Rammevilkår for oljeselskapene på norsk sokkel

Transkript

1 NOTAT Til gruppeledere på Stortinget Fra Det norske oljeselskap ASA Trondheim 17. juni 2008 Rammevilkår for oljeselskapene på norsk sokkel Sammendrag Omleggingen av lisenspolitikken og skatteendringene i 2004 har medført en betydelig vitalisering av letevirksomheten på norsk sokkel hvor nå mer enn 40 selskap deltar. De funn som gjøres har imidlertid ingen verdi for samfunnet om de ikke produseres. Det er fortsatt bare fire selskap som forestår utbyggingsprosjekter og det er nå, som på 90 tallet, fortsatt bare sju selskap som opererer felt i drift. Akilleshelen for framtidig produksjon og forutgående leting er de nye aktørenes evne til å finansiere utbyggingsprosjektene. Endringer som ikke går ut over statens grunnrentebeskatning, må gjennomføres for å sikre at utviklingen fortsetter med den tiltenkte verdiskaping for leteaktiviteten var ment å tilføre nasjonen. Dersom staten stiller finansielle garanterer for utbyggingskostnadene ved myndighetenes PUD godkjenning, vil også små aktører settes i stand til å finansiere de nødvendige utbygginger uten at staten gir fra seg sin nåværende andel av sluttverdien. Bakgrunn OED arbeider nå med å kartlegge strukturendringene på norsk sokkel etter den omlegging som Stortinget ga sin tilslutning til i 2000/2002. Behovet for omlegging ble forsterket av sammenslåingen til StatoilHydro. Det norske oljeselskap ASA (heretter omtalt som Det norske) er i dag den nest største operatøren på norsk sokkel både målt i antall opererte lisenser og leteaktivitet. Det norske er det eneste uavhengige norske selskap som har erfaring innen utbygging og drift; og vi har dermed en erfaringsbakgrunn som skiller seg fra de øvrige aktørene i Norge. Dette notatet berører noen forhold som vi mener er helt avgjørende for å sikre konkurranse på norsk sokkel også på utbygging og drift. Det er viktig for leverandørindustrien, og det vil også til slutt gi samfunnet merverdier fra oljevirksomheten. Det norske oljeselskap ASA Nedre Bakklandet 58 C Tel : Organisasjons nr. : Trondheim Fax : detnor@detnor.no

2 Nye aktører Introduksjonen av endrede rammevilkår som trakk til seg nye aktører var et svar på oljeindustriens krav om lavere skatter og bedre incentiv for leting på norsk sokkel. Resonnementet fra myndighetene den gang var at andre typer aktører ville oppnå de samme resultater uten at staten behøvde å gi fra seg betydelige deler av den grunnrentebeskatning industrien hadde. Aktørbildet på norsk sokkel var helt spesielt når vi sammenligner med andre vestlige land. Bare sju selskaper opererte felt i produksjon og bare åtte selskap utenom de tre norske opererte letebrønner på 90-tallet. Samtidig var det fem ganger så mange aktører i Storbritannia og ti ganger så mange i Mexicogulfen. Omleggingen av lisenspolitikken i 2000 og 2002, sammen med endringer i petroleumsskatteloven i 2004, har ført til over 40 nye aktører på norsk sokkel. Medisinen virket etter sin hensikt og vi ser nå en økt leteaktivitet som i vesentlig grad er drevet av de nye aktørene. Dette beskrives også i Oljedirektoratets ressursrapport fra Utenlandske selskap som etablerer seg i Norge oppretter, i hht Petroleumsloven, et norsk selskap. Det norske selskapet har liten egenverdi og støtter seg finansielt og teknisk på morselskapet. Det er imidlertid en utfordring at myndighetene ikke forlanger at selskapet stiller fullstendig morselskapsgaranti for sin virksomhet i Norge. Spesielt i lys av solidaransvaret i lisensene er dette viktig. Det er ingen grunn til at seriøse selskap ikke ville opprette aktivitet i Norge om myndighetene stilte et slikt krav. I forbindelse med godkjenning av aktører på norsk sokkel av selskap som opererer med datterselskap i Norge, enten morselskapet er norsk eller utenlandsk, må myndigheten stille krav om ubegrenset morselskapsgaranti for det norske selskapets virksomhet. Leting Foruten å tillate andre typer oljeselskap enn de stor multinasjonale gigantene på norsk sokkel, ble skatteordningen i 2004 endret slik at de selskap som gikk med underskudd fikk utgiftsført letekostnader og refundert den tilhørende skatteeffekten det påfølgende år. Dessuten ble det laget rom for at banker kunne pantsette kravet selskapene har i denne skatterefusjonen. Det gjør at også selskap som ikke kan fradragsføre letekostnader på produksjonsinntektene kan investere i leteaktivitet på lik linje med de allerede etablerte selskapene som allerede har produksjon. Et annet positivt element med denne skatteordningen er at selskap ikke har incentiver til å tviholde på partnerskap i produserende lisenser der andre aktører kan initiere en større verdiskaping. Dette har ført til en betydelig økning i leteaktiviteten på norsk sokkel. De nye aktørene står nå for halvparten av den kapasitet som er kontrahert i riggmarkedet for leteboringer. Det norske var operatør for tre letebrønner i 2007, tre i 2008, og vil opererer åtte brønner i Det er en leteaktivitet på linje med den Norsk Hydro hadde på 90 tallet. Som et resultat av denne økte leteaktiviteten er det gjort flere funn. Det norske fant olje i to av de tre brønnene vi boret siste år. Samtlige av de prospekt som Det norske har boret og vil bore i inneværende år, har et potensial på under 100 millioner fat. Det viser at rammevilkårene for leting Page 2 of 5

3 av mindre felt på norsk sokkel er gode, til tross for at enkelte selskap hevder det motsatte. Det samme mønsteret finner vi i de prospektene som bores av de andre mindre aktørene. Arealer som ligger brakk er et betydelig problem, særlig i Nordsjøen. En rekke prospekt av høy kvalitet ligger i lisenser hvor det ikke har vært aktivitet i form av datainnsamling eller boringer på mer enn ti år. Arealavgiften som ble innført i 2007 for å gi incentiver til tilbakelevering av areal uten aktivitet, har ikke virket etter sin hensikt. Her må det sterkere lut til. Selskapene bør ikke får nye letelisenser så lenge selskapene har brakt areal i sin portefølje. Oljedirektoratet anslår i sine prognoser at 40% av produksjonen i Norge i 2025 kommer fra felt som ennå ikke er oppdaget. Skal industrien oppfylle en slik prognose må leteaktiviteten i Barentshavet intensiveres og det må inkludere det nordlige Barentshav. Prosessen med å åpne det nordlige Barentshav for petroleumsvirksomhet må starte i forbindelse rullering av Helhetlig forvaltningsplan for Barentshavet og Lofoten i Diskusjonen om det nordlige Barentshav må ikke tillates å drukne i uenighetene omkring Lofoten. Utbygging Oljefunn har ingen verdi for verdens energiforsyning, eller statens avkastning på ressursene, før det blir satt i produksjon. Diversifisering av aktørbildet er her like viktig som i letefasen. Det er åpenbart en rekke prospekt som ikke bores av de store selskapene fordi den antatte gevinsten er for liten. Dette er nå godt dokumentert både i Norge og i andre land. Det er også åpenbart at en rekke funn ikke vil bli bygd ut av de store selskapene av samme grunn, funn som mindre aktører og staten finner det attraktivt å produsere. Skatterefusjonsordningen for leting gjelder ikke investeringer i utbyggingsfasen. En utbygging koster fra 2 til 15 milliarder kroner for de typiske felt der Det norske er operatør. Det er fra den enkleste undervannssatellitt til selvstendige produksjonsenheter. Det er ikke mulig å finansiere en utbygging fullt ut gjennom å låne penger i markedet. Noe kan belånes gjennom dyre obligasjonslån, resten må dekkes av egenkapital. Det fører til at de finansielle kostnadene for de mest marginale feltutbygginger er vesentlig høyere enn for de større feltutbygginger. Noen av de funn som gjøres kan muligens selges til andre aktører som har den nødvendige finansielle styrke, men andre feltutbygginger er avhengig av at de mindre operatørene klarer å realisere en utbygging. Uten å redusere skattenivået, og uten å lide noe provenytap, bør staten etter vår mening legge tilrette for at den suksess økt konkurranse i leteaktivitet har gitt blir ført videre også for feltutbygginger, utbygginger som ellers ikke vil bli gjennomført. Dette er utbygginger som for fellesskapet har stor verdi. Dette er svært viktig for at uavhengige norske selskaper skal bygge seg opp på hjemmebane. Vi trenger ett eller flere norske selskaper som kan ta et større ansvar etter at både Saga og Hydro er innfusjonert i StatoilHydro. Uten en slik tilrettelegging, som er liten i forhold til det som ble gjort for at Saga, Hydro og Statoil skulle bli sterkere og selvstendige, er det vanskelig å bygge opp norske supplement til Page 3 of 5

4 StatoilHydro og utenlandske selskap. Det er viktig å ivareta et mangfold av norske selskaper som har sin teknologibase her, og som har en strategi og visjon ut fra norske forhold. De tiltak som her er foreslått vil ikke diskriminere aktørene. Tvert imot vil det å unnlate å gjøre noe diskriminere de nye og mindre aktørene. I neste runde betyr det at vi i realiteten overlater mye av utviklingen av norske petroleumsressurser og den tilknyttede teknologiutvikling, til utenlandske selskap foruten StatoilHydro. Drift Det norske har driftserfaring, Pertra opererte Vargfeltet i tre år med gode resultater. Vi har demonstrert at norske små uavhengige selskap kan drifte felt innenfor det strengt regulerte norske regimet. Vi har ikke erfart forhold som hindrer nye aktører fra å drifte felt på norsk sokkel. Fjerningskostnader Fjerningskostnadene fratrekkes løpende inntekter. Det kan tenkes at et oljeselskap selger et felt i haleproduksjon til et selskap som ikke er i stand til å dekke fjerningskostnadene. Pga solidaransvaret i lisensen er det først og fremst de øvrige partnere som rammes av en finansiell svekkelse av partnerskapet. Salg av lisensandeler, hvor avslutning forventes innen tre år, bør være gjenstand for godkjenning i partnerskapet. På den måten oppnår man en god kontroll gjennom egendisiplin - uten at myndighetene stiller særegne krav. Dersom partnerskapet godkjenner en transaksjon som gjør at staten frykter at ingen i partnerskapet er i stand til å gjennomføre fjerningsforpliktelsen, er det rimelig at Statens stiller krav om garanti fra selger. Denne garantien må imidlertid begrenses til statens reelle risiko, dvs. etterskatt beløpet av de budsjetterte fjerningskostnadene. Normpris Normprisordningen, som forvaltes av Normprisrådet, ble etablert for å hindre selskap med nedstrømsvirksomhet i å selge olje billig til seg selv. På den måten kunne de frarøve staten for fellesskapets rettmessige andel av grunnrenten. Skattleggingen gjøres derfor etter en normpris, og ikke den prisen selskapet faktisk selger oljen til. Noen felt har aldri hatt normpris, men det er opp til Normprisrådets direksjon å bestemme. Flertallet av aktører på norsk sokkel i dag er selskap som ikke bedriver nedstrømsvirksomhet. Disse har derfor ingen incentiver til å selge olje billig, hverken til seg selv eller til andre. At selskapene ikke har anledning til å selge olje fram i tid fratar selskapene en måte å sikre økonomien i utbyggingsprosjektene. I dag ligger beslutningsterskelen vesentlig lavere en faktisk oljepris, også oljeprisen fram i tid. Normprissystemet gjør imidlertid en slik finansieringsmulighet av prosjektene umulig Page 4 of 5

5 fordi skattebergningsgrunnlaget kan avvike betydelig fra faktisk pris. På forespørsel bør derfor felt eller selskap, kunne unntas fra Normprisingen. Konklusjon Rammevilkårene på norsk sokkel består av tre hovedelementer: de fiskale vilkår regelverk og administrativ praksis tilsyn og offentlig kontroll Vi anser fortsatt de fiskale vilkår som gode. Det er noe vi som selskap har understreket flere ganger, og som vi står fast på. Den risiko og de investeringer selskapene gjør på statens grunn og med statens ressurser, er rimelig belønnet gjennom den deling av risiko og overskudd som staten og rettighetshaverne til slutt ender opp med. Regelverk og administrativ praksis er fortsatt tuftet på tradisjonene som ble etablert i De er bare delvis blitt oppdatert etter den betydelige endringen Stortinget og regjeringen gjorde i 2000 og årene etter. Vi peker i dette skrivet på hvilke endringer som bør prioriteres. Tilsynsapparatet, spesielt OD og PTiL, må styrkes for å opprettholde kvaliteten, og fortsette det viktige arbeidet disse gjør i dag. Petoro fører i dag et slags kommersielt tilsyn med lisenser hvor staten har store direkte eierposter. Stortinget og Regjeringen bør se på om ikke Petoros rolle kan utvides til å fungere som statens kommersielle aktør på norsk sokkel. Petoro kan gjennom å avhende og bytte eierandeler sørge for at lisenser får et eierskap som vil revitalisere lisensen og dermed statens verdier. Vi mener at myndigheten må foreta betydelige endringer for å få en reel konkurranse på norsk sokkel også i utbyggings- og driftsfasen. Endringene vi peker på fører ikke til tap av inntekt for staten. Tvert i mot vil det sette de mindre norske aktørene i stand til å oppfylle de mål som er satt av Stortinget og Regjeringen. Det vil også gi langt større muligheter for norsk leverandørindustri. Det norske vil oppsummere dette i følgende tiltak: - Garantere for feltutbygginger for å muliggjøre finansiering også for de nye og mindre aktørene. Alternativt viderefør skatterefusjonsordningen til også å gjelde utbyggingsfasen. - Sterkere Incentiver for tilbakelevering av brakt areal, spesielt i Nordsjøen - Åpne nordlige Barentshavet for petroleumsvirksomhet - Endre normprissystemet slik at oljesalg fram i tid blir mulig - Stille krav om morselskapsgaranti for alle utenlandske selskap som søker godkjenning som rettighetshaver på norsk sokkel. Erik Haugane, adm. direktør erik.haugane@detnor.no mob: Page 5 of 5