Utfordringer for verdiskaping på norsk sokkel med dagens fiskale rammevilkår Hans Henrik Ramm Ramm Energy Partner Norsk Olje og Gass Kirkenes, 6. mai 2015
Petroleumsloven paragraf 4-1: Petroleumsloven «Forsvarlig utvinning: Utvinning av petroleum skal foregå på en slik måte at mest mulig av den petroleum som finnes i hver enkelt petroleumsforekomst, eller i flere petroleumsforekomster sammen, blir produsert. Utvinningen skal skje i samsvar med forsvarlige tekniske og sunne økonomiske prinsipper [..].» Ifølge forarbeidene retter denne forpliktelsen seg også til myndighetene. Gir ikke juridiske føringer for skattepolitikken, men gir klart uttrykk for lovgivers intensjoner om at ressursene på norsk sokkel skal utnyttes så langt det er økonomisk forsvarlig. Oljeselskapene velger sine prosjekter ut fra det skattesystemet vi har, i konkurranse med hele verden. Norge har bare norsk sokkel, og vi må ha et skattesystem som gir selskapene motivasjon for å utnytte mest mulig av de samfunnsøkonomisk lønnsomme ressursene i samsvar med «principal agent»-prinsippet.
Hovedutfordring nr 1 «One size fits all?»: Norsk sokkel er blitt uhyre forskjelligartet, fra enkle og meget lønnsomme til krevende og marginale prosjekter. De mer krevende prosjektene trenger mer innsats av organisasjon og kunnskap fra oljeselskapenes side, fra tidlig letefase til utbygging. Verdiøking pga bruk av organisasjon og kunnskap er egentlig kunnskapsrente, men blir beskattet som grunnrente. Mer krevende prosjekter innebærer også mer økonomisk risiko, som også er en kostnad som ikke kan trekkes fra i skatt. Hvis det finansielle utbyttet etter skatt blir for lite sett i forhold til hvor krevende prosjektet er å utvikle (materialitet), vil selskapene ikke se noen vits i å sette inn store organisasjonsressurser. Da vil de heller bruke disse andre steder i verden. Dette fører til at mange samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter ikke blir realisert, eller blir sterkt forsinket, særlig prosjekter i nye regioner, små prosjekter, og økt utvinning. Høy oljepris kan kompensere for lav materialitet. Derfor ble mange små funn bygget ut under prisoppgangen, men i mange tilfelle sterkt forsinket. Men oljeprisen er like høy overalt, og skjerper konkurransen om kunnskap, organisasjon og kapital. Selv høykonjunkturen var ikke tilstrekkelig for å få fart på økt utvinning, eller leting i de krevende områdene vest i Norskehavet. Vi kan ikke stole på høy oljepris i fremtiden.
Differensiering Et uniformt skattesystem har mange fordeler: Det betyr stabilitet og forutsigbarhet, og man unngår «forhandlet skatt» og vridninger pga avgrensningsproblemer. Likevel har det betydelige svakheter. Det har allerede flere ganger vært nødvendig med spesielle fiskale endringer for å sikre samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter, f. eks. Ekofisk Vanninjeksjon (1983), Oseberg gassinjeksjon/togi (1986), Ekofisk II (1994), og Snøhvit (2002). Dette var store og spektakulære prosjekter. Det er liten tvil om at det har vært mange andre som har «gått under radaren» og blitt forsinket, eller gått tapt (tidskritisk økt utvinning). Mange land er dypt inne i forhandlet skatt. Andre, som forsøker å unngå dette, har innført forutsigbare spesialregler for definerte kategorier av krevende prosjekter. Storbritannia innførte en serie av produksjonsfradrag mot særskatt fra 2009: Små felt, dypt vann, tung olje, HPHT, og økt utvinning. Etter oljeprisfallet skal disse erstattes av en investeringsbasert friinntekt på hele 62,5% som betyr større lettelse for alle. (Samtidig reduseres marginalskatten på nye felt til 50%). USA hadde lenge fast lavere royaltysats for dypt vann i Mexico-gulfen. I dag praktiseres et helt diskresjonært system der det kan søkes om royaltyreduksjon for bl a dypt vann, levetidsforlengelse og økt utvinning.
Vi ønsker neppe å følge UK inn i dype generelle lettelser, eller USA inn i et helt diskresjonært system. Middelveien er å grovdifferensiere skattesystemet slik at de mest krevende prosjektkategoriene slipper lettere. Ved å innføre produksjonsfradrag kun mot særskatt, tilpasset utfordringene, sikrer man at man aldri går inn i selskapsskatten og derfor at det kun utløser samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter. Dette er heller ikke problematisk i forhold til EU-regler. De britiske ordningene ble aldri notifisert, og har aldri møtt motstand fra EU, fordi de var begrenset til særskatt.
Økt utvinning Det er et særlig sterkt behov for en skattemessig støtte for økt utvinning. Dette er tidskritiske ressurser som nå går tapt hver eneste dag. Åmutvalget har påvist et meget stort potensial. Stortinget satte i 2011 meget høye mål for økt utvinning under behandlingen av petroleumsmeldingen. Alle ikke-sosialistiske partier stemte da for et forslag om å «vurdere endringer i petroleumsskattesystemet som kan styrke lønnsomheten for å øke utvinningsgraden i felt i drift». Regjeringen gjentok dette løftet i sin regjeringserklæring. Prosjekter for økt utvinning er spesielt truet i nedgangssyklusen. Et skattetiltak for økt utvinning bør kunne innføres raskt og bidra til å unngå et for dypt fall i investeringsnivået. Regjeringen ønsker ikke å variere skattepolitikken etter syklusene i oljevirksomheten, men dette er et no-regret tiltak som er ønskelig i alle fall, og bør i hvert fall ikke forsinkes.
Særlig krevende områder Det mest objektive differensieringsgrunnlaget mulig er geografi. Det ligger spesielt godt til rette for et produksjonsfradrag for to særlig krevende regioner: Barentshavet og Norskehavet Vest. Barentshavet har spesielle naturgitte forhold som gjør alle prosjekter mer krevende. Petroleumstilsynet og Standard Norge har delt inn Barentshavet i ulike soner med likeartede forhold. Det kan ligge an til et mindre fradrag for kystnære områder og et større for mer aktiske områder. Ill.: North Energy I umodne deler av Norskehavet har nominasjoner og tildelinger nærmest stoppet opp, til tross for forventninger om store ressurser. Særlig kan det vise seg å ligge en stor, ny petroleumsprovins i sub-basalt helt i vest. Dette krever utvikling av helt ny seismisk teknologi og annen teknologi, og stor og langsiktig innsats som kanskje aldri kan forsvares uten skattemessige endringer. Det samfunnsøkonomiske potensialet kan være så stort at det kan bli meget god butikk av å få fart på utviklingen der, ettersom oljeprisen tar seg opp igjen.
Hovedutfordring nr 2 Nøytralitet: Gir de kapitalbaserte fradragene et for sterkt investeringsinsentiv, eller er det etter reduksjon av friinntekt snarere tvert imot? Den politiske begrunnelsen for friinntektsreduksjonen våren 2013 var å dempe det man da trodde ville fortsette å være et veldig høyt investeringsnivå, altså motkonjunkturpolitikk. Nå vet vi at den har bidratt til å øke et fall i investeringene som kan bli dramatisk. Ut fra den politiske begrunnelsen burde det første som ble gjort i nedgangssyklusen vært å reversere endringen. Det ville ikke vært å bruke skattesystemet motsyklisk, men å oppheve et mislykket forsøk på motkonjunkturpolitikk. Forslaget ble imidlertid lagt frem med en annen begrunnelse. Finansdepartementet mente at nåverdien av de kapitalbaserte fradragene (avskrivninger, rentefradrag og friinntekt) var på hele 91% av investeringen, og derfor alt for høyt i forhold til satsen for skatt på inntekt på 78%. Dette mente de førte til overinvestering og svak kostnadsbevissthet. Dette bygger på en teori om at fradragene skal neddiskonteres med en meget lav kalkulasjonsrente. Med selskapenes egne kalkulasjonsrenter, som reflekterer deres avkastningskrav, var insentivet før reduksjonen så vidt tilstrekkelig, og er nå blitt for svakt.
Etter prinsippet om «principal agent» skal man legge opp rammebetingelser slik at aktørene på egne premisser tar samfunnsøkonomisk riktige beslutninger. Utilstrekkelige investeringsinsentiver vil føre til øding av ressurser. For oljeselskapene representerer Finansdepartementets tydelige mening om at friinntekten bør reduseres ytterligere eller fjernes en betydelig usikkerhet og risiko. Det hjelper ikke at teorien synes å ha fått et visst politisk fotfeste og en viss aksept i media. Venstre har nå gått inn for å redusere friinntekten ytterligere, ut fra en oppfatning av at det vil redusere «subsidier» og Statens risiko for å bli eksponert for «ubrennbar» olje. En tenkelig måte å fjerne hele konflikten på kan være overgang til kontantstrømskatt, dvs direkte utgiftsføring av løpende investeringer og fjerning av de kapitalbaserte fradragene. Det vil gjøre kalkulasjonsrenten irrelevant. Finansdepartementet mener at dette er et ideelt system, men det vil utvilsomt reise en rekke problemstillinger. Forutsetningen må være at også industrien oppfatter en samlet ny løsning som en forbedring. Dersom man kan finne en god løsning i rimelig tid, vil også dette være et no-regret tiltak mot investeringsfallet.
Hovedutfordring nr 3 Eksternaliteter: Når det gjøres et stort funn i et nytt område, er det stor sannsynlighet for at det finnes mange mindre forekomster i det omkringliggende området. Hovedfeltet bør derfor bygges ut som et feltsenter, slik at de fremtidige funnene kan kobles til for prosess og eksport. Ellers vil de kanskje ikke kunne utnyttes i det hele tatt. Dette anses særlig viktig for Barentshavet. Rettighetshaverne for hovedfeltutbyggingen vil ofte ha begrenset interesse i å bygge ut med ekstra kapasitet. De har ingen garanti for at de vil være med i de fremtidige funnene, og ser uansett liten verdi i tariffinntekter som kommer senere og dessuten er lave pga tariffregulering. Investeringen i ekstra kapasitet gir derved grunnlag for eksternaliteter i form av høyere verdiskaping for andre selskaper og først og fremst samfunnet. Man kan vente på leting i omkringliggende områder, men det betyr tap av nåverdi. Hvis rettighetshaverne vil gå for en rask løsning tilpasset kun egne ressurser, vil det være vanskelig for myndighetene å kreve utsettelse.
En mulighet er at Staten løfter tilleggsinvesteringen gjennom Petoro/SDØE, men det er en krevende beslutningsprosess som også innebærer vanskelige forhandlinger. En annen mulighet er et fast og forutsigbart insentiv som gjør at det blir lettere for selskapene å planlegge for ekstra kapasitet fra begynnelsen av. Kriteriet kan være at det blir innlevert en PUD som kommer inn under en definisjon som feltsenter. Det vil som regel være klart tidlig at det foreligger en situasjon der det er samfunnsøkonomisk ønskelig med ekstra kapasitet. OD bør kunne bekrefte at behovet er til stede og at opsjonen om en slik skattebehandling foreligger, og så følge opp i den vanlige dialogprosessen.
Infrastruktur for transport For en utbygging i et nytt område kan det også være ønskelig eller nødvendig å etablere infrastruktur for transport (rørledning, terminal, eksportledning eller LNG) som også andre felt på samme måte vil få nytte av. Den samlede investeringen vil fort bli for høy for «det første feltet», akkurat som investeringen i ekstra kapasitet. Dermed kan man bli stående uten infrastruktur slik at heller ikke andre felt som kan bruke den senere blir bygget ut. Når intensjonen er at andre skal bruke infrastrukturen, må denne organiseres i egne selskaper, og underlegges et tariffregulert regime. Dette gir en for lav avkastning for oljeselskapene, og øker terskelen for oppstrømsinvesteringene. Dette kan kanskje løses ved å få inn andre investorer med lavere avkastningskrav i transportsystemet (finansielle investorer eller SDØE). Likevel gjenstår utfordringen med ledig kapasitet, med tilhørende tariffinntekter som kommer senere. Dette berettiger et tilsvarende skattemessig insentiv.
For Castberg er det en mulighet for et samarbeid med rettighetshaverne i andre funn som Gohta, Alta og Hoop, men det vil ta tid før disse vil ha sine prosjekter tilstrekkelig modnet. Dessuten vil dette fortsatt betinge at de investerer i et tariffregulert selskap, og derfor heve terskelen for alle. Det er bedre å få nødvendig infrastruktur i Barentshavet på plass tidlig, både for gass og olje, slik at alle får et skikkelig insentiv til å lete mer og videreutvikle sine funn, til stor fordel for samfunnet. Da den rødgrønne regjeringen fremmet forslaget om skatteskjerpelse i mai 2013, avga den følgende løfte, med tydelig tanke på Castberg: «Regjeringen vil legge til rette for ilandføring av olje og gass i nord, slik regjeringen gjorde i Snøhvit-saken. Regjeringen vil derfor benytte statsstøtteregelverket til å etablere en tilsvarende ordning som kan utløse ilandføringsprosjekter av olje og gass i tiltakssonen i Finnmark og Nord-Troms. Ordningen vil bli notifisert til ESA.» Regjeringen har nå besluttet å følge dette opp overfor ESA, gjennom en diskusjon om handlerommet for å få godkjent et distriktspolitisk tiltak. Det ville vært ønskelig med en ordning som ikke er avhengig av distriktspolitisk unntak og derfor kan brukes også utenfor det nordlige støtteområdet, og for gassinfrastruktur som Barentspipe. Det er vanskelig å forstå at man ikke vil benytte seg av det britiske eksemplet med fradrag kun knyttet til særskatt. Likevel vil et distriktspolitisk unntak være langt bedre enn ikke noe. Det er uhyre viktig å få investeringene i gang i 2017, i en periode der det absolutt trengs for å unngå et for dypt fall, og for å sikre god ressursforvaltning i hele Barentshavet vest.
Hovedutfordring nr 4 Prissykluser: Oljeprissyklusene slår sterkt inn i nasjonaløkonomien. Kan skattesystemet bidra til utjevning? Det er sterke grunner for å unngå at prissyklusene får for store svingvirkninger for aktivitetsnivået og nasjonaløkonomien, som bl a pekt på av Holden III-utvalget. Mange andre land endrer sine rammebetingelser uforutsigbart opp og ned når prisene svinger. Dette endrer konkurransesituasjonen tilsvarende for norsk sokkel og kan medføre at vi får større fall og høyere topper. Det er mye lettere å unngå fall og utsettelse av prosjekter tidlig i nedgangsturen enn å dempe aktiviteten på høynivået, bl a fordi man ikke kan gripe inn i pågående prosjekter. Mulige tiltak vil kun virke på sikt, og skape høy risiko for de vil virke mot sin hensikt ved at de kommer under neste nedgang slik som skatteskjerpelsen i 2013. Man kunne tenke seg et forutsigbart, oljeprisavhengig element i skattesystemet, fortsatt bare mot særskatt, men det må i tilfelle vurderes grundig, og kan neppe innføres i denne syklusen. Men det er stor sikkerhet for at det blir flere. Derimot er det ingen grunn til å vente med tiltak som er ønskelige i alle fall, slik som tiltak for økt utvinning, reversering av friinntektsreduksjonen (evt overgang til kontantstrømskatt) og tiltak for infrastruktur.
Hovedutfordring nr 5 Gass: Gassmarkedet skiller lag fra oljemarkedet. Gass er i ferd med å bli en helt annen vare med magre utsikter for grunnrente, men blir stadig viktigere for Norge. Er det da riktig å ha samme beskatning av gass? Europa ønsker at Norge skal opprettholde gassleveransene i mange tiår fremover, men uten nye store volumer vil utnyttelsen av transportsystemet Gassled falle raskt etter 2022. Dette systemet er en meget verdifull samfunnsmessig ressurs som vi bør få så mye nytte av som mulig. Det er derfor gode grunner for å oppnå en ekstra satsing på å finne og utvikle mer gass i de neste tiårene. Et ekstra fradrag pr levert enhet av gass vil være en praktisk gjennomførbar differensiering.
Ikke nødvendigvis alt Det er ikke dermed sagt at man skal gjøre alt. Vi må ikke gjøre systemet for komplisert, og noen av tiltakene vil hjelpe til å møte de andre utfordringene. Dette er derfor mest ment som tittelen sier, som en oversikt over de hovedutfordringene man bør ta i betrakting. Imidlertid, hvis man holder seg til produksjonsfradrag mot særskatt, behøver det ikke virke for kompliserende å inkludere flere elementer i en samlet formel, og sette et tak for samlet fradrag. Det er heller ikke meningen å redusere statens inntekter, snarere tvert imot. Alle tiltak må kalibreres slik at det er overveiende sannsynlig at man totalt sett øker inntektene, når det også tas hensyn til at ingenting kan bli helt treffsikkert, og at noen prosjekter som ikke trenger det vil få lettelser. Dermed burde det ikke være nødvendig å innføre skjerpende elementer samtidig. I prinsippet er det rom for å hente inn mer fra særlig rike felt under høye priser. Skal man gjøre dette, må det tas hensyn til at selskapene har regnet med alle oppsider når de tar sine investeringsbeslutninger. Skjerpelser må aldri gis virkning for pågående prosjekter, og bare eventuelt inngå i en samlet pakke med gode garantier for at også de positive elementene vil bestå.