Notat 2008-023 Revidert nasjonalbudsjett for 2008 og incentivene til å investere i vannkraft
Econ-notat nr. 2008-023, Prosjekt nr. 37428 ÅJE, 30. mai 2008 Offentlig Revidert nasjonalbudsjett for 2008 og incentivene til å investere i vannkraft Utarbeidet for Energibedriftenes Landsforening Econ Pöyry AS Postboks 5, 0051 Oslo. Tlf: 45 40 50 00, Faks: 22 42 00 40, http://www.econ.no
Innhold: 1 INNLEDNING...1 1.1 Bakgrunn og problemstilling...1 1.2 Konklusjoner...1 2 VIRKEMÅTEN TIL DE NYE OG FORESLÅTTE SKATTEREGLENE...3 2.1 Samordning og utbetaling av negativ grunnrenteinntekt...3 2.2 Fradrag for driftskostnader i byggetiden...5 2.3 De samlede skattemessige incentivene til å investere i vannkraft...7 2.4 O/U-prosjekter...7 3 BESKATNING AV VANNKRAFT VS. PETROLEUMSVIRKSOMHET.8 3.1 Virkningene av ulike metoder for fradrag for kapitalkostnader...8 3.2 Eksempel: Verdi av investeringer under ulike særskattesystemer...11 3.3 Kostnader ved investeringer og prosjektutvikling...12 REFERANSER...13
1 Innledning 1.1 Bakgrunn og problemstilling I forbindelse med statsbudsjettet for 2008 ble det vedtatt flere endringer i grunnrenteskatten for norsk vannkraftproduksjon (St.prp. nr. 1, 2007-2008, Ot.prp. nr. 1, 2007-2008). Blant annet ble grunnrenteskattesatsen økt fra 27 til 30 prosent. Videre ble risikopåslaget i normrentene for beregning av grunnrenteinntekt fjernet, samtidig som det fra inntektsåret 2007 ble gitt adgang til å samordne positiv og negativ grunnrenteinntekt fra forskjellige verk. I revidert nasjonalbudsjett for 2008 (St.meld. nr. 2, 2007-2008) er det foreslått ytterligere endringer i grunnrenteskatten: Grensen for beregning av grunnrenteinntekt settes til 5 500 kva også for nye vannkraftverk. Det vil bli foreslått innført en årlig utbetalingsordning av skatteverdien dersom selskapet har ny, negativ grunnrenteinntekt (oppstått etter 2006). Dette vil i henhold til Finansdepartementet tydeliggjøre at selskapet har full sikkerhet for fremtidige fradrag. Det blir foreslått å innføre fradrag i grunnrenteinntekten for driftskostnader (bl.a. eiendomsskatt) i byggetiden, i tillegg til at det beregnes friinntekt i byggetiden. Skattemessige hindre for opprusting og utvidelse av eksisterende kraftverk skal fjernes. I dette notatet drøfter vi virkningene av forslagene for incentivene til å investere i norsk vannkraftproduksjon, med vekt på forslaget om en årlig utbetalingsordning av skatteverdien av negativ grunnrenteinntekt og fradrag for driftskostnader i byggetiden og sammenhengen mellom de nye forslagene og endringene som ble vedtatt i statsbudsjettet for 2008. I den forbindelse drøfter vi også forholdet mellom grunnrenteskatten for vannkraft og særskatten for petroleumsvirksomhet på norsk sokkel. Vi kommenterer også kort provenyvirkningene av de forskjellige forslagene med utgangspunkt i de forventede kraftprisene de nærmeste årene. Notatet er utarbeidet på oppdrag fra Energibedriftenes Landsforening. 1.2 Konklusjoner De foreslåtte endringene i grunnrenteskatten i nasjonalbudsjett for 2008 har bare små positive virkninger på incentivene til å investere i norsk vannkraftproduksjon. Sett fra et selskapsperspektiv oppfattes dessuten summen av endringene i statsbudsjettet for 2008 og revidert nasjonalbudsjett å ha negativ virkning sammenlignet med skattereglene som gjaldt før 2007. Det har flere årsaker: Fjerningen av risikopåslaget for normrenten for de investeringsbaserte fradragene mot grunnrenteskatten, som ble innført gjennom statsbudsjettet for 2008, er teoretisk riktig gitt at a) selskapene anser at fradragene er fullstendig sikre og b) at de faktisk vurderer de ulike delene av kontantstrømmene fra et prosjekt separat med hensyn til risiko. Ingen av disse betingelsene er antakelig oppfylt i dag, i hvert fall ikke for det store flertallet av norske vannkraftprodusenter. Det 1
manglende risikopåslaget vil på den måten begrense investeringene i samfunnsøkonomisk lønnsomme vannkraftprosjekter, gitt produsentenes tilpasning i dag. Virkningen forsterkes av at vannkraftprosjekter ofte ikke er fritt omsettelige og kan overtas av andre aktører, ettersom mange av prosjektene er knyttet til etablerte fallrettigheter og eksisterende kraftverk. Adgangen til samordning av positiv og negativ grunnrenteinntekt mellom verk og den foreslåtte ordningen for løpende utbetaling av negativ grunnrenteinntekt er ikke nok til å oppveie fjerningen av risikopåslaget, gitt selskapenes metode for lønnsomhetsvurdering og vurdering av risikoen for framtidige endringer i skattesystemet. Selv om en legger Finansdepartementets metodikk og forutsetninger til grunn, er virkningen av forslagene i revidert nasjonalbudsjett av begrenset betydning for investeringsincentivene: Fradrag i grunnrenteinntekten for driftskostnader i forbindelse med prosjekter under bygging, styrker nøytralitetsegenskapene i grunnrenteskatten ettersom kostnader ved den grunnrenteskattepliktige virksomheten kommer til fradrag. Slike kostnader utgjør imidlertid bare en beskjeden andel av de totale kostnadene ved vannkraftprosjekter, og virkningene på investeringsincentivene er svært små. Eiendomsskatten og de konsesjonsbaserte ordningene (særlig konsesjonskraft) reduserer den bedriftsøkonomiske lønnsomheten av samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer, og virker på den måten vridende på investeringsbeslutningene. Dette påpekes også av Finansdepartementet i budsjettdokumentene. Selv om grunnrenteskatten skulle være teoretisk nøytral isolert sett, vil de samlede incentivene til å investere i vannkraftverk som følge av skattesystemet, være ikke-nøytrale. En direkte sammenligning av enkeltelementer i forslaget til endringer i grunnrenteskatten i revidert nasjonalbudsjett med særskatten for norsk petroleumsvirksomhet er misvisende av flere grunner: Petroleumssektoren er ikke gjenstand for vridende eiendomsskatter eller konsesjonsbaserte ordninger på samme måte som vannkraftproduksjon. Kostnadsstrukturen er vesentlig forskjellig fra vannkraftproduksjon. I petroleumssektoren er utgifter til leting en betydelig kostnadspost, særlig dersom resultatløse leteprosjekter inkluderes. Kostnadene til utvikling av vannkraftprosjekter og driftskostnader i byggetiden utgjør en mindre andel av totalkostnadene. Løpende utbetaling av negativ grunnrenteinntekt og fradrag for driftskostnader i byggetiden kan derfor ikke sammenlignes med lignende utbetalingsordninger i petroleumsskattesystemet, som utbetaling av skatteverdien av underskudd ved opphør av særskattepliktig virksomhet og årlig utbetaling av skatteverdien av letekostnader. De skattemessige avskrivningsreglene er relativt gunstige for petroleumsprosjekter. Installasjoner offshore avskrives som hovedregel lineært over 6 år, noe som er vesentlig kortere enn den økonomiske levetiden for de fleste anleggene på sokkelen, og det gis fradrag i særskattepliktig inntekt for en andel av gjeldskostnadene og en friinntekt i form av en ekstraavskrivning på 30 prosent av investeringen over 4 år. Fradragene for kapitalkostnader i petroleumsvirksomheten mot særskatten er på den måten gunstigere enn de fradragene vannkraftverk får mot grunnrenteskatten. 2
2 Virkemåten til de nye og foreslåtte skattereglene 2.1 Samordning og utbetaling av negativ grunnrenteinntekt Utbetalingsordningen for negativ grunnrenteinntekt må ses i sammenheng med adgangen til samordning av ny negativ grunnrenteinntekt på selskapsnivå, som ble innført gjennom statsbudsjettet for 2008 med virkning fra inntektsåret 2007. Vi drøfter derfor først virkningene av samordningsadgangen. En svakhet ved de tidligere reglene for grunnrenteskatt var at skattyter ikke var garantert at negativ grunnrenteinntekt kom til nytte, som ble påpekt av så vel Finansdepartementet som andre miljøer (St.meld. nr. 1, 2007-2008, ECON, 2003). Det skyldtes at skatten ble beregnet pr. kraftverk, og dersom et kraftverk aldri kom i grunnrenteskatteposisjon, ville den negative grunnrenteinntekten aldri komme til nytte. Det innebar at en investor i vannkraftproduksjon ikke var sikker på å få et tilstrekkelig skattefradrag for investeringskostnaden i verket. Skattemessige overskudd og underskudd ble på den måten behandlet asymmetrisk. Med adgang til samordning og overføring av grunnrenteskatteposisjoner ved salg av kraftverk eller selskaper som eier kraftproduksjon, vil alle investorer i vannkraft i prinsippet stå overfor en symmetrisk beskatning av positiv og negativ grunnrenteinntekt, noe som er et viktig kriterium for en nøytral særskatt. 1 I tråd med Finansdepartementets vurdering av skattefradragene som fullstendig sikre, ble også risikopåslaget i normrentene for beregning av friinntekt og framføring av negativ grunnrenteinntekt fjernet, noe som er i tråd med nyere skatteøkonomisk teori (se blant annet NOU 2000:18). I praksis har det imidlertid så langt vist seg at kraftprodusentene ikke oppfatter fradragene som sikre, blant annet på grunn av risikoen for framtidige skatteendringer som slår ut negativt for vannkraftproduksjon. Selskapene diskonterer heller ikke de forskjellige delene av kontantstrømmen med separate avkastningskrav. Selv om denne tilnærmingen etter Finansdepartementets syn undervurderer lønnsomheten av å investere i vannkraftproduksjon, er likevel nettovirkningen at prosjekter som ble betraktet som bedriftsøkonomisk lønnsomme med de gamle reglene, nå framstår som ulønnsomme for selskapene. Effekten av de to måtene å vurdere prosjektlønnsomhet på, kan illustreres ved et eksempel. 2 Vi har blant annet lagt til grunn en langsiktig reell kraftpris på 35 øre/kwh, 1 Som Finansdepartementet også påpeker, vil adgangen til å overføre grunnrenteskatteposisjoner i forbindelse med salg av kraftverk eller selskaper sikre at negativ grunnrenteinntekt kommer fullt ut til nytte på et eller annet tidspunkt, også for aktører med en ensidig eller liten kraftverksportefølje. I praksis er det likevel grunn til å vente at en ordning med utbetaling vil gi økt likebehandling av forskjellige aktører, blant annet fordi utbetalingsordningen sikrer at den negative grunnrenteinntekten kommer til nytte tidligere i prosjektenes levetid. 2 Eksemplet viser ikke virkningen av at prosjekter med lav lønnsomhet får økt verdi med de nye reglene for grunnrenteskatten (ettersom negativ grunnrenteinntekt kan komme til nytte, for eksempel gjennom samordning med positiv grunnrenteinntekt fra andre verk). Denne virkningen innebærer at reduksjonen i forventet prosjektverdi som følge av fjerningen av risikopåslaget er mindre enn verdireduksjonen ved forventet kraftpris, men gitt selskapenes metodikk vil den forventede verdien av prosjektet likevel være mindre med de nye reglene. 3
investeringskostnader på 3,57 kr/kwh og driftskostnader på 5 øre/kwh eksklusive eiendomssskatt, samt en diskonteringsrente nominelt etter skatt på 6,5 prosent (avkastningskravet til totalkapitalen). Friinntektsrenten er satt til 5 prosent nominelt før skatt. Da er prosjektet marginalt lønnsomt gitt selskapenes metode for investeringsanalyse (netto nåverdi lik null med et felles risikojustert avkastningskrav), og har en positiv nåverdi på 0,43 kr/kwh gitt Finansdepartementets metode. Ser vi på utviklingen i grunnrenteinntekten for det marginale prosjektet ut fra selskapsperspektivet, viser det seg at prosjektet generer positiv grunnrenteinntekt over hele levetiden, jf. figuren nedenfor. Samordningsadgangen har altså ingen effekt på kontantstrømmen langs denne prisbanen. 3 Vi har også sammenlignet kontantstrømmen med et marginalt prosjekt i henhold til Finansdepartementets metode med separat diskontering av de investeringsbaserte fradragene mot grunnrenteskatten (for illustrasjonens skyld har vi holdt avkastningskravet for resten av kontantstrømmen konstant lik selskapets felles avkastningskrav for nettokontantstrømmen). Dette prosjektet genererer negativ grunnrenteinntekt de første 3 årene, men kommer raskt i grunnrenteskatteposisjon, selv om det er dyrere enn det marginale prosjektet gitt selskapenes forutsetning. Figur 2.1 Grunnrenteinntekt fra marginale prosjekter gitt forskjellige metoder for lønnsomhetsvurdering 30 25 20 Øre/kWh (realverdi) 15 10 5 0-5 -10 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 År Marginalt prosjekt - selskap Marginalt prosjekt - Finansdepartementet Kilde: Econ Pöyry 3 Ved en tilstrekkelig lav kraftpris vil samordningsadgangen ha en verdi. Dersom vi i stedet for å beregne verdien av et prosjekt som er marginalt ved en gitt kraftpris hadde sett på den forventede verdien av et prosjekt gitt forskjellige utfall for framtidig kraftpris, hadde forskjellen mellom de to metodene blitt mindre. Det skyldes at de nye skattereglene gir økt verdi av prosjektet dersom kraftprisen blir lav. Da hadde prosjektet aldri kommet i grunnrenteskatteposisjon med de gamle reglene, slik at negativ grunnrenteinntekt ville hatt null verdi, mens det med de nye reglene vil redusere grunnrenteskatten fra andre prosjekter. Likevel vil det marginale prosjektet etter Finansdepartementets metode være ulønnsomt fra et selskapsperspektiv. Jf. Econ Pöyry (2007). 4
Med selskapenes metode for prosjektvurdering vil det marginale prosjektet etter Finansdeparmentets kriterier ha en negativ nåverdi. Selskapets totale kontantstrøm fra prosjektet vil med samordning få et tillegg lik grunnrenteskattesatsen på 30 prosent multiplisert med den årlige negative grunnrenteinntekten de første årene. Målt etter selskapenes kriterier vil det være gunstigere å få fradragene for negativ grunnrenteinntekt tidligst mulig gjennom samordning, men det er likevel ikke nok til å oppveie virkningen av fjerningen av risikopåslaget. Terminprisene på Nord Pool for perioden 2009-2013 er i størrelsesorden 46-49 øre/kwh gitt en NOK/Euro-kurs på 7,87 kr pr. 28. mai 2008. Dette er nominelle priser de tilsvarende reelle prisene ligger i intervallet 43-45 øre/kwh gitt en forventet inflasjon på 2,5 prosent pr. år. Med slike kraftpriser vil svært få vannkraftverk generere ny negativ grunnrenteinntekt i de nærmeste årene. Mange vil også oppleve et raskt fall i historisk opparbeidet negativ grunnrenteinntekt, en virkning som forsterkes av at risikopåslaget for framføring av historisk negativ grunnrenteinntekt ble halvert i forbindelse med statsbudsjettet for 2008. Provenyvirkningene av samordningsadgangen er i dette tidsperspektivet meget begrenset sammenlignet med virkningen av det reduserte risikopåslaget. En utbetalingsordning for negativ grunnrenteinntekt vil bare ha betydning for de selskapene som har ett eller noen få kraftverk som samlet sett ikke er i posisjon til å betale grunnrenteskatt. For andre selskaper vil ny negativ grunnrenteinntekt med stor sannsynlighet kunne samordnes med positiv grunnrenteinntekt fra andre verk. Utbetalingsordningen vil ha akkurat samme virkning for enkeltkraftverk som samordningsadgangen har for selskaper med både positiv og negativ grunnrenteinntekt. For marginale prosjekter vil virkningen være om lag den samme som vist i figuren ovenfor, enten en diskonterer skattefradragene med risikofri rente eller et felles avkastningskrav. I petroleumssektoren har det vært en lignende debatt mellom oljeselskaper og Finansdepartementet om separat diskontering av kontantstrømmer og nivået på selskapenes kapitalkostnader relativt til normrenten for framføring av skattemessige underskudd. Et viktig perspektiv i den debatten har vært muligheten for å få inn nye aktører på sokkelen med forskjellig (lavere) avkastningskrav enn etablerte aktører. Vannkraftprosjekter er derimot i vesentlig mindre grad omsettelige ettersom mange av prosjektene er knyttet til etablerte fallrettigheter og eksisterende kraftverk. Problemet forsterkes av hjemfallsreglene, som i henhold til regjeringens forslag om revidert industrikonsesjonslov i framtiden vil utelukke privat eierskap utover 1/3 i vannkraftprosjekter over en viss størrelse (jf. Ot.prp. nr. 61, 2007-2008). 2.2 Fradrag for driftskostnader i byggetiden Forslaget om å trekke fra driftskostnader i byggetiden i grunnrenteinntekten (i tillegg til at det beregnes friinntekt i byggetiden) er prinsipielt riktig ettersom det fører til at reelle kostnader knyttet til den grunnrenteskattepliktige virksomheten faktisk kommer til fradrag. Betydningen for investeringsincentivene er imidlertid begrenset. Det skyldes at driftskostnadene i byggetiden er små sammenlignet med de totale prosjektkostnadene. Dette er illustrert i figuren nedenfor, hvor vi ser på et stilisert vannkraftprosjekt med 60 års levetid og 4 års byggetid. Hvor store driftskostnadene vil være i byggetiden, er vanskelig å anslå på generelt grunnlag, men vi har antatt at de årlige driftskostnadene er lik 1 prosent av investeringskostnaden både før og etter idriftsettelse (jf. 5
standardforutsetningene i NVE, 2004). Vi har satt investeringskostnaden lik 3,5 kr/kwh i nåverdi sett fra tidspunktet hvor byggingen starter. I tillegg kommer eiendomsskatt i byggeperioden som er satt lik 0,7 prosent av skattemessig inngående balanse pr. år (investeringen skjer i fire like deler over en fireårsperiode), med ett års tidsforsinkelse. 4 Etter hva vi erfarer, er det imidlertid vanlig at en stor andel av de prosjektrelaterte driftskostnadene i byggetiden blir aktivert som en del av investeringen, slik at det i praksis bare blir eiendomsskatten som blir fradragsberettiget i byggetiden med forslaget til nye regler. Vi viser derfor også verdien av fradragene for eiendomsskatten alene i byggetiden, som utgjør en nedre grense. Alle størrelser er neddiskontert med et nominelt avkastningskrav før skatt på 9 prosent, som svarer til et nominelt krav etter skatt på 6,5 prosent. Figur 2.2 Nåverdi av driftskostnader og investeringer i byggetiden og driftsfasen for stilisert vannkraftprosjekt 4 3 Kr/kWh 2 1 0 Eiendomsskatt i byggetiden Driftskostnader og eiendomsskatt i byggetiden Driftskostnader og eiendomsskatt i driftstiden Investeringer Kilde: Econ Pöyry I sum utgjør nåverdien av de fradragsberettigede driftskostnadene i byggetiden bare 3,6 prosent av de totale kostnadene i prosjektet med våre forutsetninger, ca. 0,8 prosent ved full aktivering av driftskostnadene i byggetiden. Gitt en grunnrenteskattesats på 30 prosent betyr dette at investors kontantstrøm etter skatt i beste fall øker med ca. 1 prosent av totalkostnadene i prosjektet. Det svarer til en økt avkastning på 0,06 prosent for et marginalt prosjekt målt med selskapenes metodikk med et felles risikojustert avkastningskrav for hele nettokontantstrømmen. For kraftverk med kortere byggetid blir naturligvis verdien av fradrag for driftskostnader i byggetiden relativt lavere. Et annet moment er at det foreslåtte fradraget for driftskostnader bare gjelder anlegg som faktisk er under bygging, det vil si etter at en investeringsbeslutning er fattet. 4 Vi har som en forenkling antatt det samme systemet for eiendomsskatt også i driftsfasen, det vil si reglene som gjelder for vannkraftverk med påstemplet merkeytelse under 10 000 kva. 6
Kostnader til prosjektutvikling og andre typer kostnader før bygging finner sted, er ikke nødvendigvis fradragsberettiget mot grunnrenteskatten. Det kan for eksempel dreie seg om betaling for leie av fallrettigheter eller kostnader til forstudier som i noen tilfeller påløper mange år før bygging overhodet er aktuelt. Slike kostnader vil ikke nødvendigvis være veldig store, men de er relevante for investeringsincentivene prinsipielt. 2.3 De samlede skattemessige incentivene til å investere i vannkraft Vi har så langt drøftet grunnrenteskatten isolert sett. Når det gjelder andre skatter, er det klart at eiendomsskatten og konsesjonskraftavståelse har betydelige svakheter i et skatteøkonomisk perspektiv. Eiendomsskatten beregnes på grunnlag av historiske inntekter og kostnader og anslag på framtidig investeringsbehov, så på den måten er den lønnsomhetsbasert. Men eiendomsskatten tar ikke hensyn til investeringskostnadene og er således ikke lønnsomhetsbasert over levetiden slik grunnrenteskatten er. Med en minsteverdi som i dagens system vil eiendomsskatten alltid være positiv. Avkastningen kan derfor være godt under normalavkastningen, men selskapet vil fortsatt være eiendomsskattepliktig for kraftverket. Det kan medføre at samfunnsøkonomisk lønnsomme vannkraftinvesteringer ikke blir gjennomført ved at lønnsomme investeringer før skatt blir ulønnsomme etter skatt. De samfunnsøkonomisk uheldige virkningene av eiendomsskatten begrenses i noen grad av maksimumsverdien på skattegrunnlaget. Et tilsvarende resonnement kan gjøres for konsesjonskraften. Hvis et prosjekt koster 30 øre/kwh å bygge ut, vil en forpliktelse til å avstå 10 prosent av produksjonen til 9 øre/kwh føre til at kraftprisen utbygger må være 32,33 øre/kwh for at prosjektet skal være lønnsomt (alt annet likt). Da vil utbygger få en inntekt som er høy nok til å dekke kostnaden ved utbygging (90 prosent ganger 32,33 øre pluss 10 prosent ganger 9 øre gir 30 øre i inntekt). Jf. ECON (2003) og St. meld. nr. 2 (2007-2008) for en nærmere drøfting av disse egenskapene ved eiendomsskatt og konsesjonskraft. Eiendomsskatt og konsesjonskraft må ses i sammenheng med de miljøulempene og andre kostnader vannkraftverkene påfører vertskommuner og fylker, men de er neppe optimale i den forstand heller. 5 2.4 O/U-prosjekter O/U-prosjekter (opprusting og utvidelser i eksisterende vannkraftverk) kan bli ulønnsomme dersom prosjektene ikke kan dra nytte av tidligere akkumulert negativ grunnrenteinntekt. I noen tilfeller kan det inntreffe at et O/U-prosjekt fører til at skattemyndighetene vurderer prosjektet som et helt nytt kraftverk. Eventuelle fradrag som følge av akkumulert negativ grunnrenteinntekt i det gamle verket går da tapt, og O/U-prosjektet må betale mer grunnrenteskatt enn det ellers ville ha gjort. I ytterste konsekvens kan det føre til at samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter ikke blir gjennomført, det vil si at det lønner seg å fortsette driften av det opprinnelige kraftverket for å unngå at den negative grunnrenteinntekten går tapt. Omfanget av slike 5 Det er for eksempel neppe generelt tilfelle at miljøskadene ved et vannkraftverk er større jo mer lønnsomt verket er. 7
saker er det vanskelig å si noe om på generelt grunnlag, men det representerer en svakhet i skattesystemet. Forslaget som lanseres i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett om en unntaksregel om utvidet anvendelse av gammel negativ grunnrenteinntekt vil forbedre skattesystemets virkemåte, men det er antakelig et relativt begrenset antall prosjekter som vil dra nytte av endringene. Provenyvirkningene vil være neglisjerbare. 3 Beskatning av vannkraft vs. petroleumsvirksomhet 3.1 Virkningene av ulike metoder for fradrag for kapitalkostnader Det er interessant å sammenligne beskatningen av vannkraftproduksjon med petroleumssektoren med hensyn til investeringer og fradrag for kapitalkostnader mot særskatten i forhold til grunnrenteskatten. 6 Petroleumsvirksomheten på norsk sokkel er gjenstand for særbeskatning med en sats på 50 prosent, i tillegg til skatt på alminnelig inntekt. Viktige elementer i petroleumsskattesystemet er følgende: Driftsmidler avskrives lineært over 6 år (3 år for visse typer anlegg i Finnmark og enkelte kommuner i Nord-Troms). Avskrivningene kan starte i det året utgiftene påløper og ikke ved idriftsettelsestidspunkt. Det gis fradrag i særskattepliktig inntekt for en friinntekt på 30 prosent av investeringskostnaden over en periode på 4 år (7,5 prosent pr. år). Friinntekten kommer til fradrag fra og med det året hvor anlegget er påbegynt avskrevet. Det gis fradrag for netto finanskostnader i så vel alminnelig inntekt som særskattepliktig inntekt. Fradraget settes til andelen av selskapets netto finanskostnader som svarer til 50 prosent av forholdet mellom skattemessig nedskrevet verdi pr. 31. desember i inntektsåret av formuesobjekter tilordnet sokkeldistriktet og gjennomsnittlig rentebærende gjeld gjennom inntektsåret. Underskudd i alminnelig inntekt og særskattepliktig inntekt kan fremføres til senere år med rentekompensasjon (risikofri rente etter skatt). 7 Fra og med 2005 utbetaler staten årlig skatteverdien av underskudd knyttet til letevirksomhet for selskaper med skattemessig underskudd. Staten vil også utbetale skatteverdien av underskudd ved opphør av virksomheten på norsk sokkel. Særskatten beregnes på selskapsnivå og ikke pr. felt eller lisens, slik at underskudd og overskudd fra forskjellige felt kan samordnes. 6 En sammenligning av total government take blir mer komplisert ettersom staten har andre instrumenter som SDØE i tillegg til skattesystemet i petroleumssektoren. Dessuten må det gjøres detaljerte vurderinger av framtidige investeringer og oljepriser for å gjøre resultatene sammenlignbare med analysen vi gjorde for vannkraftproduksjon ovenfor. 7 Denne regelen ble innført med virkning fra inntektsåret 2002. 8
Fradrag for kapitalkostnader i særskatten og grunnrenteskatten Det er mulig å sammenligne fradragene for kapitalkostnader i de to særskattesystemene for et stilisert investeringsprosjekt. Vi beregner friinntekt, avskrivninger og for særskattens vedkommende rentefradraget. I tillegg tar vi hensyn til timingen av investeringene. Både vannkraftprosjekter og petroleumsprosjekter har normalt en betydelig ledetid, det vil si at det tar tid fra en begynner å bygge anleggene til de er i drift. Det kan være snakk om mer enn 10 år fra første leteaktivitet på sokkelen eller forstudie av et mulig vannkraftverk, men selve byggingen kan typisk ta 2-4 år fra investeringsbeslutning er fattet. Reglene innenfor petroleumsskattesystemet med avskrivninger fra det tidspunktet investeringsutgiftene påløper, gir derfor en tilleggsverdi til investor sammenlignet med reglene som gjelder for grunnrenteskatten. Nedenfor sammenligner vi de fradragsberettigede kapitalkostnadene ved en tenkt investering på 100 kr med en levetid på 20 år og 3 års byggetid i de to særskatteregimene. Investeringene er antatt å skje med like andeler pr. år. For å beregne gjeldsrentefradraget har vi lagt til grunn en marginal gjeldsandel på 100 prosent. Vi viser først resultatet for petroleumsskattesystemet, hvor det gis fradrag for avskrivninger, friinntekt og gjeldsrenter fra investeringstidspunktet. Figur 3.1 Fradrag for kapitalkostnader ved stilisert prosjekt særskatt på petroleumsvirksomhet 30 25 20 Kr 15 10 5 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 År Avskrivninger Friinntekt Rentefradrag Kilde: Econ Pöyry I den neste figuren viser vi den tilsvarende profilen for friinntekt og avskrivninger i grunnrenteskatten med den samme investeringen. Avskrivningene er antatt å skje lineært over 20 år fra idriftsettelsestidspunktet (år 4), mens friinntekten beregnes fra dag 1. I begge tilfeller øker fradragene de første tre årene som følge av de akkumulerte investeringene. 9
Figur 3.2 Fradrag for kapitalkostnader ved stilisert prosjekt grunnrenteskatt for vannkraftproduksjon 12 10 8 Kr 6 4 2 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 År Avskrivninger Friinntekt Kilde: Econ Pöyry I figuren nedenfor sammenligner vi de samlede nominelle fradragene for kapitalkostnader mot grunnrenteskatten og særskatten på sokkelen, samt den akkumulerte nåverdien av fradragene. For sammenligningens skyld har vi sett bort fra skattesatsen. Figur 3.3 Samlede fradrag pr. år og akkumulert nåverdi av fradrag under særskatt og grunnrenteskatt 120 100 80 Kr 60 40 20 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 År Sum fradrag særskatt Akkumulert nåverdi fradrag mot særskatt Sum fradrag grunnrenteskatt Akkumulert nåverdi fradrag mot grunnrenteskatt Kilde: Econ Pöyry 10
Vi ser at fradragene for kapitalkostnader kommer mye tidligere for særskattens vedkommende, mens de varer ut levetiden for grunnrenteskattens del (driften starter i år 4 og slutter etter år 23). Nåverdien av fradragene mot særskatten er vesentlig høyere enn fradragene mot grunnrenteskatten. 8 3.2 Eksempel: Verdi av investeringer under ulike særskattesystemer Med utgangspunkt i det gjeldende petroleumsskattesystemet har vi beregnet verdien av en tenkt investering med 20 års levetid i to tilfeller: Investeringen har en netto nåverdi på 0 etter skatt gitt et avkastningskrav på 6,5 prosent Investeringen gir en nominell avkastning før skatt på 15 prosent Vi beregner kontantstrømmer til totalkapitalen, men inkluderer verdien av fradraget for gjeldskostnadene mot særskatten (jf. NOU 2000:18). Deretter sammenligner vi nåverdien av skattebelastningen med et tilsvarende marginalt vannkraftprosjekt (netto nåverdi lik null etter skatt) og et vannkraftprosjekt med nominell avkastning før skatt på 15 prosent. Vi har antatt at petroleumsprosjektet gjennomføres av en aktør i full skatteposisjon, det vil si at skattemessige underskudd de første årene går til reduksjon av skatt i andre deler av selskapet. Vi understreker at beregningene bygger på forenklede forutsetninger, men de gir likevel et bilde av forskjellen mellom petroleumsskattesystemet og vannkraftbeskatningen. 9 I figuren nedenfor viser vi nåverdien av skattebelastningen i prosent av totale kontantstrømmer før skatt for de fire prosjektene. Vi ser at petroleumsprosjektet betaler vesentlig mindre i skatt enn vannkraftprosjektet, til tross for en vesentlig høyere nominell marginalskatt (78 prosent for petroleum mot 58 prosent eller inntil 65 prosent dersom eiendomsskatt og konsesjonskraft inkluderes for vannkraft). 10 Det skyldes den korte avskrivningstiden i forhold til den faktiske levetiden og fradraget for gjeldskostnader mot særskatten (selv om dette er begrenset oppad) og det faktum at prosjektet går med betydelige skattemessige underskudd de første årene. For det marginale petroleumsprosjektet er verdien av de skattemessige underskuddene de første årene (som reduserer skattepliktig inntekt for selskapet samlet sett) så stor at det mer enn oppveier skattekostnadene i de senere årene målt i nåverdi. 8 Vi har regnet med en diskonteringsrente på 6,5 prosent nominelt etter skatt. En lavere diskonteringsrente gir mindre forskjell mellom de to alternativene. 9 Nåverdien av skattene (inklusive konsesjonskraft og konsesjonsavgift) blir høyere som andel av samlede kontantstrømmer før skatt enn den effektive skattesatsen vi utledet ovenfor med utgangspunkt i metodikken for beregning av marginale realavkastningskrav. Igjen er det imidlertid det relative forholdet mellom skattesystemene vi er opptatt av. 10 Resultatene våre er prinsipielt i overensstemmelse med NOU 2000:18, hvor det marginale realavkastningskravet etter skatt for selskaper i full skatteposisjon beregnes til å være negativt (en investering kan med andre ord ha negativ realavkastning før skatt og likevel være lønnsom etter skatt). Metodeforskjeller og endringer i skattereglene siden 2000, blant annet beregningen av friinntekt og fradraget for gjeldskostnader mot særskatten, gjør at resultatene våre ikke er direkte sammenlignbare, men det understreker at det kan være betydelige forskjeller mellom nominell skattesats og reell skattebelastning innenfor særskattepliktig virksomhet. 11
Figur 3.4 Nåverdi av skattebelastning for vannkraft- og petroleumsprosjekter 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % Vannkraft Petroleum 10 % 0 % -10 % Marginalt prosjekt 15% avkastning før skatt Kilde: Econ Pöyry Forskjellen utjevnes jo mer lønnsomme prosjektene er før skatt, men det er likevel betydelig høyere skattebelastning for vannkraftprosjektet. En annen faktor som reduserer forskjellen, er levetiden av petroleumsprosjektet. Jo kortere levetid relativt til den skattemessige avskrivningstiden, desto høyere blir skattebelastningen for petroleumsprosjektet. Selv med 6 års økonomisk levetid er imidlertid skattebelastningen fortsatt bare ca. 16 prosent for det marginale prosjektet. 3.3 Kostnader ved investeringer og prosjektutvikling Leteaktiviteter er en betydelig kostnadspost i petroleumsvirksomheten. Erfaringstall fra den seneste tiden tyder på at kostnadene kan være i størrelsesorden 5 dollar pr. fat i prosjekter der letingen faktisk resulterer i ny produksjon av olje eller gass. Avhengig av prosjektet, kan dette dreie seg om inntil 20 prosent av de samlede kostnadene (grovt anslått). 11 I tillegg kommer kostnadene til leting som ikke resulterer i olje- eller gassproduksjon. En ordning med løpende utbetaling av skatteverdien av leteutgifter for selskaper som ikke er i skatteposisjon, i tillegg til at selskaper i skatteposisjon vil kunne trekke fra leteutgiftene i de løpende inntektene, vil derfor ha stor betydning for incentivene til å drive leteaktivitet. I kraftsektoren vil de tilsvarende kostnadene normalt være vesentlig lavere, selv om det vil være en viss variasjon mellom prosjekter. Vannkraftressursene er i stor grad kjent i utgangspunktet, og selve prosjektutviklingen er mye mindre kapitalintensiv enn hva som er tilfelle i petroleumssektoren. Incentivvirkningene knyttet til kostnader før driftsfasen er ikke uten betydning, men de er ikke like viktige som i petroleumssektoren. 11 Den relative andelen vil være lavere for haleproduksjon og mindre prosjekter, ettersom slike prosjekter ofte vil ha høyere totale enhetskostnader enn større prosjekter. 12
Referanser ECON (2003): Kraftverksbeskatning og investeringer. Notat 2003-019, ECON Analyse. Econ Pöyry (2007): Konsekvenser av statsbudsjettet for investeringer i småkraftverk. Notat 2007-073, Econ Pöyry. NOU 2000:18: Skattlegging av petroleumsvirksomhet. Finansdepartementet. NVE (2004): Kostnader for produksjon av kraft og varme. Håndbok 2-2002. Knut Hofstad (red.). Revidert september 2004. Norges vassdrags- og energidirektorat. Ot.prp. nr. 1 (2007-2008): Skatteopplegget 2008. Lovendringer. Finansdepartementet. Ot.prp. nr. 61 (2007-2008): Om lov om endringer i lov 14. desember 1917 nr. 16 om erverv av vannfall, bergverk og annen fast eiendom m.v. (industrikonsesjonsloven) og i lov 14. desember 1917 nr. 17 om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven). Olje- og energidepartementet. St.meld. nr. 2 (2007-2008): Revidert nasjonalbudsjett 2008. Finansdepartementet. St.prp. nr. 1 (2007-2008): Skatte-, avgifts- og tollvedtak. Finansdepartementet. 13