Del 3
Kontinentalsokkelens konkurransekraft

5 Bakgrunn og situasjonsbeskrivelse

I denne delen drøftes forhold som er av særlig betydning for norsk kontinentalsokkels konkurransekraft. Beskrivelsen fokuserer på de områder der det foreslås justeringer i våre virkemidler overfor næringen våren 1999. Det medfører at enkelte områder blir behandlet i forholdsvis stor detalj, og at det foreslås tiltak. For andre områder blir det i denne melding drøftet mer generelle problemstillinger der det vil være aktuelt med en nærmere omtale i petroleumsmeldingen som planlegges forelagt Stortinget våren år 2000.

I dette avsnittet vil en drøfte ressursgrunnlaget, lønnsomheten i nye investeringsprosjekter, aktivitetsnivå og sysselsetting samt statens inntekter. Siktemålet med denne gjennomgangen er å legge grunnlaget for en situasjons- og virkelighetsbeskrivelse av næringen.

5.1 Ressursgrunnlaget

Oljedirektoratet har foretatt nye beregninger som anslår de totale petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel. Det nye anslaget over totale ressurser er 0,4 mrd. Sm³ (standard kubikkmeter) oljeekvivalenter, eller 3 pst. over fjorårets anslag. Økningen skyldes hovedsakelig oppjustering av uoppdagede ressurser og nye funn.

De samlede petroleumsressursene på kontinentalsokkelen er anslått til 13,2 mrd. Sm³ oljeekvivalenter. Av dette anslaget - som inkluderer både oppdagede og uoppdagede ressurser, er ca 49 pst. olje/NGL/kondensat og ca. 51 pst. gass.

Kilde: (OD)

Om lag 19 pst. av de samlede ressursene er så langt produsert, jfr. figur 5.1. 23 pst. ligger i felt som enten er i drift eller er besluttet utbygd. 9 pst. ligger i felt hvor utbygging er under vurdering, og 14 pst. ligger i funn uten konkrete utbyggingsplaner. Mulige tiltak for økt utvinning står for 8 pst.

En betydelig del av de gjenværende oppdagede oljeressursene ligger i de store oljefeltene i Nordsjøen eller i funn som kan tilknyttes disse. Store deler av disse ressursene er tidskritiske. Settes det ikke i gang prosjekter for å utvinne ressursene i løpet av de nærmeste årene kan vi risikere at de ikke blir produsert, eller at lønnsomheten svekkes vesentlig. Dette er nærmere drøftet i St. melding 46 (1997-98) del II.

De uoppdagede petroleumsressursene utgjør om lag 27 pst. av det samlede ressursgrunnlag. Selv om Nordsjøen etter mange års leteaktivitet er godt kartlagt, forventer en at om lag 31 pst. av de uoppdagede ressursene ligger i dette området. 42 pst. av de uoppdagede ressursene antas å ligge i Norskehavet, mens de resterende 27 pst. forventes å ligge i Barentshavet. I de modne delene av Nordsjøen må det antas at de framtidige funnene hovedsakelig vil være små, ofte mindre enn 5 mill Sm³ oljeekvivalenter. I disse områdene er det imidlertid grunn til å tro at utbygging av selv små funn kan være lønnsomt dersom de blir fases inn i tide til å utnytte ledig kapasitet i eksisterende infrastruktur.

Kilde: (OD)

Figur 5.2 angir totale ressurser i funn på norsk kontinentalsokkel for årene 1967 til 1998. Funnstørrelsene er målt ved å tilbakeføre dagens vurdering av ressursanslaget for det enkelte funn og felt til året det ble funnet. Som det framgår av figuren var tilveksten av ressurser svært god fra 1967 fram til midten av 80-tallet. De 15 største olje- og gassfunnene ble gjort i denne perioden. Siden 1986 har tilveksten av nye ressurser vært forholdsvis jevn, men mer beskjeden. Etter 1980 er det gjort 9 funn over 100 mill. Sm³ oljeekvivalenter, og over 60 pst. av funnene som er gjort de siste ti årene er mindre enn 10 mill. Sm³ oljeekvivalenter. Antallet små funn har økt markant i de seneste år.

De siste ti årene har totalproduksjonen av olje for de fleste år vært høyere enn ressurstilveksten. Selv om det er stor variasjon i modenhet mellom de ulike regionene på norsk kontinentalsokkel, illustrerer utviklingen i ressurstilveksten at kontinentalsokkelen samlet sett har blitt mer moden. Dette stiller industrien og myndighetene overfor nye utfordringer.

St. melding 46 (1997-98) del II drøfter hovedutfordringene en står overfor ettersom norsk kontinentalsokkel modnes. Spesielt vil det være viktig å sikre at tiltak for økt utvinning i eksisterende felt gjennomføres, og at ressurser nær eksisterende felt utnyttes. Det ble i denne meldingen også lagt opp til en mer fleksibel konsesjonspolitikk for Nordsjøen, den mest modne delen av norsk kontinentalsokkel.

Om lag 28 pst. av gjenværende ressurser ligger i felt eller deler av felt der investeringsbeslutningene er foretatt. Om lag 72 pst. av de gjenværende ressursene fordrer følgelig nye investeringer for å kunne utvinnes. Slike investeringer legger grunnlaget for framtidig aktivitet, sysselsetting og statlige inntekter.

Kilde: (OD, OED)

Figur 5.3 viser departementets anslag for oljeproduksjonen fra norsk kontinentalsokkel over tid. Anslaget er basert på tallmaterialet som er lagt til grunn i revidert nasjonalbudsjett 1999. Figuren viser også anslaget som ble lagt til grunn for Nasjonalbudsjettet 1999. Den nedjusteringen av produksjonsanslaget som er foretatt skyldes delvis forsinkelser på felt under utbygging, og delvis en ny vurdering av tidspunktet for når uoppdagede ressurser og ressurser i tilknytning til økt oljeutvinning vil kunne bli produsert. Det er også foretatt en reklassifisering av noe råolje til kondensat. Dersom en ser oljeproduksjonen fra kontinentalsokkelen over tid representerer ikke disse endringene noen nedjustering av den totale oljeproduksjonen, men kun en tidsforskyvning.

Figuren illustrerer at produksjonen fra felt som i dag er i drift eller under utbygging vil utgjøre en stadig mindre andel av framtidig oljeproduksjon. Allerede om få år vil betydelige deler av forventet oljeproduksjon være avhengig av at nye investeringer foretas. Slike investeringer vil være knyttet til tiltak på felt i drift, funn under vurdering, mulige tiltak for økt utvinning og uoppdagede ressurser.

Ressursgrunnlaget har en positiv verdi først når kostnadene knyttet til utvinning og transport av ressursene er lavere enn verdien de har i markedene for olje og gass. Hvor stor del av det fysiske ressursgrunnlaget som vil bli utvunnet avhenger derfor i stor grad av den framtidige oljepris og kostnadene knyttet til leting, utbygging og drift. Kostnadene vil delvis være bestemt av industrien og delvis myndighetsbestemte. Nasjonal politikk og fiskalt rammeverk vil påvirke oljeselskapenes interesse for utviklingen av norske petroleumsressurser. Disse forholdene drøftes i påfølgende kapitler.

5.2 Lønnsomhet i nye investeringsprosjekter

Rettighetshaverne vurderer kontinuerlig de investeringsmulighetene som finnes i områdene hvor de har eierandeler. Det er rettighetshavergruppens vurdering av lønnsomheten til et prosjekt som er avgjørende for om den vil foreslå prosjektet gjennomført. Selskapenes vurdering av lønnsomhet og gjennomførbarhet av de aktuelle prosjekter er følgelig avgjørende for hvilket aktivitetsnivå vi kan få i petroleumsnæringen.

I løpet av siste halvdel av 1998 og begynnelsen av 1999 har man opplevd en periode med svært lave oljepriser. Oljeprisen var i perioder under 10 USD/fat - det laveste nivået siden tidlig på 1970-tallet. Produksjonskapasiteten for olje i verden er betydelig høyere enn etterspørselen. Uten koordinert politikk produsentene imellom kan prisen holdes stabilt på 8-10 USD/fat over lengre tid, jfr. meldingens del II.

I 1996 og 1997 var lønnsomheten i petroleumsnæringen på verdensbasis svært god. Den lave oljeprisen i 1998 har redusert lønnsomheten i næringen betydelig. Innen oppstrømsvirksomheten viser resultatet etter skatt per produsert oljeekvivalent, en reduksjon på rundt 50 pst. på verdensbasis for de fleste selskapene. For de norske oljeselskapene er resultatene for 1998 meget svake. Også leverandørnæringen har svake resultater.

Det er og har alltid vært stor usikkerhet knyttet til framtidig oljepris. At man siste år har opplevd priser på under 10 USD/fat synes å ha endret aktørenes vilje til å ta risiko i tilknytning til nye olje- og gassprosjekter. Et utslag av dette er at selskapene stiller større krav enn tidligere til nye prosjekters robusthet også overfor lave oljepriser. I kombinasjon med kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel synes dette å være hovedårsaken til at svært få funn under vurdering nå blir besluttet utbygd.

Men også andre forhold som Nordsjøens økte modenhet der de mest attraktive feltene allerede er i produksjon, og at viktige selskaper på kontinentalsokkelen har svake resultater og at de i inneværende år har svak kontantstrøm, kan bidra til at få nye prosjekter igangsettes.

I oljeselskapenes vurdering av nye utbyggingsprosjekter vil kostnadene ved prosjektet være helt avgjørende. Det påløper kostnader i alle faser av virksomheten:

• I letefasen utgjør innsamling av seismikk, boring av brønner og tolkning av den informasjonen som innhentes de viktigste kostnadskomponentene.

• I utbyggingsfasen vil planlegging, boring av produksjons- og injeksjonsbrønner, samt bygging av installasjoner og eventuelle transportanlegg være de viktigste kostnadskomponentene. Disse kostnadene er ofte store i forhold til øvrige kostnader og påløper normalt i løpet av få år.

• I produksjonsfasen vil størstedelen av kostnadene være knyttet til den løpende driften av feltet, herunder personellkostnader, forsyningstjeneste til feltet og landfunksjoner som baser, driftsorganisasjoner samt planlegging av produksjonen fra feltet. Enkelte felt, særlig gassfelt, har betydelige transportkostnader.

• I avslutningsfasen vil det påløpe kostnader knyttet til disponering av installasjoner og rørledninger etter endt bruk i petroleumsvirksomheten.

For oljeselskapene vil også bruttoavgiftene framstå som en direkte kostnad i driftsfasen. Disse avgiftene er nærmere omtalt under avsnitt 9.1. Skattesystemet er overskuddsbasert og vil derfor ikke framstå som en kostnad for selskapene på linje med bruttoavgiftene, men skattesystemets utforming og nivå får betydning for selskapenes investeringsadferd.

Ikke alle kostnadsforhold er relevante for alle prosjekter. Eksempelvis vil letekostnadene ikke være direkte relevante for investeringsbeslutningen for påviste funn. Tilsvarende vil ikke disponeringskostnadene være særlig relevante for prosjekter for økt utvinning i tilknytning til produserende felt.

Vår evne til kostnadsreduksjoner innenfor alle de nevnte kategorier vil være avgjørende for aktivitetsnivået framover, sysselsettingen i næringen, de statlige inntekter og vår evne til internasjonalt engasjement for norsk petroleumsnæring.

Tidlig på 1990-tallet sto norsk petroleumsvirksomhet overfor en stor kostnadsutfordring. De feltene som var under vurdering hadde ikke god nok lønnsomhet til at oljeselskapene ønsket å bygge dem ut på tradisjonell måte. På dette tidspunktet initierte norske myndigheter Norsok-prosessen for å bryte med en kostnadsdrivende praksis. Det ble etablert så ambisiøse mål at fundamentale endringer i arbeidsformer og rolledeling innenfor industrien skulle tvinge seg fram. Målet var å redusere tids- og kostnadsforbruk knyttet til nye utbygginger med 40-50 pst. innen utgangen av 1998, sammenlignet med beste praksis i 1993. Investeringsutvalgets gjennomgang av godkjente utbyggingsprosjekter viste at oppnådd kostnadsreduksjon for en gitt produksjonskapasitet, har vært på nesten 50 pst. Dette når man sammenligner de utbyggingene som ble godkjent i perioden 1990-93 med de som ble godkjent i perioden 1994-98. Også tidsforbruket ble redusert betydelig. Norsok-prosessen er nærmere omtalt i meldingens kapittel 8 og del IV samt i St meld nr 46 (1997-98).

På samme måte som i 1994 ser en i dag svært få nye utbyggingsprosjekter som igangsettes. En ny betydelig reduksjon i utbyggingskostnadene gjennom utvikling av mindre kostnadskrevende og enklere utbyggingsløsninger og mer effektive samarbeidsformer, synes å være en forutsetning for at de fleste feltene under vurdering skal være robuste nok overfor lave oljepriser.

På kort sikt vil ny teknologi i liten grad kunne bidra til kostnadsreduksjoner. I et slikt tidsperspektiv vil utfordringen for næringen derfor ligge i å kombinere tilgjengelig teknologi på en mer effektiv måte, i at selskapene reduserer kostnadene generelt og i at de ulike aktørene i næringen arbeider mer effektivt sammen. På noe lengre sikt vil antakelig ny og mer effektiv teknologi være avgjørende for å gjøre store deler av ressursbasen på norsk kontinentalsokkel lønnsom å utvikle og å produsere.

5.3 Aktivitetsnivå og sysselsetting

Oljeselskapene synes nå å stille høyere krav til nye prosjekters robusthet enn tidligere. Konsekvensene av dette er at:

• Produserende brønner og produserende felt risikerer tidligere nedstengning.

• Prosjekter for økt utvinning blir utsatt.

• Nye feltutbygginger blir utsatt.

• Leteaktiviteten blir utsatt.

Disse forhold får enkeltvis og samlet sett store konsekvenser for aktivitetene i oljeselskaper og leverandørindustri.

Leteaktivitetene vil reduseres betydelig i tiden framover og kan i 1999 bli den laveste siden tidlig på 1970-tallet. Det er stor usikkerhet knyttet til nivået på den framtidige leteaktiviteten.

5.3.1 Investeringsnivået på kontinentalsokkelen

Investeringene på norsk kontinentalsokkel har økt fra i underkant av 50 mrd. kroner i 1995 til om lag 70 mrd. kroner i 1998. Figur 5.4 viser det siste anslaget for framtidige investeringer på kontinentalsokkelen.

Kilde: (OD, OED)

Investeringsanslagene knyttet til felt som allerede er i drift eller er besluttet utbygd er angitt i mørk farge. Disse investeringene vil med stor grad av sikkerhet bli gjennomført. Investeringsanslagene knyttet til prosjekter som ennå ikke er besluttet, er angitt i øverste del av figuren. Det er betydelig større usikkerhet knyttet til investeringsanslagene for funn under vurdering. Dette gjelder både om, og eventuelt når, prosjektene vil bli igangsatt.

Aktivitetsnivået i næringen er fortsatt på et høyt nivå historisk sett. Dette skyldes i all hovedsak ferdigstilling av prosjekter som ble igangsatt før 1999. Regjeringen ser det ikke som noe mål å opprettholde et så høyt aktivitetsnivå som i 1998. Hovedutfordringen må være å unngå et for bratt fall i aktivitetsnivået og bidra til et jevnere aktivitetsnivå på kontinentalsokkelen. For å oppnå dette må nye utbyggingsprosjekter være tilstrekkelig lønnsomme slik at de blir igangsatt.

5.3.2 Aktivitetsnivå og sysselsetting i leverandørindustrien

Aktivitetsnivået i norsk leverandørindustri er nært knyttet til investeringsetterspørselen fra kontinentalsokkelen. Den historiske sammenhengen mellom antall sysselsatte i norsk leverandørindustri og investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel framgår av figur 5.5.

Kilde: (OD, OED, Arbeidsdirektoratet)

Det var per august 1998 sysselsatt 42.585 personer i kategorien bygging og vedlikehold av faste og flyttbare innretninger (Kilde: Arbeidsdirektoratet). Disse arbeidsplassene er i stor grad knyttet til fabrikasjonsverksteder og ingeniørselskaper. Den totale sysselsettingen i norsk petroleumsrettet virksomhet var på samme tidspunkt 91.514 personer.

Anslaget på investeringene fra og med 1999 er delt inn i allerede besluttede investeringer og investeringer knyttet til funn under vurdering. Uten igangsetting av nye prosjekter vil sysselsettingen innenfor dette området falle raskt og mange arbeidsplasser kan gå tapt. Situasjonen kan således bli alvorlig for leverandørindustrien ved en slik utvikling.

En stor del av investeringene er knyttet til funn under vurdering. Mange av disse er potensielle satellittfelt. Denne utviklingen skyldes i all hovedsak at Nordsjøen er blitt en moden petroleumsprovins med mange små felt. I motsetning til selvstendige utbygginger vil ikke satellittfelt medføre store byggeoppdrag. Utviklingen mot færre selvstendige feltutbygginger vil kunne medføre mindre byggeaktivitet.

Den teknologiske utviklingen trekker også i retning av at størrelsen på byggeoppdragene blir mindre. Dette fordi de framtidige oppdragene for leverandørindustrien i større grad vil være preget av undervannsutbygginger, boring av brønner fra eksisterende felt, og på sikt, fullt integrerte undervannsutbygginger og eventuelt produksjon fra land. En stor del av virksomheten i norsk leverandørindustri, spesielt ved de store offshoreverftene, er i dag innrettet mot leveranser til store og selvstendige utbygginger. Deler av leverandørindustrien vil derfor måtte gå gjennom en omstillingsprosess for å møte de nye utfordringene.

Kilde: (TBL, OLF)

Figur 5.6 viser behovs- og beleggsituasjonen ved åtte norske offshoreverft²1

de kommende to årene. Søylene viser det samlede prosentvise belegget ved de åtte offshoreverftene. De horisontale linjene angir samlet egenkapasitet og totalkapasitet for disse bedriftene. Egenkapasitet utgjøres av egne ansatte, mens totalkapasitet også inkluderer innleid arbeidskraft. Det øverste feltet angir ikke tildelte kontrakter. Dette er den del av det innrapporterte behovet oljeselskapene har for arbeidstimer de nærmeste to år, som ennå ikke er tildelt. Dette behovet kan dekkes av norske offshoreverft, utenlandske verft eller andre typer leverandører. Det underste feltet viser behovet for arbeidstimer der kontraktene allerede er tildelt.

Figuren viser at offshoreverftene i første halvår av 1999 har tilstrekkelig med oppdrag for sine egne ansatte, men belegget ved verftene er raskt fallende framover i tid. Dersom bransjen var i en normal situasjon, ville oljeselskapene ha rapportert et langt større behov for arbeidskraft de nærmeste to år i forbindelse med nye utbyggingsprosjekter. Oljeselskapenes innrapporterte behov for timeverk i de neste tre halvår er meget begrenset og langt fra tilstrekkelig til å opprettholde sysselsettingen ved de store offshoreverftene.

Offshoreverftene ligger spredt langs kysten, men det er flest ansatte i Rogaland og Hordaland. Arbeidsdirektoratet opplyser at det i 1998 var ansatt ca. 26.400 personer i bygging og vedlikehold av faste og flyttbare innretninger i disse to fylkene. Det vil si 62 pst. av totalt antall ansatte innen denne næringskategorien. Flere av offshoreverftene er lokalisert i kommuner som er svært avhengige av aktiviteten ved det enkelte verft. Et eksempel er Stord kommune med både Aker Stord og Leirvik Sveis innenfor kommunegrensene. Ca. 3.500 personer av den totale sysselsettingen på ca. 7.000 personer er ansatt i petroleumsrettet virksomhet. Verftene står også for en stor del av etterspørselen av underleveranser fra bedrifter i omkringliggende kommuner. I tillegg gir verftene indirekte ringvirkninger i form av etterspørsel etter varer og tjenester som ikke er knyttet direkte til oljevirksomheten.

På kort sikt forventes det redusert aktivitet i leverandørindustrien dersom leverandørene ikke blir tildelt nye oppdrag i 1999. Uten nye oppdrag kan mange sysselsatte ved offshoreverftene og deres underleverandører bli oppsagt eller permittert fra høsten 1999. Når de pågående byggearbeidene blir ferdigstilt våren 2000 kan situasjonen bli ytterligere forverret.

På noe lengre sikt vil etterspørselen etter varer og tjenester fra leverandørindustrien avhenge av olje- og gassindustriens evne til å utvikle nye lønnsomme felt, og i hvilken grad den lykkes i å skaffe seg kontrakter internasjonalt. Uavhengig av oljeprisutviklingen vil derfor norske verft stå overfor store utfordringer. Det vil bli nødvendig med en omstillingsprosess, slik at verftsindustrien på en best mulig måte kan tilpasses framtidens utbyggingsløsninger og markedsforhold. De nødvendige omstruktureringer vil få konsekvenser for bedrifter, ansatte og lokalmiljøer. En slik omstillingsprosess må gjennomføres på en måte som gir minst mulig negative virkninger for de involverte parter. Myndighetenes oppgave vil i en slik prosess være å bidra med tiltak som hindrer unødvendig store svingninger og tap av verdifull kompetanse.

5.4 Statens inntekter

Staten tar en stor del av verdiskapingen på kontinentalsokkelen og vil tilsvarende bære en stor del av inntektstapet ved lavere priser. Statens inntekter fra kontinentalsokkelen er således nært knyttet til verdiskapingen og aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen.

Statens inntekter med den prisbanen som er lagt til grunn i Revidert nasjonalbudsjett, er i perioden 1999-2010 anslått til om lag 980 mrd. kroner. Inntektsreduksjonen for staten med en oljepris på 65 kroner per fat er om lag 600 mrd. kroner i samme periode. Tallene er anslått i faste 1999-kroner.

Statens inntekter i årene framover er således sterkt avhengig av prisnivå, aktivitetsnivå samt den framtidige kostnads- og effektivitetsutviklingen. Dette understreker viktigheten av å avsette store deler av inntektene i Petroleumsfondet for å være mindre sårbar for svingninger i sektoren.

Kilde: (OED)

5.5 Industriens vurdering av situasjonen

Departementet har de siste månedene gjennomført møteserier og hatt nær dialog med selskapene i næringen og andre berørte parter. I vedlegg I framkommer industriens synspunkter i form av brev fra OLF, TBL, Rederiforbundet, Norett og LO. Som det framgår av brevene er det stor grad av sammenfall i synspunktene fra disse organisasjonene.

6 Hovedutfordringen

Det er en betydelig ressursbase på norsk kontinentalsokkel. Dette gjelder både i tilknytning til felt i drift, felt under vurdering og uoppdagede felt. Om lag 72 pst. av ressursene fordrer nye investeringer for å kunne utvinnes. Denne ressursmengden danner således et grunnlag for ny aktivitet, sysselsetting og statlige inntekter innenfor næringen.

I løpet av siste halvdel av 1998 og første halvdel av 1999 har man opplevd en periode med svært lave oljepriser. De lave oljeprisene synes å ha endret aktørenes vilje til å ta risiko i tilknytning til nye olje- og gassprosjekter. Et utslag av dette er at kravene selskapene stiller til nye prosjekters robusthet, også mot vedvarende lave oljepriser har økt. I kombinasjon med kostnadsnivået på kontinentalsokkelen synes dette å være hovedårsaken til at svært få funn under vurdering nå blir besluttet utbygd. Men også andre forhold som Nordsjøens økte modenhet og at viktige selskaper på kontinentalsokkelen har svake resultater samt at de i inneværende år har svak kontantstrøm, bidrar til at få nye prosjekter igangsettes.

Dagens situasjon gir også få driftsinvesteringer, tidlig nedstenging av felt i drift, få nye feltutbygginger samt liten leteaktivitet. Resultatet er at et bratt fall aktivitetsnivået i næringen er sannsynlig.

Hovedutfordringen på norsk kontinentalsokkel er at kostnadsnivået er for høyt i forhold til den prisutvikling oljeselskapene legger til grunn for sine beslutninger om videre drift, utvikling av nye felt og leting. Kostnadene må således reduseres for at ressursene på norsk kontinentalsokkel skal utvinnes på en lønnsom måte og derved legge grunnlaget for ny aktivitet, sysselsetting og statlige inntekter.

Generelt er det i en usikker situasjon en krevende oppgave å finne velegnede virkemidler som har direkte dokumenterbare positive virkninger på det en ønsker å gjøre noe med, samtidig som tiltaket ikke har virkninger på forhold en ønsker å holde uforandret. Situasjonen man nå står overfor skiller seg ikke ut i så måte. De mulige tiltak og justeringer av virkemidler som anbefales vil derfor ha mangeartede virkninger i næringen. Det er imidlertid regjeringens vurdering at bred tilnærming bestående av flere ulike virkemidler som myndighetene og industrien rår over, vil kunne bidra til å avhjelpe den vanskelige situasjonen i næringen.

Det er viktig først og fremst å fokusere på tiltak som legger til rette for samfunnsøkonomisk gode beslutninger i industrien, uten at statens inntekter reduseres. Dette gjør at regjeringen har valgt å innta følgende holdning til den situasjonen vi nå står overfor:

• Industrien, oljeselskaper og leverandører har hovedansvaret for å redusere kostnadeneslik at reservene i eksisterende felt kan produseres effektivt og nye lønnsomme prosjekter kan realiseres. Også partene i arbeidslivet har en viktig rolle.

• Regjeringen foreslår justeringer i avgiftspolitikken, SDØE-deltagelsen, rammeverk og prosedyrer for å sikre at det legges et best mulig grunnlag for samfunnsøkonomisk gode beslutninger i næringen.

I valg av virkemidler har det vært nødvendig å identifisere tiltak som er utredet og som kan implementeres raskt. For tiltak som per i dag ikke er like godt utredet vil det være nødvendig med videre arbeid i departementene. Regjeringen vil komme tilbake til tiltak som fordrer videre utredning i forbindelse med stortingsmeldingen om petroleumsvirksomheten som planlegges forelagt Stortinget våren år 2000. Regjeringen er også opptatt av at tiltakene overfor næringen balanseres ut fra virkning på henholdsvis oljeselskapene og leverandørindustrien.

Industrien har selv indikert at anslagsvis 50 pst. av kostnadsutfordringen er knyttet til ny teknologi, 30 pst. til arbeidsprosesser og organisering,samt 20 pst. til rammeverket. Dette kapittelet og de tiltak regjeringen foreslår tar utgangspunkt i denne tredelingen.

7 Utfordring: Teknologi

Det er en hovedutfordring framover å sikre at kostnadsnivået på norsk kontinentalsokkel er tilstrekkelig lavt slik at våre petroleumsressurser kan utvikles på en lønnsom måte. Industrien anslår i denne forbindelse at ca. 50 pst. av nødvendige besparelser og effektiviseringer vil kunne realiseres gjennom implementering av ny teknologi. Det vil være den norske stat som gjennom skattesystemet, SDØE og eierskapet i Statoil som får størst uttelling av kostnadseffektiviseringer og lønnsomhetsforbedringer.

Deler av norsk kontinentalsokkel kan karakteriseres som en moden petroleumsprovins. Dette, sammen med forventninger om et lavere aktivitetsnivå på norsk kontinentalsokkel framover, tilsier at næringen står overfor et behov for omstilling både med hensyn til kapasitet innenfor enkelte deler av virksomheten og valg av teknologiske løsninger.

Petroleumsvirksomheten er en betydelig næring i Norge. Det er et stort potensiale for å kunne kapitalisere på kunnskap og kompetanse som er bygget opp over 30 år. Skal man sikre næringens fortsatte sterke posisjon betinger det at man klarer å beholde et minimum av de miljøene som er nært knyttet opp til kjernekompetansen i industrien. Industriens tilpasningsevne til utviklingen i næringen vil videre være avgjørende for at norsk petroleumsindustri skal kunne trekke kapital og kompetanse til Norge. Dette må næringen selv ta et hovedansvar for.

I dagens situasjon med stor usikkerhet rundt framtidige oljepriser, og dårlig inntjening i deler av oljeindustrien, har FoU-aktiviteter vært en av de postene som både oljeselskap og leverandørindustri har kuttet på. Også de offentlige bevilgningene til petroleumsforskning har over de senere år blitt redusert. Forskning og utvikling vil kunne gi resultater som vil komme flere enn de som investerer i slike tiltak til gode. Regjeringen anser at det er et behov for å satse på forskning og utvikling for både å sikre en fortsatt lønnsom utvikling av norsk kontinentalsokkel og en konkurransedyktig leverandørindustri.

7.1 Teknologi- og kostnadsutviklingen

Teknologisk utvikling har tradisjonelt betydd svært mye for å redusere utviklingskostnadene i petroleumsvirksomheten, både på norsk kontinentalsokkel og i andre petroleumsprovinser.

Teknologiutviklingen de siste 10 år har vært markant innen blant annet undervannsutstyr og flytende produksjonsløsinger. Andelen av produksjonen fra havbunnsbrønner på norsk kontinentalsokkel har økt fra rundt 1 pst på midten av 80-tallet til ca. 10 pst i dag. Dette sammen med videreutvikling av flerfase transport av brønnstrøm på havbunn har bidratt til gjennombrudd innen bruk av flytende produksjonsløsninger og forventninger om ytterligere kostnadsreduksjoner.

I løpet av de siste ti årene har det samtidig med ovennevnte utviklingstrekk skjedd en betydelig utvikling innen bore- og brønnteknologi. Her har enhetskostnadene gått betydelig ned samtidig som raskere og mer effektive boremetoder er blitt utviklet. Denne utviklingen ville ikke ha latt seg gjennomføre uten en betydelig teknologiutvikling innen blant annet reservoarforståelse- og produksjonsstyring.

FoU og bruk av mer kostnadseffektiv teknologi vil i følge industrien være den viktigste enkeltfaktor for å redusere kostnadene ytterligere. Det er i denne sammenheng mye som tyder på at det vil være behov for nye sprang i de teknologiske løsninger for å realisere nødvendige besparelser i forbindelse med investeringer i nye felt.

En gjennomgang av mulige teknologiske utviklingstrekk viser blant annet at:

• Det vil være behov for en forenkling av eksisterende produksjonsløsninger.

• Stadig mer av produksjonen vil skje med basis i plattformfrie utbyggingsløsninger

• Produksjon på havbunn vil øke i omfang og vil i større grad kombineres med ferdigbehandling av olje og gass på land.

• Produksjon direkte fra brønn til transportanlegg kombinert med ferdigbehandling på eksisterende anlegg eller på land vil trolig realiseres på sikt.

• Data vil innhentes og utnyttes mer optimalt, og fokus vil være på bedret ressursutnyttelse.

Hovedtrekkene i en tenkt feltutvikling på norsk kontinentalsokkel som følge av en implementering av mer kostnadseffektiv utbyggingsteknologi er illustrert skjematisk i figur 7.1.

Kilde: (Statoil)

I tillegg vil det være behov for teknologiforbedringer på letesiden for å øke funnsikkerheten og redusere kostnadene. Samtidig har næringen og myndighetene satt seg ambisiøse mål med hensyn til å optimalisere teknologiutviklingen innen økt utvinning og påvisning av reserver i nye og eksisterende felt.

7.2 Prosjektrettet teknologiutvikling

Sammensetningen av investeringene framover vil kunne endre seg fra områder hvor norsk industri har et godt fotfeste til områder hvor norsk industri tradisjonelt ikke har hatt sitt hovedfokus. Dette skaper behov for at norsk industri opparbeider seg kompetanse også innenfor nye områder. Staten er den største investor på norsk kontinentalsokkel, og er derfor den som har mest å tjene på at grunnlaget legges for en fortsatt lønnsom utvikling av de norske olje- og gassressursene.

En stor del av teknologiutviklingen på norsk kontinentalsokkel finansieres i utvinningstillatelsene, blant annet i tilknytning til utvikling av nye prosjekter. Denne finansieringskilden reduseres når investeringer i nye feltutbygginger faller bort. Dette skjer samtidig som de individuelle FoU-investeringene blant aktørene i industrien reduseres som følge av svake økonomiske resultater i næringen. I sum skaper dette særlige utfordringer for næringen med tanke på å sikre at nødvendig teknologiutvikling finner sted. Forskning og utvikling vil kunne gi resultater som vil komme flere enn de som investerer i slike tiltak til gode.

Potensialet for å kapitalisere på opparbeidet kunnskap og kompetanse innen den norske olje- og gassnæringen er betydelig. Med et framtidig lavere aktivitetsnivå på norsk kontinentalsokkel, vil det imidlertid være viktig at vi fortsatt klarer å beholde og videreutvikle en internasjonalt konkurransedyktig petroleumsindustri med fotfeste i Norge. En slik utvikling er avhengig blant annet av at man beholder de miljøene som er nært knyttet opp til den framtidige kjernekompetansen i industrien.

På bakgrunn av ovennevnte momenter mener regjeringen det er behov for å styrke prosjektrettet teknologiutvikling i industrien. Tiltak fra myndighetenes side rettet inn mot utvikling og implementering av mer kostnadseffektiv teknologi på norsk kontinentalsokkel framstår som et målrettet virkemiddel for å sikre nye lønnsomme investeringer i olje- og gassvirksomheten på kort sikt.

Regjeringen foreslår på denne bakgrunn at det bevilges 100 mill. kroner i 1999 for å styrke prosjektrettet teknologiutvikling på kontinentalsokkelen. Programmet legges opp som et samarbeidsprogram med en egen styringsgruppe med representanter fra oljeselskaper, leverandørindustri, forskningsmiljøer og Oljedirektoratet. Departementet vil i samråd med Norges forskningsråd utpeke styringsgruppen og utforme retningslinjer for programmet. Det statlige bidraget kanaliseres som øremerkede midler gjennom Norges forskningsråd. Det forutsettes at industrien selv skal stå for en stor del av finansieringen av programmet.

Midlene til samarbeidsprogrammet skal brukes til konkrete prosjektforslag innen forhåndsdefinerte nøkkelområder der teknologiforbedringer er avgjørende for framtidig aktivitet og lønnsomhet på norsk kontinentalsokkel. Prosjektforslagene skal baseres på teknologiske løsninger som ved implementering vil generere nye lønnsomme utbygginger og kan anvendes på konkrete felt på kontinentalsokkelen hvor man kan utprøve ny teknologi som pilotprosjekter.

Programmet skal videre bedre beslutningsgrunnlaget i industrien i forbindelse med utbygging av nye felt og søke å integrere miljø-, sikkerhets- og arbeidsmiljøhensyn i teknologiutviklingen slik at produktene blir miljø-, sikkerhets- og arbeidsmiljømessig optimale.

Programmet skal bidra til nye feltutbygginger på norsk kontinentalsokkel gjennom utvikling og implementering av mer kostnadseffektiv teknologi, bidra til økt sikkerhet for gjennomføring av utbyggingsprosjekter innenfor budsjett/plan og legge til rette for nye norske industriprodukter for salg i et globalt offshoremarked. Det legges videre opp til at støtten til prosjektforslagene kanaliseres inn mot områder som antas å ha størst effekter for verdiskaping og konkurransekraft i industrien.

Kriteriene for valg av prosjektforslag defineres på grunnlag av følgende hovedelementer

• verdiskapingspotensiale ved vellykket implementering for prosjektet

• risiko forbundet med implementeringen

• anvendbarhet på norsk kontinentalsokkel generelt

• eksportpotensiale

• betydning for kompetanseutvikling og konkurransekraft i norsk industri

Leverandørindustrien, oljeselskaper og forskningsinstituttene har i fellesskap definert prosjektforslag innen følgende hovedområder; 1) effektiv leting og reservoarstyring, 2) bore- og brønnteknologi, 3) havbunnsprosessering og flerfase, 4) dypvannsteknologi og 5) integrert risikohåndtering forbundet med bruk av ny teknologi.

Spesifikke teknologiområder der næringen og forskningsinstitusjonene i fellesskap har definert behov for et særlig teknologisk løft er:

• Økt reservoarforståelse/4D seismikk

• brønnintervensjon/lavkostfartøy

• brønnteknologi

• boreteknologi

• overordnet systemintegrasjon

• havbunnsprosessering

• strømningsoptimalisering

• brønnhodeplattform for store havdyp

• produksjon og boring på dypt vann uten infrastruktur

• stigerør og forankring for store havdyp

• integrasjon av teknologi for økt utvinning og økte ressurser

• økt utvinning

Bevilgningen til prosjektrettet teknologiutvikling er midler knyttet til statens deltagelse i petroleumsvirksomheten og skal ha som formål å redusere kostnadene på norsk kontinentalsokkel for blant annet å øke statens inntekter fra petroleumsvirksomheten på et senere tidspunkt. Det foreslås bevilget 100 mill. kroner i budsjettet for 1999, under nytt kap 2441 Petroleumsrettet teknologiutvikling, post 50 Prosjektrettet teknologiutvikling i petroleumsvirksomheten, jfr. St prp om omprioriteringer og tilleggsbevilgninger i Statsbudsjettet for 1999. Det foreslås videre at loven om Statens petroleumsfond endres, slik at utgiftene vil komme som fratrekk i staten nettokontantstrøm fra petroleumsvirksomheten jfr, Ot prp nr 67 (1998-99).

8 Utfordring: Arbeidsprosesser og organisering

Petroleumsvirksomheten er en kapitalintensiv næring som har vært svært fokusert mot teknologi og teknologiutvikling. Teknologiutvikling har hele tiden vært en sterk drivkraft og er også av bransjen selv identifisert som det området som har det største potensialet for å bidra til å redusere kostnader. I det siste tiåret er det imidlertid blitt fokusert sterkere på det potensiale for kostnadseffektivisering som ligger i en bedre arbeidsorganisering og bedre samarbeidsrelasjoner mellom selskapene.

Ved begynnelsen av 90-tallet sto en overfor flere av de tilsvarende utfordringene vi står overfor i dag. Norsok-prosessen satte for alvor fokus på arbeidsorganisering og samarbeid. Det var åpenbart at arbeidsprosesser og tradisjonelle organisasjonsformer var både tids- og kostnadskrevende, og at det kunne hentes ut et stort effektiviseringspotensiale ved en bedre organisering. Norsok førte til at en omlegging av slike prosesser ble igangsatt.

Norsok-arbeidet har vist at det på dette tidspunkt var mulig å reduserer kostnadene betydelig ved å legge om arbeidsprosessene og effektivisere samarbeidsrelasjonene. Selv om mye er oppnådd, er det ingen grunn til å anta at det ikke fremdeles er store gevinster å hente innenfor dette området. Derfor er en videre satsing på forbedrede arbeidsprosesser og organisering svært viktig.

Norsok fokuserte på forholdet mellom oljeselskap og leverandør i en utbyggingsfase. Som det framgår av figur 8.1 finnes det også en rekke andre samarbeidsrelasjoner der en stadig må søke etter forbedringer. Næringen har antydet at 30 pst. av utfordringene knyttet til å tilpasse kostnadsnivået til en lavprisverden ligger på dette området.

Ansvaret for å identifisere og å gjennomføre endringer i arbeidsprosesser og arbeidsdelingen ligger først og fremst på industrien selv. I tillegg til oljeselskaper og leverandørindustri er det viktig å understreke at også arbeidstakerorganisasjoner, forskningsmiljøer og myndigheter spiller en viktig rolle. Ved gjennomføring av omstillingsprosesser vil det som oftest være en forutsetning at det er etablert gode samarbeidsforhold mellom partene i arbeidslivet for å oppnå et best mulig resultat. Regjeringen vil støtte oppunder arbeidet og bidra med å finne løsninger dersom myndighetsrelaterte forhold er til hinder for en ønsket utvikling.

Selskapene i næringen samarbeider i alle faser av virksomheten. I letefasen er samarbeidet delvis knyttet til leteaktivitetene i utvinningstillatelsene og delvis knyttet til selskapenes samarbeide i forhold til åpent areal før konsesjonstildeling. Samarbeidet foregår mellom oljeselskaper og mellom oljeselskaper og leverandører. Det er hard konkurranse oljeselskapene i mellom om nytt areal i konsesjonstildelingene, slik at samarbeidsrelasjonene i denne fasen av virksomheten preges direkte av konkurransen selskapene i mellom. I utbyggings- og driftsfasen er samarbeid i all hovedsak, direkte eller indirekte knyttet til aktiviteter i utvinningstillatelsene på kontinentalsokkelen.

I dette avsnittet vil en legge hovedfokuset på utbyggings- og driftsfasen. Meldingens del IV om Investeringsutvalgets rapport og del V om investeringsutviklingen i Åsgardkjeden omhandler beslektede spørsmål.

8.1 Samarbeid mellom operatører

Produksjon av petroleum på norsk kontinentalsokkel foregår i hovedsak fra tre petroleumsprovinser. Dette er sørlige Nordsjø, nordlige Nordsjø og Norskehavet. Disse områdene er igjen inndelt i blokker der det er tildelt utvinningstillatelser med ulik eiersammensetning. Dette har ført til at innretninger i samme områder drives av ulike selskaper med forholdsvis liten grad av samarbeid. Etter hvert som provinser modnes, vil det være naturlig med et tettere samarbeid mellom operatører i samme område. Et slikt samarbeid vil kunne effektivisere den samlede driften ved at ledig kapasitet utnyttes framfor at ny kapasitet utbygges. Dette vil kunne redusere både utbyggings- og driftskostnader i utvinningstillatelser.

Kilde: (OD)

I de modne områdene i Nordsjøen finnes en veletablert infrastruktur med en rekke innretninger til havs, samt et omfattende rørsystem som muliggjør eksport av olje og gass både til norsk fastland og direkte til kontinentet, jfr. figur 8.2. Norskehavet er fortsatt i en utforsknings- og utbyggingsfase, selv om mange store felt allerede er påvist og utbygget. Det første feltet kom i produksjon høsten 1993, og om kort tid vil det være 5 felt i drift i området. Eksport av gass fra Norskehavet og til kontinentet blir først mulig når Åsgard Transport kommer i drift høsten 2000. Det har imidlertid vært eksportert gass fra Heidrun til metanolanlegget på Tjeldbergodden siden 1996. For utbygging av ennå uutnyttede eller uoppdagede ressurser i etablerte områder, er det viktig å velge samfunnsøkonomisk kostnadseffektive utbyggingsløsninger. Dette kan kreve utnyttelse av nærliggende infrastruktur og samarbeid på tvers av tillatelsene.

Drift av installasjoner til havs krever et omfattende støtteapparat på land. Som illustrert i figur 8.3, er det etablert forsynings- og helikopterbaser på 11 forskjellige steder langs kysten fra Stavanger til Hammerfest. Aktiviteten på de ulike baser og driftsorganisasjoner varierer sterkt. For flere felt er driftsorganisasjon, forsyningsbase og helikopterbase lokalisert i 3 ulike geografiske områder. Et bedre samarbeid mellom operatørene vil kunne effektivisere driften uten at dette lokaliseringsmønstret endres.

Kilde: (OED)

Forsyningsbasene skal tjene som operasjonelle støttepunkter for aktivitetene til havs, både med hensyn til nødvendig transport av forsyninger og mannskap, samt til vedlikehold og reparasjoner. Et nærmere samarbeid om basefunksjoner vil kunne redusere de samlede kostnadene ved å drive feltene. Et slikt samarbeid kan for eksempel skje gjennom felles bruk av baser, samordning av innkjøp og etablering av pool-ordninger for utstyr og tjenester. Videre kan bruken av forsyningsskip og helikoptertransport effektiviseres ved at disse i større grad går i «rutetrafikk» og dermed betjener flere felt. Internasjonalt er det vanlig med samarbeid både gjennom samordning av ulike støttefunksjoner, og ved at selskapene samordner operatørskapet og går sammen om driften av flere felt. På norsk kontinentalsokkel har de fleste felt sin egen driftsorganisasjon, og tradisjonelt sett har det vært forholdsvis lite samarbeid mellom operatørene på driftssiden. I de senere år har en imidlertid sett en økning i samarbeidt. Eksempelvis har selskapene i Ekofiskområdet gått sammen for å forsøke å hente ut stordriftsfordeler (Sørfeltsalliansen) ved ulike sider av driften.

De ulike selskapene er operatører eller har eierandeler i tillatelser og rørsystem spredt i et stort geografisk område. For å effektivisere driften er det viktig at selskapene tenker kreativt og er villige til å gå nye veier for å fremme effektivitet og redusere kostnader. Et tettere samarbeid mellom operatører i samme geografiske område, vil legge til rette for økt effektivitet gjennom utnyttelse av stordriftsfordeler. Et slikt samarbeid kan være krevende å få til på grunn av komplekse eiergrupperinger, men myndighetene vil likevel forvente at selskapene aktivt søker å utnytte mulighetene. En harmonisering av eierandeler mellom felt kan i enkelte tilfeller være nødvendig for å stimulere til samarbeid. Et eksempel på samordning av drift finner vi på britisk sektor. Der har selskaper gått sammen og dannet et eget driftsselskap for en rekke gassfelt. Disse feltene produserer til sammen om lag 10 pst. av gassforbruket i Storbritannia. Gjennom dette samarbeidet antar selskapene at de klarer å hente ut betydelige gevinster innenfor drift, innkjøp og logistikk, gjennomføring av ulike prosjekter og når det gjelder boring av brønner.

Det er av stor betydning at alle synergiene i et område tas ut for å fremme effektiviteten. Modning av felt skjer i visse områder parallelt på britisk og norsk kontinentalsokkel. Rettighetshaverne bør da undersøke om det er hensiktsmessig og interessant å utvikle samarbeid på tvers av sokkelgrensen. Etablering at et slikt samarbeid vil kreve myndighetsgodkjennelse.

8.2 Samarbeid mellom operatør og øvrige rettighetshavere

På kontinentalsokkelen stilles det krav om at både operatøren og de øvrige rettighetshavere i den enkelte utvinningstillatelse skal ha kompetanse til å drive petroleumsvirksomhet. Det er lagt til grunn at dette vil skape et industrielt miljø med tung kompetanse, stimulere til innsats fra samtlige deltagere og føre til samarbeid, internkontroll og kompetanseflyt mellom selskapene. Dette fører igjen til at det skapes størst mulig verdier fra aktiviteten.

De store utfordringene både innenfor leting, utbygging og drift av feltene, innebærer at bruk av den samlede kompetansen i rettighetshavergruppen er nødvendig for å sikre utvikling av ressursene på den mest effektive måte. Hvordan en kan sikre at den samlede kompetanse utnyttes best mulig vil kunne variere fra felt til felt og fra område til område. Også hvilke typer selskaper som deltar i tillatelsen, samt hvilken kompetanse selskapene besitter vil naturlig være av betydning for det mest effektive samarbeidsmønsteret i en tillatelse eller et område. Samarbeidsrelasjonene kan også være ulike i lete-, utbyggings- og driftsfasen for et felt. Samarbeidsmønsteret vil delvis være knyttet til selskapenes egne forretningsmessige valg, men kan også være nært knyttet til myndighetenes konsesjonsverk og politikk for øvrig. Departementet vil som nevnt i kapittel 9.2 vurdere aktørbildet på norsk kontinentalsokkel nærmere fram mot petroleumsmeldingen som planlegges forelagt Stortinget våren år 2000. De samarbeidsspørsmål som er nevnt over vil være en del av en slik vurdering.

8.3 Samarbeid mellom operatør og leverandør

I kjølvannet av Norsok-målene om lavere kostnader og kortere gjennomføringstid på utbyggingsprosjektene, har vi fått et tettere og mer integrert samarbeid mellom operatør og kontraktør fra tidlig prosjektfase og inn i driftsfasen. Dette har bidratt til nye samarbeidsformer og derigjennom betydelige kostnadsreduksjoner. Operatørene etterspør nå i større grad totalløsninger, og leverandørene påtar seg et større og mer komplett ansvar for gjennomføring av prosjektene. Vi har fått flere store totalleverandører, som har oppstått gjennom nyetableringer, fusjoner og allianser. Mindre leverandører har fått nye kunder å forholde seg til og har ofte måttet samarbeide med andre leverandører for å styrke sin posisjon. Selv om det har vært store endringer gjennom 1990-tallet, er det fortsatt stor tro på at det er mulig å kutte kostnadene på norsk kontinentalsokkel ytterligere ved mer effektive samarbeidsformer.

Norsok-prosessen har i stor grad fokusert på utbyggingskostnader og gjennomføringstid. Men i den senere tid har det vært et sterkere fokus på driftskostnader og potensiale for besparelser i driftsfasen. Internasjonalt er rolledelingen mellom oljeselskap og leverandører på mange områder i ferd med å endre seg. Flere av oljeselskapenes tradisjonelle oppgaver overlates nå til leverandørbedrifter. I modne områder som Mexico Gulfen og på britisk kontinentalsokkel, ser vi en utvikling der leverandørbedrifter får stadig flere oppgaver knyttet til driften av produksjonsinnretninger, særlig flytende produksjonsinnretninger. Ett skip kan betjene flere mindre felt. Med en felles driftsoperatør kan det være lettere å oppnå stordriftsfordeler ved at skipets kapitalkostnader fordeles over flere felt. Det finnes også flere eksempler på at leverandørbedrifter kommer inn som rettighetshavere. Med spesialkompetanse innenfor en begrenset del av petroleumsvirksomheten vil slike selskaper nødvendigvis måtte samarbeide nært med de tradisjonelle oljeselskapene.

På norsk kontinentalsokkel er det på de fleste produksjonsinnretningene fremdeles operatørene som har ansvaret for drift og vedlikehold. I en tid der en står overfor færre store utbyggingsoppdrag, vil leverandørindustrien trolig i større grad ønske å satse på drifts- og vedlikeholdsmarkedet.

Når det gjelder kontraktene som benyttes har utviklingstrekket de siste årene gått i retning av at operatøren forholder seg til en hovedleverandør, samtidig som det er blitt et mer integrert samarbeid mellom leverandør og oljeselskap, og en kortere gjennomføringstid på prosjektene. Dette har medført at større ansvar og risiko er overført til hovedleverandør, uten at det er blitt tatt høyde for dette i kontraktsformatene. Svakheten ved dagens kontrakter er blant annet at kontraktene ikke klart uttrykker hvem som har ansvaret for å dekke kostnadene ved uventede hendelser, overskridelser, tilleggsarbeid og lignende. Dagens kontrakter er derfor lite egnede til å dekke totaloppdrag. Departementet anser det som meget viktig at partene kommer til enighet om mer hensiktsmessige kontraktsformer.

Norsok Samarbeidsutvalg har lagt fram en rapport om samspillsnormer i oljeindustrien. Rapporten omhandler ulike sider ved samhandlingen mellom leverandør og oljeselskap i de ulike arbeidsprosessene. Samarbeidsutvalgets målsetting er at nødvendige omstillingsprosesser blir tatt på alvor og gjennomføres i hver enkelt bedrift. Myndighetene har forventninger til at et kontinuerlig fokus på slike prosesser vil kunne utløse betydelige gevinster i form av kostnadsreduksjoner. Det er i så måte positivt at Oljeindustriens Landsforening (OLF) og Teknologibedriftenes Landsforening (TBL) anbefaler at alle medlemsorganisasjonene må utarbeide en klar Norsok-profil for sine bedrifter.

Norsok-prosessen initierte en endring av samarbeidsformene og arbeidsprosessene i forbindelse med utbygginger på norsk kontinentalsokkel. En videreføring av dette arbeidet er absolutt nødvendig for å redusere kostnadene ytterligere. Overskridelsene og problemene rundt kontraktformatene kan ha lagt en demper på prosessen, jfr meldingens del IV, men myndighetene forventer at partene vil arbeide videre med å finne fruktbare samarbeidsformer for framtiden.

Anbudsfasen utgjør en betydelig andel av totalkostnadene ved utvikling av nye prosjekter på kontinentalsokkelen. I lys av industriens felles mål om å få ned kostnadsnivået, er det også naturlig at dette kostnadselementet underlegges en evaluering med sikte på å finne mer effektive framgangsmåter. Internasjonalt er det ikke uvanlig med langsiktige allianser mellom oljeselskaper og leverandører. Også norske leverandører har erfaring fra slike allianser. En allianse gir et tettere samarbeid mellom oljeselskap og leverandør. Leverandøren vil i en allianse kunne oppnå bedre forståelse for kundens behov, og alliansepartnerne vil i større grad kunne samarbeide om utvikling og implementering av de beste teknologiske løsningene. Allianser kan gi synergieffekter ved at alliansepartnerne har felles grensesnitt, og man vil kunne oppnå besparelser i form av reduserte anbudskostnader. Langsiktig samarbeid vil dessuten kunne bidra til at leverandøren får større mulighet for å gjenta samme utbyggingsløsning flere ganger. Gjennom repetisjon kan man dra nytte av læreeffekter og dermed redusere kostnadene.

Motargumentet mot slike langsiktige allianser vil være at det kan medføre høyere kostnader som følge av redusert konkurranse mellom potensielle leverandører, og større inngangsbarrierer for nye aktører på leverandørsiden. Det avgjørende blir her å finne en god balanse mellom konkurranse og samarbeid. Denne balansen må de deltagende selskaper være hovedansvarlig for å finne. Myndighetene er opptatt av at operatører og leverandører finner fram til effektive samarbeidsfomer innenfor dette området.

9 Utfordring: Rammebetingelser

I dette kapitlet angis statens inntekter fra sektoren, og det foreslås justeringer i produksjonsavgiften. Videre omtales de utfordringene myndighetene står overfor innenfor andre politikkområder. Enkelte utvalgte områder drøftes nærmere og tiltak eller retning på det videre arbeid hos myndighetene skisseres. Disse områdene er tildeling av nye utvinningstillatelser, SDØE-deltagelse i nye tillatelser i Nordsjøen, forlengelse av utvinningstillatelser, arbeidstidsbestemmelser, mobilitet av flyttbare innretninger, vederlag for bruk av infrastruktur og internasjonalisering.

9.1 Skatter og avgifter

De statlige inntektene fra petroleumsvirksomheten består av ordinær skatt og særskatt på inntekt, produksjonsavgift, CO₂-avgift, arealavgift samt netto kontantstrøm fra Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) og utbytte fra Statoil. Størrelsene på de enkelte inntektselementene vises i tabell 9.1.

Som det framgår av tabellen varierer de statlige inntektene sterkt, blant annet som følge av svingninger i oljeprisen. Inntektsbeskatning og netto kontantstrøm fra SDØE er de viktigste elementene i statens inntekter fra petroleumsvirksomheten. Inntektsbeskatningen er selskapsspesifikk. Den beskatter hele selskapets overskudd fra virksomheten, uavhengig av i hvilket prosjekt overskuddet har oppstått.

CO₂-avgiften, produksjonsavgiften og arealavgiften er bruttoavgifter som ikke er knyttet til selskapenes overskudd, men til enkeltelementer i virksomheten. Bruttoavgifter har positive egenskaper dersom samfunnet eksempelvis ønsker å påvirke bruken av en innsatsfaktor.

Arealavgiften har positive egenskaper ved at den bidrar til aktivitet i annenhåndsmarkedet for eierandeler og til tilbakelevering av areal. Denne avgiften er godt tilpasset til sitt formål og drøftes ikke nærmere her.

En CO₂-avgift som reflekterer miljøskaden knyttet til klimagassutslipp gjør at aktørene får insentiver til å foreta samfunnsøkonomisk bedre beslutninger. Dette er positivt. Virksomheten på kontinentalsokkelen har høyere CO₂-avgift enn stasjonær energibruk på fastlandet. Regjeringen vil eventuelt komme tilbake til en justering i klimapolikken overfor oljenæringen etter at utvalget som utreder et nasjonalt system for omsettbare klimagasskvoter, har levert sin innstilling.

Fiskalt begrunnede bruttoavgifter, eksempelvis produksjonsavgiften, vil imidlertid ha uheldige effekter på enkelte av beslutningene som fattes i rettighetshavergruppene. Dette skyldes at staten tar en andel av bruttoproduksjonen, men ikke dekker en tilsvarende andel av investerings- og driftskostnadene. En rettighetshaver som står overfor et investeringsprosjekt dekker således hele investeringskostnaden, samtidig som inntekten blir redusert fordi avgiften reduserer selskapets nettoandel av produksjonen. Konsekvensen kan bli at samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter ikke gjennomføres eller at prosjektene realiseres på en mindre effektiv måte, og at felt og brønner stenges ned for tidlig. Dette har uheldige konsekvenser for forvaltningen av petroleumsressursene og reduserer den totale verdiskaping i næringen. De ressursmessige konsekvensene forsterkes ved lave oljepriser fordi flere prosjekter får marginal lønnsomhet.

I figur 9.1 og 9.2 har en illustrert effektene som bruttoavgiftene kan ha på investerings- og driftsbeslutninger. Betydningen av de ulike avgiftselementene vil variere fra felt til felt.

I figur 9.1 vises nullpunktprisen for et felt på norsk kontinentalsokkel. Nullpunktprisen angir den oljepris som gjør at et prosjekt akkurat gir dekning for kostnader og kapitalutgifter ved 7 pst. kapitalavkastning etter skatt. Hvor tungt ulike elementer veier i nullpunktprisen varierer fra prosjekt til prosjekt. I eksemplet under ser en at produksjonsavgiften medfører at nullpunktprisen for prosjektet øker vesentlig (om lag 15 pst.) i forhold til hva den hadde vært uten avgiften.

Kilde: (Kilde OED)

Figur 9.2 er en statisk illustrasjon på hvordan bruttoavgiftene påvirker driftsbeslutningene på feltene. Man ser fra eksemplet at feltet vil stenges ned tidligere enn hva som er samfunnsøkonomisk fornuftig, fordi produksjonsavgiften gjør at inntektssiden ved fortsatt drift blir undervurdert. I tillegg vil driftsinntektskurven være avhengig av hvilke investeringer som gjennomføres. Disse vil som vist over også påvirkes av blant annet bruttoavgiftene.

Bruttoavgiftene er fradragsberettiget i inntektsskatteligningen. Med lav oljepris vil også vridningseffektene av produksjonsavgiften ha større innvirkning på investeringsbeslutningene i næringen, fordi flere selskaper er ute av full skatteposisjon og verdien av fradraget for avgiften i inntektsbeskatningen avtar. Ut fra et ressurs- og effektivitetssynspunkt tiltar således de uheldige effektene av avgiftene ved lave priser og lav lønnsomhet.

Kilde: (Kilde OED)

Produksjonsavgiften er feltspesifikk og beregnes på grunnlag av verdien av utvunnet olje. Åtte oljefelt på kontinentalsokkelen betaler produksjonsavgift, jfr. tabell 9.2. Produksjonsavgift betales ikke for petroleum produsert fra forekomster hvor utbyggingsplan er godkjent eller krav til plan for utbygging og drift er frafalt etter 1. januar 1986. For de fleste felt med plan for utbygging og drift godkjent før 1986, og som ligger i utvinningstillatelser gitt før 1972, er avgiftsatsen 10 pst. For felt i tillatelser gitt etter 1972 som betaler avgift. er satsen fastsatt til mellom 8 og 16 pst. avhengig av produksjonens størrelse. Dette var i en lavprissituasjon og ble gjort for å styrke økonomien i feltene, og for å bedre grunnlaget for samfunnsøkonomisk gode beslutninger i oljeselskapene.

De felt som betaler produksjonsavgift har en rekke konkrete prosjekter for økt utvinning og utbygging av tilleggsressurser under vurdering. Ressurspotensialet fra tiltak for økt utvinning som ventes besluttet de nærmeste 10 år er på om lag 170 mill Sm³ olje. I størrelsesorden 65 pst. av dette antas å komme fra felt som betaler produksjonsavgift.

I tillegg antas om lag 500 mill. Sm³ olje å komme fra mulige framtidige tiltak for økt utvinning. En vesentlig andel av disse mulige tiltakene ventes fra felt som betaler produksjonsavgift. Lav oljepris gjør at flere slike prosjekter kan ha marginal økonomi og dermed stå i fare for ikke å bli realisert.

Ved å frita produksjon som følger av nye investeringer for avgift, vil staten kunne beholde en stor andel av inntektene samtidig som man ville unngå vridningseffektene avgiften har i forhold til nye investeringer. Det er imidlertid vanskelig å skille mellom produksjon som kommer som resultat av nye investeringer, og produksjon som stammer fra tidligere investeringer. Aktørene vil med et slikt system ha insentiver til å knytte størst mulig del av et felts produksjon til den nye investeringen. Dette kan medføre beslutninger som reduserer verdiskapingen fra feltet.

Fritak for produksjonsavgift for nye investeringer vil i realiteten innebære en gradvis avvikling av avgiften. Statens inntekter fra produksjonsavgiften i tilknytning til allerede besluttede investeringer i disse feltene, faller raskt, jfr. figur 9.3. En gradvis avvikling av avgiften vil derfor ikke ha vesentlig annen effekt på statens inntekter fra avgiften enn om nye investeringer skulle fritas for produksjonsavgift. En gradvis avvikling vil bidra til å fjerne de uheldige vridningseffektene avgiften har. Det er den produksjonsavgiften feltene må betale i framtiden som vil ha betydning for hvorvidt ulike prosjekter vil bli realisert eller ikke.

De ulike feltene som betaler produksjonsavgift er i forskjellige faser av sitt produksjonsforløp. Noen felt er nær nedstengning mens andre produserer med full kapasitet. Dette gjør at behovet for tilpasninger i produksjonsavgiften kan variere fra felt til felt. Også mulighetene for prosjekter for økt utvinning og tilknytning av aktuelle satellittfelt, samt tidspunktet for tilknytning av disse vil variere. Det er derfor hensiktsmessig med en feltvis vurdering av hvordan avviklingen av produksjonsavgiften skal realiseres.

Kilde: (OED)

Departementet har gjort beregninger for statens inntekter ved en gradvis avvikling av produksjonsavgiften over periodene 2000-2003 og 2000-2008. Nåverdien av statens bruttoproveny vil med avvikling fram til 2008 reduseres fra 10,5 til 7,1 mrd. kroner, og til 5,1 mrd. kroner med avvikling fram mot 2003. Ut fra beregnet skatteposisjon for de ulike selskapene vil nåverdien av statens nettoproveny reduseres fra 3,1 til 2,3 mrd. kroner ved en nedtrapping fram til 2008, og til 1,9 mrd. ved en nedtrapping fram til 2003.

Disse beregningene tar ikke hensyn til effektene av mer effektiv ressursutnyttelse, eksempelvis prosjekter for økt utvinning. Disse effektene er vanskelig å kvantifisere.

Regjeringen legger opp til en gradvis avvikling av produksjonsavgiften. Avviklingstempoet vil variere fra felt til felt. Regjeringen vil i nasjonalbudsjettet for år 2000 komme tilbake til konkrete nedtrappingsplaner for de angjeldende feltene.

9.2 Andre politikkområder

Olje- og gass er ikke-fornybare ressurser som må forvaltes i et langsiktig perspektiv. Staten er eier av ressursene som er en viktig del av nasjonalformuen. Med dette utgangspunkt er det særlig viktig at forvaltningen skjer på en forsvarlig måte og at myndigheter og de politiske organer har innsyn og mulighet til å påvirke utviklingen i ønsket retning.

For å ivareta disse hovedhensynene er det siden aktivitetene på kontinentalsokkelen tok til på 1960-tallet etablert et omfattende styringssystem. Styringssystemet bygger på et ønske om myndighetskontroll og styring med virksomheten som kan bidra til økt verdiskaping, samtidig som helse-, miljø- og sikkerhetsaspektene ved virksomheten ivaretas. Disse hovedmålene for styringssystemet ligger fast.

Myndighetene styrer petroleumsvirksomheten gjennom en rekke tillatelser, godkjennelser og samtykker. Grunnlaget for disse er på ressursforvaltningssiden petroleumsloven med underliggende regelverk. På sikkerhets- og arbeidsmiljøsiden ligger i tillegg til petroleumsregelverket, arbeidsmiljøloven til grunn for myndighetenes styring av virksomheten. Forurensningsloven regulerer andre sider av virksomheten.

I hovedtrekk har styringssystemet på overordnet nivå vært uendret i hele den tiden man har hatt petroleumsvirksomhet på norsk kontinentalsokkel. På detaljnivå har systemet utviklet seg og omfatter i dag mange sider ved virksomheten.

Det vil alltid være et potensiale for forbedringer, både i detaljutforming og praktisering av alle styringssystemer. Dette gjelder også for det styringssystemet petroleumsnæringen står overfor. Det kan legges til at i forbindelse med at petroleumsloven ble revidert i 1997, er styringssystemene på sikkerhets- og arbeidsmiljøområdet søkt forenklet og klargjort gjennom en ny forskrift om styringssystemer, i tillegg til at samtykkeordningen ble redusert i forhold til tidligere krav.

For regelverket på miljø og sikkerhetssiden pågår en større revisjon. En tilsvarende gjennomgang av regelverket på ressurssiden vil også bli foretatt. Siktemålet er å etablere et mer effektivt styringssystem som er tilpasset de utfordringer myndighetene og næringen antas å stå overfor framover. Systemet skal fortsatt sikre en god politisk og administrativ styring med virksomheten samt ivareta kravene til sikkerhet og arbeidsmiljø.

I tillegg til å etablere et effektivt regelverk er det viktig at myndigheter og industri har nær dialog, slik at praktiseringen av regelverket ikke medfører et unødvendig høyt kostnadsnivå.

Aktørbildet på norsk kontinentalsokkel skiller seg fra mange andre petroleumsprovinser. På norsk kontinentalsokkel er det et lite antall selskaper, der en liten gruppe av disse igjen har store deler av den operative aktiviteten. De utenlandske oljeselskapene har forholdsvis få og begrensede operatøroppgaver på felt under utbygging og i drift. På deltagersiden er bildet noe mer sammensatt da de utenlandske selskapene har en større involvering enn på operatørsiden. Et spørsmål er om denne deltagelsen kunne bidra bedre til gode tekniske og kommersielle valg i tillatelsene, og på kontinentalsokkelen totalt sett, dersom deres organisasjoner var større i Norge ved at de blant annet hadde noe større operativt engasjement og større økonomisk deltagelse i sektoren.

De deltagende selskaper på kontinentalsokkelen har en forholdsvis lav deltagerandel i de største prosjektene. Dette gjelder også operatørene. Lave deltagerandeler til hver rettighetshaver kan bidra til mindre fokus fra hvert selskap på virksomheten. Dette kan ha effekter på verdiskapingen i næringen. Ved nye tildelinger gis derfor hver deltager større andel enn tidligere. Dette må imidlertid avbalanseres mot ønsket om et mangfold i rettighetshavergruppen og den direkte statlige deltagelsen. Det er også etablert et relativt velfungerende annenhåndsmarked som gjør at rettighetshaverne kan reallokere sine eierposisjoner i eksisterende tillatelser.

En har i den siste tiden sett omfattende strukturendringer innenfor petroleumsnæringen. Nye selskaper og allianser dannes, og selskapene utvider sitt engasjement til å omfatte andre deler av verdikjeden. Det er ventet at denne utviklingen vil fortsette. Internasjonalt ser vi en utvikling der små selskaper med spesialkompetanse, mellomstore oljeselskaper samt leverandørbedrifter får et stadig større engasjement i modne områder. Nedstrømsselskaper etablerer virksomhet innenfor oppstrømsområdet, mens oppstrømsselskaper etablerer virksomhet innenfor nedstrømsområdet.

Den overfor beskrevne utvikling kan få konsekvenser for det ønskede aktørbildet på norsk kontinentalsokkel.

Tidlig på 1970-tallet ble Statoil opprettet og praksis med minst 50 pst. statsdeltagelse i hver utvinningstillatelse ble etablert. Senere har Stortinget vedtatt at den statlige andelen etter en konkret vurdering i hvert enkelt tilfelle vil kunne settes høyere eller lavere enn 50 pst. I 1985 ble statens deltagelse i petroleumsvirksomheten omorganisert. Statoils deltagerandel ble delt i to økonomiske andeler. Statoils økonomiske andel (SØA) som er knyttet direkte til selskapet, og en som er knyttet til det statlige direkte økonomisk engasjement (SDØE). Statoil er forretningsfører for SDØE.

På kontinentalsokkelen har vi et betydelig statlig engasjement på eiersiden. Statoil er 100 pst. statseiet, mens 51 pst. av Hydro er eiet av staten. Skattesystemet er utformet slik at en stor andel av overskuddet i virksomheten tilfaller staten. Når selskapene er i skatteposisjon er marginal skattesats om lag 78 pst. Det statlige direkte økonomiske engasjement i sektoren er betydelig. Dette er nærmere omtalt i kapittel 12 i St meld 46 (1997-98).

De nevnte ordninger for å sikre statsinntektene bidrar til at en stor andel av de verdiene som skapes i sektoren tilfaller staten. Dette systemet har fungert godt. Et system med et høyt statlig engasjement kan imidlertid få konsekvenser for de kommersielle selskapers deltagelse og vil kunne påvirke den totale verdiskapingen i næringen.

Det blir hevdet at styringssystemet er komplekst og til dels uoversiktlig. Det har også vært stilt spørsmål om styringssystemet gir reell innflytelse fra myndighetenes side på utviklingen i sektoren, og om systemene virker kostnadsdrivende. Det er krevende å vurdere hvordan et styringssystem som det vi har på norsk kontinentalsokkel, et aktørbilde som beskrevet i dette avsnitt og betydelig statlig deltagelse påvirker sektoren. En vurdering av denne type spørsmål kan bli ulik i en situasjon med lave oljepriser, der aktivitetsnivået forventes å reduseres betydelig og der en har en mer moden kontinentalsokkel. Også det store behovet for rask omstilling en ser i næringen vil være av betydning for en slik vurdering. Regjeringen legger opp til en nærmere vurdering av styringssystemet, aktørbildet og den statlige deltagelse i den petroleumsmeldingen som planlegges forelagt Stortinget våren år 2000.

9.2.1 Økt forutsigbarhet i tildelingen av utvinningstillatelser

Siktemålet med letevirksomheten er å påvise nye lønnsomme petroleumsressurser. Det har i de senere år vært få konsesjonstildelinger i områder med gode forventninger til store funn. Dette påvirker selskapenes interesse for å lete, og dermed over tid også omfanget av nye lønnsomme utbyggingsklare funn.

Forutsigbarhet i tildelingspolitikken med hensyn til hvilke arealer som blir utlyst, påvirker selskapenes mulighet for langsiktig planlegging. Dette får innvirkning på effektiviteten i næringen.

Økt forutsigbarhet vil lette selskapenes planlegging av hvilke ressurser som skal allokeres til Norge og hvordan utforskningsarbeidet skal foregå. Økt forutsigbarhet vil kunne gi en mer effektiv ressursbruk ved at selskapenes kartlegging av ikke tildelt areal effektiviseres. Dette vil bidra til å øke selskapenes interesse for norske områder. Samlet sett vil forutsigbarhet bidra til at det skapes større verdier for staten og selskapene. En mulig negativ side ved et slikt tiltak vil være at det kan oppleves som krevende for myndighetene når valgfriheten begrenses. Det er imidlertid mulig å utforme en politikk som gjør at myndighetenes valgfrihet ikke begrenses vesentlig på de viktige områdene.

Økt forutsigbarhet innen konsesjonspolitikken vil i all hovedsak berøre uoppdagede ressurser i ikke-konsesjonsbelagte områder.

Konsesjonspolitikken for Nordsjøen er beskrevet i St meld 46 (1997-98), Olje- og gassvirksomheten. Det legges der opp til en konsesjonspolitikk hvor departementet årlig vil vurdere om det er grunnlag for tildelinger av utvinningstillatelser i de nordlige og vestlige deler av Nordsjøen. Denne politikken bidrar til økt forutsigbarhet i næringen. Regjeringen vil vurdere om det er et grunnlag for konsesjonstildelinger i Nordsjøen i år 2000.

Regjeringen har annonsert at tildelinger i 16. konsesjonsrunde vil blir foretatt i år 2000. I mars 1999 fant departementet det riktig å fastsette en mer konkret timeplan. Dette blant annet for å gi et bedre grunnlag for selskapenes planlegging. En gjennomføring av denne runden i tråd med timeplanen vil også bidra til økt aktivitet i letemiljøene og vil på noe sikt kunne gi nye lønnsomme feltutbygginger. Regjeringen har bedt oljeselskapene om å oversende forslag til hvilke områder i Norskehavet som bør inngå i 16. konsesjonsrunde innen 15. juni i år. Dette vil muliggjøre tildeling av konsesjoner i 1. halvår i år 2000. Det er ikke lagt begrensinger på selskapenes muligheter til å foreslå areal for utlysning i dette området.

Departementet vil arbeide videre med å etablere en mer forutsigbar konsesjonspolitikk.

I petroleumsmeldingen som planlegges forelagt Stortinget våren år 2000 legger regjeringen opp til å etablere konkrete langtidsplaner - eksempelvis rullerende 5-års planer - for konsesjonsrunder og andre tildelinger.

9.2.2 SDØE-deltagelse for Nordsjøen

SDØE-andelen er feltspesifikk og kan tilpasses lønnsomheten og ressurspotensialet i den enkelte utvinningstillatelse. Dette gjør SDØE til et viktig instrument, som sammen med skattesystemet, kan sikre staten en høy andel av verdiskapingen innenfor petroleumsvirksomheten.

I forbindelse med 15. konsesjonsrunde ble konsesjonspolitikken tilpasset i retning av større eierandeler til selskapene i hver tillatelse. Denne praksis bør videreføres. For Nordsjøen vil ventelig gruppesøknader bidra til at det enkelte selskap oppnår betydelige andeler i nytt areal som ikke tildeles eksisterende rettighetshavergrupper. Tabell 9.3 angir SDØE-andeler i 15. konsesjonsrunde samt i Barentshavprosjektet.

Både internrente etter skatt og nåverdien til de involverte selskaper i et prosjekt synes å måtte være tilstrekkelig store for at oljeselskapene ønsker å gjennomføre et prosjekt. Størrelsen på SDØE-deltagelsen, skatte- og avgiftssystemet og fordelingen av den kommersielle andelen på de deltagende selskaper, bestemmer aktørenes reelle økonomiske eksponering i en tillatelse. I Nordsjøen er de aller fleste nye påviste felt små, det samme antas framtidige funn i området å være. Lønnsomheten vil ventelig være svakere enn for andre deler av kontinentalsokkelen. I Nordsjøen blir større andeler til deltagende selskaper således viktig for å sikre en tilstrekkelig reell økonomisk eksponering for aktørene i hver tillatelse. Dette taler for færre rettighetshavere i hver enkelt tillatelse og eventuelt lavere SDØE-deltagelse i deler av Nordsjøen i forhold til andre deler av kontinentalsokkelen.

I det følgende skisseres en hovedregel for SDØE-deltagelsen i Nordsjøen. Lønnsomheten og ressurspotensialet i ikke konsesjonsbelagt område i Nordsjøen er gjennomgående lavt. Legger en dette til grunn innebærer den foreslåtte politikk for SDØE-deltagelse i Nordsjøen en videreføring av politikken for SDØE-deltagelse fra 15. konsesjonsrunde og Barentshavprosjektet. Det etableres imidlertid større forutsigbarhet i politikken ved fastsettelse av en hovedregel.

I en situasjon med lav forventet lønnsomhet og hovedsakelig små funn, vil også forutsigbarhet med hensyn til SDØE-deltagelsen være viktig. Kostnadene som påløper i forbindelse med kartlegging og utforskning av ikke-konsesjonsbelagt areal er betydelige og dekkes ikke av SDØE. Usikkerhet knyttet til SDØE-fastsettelsen kan bidra til å svekke grunnlaget for selskapenes deltagelse i et område med marginal forventet lønnsomhet. En forutsigbar politikk for SDØE-deltagelsen vil også gjøre det lettere for selskapene å danne grupper for utforskning av et område før tildeling.

Store deler av ressursgrunnlaget i Nordsjøen ligger i etablerte leteområder nær eksisterende infrastruktur. En særskilt behandling av SDØE-fastsettelsen er påkrevet for områder der det er sannsynliggjort felles utnyttelse av ressursene med eksisterende tillatelser. Når rettighetshavergruppene er like i konsesjonsbelagte og ikke-konsesjonsbelagte områder, bør en som hovedregel legge opp til like eierandeler for SDØE i slike områder. Dette er hensiktsmessig for at samordning av aktivitetene kan skje på en mest mulig effektiv måte. Arealet og ressursgrunnlaget i slike områder vil normalt være svært lite.

Tilpasninger i SDØE-politikken i Nordsjøen vil hovedsakelig berøre uoppdagede ressurser i ikke-konsesjonsbelagt areal. En politikkendring som beskrevet nedenfor vil ventelig få forholdsvis liten negativ konsekvens for statens andel av inntektene i sektoren. Samtidig kan dette bidra til høyere total verdiskaping i næringen.

Regjeringen legger følgende til grunn:

• For Nordsjøen fastsettes SDØE-deltagelsen i nye tillatelser som hovedregel lik nivået i den eksisterende tilstøtende tillatelsen, når det er sannsynliggjort grunnlag for felles utnyttelse av ressursene i de to områdene og med samme rettighetshavergruppe.

• SDØE vil som hovedregel ikke delta i nye tillatelser i øvrige deler av Nordsjøen, med lite ressurspotensial og svak lønnsomhet. I de tillatelser det er aktuelt å delta, fastsettes SDØE-andelen som hovedregel til 25 pst. For tillatelser med høy lønnsomhet eller stort ressurspotensiale kan andelen settes høyere.

9.2.3 Forlengelse av utvinningstillatelser

På norsk kontinentalsokkel tildeles utvinningstillatelser først for en periode på inntil 10 år (initiell periode). I denne perioden skal rettighetshaverne utforske det tildelte området. Etter utløpet av den initielle periode og så fremt det pålagte arbeidsprogrammet er gjennomført, har rettighetshaverne krav på forlengelse av tillatelsens varighet. Forlengelsesperioden fastsettes av departementet når konsesjonen tildeles og gis vanligvis en varighet på 30 år. Petroleumsloven gir departementet adgang til å forlenge utvinningstillatelser utover 30-årsperioden. Dette kan skje både ved at eksisterende rettighetshavergruppe viderefører aktivitetene på samme vilkår, eller ved at vilkårene endres for den nye perioden. Eksempelvis kan den statlige direkte eierandelen økes i perioden etter 30-års perioden dersom departementet anser dette som ønskelig.

De første feltene i Nordsjøen kom i produksjon tidlig på 70-tallet. Disse feltene har produsert lenge og mange av tillatelsene nærmer seg utløpet av konsesjonstiden, jfr, figur 9.4. Investeringsbeslutninger som fattes i dag vil derfor ha økonomiske konsekvenser for årene etter utløpet av utvinningstillatelsen. Det er derfor viktig å fastlegge en forutsigbar politikk for hvordan utvinningstillatelsene forlenges.

Kilde: (OED)

En begrenset konsesjonstid kan anspore rettighetshaverne til å underinvestere i blant annet økt oljeutvinning, leting og teknologiutvikling mot slutten av tillatelsens varighet. Dette skyldes at de i sine investeringsbeslutninger ikke fullt ut vil ta hensyn til verdien av produksjonen et tiltak genererer, når produksjonen går ut over utvinningstillatelsens varighet. Bakgrunnen for dette er at mens hoveddelen av kostnadene ved tiltaket påføres den eksisterende rettighetshavergruppen så vil deler av inntektene tilfalle rettighetshavergruppen, etter forlengelsen av utvinningstillatelsen. Så lenge det ikke er sikkert at rettighetshavergruppen er identisk før og etter forlengelsen av utvinningstillatelsene, vil dette medføre at den eksisterende gruppen ikke anser inntekter som tilfaller en framtidig rettighetshavergruppe som relevant i sitt beslutningsgrunnlag. Dette vil medføre samfunnsøkonomisk uheldige beslutninger og dermed at ressurser ødes. Resultatet vil kunne bli redusert verdiskaping. Redusert verdiskaping vil også føre til lavere statlige inntekter, både som følge av lavere avkastning på en eventuell statlig eierandel og gjennom lavere skatteinntekter fra selskapene i tillatelsen.

Problemet kan reduseres ved at utvinningstillatelsene forlenges med samme rettighetshavergruppe, og på samme vilkår. På den annen side kan man ved å øke den statlige eierandelen ved fornyelsen av utvinningstillatelsen kunne øke andelen av verdiskapingen fra feltet som tilfaller staten.

Verdien av en økt statlig eierandel i haleproduksjonen fra en tillatelse vil bare i få tilfeller mer enn oppveie inntektstapet for staten som følger av lavere verdiskaping i tillatelsen på grunn av usikkerhet om eierandeler og vilkår i forlengelsesperioden. Dette skyldes statens sterke eksponering i virksomheten gjennom skattesystem og SDØE. Antar man eksempelvis at 5/6 av verdiskapingen i et felt skjer fra dags dato og fram til utvinningstillatelsen utløper, og at det er mulig å øke SDØE-deltagelsen fra 30 til 50 pst. ved fornyelse av tillatelsen, så vil statens inntekter fra feltet reduseres hvis verdiskapingen ved feltet reduseres med mer enn drøyt 1 pst.

For noen felt med store gjenværende ressurser ved utløpet av konsesjonstiden og/eller med lav statlig deltagelse vil det kunne være hensiktsmessig å benytte anledningen til å øke den statlige eierandelen ved en forlengelse av utvinningstillatelsen. To slike felt er Ekofisk og Troll, der forlengelse av utvinningstillatelsen ble gjennomført og staten fastsatte en økt SDØE-deltagelse.

Departementet legger opp til at rettighetshavergruppen i sin søknad om forlengelse av utvinningstillatelsen må begrunne at konsesjonstiden er en begrensning i forhold til en god ressursforvaltning, og dermed også til hinder for høyest mulig verdiskaping. På denne måte vil en forutsigbar og god politikk for forlengelse av utvinningstillatelser legge til rette for en mer langsiktig og effektiv utnyttelse av petroleumsressursene.

På bakgrunn av slike søknader vil regjeringen føre følgende politikk for forlengelse av utvinningstillatelser:

• Søknader om forlengelse av en utvinningstillatelse som sannsynliggjør bedre utnyttelse av ressursene, godkjennes med samme eierstruktur, med mindre særskilte forhold tilsier noe annet.

• For noen tillatelser kan særskilte forhold som lav statlig eierandel og/eller store gjenværende reserver, tilsi at statens eierandel bør økes eller andre vilkår reforhandles ved forlengelse av utvinningstillatelsen.

9.2.4 Arbeidstidsbestemmelser

Kostnadsnivået knyttet til personell er i hovedsak et resultat av avtaler mellom partene i arbeidslivet, og i liten grad myndighetsbestemt gjennom arbeidsmiljø- og sikkerhetsregelverket. Eventuelle tilpasninger i for eksempel arbeidstidsordninger bør derfor initieres av arbeidslivets parter.

Den såkalte «tredjedelsregelen» har blitt hevdet å medvirke til økte kostnader. Regelen sikrer arbeidstakere offshore et minimum av fritid mellom to oppholdsperioder slik at vedkommende får den nødvendige hvile. Dette innebærer for eksempel at en arbeidstaker på korttidsoppdrag som har arbeidet på en innretning til havs fra mandag til fredag skal ha fri lørdag og søndag før vedkommende kan reise ut på nytt oppdrag.

Regelen er uproblematisk for alt personell som går regulære turnusordninger, for eksempel operatøransatte, større kontraktører innen boring, forpleining og konstruksjon og vedlikehold. Dette vil omfatte majoriteten av arbeidstagerne på kontinentalsokkelen. For enkelte arbeidsgivere med arbeidstakere på korte oppdrag kan det bli lave årstimeverk. Dette skyldes dels regelen og dels den bransjeavtale for oljeservicebedrifter som er inngått mellom NHO/OLF og LO/NOPEF (oljeserviceavtalen), der arbeidstager er «disponibel» for arbeidsgiver en avtalt periode. Benyttes arbeidstager ut over denne har han rett til overtidsbetaling. 1/3-regelen sammenholdt med oljeserviceavtalen kan medvirke til økte kostnader. For å redusere kostnadene for denne type arbeidskraft, er det naturlig å oppfordre arbeidslivets parter til å se nærmere på om oljserviceavtalen kan forbedres slik at en hindrer utilsiktede virkninger av regelverket.

9.2.5 Mobilitet for flyttbare innretninger

Industrien har pekt på at forskjeller i britisk og norsk regelverk for helse, miljø og sikkerhet, så vel som ulik fortolkning og praktisering av dette regelverket, har hemmet mobiliteten for flyttbare innretninger. Dette gjelder særlig boreinnretninger, men problemstillingen er også relevant for andre flyttbare innretninger, som for eksempel intervensjonsinnretninger og produksjonsinnretninger. Det har således vært vanskelig å utvikle et felles marked på britisk og norsk kontinentalsokkel for flyttbare innretninger. I følge industrien står den i dag overfor et todelt marked hvor kostnadseffektive innretninger ekskluderes fra norsk kontinentalsokkel på grunn av særnorske regelverkskrav. En slik markedsdeling fører etter industriens vurdering til betydelige ekstrakostnader ved bruk av flyttbare innretninger på norsk kontinentalsokkel.

Flyttbare innretninger forventes å spille en stadig viktigere rolle ved framtidige feltutbygginger, samt drift og vedlikeholdsoppgaver i norske områder. Det er derfor viktig at regelverket utformes slik at det bidrar til en kostnadseffektiv utnyttelse av disse innretningene over sokkelgrensene.

Beregninger gjort av industrien indikerer at den nødvendige oppgradering og ombygging av rigger for bruk på norsk kontinentalsokkel medfører en ekstrakostnad per brønn på om lag 10 mill. kroner. I tillegg bidrar regelverket til at vedlikehold av produserende brønner fordyres, som følge av høyere rater på rigger og brønnintervensjonsenheter.

Det er en viktig oppgave å indentifisere i hvilken grad og i hvilket omfang disse kostnadene er knyttet til norske regelverkskrav og ikke andre forhold, som for eksempel generelt vedlikehold eller oppgradering som følge av klassekrav. Industrien har blitt oppfordret til å dokumentere ekstrakostnader i forbindelse med nødvendig oppgardering av flyttbare innretninger. Under ledelse av Oljeindustriens Landsforening (OLF) pågår det et arbeid, der også myndighetene er representert, for å få avklart de reelle forskjellene mellom britiske og norske regelverkskrav og eventuelle kostnader som følger av slike krav.

Forskjeller i regelverkskrav mellom norsk og britisk kontinentalsokkel ble vurdert av Lenning- og Ognedalutvalgene i 1997/98. Formålet var å identifisere særnorske krav i sikkerhetsregelverket, samt årsaker til ulik fortolkning og praktisering av regelverket. Utvalgene var sammensatt av representanter fra både næringen (eier/arbeidsgiversiden), arbeidstakersiden og myndighetene. Utvalgene konkluderte blant annet med at det ikke var noen vesentlige forskjeller mellom regelverkskravene til de to sokkelmyndighetene, men at eventuelle forskjeller i hovedsak kunne tilskrives ulik praktisering av kravene. KRD og OD har i samarbeid med berørte parter plassert ansvar for oppfølging av de ulike tilrådinger som framkom i rapporten. Anbefalingene fra utvalgenes arbeid er nå i ferd med å iverksettes.

Lenningrapporten konkluderte med at de tekniske forskjellene ikke er dramatiske og at de er relativt oversiktlige. Dette gjelder spesielt for nybygg. For eldre innretninger ble det konkludert med at kost/nytteforholdet ved implementering av særnorske krav ofte er urimelig høyt. Det ble påpekt store forskjeller når det gjelder arbeidstid og et gjennomgående behov for bedret forutsigbarhet.

Ognedalrapporten identifiserte et særlig behov for å bedre regelverkskompetansen/forståelsen hos myndighetene så vel som i næringen. OLF er gitt ansvar for oppstart av et samarbeid med involverte parter i næringen for å bedre regelverkskompetansen. Myndighetene vil bidra og støtte i dette arbeidet.

Begge rapportene konkluderte med at det snarest må utarbeides en ordning med et såkalt brukssamtykke/forhåndsuttalelse for flyttbare innretninger i petroleumsvirksomheten, et forslag som høringsinstansene gjennomgående var positive til. Arbeidet med en slik ordning er igangsatt. Ordningen vil blant annet gi bedret forutsigbarhet med hensyn til regelverkskrav for flyttbare innretninger. Det er også arbeid i gang for å oppnå en forbedret samordning av regelverket og tilsynsfunksjonen til Oljedirektoratet og Sjøfartsdirektoratet slik at man reduserer dobbeltregulering av flyttbare innretninger.

På bakgrunn av det arbeid som er igangsatt, vil regjeringen vurdere resultatene og eventuelt fremme forslag til nye tiltak for å oppnå størst mulig grad av mobilitet for flyttbare innretninger over sokkelgrensene i Nordsjøen. Dette gjelder både i forhold til britisk, dansk og nederlandsk kontinentalsokkel. Det er en forutsetning at endringene skjer innenfor rammen av et forsvarlig sikkerhets- og arbeidsmiljønivå.

Regjeringen legger opp til at utvikling og praktisering av sikkerhetsregelverket går i retning av et felles Nordsjømarked for flyttbare innretninger. Det vil bli lagt særlig vekt på å etablere en ordning med såkalt brukssamtykke/forhåndsuttalselse, å utvikle regelverkskompetansen hos myndighetene og i næringen samt å videreføre det internasjonale samarbeidet mellom sokkelstatsmyndighetene i regi av North Sea Offshore Authority Forum (NSOAF).

9.2.6 Vederlag for bruk av infrastruktur - tariffer

Deler av norsk kontinentalsokkel er moden. Dette innebærer at geologien er godt kjent, samt at de største feltene er påvist og i produksjon. Selv om produksjonen fra norsk kontinentalsokkel ikke har nådd toppen, er den fallende fra de store feltene som ble bygget ut på 1970- og 1980-tallet. Alle disse ligger i Nordsjøen. Dette gjør at det blir ledig kapasitet i infrastrukturen som er bygget opp rundt disse feltene. Ved nye utbygginger kan denne infrastrukturen utnyttes. Dette kan redusere kostnadene betraktelig i forhold til om feltene selv skulle ha bygget opp infrastruktur.

Ved tredjeparts bruk av infrastruktur framforhandler i dag oljeselskapene avtaler for tilknytning, prosessering og transport. De kommersielle partene blir her enige om hvem som skal dekke de ulike kostnadene forbundet med å ta inn det nye feltet, og hvor høye tariffene for de ulike tjenestene skal være.

I de tilfeller der det ved utbygging av nye felt ikke finnes konkurrerende infrastruktur som kan tilby de samme tjenestene, kommer eierne av infrastrukturen i en monopolstilling i forhold til tredjeparts brukere. Dette kan medføre at forhandlingene leder til høye tariffer hvor øvre grense blir kostnaden ved å investere i ny infrastruktur.

Lav oljepris og utsikter til et betydelig fall i investeringsnivået på kontinentalsokkelen i årene framover innebærer at tariffnivået får økt betydning for lønnsomheten til prosjektene. Samtidig forventes det at en stadig større andel av de framtidige utbyggingene på norsk kontinentalsokkel vil være små felt som vil kunne knyttes opp mot eksisterende infrastruktur. Høye tariffer vil derfor nå i større grad enn tidligere kunne bidra til at prosjekter ikke blir realisert og ressurser gå tapt. Dette er nærmere drøftet i del I i St meld nr 46 (1997-98).

Kilde: (OED)

Figur 9.5 viser tariffenes andel av nullpunktpris for noen utvalgte felt. Tariffene inneholder både dekning av reelle kostnader som eierene av infrastrukturen har ved den tjenesten han leverer, og avkastning til eierne av infrastrukturen. Figuren illustrerer den store betydningen tariffnivået har ved utbyggingsbeslutninger.

Resultatet av for høye tariffer kan være at samfunnsøkonomisk lønnsomme ressurser ikke blir produsert. Dette problemet vil blant annet gjelde felt som går mot slutten av sin produksjonsperiode. Dette fordi for høye tariffer her kan føre til at felt blir nedstengt tidligere enn det som er samfunnsøkonomisk fornuftig. Samtidig fører høye tariffer til at selskapene på kontinentalsokkelen får svekket sine insentiver til å lete, bygge ut og drive felt i områder der de ikke selv er eiere av infrastruktur.

Departementet mener at det er viktig at tariffene er fastsatt slik at de gir mest mulig riktige insentiver og at samfunnsøkonomisk fornuftige løsninger realiseres. Herunder at de ikke medfører for tidlig nedstengning av felt, eller svekker grunnlaget for samfunnsøkonomisk fornuftig leting. Samtidig må tariffene kunne settes så høyt at de gir et grunnlag for eierne av infrastruktur til å tilby ledig kapasitet til tredjepartsbrukere. Det må også være et grunnlag for å kunne investere i ekstra kapasitet for tredjepartsbrukere når dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt. En vil komme tilbake til disse spørsmålene i petroleumsmeldingen som planlegges forelagt Stortinget våren år 2000.

9.2.7 Internasjonalisering

I St meld nr 46 (1997-98) ble det gitt en omtale av internasjonaliseringen av norsk olje- og gassindustri. Omtalen legger til grunn en langsiktig tidshorisont. Den tar utgangspunkt i at ressursgrunnlaget på norsk kontinentalsokkel er begrenset, og at aktivitetene knyttet til norsk kontinentalsokkel derfor gradvis vil bli lavere på lengre sikt. Det pekes på næringens behov for å lykkes internasjonalt for å forlenge tidshorisonten utover virksomhetsperioden på norsk kontinentalsokkel.

Etter at St meld nr 46 (1997-98) ble lagt fram, har situasjonen for norsk olje- og gassindustri endret seg. En rekke prosjekter er utsatt eller lagt på is. En stor del av norsk leverandørindustri har problemer med å skaffe seg nye oppdrag. Dette vil kunne vare i lang tid framover. Den aktuelle situasjonen illustrerer bransjens sårbarhet for eksterne faktorer og sier samtidig noe om behovet for å ha flere ben å stå på. Behovet for omstilling til internasjonal virksomhet er blitt framskyndet.

I lys av redusert aktivitet på norsk kontinentalsokkel er det viktig at den kompetanse, erfaring og teknologibase som norske bedrifter har, omsettes i forretningsmuligheter internasjonalt. Gjennom internasjonalisering kan en sikre fortsatt verdiskaping og sysselsetting i norsk olje- og gassindustri. Regjeringen ønsker å bidra til at dette skjer.

Departementet er opptatt av at det virkemiddelapparatet som finnes for petroleumsnæringen utvikles på en effektiv måte, slik at synergieffekter skapes. Dette er viktig både for å skape positive effekter i mottakerlandene og som grunnlag for internasjonalisering av olje- og gassindustrien. Dette er bakgrunnen for opprettelsen av stiftelsene Intsok og Petrad.

Intsok skal styrke det langsiktige grunnlaget for verdiskaping og sysselsetting i norsk oljevirksomhet. Dette ved fokusert internasjonal virksomhet, med utgangspunkt i konkurransekraft på norsk kontinentalsokkel. Intsok skal bidra til en samordnet innsats av både næringens ressurser og det offentlige virkemiddelapparatet. 1998 var Intsoks første virkeår. Stiftelsen har fått nærmere 60 bedriftsmedlemmer, som står for 90 pst. av næringens internasjonale virksomhet. Om lag 90 pst. av Intsoks inntekter går til å dekke løpende kostnader knyttet til driften (lokaler, lønn, reiser etc.). Intsok har fortsatt et behov for offentlige midler for å kunne nå de målsettinger som er lagt for stiftelsen.

For mange små og mellomstore bedrifter vil det ikke være lønnsomt å bygge opp nettverk og å skaffe seg kunnskap om muligheter i nye markeder på egenhånd. For bedriftene samlet og for samfunnet totalt sett vil imidlertid denne type nettverk og kunnskaper være lønnsomme. Bedriftene bør derfor i størst mulig grad løse denne type utfordringer i fellesskap. Dette er ideen bak Intsok.

Andre lands myndigheter utviser et betydelig engasjement - både økonomisk og politisk - for å sikre sin nasjonale oljeindustri markedsandeler internasjonalt. Norske myndigheter finner det naturlig å støtte norsk oljeindustri internasjonalt gjennom å profilere norske interesser i utlandet. Fra norske myndigheters side er det viktig å sørge for at internasjonalisering har en dimensjon ut over det å ivareta norske økonomiske interesser.

Regjeringen er opptatt av å se internasjonaliseringen i et bredere politisk perspektiv. Regjeringen ønsker å utvikle en norsk profil der det også legges vekt på vårt internasjonale ansvar med samarbeid, gjensidighet og etisk ansvar som sentrale stikkord. Den norske profilen skal reflektere både myndighetenes og selskapenes interesser.

Norske bedrifter og organisasjoner er viktige medspillere i arbeidet med å sikre en positiv utvikling i mottakerlandene. Nordsjøen har gitt store teknologiske utfordringer og norske selskaper oppfattes å være blant verdens ledende på leting, utbygging og produksjon til havs. Internasjonalt bidrar norske selskaper positivt ved å overføre erfaringer og å bygge opp lokal kompetanse. Gjennom sine direkte investeringer kan de bidra til å bygge opp lokal industri. Deres tilstedeværelse vil dessuten kunne være positiv for utviklingen på andre områder.

Petrad har som formål å bidra til en effektivisering av petroleumsadministrasjon og forvaltning hos myndigheter og nasjonale oljeselskap i land i Afrika, Asia, tidligere Sovjetunionen og i begynnende grad Latin Amerika. Aktivitetene er knyttet til skreddersydde kurs og seminarer. Petrad er dermed et velegnet redskap for å videreutvikle den norske profilen i internasjonaliseringsarbeidet. Petrad kan utvide virksomheten og det er et betydelig urealisert potensiale. En viktig side ved Petrads virksomhet er det internasjonale kontaktnett som bygges gjennom kurs og seminarer hjemme og ute. Dette kontaktnettet er tilgjengelig for industrien, og gir grunnlag for introduksjon av norsk petroleumsindustri i internasjonale markeder.

Petrads administrasjon har i flere år pekt på stiftelsens dårlige kapitalgrunnlag samt den store usikkerheten knyttet til stiftelsens inntekter. Ettersom planleggingstiden for Petrads aktiviteter kan være fra 6-15 måneder, er det av avgjørende betydning at stiftelsen har rimelig trygghet når det gjelder gjennomførbarheten av framtidige aktiviteter gjennom en forutsigbar kapitaltilførsel.

For å styrke arbeidet med å internasjonalisere norsk petroleumsindustri foreslår regjeringen å bevilge ytterligere 2 mill. kroner for budsjettåret 1999. Midlene foreslås bevilget over kap. 1800 Olje- og energidepartementet, jfr. forslag i St prp om prioriteringer og tilleggsbevilgninger i Statsbudsjettet for 1999. Midlene vil i hovedsak bli kanalisert gjennom stiftelsene Petrad og Intsok.

Ved å styrke arbeidet med å internasjonalisere norsk petroleumsindustri, ønsker regjeringen å bidra til at den kompetanse, erfaring og teknologibase som er bygget opp gjennom 30-års virksomhet på norsk kontinentalsokkel, omsettes i nye forretningsmuligheter. I dagens situasjon der en rekke av utbyggingsprosjektene på norsk kontinentalsokkel er utsatt, er dette avgjørende for å sikre fortsatt verdiskaping og sysselsetting.