9 Utvalgets vurderinger og forslag til endringer i petroleumsskattesystemet

9.1 Innledning

I dette kapitlet presenterer utvalget sine vurderinger av de viktigste svakhetene i det gjeldende petroleumsskattesystemet. I tillegg tar vi opp en del vurderingstema som utvalget mener er viktige som bakgrunn for forslagene. Som følge av tidsrammen for utvalgets arbeid, har det ikke vært mulig å gå gjennom alle sider ved skattesystemet like nøye. Det har heller ikke vært mulig å utarbeide detaljerte forslag på alle de områdene der utvalget foreslår endringer, og spørsmålet om overgangsregler er i liten grad behandlet. Utvalget har konsentrert sine vurderinger og forslag til de som er særlig betydningsfulle for å bøte på svakhetene i det gjeldende systemet, og som reflekterer hovedoppgavene utvalget har blitt tillagt gjennom mandatet. I disse vurderingene tar vi særlig utgangspunkt i omtalen av prinsipper for skattlegging i kapittel 2, utviklingen på kontinentalsokkelen slik den ble presentert i kapittel 3 og konklusjonene om egenskaper ved det gjeldende skattesystemet i kapitlene 6, 7 og 8.

Utvalget har lagt avgjørende vekt på at petroleumsskattesystemet i størst mulig grad må motivere til effektiv ressursbruk. Skattesystemet kan påvirke forretningsmessige beslutninger på flere måter. Beslutninger om investeringer, leting, produksjonsforløp, hvor stor risiko man vil påta seg, og hvordan kapitalen finansieres er eksempler på beslutninger som i varierende grad kan påvirkes av skattesystemet. Målet er at skattesystemet i så liten grad som mulig skal påvirke forretningsmessige beslutninger. Hovedlinjen i utvalgets forslag er derfor endringer som kan bidra til større grad av nøytralitet i beslutningene.

Et siktemål med utvalgets forslag er at investeringer i sokkelselskapet som er lønnsomme før skatt, også skal være lønnsomme etter skatt, og at investeringer som er ulønnsomme før skatt, også skal være ulønnsomme etter skatt. Det gjelder for selskapets investeringer i petroleumsvirksomheten så vel som for investeringer som selskapet gjør utenfor sokkelområdet.

Siden kapitalavkastning generelt skattlegges med 28 prosent, forutsetter vi at selskapenes avkastningskrav etter skatt er 28 prosent lavere enn deres avkastningskrav før skatt. Det betyr at vi bruker avkastningskravet før skatt når vi vurderer lønnsomhet før skatt, og avkastningskravet etter skatt når vi vurderer lønnsomhet etter skatt. Utvalget mener at skattesystemet ikke bør stimulere til investeringer i petroleumsvirksomheten som ikke er lønnsomme etter ordinær skatt. Det betyr at normal avkastning i petroleumsvirksomheten bør beskattes tilsvarende beskatning av normal avkastning på land.

Et annet viktig siktemål ved utvalgets forslag er å redusere skattemessige inngangsbarrierer. Selskap som allerede har aktivitet på sokkelen, har fordelen av å kunne føre utgifter og skattemessige fradrag mot løpende inntekt. Et selskap som ikke har skattbar inntekt, vil få skattedekning senere, og dette er en skattemessig ulempe. For å bygge ned inngangsbarrierene vil utvalget redusere denne ulempen.

Dagens petroleumsskattesystem er et selskapsbasert skattesystem som skattlegger overskudd, og som bygger på det alminnelige skattesystemet. Det kan være både fordeler og ulemper ved denne modellen. Utvalget har derfor vurdert enkelte andre beskatningsmodeller eller -metoder som mulige alternativer til dagens system. De alternativene utvalget har vurdert er følgende:

• Ulike modeller for skattlegging av selskapenes kontantstrøm i stedet for overskuddet.

• Skattlegging av det enkelte felt i stedet for av det enkelte selskap.

• Et eget skattesystem for petroleumssektoren med en positiv opplisting av hvilke poster som kan inngå ved beregning av skatten.

Selv om disse alternative systemene har enkelte egenskaper som er ønskelige ut fra nøytralitets- eller kontrollhensyn, representerer slike systemer et vesentlig brudd med det eksisterende skatte- og regnskapssystemet. Utvalget har derfor etter en samlet vurdering kommet til at særskatten i utvinningsvirksomhet bør være en selskapsbasert overskuddsskatt. Utvalget legger vekt på at det er ønskelig at periodiseringen av grunnrenten er så riktig som mulig, og at hensynet til enkelhet taler for at en bruker samme prinsipp for kostnadsføring av investeringer i særskattegrunnlaget som i alminnelig inntekt. Utvalget legger også vekt på at en overskuddsbasert særskatt i det vesentlige vil være lik den eksisterende særskatten som har avtalebeskyttet kreditabilitet i forhold til amerikansk skatt. I tillegg påvirker hensynet til nøytralitet valget mellom feltspesifikke og selskapsspesifikke regler. Det vises til avsnitt 9.8 for en nærmere vurdering av de alternative beskatningsmodellene og til kapittel 2 og vedlegg 1 for en beskrivelse av slike systemer.

9.2 Viktige forutsetninger og problemstillinger i mandatet

Mandatet stiller opp noen forutsetninger for utvalgets arbeid:

• Myndighetene har anvendt skattesystemet for å trekke inn en stor del av grunnrenten i utvinningsvirksomheten, og petroleumsskattesystemet gir betydelige skatteinntekter over tid. Provenyhensyn er derfor sentrale i vurderingen av skattesystemet på sokkelen.

• For å sikre høy avkastning i sektoren, og dermed et betydelig skattegrunnlag, er det viktig at beskatningen i minst mulig grad bidrar til å redusere effektivitet og verdiskaping.

• Det er i første rekke petroleumsskattesystemet som skal vurderes, men andre deler av statens totale inntekter fra petroleumssektoren kan trekkes inn der det er nødvendig og hensiktsmessig.

Utvalget er spesielt bedt om å belyse noen spørsmål, blant annet:

• Om petroleumsskattesystemet bidrar til en samfunnsøkonomisk optimal utnyttelse av ressursene på sokkelen, herunder om skattesystemet virker nøytralt i forhold til selskapenes beslutninger om leting, utbygging, drift og ilandføring. Nøytralitetsegenskapene til skattesystemet bes belyst både i forhold til om det hindrer igangsetting av prosjekter som er lønnsomme før skatt, og om det kan gi insentiver til å gjennomføre prosjekter som ikke er lønnsomme før skatt.

• Om de høye skattesatsene i seg selv kan svekke kostnadsbevisstheten.

• Om skattesystemet unødig skaper "inngangsbarrierer" for nye selskaper.

• Hvilke forutsetninger om selskapenes beslutninger som det synes mest relevant å legge til grunn for utformingen av et robust petroleumsskattesystem.

• Sammenhengen mellom beskatning i landregimet og på sokkelen.

• Den skattemessige behandlingen av overdragelser av andeler i utvinningstillatelser (jf reglene i § 10 i petroleumsskatteloven).

• Hvordan reglene for skattlegging av finansielle utgifter og inntekter kan påvirke lønnsomheten av virksomhet utenfor sokkelregimet, og om skattegrunnlaget uthules.

• Konsekvensene av eventuelle endringer i skattereglene for skatteavtalene og den skatten de utenlandskeide selskapene betaler i hjemlandet.

9.3 Skatt på normalavkastningen?

Utvalget har måttet ta stilling til om normalavkastning i petroleumsvirksomheten bør beskattes.

De generelle skattereglene for skatt på alminnelig inntekt i Norge tar sikte på at all kapitalinntekt, også normal avkastning, skal skattlegges med samme effektive skattesats i alle sektorer og kapitalanvendelser. Det betyr at skatt på alminnelig inntekt vil redusere kapitalavkastningen med skattesatsen for alminnelig inntekt. Dersom avkastningen er 7 prosent før skatt, vil skatt på alminnelig inntekt redusere avkastningen til 7 prosent*(1-0,28)= 5 prosent.

Det finnes argumenter for ikke å beskatte normalavkastningen, jf. Bergo-utvalgets innstilling (NOU 1996:17). På den annen side finnes det også argumenter for å opprettholde beskatningen av normalavkastningen av kapital, for eksempel at det gir skatteinntekter, at det i mange tilfeller er vanskelig å skille mellom normalavkastning og grunnrente, at ulik beskatning i ulike sektorer bidrar til ineffektiv allokering av kapital sektorene imellom, og at Norges forhandlingsposisjon ved skatteavtaleforhandlinger kan svekkes om vi ikke skattlegger normalavkastning på lik linje med andre land. Utvalget har lagt til grunn at det ikke er aktuelt å fjerne beskatningen av vanlig kapitalinntekt i Norge.

Argumentene for å forskjellsbehandle normalavkastningen i petroleumsvirksomheten fra tilsvarende avkastning i andre sektorer er etter utvalgets vurdering ikke sterke. Ett argument kunne være behov for å tiltrekke (norsk og utenlandsk) kapital til sokkelinvesteringer som er lønnsomme før norsk skatt, men ikke etter 28 prosent skatt. Utvalget ser ikke at dette argumentet er sterkere i petroleumsvirksomheten enn i andre sektorer. De beste argumenter taler etter utvalgets mening for likebehandling. Utvalget har derfor forutsatt at petroleumsskattesystemet skal beskatte både normalavkastning og eventuell grunnrente. Både i vurderingen av dagens petroleumsskattesystem og i vurderingen av alternative systemer er det derfor forutsatt at normalavkastningen i petroleumsvirksomheten bør beskattes om lag på samme måte som i andre sektorer.

9.4 De viktigste svakhetene og hva som bør gjøres

Utvalget har i kapittel 6, 7 og 8 drøftet egenskaper og svakheter i det gjeldende petroleumsskattesystemet i forhold til de kriteriene for et godt skattesystem som er trukket opp i mandatet og utdypet i kapittel 2. Hovedkonklusjonene er at utvalget finner følgende svakheter ved det gjeldende skattesystemet:

• Petroleumsskattesystemet stimulerer til å organisere aktivitet utenfor sokkelområdet i sokkelselskapet. Skjev fordeling av finanskostnader mellom sokkelvirksomheten og øvrig aktivitet i selskapene, og fradrag mot skattesatsen på 78 prosent, gir store skattefordeler når sokkelselskapene investerer i utlandet eller på fastlandet. Dette uthuler skattegrunnlagene i sokkelvirksomheten og gir selskaper med virksomhet på sokkelen konkurransefordeler i andre markeder.

• Skattesystemet gir for sterke insentiver til å investere for selskaper som kan regne med å være i skatteposisjon. Investeringer i utvinningsvirksomhet som er ulønnsomme før skatt, kan bli lønnsomme etter skatt. Det betyr at skattesystemet stimulerer til for høy kapitalbruk på sokkelen.

• For selskaper som ikke har inntekt på sokkelen fra før, gir skattesystemet for svake insentiver til å lete og investere. Slik sett har nye selskaper en klar skattemessig ulempe i forhold til etablerte selskaper.

Utvalget foreslår endringer i skattesystemet som vil bidra til å fjerne eller redusere disse problemene vesentlig.

Av de tre nevnte problemene er det etter utvalgets vurdering det første som er mest alvorlig. Problemet øker etter hvert som selskapene på sokkelen øker sitt engasjement utenfor sokkelområdet, særlig i utlandet.

Det er også svært uheldig at skattesystemet stimulerer til for høy kapitalbruk på sokkelen. For høy kapitalbruk uthuler dessuten skattegrunnlaget.

Utvalget har lagt til grunn at funnstørrelse og lønnsomheten av nye funn kan bli redusert og at det blant annet av den grunn kan være behov for nye aktører på sokkelen. Det er derfor viktig at nye selskaper kan finne det interessant å komme inn på norsk sokkel uten å måtte ha forventninger om meget høy lønnsomhet.

Problemet med skjev fordeling av finanskostnader mellom sokkelvirksomheten og annen virksomhet kan bare løses på en god og generelt virkende måte ved å ta netto finansposter ut av grunnlaget for særskatten på sokkelen. Da vil selskapets faktiske finanskostnader, herunder finanskostnader som er uvedkommende i forhold til sokkelaktiviteten, ikke få betydning for særskattegrunnlaget.

Det er imidlertid viktig at selskapets finansielle kostnader ved å binde kapital i sokkelvirksomheten kommer til fradrag i særskattegrunnlaget. Det koster å anvende kapital i virksomheten, hva enten det er fremmedkapital eller egenkapital som benyttes. Begge kapitalformer har en kostnad fordi kapitalen har alternativ anvendelse. Det er denne kostnaden, som tilsvarer normalavkastningen, som skal skjermes mot særskatt. Utvalget har derfor foreslått et kapitalavkastningsfradrag som skal erstatte dagens fradrag for finanskostnader og friinntekt.

Utvalget vil gi selskaper utenfor skatteposisjon tilsvarende fordeler som selskaper i skatteposisjon har, når de får skattedekning for utgifter og fradrag umiddelbart, og foreslår derfor blant annet at underskudd skal kunne framføres med rente.

9.5 Nærmere om utvalgets forslag

I dette avsnittet drøftes utvalgets forslag til endringer i skattereglene i petroleumsvirksomheten. Boks 9.1 gir en samlet oversikt over utvalgets forslag til endringer, først endringer som angår begge skatteartene skatt på alminnelig inntekt og særskatt, og så endringer som bare angår en av skatteartene. I det videre omtales forslagene under ett i den grad de angår begge skatter.

9.5.1 Omlegging av fradraget for finanskostnader og friinntekten i særskattegrunnlaget

Først og fremst for å unngå at grunnrenten belastes med finanskostnader som ikke har tilknytning til investeringer i sokkelvirksomheten, foreslår utvalget at det nåværende fradraget for netto finanskostnader og friinntekt i særskatten, erstattes av et kapitalavkastningsfradrag for selskapenes normale kapitalkostnader. Fradraget vil være det samme enten selskapets investeringer på sokkelen er finansiert med lån eller med egenkapital. Derved vil effekten av at sokkelskatteregimet blir overbelastet med lånekostnader, bli langt mindre enn i dagens system. En demper også de sterke insentivene selskapene i dag har til å fremmedkapitalfinansiere sin virksomhet.

Med et kapitalavkastningsfradrag kan det også utformes et særskattegrunnlag som med større enkelhet og sikkerhet treffer grunnrenten. Hensikten med kapitalavkastningsfradraget er å skjerme normalavkastningen mot særskatt.

I dagens system utgjøres skjermingselementene i særskattegrunnlaget av fradrag for faktiske finansielle poster (i hovedsak gjeldsrenter og agio/disagio) og friinntekt. I tillegg virker de gunstige avskrivningsreglene også til å skjerme mot særskatt. Vi har sett i kapittel 6 at disse skjermingselementene er for høye når selskapet er i skatteposisjon.

For å beregne kapitalavkastningsfradraget må en ta utgangspunkt i hvor mye kapital som er bundet i utvinningsvirksomheten. Denne kapitalen skal forrentes med selskapenes relevante finansielle kapitalkostnad, som vil være risikofri rente før skatt, med utvalgets øvrige forslag til endringer.

Det er først og fremst driftsmidler i utvinningsvirksomheten som etter utvalgets forslag skal gi grunnlag for kapitalavkastningsfradrag. Et spørsmål er om også kortsiktige poster, som løpende driftskapital, eventuelt etter fradrag for kortsiktige gjeldsposter, skal inngå i beregningsgrunnlaget for kapitalavkastningsfradraget. Utvalget antar at det prinsipielt kan argumenteres for å skjerme også normalavkastningen på slik driftskapital fra grunnrenteskatten.

En regel om å medta løpende netto driftskapital vil antakelig gi stor mulighet for å manipulere kapitalgrunnlaget. Det må videre antas at slik kapital er av begrenset størrelse i forhold til driftsmidlene i utvinningsvirksomheten. Det foreslås derfor at det bare er driftsmidler som medregnes ved beregning av kapitalavkastningsfradraget. I kraftverksbeskatningen er det lagt til grunn at bare driftsmidler inngår i grunnlaget for beregning av en friinntekt.

Grunnlaget for kapitalavkastningsfradraget vil da i hovedsak bestå av driftsmidler som avskrives etter de særskilte reglene i petroleumsskatteloven, men også øvrige driftsmidler i utvinningsvirksomheten foreslås tatt med. Med et nytt avskrivningssystem er målet at de skattemessige avskrivningene bedre skal svare til det økonomiske verdifallet. I så fall bør det bli bedre samsvar mellom økonomisk verdi av kapital i driftsmidler og de skattemessige nedskrevne verdiene. Det er likevel svært viktig at det er den skattemessig gjenstående kapitalen som inngår ved beregning av skjermingselementet. Da vil den skattemessige verdien av for høye (lave) avskrivninger fullt ut bli motvirket av for lavt (høyt) kapitalavkastningsgrunnlag.

Kapitalavkastningsfradraget beregnes på grunnlag av inngående skattemessig verdi av driftsmidlene. Det betyr at en investeringsutgift medtas i kapitalgrunnlaget fra og med året etter at den er pådratt. Inntil driftsmidlene avskrives skattemessig, beregnes med andre ord kapitalavkastningsfradraget på grunnlag av hele anskaffelseskostnaden.

Hvilken alternativkostnad (rente) som er riktig å bruke for å skjerme normalavkastningen, avhenger av hvordan skattesystemet ellers er utformet. Det avgjørende vil være i hvilken grad skattesystemet gir fradrag for risiko. Da er det blant annet viktig hvordan skattesystemet behandler tilfeller når det oppstår tap. I et skattesystem som behandler overskudd og underskudd symmetrisk, er det fullt fradrag for inntektsrisiko. Full symmetri krever at staten utbetaler skatteverdien av underskudd umiddelbart, eller, som utvalget foreslår, tillater framføring av underskudd med rente. I tillegg må selskapene enten kunne få utbetalt den skattemessige verdien av underskudd fra staten ved opphør av virksomheten eller, som utvalget foreslår, at det tillates at selskap som har endelige underskudd, kan fusjoneres med eller selge virksomheten til andre selskaper. I så fall skal den risikofrie renten før skatt, uten noe risikotillegg, brukes til å skjerme normalavkastningen. Grunnen er at selskapet allerede har fått fullt fradrag for risiko i skattegrunnlaget. Dette fradraget er implisitt, ikke eksplisitt i den forstand at det gis et synlig fradrag mot skattbar inntekt. Fradraget består i at staten deler all variabilitet i inntekt med selskapet.

De færreste skattesystemer behandler over- og underskudd symmetrisk. Som regel vil underskudd måtte framføres uten rentekompensasjon. Da får ikke selskapet nødvendigvis fradrag for all risiko. Det vil være situasjonen dersom selskaper ikke er i skatteposisjon eller faller ut av skatteposisjon. I så fall vil det være riktig å gi et tillegg i risikofri rente som avspeiler muligheten for at selskapet ikke er i skatteposisjon, og hvordan skatteverdien av underskuddet i så fall reduseres. Det er klart at risikoen for å falle ut av skatteposisjon og hvor lenge selskapene eventuelt får utsatt "risikofradraget", vil variere sterkt mellom selskaper. Noen selskaper er i såkalt "dyp" skatteposisjon og vil få risikofradrag for nye prosjekter i så å si alle tenkelige situasjoner, mens andre selskaper, for eksempel helt nye selskaper, må vente lenge og kanskje aldri få risikofradraget.

I et slikt tilfelle vil det ikke være riktig å bruke et gjennomsnittlig risikotillegg for alle selskaper. For det første vil det være uråd å anslå et slikt gjennomsnitt. Om man kunne anslå gjennomsnittet og brukte det overfor alle selskaper, ville skatten ikke virke nøytralt på selskapenes vilje til å påta seg risiko. Selskapene ville da stimuleres til å gjennomføre sikre investeringer fordi de får risikotillegget uansett hvor stor den faktiske risikoen i prosjektet er. Usikre investeringer vil bli diskriminert skattemessig.

Den beste tilnærmingen til å gi selskapene tilstrekkelig fradrag for risiko, etter utvalgets mening, er å gi adgang til å framføre underskudd med rente, jf. utvalgets forslag om dette i avsnitt 9.5.5.

Det vil være naturlig å ta utgangspunkt i en forholdsvis langsiktig statsobligasjonsrente når en skal bestemme den risikofrie renten.

Faktiske netto finansposter vil etter utvalgets forslag fjernes fra særskattegrunnlaget. Utvalget antar at de postene som i dag inngår i fordelingsregelen i petroleumskatteloven § 3 d, i utgangspunktet kan tas ut av særskattegrunnlaget. Det gjelder gjeldsrenter og renteinntekter, tap og gevinst som følge av kurssvingninger på valuta, ytelser som ikke kan henføres til noen bestemt inntektskilde, og andre finansielle inntekter.

Utvalgets forslag innebærer at selskapene får fullt fradrag for driftskostnader i utvinningsvirksomheten i særskattegrunnlaget, men ikke for faktiske finanskostnader. Det gir isolert sett selskapene insentiv til å omgjøre det som reelt sett er finanskostnader til driftskostnader, for å få ekstra fradrag i grunnlaget for særskatt. Tilsvarende kan eventuelt driftsinntekter søkes omgjort til finansinntekter for å unngå særskatt. Problemet er utdypet i avsnitt 7.4.2.

Med utvalgets forslag om omlegging av fradraget for finansielle kostnader, antar utvalget at behovet for petroleumsskatteloven § 3 h er redusert og foreslår at den oppheves.

Utvalgets forslag til mer nøytrale skatteregler gjør eie-leieforskriften overflødig, og den foreslås derfor opphevet. Det vises imidlertid til at nøytralitet i valg mellom eie og leie av driftsmidler ideelt sett tilsier at avskrivningsreglene for samme type driftsmiddel ikke bør være forskjellig i de skattesystemene som gjelder for utleier og for sokkelselskapet.

9.5.2 Fordeling av netto finanskostnader mellom land og sokkel

Store fradrag i det alminnelige skattegrunnlaget på sokkelen som reelt sett gjelder annen virksomhet, kan føre til at grunnrenten i utvinningsvirksomheten unngår skattesatsen på 28 prosent. For å skjerme skatteinntektene fra petroleumsvirksomheten foreslår utvalget nye fordelingsregler for netto finanskostnader i alminnelig inntekt. Forslaget må også ses i sammenheng med at underskudd i grunnlagene for petroleumsskatt foreslås framført med rente. Det er ikke utvalgets mening at elementer som ikke har tilknytning til sokkelen, skal kunne framføres med rente når slik framføring ikke praktiseres generelt for ordinær skatt.

Utvalget foreslår at netto finanskostnader fordeles i forhold til skattemessige formuesverdierpå henholdsvis land og sokkel. Selv om rentefradraget mot særskatten legges om, vil det være nødvendig å fordele netto finansposter mellom land og sokkel i det alminnelige skattegrunnlaget.

De gjeldende reglene for fordeling av sokkelselskapets netto finansposter mellom sokkel- og landskatteregimet er basert på respektiv nettoinntekt før skatt. Dette gir en skjev fordeling mellom sokkel og land i forhold til den kapitalen som er investert innen det enkelte regimet. En av grunnene til det er at avkastningen før skatt som oftest vil være høyest fra sokkelvirksomheten. En annen grunn er at landinntekten er lav fordi det sjelden betales utbytte fra datterselskapet til sokkelselskapet. Fordelingsreglene fører derved til at en uforholdsmessig stor del av finanskostnadene kommer til fradrag i sokkelinntekten. Det vises til diskusjonen i kapittel 7.

Sokkelselskapenes utenlandsaktiviteter har økt betydelig de senere årene. Det gjelder ikke bare de norskeide selskapene. Det er også en tiltagende tendens til at utenlandsk eide utvinningsselskaper plasserer aktivitet som ikke er relatert til norsk sokkel, i det norske utvinningsselskapet. Omfanget av utenlandsaktiviteten må forventes å øke i årene framover. Inntekter fra norsk sokkel kan da unngå skatt på alminnelig inntekt gjennom lånefinansiering av nye investeringer i utlandet. Inntektene på disse investeringene kan i varierende grad unngå ordinær skatt i Norge. Behovet for nye fordelingsregler må særlig ses i sammenheng med selskapenes utenlandsengasjementer.

Utvalget foreslår at gjeldende regler om fordeling etter nettoinntekt erstattes av regler om fordeling etter formuesverdi i utvinningsvirksomheten og formuesverdi som tilordnes land. Formuen foreslås verdsatt til skattemessige verdier. Detaljene i forslaget til ny fordelingsregel fremgår i kapittel 7.

Den foreslåtte endringen i fordelingsregelen vil bidra til at fradrag for finanskostnader i alminnelig inntekt i utvinningsvirksomheten i større grad vil svare til finanskostnadene knyttet til installasjonene på sokkelen. Ved lånefinansiering av investeringer på sokkelen vil formuesverdien på sokkelen øke tilsvarende investeringen, og grunnlaget for fradrag for finanskostnader vil dermed øke. En unngår imidlertid i vesentlig større grad enn etter gjeldende regler at et lønnsomt prosjekt på sokkelen bidrar til å øke fradraget for finanskostnader ved landinvesteringer eller investeringer i utlandet i skattegrunnlaget på sokkelen.

Som nevnt foreslås petroleumsskatteloven § 3 h fjernet.

Det er vanskelig å vite hvordan selskapene vil tilpasse sin finansieringsstruktur som følge av de endringene utvalget foreslår i behandlingen av finansielle poster. Utvalget gjør oppmerksom på at forslaget ikke vil hindre høy gjeldsgrad i sokkelselskapet dersom utenlandske eiere ønsker å overføre normalbeskatningen til eget skatteregime ved å gi lån til det norsk-etablerte selskapet. Det kan derfor vise seg at det fortsatt vil være behov for en ”tynn kapitaliseringsregel”, men denne bør i tilfelle være mer målrettet enn dagens regler slik at det bare gis fradrag for faktiske finanskostnader som anses knyttet til sokkelinvesteringer.

9.5.3 Avskrivningsregler mer i samsvar med levetiden til driftsmidlene

9.5.3.1 Behovet for nye avskrivningsregler

For å sikre beskatning av normalavkastning i petroleumsvirksomheten, er det nødvendig at de skattemessige avskrivningene fastsettes mer i samsvar med det økonomiske verdifallet, dvs. det fysiske kapitalslitet minus realprisøkninger på kapitalutstyret. Avskrivninger over seks år fra investeringstidspunktet, slik som i dag, er altfor raskt i forhold til levetiden og verdiutviklingen til mange av kapitalgjenstandene på sokkelen. Utarbeidelse av et avskrivningssystem som gir bedre samsvar mellom skattemessige og bedriftsøkonomiske avskrivninger i sokkelvirksomhet, reiser imidlertid spesielle spørsmål. Utvalget har ikke foretatt en tilstrekkelig grundig analyse av disse spørsmålene. Utvalget fremsetter derfor ikke konkrete forslag til endring av avskrivningsreglene.

Nye avskrivningsregler foreslås innført med virkning for både alminnelig inntekt og særskatt. Det er særlig i forhold til at normalavkastningen skal beskattes at det er nødvendig å fastsette andre avskrivninger. Men riktigere avskrivninger vil også bidra til å periodisere grunnrenten riktigere. Det ville dessuten være svært komplisert om hvert driftsmiddel skulle ha to skattemessige verdier, en for hvert skattegrunnlag. Selve forløpet på de skattemessige avskrivningene har imidlertid ikke betydning for nåverdien av særskatten vurdert over investeringens levetid. Det skyldes at kapitalavkastningsfradraget beregnes på grunnlag av skattemessig nedskrevne verdier. Avskrivningene og kapitalavkastningsfradraget til sammen vil uansett sikre at det gis skattemessig fradrag for investeringsutgiften som i nåverdi tilsvarer denne utgiften.

I petroleumsvirksomheten, som i annen virksomhet, er det et stort antall forskjellige realkapitaltyper som alle vil ha forskjellig kapitalslitsprofil, forskjellig omsettelighet og prisutvikling i annenhåndsmarkedet, og forskjellig utvikling i gjenanskaffelsesverdi. Det lar seg ikke gjøre å fastsette et avskrivningssystem som er detaljert nok til å fange opp alle disse variasjonene mellom ulike kapitaltyper. I praksis har lovgiver vært henvist til å fastsette standard avskrivningssatser for brede kategorier av realkapital. I beste fall vil derfor en overskuddsskatt bare gi en tilnærmelse til teoriens nøytralitetsbegrep.

For en kapitalgjenstand som avskrives skattemessig langsommere enn fallet i økonomisk verdi, gis ikke bedriften adgang til å trekke fra de fulle kapitalkostnadene; denne kapitalgjenstanden blir derfor i realiteten pålagt en særavgift. Motsatt vil en kapitalgjenstand som får raskere skattemessige fradrag enn verdifallet, bli subsidiert.

Vurdering av riktig økonomisk avskrivning for driftsmidler som skal utvinne en ressurs, reiser spesielle problemer. Produksjonsevnen er i hovedsak ikke bestemt av produksjonsutstyret alene, men av egenskaper ved ressursen. De faste installasjonene er gjerne bygget for å utvinne en bestemt forekomst og omsettes normalt ikke i et annenhåndsmarked annet enn ved omsetning av lisensandel. Store deler av investeringene vil trolig ikke ha alternativ anvendelse når ressursen er uttømt. Men i en viss utstrekning kan også deler av faste driftsmidler på sokkelen ha en gjenbruksverdi etter at den aktuelle forekomsten er tømt.

Spørsmålet er så hvordan man kan endre de skattemessige avskrivningene på sokkelen slik at disse blir i bedre samsvar med de bedriftsøkonomiske.

9.5.3.2 Vurdering av mulige avskrivningssystemer

Driftsmidlene

Særregelen i petroleumsskatteloven § 3 b om skattemessig avskrivning over 6 år omfatter bare sokkelanlegg. For eksempel biler og maskiner på land avskrives derfor etter saldometoden og etter samme gruppering som i skatteloven. Det samme gjelder for rigger og fartøyer som ikke brukes ved utvinning, men for eksempel til leting. Utvalget antar at det ikke er grunn til å foreta noen nærmere vurdering av avskrivningsspørsmål for disse driftsmidlene. Den følgende fremstillingen gjelder derfor bare installasjonene som i dag avskrives etter særregelen i petroleumsskatteloven.

Et spørsmål som må vurderes, er om den enkelte installasjonen på sokkelen kan tenkes oppdelt i forskjellige avskrivningsgrupper. I alminnelig skatterett er det slik at deler som er integrert i en større enhet, for eksempel heis og fyringsanlegg i bygninger, avskrives sammen med denne. Produksjonsmaskineri, samt eventuelle bygningsmessige tilpasninger til dette, henføres imidlertid til maskingruppen selv om det er fast installert. Utvalget antar imidlertid at et slikt skille ville være vanskelig å håndheve for petroleumsskattemyndighetene.

Utbyggingsløsningene som er valgt for de enkelte forekomstene på sokkelen, er svært forskjelligartede. Utvalget viser i denne sammenheng til beskrivelser og illustrasjoner i Oljedirektoratets årsberetninger. Teknologisk utvikling kan også føre til framtidige utbyggingsløsninger som er ukjente i dag. Den følgende skissen over driftsmidler som er gjenstand for vurdering med tanke på nye avskrivningsregler, er derfor nødvendigvis svært grov.

• Tradisjonelle plattformer for utvinning, prosessering, bolig osv. De forskjellige funksjonene kan være samlet i én installasjon eller utgjøre separate innretninger. Med et mulig unntak for rene boligplattformer, kan det legges til grunn at plattformene hittil har vært bygget for å brukes på et bestemt felt og at de ikke er påtenkt å ha noen verdi når feltet er tømt. De aller fleste plattformene er bunnfaste stålinnretninger, men det finnes også flytende og halvt nedsenkbare plattformer. I tillegg finnes det enkelte plattformer med understell av betong. Utvalget antar at forskjellene med hensyn til funksjon eller teknisk løsning ikke i seg selv tilsier at det gjøres en nærmere oppdeling av plattformgruppen. Det sentrale er at investeringene har ulik levetid på grunn av forskjeller i utvinnbare reserver. Utvalget vil imidlertid bemerke at det i framtiden kan forventes at enkelte installasjoner fra felt som er tømt, gjennom ombygging kan gis hel eller delvis anvendelse ved nye feltutbygginger. Dette kan reise særlige spørsmål, jf. nedenfor.

• Undervannsinstallasjoner. I de senere årene har det skjedd en sterk økning i antall utvinningsbrønner med havbunnskomplettering. Petroleum som utvinnes fra slike utbygginger, kan enten sendes i rørledning til andre plattformer eller til egne produksjons- og lagerskip. Det finnes også undervannsinstallasjoner med andre funksjoner enn produksjon, for eksempel injeksjon.

• Brønner. Det er boret mer enn 1.600 utvinningsbrønner på norsk sokkel. Brønnenes levetid er svært forskjellig. Dette skyldes delvis at de enkelte forekomstene er av ulik størrelse, men også at grunnforholdene kan gjøre det nødvendig å oppgi en brønn etter svært kort tid. Det følger av alminnelige skatterettslige prinsipper at brønner ikke anses som selvstendige driftsmidler. Boring av nye brønner i driftsfasen må derfor normalt betraktes som påkostninger. I forbindelse med ny lovgivning antar imidlertid utvalget at spørsmålet om hvorvidt brønner bør behandles som selvstendige driftsmidler, kan være gjenstand for vurdering. Blant annet på grunn av det høye antallet, antar utvalget at det vil gi en lite praktikabel regel dersom hver brønn skal gis en avskrivningsprofil som bygger på en vurdering av forventet levetid. På den annen side er det forventet at brønner i framtiden vil utgjøre en relativt stor andel av de totale investeringsutgiftene på nye felt, og det er derfor viktig å finne avskrivningsregler som i rimelig grad gjenspeiler det faktiske kapitalslitet.

• Rørledninger. Det finnes rørledninger som binder sammen forskjellige sokkelinstallasjoner, enten innen ett felt eller mellom flere. Andre rørledninger fører petroleum til land. Systemene vil ofte være konstruert for å transportere petroleum fra ett eller flere bestemte felt. Det finnes imidlertid flere eksempler på at senere utbygde felt har koblet seg på eksisterende rørledningsnett. Rørene kan derfor få lengre levetid enn feltene de opprinnelig var ment å betjene, og de er også laget med en svært lang teknisk levetid (35-50 år).

• Flyttbare innretninger. Utvalget antar at denne gruppen i skattemessig sammenheng bør defineres på samme måte som etter petroleumsloven. Av forarbeidene til denne loven går det frem at en innretning anses som flyttbar dersom den er ”konstruert med tanke på utnyttelse på flere enn ett felt", og dens tekniske utforming gjør flytting med sikte på fortsatt bruk i petroleumsvirksomhet ”teknisk og økonomisk påregnelig og sannsynlig ”. For slike installasjoner kan det ikke legges til grunn at levetiden har sammenheng med utvinnbare reserver i et bestemt felt.

Det er videre realistisk å anta at de i noen grad også kan bli brukt til virksomhet som ikke kvalifiserer til avskrivning etter petroleumsskatteloven, for eksempel til leteboring eller transport. I slike perioder vil innretningen bli avskrevet etter de alminnelige reglene i skatteloven, dvs. som skip med saldoavskrivning på 20 prosent pr. år. Etter utvalgets oppfatning taler hensynet til ikke å påvirke valget av teknisk utbyggingsløsning på sokkelen for at driftsmidlene her avskrives etter et system som gir innbyrdes god sammenheng.

På den annen side vil hensynet til ikke å påvirke valget mellom å eie installasjonen selv eller å leie den, kunne tale for at det var overensstemmelse mellom avskrivningsreglene for utleier og sokkelselskap på samme type driftsmiddel.

9.5.3.3 Avskrivningstidspunkt

I dagens avskrivningssystem for sokkelinvesteringer gis det fradrag for avskrivninger og friinntekt fra det tidspunktet investeringsutgiften er pådratt. Dette betyr at det innrømmes slike fradrag for eksempel i en tilvirkningsperiode, slik at den skattemessige verdien kan være betydelig redusert allerede når et driftsmiddel tas i bruk. Den særskilte bestemmelsen ble innført i 1986 på grunn av synkende oljepriser, og ble videreført ved petroleumsskattereformen i 1992.

I det alminnelige skatteregimet kan avskrivninger først påbegynnes når driftsmidlet er levert eller når det er ferdig, jf. skatteloven § 14-30. Det innrømmes med andre ord ikke avskrivning i tilvirkningsperioden, som jo er en fase da det heller ikke finner sted noe kapitalslit. Etter utvalgets oppfatning foreligger det ikke grunn til å opprettholde den særskilte regelen om avskrivning i tilvirkningsperioden som gjelder for sokkelselskapene. Det fremstår da som naturlig å legge til grunn det samme starttidspunktet som i alminnelig skatterett, slik at avskrivning innrømmes fra det året driftsmidlet er levert eller er ferdig. Alternativt kan man gå tilbake til regelen som gjaldt for sokkelselskaper inntil 1986, nemlig at avskrivning først kan skje når investeringen er tatt i ordinær bruk. For eksempel testing av driftsmidler til prøveproduksjon og lignende vil da ikke gi rett til avskrivninger.

9.5.3.4 Enkelte særspørsmål

Gjenbruk

Utvalget legger til grunn at man i framtiden vil se flere eksempler på at et driftsmiddel som er kontruert for bruk på ett felt, tilpasses eller ombygges for bruk på et annet. Det er også tenkelig at bare en del av driftsmidlet demonteres og inkorporeres et annet sted. Rettighetshavergruppen kan være den samme på de to feltene, men dette vil ofte ikke være tilfelle. I den utstrekning det skjer et eierskifte, foreligger det en overdragelse i skattemessig forstand. Det skal da foretas en gevinst- eller tapsberegning på tidligere eiers hånd. Som for andre overdragelser, er det utvalgets forutsetning at gevinst og tap skal behandles symmetrisk med avskrivningene. I den grad det ikkeskjer et eierskifte, får gjenbruken etter dagens regler ingen skattemessige konsekvenser. Særregelen om uttak i petroleumsskatteloven § 3 f, som likestiller uttak med realisasjon, gjelder bare ved uttak fra særskattepliktig virksomhet. Utvalget antar at det ikke er grunn til å utvide denne bestemmelsens anvendelsesområde. Imidlertid vil avskrivningene som er foretatt i henhold til tidligere forutsetninger om levetid, være ”feil”. Dersom de nye avskrivningsreglene gir anvisning på inntektsføring, eventuelt med renter, når et driftsmiddels levetid på et felt blir lengre enn forutsatt, bør en tilsvarende regel gjelde når den forlengede levetiden skyldes at driftsmidlet helt eller delvis tas i bruk på et annet felt. Dersom gjenbruken bare gjelder en del av det opprinnelige driftsmidlet, kan det imidlertid være et problem å foreta en verdsetting av denne delen.

Varighetskriteriet

Det følger av de alminnelige reglene i skatteloven at driftsmidler med en kortere brukstid enn tre år, kan utgiftsføres direkte. Utvalget antar at det ikke kan utelukkes at sokkelinvesteringer med så kort levetid kan forekomme, for eksempel i form av brønner. Dersom brønner skilles ut som en egen avskrivningsgruppe, vil treårsregelen kunne tenkes å bli påberopt i enkelte tilfeller. Etter utvalgets oppfatning kan det være grunn til å vurdere å unnta sokkelinvesteringer fra denne bestemmelsens anvendelsesområde.

Konsesjonstid

For enkelte felt vil utvinningstillatelsen utløpe før feltet er tømt, og staten vil da ha rett til å overta installasjonene vederlagsfritt. Alternativet til statlig overtagelse er at utvinningstillatelsen forlenges for den gjenstående produksjonsperioden. Signaler fra myndighetene tyder på at slik forlengelse vanligvis vil bli gitt. I regnskapsmessig sammenheng har imidlertid selskapene allikevel valgt å beregne avskrivninger på basis av lisensutløp, dvs. at det ved anvendelse av produksjonsenhetsmetoden bare tas hensyn til reserver som man regner med å utvinne før dette tidspunktet. Uten en særskilt lovregulering av dette spørsmålet, antar utvalget at selskapenes regnskapspraksis må legges til grunn også i skattemessig sammenheng.

9.5.4 Underskudd fra landvirksomhet kan ikke trekkes fra mot sokkelinntekt

Utvalget foreslår også at reglene om "inngjerding" av alminnelig inntekt på sokkelen strammes inn i forhold til gjeldende regler i petroleumsskatteloven § 3 c. Bestemmelsen innebærer at inntil halvparten av underskudd i virksomhet på land (fastlandet i Norge) kan trekkes fra i alminnelig inntekt på sokkelen. Det foreligger ikke adgang til å føre noen del av underskudd fra land mot grunnlaget for særskatt. Utvalget foreslår at det heller ikke skal være adgang til å føre underskudd fra fastlandet i Norge mot grunnlaget for skatt på alminnelig inntekt i sokkeldistriktet. Det vil skjerme petroleumsskatteinntektene bedre fra annen virksomhet. Forslaget må også ses i sammenheng med at underskudd i grunnlaget for skatt på alminnelig inntekt i petroleumsvirksomheten foreslås framført med rente. Det er ikke utvalgets mening at elementer som ikke har tilknytning til sokkelen, skal kunne framføres med rente når slik framføring ikke praktiseres generelt for ordinær skatt.

9.5.5 Framføring av underskudd med rente

Et viktig punkt i utvalgets mandat har vært å vurdere om det er skattemessige inngangsbarrierer. Utvalget ønsker også å komme med forslag som kan redusere slike barrierer. I dag vil § 10-behandling skattemessig likestille selskaper i og utenfor skatteposisjon ved kjøp av utvinningstillatelser som ikke er på letestadiet. Det er ikke tilfelle når selskapene blir tildelt lisens. Når et selskap vurderer å søke konsesjon på norsk sokkel, har det blant annet betydning hvor lang tid det forventes å gå før selskapet kommer i skatteposisjon og derved får trukket fra sine utgifter. Utsiktene til å bære utgifter uten å få skattedekning, eller å få dekning først langt fram i tid, står i kontrast til den umiddelbare skatten på eventuelle overskudd. I kapittel 6 er det vist at denne asymmetrien fører til at investeringer er mer lønnsomme for et selskap som er i skatteposisjon i forhold til et selskap som ikke allerede har opparbeidet en inntektsstrøm på sokkelen.

Utvalget har lagt til grunn at funnstørrelse og lønnsomheten av nye funn kan bli redusert. Det er derfor viktig at nye selskaper kan finne det interessant å komme inn på norsk sokkel uten å måtte ha forventninger om meget høy lønnsomhet.

Etter utvalgets vurdering er det derfor viktig at skattesystemet på sokkelen gir om lag like sterke lete- og investeringsinsentiver til alle selskaper uavhengig av deres skatteposisjon. Skattesystemet bør være mest mulig nøytralt for alle aktører på sokkelen. I forhold til et slikt mål er det et problem at gjeldende regler kun tillater framføring av eventuelle underskudd mot senere overskudd, uten å justere for rentetapet knyttet til den utsatte skattereduksjonen. Utvalget foreslår derfor å gi adgang til å framføre underskudd med rente. Forslaget vil i større grad likestille selskaper i og utenfor skatteposisjon ved vurderingen av nye leteprospekter og utbygginger på sokkelen. Framføring med rente er også en fordel for etablerte selskaper i den utstrekning de tidvis faller ut av skatteposisjon.

En slik endring vil redusere de skattemessige inngangsbarrierene på sokkelen, og kan dermed øke interessen for å delta på norsk sokkel fra selskaper som ikke har inntekt på sokkelen i dag. Forslaget vil også bidra til at investeringer på sokkelen som bare gir normal avkastning, kan være interessante for selskaper utenfor skatteposisjon. Forslaget innebærer at petroleumsbeskatningen vil bli mer nøytral overfor inntektsrisiko, dvs. usikkerheten i løpende overskudd, slik at den i mindre grad diskriminerer mot risikable investeringer, jf. diskusjonen i kapittel 2.

Retten til å framføre underskudd med rente foreslås å være ubegrenset i tid. Adgangen til framføring foreslås bare å gjelde for framtidige underskudd. Det er ikke utvalgets mening å gjennomføre lettelser for underskudd som allerede er oppstått. De underskudd som i dag eksisterer er resultat av beslutninger som er fattet under andre skatteregler. Slike underskudd kan fortsatt framføres med nominell verdi.

Det er selskapenes relevante finansielle alternativkostnad som skal brukes til framføring av underskudd. Den relevante renten i dette tilfelle er den risikofrie renten etter skatt. For selskapene kan det å gi avkall på skatteverdien av underskuddet betraktes som et tilsvarende stort "lån" til staten. Lånet er risikofritt fordi det er sikkert at underskuddet kommer til fradrag senere. Sikkerhet for fradrag følger av muligheten til framføring og overføring av underskudd ved opphør. Å framføre underskuddet, framfor at det kommer til fradrag umiddelbart, er altså en sikker investering for selskapene. Derfor skal det brukes en risikofri rente. Avkastningen på investeringen ("lånet" til staten) kommer ikke til beskatning. Renten skal derfor være etter alminnelig kapitalskatt (28 prosent). Framføringsrenten bør fastsettes hvert år tilsvarende ett års renten for statsobligasjoner.

Framføring av underskudd med rente vil også bidra til at skattesystemet behandler overskudd og underskudd på en symmetrisk måte. Det vil gi selskapene fullt fradrag for inntektsrisiko. Forslaget betyr at det ikke skal være et risikotillegg i renten ved beregning av størrelsen på skjermingselementet i særskattegrunnlaget.

Forslaget er dessuten viktig i forhold til muligheten for å kunne erstatte enkeltsaksbehandlingen av overdragelser.

Utvalgets flertall mener at adgangen til underskuddsframføring med renter må gis både i grunnlaget for ordinær skatt og særskatt. Det er nødvendig for å skape tilstrekkelig investeringsinsentiver for nye selskaper ved å gi disse samme skattedekning og risikoavlastning som selskaper i skatteposisjon. Forslaget vil føre til skattemessig nøytralitet for alle aktører ved vurderingen av lønnsomhet og risiko i nye leteprospekter og utbygginger på sokkelen. Flertallets forslag vil innebære at reglene om framføring av underskudd i alminnelig inntekt er mer lempelige i sokkelvirksomheten enn i øvrig næringsvirksomhet i Norge. Etter flertallets vurdering er det imidlertid ikke et argument for å opprettholde landskattereglene på dette området også i sokkelvirksomheten. Den manglende likebehandlingen i landskattereglene er et problem som det ikke er nødvendig å beholde i sokkelvirksomheten, gitt at en følger utvalgets forslag om strengere inngjerding av alminnelig inntekt i utvinningsvirksomheten. I lys av at skatt på alminnelig inntekt også er en skatt på grunnrenten i sokkelvirksomheten, mener utvalgets flertall at særlige hensyn kan tas ved utformingen av den alminnelige skatten i denne sektoren. Hensynet til å utforme et godt skattesystem for petroleumsvirksomheten har vært avgjørende for flertallets anbefaling.

Utvalgets medlem Jan Syversen foreslår at retten til å framføre underskudd med rente ikke skal gjelde for underskudd i alminnelig inntekt. Utvalgets medlem, Jan Syversen, har følgende særmerknad:

Det norske skattesystem er bygget på et nominalistisk prinsipp, dvs. at man ved beskatningen tar utgangspunkt i nominelle størrelser uten å hensynta at det i en skattepliktig inntekt kan ligge et renteelement i økonomisk forstand. Eksempelvis kan skattyter ikke kreve at salgsinntekter ved rentefri kreditt neddiskonteres med en mellomrente til verdien på realisasjonstidspunktet slik at en del av salgsinntekten klassifiseres og tidfestes som en renteinntekt. I dette systemet vil også underskudd gi rett til fradrag i senere inntekter uten at det gjennomføres noen rentekorreksjon for den tid som har gått fra underskuddet oppsto til skattyter oppnår inntekter som underskuddet kan føres mot. Vi har et unntak fra dette i kraftverksbeskatningen hvor underskudd ved fastsettelse av grunnrenteskatten blir renteberegnet med samme rentesats som benyttes ved fastsettelsen av ”friinntekten” for slike kraftverk. Disse regler er også spesielle – grunnrenteskatten fastsettes f. eks. kun for det enkelte kraftverk som altså blir skattesubjekt for denne skatt. Den store hovedregel ellers er at underskudd fremføres som en nominell størrelse.

Dette medlem stiller seg i utgangspunktet skeptisk til å innføre en element av renteberegning i et ellers nominalistisk petroleumsskattesystem. Det antas at en slik regel vil reise en rekke tolkningsproblemer som utvalget ikke har utredet. Ved fremføringen av sokkelunderskudd gjelder en såkalt ”reservasjonsrett” – skattyter kan velge å unnlate å benytte sokkelunderskudd mot landinntekter, men føre dem til fradrag i senere sokkelinntekter. I gitte situasjoner kan det lønne seg for skattyter å overføre sokkelunderskudd mot landinntekt. Formentlig må skattyter også i en slik situasjon ha krav på å få fremføre sokkelunderskuddet med et rentetillegg, men en slik effekt vil illustrere at det kan oppstå manglende nøytralitet mellom sokkel og landvirksomhet: En skattyter som er solid etablert i landaktiviteter kan ha valget – i alle fall teoretisk – mellom et landbasert og et sokkelbasert prosjekt med omtrent samme risiko og hvor det må påregnes betydelige kostnader før man kan høste i form av inntekter. I slik situasjon vil selskapet kunne foretrekke å investere på sokkelen fordi underskuddsfremføringen der gir et tillegg som man ikke har i landskatteregimet. I gitte situasjoner kan dette føre til en samfunnsmessig uhensiktsmessig allokering av ressurser fordi sokkelskatteregimet inneholder visse ”subsidieelementer” som altså landskatteregimet ikke har. Dette vil gjøre seg gjeldende når det gjelder fremføringen av underskudd ved fastsettelsen av alminnelig inntekt (28 prosent).

Av hensyn til skattemessig nøytralitet vil dette medlem gå i mot at det gis rentetillegg ved fastsettelsen av underskudd som fremføres mot alminnelig inntekt. Beskatningen av sokkelinntekt med 28 prosent som all annen virksomhets- og kapitalinntekter, kan i utgangspunktet ikke anses for å inneholde noe ”grunnrenteelement” og bør derfor – i prinsippet – adskille seg minst mulig fra fastsettelsen av tilsvarende inntekter i landbasert virksomhet. Det bør derfor ikke innføres tiltak som stiller petroleumsvirksomhet i en vesentlig gunstigere stilling enn landbasert inntekt når det gjelder fastsettelsen av alminnelig inntekt med mindre det er begrunnet i praktiske hensyn. Dette medlem kan ikke se at slike hensyn gjør seg gjeldende for så vidt gjelder det nominalistiske prinsipp som generelt gjelder ved underskuddsfremføringen i norsk skatterett. At det for øvrig er særregler for fremføringen av sokkelunderskudd også ved fastsettelsen av alminnelig (sokkel)inntekt, bl a med hensyn til fremføringsperioden og reservasjonsretten, medfører etter dette medlems syn ikke at det er påkrevet med et spesielt ”skattesubsidium” ved fremføring av sokkelinntekt ved den alminnelige inntektsbeskatningen som ikke gjelder for tilsvarende landbaserte prosjekter. Dette medlem mener at mye taler for at man bør innarbeide en uttrykkelig regel i petroleumsskatteloven om at sokkelunderskudd som fremføres mot 28 prosent alminnelig inntekt, bør kunne føres til fradrag i skattegrunnlaget i land for alminnelig inntekt samtidig som rettighetshaver bør kunne reservere underskudd ved særskatteligningen til særskilt fremføring mot særskattepliktig inntekt. Etter dagens regler vil fradrag for sokkelunderskudd i landbasert inntekt formentlig føre til tap av sokkelunderskud d både ved fremføringen mot alminnelig sokkelinntekt og særskatteinntekt. En slik regel vil bedre sikre norske skattesubjekter mer effektivt fradrag for sokkelunderskudd og redusere risikoen om et prosjekt på sokkelen ikke gir inntekter - forutsatt at det er landbaserte inntekter som underskuddet kan føres til fradrag i.

De nøytralitetsbetraktninger i forhold til landskatteregimet som er på påpekt ovenfor, gjelder ikke ved fastsettelsen av grunnrenteskatten (særskatt). (Det foretas en egen underskuddsansettelse for særskattepliktig inntekt som følge av at grunnlagene ikke er nøyaktig sammenfallende). Dette medlem vil derfor ikke gå i mot ordningen ved fastsettelsen av underskudd som fremføres mot særskatteinntekt. Fremføring av underskudd med renter kan i denne relasjon betraktes som særlig form for friinntekt som gir et ”bunnfradrag” ved senere fastsettelse av særskatt. En slik form for ”friinntekt” vil utgjøre en stimulans til fremtidige leteprosjekter på norsk sokkel og redusere risikoen forutsatt at skattyter oppnår tilstrekkelige inntekter på norsk sokkel. Det ligger i kortene at staten vil kunne følge opp virkningen av et slikt stimulansetiltak og regulere størrelsen av det som til enhver tid anses som en ønskelig størrelse på rentetillegget – eventuelt erstatte fremføringsretten med virkning for fremtiden med andre ønskede stimulansetiltak, jfr. ordningen med produksjonsgodtgjørelse som etter kort tid ble erstattet av en ny friinntekt. Dette medlem vil imidlertid understreke at det er viktig at reglene får en viss stabilitet. En ordning med fremføring av underskudd med rente, bør derfor bare introduseres hvis siktemålet er at ordningen skal være et mer permanent innslag i norsk petroleumsbeskatning.

9.5.6 Overføring av underskuddsposisjoner ved opphør

Det kan tenkes situasjoner der selskapene ikke får fradrag for underskudd fordi de ikke kommer i tilstrekkelig inntektsposisjon til å absorbere underskuddene. Det kan for eksempel skje der et nytt selskap på sokkelen investerer i et prosjekt som viser seg å være ulønnsomt, eller der selskapene ikke rekker å utnytte de framførte underskuddene før konsesjonstiden utløper.

Utvalgets flertall mener at underskudd i selskap som avvikler virksomheten på norsk sokkel, bør tillates overført når selskapet fusjoneres eller selskapets virksomhet selges til andre selskaper. Bare framtidige underskudd bør tillates overført. Med framtidige underskudd menes underskudd som oppstår etter at endringen er trådt i kraft. Underskudd som oppstår før ikrafttredelse bør ikke kunne overføres til andre selskaper uten skattenøytraliserende vilkår. Det vil være i samsvar med dagens regler. Utvalgets flertall foreslår derfor at overdragelser hvor et selskap med gamle underskudd er involvert, fortsatt skal behandles etter § 10. Det er nødvendig for å unngå at gamle underskudd får verdi. Uten skillet mellom gamle og framtidige underskudd, kunne forslaget føre til utilsiktede og uoversiktlige skattelettelser til selskaper som i dag har store underskudd og ubrukt friinntekt.

Utvalgets flertall mener det kunne vært en god løsning dersom staten hadde utbetalt skatteverdien av framtidige, framførte underskudd til selskapet ved opphør av virksomheten. En slik ordning er likevel fremmed i norsk skatterett, og utvalgets flertall har derfor valgt en annen, mer indirekte løsning. Under forutsetning av at selger av underskuddene kan oppnå skatteverdien ved salg av underskuddene, vil resultatet være det samme både for staten og partene i salget.

Forslaget vil avlaste selskapene for risiko, og vil bidra til at selskapenes beslutninger kan medvirke til at forventet verdiskaping blir størst mulig. Forslaget er særlig viktig for å få realisert også marginalt lønnsomme investeringer. Forslaget vil ikke virke til at selskapene gjennomfører for risikabel leting eller investering, men en unngår at risikable investeringer blir diskriminert av skattesystemet.

Det bør vurderes nærmere om selskaper som også skattlegges i utlandet sammen med sine utenlandske eierselskaper, på denne måten kan oppnå fradrag for sine kostnader i norsk petroleumsvirksomhet fullt ut både i de to norske skattene og i utenlandsk skatt. Dette ville eventuelt føre til at selskapene bar en mindre andel av kostnadene enn den andelen de beholder av inntekter, og den tilsiktede nøytralitet ville ikke bli oppnådd. Problemet kan bli helt eller delvis motvirket dersom salgssummen/skatterefusjonen ved opphør blir skattlagt i utlandet.

Utvalgets medlem, Jan Syversen, er uenig med flertallet på dette punkt, og har følgende særmerknad:

Utvalgets flertall går inn for at et selskap som trekker seg ut fra norsk sokkel skal få en kompensasjon for det pådratte underskudd. Forslaget går ut på at selskapet skal kunne ”selge” underskuddsposisjonen til et overskuddsselskap for på den måte å oppnå en godtgjørelse som vil utgjøre maksimalt marginalskattesatsen for utvinningsselskaper (78 prosent etter dagens regler). Et alternativ som for staten ville innebære det samme, var om selskapet hadde krav på en særskilt statlig refusjon av 78 prosent av underskuddet. Det er selskapets underskuddsposisjon inklusive rentetilleggene som skal være gjenstand for omsetning.

Flertallets begrunnelse for å innføre regler om ”salg” av endelige underskuddsposisjoner, er at det i størst mulig grad vil likestille selskaper som ikke oppnår inntekter, med selskaper som deltar i samme prosjekter og som har sokkelinntekter som følgelig kan ”finansiere” prosjektene ved løpende fradrag i inntekter. Det er altså en form for ”nøytralitetshensyn” som er hovedbegrunnelsen for flertallets synspunkt.

Dette medlem vil gå i mot en slik ”handel” med endelige underskuddsposisjoner av flere grunner.

For det første har en slik fremføringsrett intet med skattemessig nøytralitet å gjøre. Det vil alltid være slik at skattesubjekter som har løpende inntekter, vil ha økonomiske fordeler når det gjelder å investere i nye prosjekter i forhold til skattytere som ikke er i en slik posisjon. Slike skattytere vil for det første ha en finansiell styrke som andre selskaper ikke nødvendigvis vil ha, og som gjør dem i stand til å ta en større risiko i leteprosjekter. Dessuten vil de ha den fordel at de får dekket 78 prosent av letekostnadene gjennom skattefradrag – uansett om prosjektet gir inntekter eller ikke. Også dette kan føre til at selskaper i skatteposisjon kan ta risiki som selskaper utenfor skatteposisjon ikke vil se seg tjent med å ta. Den siste effekt skyldes at vårt skattesystem som hovedregel er basert på integrert beskatning av skattesubjektene – ikke på særskilt beskatning av enkelte inntektskilder. Men denne manglende ”nøytralitet” mellom skattytere i og utenfor skatteposisjon, har intet med regelnøytralitet å gjøre, men skyldes en form for manglende forretningsmessig nøytralitet som ligger utenfor de hensyn som til nå har vært lagt til grunn ved utformingen av skattereglene. Å innføre en slik ”forretningsmessig nøytralitet” vil være utenkelig i landskatteregimet, og har heller ikke tidligere vært ansett som noe element i petroleumsskattesystemet – som faktisk bygger på det motsatte utgangspunkt: Staten har intet ansvar for de selskaper som ikke lykkes i å etablere inntekter på norsk sokkel.

For det annet vil dette innebære en vesentlig risikooverføring fra lisenshaverne til staten når det gjelder letekostnader. Reelt sett vil staten dermed bære risikoen for 78 prosent av alle mislykkede leteprosjekter. At staten har en slik risiko for de selskaper som deltar i slike mislykkede prosjekter som har løpende inntekter som de kan føre letekostnadene mot – er etter dette medlems vurdering intet argument for at ”nykommere” på sokkelen skal få en slik risikoavlastning. Dette vil stride mot de prinsipper som til nå har vært lagt til grunn i petroleumsbeskatningen – og som for så vidt er det grunnleggende hensyn bak petroleumsskatteloven § 10 første ledd. Denne bestemmelse har som hovedformål at selskapene ikke skal kunne ”trade” med lisenser på en slik måte at statens skatteinngang blir påvirket i negativ retning (og for så vidt også at selskapene heller ikke skal komme dårligere ut skattemessig enn om overdragelsen ikke var blitt gjennomført). Det er vanskelig å se at en fri ”handel” med underskuddsposisjoner ved opphør av virksomhet skulle være i overensstemmelse med de prinsipper som § 10 bygger på.

For det tredje vil en slik statlig ”subsidiering” av leteprosjekter på norsk sokkel for nye aktører, kunne påvirke de forretningsmessige beslutninger i hvilke prosjekter man skal investere letekronene i. Det svekker kostnadsbevisstheten i leteprosjekter at nykommernes egenandel av letekostnadene utgjør 22 prosent med ytterligere lettelser som følge av fremføringsrett med renter. En slik ordning kan igjen føre til at det blir investert i leteprosjekter som er såpass risikable at det kun er mulighetene for et etteroppgjør som gjør det regningssvarende å investere i prosjektet. Hvor store disse effekter vil bli, kan dette medlem vanskelig uttale seg om, men at et slikt system skulle være ”adferdsnøytralt” i forhold til dagens regler, anses som svært lite sannsynlig. Det forhold at selskaper i overskuddsposisjon får en løpende skattereduksjon ved å involvere seg i nye leteprosjekter, vil dette medlem ikke anse som noe avgjørende mothensyn. Vårt konsesjons- og skattesystem er basert på en forutsetning om at selskapene – på tross av de høye skattesatser – opptrer rasjonelt og ikke kaster ”gode” kroner etter dårlige. Det er mulig at overskuddsselskapene i en gitt situasjon vil finne det regningssvarende å investere i et leteprosjekt som nykommere vil styre unna – og hvor skatteposisjonen er den faktor som gjør at skattyter vil påta seg risikoen. Hvor store slike effekter måtte være, vil dette medlem ikke uttale seg om. Men uansett vil dette medlem ikke se det som en ulempe at selskapene – av forskjellige grunner – kan ha forskjellige risikotoleranser ved vurderingen av leteprosjekter – dette er en del av det mangfold som har vært ansett ønskelig ved konsesjonstildelingene.

Som flertallet har berørt i sine merknader foran, vil det være ytterst vanskelig å vite hvor store insentiver en slik ordning vil gi mellom de ulike aktører på norsk sokkel. Norske selskaper vil i utgangspunktet få fradrag i alminnelig landbasert inntekt for sokkelunderskudd når virksomheten der opphører. Med flertallets forslag vil det antakelig ikke lønne seg for slike selskaper å føre underskudd til fradrag i landbaserte inntekter, men i stedet å foreta en "handel" med underskuddet/virksomheten når selskapet ønsker å gå ut av norsk sokkel. For utenlandske utvinningsselskaper vil omfanget av skatteinsentivene måtte avgjøres både ut i fra norske og utenlandske skatteregler. I tillegg til at disse selskapene - avhengig av skattereglene i hjemlandet - kan få løpende fradrag for letekostnader/underskudd ved ligningen i hjemlandet, kan de altså oppnå en kompensasjon ved å overdra "underskudd og virksomhet". Her kan altså utenlandske selskaper komme i en bedre posisjon enn norske selskaper. Dette vil kunne gi "overkompensasjon" for letekostnader/underskudd og dessuten bryte nøytraliteten mellom norske og utenlandske aktører på sokkelen. Selv om flertallet er inne på dette i sine merknader, kan dette medlem ikke se at dette spørsmål - særlig hvor omfattende disse virkninger må antas å bli - er utredet i tilstrekkelig grad.

For det fjerde har man i norsk skattelovgivning et generelt forbud mot handel med underskuddsposisjoner. Dels skyldes dette utformingen av skattereglene, underskuddsposisjoner kan ikke overdras mellom ulike skattesubjekter. Men dette følger også av de ulovfestede gjennomskjæringsregler hvor man bl. a. ikke har akseptert fremføring av underskudd etter aksjesalg i ”tomme” selskaper. Vi har også lovfestede regler av tilsvarende karakter i visse tilfeller, for fusjoner og fisjoner, se skatteloven § 11-7 fjerde ledd.

For det femte vil den teknikk som flertallet går inn for, å skatte det selskap som står med et endelig sokkelunderskudd, også gi fordeler til selskaper som ikke har pådratt seg underskuddet. Skulle man være konsekvent i forhold til de hensyn som flertallet ønsker å oppnå, skulle staten altså utbetale 78 prosent av underskuddet med tillegg av renter når virksomheten på norsk sokkel opphører. En slik risikooverføring antar dette medlem at vil være uakseptabelt for staten, men det vil gi en riktig tilordning: Det selskap som trekker seg ut vil motta kompensasjon for det hele. Dersom man i stedet velger å la underskuddsselskapet ”selge” underskuddet, vil kjøperen utvilsomt kreve å få en andel av fortjenesten. Hvor stor andel, kan det vanskelig sies noe om, men det innebærer at man allokerer en skattelempning til et skattesubjekt som ikke har pådratt seg de kostnader som er grunnlaget for ”lempningen”.

Videre vil dette medlem påpeke at det kan vise seg å være vanskelig å skape den tilsiktede ”forretningsmessige” nøytralitet i alle tilfelle med den regelendring som flertallet går inn for. Det er en rekke selskaper på sokkelen som er i skatteposisjon, men ikke i særskatteposisjon. Tenker vi oss at et selskap deltar i prosjekter som gir ”normalavkastning” og følgelig ikke får fradrag for underskudd ved særskatteligningen, vil også et slikt underskudd måtte gjøres til gjenstand for en refusjonsordning for å utligne alle forskjeller. Det er mulig at flertallet tenker seg at dette skal være tilfellet, men dette er ikke utredet nærmere i innstillingen. Dette medlem vet ikke om det vil være en praktisk mulighet at et selskap avslutter sin virksomhet på norsk sokkel med et udekket underskudd ved særskatteligningen, men dette er noe som man må ta et standpunkt til ved utformingen av et regelverk etter de linjer som flertallet har gjort.

Dette medlem vil også påpeke at det kan virke noe uklart hva flertallet mener er vilkåret for å tillate overføring av underskuddsposisjoner. Ifølge flertallet skal underskudd for selskap "som avvikler virksomheten på norsk sokkel" kunne overføres når "selskapet fusjoneres eller selskapets virksomhet selges til andre". Dette medlem har litt vanskelig for å forstå at en virksomhet som avvikles av selger kan overføres til et annet skattesubjekt. Dette medlem oppfatter flertallets forslag nærmest dit hen at man skal fritt kunne overføre underskuddsposisjoner.

Dette medlem vil avslutningsvis bemerke at flertallets forslag ikke er tilstrekkelig utredet til at det kan gi sin tilslutning til dette. I tillegg er det - som påpekt ovenfor - klare mothensyn som dette medlem har funnet mer tungtveiende enn hensynet til å oppnå en forretningsmessig nøytralitet mellom ulike aktører - en nøytralitet som neppe vil kunne oppnås uten at også utenlandske skatteregler tas i betraktning.

9.5.7 Petroleumsskatteloven § 10 erstattes av generelle skatteregler

Den skattemessige behandlingen av overdragelser av utvinningstillatelser m.m. på sokkelen er regulert gjennom petroleumsskatteloven § 10. Bestemmelsen innebærer at det kreves samtykke fra Finansdepartementet til de skattemessige virkningene av overdragelser. Samtykke gis ved at det treffes enkeltvedtak med vilkår som skal redusere skattemessige insentiver og disinsentiver til overdragelse av utvinningstillatelser, samtidig som staten ikke skal lide noe vesentlig provenytap som følge av slike transaksjoner. Skattemessige insentiver til overdragelser oppstår særlig dersom selskapene som gjennomfører transaksjonen, er i ulik skatteposisjon. Det er først og fremst periodiseringsvirkninger § 10 tar sikte på å regulere, men også skatteeffekten av finansielle forhold hensyntas ved behandlingen. Nøytralitetsberegningene, og dermed de vilkårene som settes for overdragelsen, vil være basert på usikre forutsetninger. Enkeltsaksbehandlingen vil bære med seg elementer av skjønn og forhandling og vil dessuten gi selskapene liten forutberegnelighet.

Framføring av underskudd med rente vil innebære at en fjerner periodiseringsvirkningen av at inntekter og utgifter knyttet til en tillatelse m.m. overføres til et selskap i en annen skatteposisjon.

Forslaget om å erstatte fradraget for netto finansielle poster og friinntekten i særskattegrunnlaget med et kapitalavkastningsfradrag, vil videre redusere betydningen av å hensynta skattevirkningen av finansielle effekter av transaksjonen. Slike virkninger er typisk at kjøper får økte fradragsberettigede gjeldsrenter på grunn av finansieringen av kjøpesummen, og at selger kan øke utbytteutdelingen på grunn av mottatt vederlag.

Det foreslås videre å innføre generelle regler om skattemessig kontinuitet ved overdragelser av utvinningstillatelser med tilhørende driftsmidler, dvs. at selger unntas fra gevinstbeskatning mot at kjøper skal overta selgers skattemessige posisjoner. En slik regel vil fjerne periodiseringsvirkningen av at vederlaget (som henføres til utvinningstillatelsen) behandles asymmetrisk hos kjøper og selger. Det medfører også at vederlaget blir mindre enn om kjøper i forbindelse med overdragelsen hadde fått nye avskrivningsgrunnlag og nye grunnlag for kapitalavkastningsfradrag. Det kan gjøre det lettere for mindre selskaper å kjøpe utvinningstillatelser.

Under forutsetning av at utvalgets øvrige forslag blir fulgt opp, foreslår utvalget at bestemmelsen i § 10 erstattes med generelle regler, jf. ovenfor, som en hovedregel ved overdragelser av utvinningstillatelser med mer på sokkelen.

Det foreslås imidlertid at en fortsatt beholder fullmaktsbestemmelsen i § 10 til å treffe enkeltvedtak i særlige tilfeller. Det vil fortsatt være nødvendig å treffe vedtak ved overdragelse som involverer selskap med gamle underskudd og ubenyttet friinntekt, og ved overdragelser hvor SDØE er part.

Etter flertallets syn er det nødvendig å tillate framføring av underskudd med rente også i alminnelig inntekt for at § 10-behandling skal kunne erstattes av generelle regler. Uten framføring av underskudd med rente også i alminnelig inntekt vil det fortsatt være skattemessige insentiver til overdragelser av utvinningstillatelser.

I kapittel 8 drøftes de særlige reglene ved overdragelser av utvinningstillatelser og forslaget til endring nærmere.

9.5.8 Beskatning av gevinster og tap

Nøytrale skatteregler forutsetter at selgers og kjøpers skattebetalinger og fradrag ses i sammenheng i tilfeller der en eiendel skifter eier. Et prinsipp om symmetri mellom reglene for inntektsføring av gevinster og reglene for beregning av avskrivning foreslås derfor lagt til grunn for beskatningen av gevinster og tap ved avhendelse av driftsmidler i petroleumsvirksomheten. Dette prinsippet ble blant annet lagt til grunn ved endringen i 1998 av gevinstbeskatningsreglene for driftsmidler som avskrives etter petroleumsskatteloven.

Et prinsipp om symmetrisk behandling innebærer at eventuelle salgsgevinster i utgangspunktet skal komme til beskatning hos selger med samme sats og metode som kjøper får fradrag for avskrivninger på kjøpssummen. I petroleumsvirksomheten er det nødvendig å skille mellom følgende to tilfeller: Driftsmidlet selges sammen med tilhørende tillatelse, og driftmidlet selges uten tilhørende tillatelse.

For driftsmidler som i dag avskrives etter petroleumsskatteloven § 3b foreslår utvalget at satsen og metoden for inntektsføring av eventuelle salgsgevinster (og fradrag for tap) skal være den samme som satsen og metoden for avskrivning av driftsmidlet. Det vises til omtalen av avskrivningsreglene i avsnitt 9.5.3. Videre må det inntektsføres kapitalavkastningsfradrag på gevinsten, tilsvarende de reglene som i dag gjelder for inntektsføring av friinntekt på gevinst.

Når det gjelder salg av driftsmiddel sammen med tilhørende tillatelse, foreslår utvalget at et prinsipp om symmetrisk behandling ivaretas ved å bygge på skattemessig kontinuitet, dvs. at kjøper overtar selgers avskrivningsgrunnlag og skattemessige verdier for øvrig (både tillatelser og driftsmidler), mens selger ikke blir beskattet for salgsgevinster og heller ikke får fradrag for tap. Dette forslaget må ses i sammenheng med gruppens forslag om å oppheve hovedregelen om særskilt behandling av overdragelser i § 10 i petroleumsskatteloven.

Utvalgets forslag innebærer med andre ord at en fortsatt vil ha et tosporet system for beskatning av gevinster og tap ved avhendelse av driftsmidler på sokkelen.

Boks 9.3 illustrerer hvordan utvalgets forslag til gevinstbeskatningsregler for driftsmidler med og uten tilhørende tillatelse vil påvirke særskattegrunnlaget og alminnelig inntekt for kjøper og selger.

9.6 Virkninger av utvalgets forslag

9.6.1 Investeringsinsentivene på sokkelen

Et hovedmål med utvalgets forslag til nye skatteregler er at det skal behandle sokkelinvesteringer mer nøytralt enn i dag, blant annet slik at vi unngår at investeringer som er ulønnsomme før skatt i sokkelvirksomheten, kan være lønnsomme etter skatt. Nøytraliteten i skattesystemet bør i så stor grad som mulig være generell, dvs. uavhengig av nivået på skattesatsen, inflasjonsraten og selskapets avkastningskrav. Utvalgets forslag vil bidra til å gjøre skattereglene vesentlig mer nøytrale generelt sett. Blant annet administrative og praktiske hensyn setter likevel grenser for hvor detaljert en kan utforme for eksempel avskrivningsreglene, slik at likebehandlingen av ulike investeringer i alminnelig inntekt ikke blir fullstendig.

Utvalget viste i kapittel 6 hvordan det gjeldende skattesystemet påvirker marginale realavkastningskrav for investeringer på sokkelen for selskaper i og utenfor skatteposisjon. Konklusjonen var at investeringer som er klart ulønnsomme før skatt, kan være lønnsomme etter skatt for selskaper i full skatteposisjon. For et selskap utenfor skatteposisjon er skattereglene i vårt eksempel omtrent nøytrale, når vi ser bort fra letekostnader m.m. Tar vi hensyn til letekostnadene, finner vi at gjeldende skatteregler innebærer inngangsbarrierer for selskaper som ønsker å komme inn på norsk sokkel via konsesjonstildelinger. At investeringsinsentivene er så forskjellige for selskaper i og utenfor skatteposisjon er i seg selv uheldig.

Vi har i kapittel 6 drøftet hvordan forutsetningene om et felles avkastningskrav, dvs. diskonteringsrente, for alle delene av kontantstrømmen fra en investering påvirker konklusjonene om skattesystemets egenskaper for marginalt lønnsomme investeringer. For selskaper i full skatteposisjon, som er sikre på å kunne utnytte fradragene for avskrivninger, friinntekt og gjeldsrenter ved nyinvesteringer, er det riktig å diskontere skattereduksjonene som følger av disse fradragene med risikofri rente etter skatt. Vi viste i kapittel 6 hvordan en slik fremgangsmåte påvirker marginale realavkastningskrav for selskaper i full skatteposisjon. Konklusjonen om at skattesystemet på sokkelen innebærer store vridninger, ble da forsterket, siden de marginale realavkastningskravene for et selskap i full skatteposisjon ble enda lavere.

Med utvalgets forslag til nye skatteregler er skattereduksjonene av avskrivninger og kapitalavkastningsfradrag sikre. Det gjelder for selskaper som er i full skatteposisjon i investeringenes levetid, så vel som for selskaper som ikke er i full skatteposisjon, men som får framføre underskudd med rente mot senere overskudd. Det gjelder også for selskaper som risikerer å ikke komme i skatteposisjon i den perioden de er aktive på sokkelen, siden utvalget foreslår at underskudd ved opphør tillates omsatt sammen med selskapets aktiva når aktiviteten avsluttes. Underskudd som framføres skal da behandles som et sikkert "lån til myndighetene". De kontantstrømmene som angår "lånet" må også trekkes ut og diskonteres med risikofri rente (etter skatt).

Det betyr at beregninger av marginale realavkastningskrav med samme diskonteringsrente for hele kontantstrømmen blir særlig misvisende som illustrasjoner av nøytralitetsegenskapene i utvalgets forslag til skattesystem. Verdien av et sikkert fradrag om noen år blir beregnet for lavt og underskuddsfremføring blir "straffet" dersom diskontering skjer med selskapenes avkastningskrav på totalkapitalen. Vi har derfor beregnet de marginale realavkastningskravene for konsolideringstilfellet og prosjektskatt-tilfellet i det nye skattesystemet med en forutsetning om at selskapene diskonterer sikre fradrag med en risikofri rente etter skatt og at underskuddsfremføring trekkes ut som et sikkert "lån".

Utvalgets forslag gir marginale realavkastningskrav før skatt lik alternativavkastningen på 7,8 prosent både i konsolideringstilfellet og i prosjektskatt-tilfellet. 1 I eksemplet tilsvarer den skattemessige avskrivningen det reelle verdifallet, slik at dette resultatet ikke er uventet. Dersom de skattemessige avskrivningene ikke treffer verdifallet, vil skattesystemet ikke virke fullstendig nøytralt.

De marginale realavkastningskravene i det nye skattesystemet er robuste overfor endringer i særskattesatsen - nøytraliteten er ikke en "beregnet nøytralitet". Nøytraliteten er heller ikke avhengig av forutsetningen om selskapenes kapitalkostnad. Nøytraliteten til det nye systemet avhenger imidlertid av forutsetningen om at avskrivningssatsen tilsvarer faktisk verdifall. Som følge av forslaget om adgang til å beregne rente på framførte underskudd, vil nøytraliteten i det nye systemet også være uavhengig av selskapets skatteposisjon og investeringens ledetid.

Vi illustrerer i figurene 9.2 og 9.3 hvordan de ulike elementene i utvalgets forslag til sammen påvirker marginale realavkastningskrav ved investeringer i sokkelvirksomheten. Vi tar utgangspunkt i beregningene av avkastningskravene etter gjeldende regler for hhv. konsolideringstilfellet og prosjektskatt-tilfellet. For selskaper i skatteposisjon har vi forutsatt at verdien av skattebesparelsen som følge av fradrag for avskrivninger, friinntekt og gjeldsrenter diskonteres med en nominell, risikofri rente etter skatt, satt til 4,3 prosent. Øvrige deler av kontantstrømmen diskonteres med et beregnet avkastningkrav for disse strømmene, 11 prosent nominelt før skatt. I prosjektskatt-tilfellet er alle elementene i selskapets kontantstrøm diskontert med 10 prosent nominelt før skatt for å ta hensyn til at skattebesparelsene i det gjeldende systemet ikke er sikre. Når vi beregner marginale realavkastningskrav i det nye systemet i prosjektskatt-tilfellet tar vi imidlertid hensyn til at fradragene vil være sikre.

I det gjeldende systemet er de marginale realavkastningskravene i konsolideringstilfellet og prosjektskatt-tilfellet henholdsvis –5,0 og 7,8 prosent. Ved sammenligning med alternativavkastningen på 7,8 prosent ser vi at selskaper i full skatteposisjon kan gjennomføre investeringer som er klart ulønnsomme før skatt, men lønnsomme etter skatt.

Figurene viser hvordan de ulike elementene i utvalgets forslag påvirker marginale realavkastningskrav i de to tilfellene. Utslaget for hvert enkelt element vil avhenge noe av rekkefølgen for innarbeiding av de ulike elementene. Men den samlede effekten av alle endringer er selvsagt upåvirket av rekkefølgen i illustrasjonen.

Vi tar utgangspunkt i det beregnede marginale realavkastningskravet etter gjeldende regler. Deretter innarbeider vi utvalgets forslag om å ta netto finansposter ut av særskattegrunnlaget, som fjerner gjeldssubsidiet. For et selskap i full skatteposisjon innebærer det at det marginale realavkastningskravet blir svakt positivt. I prosjektskatt-tilfellet betyr ikke fjerningen av gjeldssubsidiet like mye for nivået på avkastningskravet. Deretter fjerner vi gjeldende friinntekt, og så innarbeides skattemessige avskrivinger i tråd med økonomisk verdifall. Den samlede effekten av disse endringene ville være at skattesystemet på sokkelen var svært vridende - en rekke lønnsomme investeringer ville ikke blitt gjennomført fordi de ikke ville være lønnsomme etter skatt. Grunnen er at et slikt skattesystem ville skattlegge normalavkastningen på sokkelen med både særskatt og skatt på alminnelig inntekt. I siste søyle i figurene har vi også tatt hensyn til utvalgets forslag om et kapitalavkastningsfradrag for å skjerme normalavkastningen mot særskatt. I prosjektskatt-tilfellet har vi også innarbeidet effekten av at å tillate renteberegning på framførte underskudd (og eventuell overføring av underskudd ved opphør).

Resultatene viser at skattesystemet i begge tilfeller virker nøytralt.

9.6.2 Provenyvirkninger

Noen av de endringene utvalget foreslår, gir et bredere skattegrunnlag både for skatt på alminnelig inntekt og for særskatten. Disse endringene er nødvendige for å gjøre skattereglene mer nøytrale. Utvidede skattegrunnlag vil isolert sett gi økte skatteinntekter til staten.

Utvalgets forslag om å tillate framføring av underskudd med rente, omsetning av endelige underskudd og opphevelse av petroleumsskatteloven § 3 h, vil isolert sett innebære reduserte skatteinntekter. Disse lettelsene vil bidra til å redusere inngangsbarrierene for nye aktører og til større likestilling mellom selskaper i og utenfor skatteposisjon. Reduserte skattemessige inngangsbarrierer kan bidra til at nye aktører vil delta mer i leting og utbygging. Dette kan påvirke størrelsen og periodiseringen av skatteinntektene.

Det er mulig å gjøre en statisk beregning av effekten av endringene i skatteregler. Endringer som følger av endret tilpasning fra selskapenes side er det derimot vanskelig å gi helhetlige og konsistente anslag for. Slike endringer i tilpasning kan bidra til både høyere og lavere skatteinntekter enn i beregningene nedenfor. Høyere skatteinntekter følger for eksempel av at selskapene endrer tilpasning slik at lønnsomheten før skatt blir høyere enn lagt til grunn i beregningene. Utvalget har i hovedsak forutsatt uendret tilpasning i provenyberegningene, blant annet ved at det ikke er tatt hensyn til at endringen kan påvirke gjennomføringen av prosjektene og aktørbildet på sokkelen. Vi har imidlertid som en illustrasjon av én mulig dynamisk virkning innarbeidet at selskapenes finansieringstilpasning trolig vil endres. En slik endring i tilpasning muliggjøres når ikke-rentebærende gjeld blir lavere som følge av lavere utsatt skatt, og § 3 h blir opphevet. Denne forutsetningen er innarbeidet gjennom et skjønnsmessig anslag på endringen i selskapenes netto finanskostnader, jf. omtale i boks 9.4.

Provenyeffektene er anslått med utgangspunkt i Olje- og energidepartementets analysemodell for petroleumsvirksomheten. Denne tar utgangspunkt i operatørenes anslag for felt og forventede nye prosjekter. Oljedirektoratet gjennomgår operatørenes anslag og legger inn anslag for utbyggingsprosjekter på lengre sikt, samt anslag for forventede nye funn. Basis for beregningene før endringsforslag er i all hovedsak i samsvar med anslagene for petroleumsvirksomheten i Revidert nasjonalbudsjett 2000. Forutsetningene for provenyberegningene framgår av boks 9.4.

De beregnede effektene av utvalgets endringsforslag er vist i figur 9.4. De ulike elementene i statens samlede proveny fra petroleumsvirksomheten med gjeldende system er målt mot statens samlede proveny etter endring, angitt ved den heltrukne linjen.

I figuren har vi også tegnet inn skatteprovenyet i det gjeldende skattesystemet korrigert for skjevdelingen av finanskostnader mellom landskatteregimet og sokkelskatteregimet. At netto finanskostnader i dag fordeles etter inntekt snarere enn etter formuesverdier, innebærer et lavere skatteproveny fra sokkelen enn det en ellers ville hatt. Dette kan imidlertid betraktes som en systemfeil som neppe har vært tilsiktet. Det kan derfor være av interesse å kjenne provenyvirkningen av denne systemfeilen isolert, jf. arealet i figuren angitt ved "basis skatteeffekt av ny fordeling av netto finansposter ".

Endringene i figuren er beregningsteknisk forutsatt å virke provenynøytralt, sammenliknet med gjeldende system etter korreksjonen for skjevdelingen av finanskostnader. Utvalget mener at det ikke er noen grunn til eventuelt å kompensere for provenyvirkningene av å rette opp skjevdelingen av netto finansposter, uavhengig av hvilke konklusjoner som for øvrig trekkes om ønskede provenyvirkninger av omleggingen. En provenynøytral omlegging kan i beregningene oppnås ved å redusere særskattesatsen noe. Utvalget mener imidlertid at dersom det er et fiskalt element i CO₂-avgiften, bør en redusere denne avgiften før særskattesatsen eventuelt senkes, da CO₂-avgiften er en lite hensiktsmessig måte å dra inn grunnrente på. Det fiskale elementet i CO₂-avgiften er anslått med utgangspunkt i vurderingen av skatteutgifter og skattesanksjoner i Nasjonalbudsjettet 2000, der referansesatsen er gitt ved nivået på mineraloljeavgiften, som etter gjeldende regler er 47 øre pr. liter. Dagens CO₂-avgift på sokkelen, som tilsvarer 70 øre pr. liter, er med dette utgangspunktet redusert til 47 øre pr. liter i beregningene. For illustrasjonsformål har vi deretter redusert særskattesatsen med 4 prosentpoeng, noe som beregningsteknisk gjør endringene provenynøytrale i nåverdiforstand.

Det er viktig å merke seg at den beregnede provenynøytraliteten er basert på svært usikre forutsetninger. Endringer i diskonteringsrate, oljeprisforutsetninger og avskrivningsperiode vil blant annet kunne gi store utslag på hvilken særskattesats som gir en beregnet provenynøytralitet.

Statens inntekter fra petroleumsvirksomheten med det eksisterende petroleumsskattesystemet framgår av arealene i figuren merket basis. I basis inngår også ett element for skatteeffekten av skjevdeling av netto finansposter i det eksisterende petroleumsskattesystemet. De ulike inntektselementene i basis (dvs. med eksisterende petroleumsskattesystem) kan legges sammen, slik at nivået på statens samlede inntekter fra petroleumsvirksomheten, korrigert for skjevdelingen av netto finansposter, er angitt ved den øverste kant av arealet i basis. Statens samlede inntekter fra petroleumsvirksomheten etter utvalgets endringsforslag, er angitt med heltrukne linjer, merket endringsforslag. Provenyet etter endringsforslagene er både oppgitt ved uendret særskattesats (50 % særskatt) og ved en provenynøytral omlegging (46 % særskatt). Ved en provenynøytral omlegging (46 % særskatt) vil nåverdien av provenyet etter endringen være like stor som nåverdien av provenyet ved det eksisterende petroleumsskattesystemet, korrigert for skjevdelingen av netto finansposter. Det årlige provenyet vil imidlertid være høyere i første del av perioden og lavere den siste del av analyseperioden.

En endring av særskattesatsen slik det er lagt til grunn i figur 9.4, vil trolig ha liten effekt på selskapenes evne og vilje til å gjennomføre små, marginale prosjekter, men vil bedre selskapenes lønnsomhet på allerede lønnsomme prosjekter. En reduksjon i særskattesatsen vil særlig tilgodese selskapene med de mest lønnsomme feltene, og i særdeleshet de som har eksisterende felt i produksjon, der investeringene hovedsakelig alt er fradragsført mot 78 prosent skatt eller mer. For moderat lønnsomme felt vil virkningen av endret særskattesats være mindre, fordi særskattegrunnlaget er forholdsvis lavt.

Det framgår av figuren at provenyet vil øke i den første delen av perioden. Dette er spesielt en følge av forlenget avskrivingstid, der en de første årene etter omleggingen vil ha lavere avskrivninger på nyinvesteringer gjennomført etter 1.1.2001 enn ved gjeldende regler.

Det understrekes at provenyberegningene er svært usikre, og at de dynamiske effektene av endringene i svært begrenset grad er forsøkt anslått. Det er også viktig å påpeke at to av de tre endringene som vil redusere skatteinntektene, framføring med renter og mulighet til å få godtgjort skatteverdien av gjenstående tap (inklusive renter), vil gi små utslag i den statiske beregningen. Disse endringsforslagene ville først og fremst gitt utslag i en dynamisk beregning der en tok hensyn til et større innslag av nye aktører.

Verdien av provenyet, målt som nåverdi over perioden 2001-2030, er anslått til 1385 milliarder kroner både i basis og etter en provenynøytral omlegging. Dersom særskattesatsen holdes uendret på 50 prosent, vil nåverdien av skatteøkningen med de nye skattereglene utgjøre om lag 30 milliarder kroner, anslått ut fra en beregningsmetode som beskrevet over. 2

Framtidig oljepris er svært usikker, og en har opplevd store prisvariasjoner over tid. Det er derfor interessant å vurdere hvordan statens samlede proveny påvirkes av varierende priser, særlig fordi utvalgets forslag inneholder elementer som sammenlignet med det gjeldende systemet er gunstig for selskaper som i perioder er utenfor skatteposisjon. Statens samlede proveny, historisk samt med utvalgets forslag innarbeidet i anslagene for framtiden ved en svingende prisbane, er vist i figur 9.5. Med unntak av prisforutsetningen er forutsetningene i denne beregningen de samme som i figur 9.4 foran. Også her er det beregningsteknisk lagt inn en viss reduksjon av CO₂-avgiften, mens særskattesatsen er satt til 50 pst.

Figur 9.5 viser hvordan statens proveny endrer seg i perioder med varierende priser. Statens inntekter gjennom skatter og avgifter vil falle betydelig i perioder med lave priser. Skatte- og avgiftsnivået vil dermed være tilpasset avkastningsnivået i næringen. Dette er trekk vi finner både i dagens petroleumsskattesystem og etter utvalgets forslag. Staten vil imidlertid med utvalgets forslag bære en større del av risikoen for lavprisperioder gjennom framføring av underskudd med renter og overføring av endelige tap.

Det er grunn til å understreke at systemegenskapene i utvalgets forslag ikke avhenger av et bestemt nivå på særskattesatsen. Systemet for beskatning av grunnrente er i motsetning til det gjeldende skattesystemet nøytralt med ulike særskattesatser. Beregningene av proveny i dette avsnittet er gjennomført med en beregningsteknisk forutsetning om provenynøytralitet målt ved nåverdien over en lang beregningsperiode. Usikkerheten i provenyanslagene er betydelig, både i det gjeldende skattesystemet og med utvalgets forslag. Endringen i proveny ved overgangen fra det ene systemet til det andre er ekstra usikker, fordi det er svært vanskelig å anslå effektene av at selskapenes atferd vil endres på mange områder som følge av insentivendringene. Investeringer som var lønnsomme for selskapene i det gjeldende systemet (men som kanskje ikke ville bidra til proveny), vil ikke nødvendigvis bli gjennomført hvis reglene endres. Nye aktører med gode teknologiske løsninger kan komme inn, hvilket bidrar til å realisere prosjekter som ellers ikke ville blitt gjennomført, noe som vil øke lønnsomheten av virksomheten på sokkelen både før og etter skatt.

Dersom en skulle ønske å endre provenyet fra skatte- og avgiftssystemet, vil dette etter de foreslåtte endringene altså kunne gjøres ved å endre særskattesatsen, uten at egenskapene til skattesystemet blir endret, for eksempel når det gjelder investeringsinsentiver. I de statiske beregningene over gav en særskattesats på 46 prosent i det nye systemet provenynøytralitet over beregningsperioden, gitt basisforutsetningen om oljepris. En videreføring av dagens særskattesats på 50 prosent gir en beregnet skatteøkning på om lag 30 milliarder kroner med det samme beregningsopplegget. Andre forutsetninger om oljepris, avskrivningsverdi, diskonteringsrate og andre variabler vil gi andre konklusjoner om hvilken særskattesats som vil gi en beregnet provenynøytral omlegging.

9.7 Særlig om overgangsregler

I utgangspunktet mener utvalget at endringene som foreslås i petroleumsskattesystemet først og fremst bør komme til anvendelse på investeringer som foretas etter ikrafttredelsestidspunktet, mens utgifter pådratt før dette tidspunktet skal følge det gjeldende regimet. Samtidig er det viktig at innføringen av nye regler i seg selv ikke medfører uheldige vridninger eller administrative kostnader. Behovet for overgangsregler må derfor vurderes for alle de ulike elementene i utvalgets forslag. Nedenfor peker utvalget på noen mulige alternativer.

Endrede avskrivningsregler/gevinstbeskatningsregler

Her behandles først og fremst driftsmidler som i dag avskrives etter petroleumsskatteloven § 3 b. Øvrige driftsmidler i utvinningsvirksomheten følger avskrivningsreglene i skatteloven, men med virkning også for særskatten. Det foreslås ikke endringer i sistnevnte regler.

I tråd med forannevnte bør de nye avskrivningsreglene bare komme til anvendelse for utgifter pådratt etter ikrafttredelsestidspunktet.

Utgifter pådratt før nevnte tidspunkt bør antakelig fortsatt få følge tidligere regler, dvs. avskrivning over gjenværende del av 6 års-perioden ( jf. nedenfor om beregning av friinntekt og kapitalavkastningsfradrag for slike investeringer).

Dette kan medføre at deler av et driftsmiddel avskrives etter henholdsvis gamle og nye regler. I så fall må det reguleres særskilt hvordan gevinstbeskatningen skal gjennomføres ved et senere salg, jf. nedenfor.

Et annet alternativ kunne for eksempel være at også tidligere investeringer inngår med skattemessig nedskrevet verdi per ikrafttredelsestidspunktet, og følger det nye avskrivningsregimet for den resterende del av kostpris. Det ville i tilfelle bety at videre avskrivning for tidligere pådratte kostnader først kunne foretas når hele driftsmidlet er levert eller ferdig.

Administrativt vil det være en fordel om nye gevinstbeskatningsregler trer i kraft for alle driftsmidler som realiseres etter ikrafttredelsestidspunktet, uavhengig av om deler av driftsmidlet følger gamle avskrivningsregler. Ellers vil systemet bli dobbeltsporet i uoverskuelig framtid fordi realisasjon kan skje langt fram i tid. Forskjellige gevinstbeskatningsregler for forskjellige deler av et driftsmiddel medfører også at salgsvederlaget for driftsmidlet må henføres på de forskjellige delene. Det må imidlertid vurderes nærmere om samme gevinstbeskatning uavhengig av avskrivningsprofil kan gi vridninger i forbindelse med salg av slike driftsmidler.

Forslaget om å erstatte petroleumsskatteloven § 10 med generelle regler, bør tre i kraft for overdragelser med mer som gjennomføres fra og med ikrafttredelsestidspunktet. Det vil imidlertid fortsatt være behov for en (overgangs)regel om at det kreves samtykke i særlige tilfelle, jf. nedenfor.

Framføring av underskudd med rente

Retten til å framføre underskudd med rente bør bare tre i kraft for underskudd oppstått etter ikrafttredelsestidspunktet. Det er ingen sterke grunner til at underskudd oppstått under gjeldende regime skal nyte godt av denne fordelen. Forskjellsbehandlingen av gamle og nye underskudd kan gi skattemessige insentiver til overdragelser av utvinningstillatelser med mer, fordi selskaper med gamle underskudd som ikke renteberegnes, vil ønske å kjøpe positive inntektsstrømmer som underskuddet kan føres mot. Det er derfor behov for en (overgangs)regel som regulerer den skattemessige behandlingen i slike tilfeller. Det vises til nærmere omtale i kapittel 8 om at det fortsatt vil kreves samtykke etter petroleumsskatteloven § 10 ved overdragelser med selskaper som har gamle underskudd (eller ubenyttet friinntekt). Slike underskudd kan i tilfelle bare føres mot framtidige inntekter fra tildelte felt. Etter en tid må det antas at de fleste selskapene har fått ”brukt opp” tidligere underskudd og friinntekt på denne måten.

Erstatte fradraget for finansposter og friinntekt i særskattegrunnlaget med et kapitalavkastningsfradrag

Forslaget om å unnta finansielle poster og friinntekten fra særskattegrunnlaget, og i stedet innføre et kapitalavkastningsfradrag, bør i utgangspunktet gis virkning fra og med ikrafttredelsesåret.

For utgifter pådratt før ikrafttredelsestidspunktet antar utvalget imidlertid at det fortsatt skal være adgang til å beregne friinntekt for eventuell resterende del av 6 års-perioden. På den annen side bør det ikke beregnes rente på eventuell ubenyttet friinntekt til framføring i særskattegrunnlaget. Slik friinntekt bør dessuten bare kunne føres mot framtidig inntekt på tildelte tillatelser. Det vises til tilsvarende problemstilling ovenfor vedrørende underskudd per ikrafftredelsestidspunktet, og forslaget om at det fortsatt skal kreves samtykke etter § 10 ved overdragelser med selskap som har ubenyttet friinntekt eller gamle underskudd til framføring.

Kapitalavkastningsfradraget skal i utgangspunktet beregnes av skattemessig verdi av driftsmidlene ved inngangen av ikrafttredelsesåret. Investeringer pådratt før ikrafttredelsestidspunktet bør imidlertid ikke medtas ved beregningen av kapitalavkastningsfradraget hvis de fortsatt kvalifiserer for friinntekt (og avskrivninger) etter de gamle reglene, jf. ovenfor. Utvalget antar at det heller ikke gis kompensasjon for bortfall av faktiske rentekostnader knyttet til disse investeringene, så lenge de ikke inngår ved beregningen av kapitalavkastningsfradraget.

Noen selskaper kan ha tilpasset seg gjeldende regler for skattemessig behandling av finansielle poster på en måte som gjør at de ved overgangen til et nytt regime ikke vil få fradrag i sokkelinntekt for en tilsvarende andel faktiske finanskostnader som tidligere. Etter utvalgets vurdering er fradraget for slike eventuelle overskytende finanskostnader uberettiget, fordi de i realiteten er pådratt av hensyn til investeringer utenfor sokkelvirksomheten. Det tilsier etter utvalgets oppfatning at det ikke kompenseres for dette bortfallet gjennom overgangsregler.

Utvalget vil også peke på at selskapene gjennom bruk av finansielle instrumenter kan tilpasse seg til endringer i petroleumsskattesystemet ved at de kan ta ut gevinster/tap i det gamle/nye skattesystemet avhengig av hva som blir mest lønnsomt av skattemessige årsaker. Slike tilpasninger kan motvirkes ved å la de nye reglene bli gjeldende fra det øyeblikk de legges fram.

9.8 Andre tema som utvalget har drøftet

Utvalget har i sitt arbeid drøftet noen tema hvor utvalget ikke har konkrete forslag til endringer i skattereglene eller tilknyttet regelverk. Disse temaene omtales nedenfor.

Utfra vurderingene av det gjeldende systemet har utvalget ment at det kan forbedres med noen viktige justeringer. Utvalget har imidlertid kort drøftet om petroleumsbeskatningen burde baseres på andre grunnlag enn i dag, blant annet om man burde gå over til et system med feltvis beskatning. Det er også vurdert en kontantstrømbasert særskatt. Vi har også kort drøftet om særskattegrunnlaget kunne fastsettes ved en annen metode enn i dag ved at postene som skal inngå blir positivt angitt.

I mandatet er utvalget bedt om å vurdere om de høye skattesatsene i petroleumsvirksomheten i seg selv kan føre til lav kostnadsbevissthet. Om det skulle være tilfelle at høye skattesatser er uforenlig med kostnadsbevissthet, burde ikke beskatningen for en stor del være basert på nettoinntekt. En måtte i så tilfelle foreta en avveining mellom fordeler og ulemper med et nettobasert system i forhold til et mer bruttobasert skattesystem. Utvalget diskuterer derfor ulike sider av spørsmålet om kostnadsbevissthet.

Mandatet ber også utvalget vurdere hvilke forutsetninger om selskapenes beslutningstaking som bør legges til grunn for utforming av skattesystemet. Alt i alt mener utvalget at man må kunne legge til grunn at selskapene søker å maksimere verdiene for eierne og at selskapet derfor vil prøve å gjøre overskuddet så stort som mulig. Det vil selvsagt forekomme avvik fra slik adferd, men ikke i et slikt omfang og på en slik måte at det man bør forutsette en annen type adferd når skattesystemet utformes. Problemet er at andre beslutningsregler gjerne vil være situasjonsbetinget eller selskapsbetinget. Det vil derfor ikke være entydig hvordan skattesystemet eventuelt skulle ta hensyn til dem.

9.8.1 Skattlegge grunnrenten på feltet eller i selskapet?

Det er selve utvinningen av petroleum som i utgangspunktet gir opphav til ekstraordinær avkastning som skal skattlegges med en høyere skattesats enn normalavkastningen. Annen virksomhet i selskapene som driver utvinning av petroleum, gir ikke slik grunnrente, og skal derfor i prinsippet ikke skattlegges med grunnrenteskatten. Grunnrenteskatten i utvalgets forslag, jf. nedenfor, er på samme måte som særskatten i det gjeldende skattesystemet derfor avgrenset til utvinningsvirksomhet på norsk kontinentalsokkel, definert på tilsvarende måte som i gjeldende petroleumsskattelov. Avgrensningen av utvinningsvirksomhet i forhold til andre aktiviteter i samme eller tilknyttede selskap er ikke uproblematisk, særlig i integrerte, industrielle prosesser som kombinerer utvinning av petroleum med ekstraksjon og fraksjonering, der noe regnes som utvinning og noe som utnyttelse, jf. omtale i avsnitt 6.7.2.1.

Utvalget har spesielt vurdert om det er grunn til å avgrense utvinningsvirksomheten ikke bare i forhold til type aktivitet i det enkelte selskap, men også geografisk i forhold til hvor grunnrenten presumptivt oppstår. En slik dobbel avgrensning er for eksempel valgt i beskatningen av kraftproduksjon, der Rødseth-utvalget i NOU 1992:34 Skatt på kraftselskap anbefalte at grunnrenten beskattes der den oppstår, innenfor det enkelte kraftverket. Et argument for en slik løsning som ble fremhevet i Ot. prp. nr. 23 (1995-96), var at grunnrenteskatten ikke bør kunne samordnes med andre virksomheter eieren måtte ha, fordi en da ikke lenger vil følge prinsippet om at skatten på grunnrenten skal være en særskatt på naturressursen. Parallellen i forhold til petroleumsvirksomheten kunne være å endre grunnrenteskatten slik at beskatningen ble knyttet til hvert enkelt felt. Utvalget har vurdert særskilt om en på dette grunnlaget burde legge til rette for feltvis beskatning av grunnrente i petroleumsvirksomheten.

Feltvis beskatning, eller geografisk inngjerding av grunnrenten, er vanlig i andre petroleumsprovinser, jf. kapittel 4. Eventuell innføring av feltvis beskatning i petroleumsvirksomheten har noen åpenbare svakheter i forhold til et system som bygger på konsolidering av all utvinningsvirksomhet innen selskapet. Et viktig moment er at utvinningsvirksomhet på sokkelen krever at aktørene pådrar seg kostnader til seismikk, leting med mer. Disse kostnadene kan (delvis) henføres til felt i de tilfellene der et felt faktisk blir resultatet av aktiviteten. I tilfeller der letingen blir resultatløs, finnes det imidlertid ikke noe felt en kan henføre kostnadene til. Feltvis beskatning vil derfor systematisk føre til at aktørene må bære en høyere andel av nødvendige kostnader enn de beholder av inntektene, dvs. at systemet ikke er nøytralt. En del investeringer som er lønnsomme før skatt, vil da være ulønnsomme etter skatt. Denne svakheten ved feltvise skatteregler er trolig et større problem på sokkelen enn for eksempel i kraftsektoren, der vannkraftressursene i større grad allerede er kjent, funnet og kartlagt. I land med feltvis beskatning av petroleumsutvinning har en enten valgt å leve med slike uheldige insentiver, eller supplert skattereglene med kompliserte og lite oversiktlige regler om overføring av kostnader mellom felt, noe utvalget ikke vil anbefale.

Et annet problem med feltvise skatteregler er at det oppstår nye og mange flere avgrensningsproblemer i forhold til hva som skattemessig skal regnes som et felt. Spørsmålet om hvor et felt slutter og et annet begynner, og hvor rørledningen begynner, får da relevans for skattleggingen på en annen måte enn i dag. Slike avgrensningsproblemer kan dessuten ikke løses en gang for alle for hvert felt, men må vurderes på nytt dersom utbygging av satelitter blir aktuelt, dersom en finner nye petroleumsressurser lenger ned i grunnen under det eksisterende feltet, osv.

Utvalget mener altså at en generell adgang til konsolidering av utvinningsrelaterte kostnader i grunnlaget for grunnrenteskatten er positivt og ønskelig, og derfor et viktig argument mot feltvis beskatning. Det er også slik at norsk sokkel sett fra selskapenes side er ett virkeområde, hvilket også hele tiden har vært utgangspunktet for skattesystemet på sokkelen. Omlegging til feltvis beskatning ville innebære et vesentlig brudd med denne oppfatningen.

Dersom problemene med identifikasjon av grunnrenten er store, og faren for at uvedkommende kostnader kommer til fradrag er høy i et selskapsbasert system, er det grunn til å vurdere om feltvise regler kan motvirke slike problemer. Utvalget har vurdert denne problemstillingen, men konklusjonen er at feltvise regler trolig i liten grad vil motvirke faren for at uvedkommende kostnader kommer til fradrag i grunnlaget for grunnrenteskatten . Gitt utvalgets forslag til definisjon av grunnrenten i et selskapsbasert system, vil ytterligere gevinster ved en eventuell innføring av feltvise skatteregler være små. Den eventuelle fordelen består i at feltvise regler forutsetter at selskapene henfører kostnader i utvinningsvirksomheten til felt, dvs. at andre selskaper, og ikke bare skattemyndighetene, må akseptere at kostnadene er relevante for utvinningsvirksomheten. I noen grad kan dette bidra til å redusere faren for at uvedkommende kostnader kommer til fradrag ved beskatningen av utvinningsvirksomheten. De eventuelle gevinstene står etter utvalgets vurdering imidlertid ikke i forhold til de klare ulempene ved et slikt system, spesielt når det gjelder manglende nøytralitet ved letebeslutninger, men også når det gjelder administrative kostnader knyttet til utvinningsvirksomheten.

Et annet mulig argument for å basere grunnrenteskatten på feltvis beskatning, kunne være at skatte nivået skulle variere fra felt til felt. Med felles særskattesats og et rimelig korrekt skattegrunnlag vil felt som gir inntil normal avkastning ikke betale særskatt. For andre felt som gir grunnrente overhodet, vil all grunnrente på feltet bli beskattet med samme sats, enten grunnrenten er stor eller liten. OLF har omtalt at selskapene kan ha et krav til finansielt volum eller ”materialitet”. Utvalget diskuterer dette begrepet i avsnitt 9.8.5.4. Kravet til ”materialitet” kunne eventuelt tilsi at skattenivået skulle variere fra felt til felt.

Utvalget peker imidlertid på at en gjennom lisenstildelingen og praktiseringen av politikken i forhold til SDØE-andeler kan ta hensyn til eventuelle krav og ønsker om tilstrekkelig størrelse på eierandelene. Utvalget mener derfor at det ikke er behov for å gjøre også beskatningen feltspesifikk for å imøtekomme slike vurderinger i selskapene. Fordelene ved et generelt selskapsbasert skattesystem i forhold til ønsker om nøytralitet og enklest mulig skatteadministrasjon er store. Alternativet med å fastsette grunnlag og satser feltvis vil være kompliserende, og kan åpne for forhandlinger i større grad enn i dag. Feltvise forskjeller i skattesatsene ville dessuten innebære at det oppstår fare for skattemotivert internprising av tjenester feltene imellom, hvilket ville øke de administrative kostnadene ved systemet.

Utvalgets konklusjon er derfor at grunnrenteskatten i petroleumsvirksomheten fortsatt bør beregnes for selskapet under ett.

9.8.2 Skille mellom petroleumsskattesystemet og landskattesystemet

I dagens petroleumsskattesystem er området for særskatteplikt avgrenset gjennom en rettslig standard - uttrykket "utvinning, behandling og rørledningstransport". Dette uttrykk blir bestemmende både for avgrensningen av hvilke former for inntekter som er gjenstand for særskatt og hvilke kostnader som kommer til fradrag i særskattegrunnlaget (og til dels også i den alminnelige inntekt som anses innvunnet på denne måte og som skattlegges etter en sats på 28 prosent). Selv om utvinningsbegrepets kjerne er relativt klart, gir begrepet ikke klare retningslinjer for hvor den eksakte grense går. I petroleumsskattepraksis har man tatt utgangspunkt i avgrensningen av det alminnelige virksomhetsbegrep med de modifikasjoner som fremstår som nærliggende på bakgrunn av de spesielle hensyn som gjør seg gjeldende i petroleumsskattevirksomheten. I praksis har det forekommet en rekke tilfeller hvor problemstillingen har vært fremme og hvor løsningene ikke har fremstått som åpenbare. Bruk av rettslige standarder innebærer i stor grad anvendelsen av skjønn (såkalt rettsanvendelsesskjønn).

En annen teknikk som kunne ha vært anvendt er å positivt regne opp de inntekter som skal være gjeldende for særskatt samt de kostnadsarter som skal komme til fradrag i dette inntektsgrunnlag. Dette vil kunne gi en vesentlig klarere avgrensning. Det vil også tvinge lovgiver til å gå mer detaljert inn i utformingen av særskattebegrepet, noe som formentlig vil føre til klarere regler som gir vesentlig færre tolkningsproblemer. Ulempen vil være at endringer i den måte utvinningsvirksomheten drives på, lett kan føre til at det oppstår nye inntekts- eller fradragsposter som det kan være større eller mindre grunn til å inkludere i særskattegrunnlaget. Dette vil kunne føre til et hyppigere behov for framtidige tilpasninger av regelverket gjennom lovendringer. Dessuten krever en slik teknikk også at man i utgangspunktet foretar en bevisst sortering av de ulike poster - noe som vil være noe mer krevende enn det å basere seg på generelle og mer upresise regler.

Selv om det altså kan anføres gode argumenter for å få det særskilte skattegrunnlaget definert på en klarere måte enn etter dagens regler, er det som nevnt ovenfor også hensyn som taler i mot å avgrense særskatteplikten ved en positiv opplisting av de aktuelle inntekts- og kostnadsarter. En nærmere vurdering av om, og i tilfelle hvordan, en skulle foreta en skarpere avgrensning av særskattegrunnlaget, ville imidlertid kreve ytterligere utredning som utvalget ikke har hatt anledning til å gjennomføre.

9.8.3 Skattlegge den riktige grunnrenten hvert år eller kontantstrømmen?

Nøytral grunnrentebeskatning kan som påpekt i kapittel 2 i prinsippet oppnås flere måter. Det sentrale prinsippet er at grunnrenteskatten må skattlegge nåverdien av ressursen. Man antar at selskapene vil søke å gjøre verdien av ressursen størst mulig, og at en proporsjonal skatt på denne verdien derfor ikke endrer selskapenes tilpasning. Forskjellene mellom de ulike alternativene består i hvordan grunnrenten er periodisert. I økonomisk forstand er de ulike modellene for grunnrenteskatt som er omtalt i kapittel 2, i utgangspunktet likeverdige, men i og med at de innebærer ulik periodisering av skattebetalingene, kan det være forhold som taler for den ene modellen fremfor den andre. Kontantstrømsbaserte skatter innebærer at en slipper å stipulere kapitalslitet for ulike investeringer, men har den ulempen at det årlige skattegrunnlaget avviker fra grunnrenten samme år.

Dagens særskatt kan ses på som en mellomting mellom en overskuddsbasert skatt og en kontantstrømskatt, selv om den formelt sett er en overskuddskatt. Utvalget har vurdert hvorvidt argumentene er sterke for å skattlegge en årlig grunnrente som er så korrekt som mulig, eller om forenklingshensyn kan tale for å bruke en kontantstrømskatt. Utvalget mener at følgende argumenter taler til fordel for å basere særskatten på en overskuddsskatt:

• I utgangspunktet er det en fordel å sikre stor grad av tidsmessig samsvar mellom skattlegging av inntekter og fradrag for tilhørende kostnader, blant annet ved å bruke avskrivningsregler som tilsvarer forventet økonomisk depresiering for driftsmidlene. I et skattesystem som bygger på tidsmessig samsvar mellom inntekter og utgifter vil det for eksempel være mindre komplisert å endre skattesatsen.

• Gitt utgangspunktet om at normalavkastningen i utvinningsvirksomheten skal skattlegges på samme måte som normalavkastningen i andre næringer, med skatt på alminnelig inntekt, er det en fordel om investeringer i hvert driftsmiddel utgiftsføres på samme måte i de to skattegrunnlagene. Hvis ikke, vil hvert driftsmiddel ha to skattemessige verdier. Det vil gjøre skattesystemet mindre oversiktlig og mer komplisert. Blant annet avskrivninger og salgsgevinster må da beregnes ut fra to grunnlag.

• Overskuddsskatter er det vanlige i Norge (i Norge har vi ingen kontantstrømsbaserte skatter) og de fleste andre land, jf. kapittel 4. En omlegging der vi beholder overskuddsbeskatningen av utvinningsvirksomheten, men endrer enkeltelementer i skattegrunnlaget, virker trolig mindre komplisert og uoversiktlig enn om vi innfører kontantstrømsbeskatning i sektoren. Også hensynet til kreditbeskyttelsen, særlig i skatteavtalen med USA, tilsier at en ikke går over til kontantstrømbeskatning.

• Den gjeldende særskatten er basert på overskuddet. Videreføring av overskuddsbeskatning innebærer at behovet for overgangsregler, for eksempel når det gjelder den skattemessige verdien av driftsmidler, blir mindre ved omleggingen av systemet.

Følgende argument taler for å basere særskatten på en kontantstrømskatt:

• Hele skattegrunnlaget er basert på påløpte størrelser i regnskapet - det er ikke nødvendig å gjøre forutsetninger om størrelsen på de årlige avskrivningene eller årlig friinntekt for å skjerme normalavkastningen for grunnrenteskatt.

Etter en samlet vurdering har utvalget kommet til at særskatten i utvinningsvirksomhet bør baseres på en overskuddsskatt. Utvalget legger vekt på at det er ønskelig at periodiseringen av grunnrenten er så riktig som mulig, og at hensynet til enkelhet taler for at en bruker samme prinsipp for kostnadsføring av investeringer i særskattegrunnlaget som i alminnelig inntekt.

9.8.4 Kostnadsbevissthet og kostnadseffektivitet

Et viktig spørsmål er i hvilken grad den høye skattesatsen på sokkelen i seg selv bidrar til å svekke selskapenes kostnadsbevissthet og motiver for kostnadseffektivitet på sokkelen. Denne problemstillingen er i utgangspunktet todelt: For det første er det spørsmål om i hvilken grad kostnader på land/i utlandet, som ikke er relatert til utvinningsvirksomheten på sokkelen, kan komme til fradrag mot særskatten, og dermed uthule grunnlaget for beskatning av grunnrente. For det andre er det spørsmål om et høyt skattenivå bidrar til lavere kostnadsbevissthet i gjennomføringen av prosjekter på sokkelen, dvs. unødig høye investerings- og driftskostnader.

Det fins en rekke kostnadselementer som ikke kan fordeles mellom land (petroleumsprovinser) på en objektiv måte. Det gjelder for eksempel morselskapets administrasjonskostnader og forsknings- og utviklingskostnader. For slike kostnader brukes gjerne fordelingsnøkler av ulike slag, for eksempel fordeling etter antall ansatte, investeringer eller lignende. Da vil det være i selskapenes interesse å bruke en fordelingsnøkkel som belaster provinser med høy marginalskatt på nettoinntekt mer.

I leteutgifter og utbyggingskostnader kan det være innslag av FoU eller kompetanseoppbygging som kommer andre petroleumsprovinser til gode. Med høye marginalskattesatser vil selskapene ha interesse av å gjennomføre denne type (utprøvende) aktivitet på norsk sokkel framfor andre steder. Dette er ikke et utslag av at selskapene ikke er kostnadsbevisste i og for seg, men at kostnadsføring mot norsk inntekt er mest lønnsomt for selskapene.

Resultatet vil bli at norsk sokkel kan framstå med høyere kostnader enn de som reelt sett burde vært belastet sokkelen. Sterke insentiver til å henføre utgifter til norsk sokkel taler isolert sett for en lavere marginalskatt på utgifter. Skattesatsen på utgifter kunne da bringes mer i overenstemmelse med marginalskattesatser andre steder. Det kunne kombineres med en skatt på (deler av) brutto produksjonsverdi, for eksempel tilvarende den produksjonsavgiften man har hatt på norsk sokkel og som man ser i andre petroleumsprovinser. En slik løsning vil utvilsomt føre til vridninger i selskapenes beslutninger som vil virke uheldig inn på ressursforvaltningen. Med et nettobasert inntektskattesystem må fordelingen av kostnader utfordres gjennom kontroll og kompetanse hos oljeskattemyndighetene.

Dagens skattesystem stimulerer til å bruke for mye kapital, fordi staten bærer en større andel av investeringskostnadene gjennom skattefradragene enn det staten tar inn av inntektene. Det gjelder for investeringer på sokkelen, men i enda sterkere grad for selskapenes investeringer utenfor sokkelskatteregimet. En mer nøytral skatt vil bidra til at den samfunnsøkonomiske verdien av kapitalen blir reflektert bedre i selskapenes grunnlag for beslutninger. Det vil stimulere til mindre sløsing med kapital, og kan slik sett føre til større kostnadsbevissthet.

Et annet spørsmål er om selskapene alltid vil strebe etter høyest mulig verdiskaping til fordel for sine aksjonærer (og skatteinnkrever) uten å ta utenforliggende hensyn. Neppe noen bedrift vil tenke bare på å gjøre overskuddet størst mulig i alle situasjoner. I store selskaper, med lang avstand mellom ulike ledernivåer og eierne, kan en godt tenke seg at atferd som ikke maksimerer verdiene for eierne, er rasjonell for lederne, jf. ulike typer organisasjonsteorier om atferd i store bedrifter. Slik adferd kan trolig pågå i et visst omfang over en viss tid, men det er klare grenser for hvor langt denne type ”sløsing” kan drives i et konkurransemarked.

Det stiller seg kanskje noe annerledes i selskap som vedvarende har tilgang på monopolrente eller grunnrente, og derfor ikke står under et stadig press for å sikre marginer. Da kan det være mistanke om at pengene kan sitte noe løsere når kontantoverskuddet i virksomheten er stort. Selv om oljeselskapene vil oppleve ektraordinær høy avkastning og ”gode tider”, har de også vist at de har klart å redusere kostnadene sine betydelig. Da oljeprisen falt i 1986, måtte oljeselskapene bedre sin lønnsomhet. Under dette presset viste det seg mulig, godt hjulpet av teknologiutvikling, å redusere kostnadene. Dersom manglende kostnadsbevissthet av denne typen er et problem, vil imidlertid nedbygging av inngangsbarrierer kunne endre situasjonen, fordi dette vil skjerpe konkurransen på sokkelen.

En annen variant av problemet med kostnadsbevissthet er at selskapene kan hevde at de ikke vil anstrenge seg for å holde kostnadene nede, fordi det likevel er lite å vinne for dem. Mer konkret kan det dreie seg om å pådra seg kostnader i dag for å redusere framtidige kostnader. I så fall er det grunn til å tro at et nøytralt skattesystem ikke påvirker beslutningen, uansett om skattesatsen er høy. Det vil da være rasjonelt for selskapene å operere så kostnadseffektivt som mulig. Hvis investeringen er lønnsom før skatt, vil den også være det under et nøytralt skattesystem.

Blant annet fordi perfekt nøytralitet ikke er mulig å oppnå, er det imidlertid grenser for hvor høyt skattesatsene, særlig på utgifter, bør settes. Det skattegrunnlaget som utvalget foreslår, i kombinasjon med skattesatser omtrent som i dag, burde gi selskapene gode økonomiske insentiver til å øke inntekter og redusere kostnader så langt som det er lønnsomt.

De underliggende regler for henføring av kostnader og inntekter mellom virksomheten i de enkelte lisensene og øvrig virksomhet kan være av vesentlig betydning for spørsmålet om kostnadsbevissthet. Samarbeidsavtalene fastsetter prinsippene for hva operatøren kan belaste den enkelte lisens. Utfyllende bestemmelser om operatørens føring av regnskapet blir fastsatt i regnskapsavtalene. I henhold til disse avtalene vil operatørene belaste felleskostnader (direkte kostnader, indirekte kostnader, forskning og utvikling, hovedledelse, materiell og tjenester fra operatør, ikke-operatør m.v.) delvis eller fullt ut til den enkelte lisens. Et nylig eksempel på dette er behandlingen i 1999 av de såkalte restruktureringskostnadene, eller nedbemanningskostnader (tidligpensjonering og sluttpakker til ansatte m.m.), hvor slike kostnader ble belastet lisensene av operatørene. Høy marginalskatt i sokkelaktiviteten kan medvirke til at det er gunstig for operatøren å få belastet en størst mulig andel av slike felleskostnader til lisensen. Problemstillingen omkring belastning av felleskostnader vanskeliggjøres ytterligere i de tilfeller hvor ett selskap har flere operatørskap og dermed i utgangspunktet mulighet for å belaste disse kostnadene på en mest mulig optimal måte for selskapet.

9.8.5 Nærmere om selskapenes beslutningskriterier og interesse for prosjekter

9.8.5.1 Innledning

I dette avsnittet vil utvalget drøfte nærmere ulike spørsmål av relevans for selskapenes beslutninger og atferd på norsk sokkel. En sentral problemstilling er hva som er det viktigste kriteriet for selskapenes beslutninger. I så måte er omtalen relatert til omtalen av kostnadsbevissthet i forrige avsnitt. Vi er her særlig opptatt av om selskapene i tillegg stiller krav til et absolutt nivå på nåverdien, utover at den skal være større enn 0, før de er villige til å gjennomføre et prosjekt. I tilfelle er det grunn til å spørre om det norske skattesystemet hindrer at lønnsomme felt blir bygget ut. En slik bekymring er uttrykt blant annet i Oljeindustriens Landsforenings rapport av 28.12.99 til utvalget, der det blant annet heter:

"Inntjening etter skatt er vesentlig lavere i Norge enn i sammenlignbare oljeprovinser. Reduserte skattesatser vil kunne føre til bedre inntjening for selskapene, økt aktivitet for leverandørindustrien og økt proveny til staten ved at flere nye felt blir bygget ut og derved gir inntekter man ellers ikke ville fått til beskatning."

Vi skal drøfte denne problemstillingen nærmere i det følgende, men utvalget vil peke på at beregningene i kapittel 6 tydelig viser at det gjeldende skattesystemet kan gjøre det lønnsomt å bygge ut marginalt lønnsomme felt og også submarginale felt for selskap i særskatteposisjon.

Vi skal først drøfte noen generelle sider ved investeringsatferden til de selskapene som pr. i dag er aktive på norsk sokkel. Denne beskrivelsen er blant annet basert på innspill utvalget har mottatt fra Oljeindustriens Landsforening, en investeringsbank i London, samt rapporter utarbeidet av konsulentfirmaet Wood Mackenzie og dr. oecon. Petter Osmundsen. Gjennomgåelsen nedenfor indikerer blant annet at selskapene i relativt stor grad spesialiserer seg og opererer innenfor ulike nisjer. Tradisjonelt har for eksempel de største selskapene fokusert sin virksomhet mot områder med lav funnsannsynlighet, men med mulighet for store funn, mens små selskaper ofte har vært aktive i mer modne områder.

Et spesielt trekk ved atferden som beskrives, er kravet om materialiteteller finansielt volum,dvs. at en del selskaper tilsynelatende krever et visst absolutt nivå på lønnsomheten før de er villige til å gjennomføre et prosjekt . Oljeindustriens Landsforening har beskrevet dette kravet på følgende måte i den nevnte rapporten til utvalget:

"Etter hvert som det økonomiske potensialet i et prospekt/funn blir mindre, vil innsatsen selskapet knytter til dette reduseres. Under et visst økonomisk nivå, som vil variere fra selskap til selskap, vil det ikke være tilgjengelig kompetanse (menneskelig/teknologisk/kommersielt) til å utnytte potensialet i et prospekt/funn. Den økonomiske gevinsten knyttet til merinnsatsen vil ikke være regningssvarende. Ledelsens oppmerksomhet vil også være betydelig mindre på prospekter/funn av mindre økonomisk betydning. Dersom ikke prospektet/funnet gir et betydelig bidrag til dekning av for eksempel faste kostnader, vil det være få incentiver til å engasjere seg sterkt i dette. Finansielt volum står derfor sentralt i de enkelte selskapers beslutninger om å sette inn ressurser på nye prosjekter."

Dersom alle selskaper fulgte en slik beslutningsregel, ville små, men lønnsomme felt ikke bli utbygd, noe som ville være uheldig fra et samfunnsøkonomisk synspunkt. Som det vil framgå nedenfor, kan kravet om materialitet tenkes forklart på flere måter; for eksempel kan det skyldes selskapsspesifikke kostnader knyttet til selskapenes spesialisering. Ingen av forklaringene som presenteres nedenfor, impliserer imidlertid at myndighetene direkte bør stimulere utbygging av små felt. Subsidiering av slik virksomhet kan tvert imot komme til å bety at den samfunnsøkonomiske lønnsomheten går ned. Det viktigste virkemidlet for å sikre gjennomføring av små, men samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter, vil være nedbygging av inngangsbarrierer på sokkelen, samt tilrettelegging for omsetning av andeler. Dette understreker betydningen av større likestilling mellom selskaper i og utenfor skatteposisjon, jf. kap. 6.

Nedenfor vil vi først omtale noen trekk ved selskapenes spesialisering, samt utviklingen over tid i hvilke typer selskaper som har vært aktive i ulike petroleumsprovinser. Deretter vil vi drøfte begrepet materialitet. For en omtale av selskapenes avkastningskrav viser vi til vedlegg 5. Til slutt i avsnittet omtaler vi Oljeindustriens Landsforenings konklusjoner om virkningene av ulike skatteregler og lisenspolitikk på norsk og britisk sokkel.

9.8.5.2 Utvikling av selskapenes kjerneområder

Oljeselskapene synes gjennomgående å utvikle både forretningsmessigeog geografiske kjerneområder. En ser slik atferd også innenfor andre næringer, selv om tilnærming og vektlegging av de ulike hensynene i utformingen av selskapsstrategien naturlig vil variere.

Når det gjelder forretningsmessige kjerneområder, har selskapene tradisjonelt siktet sin virksomhet inn mot enten å være leverandører av varer og tjenester til rettighetshaverne på kontinentalsokkelen, eller mot å være et oljeselskap med rettigheter i utvinningstillatelser (konsesjon). Innenfor disse hovedområdene ser en igjen spesialisering. Innen leverandørnæringen ser en eksempelvis spesialisering innen skyting og prosessering av seismikk, engineering, bygging av plattformer og leverandører av annet utstyr. Noen oljeselskaper fokuserer på store, teknisk avanserte prosjekter, andre på enklere småfelt, mens atter andre konsentrerer seg om haleproduksjon. På tilsvarende måte ser en at selskaper innenfor nedstrømsområdet fokuserer på ulike aktiviteter; herunder raffinering, petrokjemi samt gassdistribusjon og markedsføring.

Mange selskaper samler flere av sine forretningsmessige kjerneområder i den vertikale delen av verdikjeden. Dette gjelder særlig for oljeselskaper som er involvert oppstrøms og ønsker aktivitet nedstrøms, og nedstrømsselskaper som ønsker oppstrømsdeltagelse. Fokus på forretningsmessige kjerneområder har også ført til at deler av for eksempel driften av installasjoner og boring er satt ut til kontraktører (out-sourcing). Ifølge OED synes det imidlertid å være liten interesse hos leverandørene for å engasjere seg i forretningsområder der de blir direkte konkurrenter med sine hovedkunder, som normalt er oljeselskapene.

I letefasen vil selskapene under stor usikkerhet ta stilling til om de ønsker deltakelse i en aktivitet eller ikke. De største oljeselskapene later til å ha sitt hovedfokus på store prosjekter, mens de synes mer tilbakeholdne med å engasjere seg i nye leteaktiviteter, eller å fortsette sin letevirksomhet i mer modne områder der sannsynligheten for å påvise store funn er liten, men hvor en kan ha en betydelig ressursbase med små funn. Det finnes også selskaper i næringen som forestår flere virksomheter som tilsynelatende gir små stordriftsfordeler på tvers av forretningsområdene.

Fokus på geografiske kjerneområder henger sammen både med valget av forretningsmessige kjerneområder og hensynet til risikospredning. Eksempelvis vil et selskap som i utgangspunktet har leting og utbygging av store felt som forretningsmessig kjerneområde, naturlig nok ønske å fokusere på geografiske områder der det er god grunn til å tro at det finnes slike feltutbygginger. Et selskap som har sitt fokus mot haleproduksjon, vil derimot søke å etablere sine aktiviteter i modne provinser. Det vil videre være naturlig at selskap velger områder der mest mulig av den tekniske, geologiske og annen kompetanse selskapet besitter, kan benyttes. Selskaper med en strategi som innebærer integrering av opp- og nedstrømsaktivitet, vil søke å fokusere sine oppstrømsaktiviteter i de områder som forsyner satsingsområdene lengre ned i verdikjeden (nedstrøms), og vice versa. Særlig for deler av gassmarkedene vil det være en sterk relasjon mellom oppstrøms-provinser og markedene nedstrøms.

Når et selskap foretar valg av geografisk kjerneområde, vil forhold som prospektivitet, tildelingspolitikk og fiskale rammevilkår være sentrale. Valg av geografiske kjerneområder er også knyttet til spredning av risiko. Risikospredning trekker i retning av en bred base av regioner, med ulike former for risiko, innenfor aktivitetsporteføljen.

Både politisk, markedsmessig og teknisk risiko har en geografisk dimensjon. Få store oljeselskaper synes å ville legge en stor andel av sine aktiviteter i land med stor usikkerhet om de framtidige politiske forhold, selv om avkastningen ved aktiviteter der forventes å være god.

9.8.5.3 Utvikling av selskapsdeltakelse i petroleumsprovinser

I nye petroleumsprovinser ser en ofte at store, fullt integrerte oljeselskaper har en dominerende stilling. Slike selskaper har gjerne stor og bred teknisk kompetanse, og vilje og evne til å ta stor risiko. De største oljeselskapene har ofte sin kjernevirksomhet i områder der funnmulighetene er store, mens funnsannsynligheten er liten. I andre land har de største oljeselskapene vært mer tilbakeholdne med å utvikle små funn, særlig dersom disse ikke er beliggende nær felt der de selv er deltakere. Etter hvert som en petroleumsprovins modnes, ser en ofte at mindre oljeselskaper får en mer fremtredende plass, både som operatør og deltaker. Disse selskapene har ofte mer spesialisert kompetanse knyttet til denne typen virksomhet.

Operatørbildet varierer sterkt fra område til område. I enkelte land, som for eksempel Mexico og Saudi-Arabia, forestår det nasjonale statseide selskap alle de operative funksjonene, og har eierskapet til all produsert petroleum. Slik var det også inntil nylig i Venezuela og Brasil. I disse landene er det nå åpnet opp for internasjonal deltakelse både som operatør og deltaker, men fortsatt har de nasjonale selskapene en svært sterk stilling i disse landene. I OECD-området har det gjennomgående vært større bredde i selskapsdeltakelsen. Det har generelt vært de største selskapene med bred kompetanse innenfor alle fagområder som har startet utviklingen av nye provinser. Her har det også ofte vært store teknologiske utfordringer, som for eksempel store vanndyp. Ettersom provinsene er blitt mer modne og teknologien mer utprøvet, har mindre og mer spesialiserte selskaper kommet til. I enkelte svært modne områder, for eksempel på grunt vann i Mexicogolfen, har de store selskapene praktisk talt trukket seg helt ut av produksjonsaktivitetene.

Det er to store produksjonsområder det kan være særlig grunn til å beskrive litt nærmere, Storbritannia og USA. Ved oppstarten av oljevirksomheten i Storbritannia var det et stort innslag av store internasjonale selskap. BP, Shell, Mobil, Amoco og Conoco sto for mesteparten av aktiviteten de første 15 årene, og er fremdeles aktive. I 1990-årene har de fleste funnene i Storbritannia vært gjort av de store tradisjonelle oljeselskapene, men med et økende innslag av mindre, spesialiserte selskaper. Produksjonen opereres i hovedsak av store oljeselskaper, men leverandører har ofte et sterkt engasjement i den daglige driften. Dette er regulert gjennom avtaler mellom operatøren og leverandøren. Det er nå om lag 120 rettighetshavere på britisk kontinentalsokkel. Nærmere 30 av disse har operatøroppgaver.

I USA står små oljeselskaper for en betydelig del av petroleumsproduksjonen. I motsetning til andre petroleumsområder, hvor de store selskapene har dominert aktiviteten i den første tiden, har små aktører hatt en rolle siden oppstarten av petroleumsvirksomhet i USA. Mønsteret er likevel at de store, ressurssterke oljeselskaper leter i nye områder med muligheter for store funn, som for eksempel i Alaska og på større havdyp i Mexicogolfen, mens de små selskapene er mest aktive i de mer modne områdene..

9.8.5.4 Hindrer skattesystemet utbygging av lønnsomme felt? - Om materialitet/finansielt volum

Begrepet materialitet,også kalt finansielt volum,står ifølge OLF sentralt i selskapenes investeringsbeslutninger, jf. sitat foran. Det hevdes at selskapene ikke vil ønske å gå inn i aktiv lete- og/ eller produksjonsvirksomhet i et felt med mindre de har grunn til å tro at forventet lønnsomhet er relativt betydelig. Det i seg selv at et felt forventes å være lønnsomt er tilsynelatende ikke nok (se også Osmundsen, 2000). Vi vil her definere et krav om materialitet som en situasjon der investeringer med en internrente som overstiger kapitalens alternativavkastning, ikke gjennomføres med mindre prosjektets netto nåverdi (absolutt lønnsomhet) er større enn et visst (strengt positivt) nivå.

Oljeselskapene har en åpenbar strategisk interesse i å overbevise myndighetene om at et visst nivå på lønnsomheten er nødvendig for at utbygging og utnytting skal finne sted. Også informasjon fra øvrige kilder indikerer imidlertid at selskaper tilsynelatende av og til avstår fra å forfølge prosjekter som isolert sett har forventet positiv, men liten nåverdi.

Dette kan synes å være i strid med økonomisk teori, siden det der normalt forutsettes at bedrifter er profittmaksimerende. Om en ønsker å gjøre profitten så stor som mulig, bør en i utgangspunktet iverksette alle lønnsomme prosjekter; også om den absolutte lønnsomheten målt ved nåverdi ikke er spesielt stor, så lenge den faktisk er positiv.

Dette reiser flere spørsmål av prinsipiell art. For det første er resonnementene vedrørende skattesystemets nøytralitetsegenskaper som ble omtalt i kapittel 2, basert på en forutsetning om profittmaksimering hos selskapene. Et skattesystem som ville ha vært nøytralt med profittmaksimerende bedrifter, kan være ikke-nøytralt dersom bedriftene følger en annen atferdsregel.

For det andre er det ikke gitt at et nøytralt skattesystem i det hele tatt er ønskelig dersom selskapene ikke maksimerer sin profitt. I et slikt tilfelle kan det hende skattesystemet tvert imot bør stimulere selskapene til å endre sin tilpasning i forhold til en situasjon uten skatt. En analyse av hvordan dette kunne gjøres, eller hva som ville bli konsekvensen av ulike virkemidler, ville imidlertid kreve en alternativ spesifisering av hva som faktisk avgjør selskapenes beslutninger, og det er ikke klart hva denne alternative spesifiseringen bør være. Standard teori for optimal virkemiddelbruk i offentlig sektor (avgifter, subsidier, direkte reguleringer osv.) er også basert på en antakelse om profittmaksimering. Med andre ord er det svært vanskelig å vite hvordan en kan påvirke en atferd som en ikke kjenner årsaken til og/eller beveggrunnene bak.

En alternativ hypotese er imidlertid at forutsetningen om profittmaksimering faktisk holder, men at visse bedriftsøkonomiske kostnader eller beskrankninger ikke er hensyntatt i lønnsomhetsberegningene som ligger til grunn for påstandene om materialitet.

Bedriftsspesifikke transaksjonskostnader

Spørsmålet om den optimale størrelsen på en bedrift er et klassisk problem i økonomisk teori. Coase (1937) pekte på at transaksjonskostnader er et sentralt begrep her. Dette er kostnader som for eksempel informasjonsinnhenting, koordinering, utforming av kontrakter osv. Dersom det ikke fantes transaksjonskostnader, ville vi neppe se bedrifter i det hele tatt: Markedet kunne ordne opp, for eksempel ved at én arbeider ved et samlebånd solgte halvferdige deler videre til nestemann, mens eieren av kapitalutstyret kunne leie ut plasser ved samlebåndet. Når mange transaksjoner likevel skjer innenfor bedrifter, som oftest uten eksplisitt internprising, kan det være fordi transaksjonskostnadene kan reduseres ved organisasjonsmessig planstyring.

Dersom transaksjonskostnadene ved planstyring alltid var lavere enn i markedet, ville vi imidlertid vente å se at all produksjon ble organisert innenfor ett eneste stort firma, siden dette ville minimere transaksjonskostnadene. Slik er det selvsagt ikke i praksis: Bedrifter organiserer seg i enheter av varierende størrelse, og selv om mønsteret kan endres noe over tid, er det vanskelig å tro at utviklingen går mot en så ekstrem situasjon. Coase (1937) forklarte dette blant annet ved at marginalkostnaden ved å organisere transaksjoner internt i bedriften kan tenkes å stige med bedriftsstørrelsen, slik at det på et visst punkt ikke vil lønne seg å ekspandere mer.

Ut fra en slik tankegang kan det dermed godt tenkes situasjoner der profittmaksimerende bedrifter vil takke nei til å gå inn på prosjekter som isolert sett er lønnsomme, fordi gjennomføringen av prosjektet vil øke organisasjonsmessige kostnader i akkurat denne bedriften. Prosjektet kan imidlertid likevel være lønnsomt for en annen bedrift.

Nyere litteratur fremhever at transaksjonskostnader ikke kan sees isolert fra produksjonskostnadene (se for eksempel Milgrom og Roberts, 1992). Både organisasjonsstruktur og optimal bedriftssstørrelse vil antakelig avhenge av hva bedriften produserer. I praksis ser vi da også at bedrifter spesialiserer seg, målretter sin kompetanse og finner seg nisjer, slik det for eksempel framkommer i omtalen over av selskapenes valg av kjerneområder. Verken på sokkelen eller på land er det slik at enhver bedrift søker å investere i alle lønnsomme prosjekter.

Selskapenes krav om materialitet kan tolkes som et krav om kompensasjon for organsisasjonsmessige belastninger av denne typen. Det kan tenkes at selskapene som pr. i dag er på sokkelen, vurderer det slik at små prosjekter ikke ligger innenfor det de betrakter som sin nisje, og at gjennomføring av slike prosjekter derfor vil ha relativt store organisasjonsmessige kostnader. Denne tolkningen er ikke i strid med den fundamentale antakelsen om profittmaksimering.

Administrative kostnader som kan utgiftsføres på det aktuelle prosjektet, vil ikke nødvendigvis gi krav om materialitet ut fra denne tankegangen hvis skattesystemet er nøytralt, siden slike kostnader må antas å være inkludert i lønnsomhetsvurderingene. Men dersom et nytt prosjekt belaster organisasjonen på en måte som går ut over organiseringen av selskapets øvrige aktivitet, er det ikke sikkert at disse kostnadene vil bli betraktet som en del av prosjektkostnadene i lønnsomhetsvurderingen.

Dersom kravet om materialitet skyldes selskapsspesifikke transaksjonskostnader, må en anta at subsidiering av små prosjekter vil føre til at selskapenes interesse for å bygge ut små prosjekter øker. Det er imidlertid ikke klart at dette ville være samfunnsøkonomisk lønnsomt. Organisasjonsmessige kostnader må antas å være reelle. Det er heller ikke klart at de reflekterer eksterne effekter som bør korrigeres med et subsidie. Fordi kostnadene er selskapsspesifikke, vil lønnsomheten av utbyggingen - både den samfunnsøkonomiske og bedriftsøkonomiske - avhenge av hvilket selskap som gjennomfører prosjektet. For de selskapene som har lave nok selskapsspesifikke kostnader til at utbyggingen er samfunnsøkonomisk lønnsom, vil den imidlertid også være bedriftsøkonomisk lønnsom, gitt at skattesystemet er nøytralt. Den mulige forklaringen av begrepet materialitet vi har sett på her, gir derfor ikke argumenter for å subsidiere utbygging av små felt dersom formålet er samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

Det vil kunne være et problem her knyttet til skattesystemets nøytralitet: Hvis selskapsspesifikke organisatoriske kostnader vanskelig kan utgiftsføres på prosjektet, kan det hende de ikke vil være fradragsberettiget med samme marginale skattesats som de inntekter de eventuelt vil generere. Hvis kostnadene er knyttet til at prosjektet faller utenfor selskapets spesialområde, vil en skattemessig diskriminering av slike kostnader imidlertid være uten betydning (eller i alle fall av begrenset betydning) for selskaper som faktisk spesialiserer seg på den aktuelle prosjekttypen, fordi disse vil ha små eller ingen organisasjonsmessige kostnader av den typen vi diskuterer her.

Hvis det oppstår en situasjon der lønnsomme prosjekter ikke realiseres fordi de faller utenfor spesialiseringsområdet til eksisterende bedrifter, vil det i de fleste bransjer dannes nye bedrifter som spesialiserer seg på den aktuelle typen virksomhet. Med inngangsbarrierer for ny virksomhet bremses imidlertid denne mekanismen. En forklaring på at materialitet tilsynelatende er et sentralt hensyn for selskaper på sokkelen, mens en sjelden hører snakk om dette i andre sektorer, kan derfor være at det synes å være relativt høye inngangsbarrierer på sokkelen. I tillegg til de skattemessige konkurransevridningene i nye selskapers disfavør som er omtalt i kap. 6, er tilgangen til sokkelen pr. i dag begrenset via systemet for konsesjonstildeling. Det kan også tenkes at det er andre inngangsbarrierer. Riktignok kan nye selskaper til en viss grad omgå disse inngangsbarriererene ved å kjøpe seg andeler på sokkelen innenfor §10-systemet (se kapitel 8). Denne muligheter er likevel begrenset til situasjonen der eksisterende selskaper i skatteposisjon har søkt og fått tildelt "små" lisenser som de ikke selv ønsker å drive. Dersom selskaper i skatteposisjon ikke ser det som en del av sin "nisje" å søke på små andeler, eller av ulike grunner ikke ønsker å selge andeler de har fått tildelt, vil nye selskaper måtte søke selv, men dermed vil de bli utsatt for de skattemessige ulempene det innebærer å være utenfor skatteposisjon.

Dersom kravet om materialitet skyldes selskapsspesifiskke organisasjonskostnader, blir nedbygging av inngangsbarrierer dermed et helt sentralt virkemiddel for å sikre utbygging av små, men lønnsomme felt.

Ressursskranker i selskapene

En annen mulig forklaring på fenomenet materialitet er at selskapenes tilgang på visse typer ressurser er begrenset, i alle fall på relativt kort sikt. Hvis selskapene har skranker på kapitaltilgangen, for eksempel ved at tilgangen til lånefinansiering er begrenset, kan det være prosjekter som i og for seg er lønnsomme, men som likevel ikke kan realiseres. Imidlertid rimer ikke dette helt med at en tilsynelatende er opptatt av absolutt nivå på enkeltprosjektenes lønnsomhet: I et slikt tilfelle ville en profittmaksimerende bedrift maksimere profitt (netto nåverdi) pr. krone kapitalinnsats, noe som ville gjøre internrenten, ikke nåverdien for hele prosjektet, til et tilnærmet riktig rangeringskriterium.

En kan imidlertid tenke seg at selskapenes tilgang til visse typer personalressurserer begrenset, kanskje særlig lederkompetanse. Hvis dette reelt sett begrenser selskapets aktivitet, vil et relevant rangeringskriterium for prosjekter være netto nåverdi pr. enhet ledelsesinnsats. Dersom det er faste ledelseskostnader knyttet til felt, kan dette tilsi at aktiviteten bør konsentreres om store felt, til tross for at disse kan ha lavere internrente.

Heller ikke her er det åpenbart at subsidiering av små felt vil gi en samfunnsøkonomisk mer lønnsom løsning, siden det ikke er klart at det er avvik mellom bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Dersom det ikke kommer nye selskaper inn, vil subsidiering bare gi en omfordeling av gitte lederressurser, noe som vil føre til lavere total netto nåverdi. Nedbygging av inngangsbarrierer vil derimot (i alle fall på litt sikt) kunne bety at nye aktører kommer inn, noe som kan øke den totale tilgangen på lederkompetanse.

Hypotesen om begrensninger på tilgjengelig lederkompetanse har likhetstrekk med hypotesen om selskapsspesifikke transaksjonskostnader. Dersom det ikke var interne transaksjonskostnader, er det dessuten vanskelig å forklare hvorfor selskapene ikke simpelthen kan ansette flere kompetente ledere.

Stordriftsfordeler

Stordriftsfordeler i selve produksjonen på feltet skal i utgangspunktet være reflektert i lønnsomhetsberegningene, og kan derfor ikke forklare fenomenet materialitet. Det kan imidlertid også tenkes at det er stordriftsfordeler i organiseringen av produksjonen på sokkelen, slik at det går med mer konsernressurser totalt sett om et felt deles på flere selskaper, enn om ett selskap driver feltet alene. I så fall kan det være ulønnsomt å ha en andel av et felt, selv om det ville være lønnsomt å drive feltet alene. Tilsvarende kan vi tenke oss at det er ulønnsomt å drive et lite felt, mens det kunne være lønnsomt å drive flere felt som har noe til felles som gjør at konsernressursene pr. felt kan begrenses.

I dette tilfellet er det imidlertid heller ikke grunn til å tro at subsidiering av små felt gir økt samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Økt effektivitet krever her økt konsentrasjon. Det er ikke opplagt at subsidiering vil gi et slikt resultat. Derimot burde dette være en velegnet oppgave for markedet: Dersom det er kostnadsbesparelser å hente på at et felt som er delt mellom to parter i stedet drives av den ene parten alene, er det potensiale for en handel til begge parters fordel. Med et velfungerende marked skulle en derfor vente at dette problemet ville løse seg selv. For at dette skal fungere, er det imidlertid nødvendig at det ikke er hindringer i veien for omsetning av andeler. Et mulig virkemiddel for å bedre utnyttelsen av små, lønnsomme felt, kan derfor være å påse at slike hindringer (skattemessige og andre) begrenses i størst mulig grad.

Realopsjoner

Det kan også tenkes situasjoner der selskapene lar være å bygge ut lønnsomme prosjekter fordi de finner det mer lønnsomt å vente. Dette kan for eksempel skje på bakgrunn av forventninger om endret oljepris, teknisk framgang, kostnadsreduksjoner av andre årsaker, eller forventninger om endret politikk fra myndighetenes side.

Dersom selskapene velger å vente på grunn av realøkonomiske forhold, vil ikke dette nødvendigvis være i strid med en samfunnsøkonomisk lønnsomhetsvurdering. Utsettelse av prosjekter i påvente av bedre politiske rammebetingelser, for eksempel forventede skattelettelser, kan være samfunnsøkonomisk ulønnsomt. Det er imidlertid liten grunn til å tro at for eksempel subsidiering av små felt vil være et hensiktsmessig virkemiddel i slike tilfeller.

Konklusjon

Det synes derfor som om det viktigste virkemidlet for å sikre utbygging av prosjekter som er små, men samfunnsøkonomisk lønnsomme, er nedbygging av inngangsbarrierer på sokkelen. Ved å redusere inngangsbarrierene for nye aktører på norsk kontinentalsokkel kan en sikre interessen for utbygging av felt som gir mindre materialitet enn hva selskapene som i dag opererer på sokkelen muligvis krever. De selskapene som i dag er på sokkelen kan også selv foreta tilpasninger i sine lisensporteføljer for å bedre sin materialitet. Derfor er det viktig at markedet for omsetning av lisenser fungerer godt. I den forbindelse mener utvalget at forslaget om generelle, forutsigbare skatteregler ved overdragelser legger til rette for større omsetning.

9.8.5.5 Sammenhengen mellom aktivitetsnivå og skattenivå på britisk sokkel

I OLFs rapport til utvalget er det vist til analyser utført av Conoco som sammenligner de fiskale rammevilkårene på britisk og norsk side av kontinentalsokkelen. I kommentar til disse analysene hevder OLF at Norge, på grunn av det høye skattenivået, "kan gå glipp av både skatteinntekter i ikke ubetydelig omfang og investeringer som ville komme leverandørindustrien til gode”. OLF skriver også i rapporten:

”Storbritannia har klart å beholde et høyt aktivitetsnivå i et svært modent område. Dette har skjedd ved å tilpasse skattesystemet til et nivå som gir god inntjening til staten samtidig som det har virket stimulerende på aktiviteten.”

Det er ulike oppfatninger av i hvilken grad skattereduksjonene i Storbritannia har hatt avgjørende betydning for aktivitetsnivået. Produksjonsøkningen på felt som ble utbygget etter 1985 på britisk sektor, var på 997.000 fat/dag fra 1990 til 1995. Martin (1997) forsøker å beregne hvilken andel av denne økningen som kan tilskrives skatteendringer i 1983 og 1993, hvilken del som skyldes teknologisk endring, og hvilken del av produksjonsøkningen som kom fra felt som var så lønnsomme at de uansett ville blitt bygget ut. Han kommer til at 36,3 prosent av produksjonsøkningen kan tilskrives felt som ikke ville blitt utviklet om en ikke hadde gjennomført skattelettelsene.

Et problem med studien er at den forutsetter at felt som har en internrente under 15 prosent, ikke vil bli bygget ut. I ettertid viser det seg likevel at flere utbygde felt faktisk har lavere internrente. Det kan skyldes at utviklingen er blitt annerledes enn forventet, men det kan også skyldes at selskapene ut fra utvidede kriterier setter i gang prosjekter med lavere forventet lønnsomhet enn forutsatt i studien. Kritikere (Rutledge og Wright, 1998) hevder at det er fullt mulig at de feltene som i Martins studie har havnet i kategorien som er utløst av skattelempninger, kan være felt som ville vært bygget ut uansett. Selv om Martin skulle ha rett i at de aktuelle utbyggingene alene skyldes skattelempningene, viser kritikerne at akkumulert produksjon fra disse feltene utgjorde bare 20,5 prosent av totalen for de nye feltene som til sammen gav den store produksjonsøkningen på britisk sektor.

Rutledge og Wrights konklusjon er at det britiske petroleumsskattesystemet er altfor generøst overfor selskapene. Selskaper som opererer på britisk sokkel, oppnår langt høyere lønnsomhet etter skatt sammenliknet både med øvrig britisk industri og med olje- og gassprovinser ellers i verden. Dette framgår også av sammenligningen som Wood Mackenzie har gjort av fiskale vilkår i et utvalg land, jf. avsnitt 4.11. Som vist i de to første grafene i figur 4.3, vil selskapene i Storbritannia sitte igjen med en betydelig større andel av nåverdien av lønnsomme felt. Avkastningen pr. investert krone vil imidlertid være mer sammenlignbar med andre land, fordi selskapene i Storbritannia må bære en større del av investeringsforpliktelsene etter skatt, jf. fjerde graf i figur 4.3. Rutledge og Wright viser til at det norske skatteregimet og SDØE siden 1990 har vært mye mer effektive i å skaffe staten inntekter enn det britiske. Inntektene til den norske stat pr. produsert fat har vært vesentlig høyere enn tilsvarende britiske inntekter, uten at forfatterne kan tilskrive denne forskjellen høyere lønnsomhet på norsk sektor. I 1996 var inntektene pr. produsert fat i Norge dobbelt så høye som i Storbritannia. Utvalget finner også grunn til å påpeke at små felt på norsk sokkel også blir bygget ut.

Rutledge og Wright stiller spørsmål ved fornuften i å gjennomføre skattelettelser hvis siktemål er økt utvinning, når effekten i stor grad begrenser seg til å øke selskapenes avkastning og kontantsstrøm.

Det er for øvrig verdt å legge merke til at de britiske myndighetenes begrunnelse for skatteendringene i 1993 ikke framhevet ønsket om å stimulere til nye utbygginger. Begrunnelsen for ikke å ilegge særskatt (PRT-Petroleum Revenue Tax) på nye felt var tvert om at PRT førte til vridninger i investeringsbeslutningene. Det skyldtes store fradrag i selskapets PRT-betalinger fra lønnsomme felt for kostnadene ved ny leting og utbygging. Reglene tillot også selskapene å få tilbakebetalt innbetalte PRT-beløp (med rente) fra tidligere år. I ett år oversteg statens utbetalinger av PRT-inntektene fra PRT. Etter myndighetenes vurdering kostet den pågående aktiviteten for mye i redusert skatt i forhold til hva en kunne forvente å få inn i skatt fra de nye feltene som ble ansett som moderat lønnsomme. Etter skatteomleggingen kom den nye aktiviteten utenfor PRT-regimet. Det førte til vesentlig høyere PRT-betalinger i påfølgende år enn om de tidligere reglene var blitt videreført. Etter 1993 har regjeringen vært bekymret for at skattenivået ikke er høyt nok, men en konsultativ prosess med selskapene ble stoppet i perioden med lave oljepriser for vel ett år siden.

9.8.6 CO₂-avgiften

På norsk sokkel betales det en CO₂-avgift pr. liter olje og kondensat og pr. standard kubikkmeter gass som forbrennes eller slippes direkte ut til luft på plattform, installasjon eller anlegg som benyttes i forbindelse med utvinning eller transport av petroleum på norsk kontinentalsokkel. Avgiften regnes som fradragsberettiget driftskostnad i petroleumsvirksomheten, noe som bidrar til å redusere ordinær skatt og særskatt som oljeselskapene faktisk må betale. Fra og med 1. januar 2000 er avgiften 70 øre.

Hensynet til kostnadseffektivitet er sentralt ved utformingen av miljøpolitiske virkemidler. Det betyr at virkemidlene bør utformes på en måte som sikrer at et gitt nivå for miljøkvalitet oppnås til lavest mulig kostnader for samfunnet. En har i utgangspunktet valget mellom to hovedtyper av virkemidler: økonomiske virkemidler eller administrative virkemidler. Hvilke typer av virkemidler som er mest hensiktsmessig å benytte, avhenger blant annet av myndighetenes informasjon og hvordan miljøskadene varierer med utslippskilden. For en nærmere diskusjon om valg av virkemidler i miljøpolitikken vises det til NOU 1996: 9 ” Grønne skatter – en politikk for bedre miljø og høy sysselsetting” og NOU 1995: 4 ”Virkemidler i miljøpolitikken”. I disse utredningene vises det til at økonomiske virkemidler er særlig fordelaktige ved generelle miljøproblemer med mange utslippskilder.

Økonomiske virkemidler omfatter i hovedsak avgifter og kvoter. Panteordninger og subsidier er også eksempler på økonomiske virkemidler, men disse er ikke særlig aktuelle i petroleumssektoren. Et system med omsettelige kvoter vil i teorien ha mye til felles med avgifter. Nivået på avgiften vil under visse forutsetninger tilsvare markedsprisen på kvotene, og avgiftsprovenyet vil tilsvare inntektene ved salg av utslippskvotene. En eventuell tildeling av gratis kvoter vil innebære en inntektsoverføring fra staten, som tilsvarer en økonomisk kompensasjon i et avgiftssystem. I NOU 2000: 1 ”Et kvotesystem for klimagasser” anbefales det at det innføres et bredt nasjonalt kvotesystem for klimagasser med kvoteplikt fra 2008. Kvoteutvalget var imidlertid delt i synet på om enkelte sektorer skulle få gratiskvoter eller ikke.

Utvalget legger til grunn at CO₂-avgiften vil bli brukt som virkemiddel inntil et kvotesystem er på plass. Hensikten med miljøavgifter er å bidra til en riktig prising av miljøskadelige aktiviteter og dermed en samfunnsøkonomisk mer riktig ressursbruk. En miljøavgift vil kunne bidra til en mer effektiv utnyttelse av samfunnets ressurser, samtidig som den gir et visst proveny til staten. Miljøavgifter tar, i motsetning til bedriftsbeskatningen, sikte på å påvirke aktørenes tilpasning. Dersom nivået på CO₂-avgiften er riktig innebærer dette at et utbyggingsprosjekt som ikke er bedriftsøkonomisk lønnsomt etter CO₂-avgift, heller ikke er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Hensikten med CO₂-avgiften er å bringe større samsvar mellom bedriftsøkonomisk og samfunnsøkonomisk lønnsomhet ved å sette en pris på utslipp av CO₂.

Nivået på en miljøavgift bør i prinsippet settes lik den samfunnsøkonomiske kostnaden ved marginale utslipp. Det er imidlertid ikke uproblematisk å anslå den samfunnsøkonomiske kostnaden ved CO₂-utslipp. Likevel vil avgiften uansett sørge for at en oppnår en bestemt miljøtilstand på en kostnadseffektiv måte – gitt at alle utslippene avgiftslegges likt.

I petroleumssektoren er det i dag en CO₂-avgift på 70 øre pr. liter olje eller pr. Sm³ gass for de aktiviteter som omfattes av CO₂-avgiftsloven (lov av 21. desember 1990 nr. 72 om avgift på utslipp av CO₂ i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen). I anlegg eller innretninger som har tilknytning til utnyttelse av naturforekomster i havområder utenfor norsk territorialgrense, til transport mellom land og slike anlegg eller innretninger, og for spesialskip som har oppdrag i slik virksomhet betales en redusert sats på 26 øre pr. liter mineralolje eller 24 øre pr. liter bensin. Det er ingen CO₂-avgift på gass til innenlandsk bruk, mens CO₂-avgiften på oljeprodukter varierer fra 23,5 øre pr. liter mineralolje i fiskemel og treforedlingsindustrien til 94 øre pr. liter bensin. Det er flere sektorer som i dag ikke betaler CO₂-avgift i det hele tatt.

Utvalget mener prinsipielt at CO₂-avgiften bør være den samme pr. enhet utslipp for alle kilder og sektorer. CO₂-avgiften på sokkelen bør med andre ord ikke være forskjellig fra avgiften i landvirksomhet, og det bør heller ikke være forskjeller i avgiften pr. enhet CO₂ mellom mineralolje og gass på sokkelen. Slike forskjeller i avgiftssatser vil kunne påvirke allokeringen av kapital mellom ulike sektorer på en uheldig måte og vil også føre til at utslippsreduksjonen ikke blir kostnadseffektiv. En kostnadseffektiv reduksjon av utslippene forutsetter at avgiften er lik mellom kilder og sektorer.

I NOU 2000: 1 ”Et kvotesystem for klimagasser” anbefales det at det innføres et bredt nasjonalt kvotesystem for klimagasser med kvoteplikt fra 2008. Utvalget legger til grunn at CO₂-avgiften vil bli brukt som virkemiddel inntil et kvotesystem er på plass.

Utvalget har ingen oppfatninger av hvilket nivå som er det riktige for CO₂-avgiften, men har i provenyberegningene i avsnitt 9.7.2 lagt til grunn en CO₂-avgift tilsvarende CO₂-avgiften på mineralolje, dvs. 47 øre pr. liter olje og standard kubikkmeter gass. Dersom det er fiskale elementer i CO₂-avgiften, bør avgiften settes ned. CO₂-avgiften er en lite hensiktsmessig måte å inndra grunnrente på. Fiskale elementer bør i stedet legges på skattegrunnlag som er mer nøytrale.

9.8.7 Produksjonsavgiften

Produksjonsavgifter eller ”royalty” utgjør et sentralt element i mange petroleumsprovinser. Produksjon av gass er imidlertid unntatt for produksjonsavgift. Produksjonsavgiften gjelder kun for olje. Produksjonsavgiften på norsk sokkel ble avskaffet for felt som fikk godkjent plan for utbygging og drift (PUD) etter 1. januar 1986. Produksjonsavgiften er fradragsberettiget mot alminnelig skatt og særskatt. Avgiften utgjør mellom 8 og 16 pst. av bruttoproduksjonsverdien.

I forbindelse med Nasjonalbudsjettet 2000 ble det vedtatt en avviklingsplan for produksjonsavgiften for de feltene som ennå betaler produksjonsavgift. Avviklingsplanen innebar at produksjonsavgiften ble fjernet helt for feltene Heimdal, Tor og Murchison fra 1.1.2000. Etter at Nasjonalbudsjettet ble lagt fram har Regjeringen Bondevik også vedtatt at produksjonsavgiften for Valhall-feltet fjernes fra 1.1.2000. For feltene Statfjord og Ula vil produksjonsavgiften bli avviklet over tre år, mens avgiften vil bli avviklet over seks år for feltene Oseberg og Gullfaks. Fra 1.1.2000 er det derved bare 4 felt som betaler produksjonsavgift på norsk sokkel.

Om en produksjonsavgift er et hensiktsmessig virkemiddel må vurderes ut fra om skattesystemet ellers virker nøytralt eller ikke. Dersom en har et nøytralt skattesystem i bunnen vil produksjonsavgiften kunne medføre at investeringer som er lønnsomme etter skatt ikke er lønnsomme etter produksjonsavgift. Siden produksjonsavgiften er en fiskal avgift, og ikke en avgift for å korrigere en ekstern virkning slik som CO₂-avgiften, er dette en uheldig egenskap ved produksjonsavgiften. Produksjonsavgiften kan også føre til at felt stenges ned tidligere enn det som er samfunnsøkonomisk lønnsomt, dersom skattesystemet i utgangspunktet er nøytralt.

Dersom skattesystemet virker slik at investeringer som er ulønnsomme før skatt blir lønnsomme etter skatt (dvs. at skattesystemet ikke er nøytralt), kan produksjonsavgiften benyttes som et ”second-best” virkemiddel for å oppnå større grad av nøytralitet når en ser produksjonsavgiften og skattesystemet under ett.

Det kan tenkes at problemer med mangel på kostnadsbevissthet og sterke insentiver til internprising ved høye skattesatser gjør at en produksjonsavgift eller en annen type bruttoskatt kan brukes som et alternativt virkemiddel. Administrativ enkelhet og små unndragelsesmuligheter er også egenskaper som kan tale for en produksjonsavgift. Med et nøytralt skattesystem kan ikke utvalget se at det foreligger sterke nok grunner til å innføre bruttobeskatning.