Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre

Transkript

1 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre Jan Samuelsen * 1 Kort historikk og bakgrunnsinformasjon Norges oljeventyr startet som kjent på slutten av 60-tallet. I 1963 erklærte Norge suverenitet over den norske kontinentalsokkelen, og ved ny lovgivning ble det slått fast at staten var grunneier og at bare Kongen (regjeringen) kunne gi tillatelser til leting og utvinning. 1 Avtaler om deling av kontinentalsokkelen etter midtlinjeprinsippet ble inngått i mars Første konsesjonsrunde ble utlyst 13. april Det ble tildelt 22 utvinningstillatelser for 78 blokker til oljeselskaper eller grupper av selskaper. Utvinningstillatelsene ga enerett til å undersøke, bore og utvinne i konsesjonsområdet. Den første letebrønnen ble boret sommeren 1966, og var tørr. Senere fulgte flere tildelinger i løpet av få år, alle til de store multinasjonale oljeselskapene som kunne bidra med kapital, ressurser og teknologi/»know-how». I 1965 ble den første petroleumsskatteloven vedtatt. Petroleumsvirksomheten skulle da hovedsakelig skattelegges etter de samme bestemmelser som i den alminnelige skatteloven. Som en følge av Ekofisk og flere andre funn, samt en sterk prisøkning på råolje, ble dagens petroleumsskattelov vedtatt i 1975, med følgende velkjente hovedelementer: særskatt, utgiftsføring av letekostnader, raske avskrivninger og friinntekt. Disse elementene er fortsatt bærende i petroleumsskattesystemet, selv om det har vært mange endringer underveis. Forskjellen fra et petroleumsskattesystem til et vanlig skattesystem er at det er de respektive stater som normalt er eier av petroleumsressursene, i alle fall de som ligger offshore, og ofte også de som måtte ligge på land. For Norges del ble dette, som nevnt ovenfor, nedfelt i kontinentalsokkelloven allerede i 1963, og gjelder uavhengig av om petroleum befinner seg til havs eller på land. I tillegg til sin posisjon som vanlig skatteoppkrever vil da statene gjennomgående ønske ekstra vederlag/kompensasjon som eier av petroleumsressursene, noe som ofte * Jan Samuelsen er partner i KPMG Law Advokatfirma AS. 1 Kontinentalsokkelloven og Ot.prp. nr. 75,

2 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre betegnes som en grunnrente. Dette kommer særdeles klart til uttrykk i Ot.prp. nr. 12 for : «Et av skattesystemets vesentligste mål er å bidra til at grunnrenten knyttet til petroleumsressursene tilfaller Norge som eier av ressursene.» De forskjellige petroleumsregimene rundt i verden velger forskjellige løsninger for å «inndra» en slik grunnrente, men gjennomgående vil dette representere et vesentlig høyere proveny enn det man får gjennom et ordinært inntektsskattesystem. I de senere årene har det totale skattenivået for denne type virksomhet gjennomgående ligget i området 65 85%. Det har i de senere år blitt vanlig, særlig for nyere og umodne petroleumsprovinser, å benytte såkalte produksjonsdelingsavtaler i stedet for et vanlig inntektsskattesystem. Denne type avtaler er kanskje mest vanlig i utviklingsland, og innebærer at man har en avtalefestet regulering av hva selskapene skal avgi i form av andel av produsert petroleum («profit oil»), inntektsskatter, royalties og eventuelle andre bonuser eller betalinger. Slike avtaler vil da helt eller delvis sette til side vanlig skattelovgivning. I 1975, når petroleumsskatteloven ble vedtatt, var det imidlertid ikke vanlig med produksjonsdelingsavtaler, og i forarbeidene til petroleumsskatteloven synes det ikke som noe alternativ til et inntektsskattesystem ble vurdert. Andre særlige kjennetegn ved petroleumsvirksomheten er at det er en virksomhet med høy risiko, store kapitalbehov, og en lang tidshorisont fra undersøkelsesstadiet til en eventuelle funn, og videre til utbygging, produksjon, og til slutt en positiv kontantstrøm. Dette er nok en av grunnene til at virksomheten tradisjonelt har vært dominert av relativt få, men store resurssterke, multinasjonale aktører. Et særtrekk de siste årene er også at mange land har etablert sine egne nasjonale oljeselskap, og en del av disse selskapene har utviklet seg til store globale aktører. Statoil, Petrobras, China National Petroleum Company, Petronas, og Aramco er eksempler på slike selskap, hvorav enkelte har vært store globale aktører i mange år, og andre har hatt en stor vekst de siste årene. Petroleumsvirksomheten er en sterkt globalisert virksomhet, der konkurransen mellom de forskjellige petroleumsregimene om å tiltrekke seg deltakere og samarbeidspartnere, er stor. De store multinasjonale selskapene vil vurdere sine prosjekter ut i fra en global portefølje. Det er da nødvendig å tilby vilkår som ikke er så stramme at selskapene i stedet velger å investere andre steder. Sett fra myndighetenes side ønskes som regel et system som er egnet for å tiltrek- 433

3 Jan Samuelsen ke seg selskap med ressurser, kapital og teknologi, samtidig som myndighetene ønsker en så stor del av verdiskapningen som mulig. I tillegg vil det ofte være ønskelig med en overføring av teknologi og kompetanse, slik at det aktuelle landet kan bygge opp sin egen oljerelaterte industri og egen arbeidskraft. Sett fra selskapenes side vil man selvfølgelig ha et lavest mulig skattetrykk, men det viktigste for de fleste selskapene er formodentlig allikevel at det er et godt og attraktivt ressurspotensial. Stabilitet og forutberegnelighet er også viktig, fordi det ofte dreier seg om betydelige investeringer med et svært langsiktig perspektiv. Allikevel må man være innforstått med at det fra tid til annen vil kunne skje endringer og tilpasninger, særlig gjelder dette for nye prosjekter eller nye investeringer. Andre elementer som oppfattes som gunstig fra selskapenes side, er fri flyt av kapital, arbeidskraft og utstyr, uten at dette belegges med betydelige restriksjoner eller skatter. Alt i alt dreier utarbeidelsen av et petroleumsskatteregime seg i stor grad om en balanseøvelse, der det enkelte land må avveie skattetrykk mot det å tiltrekke seg tilstrekkelige investeringer fra kompetente og ressurssterke selskap. Her har Norge gjort en meget god jobb, ved hele tiden å ha et høyt, men ikke for høyt, skattetrykk. Man har da gjennomgående oppnådd å ha tilstrekkelige investeringer, og har bygget opp en sterk og internasjonalt ledende norsk oljeindustri, både på produksjons- og servicesiden. 2 Utviklingstrekkene i det norske petroleumsskattesystemet Allerede i 1965 fikk vi en egen petroleumsskattelov, men hovedformålet var da kun å innlemme petroleumsaktivitet (leting og utvinning) på norsk kontinentalsokkel under det alminnelige skatteregimet. Petroleumsvirksomheten var på det tidspunktet ikke kommet i gang, og prisene var også relativt sett lave. Dagens petroleumsskattelov ble vedtatt i , etter en sterk prisoppgang på olje tidlig på 70-tallet, og også som følge av betydelige funn. Det ble innført en særskatt på 25 % i tillegg til selskapsskatten, som på det tidspunktet var rundt 50 % (med fradrag for ubytte i statsskattedelen). Letekostnadene kunne da, som nå, utgiftsføres direkte. Avskrivningene var 6 år lineært, men ble ikke påbegynt før feltet startet produksjon. Friinntekten var på dette tidspunktet hele 150 % over 10 år, noe som virkelig ga et betydelig investeringsinsentiv (hvilket vel også var hensikten 2 Ot.prp. nr. 26, om ny petroleumsskattelov. 434

4 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre på dette tidspunktet, men som nok ikke var helt bra i forhold til kostnadsbevissthet og nøytralitet, i den forstand at verdien av investeringsfradrag ble langt høyere enn skattleggingen av inntekter, og at prosjekter som ikke var samfunnsmessige lønnsomme, kunne bli lønnsomme etter skatt). Skatteskjerpelsene i 1975 fulgte en internasjonal utvikling i retning av å skjerpe skattleggingen av lete- og utvinningsaktivitet. «Government take»-systemet for lete- og utvinningsselskap bestod imidlertid på dette tidspunktet av flere andre elementer enn inntektssskatt. Det to viktigste var en royalty (produksjonsavgift) fra 8 16 % (fradragsberettiget både for særskattegrunnlag og selskapsskattegrunnlag), og «bæring» av Statoil gjennom letefasen. I tillegg var det elementer som glideskala (rett for staten til å øke sin eierinteresse), statsdeltakelse i de fleste lisenser, og rett til opplæring og overføring av teknologi. Bortsett fra royalty var dette viktige elementer for å bygge opp Statoil, norsk oljekompetanse og et norsk oljemiljø. For enkelte tidlige lisenser var det også en «Net Profit Interest»-klausul, der en viss andel av et overskudd på kontantstrømsbasis tilfalt staten enkelte av disse NPI-klausulene er fortsatt gjeldende. Slike øvrige elementer, herunder også NPI og royalty, vil være fradragsberettiget ved beregning av sokkelinntekt. Det ble lagt vekt på at oljeselskapene skulle ha en «passende» fortjeneste, og sikre staten en rimelig andel av petroleumsinntektene. I Ot.prp. nr. 26, ble dette uttalt som følger: «Når man skal vurdere hvilken andel av produksjonsresultatet som bør tilflyte det offentlige, er det naturlig å ta utgangspunkt i at petroleumsproduksjon på kontinentalsokkelen er utnyttelse av naturressurser som er den norske stats eiendom.» Det ble imidlertid også lagt vekt på at en langsiktig utvikling av sokkelen ville kreve tilstedeværelse av store multinasjonale oljeselskap: «På den annen side ser Regjeringen det ikke som ønskelig at det oppstår brudd eller en vesentlig endring i den lete- og utvinningsvirksomhet som det nå er lagt opp til på norsk kontinentalsokkel. Som nevnt senere i dette kapittel vil Regjeringen som en langsiktig linje gå inn for et vesentlig sterkere statlig engasjement på den norske kontinentalsokkelen. En vil imidlertid også på lengre sikt fortsatt ha behov for å samarbeide med private utenlandske og norske selskap. Det er da nødvendig å gi disse selskapene slike vilkår at lete og utvinningsvirk- 435

5 Jan Samuelsen somhet blir tilstrekkelig tiltrekkende ut fra selskapenes egne vurderinger.» Det som er sitert ovenfor fra Ot.prp. nr. 26, , er nokså grunnleggende elementer i norsk petroleumsbeskatning, og er fortsatt gjeldende. Et annet viktig element ved 1975-loven var at det funksjonelle virkeområdet ble utvidet til å dekke også annen petroleumsrelatert aktivitet på norsk kontinentalsokkel enn selve lete- og utvinningsvirksomheten. Dette var nødvendig siden den alminnelige skattelovgivningen ikke omfatter aktivitet utenfor norsk territorialgrense for så vidt gjelder skattytere uten alminnelig skatteplikt til Norge. Petroleumsskatteloven avhjelper dette slik at også utenlandske selskap som driver petroleumsrelatert virksomhet på norsk sokkel vil bli skattepliktig til Norge. Dette omfatter da alle typer virksomhet knyttet opp mot petroleumsvirksomheten, slik som f.eks. skyting av seismikk, bygge- og konstruksjonsarbeid, boreaktiviteter, catering, etc. I en Høyesterettsdom avsagt 6. november 2013 har Høyesterett lagt til grunn at det å eie og drive skip for transport av petroleum mellom sokkelinstallasjoner og land (herunder norsk havn) ikke kan regnes for å anses for slik tilknyttet virksomhet som angitt i Petroleumsskatteloven 1. Det ble i stor grad henvist til uttalelser fra forarbeidene til rederibeskatningsordningen (1996/1997) der det ble lagt til grunn at bøyelasting ikke ble omfattet av Petroleumsskatteloven 1. Høyesteretts konklusjon i denne saken må da formodentlig også gjelde andre former for skipsaktiviteter. Denne skatteplikten kan begrenses ved skatteavtaler, og i denne forbindelse understrekes at Norge i de fleste av sine skatteavtaler definerer kontinentalsokkelområdet som en del av Norge, og at avtalene også ofte benytter et utvidet fast driftsstedbegrep for slik sokkelvirksomhet (den såkalte 30-dagersregelen som innebærer at aktivitet ut over 30 dager innenfor en 12-måneders periode vil bli ansett for å etablere et fast driftssted i Norge (kontinentalsokkelen)) I 1980 hadde man sett en betydelig vekst i investeringer og produksjon, og oljeprisen hadde også steget betydelig siden Fra slutten av 1978 til 1980 var det mer enn en dobling av oljeprisen. Det gav grunnlag for en økning av særskatten til 35%, samtidig som friinntekten ble redusert fra 150 % til 100 %. 3 Dette representerte i sum en betydelig skatteskjerpelse, slik at staten tok en klart større del av grunnrenten. Finansdepartementet beregnet i forbindelse med reformen at det gjennomsnittelige skattenivået for perioden lå helt opp mot 85 %. 3 Ot.prp. nr. 37, om endringer i petroleumsbeskatningen. 436

6 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre Det forhold at særbeskatningen for petroleumsvirksomhet i stor grad skal sikre staten en rimelig del av verdiskapningen, kommer nokså klart frem i følgende uttalelse fra Ot.prp. nr. 37, der departementet som følge av høyere oljepriser og økt inntjening hos selskapene ønsket å inndra en større andel av forventede inntekter: «Selskapenes inntekter etter påløpne skatter ville etter de foreliggende beregninger bli 101 milliarder over årene ved gjeldende regler. Med de nye skattereglene reduseres de til 69 milliarder en reduksjon på 32,5 %.» Departementet legger videre til grunn at selv om de foreslåtte endringene ville kunne medføre at enkelte felt ikke ville bli bygget ut, så ville det totale aktivitets- og investeringsnivået allikevel være tilfredsstillende. Dette illustrerer også det forhold at et ønsket aktivitets og investeringsnivå er helt sentralt ved utforming og endringer av petroleumsskattesystemet I perioden rundt så man et betydelig fall i oljeprisen (fra en snittpris på 235 NOK/fat i 1985 til priser langt under NOK 100/fat i 1986), og for å opprettholde interessen for å lete og investere i nye utbygginger så man seg nødt til å gi enkelte skattelettelser. 4 I tillegg var et av de største feltene på norsk sokkel noen gang (Troll) i en kritisk beslutningsfase, og eksisterende skattesystem koblet med fallende priser gjorde at lisensdeltakerene var skeptiske til å treffe beslutninger om utbygging. Man var her også nødt til å ta hensyn til Troll-feltets betydelige leveranser av gass til Europa, der avtaler om salg av gassen allerede ble gjort i mai 1986, dvs. før Stortingets godkjennelse av utbyggingen. 5 Dette resulterte for det første i at særskatten ble redusert fra 35 % til 30 %, og man fikk en raskere avskrivningsprofil ved at avskrivningsstart ble fremskyndet til investeringstidspunktet, og ikke til oppstart av produksjon. For et felt som Troll, med en beregnet byggetid på 3 5 år, hadde dette en nokså sterk positiv effekt. I tillegg besluttet man å ta ut hele friinntekten for nye felt og erstatte denne med en produksjonsgodtgjørelse på 15 %, man fikk m.a.o. en skjerming av særskatten basert på brutto salgsverdi i stedet for en skjerming basert på investeringer (utbyggingskostnader). I sum ville dette bety at en mindre del av inntekten ble gjenstand 4 Ot.prp. nr om endringer i petroleumsskattesystemet. 5 St.prp. nr. 1, Tillegg 13, om utbygging av Troll-feltet. 437

7 Jan Samuelsen for særskatt. I tillegg til dette ble royalty og bæring tatt bort for nye felt reformen for petroleumsskattesystemet fremstår derfor som en av de mest omfattende omlegginger av det norske petroleumsskattesystemet, og viser med all tydelighet at myndighetene har vært villige til å ta nødvendige grep for å sikre ønsket aktivitets- og investeringsnivå på norsk sokkel. Ifølge departementets egne beregninger ble den gjennomsnittelige skatteprosenten redusert fra 84,7 % til 62,1 %. I 1987 fikk man også nye regler for skattemessig behandling av lisensoverdragelser gjennom petroleumsskattelovens 10. Dette innebar en særskilt godkjennelse fra Finansdepartementet av alle transaksjoner, og intensjonen var at løsningen for hvert enkelt tilfelle skulle være skattenøytral. I de første årene medførte dette nokså omfattende og kompliserte beregninger, og hver enkelt transaksjon fikk sitt spesialtilpassede vedtak fra Finansdepartementet i henhold til særskilt hjemmel i petroleumsskattelovens 10. I dag har petroleumsskattelovens 10 utviklet seg til et forskriftsregulert område med et nokså enkelt regelverk, der slike transaksjoner gjøres på en etter skatt-basis. 6 Dette særskilte regelverket for lisensoverdragelser har vært godt mottatt av selskapene, blant annet fordi det reduserer størrelsen av kjøpesummen og dermed gir lavere finansieringsbehov Mens reformene for petroleumsskattesystemet i 1981 og 1986 var forårsaket av prisendringer på olje, var endringen i 1992 en følge av den store omleggingen av det generelle selskapsskattesystemet som kom som en følge av en trend i retning av lavere selskapsskattesatser innenfor OECD-området. 7 Også i Norge medførte dette en reform der satsene ble vesentlig redusert (fra 50,8 % til 28 %), samtidig som grunnlaget ble gjort bredere. Det bredere grunnlaget var imidlertid i stor grad allerede til stede for petroleumsbeskatningen, slik at man måtte foreta justeringer i petroleumsskattesystemet for å opprettholde skattenivået. Hensikten med reformen var imidlertid i hovedsak ment å foreta tilpasninger til endringer i den generelle selskapsbeskatningen, ikke å endre nivå eller insentiver. Dette medførte at særskatten ble økt fra 35 % til 50%, slik at marginalskatten ble 78 %. Dermed ble den totale skattebelastningen ble opprettholdt på om lag samme nivå. 8 En viktig endring i 1992, som ikke hadde noen direkte tilknytning til den generelle skattereformen, var at produksjonsgodtgjørelsen som ble innført i 1986, ble 6 Jan Samuelsen, A guide to Norwegian Petroleum Taxation, 2011, s Ot.prp. nr. 35, Ot.prp. nr. 12,

8 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre tatt ut og man fikk inn igjen en friinntekt. Denne gangen ble friinntekten satt til 30 % (5 % per år i 6 år), som var en ganske betydelig reduksjon sammenholdt med den friinntekten som var en del av petroleumsskattesystemet frem til 1986, og som ved endringen i 1986 var 100 % (6,67 % over 15 år). Denne endringen bidro nok til å svekke tilliten til petroleumsskattesystemet sett i forhold til forutberegnelighet, fordi Troll-feltet ble vedtatt under en forutsetning om de nye reglene om produksjonsgodtgjørelse som kom inn i 1986 (og en viktig begrunnelse var nettopp å sikre Troll-investeringene), som ble da tatt ut igjen før feltet kom i produksjon, og erstattet med en langt lavere friinntekt. I 1999 oppnevnte Finansdepartementet et ekspertutvalg som skulle utrede petroleumsskattesystemet, noe som resulterte i NOU 2000: 18. På bakgrunn av utvalgets anbefalinger ble det innført ytterligere endringer fra og med inntektsåret 2002, blant annet kunne selskapene nå fremføre både underskudd og friinntekt med renter, og tidsbegrensingen for underskuddsfremføring ble opphevet. 9 En god del av de forslagene som ble fremmet av utvalget, herunder lengre avskrivningsperiode og lavere friinntekt, ble imidlertid ikke hensyntatt I fikk man igjen en periode med nokså lave oljepriser, og i tillegg var det et noe negativt syn på ressursgrunnlaget for norsk sokkel. Det vises her blant annet til Konkraft-rapporten 10 fra samme periode, som konkluderte med at leteaktiviteten var nedadgående, produksjonen fallende og funn som ble gjort, var mindre. Som en følge av dette mente Konkraft at det måtte gjøres vesentlige forbedringer i rammevilkårene, herunder reduksjon av særskatt for ny virksomhet. På denne bakgrunn ble det gjort viktige tilpasninger i systemet 11 for å øke aktiviteten på sokkelen. Dette ble gjort ved å likestille nye og eksisterende aktører, og forenkle/ forebedre reglene for omsetningen av andeler. Finansdepartement la til grunn at endringene samlet sett ville bidra til en bedre ressursutnyttelse på sokkelen, blant annet i form av høyere leteaktivitet og økt innsats med sikte på økt utvinning fra eksisterende felt. Konkrafts forslag om å redusere særskatten ble imildertid ikke tatt til følge. Med virkning fra 2005 ble det innført en ordning med kontantrefusjon av skatteverdien av letekostnader, dvs. at nye selskaper uten inntekter å føre letekostnader mot, i stor grad ble økonomisk likestilt med selskaper i skatteposisjon. I tillegg innførte 9 Ot.prp nr. 86, Konkraft rapport fra 28. august Konkraft var et samarbeidsprosjekt mellom myndigheter, oljeselskap mfl. med formål å styrke konkurranseevnen for norsk sokkel og norsk leverandørindustri. 11 Ot.prp nr

9 Jan Samuelsen man også en adgang til å pantsette kravet på utbetalingen av skatteverdien, noe som medførte at det ble mulig å lånefinansiere letekostnader opp mot 78 % av de totalte letekostnadene. Tidligere hadde det vært antatt at risikoen var for høy til at dette ville være mulig, og etter tidligere praksis i forhold til tynn kapitalisering var det antatt at ren letevirksomhet ikke kunne finansieres med intern rentebærende gjeld. Videre innførte man anledning for selskap i underskuddsposisjon til å søke en kontantutbetaling for skatteverdien av gjenværende fremførbart underskudd når selskapet eventuelt opphørte sin lete- og utvinningsvirksomhet på norsk sokkel. For de fleste selskap vil dette være mest relevant for kostnader som ikke blir omfattet av leterefusjonen (typisk renter og andre generelle kostnader), og fjerningskostnader. I 2004 fikk man også en justering av friinntekten da friinntektsperioden ble satt ned fra 6 år til 4 år. Dette medførte en klar positiv effekt for selskapene, da det ikke samtidig ble gjort noen endring i friinntektssatsen, dvs. at den årlige friinntekten økte fra 5 % per år til 7,5 % per år reformen må vel kunne sies å representere de siste store endringene i petroleumsskattesystemet, selv om man også i 2007 hadde viktige endringer for finansposter. Reglene om kontantrefusjon for letekostnader og ved opphør av lete- og utvinningsvirksomhet var, og er fortsatt, nokså unike regler i internasjonal sammenheng. Det innebærer at man også har fått et skattesystem der staten fullt ut er med på å dele risikoen for de investeringer som gjøres. Skattyter må avgi 78 % av sin nettoinntekt, men vil også få inndekning for 78 % av sine kostnader uavhengig av om han noen gang oppnår skattepliktige inntekter fra sine investeringer. For letekostander er det også en betydelig fordel at refusjonen er umiddelbar, uten at man behøver å måtte vente på å komme i produksjon. Dette er forskjellig fra de fleste andre petroleumsregimer, herunder regimer med produksjonsdelingsavtaler, der skattyter vil ha full risiko inntil påløpte kostnader eventuelt kan fradragsføres mot opptjente inntekter fra det aktuelle prosjektet (dvs. ofte bruk av ring fence, slik at inntekter og utgifter fra forskjellige lisenser og prosjekter kan konsolideres innenfor samme juridiske enhet). Ved mislykkede lete eller utbygginsprosjekter må selskapene da selv fullt ut dekke all kostnader som ikke kan dekkes gjennom fradrag i inntekter (ofte begrenset til inntekter fra det enkelte prosjekt). Skattyters risiko i det norske systmemet er derfor vesentlig lavere enn i de fleste andre system, noe som har stor betydning for høyrisikoinvesteringer som leting etter petroleum ofte representerer. Allikevel ser man at store selskap gjennomgående allokerer sine prosjekter og budsjetter basert på før skatt-tall. Dermed kan norske prosjekter komme dårligere ut i en global konkurranse om interne midler enn det 440

10 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre Figur 2-1 Letekostnader for utvinningsløyver i Nordsjøen etter selskapenes størrelse (kilde: Oljedirektoratet) Figur 2-2 Stigende oljepris og et bredere aktørbilde har bidratt til høy leteaktivitet (kilde: Oljedirektoratet) 441

11 Jan Samuelsen er grunnlag for, fordi fordelene i det norske systemet ikke blir fanget opp eller tilstrekkelig vektlagt. Bakgrunnen for å velge en før skatt-sammenligning er at dette er enkelt, og at man da ikke behøver å ta stillling til forskjellige skattesystemer, der det ofte vil være mange forskjellige elementer som gjør en sammenligning vanskelig. Innføring av refusjonsordningen er et godt eksempel på at skatteincentiv virker, og av figurene nedenfor fra OEDs faktahefte 2013 ser man klart at det fra 2004 skjer en markant økning både av antall nye selskaper på norsk sokkel, og antall påbegynte letebrønner. Figur 2-2 viser denne utvikling i relasjon til oljeprisutviklingen, men etter min oppfatning har de gjennomførte skatteendringene en større betydning for den viste utvikling i årene etter 2004 enn oljeprisutviklingen. 3 Oljepriskorrelasjon Ser man på de større endringene i petroleumsskattesystemet, er det en ganske nær sammenheng mellom oljeprisutviklingen og de aktuelle endringene, noe som klart vises i følgende figur: Figur 3-1 Historisk utvikling 442

12 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre Dette er ikke noe særegent for Norge, og man kan se tilsvarende utvikling i mange andre petroleumsregimer, kanskje særlig i en situasjon der prisene stiger mye, og de respektive petroleumsregimene ønsker en større del av den forventede meravkastningen som følge av høyere priser. Situasjonen i Norge har imidlertid vært mer stabil enn i mange andre petroleumsregimer, noe som særlig har vist seg i årene etter 2004, der oljeprisen har hatt en betydelig stigning (fra 33 USD/fat i 2004 til opp mot 110 USD/fat i 2012). Til tross for en slik utvikling har det norske petroleumsskattesystemet vært holdt uendret, mens flere andre land, herunder UK, har ønsket å inndra en større del av de høye inntektene i denne perioden. Våren 2013 fikk man imidlertid også en innstramning i det norske petroleumsskattesystemet ved at friinntekten ble endret fra 30 % til 22 %, noe som er nærmere beskrevet nedenfor i avsnitt 5. 4 Særlig om finansposter Den skattemessige behandlingen av finansposter er et av de områdene som har vært gjenstand for de hyppigste endringene de senere år (dvs. siden 2001) innenfor petroleumsskattesystemet. Finansposter har alltid vært ansett som henholdsvis fradragsberettiget og skattepliktig, men måten å fordele fradrag og inntekter mellom de forskjellige grunnlagene (særskatt og selskapsskatt) har variert betydelig. Imidlertid har det helt fra innføringen av petroleumsskattesystemet vært en eller annen form for skjematisk fordeling mellom de forskjellige grunnlagene. Dette i motsetning til en direkte fordelingsmetode der finanspostene fordeles ut i fra hvilke investeringer som de er medgått til. litt historikk Fra 1975 og frem til 1982 ble finansutgiftene fordelt mellom 78 % skatteregime og 28 % skatteregime basert på nettoinntekt før finansposter for henholdsvis sokkel og land. Finansinntekter ble fordelt til den kommunen der selskapet hadde sitt hovedkontor. For de aller fleste selskap medførte dette at den alt vesentligste del av finanskostnadene ble fordelt til 78 %-regimet, mens finansinntekter ble beskattet kun med vanlig selskapsskatt. Fra og med 1982 ble fordelingsreglene satt likt både for finansinntekter og finanskostnader, dvs. en fordeling basert på netto finansposter. Selve fordelingsgrunnlaget ble imidlertid holdt uendret, dvs. basert på nettoinntekt for henholdsvis sokkel og land. 443

13 Jan Samuelsen I 1995 ble det innført en loveregel for tynn kapitalisering som hindret bruk av for høy gjeldsgrad den såkalte 80/20-regelen, der maksimum gjeldsgrad var 80 % av den regnskapsmessige balansen ved årsslutt. Dette var imidlertid i stor grad kun en kodifisering av den praksis man hadde fått ved en rekke saker gjennom 80- og 90-tallet. I 2001 ble fordelingsregelen endret slik at man tok utgangspunkt i skattemessige formuesgrunnlag ved utgangen av inntektsåret. Imidlertid ble det også innført en oppjusteringsregel, slik at selskap med lav gjeldsgrad kunne oppjustere sine formuesverdier på sokkel etter en gitt oppjusteringsformel. En av årsakene til endringene (les innstramningen) var at en del selskap hadde investert utenfor sokkel med den følge at renter på gjeld knyttet til slike investeringer i for stor grad kunne fradragsføres på sokkel. I 2007 fikk man så dagens regel, der alle finansposter unntatt renter og valuta knyttet til rentebærende gjeld, henføres 100 % til land (dvs. 28 % skattegrunnlag). Renter og valuta knyttet til rentebærende gjeld fordeles mellom 78 %-regimet og 28 %-regimet basert på følgende formel: skattemessige verdier offshore per x 0,5/gjennomsnittlig rentebærende gjeld. 12 Samtidig ble den særlige regelen om tynn kapitalisering opphevet, og man er da tilbake til en vanlig armlengdemessig betraktning når det gjelder hva som kan anses som akseptabel gjeldsgrad ved intern finansiering. I de senere år har det imidlertid vært nokså lite fokus på tynn kapitalisering for så vidt gjelder oljeselskapene. Bakgrunnen for endringen i 2007 var at den foreliggende fordelingsmekanisme åpnet for en rekke tilpasningsmuligheter som ble funnet uheldig, og dagens system der finanspostene enten kommer inn under 28 %-regimet eller blir fordelt basert på 50 % av skattemessige verdier knyttet til lete- og utvinningsvirksomheten, gir lite rom for mer «kreative» løsninger. Selv om dagens system er robust, er også effekten at man i nokså stor grad har beveget seg bort fra det generelle utgangspunktet om at det bør være symmetri mellom beskatning av inntekter og kostnadsfradrag. Renteutgifter vil for svært mange selskap for en betydelig del kun komme til fradrag i 28 %-regimet, mens inntekten som genereres ut i fra de investeringene som er (låne)finansiert, vil bli beskattet med 78 %. Særlig selskap i letefasen kommer uheldig ut, fordi disse selskapene har få eller ingen skattemessige verdier (ved at leteutgifter utgiftsføres), noe som innebærer at tilnærmet alle renteutgifter kommer til fradrag kun i 28 %-regimet. I denne sammenheng er det viktig å understreke at de aller fleste leteselskap kun driver med 12 Ot.prp. nr. 1,

14 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre leting og utvinning av petroleum på norsk sokkel, og at all finansiering er knyttet opp mot denne aktiviteten. Videre ligger det også en begrensning i at finansieringskostnader ikke regnes som letekostnader, og følgelig ikke gir grunnlag for leterefusjon. Slike kostnader vil inngå som et fremførbart underskudd (som også kan bli gjenstand for refusjon dersom selskapet opphører sin sokkelaktivitet). Modne selskap med etablert produksjon kom langt mer balansert ut av de «nye» reglene om fordeling av finansposter ved at finansinntekter som tidligere i stor grad ble fordelt til 78 %-regimet etter endringen kun blir beskattet med 28 %. Dette var også grunnen til at endringen knyttet til beskatning av finansposter for sokkelselskap i 2007, totalt sett fremstod som nokså provenynøytral. Avslutningsvis nevnes at departementet nylig har foreslått ytterligere å begrense rentefradrag som kommer fra interne lån (forslag inntatt i revidert nasjonalbudsjett mai 2013). Et slikt forslag ville rammet oljeselskap, og da særlig selskap med fokus på leting, meget kraftig ved at utgangspunktet for å beregne fradragsrammen i henhold til forslaget tas i selskapenes landinntekt. Siden de aller fleste selskap har liten eller ingen landinntekt, innebærer dette i realiteten en avskjæring av fradrag for renter som kommer fra interne lån og som allokeres til land. For mange selskap, og da særlig leteselskap, vil en stor del av samlede renteutgifter henføres til land. Det kom en rekke kommentarer fra bransjehold til dette forslaget. I det endelige budsjettforslaget for 2014 valgte derfor regjeringen foreløpig å unnta særskattepliktige selskap fra reglene om rentebegrensning. Det er forventet at Finansdepartementet i løpet av relativt kort tid vil komme med et nytt forslag. For andre selskap vil de foreslåtte reglene bli innført fra og med 2014, og også renter fra ekstern gjeld garantert av et beslektet selskap vil bli omfattet av begrensningsregelene. 5 Veien videre for det norske petroleumsskattesystemet De siste årene er det gjort betydelige funn på norsk sokkel, representert blant annet ved Johan Sverdrup-feltet. Dette har ført til en økende optimisme med hensyn til å finne nye reserver. Oljedirektoratet har også nylig foretatt en ganske betydelig oppjustering av sitt reserveanslag (Estimated Ultimate Recovery (EUR) er økt med 9 %). Investeringstakten har også vist seg å være såpass høy at departementet med virkning fra 5. mai 2013 har funnet grunn til å gjøre visse tilstramninger i systemet ved å reduserer friinntekten LS 150,

15 Jan Samuelsen Allerede i NOU 2000:18, som omtalt ovenfor, ble det fra utvalgets side lagt til grunn at de investeringsbaserte fradragene, herunder friinntekten, var for høy. Når det gjelder friinntekten, ble denne også ytterligere forsterket (nåverdimessig) ved at friinntektsperioden i 2004 ble redusert fra 6 til 4 år uten at satsen på 30 % ble endret. I NOU 2000:18 er det blant annet uttalt som følger om de inveseringsbaserte fradragene: «Samlet sett er disse fradragene for store når selskapet er i full skatteposisjon og kan nyttiggjøre seg fradragene umiddelbart. Det innebærer at det for slike selskaper kan være lønnsomt å gjennomføre samfunnsøkonomisk ulønnsomme investeringer. Resultatet kan bli dårlig ressursanvendelse og lavere petroleumsskatteinntekt. Det er ikke bare et problem at ulønnsomme felt kan bli besluttet utbygd. Det er antakelig enda mer alvorlig at systemet stimulerer til for høy kapitalinnsats i alle prosjekter. På tross av negativ samfunnsøkonomisk verdi av kapitalinnsats på marginen, kan investeringen totalt sett gi høy lønnsomhet, både før og etter skatt.» Friinntekten representerer et ekstra avskrivningsfradrag ved beregningen av særskattegrunnlaget, og en friinntekt på 30 % gir dermed en nominell verdi etter skatt på 15 %. Dette innebærer igjen at man for kapitalinvesteringer får et nominelt fradrag på 93 % (78 % gjennom 6 års avskrivninger, og 15 % gjennom 4 års friinntekt). Avhengig av utforming av friinntekten og den diskonteringsrente som benyttes vil nåverdien av fradragene for investeringer kunne bli høyere enn fradrag for driftskostnader og beskatningen av inntekter man får m.a.o. et system som ikke er nøytralt. Nøytralitet har vært et av de viktigste kriteriene for Finansdepartementet gjennom mange år, og departementet legger i LS 150, til grunn at «en periodisert særskatt er nøytral så lenge noverdien av investeringsfradråga er lik kostnaden på investeringstidspunktet», m.a.o. at skatten på inntektsstrømmen og alle fradragene få lik verdi nåverdimessig. Hva som er «riktig» diskontering, er imidlertid et område der det gjennomgående har vært stor uenighet mellom selskapene og departementet, ved at selskapene har en annet og høyere avkastningskrav enn det departementet legger til grunn. Dette har igjen blitt satt på spissen i diskusjonen rundt den reduksjon av friinntekten som ble gjennomført fra og med 5. mai 2013, og som ble vedtatt av Stortinget 21. juni,

16 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre Departementet har blant annet begrunnet reduksjonen i friinntekten med at dagens friinntekt gir høyere fradrag (nåverdimessig) for kapitalkostnader enn beskatningen av løpende inntekter og løpende fradrag for driftskostnader. Departementet bruker en risikofri rente ved diskonteringen, og kommer da frem til at fradrag for kapitalkostnader har en (nå)verdi tilsvarende 91 % før endringen av friinntekt og 88 % etter en reduksjon av friinntekten til 22 %. 14 Bakgrunnen for å bruke en risikofri rente er at departementet legger til grunn at skattefradragene er sikre. I NOU 2000:18 er dette uttrykt som følger: «Siden skattereduksjonene som følger av fradragene forutsetningsvis er sikre, bør de ikke diskonteres med selskapenes risikojusterte rente etter skatt, men med den risikofrie renten etter skatt. Gjør man det, må man også anslå eller beregne risikoen for den gjenværende delen av kontantstrømmen Dersom skattereduksjonene diskonteres med risikofri rente, er det nødvendig både å oppheve friinntekten og øke avskrivningstiden til 18 år for å oppnå en beregnet nøytralitet for et selskap i skatteposisjon. Det illustrerer at dagens system framstår som mindre nøytralt når skattereduksjonene neddiskonteres med risikofri rente.» Departementet har ved endringene i 2013 ikke gått like langt som det det Petroleumsskatteutvalget foreslo i NOU 2000:18, men legger til grunn at den gjennomførte reduksjonen av friinntekt vil kunne bidra til å dempe kostnadsutviklingen og gi økt kostnadsbevissthet. Finansdepartements beregningsmetodikk og bruk av risikofri rente har møtt ganske sterk motbør, og det vises i den forbindelse til en artikkel i Samfunnsøkonomen nr. 5, 2013 fra professorene Osmundsen og Johnsen, som konkluderer med at departementets beregninger er feil fordi skattefradrag ikke er sikre, og fordi selskapene rent faktisk bruker en annen og høyere diskonteringsrente i sine investeringsbeslutninger. Det påpekes i denne sammenheng at man får «et dårlig tilpasset skattesystem når man styrer etter et grovt kart istedenfor etter terrenget». Det kan også legges til at en viktig forutsetning i departementets beregninger er at selskapene har en løpende positiv nettoinntekt fra andre felt som fradragene kan 14 Departementet har da lagt til grunn en endring av skattesatsene fra 2014, der særskatten endres til 51 % og selskapsskatten til 27 %. Dette er imidlertid ennå ikke vedtatt, og det foreligger heller ikke noe konkret lovforslag. 447

17 Jan Samuelsen føres mot, noe som ikke er tilfelle for alle selskap. I en slik situasjon kan man også har problemer med å skaffe tilstrekkelig finansiering for sine utbyggingsprosjekter (blant annet fordi fremtidige skattefradrag ikke nødvendigvis anses som sikre). For å unngå den stadig tilbakevendende diskusjonen om riktig diskonteringsrente er det mulig at en ren kontantstrømsbasert beskatning burde vurderes nærmere, dvs. slik at man foretar en direkte utgiftsføring også av kapitalinvesteringer. Verdien av fradrag og beskatning av inntekter ville da per definisjon bli nøytral. Et slikt system er benyttet blant annet i UK. Det vises også her til ovennevnte artikkel fra Osmundsen og Johnsen. 15 Reduksjonen av friinntekten fra 30 % til 22 % som vedtatt i tilknytning til revidert Nasjonalbudsjett for 2013, er den første rene tilstramningen i petroleumsskattesystemet på svært mange år (om man ser bort fra endringene for finansposter i 2007 som for mange selskap representerte en tilstramning). Endringen gjelder kun for nye investeringer (herunder tilleggsinvesteringer på felt som er i produksjon), og det er gitt overgangsregler som innebærer at felt der det før 5. mai 2013 er sendt søknad om Plan for Utbygging og Drift (PUD) eller Plan for anlegg og drift (PAD), eller søkt om unntak fra PUD eller PAD, vil følge gamle friinntektsregler for investeringer frem til og med første produksjonsår. Slik overgangsreglene er utformet, innebærer det at felt der man har tatt en beslutning om utbygging i lisensen (og dermed normalt startet aktivering av utbyggingskostnader), men ennå ikke søkt PUD eller PAD, vil måtte følge de nye reglene for friinntekt. Også nye investeringer på felt i produksjon vil bli omfattet av de nye friinntektsreglene. Det er vanskelig å angi effektene av disse endringene, men de vil særlig ramme nye marginale prosjekter med høye initiale investeringer og lang produksjonsprofil. Eksempler på dette kan være gassfelt med behov for ny infrastruktur og tidskritiske investeringer for å øke utvinningsgraden på modne felt eller felt i halefasen. Departementet har nylig lagt frem forslag til forskrifter til overgangsregler, og har også foreslått visse endringer i den lovendringen som ble vedtatt 21. juni 2013 slik at også enkelte feltinvesteringer som er knyttet opp mot felt der det er levert PUD/PAD innefor fristen, men hvor feltet selv ennå ikke har levert PUD/PAD, kan omfattes. Til tross for visse forbedringer, vil industrien nok fortsatt legge til grunn at de foreslåtte overgangsreglene er noe snevre. 16 I tillegg til friinntektsjusteringen vil skattesatsene for 2014 bli endret til 27 % for selskapsskatten og til 51 % for særskatten. Marginalskatten for særskattepliktige blir 15 Samfunnsøkonomen, nr Høringsnotat fra Finansdepartementet datert 12. desember 2013, med høringsfrist 21. februar

18 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre da fortsatt 78 %. Økningen av særskatten vil marginalt øke verdien av friinntekten. Det pågår for tiden en evaluering av det generelle selskapsskattesystemet der et oppnevnt ekspertutvalg vil legge frem sin rapport til regjeringen i oktober Endringer i det generelle selskapssystemet vil kunne medføre at det også vil være nødvendig med endringer i petroleumsskattesystemet, slik man for eksempel så ved den siste gjennomgripende skattereformen i Denne type endringer som skjer for å tilpasse petroleumsskattesystemet til endringer i den generelle skattelovgivningen, vil ofte ha som mål å være provenynøytral, men det kan fort oppstå utilsiktede effekter. I tillegg er det, som allerede påpekt ovenfor, en kjent sak at staten og de fleste selskapene har et forskjellig syn på hva som er provenynøytralt, og hvilke effekter en skatteendring får, siden staten gjennomgående legger til grunn en langt lavere diskonteringsrente enn selskapene. Begrunnelsen og utforming bak særskatten er i tillegg til det faktum at det er staten som er eier av ressursene, også begrunnet med at det historisk sett har vært en svært høy avkastning på petroleumsutvinning. Dette, sammen med posisjonen som eiere av ressursene, gir da grunnlag for en merbeskatning. Etter hvert som et petroleumsregime modnes, vil man retningsmessig måtte utvinne petroleum fra mindre felt med en svakere eller marginal økonomi (selv i en situasjon med en høy oljepris). I tillegg har det vært en sterk kostnadsøkning for leting og utbygging på norsk sokkel (dette er vel tilfelle også globalt), og det er ofte også de mest utilgjengelige og dermed dyreste ressursene som utbygges sist. I dag har man også den situasjonen at en god del av de ressursene som finnes, er gass, og gassprisene har de siste årene hatt en negativ utvikling grunnet konkurranseforholdene og en frikobling fra oljeprisen i nye kontrakter. Dette gjør at mange av de gassfeltene som finnes, har marginal lønnsomhet, og som nevnt ovenfor, vil lavere friinntekt kunne slå nokså sterkt ut for slike felt. I en slik situasjon vil det kunne være mange felt som kun gir en tilnærmet ordinær avkastning, som med de fleste selskaps avkastningskrav ikke gir nødvendig lønnsomhet eller finansielt volum i et skatteregime med en marginal skattesats på 78 %. Det må i denne sammenheng understrekes at de fleste selskap som opererer på norsk sokkel, investerer innenfor en rekke forskjellige petroleumsregimer, og det vil derfor være en global konkurranse om investeringsmidler der kun de mest attraktive felt blir gjenstand for utbygging. Det påpekes i denne forbindelse at det i en slik situasjon ikke hjelper at Finansdepartementet ser en annen lønnsomhet med andre og lavere avkastningskrav, siden det tross alt er selskapene som treffer investeringsbeslutningene ut ifra egne kriterier. 449

19 Jan Samuelsen Det må imidlertid også understrekes at norske myndigheter hele tiden har hatt et svært bevisst forhold til det å sørge for et ønsket aktivitets- og investeringsnivå på norsk sokkel, og har tilpasset rammevilkårene etter dette, samtidig som en betydelig andel av verdiskapningen er dratt inn gjennom skattesystem og eierskap (Statoil og statens direkte andeler). Det vises i denne forbindelse til skattereformene i 1987 og 2004, der man foretok vellykkede justeringer for å opprettholde og øke aktiviteten. I tillegg kan nevnes endringer i tilknytning til vanninjeksjon på Ekofisk og særskilte avskrivningsregler for å sikre Snøhvit-utbyggingen. Det er imidlertid også viktig å få mest mulig ut av feltene mens de ennå er i produksjon, og denne type tiltak og investeringer er i stor grad også tidskritiske fordi det må gjøres før feltene stenges eller endog før feltene kommer i en fase med haleproduksjon. Flere modne felt nærmer seg en sluttfase, og mange nye felt har en langt kortere produksjonshorisont enn tidligere. Det vises i denne forbindelse til Åm-rapporten fra , som på peker at kun 1 % økning i utvinning fra eksisterene felt vil kunne gi en brutto verdiøkning tilsvarene 270 mrd. kroner (basert på en pris tilsvarende USD 70 per fat, med en kurs NOK/USD på 5,5). Dette er derfor et høyt prioritert område, og Åm-rapporten påpekte en rekke tiltak som kunne bidra til å øke utvinningsgraden, men gikk ikke inn på fiskale tiltak. At utvalget ikke vurderte (eller hadde mandat til å vurdere) fiskale tiltak, er i seg selv noe oppsiktsvekkende, da erfaring tilsier at man svært ofte kan oppnå langt mer ved fiskale tiltak enn med mange andre tiltak. Det vises her blant annet til endringene i petroleumsskattesystemet i 1986 og 2004 som omtalt ovenfor. Poenget med skattemessige incentiver på dette området vil ikke være å tilgodese selskapene, men «å gjøre kaken større», slik at totaleffekten blir gunstig både for staten og selskapene. Det nevnes i denne forbindelse at mange prosjekter med sikte på økt utvinningsgrad har marginal lønnsomhet, og de nye friinntektsreglene vil derfor kunne få en betydelig negativ effekt for slike prosjekter i strid med myndighetenes ønske om økt utvinning. Det samme gjelder marginale gassfelt med behov for ny infrastruktur for avtak. Et av elementene som ble fremhevet i Åm-rapporten, var viktigheten av et effektivt annenhåndsmarked også i modne felt og felt i haleproduksjon. Ønsket er å få inn selskap med spesialkompetanse som kan komme med nye ideer og løsninger, og kanskje med andre og lavere krav til lønnsomhet og avkastning enn de store multinasjonale selskapene. Det har vært og er svært mange lisensoverdragelser på norsk 17 Åm-utvalgets rapport til Olje- og energidepartementet. Åm-utvalget var en ekspertgruppe nedsatt av Olje- og energidepartementet den 5. februar 2010, og som avla sin rapport i september

20 Petroleumsskattesystemet utviklingstrekk og veien videre sokkel, men svært få overdragelser i modne felt og felt i sluttfasen der nye selskap med slik spesialkompetanse har kommet inn. En del av forklaringen på dette kan blant annet skyldes de garantikrav som blir stilt til kjøper fordi selger har et subsidiært ansvar for fjerningskostnader ved lisensoverdragelser der det er eksisterende produksjonsfasiliteter. Disse garantiene avkreves basert på et før skatt-beløp, noe som medfører en betydelige merkostnad for slike overdragelser. Dette gjelder også for staten, både grunnet høyere kostnadsfradrag og lavere totale inntekter fra utvinningsvirksomheten. Det å få til et mer effektivt annenhåndsmarked for modne felt, er noe som bør ses nærmere på. Man bør vurdere mulige tiltak herunder fiskale for å styrke dette, blant annet regler som kan bidra til å redusere garantikostnader. Som vist ovenfor i tilknytning til letekostnader og innføring av leterefusjon, vil riktige skattemessige incentiver kunne gi en betydelig stimulans i den retning myndighetene ønsker, og er noe som også bør vurderes for å bidra til tidskritiske investeringer med det formål å øke utvinningsgraden. I UK har man nylig vedtatt en ordning som nettopp har til hensikt å stimulere til prosjekter som gir ny og øket utvinning, den så kalte «brown field allowance»- pakken. Dette innebærer et særskilt fradrag mot nåværende «supplementary charge» (en særskilt skatt for oljeselskap med 32 %). Fradraget gis til godkjente prosjekter ut ifra visse basiskriterier, der formålet er å gi incentiver for økt utvinning fra eksisterende produksjon. Det norske petroleumsskattesystemet har så langt gjennomgående vært preget av samme beskatning for alle typer felt, og også et system uten bruk av «ring-fence» ordninger mellom forskjellige typer felt. Så lenge man har en petroleumsprovins med store reserver, og mange store lønnsomme utbygginger, slik norsk sokkel har vært i en årrrekke, er det imidlertid lettere å operere med et nokså uniformt skattesystem. Selv om det de siste årene er gjort enkelte betydelige funn på norsk sokkel, er likevel produksjonen fallende. I juni 2013 var dagsproduksjonen på 1,7 millioner fat olje, og kondensat, mens gjennomsnittelig dagsproduksjon for 2001 var 3,1 millioner fat. I tillegg er en del av funnene gass, og som allerede nevnt ovenfor, er gassprisen for tiden lav, med marginal lønnsomhet for mange slike felt. En utvikling i retning av mer marginalt lønnsomme felt, og en bevisst satsing på å øke utvinningsgraden for eksisterende felt på en samfunnsøkonomisk optimal måte, vil kunne gjøre det nødvendig i noe større grad å ha en mer indivdualisert beskatning, der felt eller prosjekter med marginal lønnsomhet (sett fra selskapens side) i noe større grad enn andre felt skjermes for særskatt. Dette fordi man gjen- 451

21 Jan Samuelsen nomgående vil være svært varsom med å gjøre endringer i skattesystemet som innebærer skattelettelser for de mest lønnsomme feltene, og særlig da felt som allerede er i produksjon eller er vedtatt utbygd. En form for volumfradrag eller andre typer bunnfradrag for å beskytte mot særskatt knyttet til særskilte investeringer eller særskilte felt kan være et mulig virkemiddel for å sikre en ønsket investringsnivå også i fremtiden, og kanskje mer akutt, å sikre tidskritiske grep for å investere i økt utvinning fra eksisterende felt. litt om rørledninger og rørledningstariffer De senere årene har det skjedd en tilnærmet fullstendig omlegging av eierstrukturen i det sentrale rørledningssystemet for levering av gass til kontinentet (Gasled). Fra å være en struktur der de selskap som produserte gass på norsk sokkel også var eiere i Gasled, har nå de aller fleste solgt sine andeler til forskjellige investeringsfond som ikke deltar i lete- og utvinningsvirksomhet på norsk sokkel. Departementet har nylig justert tariffene for gasstransport betydelig ned, og dette uten noen forutgående diskusjon. Til tross for mange kommentarer til forslaget er tariffnedsettelsen nå gjennomført omtrent som foreslått, men med virkning først fra Tidspunktet for nedjusteringen var også svært uheldig, siden det akkurat hadde blitt gjennomført betydelige kjøp og salg med myndighetsgodkjennelser både fra Olje- og energidepartementet og fra Finansdepartementet. Disse kjøpene var alle basert på en klar forutsetning om en stabil tariff også for årene fremover, og det ble ikke gitt noen indikasjon på noen forestående endringer. Rørledningtransport av gass fra norsk kontinentalsokkel har alltid vært sett som en integrert del av lete- og utvinningsvirksomheten og dermed også blitt underlagt den samme særbeskatning. Gjennom en slik ordning har man i stor grad også unngått problemer rundt overføringspriser mellom petroleumsskatteregimet og landskatteregimet (men ikke helt, siden det også foregår en viss landaktivet i regi av rørledningseierne). I den situasjonen man nå har, der man har eiere av rørledningssystemet som for det alt vesentlige ikke deltar i utvinningsvirksomheten, og man har tariffer som er fastsatt på bakgrunn av et lavt avkastningskrav, er etter min oppfatning mye av grunnlaget for å særbeskatte rørledningsaktiviteten borte. Det er åpenbart ingen grunnrente knyttet til rørledningsvirskomheten, det er kun en lav avkastning, det er ikke lenger samme eiere som produserer og skiper gass, og tariffen reguleres fullt ut av staten. Selve fundamentet for en grunnrente eller særbeskatning, er da borte. 452