påvirke kapitalbevegelser og investeringsbeslutninger i verdens petroleumsmarked.

Gitt store nasjonale forskjeller i rammebe­tingelser i den globale petroleumssektoren, hvilke rammebetingelser og markedsinngrep er da «riktig» å ha på norsk sokkel?

Norsk sokkel

Petroleumsforekomstene på norsk sokkel regnes som felleseie. Det vil si at eiendomsret­ten på disse ressursene er eid av staten Norge, på vegne av samfunnet. Dette er den vanligste eierformen for naturressurser, spesielt om man ser bort fra korrupsjon og oligarki i autoritære og politisk ustabile samfunn og stater. Av libe­raldemokratiske stater er det trolig bare USA og enkelte andre anglosaksiske nasjoner, hvor potensielle naturressurser – i hvert fall landba­serte ressurser – er eid av grunneieren og ikke av staten. Norge har dessuten tatt felleseie ett skritt videre, når man mener at fremtidige nor­ske generasjoner også eier de nevnte nasjonale naturressursene, gjennom å opprette oljefon­det og dets handlingsregel.

Petroleumsselskaper på norsk sokkel har en marginalskattsats på 78 prosent (normal skat­tesats på 25 prosent pluss en grunnrenteskatt på 53 prosent), for å sikre at grunnrenten fra naturressursene, i størst mulig grad, kommer den norske staten til gode. I tillegg har staten direkte eierandeler i om lag en tredjedel av alle olje- og gassressursene på norsk sokkel (SDØE), som forvaltes av det helstatlige selska­pet Petoro.³https://www.petoro.no/om-petoro/sd%C3%B8e-fakta/felt

Innføring av tiltak

På starten av 2000-tallet ønsket norske myn­digheter å øke konkurransen på norsk sokkel. En ordning som prekvalifiserte selskaper som operatører og rettighetshavere på sokkelen var første skritt. På denne måten kunne nye og mindre selskaper kjøpe andeler og delta i lisenstildelinger, uten å bekymre seg over en godkjennelsesprosess i etterkant. Det neste skrittet var å bidra til at disse selskapene kunne komme inn og konkurrere på allerede modne områder og felt på norsk sokkel. Den såkalte TFO-ordningen, som ble innført i 2003, bidrar til at nye og mindre aktører kan få tildelt li­sensandeler i områder og felt som allerede har vært tildelt ved tidligere konsesjonstildelinger, men som ikke har aktiv produksjon. Utsirahøy­den, ved gigantfunnet på Johan Sverdrup-fel­tet, er det mest kjente og beste eksempelet på virkningen av at nye aktører ser på de samme «TFO-feltene» på nytt. Videre har petroleums­selskaper på norsk sokkel betalt en høyere CO₂-avgift enn i andre land og markeder.

Alle disse tiltakene er godt innenfor prinsip­pene om en næringsnøytral politikk, fordi dette er markedsinngrep for å effektivisere marke­det på norsk sokkel, eller – som i tilfellet med CO₂-avgift – korrigere markedet for eksterne virkninger, uten å gi ekstra fordeler relativt til andre sektorer i den norske økonomien. Sna­rere kan man heller si at en høyere CO₂-avgift på norsk sokkel, relativt til andre sektorer med klimagassutslipp, bidrar til det motsatte.

I 2004 derimot, innførte norske myndigheter en refusjonsordning som gir petroleumsselska­per med skattemessig underskudd rett til en årlig utbetaling av skatteverdien (78 prosent) av deres respektive letekostnader. Målsettin­gen med ordningen er å likestille nye selskaper i en letefase, sammenlignet med de etablerte petroleumsselskapene i skatteposisjon, etter­som sektoren er svært kapitalintensiv og har høye inngangsbarrierer.

Likevel kan ikke denne ordningen karakteri­seres som næringsnøytral, fordi den favoriserer petroleumsselskaper med underskudd relativt til «fastlandsselskaper» med underskudd. Det ville vært veldig merkelig med en tilsvarende likestilling mellom selskaper i skatteposisjon og de med utsatt skattefradrag i andre kapi­talintensive sektorer, som medisinutvikling, annen innenlandsk industriproduksjon eller fornybarsektoren.

Petroleumsselskaper har videre ekstra gunstige avskrivningsregler relativt til andre selskaper, ved å kunne avskrive investeringer over seks år, i motsetning til andre sektorer, der man avskriver driftsmidlene basert på driftsmidlenes forventede levealder. I tillegg har petroleumsselskaper et særegent inntekstfradrag gjennom den såkalte friinntekten, som også kan regnes som et ekstra avskrivnings­fradrag i særskattegrunnlaget for sektoren. Dette er en unik ordning, tilpasset en spesifikk næring, som indirekte bidrar til å vri ressurser fra andre næringer i økonomien, og er således heller ikke en næringsnøytral politikk.

Spørsmålet er om man kan bruke næringsnøy­trale kriterier og prinsipper for petroleumssek­toren. Petroleumssektoren er nemlig unik, fordi den har mulighet til å høste en grunnrente. En slik grunnrenteavkastning er høyere enn det som oppstår i et normalt marked, der konkur­ranse over tid – i teorien – gir en stadig lavere kapitalavkastning. Dette kommer av at grunn­renteverdien av produksjonen ikke kommer fra kapital og arbeidskraftressurser, men fra utnyttelsen av en begrenset naturressurs.

Dersom målet med næringspolitikken, som nevnt over, er å maksimere «våre egne abso­lutte ressurser og vår egne absolutte evne til å utnytte disse ressursene», kan man argu­mentere for at en vridning av ressurser mot petroleumsnæringen kan forsvares, ettersom denne unike grunnrenten gir en ekstraordinær avkasting, sammenlignet med avkastingen fra «normale» markeder.

Effekter

Olje- og energiminister Tord Lien argumen­terte for å bevare leterefusjonsordningen i et innlegg i DN i 2015. Lien viser til at antallet letebrønner i 2005 var 12, mens antallet hadde økt til 59 letebrønner ved inngangen til 2014. Videre viser Lien til at 4,6 milliarder oljeekvi­valenter er blitt påvist siden år 2000, og sam­menligner dette med Ekofisk-feltet.⁴http://www.dn.no/meninger/debatt/2015/09/09/2152/Olje-og-gass/likebehandling-er-ikke-subsidier

Dersom man ser bort fra eksterne virkninger som klimagassutslipp – som man allerede aktivt korrigerer for gjennom avgifter – har Lien rett i at en ikke næringsnøytral politikk som eksemplifisert ved leterefusjonsordningen og gunstige avskrivningsregler, har hatt en positiv vridningseffekt.

Spørsmålet blir da: Hvor langt kan man føre en næringspolitikk som vrir ressurser mot en spesifikk sektor i økonomien?
Øystein Noreng, professor emeritus i pe­troleumsøkonomi ved Handelshøyskolen BI, skrev en artikkel i Teknisk Ukeblad i 2014, der han argumenterer for at dagens petroleumsre­gime skaper en oljeboble i norsk økonomi.⁵http://www.tu.no/petroleum/2014/10/08/de-rodgronne-har-administrert-en-oljeboble-i-norsk-okonomi Noreng viser til at dersom man inkluderer Petoros andeler av de direkte investeringskostnadene for feltutbygginger – som indirekte gir mindre overføringer til oljefondet på kort sikt – og alle fradragsmuligheter til de private petroleums­selskapene, så har Norge et petroleumsregime, der staten tar nærmere 90 prosent av all risiko ved investeringer på norsk sokkel. Professoren fokuserer hovedsaklig på de kostnadsdrivende effektene på petroleumsindustrien og i øko­nomien generelt av et slikt regime. Men min bekymring er først og fremst at den norske stat tar en uforholdmessig stor langsiktig risiko.

Selv om grunnrenten fra norsk petroleums­virksomhet i dag, på kort sikt, og mest sannsyn­lig på mellomlang sikt, vil ha stor betydning på norsk økonomi og verdiskapning, så er den langsiktige usikkerheten stor. Petroleumspro­sjekter opererer med tidshorisonter som ofte vil strekke seg fra 30 til 50 år frem i tid. Med dagens olje- og gasspriser har flertallet av de siste årenes funn på norsk sokkel en negativ «break-even»-kostnad. Altså at anslaget for kostnadene per produserte petroleumsenhet overstiger dagens priser i markedet.⁶http://www.dn.no/nyheter/energi/2015/08/14/2149/Olje/-er-alltid-gambling Videre er det mange som peker på en mulig overprising av karbonressurser og reserver som allerede er funnet i verden, i form av en «karbonboble». Uavhengig av sannsynlighetsgrader for et slikt scenario, bør det være slik at risikoen fra vurderinger, beslutninger, og ikke minst konsekvensene av fremtidige investe­ringsbeslutninger på norsk sokkel, i størst mu­lig grad bør tas i privat sektor.

Derfor bør man starte en seriøs diskusjon om det er riktig at staten skal ta opptil 90 prosent av de private aktørenes langsiktige finansielle risiko? Man bør vurdere en nedtrappingsplan for å vri mer risiko over på de private petroleumsselskapene, ved å gradvis fjerne friinntek­ter, gunstige avskrivningsregler og leterefusjo­nordningen.

Goliat – det dyre opnings­showet i barentshavet

Lars-Henrik Paarup Michelsen
Daglig leder i Norsk klimastiftelse

«Dette er en gledens dag for Norge som energinasjon og petroleumsnas­jon. Stortinget vedtar i dag et nytt viktig skritt i norsk oljehistorie.»

Slik starta saksordførar Ketil Solvik-Olsen (FrP) stortingsdebatten om Goliat-utbygginga 18. juni 2009. Referatet viser at begeistringa var like stor i Høgre, Arbeidarpartiet og Senter­partiet. Goliat var meir enn eit oljefelt – det var starten på eit eventyr. Oljeeventyret i nord!

Seks år seinare har konfettien for lengst lagt seg. Goliat skulle vere i produksjon frå 2013, men er no utsett til utgangen av 2015 eller byrjinga av 2016. I tillegg har kostnadene laupt løpsk. I Statsbudsjettet for 2016 skriv regjeringa at Goliat-prosjektet, som i Plan for utbygging og drift (PUD) opererte med ein prislapp på 31,9 milliardar kroner (2015-verdi), no kostar 48,6 milliardar kroner.

Når investeringskostnadene for eit prosjekt med marginal lønsemd stig med over 50 pro­sent, bør varsellampene blinke. Goliat står i fare for å bli eit tapsprosjektet, både for sel­skapa og staten. Stortinget bør engasjere seg for å finne svar på kva som har gått galt og kva som kunne blitt gjort annleis. Slik dei ville gjort om Goliat var eit sjukehus eller ein vegstump på land.

«Marginalt lønsamt»

Goliat blei påvist i 2000 og ligg er omtrent 50 kilometer søraust for Snøhvitfeltet og 85 kilometer nordvest for Hammerfest. Når feltet kjem i produksjon vil det vere det første olje­produserande feltet i Barentshavet. ENI Norge er operatør med ein eigardel på 65 prosent. Statoil ASA eig 35 prosent av feltet. Driftstid er 15 år.

Då regjeringa i mai 2009 leverte si tilråding⁷https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/stprp-nr-64-2008-2009-/id560066/ til utbygging av Goliat blei vurderinga av pro­sjektets lønsemd basert på følgjande forvent­ningar:

• Oljepris: 400 kroner fatet
• Investeringskostnad: 31,9 milliardar kroner (2015-verdi)
• Kommersielt tilgjengelige ressursar: 28 millionar Sm3 olje (svarar til cirka 174 millionar fat).

I konklusjonane til Olje- og energidepartemen­tet (OED) heiter det (mine uthevingar):

«Rettighetshaverne vurderer utbyggingen som marginalt lønnsom med utgangspunkt i planens forventninger til kostnader, produk­sjon og oljepris. Prosjektet er ikke lønnsomt med forverrede forutsetninger.»

I proposisjonen til Stortinget skriv OED at dei har gjennomført ein sensitivitetsanalyse av Goliat. Lønsemda har blitt testa opp mot eventuelle avvik i forventa oljepris, investe­ringskostnad eller produksjonsnivå på +/- 25 prosent. Eit av funna var at prosjektet ville gå i null med ein oljepris på 300 kroner fatet, gitt at kostnadene og produksjonsnivå ikkje endra seg. Sensitivitetsanalysen tok ikkje høgde for at fleire faktorar kunne endre seg samstundes, t.d. både oljepris og investeringskostnadar.

Departementet var likevel klar i sin anbefa­ling:

«Selv om prosjektet ikke er robust, mener departementet at utbygging og drift av Goliat med de gitte forutsetningene vil gi tilstrekkelig samfunnsøkonomisk lønnsomhet.»

Fleirtalet på Stortinget delte denne konklu­sjon. 18. juni 2009 blei utbygginga formelt godkjent av Stortinget. Berre KrF og Venstre røysta imot.

I innstillinga frå Energi- og miljøkomiteen er Goliat fleire gongar referert til som «margi­nalt lønnsom». I ein av fellesmerknadene skriv komiteen at dette «stiller derfor krav til streng kostnadskontroll og effektive produksjonstek­nologier.»

Prosjektets marginale lønsemd vert og opp­gitt av komiteens fleirtal som grunn for at dei sa nei til å stille krav om ilandføring, noko fleire meinte ville gi fleire arbeidsplassar lokalt.

Også i stortingsdebatten om Goliat går «mar­ginalt lønnsomhet» igjen i fleire av innlegga, men meir som konstantering enn problemati­sering. Dei fleste delte nok vurderinga til Arbei­darpartiets Torny Pedersen om at økonomien i prosjektet sikkert vil gå seg til:

«Prosjektet er rimelig marginalt, men det vil nok etter hvert gi inntekter til Finnmark og til hele det norske samfunnet.»

Kraftig kostnadsvekst frå 2012

Olje- og energidepartementet har orientert Stortinget om framdrift for Goliat-prosjektet i alle framlagte statsbudsjett sidan Plan for ut­bygging og drift (PUD) blei godkjent av Stortin­get for seks år sidan.

I OEDs budsjettproposisjon for 2010, 2011 og 2012 var kostnadsestimat til Goliat uendra i høve til PUD. Men så – frå og med statsbudsjet­tet for 2013 – har kostnadene blitt oppjustert fleire gongar. Det siste kostnadsestimatet finn vi i statsbudsjettet for 2016⁸http://www.statsbudsjettet.no/upload/Statsbudsjett_2016/dokumenter/pdf/oed.pdf:

«Investeringsanslaget for Goliat viser ein auke på om lag 820 mill. kroner frå 2014 til 2015. Auken i investeringane frå det som vart estimert i PUD i 2009 er på om lag 16,6 mrd. kroner. Kostnadsauken er i hovudsak knytt til marknadsprisar, lengre leveringstid for utstyr­spakkar og høgare råvarekostnadar grunna sterkt press i leverandørmarknaden. Dette har påverka kostnadsrammene for fabrikasjon og installasjon av undervassutstyr og røyrleid­ningar, boring og komplettering av brønnar og ulike utstyrspakkar. Produksjonseininga har blitt fordyra med årsak i teknologiske utfor­dringar, meir omfattande engineering, diverse designendringar, akselerasjonskostnadar og større arbeidsmengde enn føresett, noko som har ført til utsett leveringstidspunkt av eininga frå leverandøren og følgjeleg utsett produk­sjonsstart. Kostnadsauken frå sist rapport er forårsaka av svekka kronekurs i forhold til vekslingskursar antekne ved PUD.»

Stortingets oppfølging

På Stortinget har Heikki Eidsvoll Holmås (SV) stilt spørsmål to gongar til Olje- og Energimi­nister Tord Lien om Goliats kostnadssmell og prosjektets lønsemd, først i 2014⁹https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Sporsmal/Skriftlige-sporsmal-og-svar/Skriftlig-sporsmal/?qid=59994 og så i 2015¹⁰https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Sporsmal/Skriftlige-sporsmal-og-svar/Skriftlig-sporsmal/?qid=62531. Også Ola Elvestuen¹¹https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Publikasjoner/Referater/Stortinget/2014-2015/150429/muntligsporretime/#a7 og Siri Engeseth¹²https://www.stortinget.no/no/Saker-og-publikasjoner/Sporsmal/Skriftlige-sporsmal-og-svar/Skriftlig-sporsmal/?qid=63719 frå Venstre har utfordra Lien på dette.

På spørsmål frå Holmås om kva Goliat-over­skridinga har «kosta» staten er Liens svar at staten ikkje har eigendelar i Goliat gjennom SDØE (Statens direkte økonomiske enga­sjement), og difor ikkje har utgifter knytt til Goliat-prosjektet. Overskridingane er utelukk-ande selskapas problem, ifølge ministeren.

I Anne Jortveits intervju med økonomipro­fessor Didrik Lund blir Liens påstand avvist. Ifølge Lund tek Staten risiko både gjennom eigarskapet i Statoil og oljeskattesystemet. Han utdjupar:

– De selskapene som er med – Eni og Statoil – har jo andre inntekter på norsk sokkel, det betyr at de kan trekke fra de kostnadene de pådrar seg på Goliat og dermed betale mindre skatt. Så staten Norge er med på å ta risikoen gjennom skattesystemet slik det er rigget. Så hvis det ender opp med at Goliat alt i alt ikke er noe lønnsomt har staten tapt penger på det. Eller sagt slik: om kostnadene blir høyere og inntektene lavere enn det vi har trodd, vil det slå inn både for staten og for selskapene.

Lund seier vidare at selskapas del av ut­byggingskostandene i utgangspunktet er 22 prosent, og at dei resterande 78 prosenta blir dekka av staten.

Om Goliat var eit sjukehus?

For Goliat er det ikkje berre storleiken på overskridinga som er problematisk, men også det faktum at prosjektet som heilskap står i fare for å bli eit tapsprosjekt. Det er ikkje godt å vite kva oljepris Goliat-prosjektet no vil trenge for å gå i pluss. Rystad Energy hevdar den nye balanseprisen er 90 dollar fatet¹³http://www.dn.no/nyheter/energi/2015/08/19/2154/Olje/-slipper–sitte-p-rekka. ENI-sjefen skal ha sagt 55 dollar¹⁴http://www.hegnar.no/bors/artikkel572232.ece.

Myndigheitene var i 2009 godt kjent med at Goliat var lite robust i møte med lågare oljepris og høgare investeringskostnader. Men ønsket om å sette i gang oljeproduksjon i Barentshavet raskast mogleg var langt større enn behovet for å dvele ved økonomien i prosjektet.

Praksis i dag er at alle utbyggingsprosjekt på sokkelen som kostar meir enn 20 milliardar kroner må handsamast av Stortinget. Ein bør vurdere å etablere ein ny praksis: At Stortin­get også undersøker overskridingar av ein viss storleik.

For Goliats del handlar det om å få svar på det heilt openberre:

• Kva skuldast kostnadsveksten?
• Korleis har regjeringa følgt opp Stortingets oppmoding om «streng kostnadskontroll» med Goliat?
• Har Stortinget blitt riktig og tilstrekkelig in­formert om kostnadsutviklinga for Goliat?
• Korleis påverkar kostnadsoverskridingane lønsemda til prosjektet som heilskap?
• Har departementet gjennomført nye sen­sitivitetsanalysar som viser kva oljepris og produksjonsnivå som må til for at Goliat skal tilføre samfunnet grunnrente?
• Er det element ved dagens oljeskatteregime som har motverka streng kostnadsdisiplin ved Goliat?

Tord Lien har til no avvist spørsmål om løn­semda til Goliat-prosjektet ved å vise til at sta­ten samla sett har enorme inntekter frå petro­leumsindustrien. Dette er ein farleg haldning om ein håpar å sjå ein meir kostnadsmedviten industri i framtida. Norske skattebetalarar fortener at gigantoverskridingar som påverkar statens inntekter blir teke like seriøst om dei skjer offshore som onshore. Det gjer dei ikkje i dag.

Goliat skaper ringvirkninger

Andreas Wullf

Andreas Wullf, kommunikasjonssjef Eni Norge

Som første oljefelt i Barentshavet skaper Goliat store ringvirkninger i Hammerfest og andre deler av Nord Norge, selv før produksjonen har startet. Ny infrastruktur, hundrevis av kompe­tansearbeidsplasser, økt interesse for utdan­ning og en befolkningsutvikling som er snudd fra nedgang til vekst er noen viktige trekk. Med Eni sin etablering i Hammerfest følger også en stor andel av leverandørkjeden med til regio­nen for å gi driftstøtte til Goliat. Det bidrar til å styrke den økonomiske utviklingen i Finnmark og Nord Norge.

Til sammen har et 90-talls olje- og gassrela­terte virksomheter etablert seg i Hammerfest de senere årene, som et resultat av Snøhvit og Goliat utbyggingene. Det gir arbeid til 1100 – 1200 personer i Hammerfest, en kommune på 10 000 inn­byggere. Hammerfest har de siste årene vært blant de raskest voksende kommunene i landet.

Oljevirksomheten medfører omfattende utbyg­ging av infrastruktur i området i milliardklas­sen. Utvidelse av logistikk- og forsyningsbasen Polarbase, nye verkstedlokaler, kontorbygg, hoteller og boliger bygges som et resultat av petroleumsvirksomheten. Finnmarksbedrifter står for det meste av leveransene knyttet til denne typen oppbygging.

Næringen stiller generelt høye krav til kompetanse. Denne kombinasjonen bidrar til å styrke kompetansebasen i regionen.

Med Goliat er det etablert et nytt konsept for oljevern på norsk sokkel. Dette bidrar ikke bare til en vesentlig styrking av den generelle bered­skapen langs kysten, uansett utslippskilde, men også til økt aktivitet og kompetansebygging.

Utgått på dato

Anders Bjartnes

Ansvarlig redaktør for nettmagasinet Energi og Klima og Norsk klimastiftelses publikasjoner

Norsk oljepolitikk er utgått på dato. Den bygger på et sett forutsetnin­ger som alle er i ferd med å briste. Det trengs oppdatering.

Det tar tid før etablerte interesser erkjenner at verden har forandret seg. Når omgivelsene en­dres, må politikken justeres i tråd med de nye realitetene. Det smerter. Men det er nødvendig. Norsk petroleumspolitikk er moden for en revisjon i lys av klimapolitikk og dyptgripende endringer i markedsforholdene der det viktig­ste stikkordet er skiferoljen i USA.

Selskaper som Statoil, Shell, BP og Total tar klima- og energiomstillingen på et helt annet alvor nå enn for et par år siden. Internt i olje­sektoren virker det som om de store europeiske oljeselskapene har kommet ganske langt i er­kjennelsen av at verden ikke er som før. Om de gjør store endringer i egen forretningsmodell gjenstår likevel å se.

De amerikanske oljeselskapene henger etter, Chevron og Exxon er fortsatt ignoranter. I Norge er det rimelig tydelig at Norsk Olje og Gass og Olje- og Energidepartementet er bakpå i sin virkelighetsoppfatning. Trolig baserer en rekke selskaper og virksomheter i oljeklyn­gen seg også på foreldete analyser. At mindre aktører henger etter er ikke så rart, men det er bekymringsfullt at oljeklyngens makthavere – Olje- og Energidepartementet, Oljedirektoratet og Norsk Olje og Gass – ikke hjelper bransjen til en realitetsorientering.

Egentlig trengs en ny stortingsmelding, som tar innover seg endringene som har skjedd siden Ole Borten Moe presenterte sitt evange­lium om «En næring for framtida» i 2011. Det kunne lagt grunnlag for en ny og bred debatt. Borten Moes stortingsmelding var på mange måter ute av takt med oppdatert kunnskap alt da den kom – den forholdt seg ikke til klimapo­litikk.

I årene som har gått siden meldingen ble pre­sentert, er mye forandret. Forutsetningene for politikken er annerledes. Dette handler ikke om små og ubetydelige detaljer, men om de viktigste spørsmålene knyttet til petroleums­næringens fremtid.

Forutsetning nr. 1: Markedet for olje og gass vil vokse inn i evigheten.

Det er en svært viktig premiss i den domine­rende tenkningen om utviklingen i energifeltet at etterspørselen etter olje og gass vil fortsette å vokse i overskuelig fremtid. I alle de store oljeselskapenes fremtidsscenarier – og i IEAs hovedscenario – er dette forventningen som presenteres. Ola Borten Moes oljemelding fra 2011 er et dokument som tar dette for gitt. Det vises kurver som peker oppover, uten at det problematiseres at dette forutsetter at klima­politikken mislykkes.

Men er det så opplagt? Svaret er nei. Den vik­tigste årsaken heter klimapolitikk. Alle som ak­septerer klimavitenskapen, erkjenner samtidig at karbonbudsjettet setter grenser for hvor mye kull, olje og gass som kan brennes. Fordelingen mellom de ulike fossile energikildene vil på­virke mye, men det er altså ikke slik at verden kan fortsette å brenne fossil energi i samme takt som hittil. Ingen vet når klimapolitikken vil strammes til så mye at effekten virkelig set­ter inn. Men å legge til grunn at etterspørselen vil vokse i tråd med en utvikling som leder mot oppvarming på omkring flere grader er uansvar­lig, både med tanke på klima, og med tanke på risikoen det innebærer at verdens land faktisk kan tenkes å føre en politikk som reduserer utslippene og dermed etterspørselen etter fos­sil energi.

Siden den rødgrønne regjeringens oljemel­ding ble presentert i 2011, har det skjedd store forandringer i det man kan kalle «mainstream»­oppfatningen om klimapolitikk og karbonri­siko. Store institusjonelle investorer og viktige aktører innen finans og økonomi, tenker og agerer fundamentalt annerledes rundt disse problemstillingene nå enn for noen år siden. Den britiske sentralbanksjefen Mark Carney’s tale høsten 2014 er et potent eksempel.¹⁵http://www.bankofengland.co.uk/publications/Pages/speeches/2015/844.aspx

Denne endringen – vekten på klima- og karbonrisiko innen økonomi og finans – er så langt oversett i utøvelsen av norsk petroleums­politikk.

Forutsetning nr. 2: Prisen på olje og gass vil gradvis øke og gjøre nye utbygginger lønnsomme.

Denne læresetningen bygger på en slags natur­lov. De billigste og enklest tilgjengelige ressur­sene utbygges først, og derfor vil det gradvis bli dyrere og vanskeligere å utvinne ny olje-og gass. Sammenholdt med forutsetning nr. 1 – om evig etterspørselsvekst – gjør dette at oljeland og ol­jeselskaper vil tjene penger på å gå dypere under havbunnen og lenger oppunder iskanten.

Denne logikken er en helt avgjørende del av begrunnelsen for å satse store summer av fel­lesskapets midler for eksempel på oljeleting i Barentshavet eller andre steder der ressursene er kostbare og utilgjengelige. Den er bærende i tenkningen i Ola Borten Moes oljemelding, og som underliggende argument for Olje- og ener­giminister Tord Liens videreføring av Borten Moes politikk.

Men er dette lenger gyldig? Svaret er nei – og den viktigste forklaringen ligger i USAs skifer­revolusjon. Skiferoljens forretningsmodell er grunnleggende annerledes enn i tradisjonell oljeproduksjon. Det som kjennetegner for eksempel store offshore olje- og gassprosjekter er lang ledetid fra beslutning til produksjon, og store kapitalinvesteringer knyttet til hver enkelt utbygging. Produksjonen er lite fleksibel når den først kommer i gang, og derfor lite sen­sitiv for prisendringer. Man skrur ikke av når produksjonen er oppe og går. Investeringene er gjort. Det vil være dyrere å stenge enn å produ­sere så lenge driftskostnadene dekkes.

Skiferoljen er fundamentalt annerledes. Der er ledetiden kortere, og aktørene er flere. Der­for reagerer den raskt på prissignaler både opp og ned. En investering i et nytt borehull vil al­lerede kunne gi produksjon om noen måneder. Lave priser vil derfor bety at mange prosjekter skrinlegges. Kommer prisene opp, vil aktivi­teten raskt følge etter. Skiferoljen får dermed stor betydning for prisdannelsen i oljemarke­det. Den representerer et strukturelt skifte. Den amerikanske prærien blir som en fender mot store prishopp. Fordi mye av skiferoljen ligger i kostnadsspennet mellom 60-80 dollar, vil dette kunne bli et nytt pristak. I utvinningen av skiferolje er det dessuten gjort betydelige teknologiske fremskritt, som også bidrar til å presse kostnadene raskere ned.

Den som vil lese mer om dette, kan studere talen BPs sjeføkonom Spencer Dale holdt i oktober 2015.¹⁶http://www.bp.com/content/dam/bp/pdf/speeches/2015/new-economics-of-oil-spencer-dale.pdf

I tillegg har skiferoljen selvsagt store geopo­litiske implikasjoner. Den flytter makt fra Saudi Arabia til et mylder av store og små aktører i USAs oljesektor. En instruktiv forklaring på hvordan dette foregår, kan leses i en kronikk USAs tidligere sentralbanksjef Alan Greenspan skrev i FT i februar 2015.¹⁷http://www.ft.com/intl/cms/s/0/92ab80e4-b827-11e4-b6a5-00144feab7de.html#axzz3s0ivR1zR

Forutsetning nr. 3: Olje og gass vil i overskuelig fremtid dekke store deler av verdens energibehov.

Dette er argumentet som kommer som svar på kritikken om at oljesektoren ignorerer klimapolitikk. Ja, det er riktig at verden vil trenge olje og gass lenge, og i store kvanta. Det er naivt å tro at oljekranene kan skrus av i morgen. Samtidig er det uansvarlig å overse risikoen som ligger i kombinasjonen mellom teknologisk endring og forsterket klimapoli­tikk – ikke minst når vi ser noen tiår frem i tid. Den norske politikken for å redusere utslipp i transportsektoren frem mot 2030 er et godt eksempel. Skal Norge nå sine klimamål, må elektrisitet, biodrivstoff og hydrogen overta for fossile oljeprodukter i et betydelig omfang – både i privatbiler, i større kjøretøyer, og til sjøs. Uten at noen foreløpig har satt tallfestede mål, snakker vi i grove termer om en halvering av de norske transportutslippene på 15 år.

Dette forutsetter teknologisk innovasjon og politikk som støtter oppunder endringsproses­sene.

Norge er ikke alene om å strekke seg i denn­retningen. I Kina ble det solgt omkring 135.000 elbiler de ni første månedene i 2015. Det er en dobling målt mot samme periode i 2014.¹⁸http://cleantechnica.com/2015/11/19/china-electric-car-sales-booming/

Motkreftene er mange og sterke, men å berolige seg med at det meste blir som før, er arrogant strutsepolitikk. Batterier og hydrogen kan over et par tiår ta vekk mye oljeetterspørsel i transportsektoren. Det handler om disruptive teknologier som kan snu opp ned på mye.

For gassens vedkommende er utviklingen innen fornybar energi og mer desentrale ener­gisystemer en trussel. Innen kraftproduksjon vil kombinasjonen av sol og batterier sette et langsiktig pristak for hva gassen er verdt. For tyskere og franskmenn gir det ingen mening å importere gass fra Norge eller Russland hvis solenergi og batterier gir billigere strøm.

For gass til oppvarmingsformål er effektivi­sering den viktigste trusselen. Det finnes en myriade av tiltak og teknologier som kan bringe forbruket ned. Det enkleste er tetningslister rundt vinduer og bedre isolasjon. Både Statoil og IEA er ganske «bearish» på utsiktene for gassforbruket i Europa. I Ola Borten Moes oljemelding fra 2011 presenteres vekstprognoser som ligger skyhøyt over det som realistiske anslag tilsier nå. Det er opplagt at lavere etterspørsel i Europa vil påvirke ram­mene for Norge og andre gassleverandører.

Forutsetning nummer 4: Oljen og gassen gir store inntekter til statskassen og sikrer velstand og velferd.

Historisk er dette opplagt riktig. På grunn av den høye og (lenge) stigende oljeprisen har Norge siden årtusenskiftet opplevd en enorm vekst i inntektene. Olje- og gassprosjekter som var utbygd på lave kostnadsnivåer sørget for at det ble skyflet store volum penger inn i statens kasse. Når kostnaden ved å hente opp et fat olje er 10-20 dollar og prisen er 100, sier det seg selv at lønnsomheten er formidabel.

En god stund fortsatt vil de «gamle» oljepro­sjektene gi store inntekter. Pengemaskinene i Nordsjøen vil levere, selv om lønnsomheten selvsagt er annerledes på 50 dollar fatet enn på 100. Dette er likevel grunnrentehøsting med gode marginer.
Helt annerledes er det med nye prosjek­ter der breakeven er fra 50-60 dollar fatet og oppover. Med Johan Sverdrup som unntak, er dette tilfellet for så godt som alle utbyggings­prosjekter som er underveis. Norsk oljesektor har derfor et stort lønnsomhetsproblem.

Lavere aktivitet i bransjen vil helt klart lede til kostnadsreduksjoner, men norsk oljesek­tor er ikke alene om å være på kostnadsjakt. I alle verdens oljeprovinser streves det nå med å bringe kostnadene nedover. De gode tidene med høye priser ga muligheter for å ta ut store marginer for alle service-sektorene som omkranser oljenæringen. Nå er dette slutt for denne gang.

For den norske staten er spørsmålet hvor mye grunnrente som er å hente, altså hvor mye penger petroleumsutvinningen bringer til statskassen etter at alle kostnader er betalt. Uten grunnrente gir ikke oljeutvinning noen mening. Hvis kostnaden ved å få opp et fat olje er 50 dollar og prisen er på samme nivå, blir det ikke noe grunnrente. I en slik situasjon kan ny oljevirksomhet bidra til aktivitet og arbeids­plasser, men ikke være noen melkeku der store volum penger havner i Oljefondet.

Derfor er det ikke sånn at oljeaktivitet umid­delbart betyr at staten blir rikere og at nye pro­sjekter sikrer velferden. Tvert imot kan mange prosjekter ende med å tappe staten for verdier. Staten betaler sin andel i nye oljeprosjekter gjennom skattesystemet. Jo mer det investeres, jo større skattefradrag har selskapene. Staten reinvesterer dermed oljeinntekter i ny oljepro­duksjon med håp om fremtidige inntekter.

Med utsikter til lave priser og dermed lav grunnrente, ryker forutsetningen om at nye olje- og gassprosjekter vil sikre staten store inntekter. I nye områder uten eksisterende infrastruktur vil kostnadene være høye, og tids­perspektivet er langt. Investeringer som gjøres i det nærmeste tiåret skal tjene pengene sine fra 2030 og fremover.

Oppsummert:

Petroleumspolitikken skriker etter en gjen­nomgang. Det trengs en realitetsorientering. Kunnskapsgrunnlaget er annerledes nå enn for fire-fem år siden. Det er politikernes jobb å sørge for å justere kursen i tråd med realite­tene. Å lukke øynene for endringene som har skjedd – og skjer – i omgivelsene er uansvarlig.

Betyr det noe hvor vi utvinner fossil olje og gass?

Torfinn Harding

Torfinn Harding er førsteamanuensis ved NHH, ansatt i gavestilling fra Statoil. Han er i tillegg tilknyttet Universitetet i Stavanger. Han har doktorgrad i samfunnsøkonomi fra NTNU og har tidligere arbeidet i Statistisk sentralbyrå, Verdensbanken, Universitetet i Oxford og Uni­versitetet i Sussex. Hans forskning fokuserer for tiden på to hovedtemaer: oljevirksomhet i utviklingsland og sammenhengen mellom tropisk avskoging og økonomisk utvikling. For mer informasjon, se www.nhh.no/deforestation

Gitt at verden kommer til å etterspørre olje og gass, hvor er det best at den utvinnes i et miljøperspektiv?

De store klimautslippene knyttet til olje og gass skjer ved bruken av energien snarere enn ved utvinningen av ressursene. For Norges del rapporterer Miljødirektoratet at olje- og gassvirksomheten bidro til en fjerdedel av norske klimautslipp i 2013, eller snaut 14 mil­lioner tonn CO₂-ekvivalenter (miljostatus. no, februar 2015). Skulle vi inkludert bruken av norskprodusert olje og gass i utlandet, ville Norges utslippstall kunne multipliseres med ti, ifølge Naturvernforbundet (Vårt Land, oktober 2014). Rundt 55 millioner tonn CO₂-ekviva­lenter sluppet ut i Norge ville ha blitt til rundt 500 millioner. Det er et filosofisk spørsmål hvordan dette utslippet bør føres i det globale klimaregnskapet, men det synes som at det nåværende prinsippet er å føre det på brukeren av energien.

Det er imidlertid en gryende skepsis til at Norge produserer olje og gass idet vi skal sette i gang det grønne skiftet. Denne debatten dreier seg ikke bare om CO₂-utslipp, men også om risiko for lokal forurensning, som i diskusjo­nen om Lofoten og «Iskanten». Mange mener at disse områdene bør holdes rene og at det ville være katastrofalt med ulykker alla´ Exxon Valdez i Alaska i 1989 eller BPs utslipp i Mexi­cogolfen i 2010. Det er isolert sett vanskelig å være uenig i at disse, eller andre områder for den sakens skyld, bør holdes rene. Men å finne den optimale globale miljøpolitikken kan være mer komplisert. Dette kan motiveres enkelt med det stereotypiske økonom-spørsmålet: Hva er alternativet? Gitt at verden kommer til å etterspørre olje og gass, hvor er det best at den utvinnes i et miljøperspektiv?

To spørsmål melder seg:

Hvor er de forventede globale og lokale «utslippene» størst? Med dette mener jeg for eksempel hvor vi forventer at produksjonen av et fat olje gir høyest CO₂-utslipp eller sterkest miljøforstyrrelser lokalt? Dette vil blant annet avhenge av teknologien som brukes og lokale reguleringer, som igjen henger sammen med utvinningslandets institusjoner og økonomiske utviklingsnivå.

Hvor gjør et gitt «utslipp» størst skade? Dette kommer an på naturgeografien i området hvor utvinningen foregår. Foregår den i et om­råde med et spesielt sensitivt eller verneverdig økosystem?

En stor andel av letingen etter og utvin­ningen av naturressurser som olje og gass har hittil foregått i de rike landene. Paul Collier påpeker i sin bok «The Plundered Planet» fra 2010 at det er påvist fem ganger så mye «sub­soil assets» per kvadratmeter i de rike OECD-landene som i de fattige landene i det sørlige Afrika. McKinsey Global Institute skriver i sin rapport «Reverse the curse: Maximizing the potential of resource-driven economies» fra 2013 at nesten 90% av investeringene knyttet til leting og utvinning av naturressurser har funnet sted i land som kan klassifiseres som enten rike land eller rike middelsinntektsland. Undertegnede og James Cust har i vår forsk­ning funnet at kvaliteten på institusjoner, som demokrati og beskyttelse mot ekspropriering, delvis kan forklare dette mønsteret (Cust og Harding, 2015). Olje- og gasselskaper ser ut til å være varsomme med å ta på seg stor politisk risiko. En forklaring er at det potensielt sett har store konsekvenser for selskapene å bli invol­vert i korrupsjonssaker (for eksempel Shell i Nigeria) eller å bli utsatt for ekspropriering (for eksempel Venezuelas overtagelse av private oljeinstallasjoner).

At oljeletingen i stor grad har foregått i den rike delen av verden har kanskje vært flaks for det globale miljøet. I forhold til spørsmål I) over, betyr dette at oljeproduksjonen antakelig har foregått under relativt strenge regulerin­ger, siden svake institusjoner og svake miljø­reguleringer kan antas å gå hånd i hånd.

I forhold til spørsmål II), betyr det videre at oljeproduksjonen har foregått i områder hvor konsekvensene av diverse lokal forurensning og eventuelle ulykker antakelig er mindre enn i mange av landene med svakere institusjoner. Hva bygger dette på?

Det er en voksende litteratur om hvor på kloden utvinningen av fossile brensler foregår og effektene det kan ha på lokalmiljøet. Butt m.fl. (Science 2013) er for eksempel interes­sert i konsekvensene av utvinning av fossile brensler for biologisk mangfold. De argumen­terer for at utvinningen og transporten av de fossile brenslene kan ha store konsekvenser for det biologiske mangfoldet i et område. Små endringer kan ha store effekter på funksjonali­teten til et økosystem, selv om utvinningsakti­viteten i seg selv er begrenset i sin geografiske utbredelse. Som direkte effekter nevner de for eksempel fragmentering av habitater og lokal forurensing. Indirekte effekter kan imidlertid virke over flere kilometer fra der utvinningen skjer, og kan bestå av for eksempel ekspansjon av menneskelig aktivitet i tidligere uberørte områder, erosjon av jordsmonnet og vann­forurensing. Utvinning av fossile brensler kan også legge til rette for andre trusler, som for eksempel at veier inn i tidligere utilgjenge­lige områder kan føre til avskoging. Butt m.fl. mener det sistnevnte kanskje er av de viktigste konsekvensene. I så fall har hvor de fossile brenslene utvinnes konsekvenser ikke bare for det biologisk mangfoldet, men også for det globale klimaet.

Allred m.fl. (Science 2015) følger opp Butt m.fl. med satellittdata på vegetasjon og data på oljebrønner i det sentrale Nord-Amerika. De ser på mengden karbon akkumulert som biomasse (på engelsk «net primary production, NPP») og argumenterer for at dette er et robust mål på et områdes evne til å yte generelle øko-systemtjenester. De estimerer at reduksjonen av vegetasjonen i for eksempel beiteområder fra 2000 til 2012 tilsvarte mer enn halvparten av beiteområdene administrert av det offent­lige via «U.S. Bureau of Land Management». Dette utgjør en måneds beite for fem millioner dyr. De estimerer videre at olje- og gassborin­gen også har hatt negative konsekvenser for vannressurser og endringer i arealbruk. Sist­nevnte kan ha konsekvenser for dyrehabitater. Linda Nøstbakken ved NHH har sammen med Branko Boskovic studert oljesandvirksomhe­ten i Canada, hvor oljeproduksjonen ser ut til å ha redusert bestanden av den utrydningstru­ede villreintypen Skogs-Caribou, på grunn av utvinningsinstallasjoner, veier, rørledninger og gater hogd ut for å samle inn seismiske data (Boskovic og Nøstbakken 2015).

Det er med andre ord forskning som peker på at det kan være miljøkonsekvenser av olje- og gassutvinning som favner bredere enn klima­utslipp. Dette reiser reelle politikkdilemmaer, som CO₂-utslipp ute versus hjemme, eller hensyn til klima versus hensyn til biologisk mangfold.

Butt m.fl. presenterer i sin artikkel data som tilsier at land som Bolivia, Venezuela og Malaysia er høyrisikoområder, siden de har høyt biologisk mangfold og store oljereserver. Den framtidige utvinningen av fossile brensler forventes dermed å bli høy i disse områdene. Nordsjøen og Norskehavet blir på den annen side nevnt som områder hvor en også forventer høy utvinning av petroleum, men med relativt små konsekvenser på biologisk mangfold rett og slett fordi mangfoldet er relativt lavt i disse områdene. Nå kan det antakelig argumenteres for at antall arter ikke er et godt mål på hvor viktige disse områdene er og jeg skal ikke ha noen mening om dette. Mitt poeng er at vi må måle miljøkonsekvensene av å utvinne olje og gass i våre nærområder opp mot alternativene, som kanskje da er utvinning i enda mer sårbare områder.

Butt m.fl. peker på at eventuell utvinning av store gjenværende petroleumsressurser i land med høyt biologisk mangfold og svake institusjoner står i fare for å ikke bli godt nok regulert og overvåket, med følgende høy risiko for det biologisk mangfoldet. Fra økonomisk vekstforskning vet vi at mange av landene i tropene har svake institusjoner. Mange av disse landene har derfor også høy politisk risiko, men antakelig også lave utvinningskostnader. Det er et spennende og åpent spørsmål hvordan en oljepris på 50 dollar i stedet for 100 dollar per fat vil påvirke oljebransjens appetitt til å påta seg økt politisk risiko og økt miljørisiko. For å gjøre politikkavveiningene enda mer krevende, kan vi minne oss selv på at i mange av landene med svake institusjoner, antakelig betydelige gjenværende fossile reserver og høyt biologisk mangfold, er det mange fattige mennesker som kan trenge de inntektene utvinning av fossile brennstoff kan bidra med.

Referanser

Allred, Brady W., W. Kolby Smith, Dirac Twidwell, Julia H. Haggerty, Steven W. Running, David E. Naugle, Samuel D. Fuhlendorf, Ecosystem services lost to oil and gas in North America, Science, vol. 348(6233), s. 401-402.

Boskovic, B. og L. Nøstbakken (2015), The Expected Cost of Land Use Regulation: Evidence from Changing Borders and a Border Discontinuity Design, mimeo NHH.

Butt, N., H. L. Beyer, J. R. Bennett, D. Biggs, R. Maggini, M. Mills og A. R. Renwick (2013), L. M. Seabrook,1,3 H. P. Possingham 1, Biodiversity Risks from Fossil Fuel Extraction, Science, vol 342, s. 425-426.

Collier, Paul (2010), “The Plundered Planet: How to Reconcile Prosperity with Nature”, Oxford University Press. Cust, J. og T. Harding (2014), Institutions and the location of oil exploration, OxCarre Research Paper 127, University of Oxford.