Norsk petroleumsvirksomhet ved et veiskille

Norsk petroleumsvirksomhet ved et veiskille Forslag til skattemessige endringer for økt verdiskaping og aktivitet Oslo, 28. august 2003 KON-KRAFT

1 Sammendrag Norsk sokkel har fortsatt mange muligheter. Dette dokumentet beskriver hvordan endringer i skattereglene kan bidra til at myndigheter og selskaper i fellesskap kan utnytte disse mulighetene best mulig. Aktivitetsnivået på norsk sokkel er fallende. Felt er i ferd med å bli tømt, og plattformer blir stengt ned. Det letes mindre etter nye oljeog gassforekomster. De funn som gjøres er stadig mindre. Det er få store utbyggingsprosjekter som gjenstår og investeringene faller. Norsk sokkel er blitt moden og viser ikke tegn til vekst. Den store utfordringen er å stimulere til økt leteaktivitet, utvikle nye mindre felt i tilknytning til eksisterende infrastruktur og øke og forlenge produksjonen fra felt som allerede er i produksjon. Mange av disse tiltakene er tidskritiske. Møter vi denne utfordringen, vil vi sikre at verdier blir realisert for samfunnet, det vil sikre økt verdiskaping og stimulere kompetanseutvikling, sysselsetting og internasjonalisering. Høyt norsk skattenivå er en vesentlig årsak til at selskapene ikke finner tilstrekkelig lønnsomhet i mange prosjekter, selv om de er lønnsomme for samfunnet. Spørsmålet er hvorvidt skattesystemet hindrer realisering av samfunnsmessig lønnsom aktivitet. Den negative utviklingen på norsk sokkel er nå så tydelig at den understreker behovet for raskt å foreta skattemessige endringer. Rapporten anbefaler at det gis målrettede skatteinsentiver gjennom en reduksjon i særskatten på ny aktivitet. Dette vil sikre at samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter blir realisert og bidrar til å fremme bedre ressursforvaltning og økt aktivitet. Denne rapporten er utarbeidet av KON- KRAFT Skatteprosjektet etter mandat gitt av KON-KRAFT gjennom Topplederforum. Topplederforum ledes av statsråden i Oljeog energidepartementet og består av representanter fra hele petroleumsklyngen. Norsk sokkel ved et veiskille Produksjonen av olje fra norsk sokkel er synkende og den er allerede vesentlig lavere enn toppen som ble nådd i 2000. Oljen ville faktisk tatt slutt om mindre enn 10 år hvis vi produserte de allerede sikkert påviste reservene med samme takt som i dag. De påviste gassforekomstene ville vare i cirka 25 år med dagens produksjonsnivå. Aktivitetsnivået på norsk sokkel synker, til tross for høye oljepriser de senere år. Flere av de største norske feltene vil i løpet av de nærmeste årene komme inn i en avtrappingsfase, og plattformer vil bli stengt ned. Leteaktiviteten etter nye olje- og gassforekomster er på et historisk lavt nivå. Funnstørrelsen går ned og det produseres mer olje- og gass enn det vi finner gjennom ny leteaktivitet. Det er få planlagte utbyggingsprosjekter som gjenstår, og svært få nye funn. Investeringene i petroleumsvirksomheten vil derfor mer enn halveres i løpet av fem år. Norsk sokkel opplever samtidig en stadig sterkere konkurranse om oljeselskapenes interesse fordi muligheter som tidligere ikke var tilgjengelig, nå er åpnet for internasjonale oljeselskaper. Myndighetene må se diskusjonen rundt endringer i rammebetingelser i lys av denne utviklingen. Oljedirektoratet har i det seneste ressursregnskapet i mai 2003 estimert de totale ressursene på norsk sokkel til å utgjøre 12,8 milliarder Sm3 oljeekvivalenter. Dette er lavere enn tidligere antatt. Andelen ressurser som allerede er produsert eller er ferdig utbygget, utgjør drøyt halvparten av de totale ressursene. Utfordringen for norsk sokkel er derfor: Å øke leteaktiviteten for å finne og utvikle nye felt Å utvikle mindre funn spesielt i tilknytning til eksisterende infrastruktur Å øke og forlenge produksjonen fra felt som allerede er i produksjon Å bevare en sterk norsk leverandørindustri og petroleumsklynge 2

Møter vi denne utfordringen, vil det bidra til store verdier for samfunnet, det vil sikre sysselsetting og videreutvikle kompetansen som er opparbeidet gjennom tretti år i norsk petroleumssektor. Norsk sokkels framtidige utvikling vil i hovedsak avhenge av hvorvidt vi lykkes i å påvise og utvikle nye ressurser. Vi har derfor i dette arbeidet lagt særlig vekt på hvordan vi kan stimulere til økt leteaktivitet. Mulige utviklingsløp for norsk sokkel Regjeringen har i St meld 38 (2001-2002) skissert to mulige utviklingsløp for norsk oljevirksomhet: Forvitringsbanen og Den langsiktige utviklingsbanen. Differansen i verdiskaping mellom de to utviklingsbanene er beregnet av Olje- og energidepartementet å være mellom 2000 og 4000 milliarder kroner. For å realisere Den langsiktige utviklingsbanen må størst mulig grad av olje- og gassressurser i eksisterende felt utvinnes, og flest mulig av store og små funn som er gjort på norsk sokkel må bygges ut. Det er også avgjørende at letevirksomheten etter nye olje- og gassforekomster styrkes. Dersom dagens aktivitetsnivå og utviklingstrekk fortsetter, vil man ikke greie å nå Den langsiktige utviklingsbanen. Utviklingen av norsk sokkel har stor nasjonal betydning Petroleumsvirksomheten på norsk sokkel har representert et betydelig bidrag til verdiskapingen i det norske samfunnet. I 2002 kom om lag en fjerdedel av de samlede inntekter til staten fra petroleumsindustrien. Olje- og gassvirksomheten er økonomisk den klart største næringen i Norge, og er en internasjonalt konkurransedyktig næringsklynge. Petroleumsvirksomheten stod i 2002 for i underkant av en femtedel av Norges bruttonasjonalprodukt. Til sammenligning utgjør all annen industri i underkant av en tiendedel. Av samlet eksport til utlandet stod den for 44%. Petroleumsvirksomheten har betydd og betyr fortsatt mye for sysselsettingen i Norge. I 2002 var det over 80 000 mennesker direkte sysselsatt i olje- og gassvirksomhet, noe som utgjør vel 3 prosent av den totale arbeidsstyrken. Statistisk Sentralbyrå har i en analyse hevdet at petroleumsvirksomheten alene kan forklare forskjellen på den stabilt bedre arbeidsledighetssituasjonen i Norge, sammenlignet med Sverige og Danmark i perioden 1973-1993. Til tross for tyngdepunktet i Rogaland og Hordaland er det en betydelig sysselsetting i hele landet. I St meld 38 (2001-2002) heter det at Teknologibedriftenes Landsforening har estimert at petroleumsvirksomheten direkte og indirekte bidrar til 220 000 arbeidsplasser fordelt over hele landet. Tiden er knapp Det er tidskritisk å lykkes med å utvinne ressursene på norsk sokkel. Mange mindre funn vil kun være aktuelle å bygge ut dersom de kan knyttes opp til andre felt, for å utnytte eksisterende infrastruktur slik at kostnadene holdes nede. Det vil ikke være økonomisk drivverdig å bygge ut slike småfelt med selvstendige plattformer og rørledninger. Utbygging vil derfor avhenge av å kunne utnytte eksisterende infrastruktur. Det er også tidskritisk å utvinne mest mulig av ressursene i eksisterende felt før feltene vil bli stengt ned som følge av at produksjonen faller og at kostnadene blir høyere enn inntektene ved fortsatt produksjon. Særlig i Nordsjøen er tid en kritisk faktor, siden mange av installasjonene i årene som kommer vil bli stengt ned. 13 felt er allerede nedstengt. Betydelige petroleumsressurser på norsk sokkel vil ikke bli realisert hvis denne utviklingen fortsetter. Staten, samfunnet og selskapene vil i så fall gå glipp av vesentlige inntekter. 3

1 Rask reduksjon i aktivitet vil gi store negative ringvirkninger for verdiskaping og sysselsetting, lokalt og nasjonalt. I første rekke vil man forvente økt ledighet i petroleumsklyngen som følge av fortsatt lav aktivitet. Statistisk Sentralbyrå har foretatt beregninger som viser at man de nærmeste årene vil kunne oppleve at 14-16% av sysselsettingen i industrien vil forsvinne i Hordaland og Rogaland, og at man vil få en vesentlig nedgang i hele landet, selv med Den langsiktige utviklingsbanen. Skatteendringer er blant de viktigste tiltak for å stimulere til økt aktivitet Skattesystemet er, sammen med tilgang på areal, i særstilling den viktigste rammebetingelsen for norsk petroleumsvirksomhet og har bare i begrenset grad i de senere år vært benyttet som virkemiddel for økt aktivitet. Det er i dag 78% marginalskatt på petroleumsvirksomhet. Dagens skattenivå er nå blitt et synbart hinder for å realisere verdiene på en stadig mer moden norsk sokkel. Kombinasjonen av lavere forventning til funn, høyere kostnader, høy skatt, samt økt internasjonal konkurranse om oljeselskapenes investeringer innebærer at samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter i Norge ikke blir gjennomført. Det er viktig at arbeidet med ny teknologi, driftsformer og økt effektivitet fortsetter. Industrien arbeider kontinuerlig med å utvikle ny teknologi, finne nye arbeidsformer, redusere kostnader og øke effektiviteten for å realisere verdiene på norsk sokkel. I tillegg spiller myndighetenes rammebetingelser en avgjørende rolle for om målsettingene vil kunne nås. Endringer i SDØE, delprivatisering av Statoil, nye tildelinger og nye aktører har vært og vil fortsatt være viktige bidrag. Nye aktører vil kunne bidra med innovasjon, nye arbeidsmåter og forretningsmodeller. Erfaringen fra andre sokler viser at dette kan være et viktig, men ikke tilstrekkelig bidrag for å gjennomføre de risikofylte og teknologi- og kapitalkrevende utfordringer en står overfor. Spesielt i forbindelse med leting i nye områder som Barentshavet og Norskehavet, eller ved omfattende videreutvikling av større feltområder som Ekofisk, Tampen og Oseberg, er det viktig for utviklingen av norsk sokkel at både de store internasjonale oljeselskapene, de norske aktørene og nye aktører finner norsk sokkel attraktiv. Skattemessige endringer vil være det mest effektive insentivet til å sikre en positiv utvikling også på disse områdene. Skatteendringer vil skape økte insentiver for ny aktivitet og mer effektiv ressursutnyttelse på norsk sokkel Skatteprosjektet har analysert behovet for og virkninger av ulike skattemessige endringer for petroleumssektoren. Når norsk sokkel modnes, øker risikoen. Kostnadene stiger og forventet avkastning fra nye funn og prosjekter reduseres. Vår analyse viser at de foreslåtte skattemessige endringer vil stimulere til en økt aktivitet både på leteaktivitet, i eksisterende felt, og for utbygging av småfelt. Vårt forslag til skattemessige endringer er i hovedtrekk: Det etableres et skille mellom ny og eksisterende petroleumsvirksomhet. Det foreslås ikke noen skattemessig endring på eksisterende virksomhet. For all ny virksomhet anbefaler vi en reduksjon av særskatten. En reduksjon av særskatten vil avgrenses til nye felt som ennå ikke er funnet eller bygget ut. En reduksjon av særskatten bør i utgangspunktet gjelde felt med innsendt plan for utbygging og drift (PUD) etter 1.1.2004. Letekostnader forutsettes fradragsført etter nye regler fra samme dato. I tilfeller der det er vanskelig å avgrense virksomhet innføres det en ordning med volumfradrag for produksjon utover en 4

basislinje ved beregning av særskatt. For øvrig anbefales det at hovedtrekkene i dagens skattesystem opprettholdes, inklusive konsolidering mellom skatteregimer. Det legges til grunn at dagens praksis med en begrenset bruk av SDØE-andeler videreføres for å ivareta statens interesser i særdeles lovende lisenser. * Beregninger viser at graden av reduksjon i særskatt påvirker positivt aktivitetsnivå. En slik skatteendring vil gi grunnlag for økt industriell aktivitet og økt leting, og dermed skape økt verdiskaping på kort og lang sikt. Beregninger foretatt av Norsk Hydro viser at en halvering av særskatten vil øke antall prospekter man ønsker å bore og igangsette aktivitet på. Skatteendringene vil føre til en vesentlig økning i påviste ressurser, investeringer og aktivitet. For de minste prosjektene som likevel er samfunnsøkonomisk lønnsomme er betydelig redusert særskatt helt avgjørende for realisering. Skatteendringer vil stimulere til god ressursforvaltning. I henhold til beregningene vil en skattemessig endring ikke redusere statens inntekter fra petroleumssektoren, men bidra til økte samlede inntekter ved at ressurser som industrien under dagens system ikke er tilstrekkelig lønnsomme, gitt risiko, vil kunne bli påvist og utviklet. I tillegg vil økt aktivitetsnivå kunne bidra til å identifisere nye prospekter eller grupper av prospekter som vi i dag ikke har oversikt over. Jo lenger vi klarer å opprettholde kritisk masse og et høyt kunnskaps- og teknologinivå i petroleumsklyngen, desto lenger vil vi også i fremtiden kunne skyve grensen for samfunnsøkonomisk lønnsomhet. En skatteendring vil ha en direkte positiv effekt på oljesektoren og leverandørindustrien. Skatteendringer vil også gi viktig stimulans til nødvendig og tidskritisk teknologiutvikling og reduserte kostnader. Skattesystemet er videre et avgjørende virkemiddel for å styrke den internasjonale interessen for å drive virksomhet på norsk sokkel. Det vil fremme konkurranse og et mer mangfoldig aktørbilde. Ifølge beregninger vil skatteendringer føre til en økt leteaktivitet, og bidra til økte nye investeringer og høyere produksjon fra norsk sokkel. Samtidig viser beregningene at statens samlede inntekter fra petroleumsvirksomheten vil bli større som følge av at ressurser som ellers ikke ville bli utviklet nå vil kunne bli påvist og utviklet. Dette vil ha brede positive samfunnsmessige ringvirkninger, særlig for industrien og et mer stabilt sysselsettings og aktivitetsnivå. Det vil være viktig for hele petroleumsklyngen, som er avhengig av å rekruttere og utvikle nødvendig kompetanse for å møte de stadig mer krevende utfordringene på norsk sokkel. Dersom man ikke lykkes å raskt stimulere til økt aktivitet, vil det kunne bli nødvendig med overgangsløsninger for å unngå forvitring av norsk leverandørindustri. Konklusjonen er at det er tidskritisk å stimulere til økt lønnsom aktivitet på norsk sokkel, og at skatteendringer er et nødvendig virkemiddel for å oppnå den økte aktiviteten. Skatteendringene kan etter de beregninger som er foretatt gjennomføres uten negative virkninger for statens direkte inntekter fra petroleumsvirksomheten. Vi anbefaler at Regjeringen foreslår de nødvendige skattemessige endringer som beskrevet i denne rapporten, med virkning fra 1.1. 2004. * Se forøvrig merknad side 83 fra Norvald Mo, LO/Fellesforbundet 5

> Innholdsfortegnelse 1 SAMMENDRAG 2 2 BAKGRUNN OG MANDAT 8 2.1 Bakgrunn 8 2.2 Mandat for Skatteprosjektet 8 3 MÅLSETTING FOR OG BETYDNINGEN AV DEN NORSKE PETROLEUMSVIRKSOMHETEN 9 3.1 Målsetting for petroleumsvirksomheten 9 3.2 Betydning for norsk økonomi og velferd 10 3.3 Arbeidsplasser og sysselsetting 10 3.4 Arena for teknologi- og industriutvikling 10 4 SITUASJONSBESKRIVELSE FOR DEN NORSKE PETROLEUMSINDUSTRIEN 13 4.1 Norsk sokkel har betydelige ressurser 13 4.2 Fallende aktivitet på norsk sokkel 17 4.2.1 Fallende leteaktivitet 17 4.2.2 Få nye utbygginger og fallende investeringer 26 4.2.3 Utvikling av eksisterende felt 30 4.2.4 Norsk sokkel i et internasjonalt perspektiv 34 4.3 En mer moden norsk sokkel skaper nye utfordringer 36 4.3.1 Leteaktivitet blir mindre interessant 37 4.3.2 Materialiteten av framtidig aktivitet reduseres 38 4.3.3 Behovet for omstilling og kostnadseffektiv drift og utbygging øker 40 4.4 Utfordringene for norsk sokkel krever endringer i arbeidsformer, teknologibruk og rammebetingelser, inkludert skattesystemet 43 4.4.1 Forbedringer i rammebetingelser og skattesystemet 43 4.4.2 Kort beskrivelse av dagens system for petroleumsskatt og SDØE 43 4.4.3 Nylige endringer i det norske petroleumsskattesystemet 44 4.4.4 Sammenligning med utvalgte lands skattesystemer 46 4.4.5 Beskrivelse av endringer i skattesystemet i UK 49 4.4.6 Nye arbeidsformer og driftsmodeller betydningen av et mer mangfoldig aktørbilde 51 4.4.7 Bidrag fra teknologi betydningen av raskere implementering 54 4.5 Oppsummering 55 5 SKATTESYSTEMETS BIDRAG TIL Å SIKRE EFFEKTIV RESSURSUTNYTTELSE OG STABIL AKTIVITET PÅ NORSK SOKKEL 57 5.1 Sammenfatning 57 5.2 Prinsipielle sider ved skattesystemet 59 5.2.1 Generelt om skattesystemets hovedoppgaver 59 5.2.2 Om nøytralitet og materialitet 60 6

5.2.3 Om betingelsene for nøytral overskuddsbeskatning 61 5.2.4 Mer om forholdet mellom materialitet og kunnskapskapital 62 5.3 Virkninger av petroleumsskattesystemet 63 5.3.1 Hvordan påvirker skattesystemet letebeslutninger? 64 5.3.2 Hvordan påvirker skattesystemet beslutninger knyttet til eksisterende virksomhet? 68 5.3.3 Hvordan påvirker skattesystemet klyngens internasjonale muligheter? 69 6 SKATTEMESSIGE ENDRINGER FOR Å SIKRE EFFEKTIV RESSURSUTNYTTELSE OG HØY AKTIVITET PÅ SOKKELEN 71 6.1 Innledning 71 6.1.1 Reduksjon av særskatten for ny virksomhet 72 6.1.2 Volumfradrag 75 6.2 Tiltakenes virkning på leteøkonomi 77 6.3 Tiltakenes virkning på eksisterende virksomhet 78 6.4 Tiltakenes virkning på internasjonalisering 78 6.5 Samlet vurdering av forslagenes evne til å nå petroleumsklyngens mål 80 7 ANBEFALINGER OG KONKLUSJONER FOR FORBEDRINGER AV PETROLEUMSSKATTESYSTEMET 81 7.1 Forslag til forbedringer i skattesystemet 81 7.1.1 Konkrete anbefalinger 81 7.1.2 Forholdet mellom redusert særskatt og volumfradrag 82 7.2 Diskusjon av utfordringer knyttet til Spennvidde 83 7.3 Konsekvenser av forbedringer i skattesystemet 83 7.3.1 Konsekvenser for leteaktivitet 84 7.3.2 Mulige konsekvenser for produksjonsnivå 86 7.3.3 Mulige konsekvenser for aktivitetsnivå 87 7.3.4 Mulige konsekvenser for proveny og verdiskaping 88 7.3.5 Kvalitativ vurdering av andre konsekvenser 90 7.4 Oppsummering 91 VEDLEGG 93 Vedlegg 1 Skatteprosjektets sammensetning, mandat og oppfølging 93 Vedlegg 2 Oversikt og utdrag fra tredjepartsutredninger 98 Vedlegg 3 Øvrige skattemessige forbedringstiltak som er vurdert 113 Vedlegg 4 Viktige definisjoner 118 Vedlegg 5 Oljedirektoratets definisjon av ressursklassene 122 Vedlegg 6 Utvikling av en utforskingsmodell for å kvantifisere effektene av skatteinsentiver på leteaktivitet på norsk sokkel 125 Vedlegg 7 Provenyberegninger av skatteprosjektets forslag 136 7

2 Bakgrunn og mandat 2.1 Bakgrunn Skatteprosjektet er nedsatt av KON-KRAFT under Topplederforum. Skatteprosjektet er sammen med Aktivitetsprosjektet og Omdømmeprosjektet tre prosjekter nedsatt av KON-KRAFT i 2003. KON-KRAFT ledes av Topplederforum, som består av representanter fra oljeselskaper, leverandørselskaper, myndigheter, forskningsinstitusjoner, fagforeninger, samt ulike andre bedrifter tilknyttet petroleumsindustrien. Skatteprosjektet har vært ledet av Tore Torvund, Norsk Hydro, og har bestått av blant andre representanter for oljeselskapene, LO, Teknologibedriftenes Landsforening, Norges Rederiforbund, OLF og KON-KRAFT, i tillegg til observatører fra Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet under deler av arbeidet. Dokumentet er laget av prosjektgruppen som har bestått av representanter fra Norsk Hydro, Statoil, Total, ConocoPhillips og OLF. I tillegg har representanter for Shell og ExxonMobil vært involvert i sluttfasen av arbeidet. Se Vedlegg 1 for liste over medlemmer i Topplederforum, Styringskomiteen og Prosjektgruppen. I forbindelse med arbeidet har flere institusjoner og fagpersoner på oppdrag fra Skatteprosjektet laget utredninger om ulike problemstillinger av relevans for prosjektet: Administrativt Forskningsfond (AFF), professor Alex Kemp (Aberdeen University), DnB Markets, McKinsey & Company, professor Petter Osmundsen (Høgskolen i Stavanger), Wood Mackenzie og Ernst & Young. Et sammendrag av disse utredningene finnes i Vedlegg 2. 2.2 Mandat for Skatteprosjektet Dagens skatteregler for oljeselskapene, med en spesifikt utformet særskatt på offshoreaktivitet, ble utviklet i en periode da oljevirksomheten i Norge var preget av produksjon fra gigantfelter som produserte med ekstraordinær lønnsomhet. I næringen er det nå en økende bekymring for at dette skattesystemet ikke lenger er tilpasset sokkelens modenhetsgrad og den internasjonale konkurransesituasjonen. For å opprettholde attraktiviteten ved den norske kontinentalsokkelen, samt sikre en konkurransedyktig norsk leverandørindustri, er det vesentlig å utrede de konsekvenser dagens skattesystem kan ha for fremtidig innsats på norsk sokkel og foreslå mulige endringer som kan gi en forbedret ressursutnyttelse i og for samfunnet. Se Vedlegg 1 for fullstendig mandat. 8

Målsetting for og betydningen av den 3 norske petroleumsvirksomheten Målsettingen for og betydningen av den norske petroleumsaktiviteten er et tema som er utførlig beskrevet i flere ulike dokumenter og utredninger, og det er ikke hensikten å gi en fullstendig gjengivelse her. 3.1 Målsetting for petroleumsvirksomheten Ressursene på norsk sokkel eies i utgangspunktet av den norske stat. Myndighetene har derfor ansvar for at utvinning og produksjon på norsk sokkel kommer det norske samfunnet til gode både for dagens og for framtidens generasjoner. Det er et bærende prinsipp at petroleumsvirksomheten skal fungere i sameksistens med andre næringer og skje på en mest mulig miljøvennlig måte. Hovedformålet for petroleumsvirksomheten er å skape mest mulig verdi ut fra de ressursene som er tilstede på norsk sokkel gjennom å forvalte ressursene på en best mulig måte og skape en langvarig og stabil aktivitet både i og utenfor petroleumsklyngen. I St meld 38 (2001-2002) illustrerer Olje- og Energidepartementet to mulige utviklingsbaner for olje- og gassproduksjonen på sokkelen, der Forvitringsbanen inkluderer forventet produksjon fra besluttede prosjekter, mens Den langsiktige utviklingsbanen innebærer realisering av lønnsomme prosjekter som gir produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. Det er Regjeringens mål å sikre at forholdene legges til rette for å realisere Den langsiktige utviklingsbanen, et mål som deles av alle parter i petroleumsklyngen. Det er dermed sammenfall i hovedmålsetting for den norske kontinentalsokkelen mellom myndighetene og industrien. Petroleumsvirksomhetens andel av sentrale størrelser for norsk økonomi Prosent, 2002 9 19 32 72 68 8 23 29 44 69 27 9

3 3.2 Betydning for norsk økonomi og velferd Petroleumsvirksomheten har vesentlig betydning for norsk økonomi. Inntektene fra næringen er viktige for statens finanser og dermed det norske velferdsnivået og det norske samfunnet. Siden starten av petroleumsvirksomheten har sektoren fått stadig større innflytelse på utvikling, aktivitet og sysselsetting i Norge. Næringen er Norges klart største målt i verdiskaping. I 2002 kom om lag en fjerdedel av de samlede inntekter til staten fra petroleumsindustrien. Olje- og gassvirksomheten sto i 2002 for i underkant av en femdel av det norske bruttonasjonalproduktet. Til sammenligning utgjør all annen industri i underkant av en tidel av BNP. Av samlet eksport til utlandet sto petroleumsvirksomheten for 44%. 3.3 Arbeidsplasser og sysselsetting Petroleumsvirksomheten har betydd og betyr fortsatt mye for sysselsettingen i Norge. I 2002 var omtrent 80 000 mennesker direkte sysselsatt i olje- og gassvirksomhet, noe som utgjør vel 3 prosent av den totale arbeidsstyrken. Samlet sett er imidlertid sysselsettingseffekten av petroleumsvirksomheten i Norge vesentlig større, fordi petroleumsvirksomheten både direkte og indirekte bidrar til å skape arbeidsplasser også i andre sektorer og næringer. Statistisk Sentralbyrå har i en analyse hevdet at petroleumsvirksomheten alene kan forklare forskjellen på den stabilt bedre arbeidsledighetssituasjonen i Norge, sammenlignet med Sverige og Danmark i perioden 1973-1993.1 Andre analyser har vist at fraværet av petroleumssektoren ville gitt en utvikling i sysselsetting mer på linje med andre land i OECDområdet. I EU økte arbeidsledigheten fra 3 til 11 prosent fra 1972 til 1995, mens ledigheten i Norge i samme periode gikk opp fra 2 til 5 prosent.2 Petroleumsvirksomheten har i tillegg hatt store regionale ringvirkninger for sysselsettingen. I Rogaland er det bygget opp et vesentlig miljø innenfor utvinning av olje og gass, og 21 prosent av sysselsettingen i fylket finnes i direkte petroleumsrettet virksomhet. Aktiviteten har vært avgjørende for utviklingen av annen industri og næringsvirksomhet i området. Hordaland er et annet fylke som har et betydelig antall sysselsatte i petroleumsindustrien. Omlag lag 8 prosent av arbeidsstyrken i Hordaland er sysselsatt i petroleumsrettet virksomhet. Til tross for tyngdepunktet i Rogaland og Hordaland er det en betydelig sysselsetting langs hele kysten og i store deler av landet, inkludert i Oslo og Akershus. Norsk Hydro, Statoil, Total, BP, Shell, ExxonMobil, ConocoPhillips og ABB har registrerte ansatte i 382 av landets 434 kommuner, noe som understreker næringens betydelige nasjonale ringvirkninger for sysselsettingen. I St meld 38 (2001-02) Om olje- og gassvirksomheten heter det at Teknologibedriftenes Landsforening har estimert at petroleumsvirksomheten indirekte bidrar til 220 000 arbeidsplasser fordelt over hele landet. 3.4 Arena for teknologiog industriutvikling Å skape de store verdiene i petroleumssektoren krever en betydelig innsats av ulike innsatsfaktorer. Gjennom petroleumvirksomhetens historie på norsk sokkel er det bygget opp en betydelig base av faktorer som bidrar til resursutnyttelsen. Dette gjelder bl.a. menneskelig kunnskap, prosesser og systemer, teknologi, infrastruktur og finansiell kapital. Ringvirkningene av petroleumsvirksomheten favner bredt, og mange næringer er direkte og indirekte påvirket av den høye aktiviteten. For landet samlet sett er det beregnet at det er mellom 1 200 og 1 600 leverandørbedrifter til oljevirksomheten i Norge. I tillegg 10 1) Se Makroøkonomiske konsekvenser av lavere aktivitet i oljevirksomheten fremover, 2003. Ådne Cappelen, Torbjørn Eika, Per Richard Johansen og Jørn-Arne Jørgensen, Statistisk Sentralbyrå, Notat 2003/43, Oslo. 2) Se også St meld 41 (1997-98) Næringspolitikk inn i det 21. århundre. Vedlegg Nærmere om situasjonen i norsk økonomi og næringsliv.

til å være en sentral brikke i petroleumsklyngen, er eksport av teknologi fra norsk sokkel betydelig. Det er en målsetning å øke eksporten av teknologi fra den norske petroleumsklyngen fra dagens nivå med 50 milliarder kroner innen 2010. Utfordringene på norsk sokkel, kombinert med tilgjengeligheten av økonomisk attraktive felt og en dyktig arbeidsstyrke, har bidratt til å skape et sterkt miljø for utvikling av teknologi og kunnskap i Norge, både blant leverandørselskapene, rigg- og rederinæringen, service og IT-selskapene, oljeselskapene og de enkelte forsknings- og utdanningsmiljøene. I takt med utviklingen av petroleumsklyngen, er det opparbeidet en betydelig kunnskapskapital. Den norske petroleumsklyngen representerer relativt sett en høy teknologisk kunnskapsbase og et høyt petroleumsfaglig nivå, med en betydelig framtidig verdiskapingsevne. Petroleumsklyngen er av AFF beskrevet som den viktigste næringsklyngen i Norge. Det finnes flere eksempler på ledende teknologier som er utviklet i Norge; undervannsløsninger, flytende produksjonsinstallasjoner, seismikk og avanserte brønner. Tilgjengeligheten av avansert offshore- og undervannsteknologi har styrket utviklingen av petroleumsklyngen i Norge. Selskapene i petroleumsklyngen bidrar til dette ved å utvikle ny kunnskap og teknologi. Mye av dette er spesifikt for norsk sokkel, men mye kan også anvendes til eksport og utvikling av andre virksomheter og mer tradisjonell industri. For å oppnå størst mulig fremtidig verdiskaping er det avgjørende at norsk sokkel er konkurransedyktig, slik at sokkelen fortsatt er et attraktivt investeringsområde. Det er også en utfordring å styrke oljeselskapene og den norske leverandørindustriens konkurranseevne på norsk sokkel og internasjonalt. Det er i denne sammenheng vesentlig at internasjonale aktører er til stede på norsk sokkel. Internasjonaliseringen av norsk petroleumsklynge kan ikke bæres alene av de norske oljeselskapenes internasjonale aktivitet. Til det blir denne aktiviteten foreløpig for smal og for geografisk spredt. For at klyngen skal ha tilstrekkelig gjennombrudd internasjonalt og få tilstrekkelig materialitet/volum/kritisk masse i sitt internasjonale engasjement, må det være internasjonale selskaper til stede i Norge som kjenner den norske leverandørindustrien. Det gir også muligheter for å benytte denne i relevante prosjekter andre steder i verden. 11

12

4 Situasjonsbeskrivelse for den norske petroleumsindustrien Det er betydelige mengder gjenværende ressurser på norsk sokkel. Samtidig opplever man en sterk nedgang i aktivitetsnivået, til tross for en relativt høy oljepris i de senere år. Det er mange og sterke tegn som tyder på at sokkelen er i ferd med å modnes og at industrien står overfor nye og mer krevende utfordringer. For å sikre effektiv ressursutnyttelse, stabilt aktivitetsnivå på sokkelen og internasjonalisering av den norske petroleumsklyngen er det derfor nødvendig å ta i bruk et bredt sett av virkemidler. Dette inkluderer blant annet endrede rammebetingelser, inkludert endringer i skattesystemet, et større mangfold av aktører og nye driftsmodeller for industrien, samt forbedring i utvikling og anvendelse av teknologi. I dette kapitlet gir vi først en beskrivelse av situasjonen og utviklingstrekkene for norsk sokkel. Deretter forsøker vi å se nærmere på de viktigste forklaringene til denne utviklingen. Endelig presenteres ulike tiltak for å møte utfordringene for norsk sokkel. I de neste avsnittene beskrives kort utformingen og utviklingen av det norske petroleumsskattesystemet, inkludert internasjonale sammenligninger. Skattesystemets effektivitet, forslag til endringer og virkninger av forslagene vil så bli beskrevet i kapitlene 5-7. 4.1 Norsk sokkel har betydelige ressurser Oljedirektoratet har i det seneste ressursregnskapet i mai 2003 estimert de totale ressursene til å utgjøre 12,8 milliarder Sm3 oljeekvivalenter (o.e.). Andelen ressurser som til nå er produsert og utbygget utgjør drøyt halvparten av de totale ressursene (se figur). Oljedirektoratets forventninger til gjenværende ressurser ble i den siste rapporten betydelig redusert i forhold til tidligere anslag. I praksis var dette en meget stor nedskrivning av den antatte norske petroleumsformue. Anslaget for uoppdagede ressurser ble redusert med 13 prosent. Beregningen av omfanget av de gjenværende ressursene er svært usikker. Over en fjerdedel av de samlede antatte petroleumsforekomster er knyttet til ressurser som det Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel pr. 31.5.2003 Prosent, 2002 27 27 3 13 30 13

4 Petroleumsressurser på norsk kontinentalsokkel per 31.5.2003 - fordelt på områder Prosent 15 8 0 15 4 9 40 49 19 36 24 81 faktisk gjenstår å påvise. Av gjenværende ressurser, det som ikke allerede er solgt og levert, er omtrent to tredjedeler enten ikke påvist eller mangler godkjent plan for utbygging. Det er store geografiske forskjeller i ressursbildet på norsk sokkel. I det mest modne området, Nordsjøen, er nesten halvparten av alle oljeressursene allerede solgt og levert. Det er en relativ liten andel av ressursene som gjenstår å påvise. For Norskehavet er bildet mer åpent, mens for Barentshavet er hoveddelen av antatte ressurser ikke påvist. På grunn av ulikheten i ressursgrunnlaget er imidlertid forventningene til mengden av uoppdagede ressursene lik i de tre områdene. Grovt sett, kan vi si at om lag en tredjedel av de uoppdagede ressursene befinner seg i hver av de tre områdene; Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Til tross for anslaget om fortsatt betydelige ressurser på norsk sokkel er det i mange år blitt produsert mer olje enn det i samme periode har vært funnet på norsk sokkel. De siste to årene er det også produsert mer gass enn det som er kartlagt i nye funn. 14

Gjenværende reserver/årlig produksjon for gass og olje internasjonalt og i Norge Antall år, basert på tall for 2000 Et vanlig mål i oljebransjen er å måle forholdet mellom faktisk påviste reserver og faktisk årlig produksjon. For norsk sokkel viser dette et tankevekkende bilde. Oljen ville ta slutt om bare 8 år hvis vi produserte de påviste reservene vi hadde med samme takt som i dag. De påviste gassforekomstene ville vare i 24 år med dagens produksjon.5 Siden produksjonen vil avta i forhold til dagens volum, vil imidlertid oljeproduksjonen fortsette atskillig lenger. Jo lenger produksjonsprofilen er, jo større sannsynlighet er det imidlertid for at produksjonen blir uøkonomisk ved at man ikke klarer å bringe kostnadene ned på et forsvarlig nivå. Det vil være det lave produksjonsnivået i forhold til kapasiteten på plattformen som vil påvirke kostnadsnivået i negativ retning. Regjeringen la i St meld 38 (2001-02) fram to mulige baner, kalt Forvitringsbanen og Den langsiktige utviklingsbanen for å beskrive to mulige utviklingsforløp for petroleumsvirksomheten i årene som kommer. I Forvitringsbanen ligger det at man ikke evner å utvikle nye, større ressurser fra norsk sokkel enn det man i hovedsak høster fra de investeringer og utbygginger som allerede er foretatt. I et slikt scenario vil olje- og gassvirksomheten stagnere og være nær null etter 2020. Den langsiktige utviklingsbanen innebærer derimot økt påvisning av ressurser, mer effektiv ressursutnyttelse og en økt produksjon. Forskjellen mellom de to utviklingsbanene er svært stor, både i form av produksjon, inntekter for staten, verdiskaping og ringvirkninger for det norsk samfunnet. Differansen i verdiskaping er beregnet til å være 2000-4000 milliarder kroner de neste 50 år, avhengig av oljepris og dollarkurs. 5) Data basert på International Energy Database, Energy Information Administration, Departement of Energy,USA, slik disse er gjengitt i How recent trends are affecting globale energy resources. 2003. Dr Rakesh K. Bhargava, Universal Ensco. World Oil Magazine, March/2003. Reserve anslagene her er basert på såkalte SEC reserver som er et konservativt i forhold til vanlige reserveestimat. 15

4 Produksjonsprofiler for norsk sokkel i henhod til Den langsiktige utviklingsbanen og Forvitringsbanen Millioner Sm 3 o.e.: Årlig produksjon av olje, gass og NGL Om man vil lykkes med å nå Den langsiktige utviklingsbanen, vil avhenge av en rekke forhold, slik som utviklingen i olje- og gassmarkedet, strukturelle endringer i oljebransjen, ny teknologi, miljøutfordringer, evne og vilje til å lete og påvise nye ressurser, men også en målrettet olje- og gasspolitikk. For samfunnet vil det være en enorm gevinst i å unngå Forvitringsbanen og sørge for en best mulig ressursforvaltning. Ettersom man forventer en utbygging av Ormen Lange-feltet som er stort og pågående letevirksomhet, er vi tilsynelatende på vei mot en utvikling som ligger noe over den Forvitringsbanen som Regjeringen har presentert, men fortsatt langt under Den langsiktige utviklingsbanen. Det er betydelige utfordringer i å nå de svært ambisiøse produksjonsmålene som ligger i eksisterende felt, og man har derfor en formidabel utfordring knyttet til å få en stabilt høyere ressursutnyttelse i tråd med Den langsiktige utviklingsbanen helt til år 2050 og senere. Den store utfordringen for norsk sokkel framover er således knyttet til å Øke produksjonen fra felt som allerede er i produksjon Påvise og utvikle mindre felt i tilknytning til eksisterende infrastruktur Øke leteaktiviteten på nytt areal for å finne og utvikle nye felt. Bevare en sterk norsk leverandørindustri og petroleumsklynge Figuren illustrerer på en forenklet måte behovet for ulike tiltak for å nå Den langsiktige utviklingsbanen. Det er tidskritisk å utnytte eksisterende infrastruktur og utvikle flest mulig små felt. Samtidig må vi lete etter og påvise nye ressurser. Dagens leteaktivitet legger grunnlaget for utviklingen på sikt for norsk sokkel. 16

Tidshorisonter for utnyttelse av ulike typer av reserver Årlig produksjon av olje, gass og NGL 4.2 Fallende aktivitet på norsk sokkel De seneste årene er det en rekke utviklingstrekk som peker mot at vi ikke vil kunne nå Den langsiktige utviklingsbanen på lengre sikt. Norsk sokkel er i ferd med å bli moden, i den forstand at den ikke klarer å oppvise vekst. Aktivitetsnivået er fallende. Det er historisk lav leteaktivitet etter nye olje- og gassforekomster. Olje- og gassfunnene som gjøres er mindre. Flere felt er i ferd med å tømmes, og plattformer vil bli stengt ned i årene som kommer. Det er få store utbyggingsprosjekter som planlegges, og de relativt få utbyggingene som planlegges nå er av mindre omfang. Investeringene fra petroleumsvirksomheten vil ventelig falle til mindre enn en femdel av toppnivået i årene som kommer. Et resultat av utviklingen er gradvis redusert sysselsetting i oljenæringen og industrien generelt i årene som kommer, og forvitring av petroleumsklyngens kompetanse og omfang. 4.2.1 Fallende leteaktivitet 4.2.1.1 Leteaktivitet på et lavt nivå Leteaktiviteten på norsk sokkel er lav. I 2002 ble det påbegynt 19 letebrønner, mot 34 i 2001. For 2003 er det varslet 18 nye letebrønner.6 Antallet reelt nye letebrønner forventes å synke ytterligere i kommende år, da det ikke er særlig mange nye borbare prospekter i de allerede tildelte lisensene på norsk sokkel. 6) ODs årsberetning for 2002; letebrønner inkluderer både undersøkelsesbrønner og avgrensningsbrønner 17

4 Utvikling av leteaktivitet på norsk sokkel Antall letebrønner påbegynt i løpet av året Myndighetene har uttalt at en er bekymret for dagens lave leteaktivitet.7 Myndighetenes målsetting er at letevirksomheten skal påvise petroleumsressurser og legge grunnlaget for lønnsom utbygging og produksjon av petroleumsressurser, samt sikre et stabilt og jevnt aktivitetsnivå. Oljedirektoratet har derfor i sin Årsberetning 2002 pekt på at det kanskje bør bores 50-80 letebrønner i året på norsk sokkel for å påvise tilstrekkelige ressurser for å nå Den langsiktige utviklingsbanen.8 Tilsvarende analyser gjort av konsulentselskapet Wood Mackenzie viser at gitt eksisterende suksessrater, forventet funnstørrelse og ledetid fra funn til produksjon, bør det bores 30 brønner per år på norsk sokkel i årene som kommer for å kunne nå Den langsiktige utviklingsbanen. Hvis man opererer med en antagelse om at funnstørrelsen vil avta ytterligere over tid, og at funnstørrelsen for gassfelt kommer ned mot 50 prosent av dagens nivå, viser beregningene at det vil være nødvendig med over 40 brønner per år på norsk sokkel i flere tiår fremover.9 Historisk sett har det vært en klar sammenheng mellom antall letebrønner i et år og fjorårets oljepris. Med de høye oljeprisene vi har hatt de senere årene, skulle vi altså ha forventet en betydelig leteaktivitet, men som figuren viser, er det til tross for høy oljepris lav aktivitet (Osmundsen 2003). Sammenhengen mellom leteaktivitet og oljepris er tilsynelatende brutt. 18 7) Se for eksempel Norsk petroleumsindustri i endring Nasjonale og regionale utfordringer, innlegg av Statsråd Einar Steensnæs tale på Orkangerkonferansen 17. juni 2003; Oljedirektoratets Årsberetning 2002 og St meld 38 (2001-2002) Om olje- og gassvirksomheten. 8) Oljedirektoratet, 2003. Årsberetning 2003. s. 11. 9) Analyser gjennomført av Wood Mackenzie for KON-KRAFT Aktivitetsprosjekt våren 2003.

Utviklingen i nominell oljepris og antall undersøkelsesbrønner Oljepris med tidsforskyvning I en analyse har Wood Mackenzie konkludert med at gitt forekomsten av petroleumsressurser på norsk sokkel og den historiske suksessraten er leteaktiviteten lav.10 Den lave leteaktiviteten medfører, utover at det blir påvist få nye ressurser, en betydelig aktivitetsreduksjon i riggnæringen og store deler av petroleumsklyngen. 2000 personer er allerede permittert i riggnæringen, og i tillegg har oljeselskapene varslet oppsigelser av ytterligere om lag 1000 personer. I tillegg kommer vesentlige reduksjoner i leverandørindustrien. Det er stor forskjell mellom norsk og britisk sokkel når det gjelder antall brønner boret, slik bildet illustrerer. På bildet er hver letebrønn markert med en prikk. 10) Wood Mackenzie. Report to the KON-KRAFT Fiscal Workgroup, June 2003. s. 3. 19

4 Geografisk spredning av brønner boret på norsk og britisk sokkel Antall brønner boret 1965-2003 Som bildet viser har det vært boret et vesentlig større antall brønner på britisk sokkel enn på norsk sokkel. På britisk sokkel har det i snitt blitt boret 108 letebrønner per år de seneste 20 årene og totalt over 2600 brønner. I de senere par årene har nivået vært lavere, og det er boret i underkant av 50 brønner på britisk sokkel hvert år etter 1998. Leteaktiviteten på britisk sektor har bidratt til en betydelig ressurstilvekst, og dette har gjort at over 200 felt er startet opp de siste ti årene. På norsk sokkel var det i perioden 1966 til sommeren 2002 boret i alt 1040 letebrønner, av disse var 628 undersøkelsesbrønner.11 Tilsynelatende har man på norsk side vært mindre opptatt av å lete etter mindre ressurser i områdene rundt eksisterende funn, omkring plattformer og infrastruktur enn på britisk side. Ut fra et geologisk synspunkt er det lite som taler for at britisk sokkel skulle være mer attraktiv enn norsk sokkel og dermed mer interessant å lete på. Norsk petroleumsproduksjon har likevel hatt et høyt nivå som følge av enkelte store funn. 4.2.1.2 Funnene som gjøres er mindre Etter hvert som norsk sokkel blir mer moden, vil forventningene til å gjøre nye store og lønnsomme funn fortsette å avta. Analyser av historikken til letevirksomheten i ulike oljeregioner viser at utforsking av regioner har en tendens til å følge et gitt mønster. Først finner man store felt som gir rask og omfattende økning i påviste volumer. Over tid flater de totale funnene ut, etter som små funn dominerer. Erfaringene har vist at for alle områder med olje- og gassforekomster kan man grafisk tegne en nærmest lik linje for sammenhengen mellom størrelsen på funn og antall undersøkelsesbrønner boret. Hvis man tegner linjen kumulativt, vil den ha form av en bratt stigende og deretter utflatende kurve. Bratt vekst på volum indikerer at store funn vil gjøres tidlig, og at linjen vil flate ut etter hvert. En slik linje kalles gjerne creaming curve. På neste side har vi plottet en slik kurve for norsk sokkel og britisk sokkel. 20 11) Oljedirektoratets Årsberetning 2002, s. 14 oppgir antallet letebrønner hvilket inkluderer både undersøkelsesbrønner og avgrensingsbrønner. St meld 38 (2001-2002) Om olje- og gassvirksomheten, s. 18 oppgir at det er boret 628 undersøkelsesbrønner på norsk sokkel i samme perioden

Creaming kurver for reserver på norsk og britisk sokkel Milliarder fat o.e. Figuren viser funnene gjort på norsk og britisk sokkel i perioden 1967 til 2003 og den totale påviste ressursmengden i forhold til antall funn boret. Enkelte viktige funn er markert direkte i figuren. Som figuren viser, steg mengden av ressurser påvist raskt de første årene, men har deretter flatet ut. Snøhvit, som ble påvist i 1984, representerer et skille i utviklingen. Etter dette er det gjort færre større sprang i påviste ressurser, og Heidrun og Ormen Lange er de to viktigste unntakene. Kurven viser at det er overhengende sannsynlig at det er små funn som vil prege virksomheten fremover. Den britiske kurven viser at man der har funnet et betydelig antall mindre funn som har bidratt til å øke påviste ressurser. Norsk sokkel har vært et av de områdene som har vært tilgjengelig for internasjonale oljeselskaper der det har vært gjort størst oljeog gassfunn. Troll, Statfjord, Ekofisk, Gullfaks, Ormen Lange og Oseberg er alle store felt i internasjonal målestokk. Etter funnet av Ormen Lange i 1997 har det derimot ikke vært gjort noen store funn i internasjonal sammenheng på norsk sokkel. Mens norsk sokkel i perioden 1991-2000 har hatt en kommersiell suksessrate over det globale snittet, viser bildet at hvis vi inkluderer utviklingen de senere år, har suksessraten falt. Mindre funn vil dominere i årene som kommer. I perioden fra begynnelsen av 1980- tallet til i dag er gjennomsnittlig funnstørrelse gått fra 800 millioner fat oljeekvivalenter til under 100 millioner fat oljeekvivalenter. Figurene på neste side viser den fallende utviklingen i den gjennomsnittlige funnstørrelsen på norsk sokkel de siste 35 årene. Tallene er her gruppert i fem-års intervaller. I den første fasen var funnstørrelsen på nærmere 800 millioner fat utvinnbare reserver, og det ble gjort 17 funn. Deretter har funnstørrelsen jevnt avtatt, med unntak av perioden 1978-1982, som var de årene store felt som Troll og Åsgard ble funnet. Funnet av Ormen Lange i 1997 forklarer økningen for femårsperioden 1993-1997. Antall funn som er gjort i de ulike periodene har, med unntak av i pionerperioden fram til 1977, vært stabilt i hele perioden. 21

4 Utvikling i gjennomsnittlig funnstørrelse på norsk sokkel Gjennomsnittlig utvinnbare reserver ved funn, millioner fat o.e. (antall funn) Leteaktiviteten i de senere år har hatt en meget svak utvikling i reelle resultater. Den tekniske suksessraten har vært høy og funnsannsynligheten i Nordsjøen har vært høy. Men, selv om det ble gjort funn i 30 prosent av lete- og avgrensingsbrønnene i 2002, utgjorde de påviste ressursene ikke mer enn 10 prosent av olje- og gassproduksjonen i året sett under ett. Leteeffektiviteten har derfor vært synkende. Man finner stadig mindre ressurser for hver brønn, og letekostnadene per ressurstilvekst øker. Dette til tross for at det er gjort mange teknologiske fremskritt innen seismikk, reservoarforståelse og boreteknikk de siste årene. I figuren er det brukt fem års glidende gjennomsnitt, noe som understreker at utviklingen med fallende funnstørrelse per brønn er det dominerende mønsteret. 22

Utvikling i leteaktivitet på norsk kontinentalsokkel 5 års glidende gjennomsnitt Utviklingen i reserveerstatningsraten på norsk sokkel har som følge av nedgang i påviste nye olje- og gassressurser også blitt negativ. En reserveerstatningsrate under 100 innebærer at det blir produsert mer enn det blir funnet av nye ressurser. Reserveerstatningsraten var for de siste årene vesentlig under 100. 23

4 Utvikling i erstatningsrate* for reserver på norsk sokkel Prosent: 3 års rullerende gjennomsnitt Både den historiske utviklingen på norsk sokkel sammenlignet med historikken til utforskingen av andre oljeområder og den faktiske utviklingen i størrelsen på funn på norsk sokkel, viser at norsk sokkel er i ferd med å bli moden og at fremtiden i hovedsak vil være preget av mindre funnstørrelse. Store deler av Nordsjøen kan karakteriseres som det mest modne området på sokkelen, men også Norskehavet har vist tegn til redusert vekst, spesielt gjennom de skuffende resultatene fra 16. konsesjonsrunde. Figuren på neste side illustrerer modenheten av norsk sokkel ved hjelp av sammenhengen mellom hvor mye av de påviste ressursene som er produsert fra området, og hvor stor andel av ressursene som faktisk er påvist de siste ti årene. Som figuren viser er situasjonen for Norge at om lag halvparten av de totale ressursene er produsert, men at bare cirka 15 prosent av de totale ressursene er funnet de siste ti årene. Andel ressurser som er funnet de siste fem år forsterker modenhetsbildet i og med at under 5 prosent av de totale ressursene på norsk sokkel er påvist i denne perioden. 24

Sammenlikning av modenhet av petroleumsressurser mellom ulike land over de siste 10 årene Andel av totale reserver oppdaget de siste årene 4.2.1.3 Avtagende interesse for myndighetenes tildelinger av nytt areal? Tildelinger av nytt areal er en viktig del av industriens rammebetingelser og et viktig virkemiddel i statens styringssystem for norsk sokkel. Men dersom tildelinger benyttes som den eneste eller viktigste indikator for myndighetene på tilstanden på norsk sokkel, kan en risikere at tiltak settes inn for sent. Utviklingen de senere år kan tyde på at det er synkende interesse for norsk sokkel. En stadig større andel av lisensene i myndighetenes tildelinger er ikke blitt utdelt. Mens 90 prosent av utlyst areal ble tildelt i 12. runde i 1988, ble kun 56 prosent tildelt i 17. runde i 2002. Andel lisenser som har vært tildelt, har variert, men antall blokker som ble tildelt var lavt i 17. runde. Det kan være mange ulike forklaringer til dette mønsteret, men det kan ikke utelukkes at den relative attraktiviteten til norsk sokkel er synkende. Man skal blant annet ha i mente at oljeselskapene har vært med på å nominere de blokkene som er medtatt i de ulike rundene. I tillegg har vi sett at enkelte av de store internasjonale oljeselskapene avstod fra å søke blokker i den forrige store tildelingsrunden. 25

4 Utvikling i selskapenes interesse for konsesjonsrunder på norsk sokkel Prosent: antall blokker 26 I tillegg til de større konsesjonsrundene har myndighetene såkalte tilleggsrunder, slik som Nordsjørunden, med tildeling av areal i de mest modne områdene av norsk sokkel. Mønsteret for tildelinger er her enda mer tydelig en stadig større andel av utlyst areal blir ikke tildelt som følge av manglende interesse fra oljeselskapene. Ved tildelinger har det også vært en reduksjon i antall såkalte forpliktelsesbrønner, det vil si brønner som oljeselskapene forplikter seg til å bore som en følge av tildeling av konsesjoner. Redusert interesse for tildeling av nytt areal er et uttrykk for hvilke forventninger oljeselskapene har når det gjelder sannsynligheten for å gjøre funn, funnstørrelse og mulighetene til å finne, utvikle og drive lønnsomt. En respons fra myndighetene på den lave leteaktiviteten de senere år har vært å effektivisere tildelingen av nye utvinningstillatelser i modne leteområder og utlysning av 18. konsesjonsrunde i 2003. Myndighetene har arbeidet med å skape en stadig mer effektiv tildelingspolitikk og sikre jevnere og mer løpende tildelingsrunder for å stimulere til økt aktivitet gjennom å gjøre areal tilgjengelig og til riktig tid. Disse tiltakene har gitt positive resultater, men er ikke tilstrekkelig til å endre utviklingen. 4.2.2 Få nye utbygginger og fallende investeringer 4.2.2.1 Det er få store nye utbygginger Norsk sokkel har vært inne i en periode med flere store utbygginger og start av nye felt. I 1999 ble hele 16 felt satt i produksjon, mens det for årene før og etter har vært igangsatt 2-4 felt årlig. Flere av feltene som nå bygges ut er relativt store og krever store investeringer. Snøhvit er det største feltet. Grane og Fram Vest er forventet satt i produksjon høsten 2003. Når disse utbyggingene er fullført, er det nesten ingen nye, større utbygginger som gjenstår på norsk sokkel, med unntak av Ormen Lange. Dette er en ny situasjon. Tidligere år har