6 Oljeindustriens Landsforenings rapport til regjeringens ekspertutvalg vedrørende det norske petroleumsskattsystemet

6.1 Sammendrag og anbefalinger

6.1.1 Nye utfordringer for olje-norge

Norsk sokkels konkurranseevne er svekket de senere år, noe som er dokumentert av flere uavhengige miljøer både i og utenfor Norge. I flere sammenlignbare land, f.eks. USA, Canada og Storbritannia har man tatt konsekvensene av svekket prospektivitet og foretatt endringer i de fiskale rammevilkår som har økt både aktivitetsnivå og proveny. Til dette kommer at flere nye petroleumsprovinser med svært god prospektivitet er åpnet for internasjonale selskaper de senere år. Det er derfor et klart behov for at Norge foretar en tilpasning av rammevilkårene, noe som er nødvendig for å unngå en svekket interesse for norsk sokkel.

Oljeindustrien i Norge er inne i en brytningstid. Det skyldes delvis internasjonale forhold. Oljeprisen varierer sterkt, men på grunn av stor og økende ubenyttet produksjonskapasitet er den underliggende langsiktige trenden en synkende realpris. Nye og interessante oljeprovinser er åpnet for den internasjonale oljeindustrien.

Oljeindustriens svar på disse utfordringene er kritisk vurdering av satsingsområder samt fusjoner til større enheter som kan drive mer effektivt og dermed øke lønnsomheten, og tåle større geologisk, teknologisk og forretningsmessig risiko.

Utfordringene Norge står overfor, forsterkes av sær-norske forhold:

• Prospektiviteten på norsk sokkel er avtagende. Vi finner fortsatt olje og gass, men i stadig mindre felt og etter mer leteboring.

• Skattenivået for norsk oljevirksomhet er høyt sammenlignet med konkurrerende provinser. Særskatten representerer en langt større belastning for selskapene enn det grunnrentebetraktninger kan forsvare. Utviklingen har dermed ført til at vi i dag har et misforhold mellom selskapenes og myndighetenes del av verdiskapingen.

• Samtidig bidrar SDØE til å redusere finansielt volum tilgjengelig for selskapene. Dette gjør prosjektene mindre attraktive, og effekten blir sterkere ved fallende feltstørrelse.

Usikkerhet knyttet til oljeprisutvikling gjør at nye prosjekter må tåle lave oljepriser for å bli bygget ut. Verdens produksjonskapasitet er høyere enn etterspørselen. Den høye oljeprisen observert 2. halvår 1999 er et resultat av et samarbeid innen OPEC.

Internasjonale trender og særnorske forhold har til sammen medført en betydelig reduksjon i oppdrag til leverandørindustrien. Det er bare aktivitet og inntjening som gir grunnlag for videre satsing i leverandør-industrien så vel som i oljeindustrien. Det er nødvendig med tiltak nå for å unngå langsiktige negative konsekvenser for leverandørindustrien, og langvarig redusert internasjonal interesse for norsk sokkel.

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.

Skattelettelser er det viktigste myndighetene kan bidra med for å flytte prosjekter på norsk sokkel lenger opp på den internasjonale rankingen, og gjøre norsk sokkel mer konkurransedyktig.

6.1.2 Oljeindustriens anbefalinger

Oljeindustrien anbefaler at:

• særskattesatsen reduseres eller fjernes

• bruttoskattene produksjonsavgift og CO2-avgift fjernes snarest

• SDØE tildeles ikke andeler i nye konsesjonsrunder.

Norge har en fordelaktig skattesats når det gjelder selskapsskatter, med 28%. Det er derfor særskattens eksistens og nivå som skaper problemer for oljeindustrien.

Skattelettelser er viktig for å bedre sokkelens attraktivitet på lang sikt. Særskatten tar idag mer enn det som kan oppfattes som grunnrente også ved det oljeprisnivået vi har hatt på 90-tallet. En særskattereduksjon vil være et konkurransemessig positivt signal til investorene. Redusert særskattesats vil øke incentivene til kostnadseffektivitet på norsk sokkel

Lettelser i særskatten vil i tillegg bedre den kontantstrøm som bidrar til at selskapene har tilfredsstillende midler fra virksomheten i Norge til også å igangsette leting på nye områder for å finne ressurser som kan utnyttes på litt lengre sikt.

6.2 Innledning

6.2.1 Ekspertutvalget og industriens arbeid

Regjeringen nedsatte 22. oktober 1999 et ekspertutvalg til å utrede petroleumsskattesystemet. Oljeindustrien ble bedt om å komme med sine innspill, noe denne rapport er et bidrag til.

Formålet med denne rapporten er å gi ekspertutvalget og myndighetene et best mulig utgangspunkt for å vurdere de rammebetingelser oljeindustrien har i et helhetlig perspektiv. Industrien legger til grunn at det også i det videre arbeidet i ekspertutvalget vil bli lagt til rette for en dialog med industrien.

Hovedvekten er lagt på de endringer i de fiskale rammevilkår som industrien mener vil føre til økt aktivitet. I rapportens kapittel 3, ”Norsk sokkels konkurransekraft” gjennomgås og utdypes hvilke kriterier som legges til grunn for investeringsbeslutninger og betraktninger som selskapene må ta hensyn til. Viktige faktorer som omtales er forutsetningen om geologisk prospektivitet, ulike former for risiki, kapitalkonkurranse og økonomiske vurderingskriterier. I dette kapitlet er sammenlikning med andre lands sokler også vektlagt. Noen betraktninger om grunnrentebeskatning i oljevirksomheten generelt og i Norge versus Storbritannia spesielt, er blant emnene som omtales i kapittel 4. I kapittel 5 tar rapporten for seg noen betraktninger rundt premisser for petroleums-skattesystemet og en gjennomgang av historiske systemendringer og hvordan dagens petroleums-skattesystem fungerer, knyttet blant annet opp mot regnskap og ordinær skattelovgivning. Øvrige forslag som kan være med å forbedre det eksisterende skattesystemet, er inntatt som vedlegg til denne rapport.

Ekspertutvalgets arbeid berører mange av de samme problemstillinger som “konkurransekraftprosjektet” som er igangsatt av Olje og Energidpartementet. Av hensyn til en felles gjennomgang av rammebetingelsene, er det vesentlig at arbeidet i disse to utvalg er koordinerte. OLF håper derfor at det vil være en samordning av fiskale og ikke-fiskale rammebetingelser.

Industrien understreker behovet for at en revisjon av petroleumsbeskatningen omfatter en gjennomgang av samtlige fiskale rammebetingelser med hovedvekt på å øke finansielt volum gjennom å redusere særskatt og fjerne SDØE deltakelse ved fremtidige lisenstildelinger. Det er derfor gledelig at utvalget også skal vurdere andre deler av statens totale inntekter der det er nødvendig og hensiktsmessig.

6.2.2 Kilder

Selskapene har i forbindelse med rapporten gjennomgått et omfattende materiale om kostnads- og inntektsforhold og vurdert dette i lys av oljeindustriens totale rammebetingelser.

Det er i stor grad nyttet kilder som også er tilgjengelig for Olje- og Energidepartementet eller Finansdepartementet. Disse kildene antas derfor også å være tilgjengelig for ekspertutvalget. Endel av disse er for enkelhets skyld likevel vedlagt denne rapporten.

6.3 Norsk sokkels konkurransekraft

6.3.1 Faktorer som bestemmer konkurransekraften

Vurderingen av den relative attraktiviteten mellom ulike provinser kan knyttes til følgende forhold:

• Geologisk prospektivitet

• Utvinningskostnader

• Fiskale rammebetingelser

• Politiske forhold

  • Offentlige reguleringer

  • Politiske risiki

De fiskale rammebetingelsene har stor betydning for vurderingen av attraktivitet og vil normalt være tilpasset de øvrige faktorene. I dette kapittelet vurderes sammenhengen mellom endringer i prospektivitet og fiskale rammebetingelser, og utviklingen på norsk sokkel sammenlignes med endel konkurrerende provinser.

6.3.2 Geologisk prospektivitet og tilgang til nye områder

I 90-årene har vi sett en utvikling der mange nye petroleumsprovinser er åpnet for den internasjonale oljeindustrien. Det er åpnet for internasjonale investeringer i land i det tidligere Sovjetunionen, i

Kilde: Langtidsprogrammet 1998-2001.

Venezuela og i dypvannsområdene utenfor Vest-Afrika. I tillegg tyder signaler på at flere land, blant dem lavkostland som Iran, Saudi-Arabia og Irak vurderer å åpne sine grenser for internasjonal oljeindustri. Dette medfører at det er blitt en atskillig større tilvekst av prospekter for de forskjellige selskapene, og det enkelte selskap vil naturligvis velge de prospektene som gir mest igjen til det enkelte selskap.

Den geologiske prospektiviteten på norsk sokkel har falt markert siden midten av 1980-årene, jfr. figur 6.1. Figuren viser også at letekostnadene per oppdaget petroleumsenhet har økt dramatisk. Dette svekker attraktiviteten til nye leteprosjekter. Tilsvarende reduksjon i geologisk prospektivitet har også skjedd i andre petroleumsprovinser som ble åpnet for letevirksomhet fra og med slutten av 1960-tallet, blant annet sokkelen i Storbritannia.

En studie gjennomført av konsulentfirmaet Arthur D. Little (ADL) for Olje- og energidepartementet, presentert i november 1999, viser at norsk sokkel har en noe større reservebase på den modne delen av sokkelen enn de modne delene av britisk sokkel, og en betydelig større base enn de modne delene av Mexicogolfen. Den modne delen av norsk sokkel er imidlertid i følge studien bare moderat attraktiv ut fra at feltene er relativt små, kostnadene er høye, andelen gass er stor og ledetiden fra funn til utbygging er lang. Studien trekker ikke de fiskale rammebetingelsene inn i analysen. Det er grunn til å tro at norsk sokkel ville kommet ut som betydelig mindre attraktiv dersom dette var blitt gjort.

Prospektiviteten i nye, uutforskede områder av norsk sokkel er i følge studien noe bedre enn på britisk sokkel, men betydelig dårligere enn i Mexicogolfen og områder som Kasakhstan, Venezuela, Iran, Angola og Azerbadjan.

Dette er områder som har strenge fiskale rammebetingelser, men som likevel samlet sett kan framstå som mer attraktive enn norsk sokkel på grunn av svært god prospektivitet. ADLs studie peker på at de uutforskede områdene av norsk sokkel er et høykostområde sammenliknet med omtrent alle tilsvarende områder i andre land. Studien konkluderer med at på kort sikt vil lave funn i de modne områdene av sokkelen begrense selskapenes investeringer i Norge. På lang sikt vil aktiviteten i de uutforskede områdene av norsk sokkel i følge studien ha vanskeligheter med å konkurrere med nyåpnede områder andre steder i verden.

Fallende funnrater gjenspeiler seg i forventet utvikling i investeringer. Investeringene på norsk sokkel vil reduseres betydelig de nærmeste årene. På grunn av lang ledetid fra funn til utbygging vil nye funn neppe kunne motvirke en betydelig nedgang. Et betydelig antall nye prosjekter må besluttes utbygd for å redusere fallet i investeringsnivået. Endringer i fiskale rammebetingelser øker sannsynligheten for at flere av de prosjektene som vurderes, blir bygget ut hurtigere.

6.3.3 Selskapenes vurderinger og beslutningskriterier

6.3.3.1 Generelt

Ut fra økonomisk teori vil en investor investere i alle prosjekter som gir en tilfredsstillende forrentning. Dette synes å være bakgrunnen for myndighetenes synspunkt at sålenge prosjekter er lønnsomme både før og etter skatt, dvs at skattesystemet i seg selv ikke gir vridningseffekter, så vil oljeselskapene investere på norsk sokkel. En bakenforliggende forutsetning er at selskapene har uinnskrenket tilgang på kapital, noe som ikke er tilfelle. Det er vesentlig at myndighetene kan sette seg inn i selskapenes faktiske beslutningsituasjon og de kriterier som nyttes der slik at man kan øke treffsikkerheten til investeringsincentiver.

6.3.3.2 Faktorer som influerer på en prosjekt-beslutning

Beslutninger om investeringer eller driftsaktivitet vil generelt bli tatt etter en samlet vurdering av en rekke faktorer:

• Økonomiske kriterier, både langsiktige og kortsiktige:

  • kontantstrømbaserte kriterier, etter skatt (kontantstrømprofil, nåverdi, internrente, null-punktspris osv.)

  • regnskapsmessige konsekvenser av prosjektet (driftsresultat, avkastning, soliditet osv.)

  • ulike nøkkeltall (overskudd pr. fat, kontantstrøm pr. fat, utbyggingskostnader pr. fat osv.)

  • tilgang på kapital

• Strategiske vurderinger:

  • prosjektets bidrag til selskapets strategiske mål, inklusive porteføljevurderinger

  • prosjektets oppsidepotensiale utover det som kan tallfestes på nåværende tidspunkt

• Helse, miljø og sikkerhet:

  • spesielle utfordringer i prosjektet

  • prosjektets bidrag til selskapets HMS-utvikling

• Risiko:

  • teknisk risiko (reservoarforhold, konsept-modenhet, teknologimodenhet, erfaring i området osv.)

  • kommersiell risiko (produktpriser, kommer-sielle avtaler, 3. partstjenester osv.)

  • prosjektgjennomføringsrisiko (tid, kost, kvalitet, samarbeid med leverandører og partnere)

  • politisk risiko (statsdeltakelse, skatter/avgifter, konsesjonssystem, forutsigbarhet, lokale og sentrale forhold)

  • kompetanse- og ressursbehov, evt. flaskehalser (utover kapital)

  • prosjektrisiko vs. porteføljerisiko

Den relative vektlegging av kriteriene vil variere fra selskap til selskap. De økonomiske kriteriene er de viktigste. For at et selskap skal satse ressurser på et prosjekt, er det avgjørende med et visst volum på den verdien man sitter igjen med etter at myndighetene har tatt sitt gjennom skatter, avgifter og statsandel. Dette betegner en som finansielt volum. Oljeindustrien mener det er nødvendig å legge til rette for økning i selskapenes finansielle volum på norsk sokkel dersom aktiviteten skal kunne opprettholdes på et fornuftig nivå. Dette kan skje gjennom økte lisensandeler til selskapene (f.eks. ved reduksjon/bortfall av SDØE-andeler, og reduksjon av antall selskaper i hver lisens) og gjennom reduksjon i skattenivået.

Under vil vi kort knytte noen kommentarer til enkelte sentrale faktorer:

• rangering av prosjekter internasjonalt

• tilgang på kapital

• risiko

• avkastningskrav.

6.3.3.3 Rangering av prosjekter

Et oljeselskap prioriterer prosjekter ut fra kriterier under punkt 3.3.2. Det essensielle her er at rangeringen av prosjekter på global basis er tilnærmet uavhengig av nivået på oljeprisen. Oljeprisen er den samme i alle provinser, og endringer i denne påvirker i liten grad selskapenes rangering av prosjektene. Usikkerhet om den fremtidige utviklingen i oljeprisen gjør dessuten at selskapene normalt er svært forsiktige med å sette i gang nye prosjekter som ikke er robuste ved lave oljepriser. Petroleumsprovinser med mange prosjekter med lønnsomhet nær grensen for å bli inkludert i investeringsbudsjettene, vil derfor kunne oppleve store svingninger i investeringsaktiviteten selv om prosjektene isolert sett fortsatt er lønnsomme.

6.3.3.4 Tilgang på kapital

Selv om internasjonale selskaper har finansiell styrke til å delta i meget store prosjekter mange steder i verden, er ikke tilgangen til kapitalmarkedet ubegrenset. I praksis må selskapene demonstrere evne til å bruke de midler de allerede har fått på en lønnsom måte før de kan be kapitalmarkedene om mer ressurser. Det vil derfor alltid være konkurranse om midlene også i globale selskaper. Det mest rendyrkede eksempelet er letebudsjetter. Mindre synbart eksternt er global ranking av prosjekter hvor prosjekter som ikke når opp i lønnsomhet før/etter skatt raskt vil bli lagt ut for salg eller ikke gjennomført før en har klart å øke lønnsomheten i prosjektet.

I teorien er tilgangen til kapitalmarkedet ubegrenset. I praksis bør de fleste prosjekter finansieres med egne midler. Dessuten kan hyppige aksjeemisjoner svekke kursen. For stor fremmedkapitalfinansiering vil sees negativt på av markedet. Det vil derved være helt klare begrensninger ved ekspansjon gjennom tilgang på egenkapital og fremmedkapital. Det forventes fra investors side at en god del av veksten i et selskap skjer generisk, dvs gjennom selskapets evne til å øke kapitalen.

Det er derfor vesentlig at kontantstrøm fra eldre felt er så stor at den kan finansiere både ny letevirksomhet og utbygging av nye funn. Dette er en vesentlig årsak til at man foreslår generelle reduksjoner i skattebelastningen.

6.3.3.5 Risiko

Risiko er et mangesidig begrep. Her angis bare endel generelle betraktninger, samt en gjennomgang av endel sentrale risikobetraktninger.

I en UK studie 1 er det foretatt en overordnet og meget presis gjennomgang av risikobegrepet:

“The starting point is the investor’s corporate cost of capital based on its existing activities. This will reflect the company’s performance and the perceived risk incorporated in its business to date. Risks are conventionally categorised into specific or unique risks and market or systematic risks. In the upstream petroleum industry the main specific risks may be summarised as follows:

1. Exploration

2. Appraisal

3. Development: Cost overruns/completion

4. Reservoir: recoverable reserves/flow rate

5. Oil price

6. Political risk: fiscal, quasi-fiscal (state participation), other regulation”

Her vil vi bare knytte noen få kommentarer til punkt 6 i UK-studien: politisk risiko og den underliggende skatterisiko. Politisk risiko vil være

• fiskale risiki knyttes til utviklingen innen skatter og avgifter og stabiliteten i rammebetingelsene

• quasi-fiskale risiki vil være statsdeltakelse som SDØE

• andre reguleringer vil være ting som konsesjons-systemer og sikkerhetskrav mm.

For Norges vedkommende har en sett stadige innstramminger i fiskale rammebetingelser gjennom årene, en ser en høy statsdeltakelse gjennom SDØE og det er kjent at Norge har særbestemmelser på sikkerhetsområdet som medfører ekstra kostnader i forhold til f.eks. UK sokkel (jfr riggmarkedet).

En viktig del av politisk risiko er skatterisikoen. Dette er risikoen for at man vil få forverringer i skattenivå eller skattegrunnlag som f.eks. medfører redusert fortjeneste på prosjekter som allerede er iverksatt, dvs manglende forutberegnelighet. Historisk har denne risikoen vært høy i Norge på grunn av at nesten samtlige skatteendringer for petroleumsselskaper har medført økt beskatning.

6.3.3.6 Avkastningskrav

6.3.3.6.1 Diskonteringsfaktor

Avkastningskravet som benyttes i selskapenes lønnsomhetsanalyser, vil variere fra selskap til selskap. Som det fremgår over vil kravet ha utgangspunkt i kapital-kostnaden for selskapet, med ulike påslag for risiko og evt. andre forhold. Prosentsatsen som benyttes har også sammenheng med hvilke metoder selskapet bruker i beregningene, f.eks. hvorvidt finansieringskostnader tas hensyn til ved å justere avkastningskravet eller direkte i kontantstrømmen.

I Norge benytter norske myndigheter 7% reell diskonteringssats, mens mange selskaper har 12% eller høyere. Dette medfører at det et vesentlig gap mellom hva selskaper og myndigheter legger til grunn når det gjelder lønnsomhet. Konklusjoner mht nøytralitets-egenskapene til dagens norske petroleumsskattesystem vil kunne variere med de metoder og avkastningskrav som benyttes. Med de metoder som benyttes av selskapene vil det imidlertid i hovedsak være slik at systemet er omlag nøytralt eller at det har skjevheter som trekker i retning av å gjøre prosjekter som er lønnsomme før skatt ulønnsomme for selskapene. Når skjevhetene trekker i retning av å gjøre prosjekter ulønnsomme har dette sammenheng med at myndighetene ved fastlegging av systemet har benyttet et lavere avkastningskrav enn selskapene.

6.3.3.6.2 Finansielt volum

Prospekter eller funn med stort potensiale vil naturlig tiltrekke selskapets beste faglige og menneskelige ressurser. Innsats på disse områdene vil bedre selskapets inntjening i betydelig grad. Etterhvert 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 f.eks. 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.

En høy SDØE-andel og mange deltakere medfører at det enkelte selskap har lavere finansielt volum i nye norske felt sammenlignet med felt i andre deler av verden. Inklusive SDØE har nye felt med produksjonsstart fra 1.1.98 og utover i gjennomsnitt 5,2 deltakere, mens f.eks. felt på UK sokkel med produksjonsstart etter 1.1.98 har i gjennomsnitt 3,7 deltakere. I andre deler av verden vil man ofte finne at ett til tre selskaper er deltakere i det enkelte felt. I vedlegg 3 vil en finne eksempler på hvordan dette slår ut for et typisk felt i UK.

6.3.4 Sammenligninger av fiskale rammebetingelser i andre provinser

Sammenlikninger av fiskale rammebetingelser i ulike petroleumsprovinser viser at norsk sokkel har forverret sin relative posisjon på 90-tallet.

Tabell 6.1 gjengir et utdrag fra en rangering av de fiskale rammebetingelsene fra 1997 hvor de viktigste konkurrentene til norsk sokkel er gjengitt. Norsk sokkel er her karakterisert som et ”strengt” skatteregime, og ligger langt bak viktige konkurrerende provinser som UK og Mexicogolfen. Videre har norsk sokkel også dårligere fiskale rammevilkår enn mange av de nye provinsene som er åpnet i en rekke land. Norge har imidlertid bedre rammebetingelser enn enkelte av de nye provinsene som er åpnet på 1990-tallet. Til gjengjeld kan disse provinsene by på områder med svært god prospektivitet.

En sammenlikning av skatteregimer i ulike provinser gjengitt i Kemp et.al. (1995) 2 bekrefter dette bildet. Studien beregner lønnsomheten ved utbygging av modellfelt av ulik størrelse, forskjellige utbyggings- kostnader og for ulike nivå på oljeprisen under ulike skatteregimer. I alle alternativene kommer skatteregimet i UK gunstigst ut med hensyn til netto nåverdi av prosjektene. Australia ligger i de fleste tilfellene som nummer to, med Kina på tredjeplass. Når en ser på totalt skattenivå, varierer nivået mellom ca. 33 prosent i UK og til over 80 prosent i Malaysia for et felt på 100 millioner fat olje og en oljepris på $18. Norge er blant de områdene med høyest skatt.

6.3.5 Skatteendringer i andre land

Det synes å være en generell nedgang i total government take (TGT) i mer modne regioner. Skattenivået er redusert i de fleste land siden midten av 1980-tallet for å tilpasse rammebetingelsene slik at landene er konkurransedyktige med mer prospektive land (jfr. ECON-rapport 70/99). I tillegg gis det i større grad incentiver til økt aktivitet i områder med dypere vann, lite utbygd infrastruktur, mer komplisert geologi etc.

I ECON-rapporten analyseres virkningene på aktivitets-nivå og offentlig skatteproveny av skatteendringene i UK, Mexicogolfen og Danmark. Alle disse provinsene er modne eller i ferd med å modnes, og dermed sammenliknbare med norsk sokkel.

Fram til 1986 hadde man i Norge og Storbritannia et høyt skattenivå. Etter oljeprisfallet i 1986 har man i Storbritannia utviklet petroleumsskattesystemet fra et system med royalty og relativt høye særskatter for oljeindustrien, til et system som nå er relativt likt skattesystemet for vanlig industri i landet. Dette har overført en stor del av risikoen knyttet til oljevirksomheten på industrien, og industrien har til gjengjeld fått økt inntjeningspotensiale.

Dette viser at andre lands myndigheter har justert de fiskale rammebetingelsene til endret prospektivitet. Det norske skattesystemet har med et visst unntak for justeringene i 1986 ikke gjennomgått tilsvarende endringer. Dagens norske skattesystem er fastlagt ut fra en annen og langt bedre prospektivitet på norsk sokkel. De høye marginalskattene fører dessuten til at myndighetene bærer en uforholdsmessig stor andel av risikoen ved oljevirksomheten. Selskapene får et svært lite oppsidepotensiale sammenliknet med for eksempel i Storbritannia, og aksjonærene får dermed hverken den risikoeksponeringen eller den inntjening man forventer ved å investere i et oljeselskap.

Britisk sokkel er den regionen som i utgangspunktet er mest lik norsk sokkel. Oljeindustrien i begge land har utviklet seg omtrent samtidig og mange av de samme aktørene har vært etablert begge steder. Britisk sokkel ble imidlertid moden før norsk sokkel. Fallende prospektivitet og stabil produksjon har kjennetegnet britisk sokkel i nesten 20 år. Det har vært en økende andel av nye funn som har vært betegnet som marginale. Det har derfor vært foretatt en rekke skattemessige endringer for å sikre utbygging av disse feltene og dermed opprettholde aktivitet og skatteproveny fra sokkelen. Som følge av dette betaler nye felt i dag bare ordinær selskapsskatt på 30 prosent. ECON-rapport 70/99 gjennomgår skatteendringene.

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. Kostnadene har falt, konkurransen har økt og landet fremstår som attraktivt på tross av sterkt moden sokkel. Det har vært flere endringer i skattesystemet de siste årene, og alle endringene har vært skritt i samme retning.

6.3.6 Sammenligning av betingelser i Norge og UK

Norske Conoco har nylig gjennomført en analyse av alle felt på norsk og britisk sokkel med produksjonsstart i 1998 eller senere. Feltdata er hentet fra Wood Mackenzie sin database over alle felt med utbyggingsplaner fremlagt fra operatør. Analysen er vedlagt i vedlegg 3. Her oppsummeres kun noen av de viktigste resultatene:

• selv om de norske feltene samlet har dobbelt så høy nåverdi før skatt som de britiske, er den samlede nettoverdi som er igjen til fordeling mellom selskapene 40% lavere på norsk sokkel enn britisk sokkel. 3

• etter omleggingen av skattesystemet på britisk sektor i 1993 har en opplevd en sterk økning i antall mindre felt som er bygd ut. Hadde en anvendt det norske skattesystemet (og rammebetingelser) på feltene på britisk sektor ville nåverdien etter skatt for selskapene blitt redusert med 60% i forhold til dagens verdi. 4 Selskapene på britisk sektor ville under slike rammebetingelser hatt langt svakere lønnsomhet i sine prosjekter, og disse tallene gir grunn til å anta at mange felt av den grunn ikke ville blitt bygget ut. 5

• en har sammenlignet to felt, ett på britisk sektor og ett på norsk sektor som har samme investeringsstart. Feltet på britisk sektor har reserver på ca 90 mill BOE mot 900 mill BOE i reserver på det norske feltet. Verdien til fordeling mellom selskapene er nesten den samme for disse to feltene når man undersøker utviklingen i verdi under forskjellige oljepriser. Det betyr at et felt på britisk sektor kan være ned til 1/10 i størrelse i forhold til et norsk felt, og allikevel gi samme inntjening til selskapene. Dette er delvis på grunn av SDØE og delvis på grunn av skattene. Det er klart at det norske feltet da ville blitt rangert sammen med det mye mindre britiske feltet i en global konkurranse om investeringsressurser. 6

• den store forskjellen understrekes ytterligere av en analyse 7 hvor et av de britiske feltene er valgt ut og man har beregnet verdier for både britiske og norske rammebetingelser. I tillegg til skattereglene og SDØE bidrar det store antallet deltakere i norske lisenser til lavere finansielt volum per andel på norsk sokkel. Gjennomsnittlig antall eiere på britisk sektor er 3,7, mens det gjennomsnittlige antall på norsk sektor er 4,2 når man ekskluderer SDØE. En andel i dette britiske feltet som har en før-skattsverdi på 911 millioner kroner er da verdt 151 millioner i gjennomsnitt dersom feltet lå i Storbritannia, mens feltet kun ville hatt en verdi på 40 millioner kroner i Norge, eller ¼ av verdien til en gjennomsnittlig eier i Storbritannia.

• i tillegg har en sett på funn i ressursklasse 5 og 6 i Norge (Oljedirektoratets klassifisering). Under dagens system er det usikkerhet omkring utbygging av disse feltene. Dersom man forutsetter at 20% av disse funnene (en har for enkelhets skyld valgt ut de 30 største i denne klassen) vil bli bygd ut med dagens system så ville det gitt skatteinntekter på ca 26 milliarder kroner med en marginalskattesats på 78%. Dersom disse feltene hadde ligget i Storbritannia, er det rimelig å anta 8 at tilnærmet alle disse funnene ville blitt bygget ut. Med en marginalskattesats redusert til 30% (lik Storbritannia) ville en utbygging av alle disse feltene gitt skatteinntekter på ca 45 milliarder kroner, eller nær en fordobling til tross for at skattesatsen er mer enn halvert.

Disse analysene viser at Norge kan gå glipp av både skatteinntekter i ikke ubetydelig omfang og investeringer som ville kommet norsk leverandørindustri tilgode.

Forutsatt en oljepris på $17 pr. fat og forutsatt en dollarkurs på 7,80 (oljepris i NOK på kr. 132,60) 9, så vil kostnader inklusive skatter være ca kr 120/fat på norsk sokkel og ca kr 85/fat på britisk sokkel. Netto overskudd pr. fat olje vil være kr 12,60 på norsk sokkel og kr.47,60 på britisk sokkel. Overskudd pr. fat olje er altså 3,7 ganger høyere på britisk sokkel. Dette resultatet synes å være en god illustrasjon på hvor stor forskjell det er på de fiskale rammebetingelser mellom regioner pr tidspunkt. Til tross for 5% høyere marginalskatt i USA enn i UK, ville en sammenligning med Gulf of Mexico gitt noen av de samme resultatene. 10 Dette er i seg selv argumenter for å redusere særskatten.

Som ovenstående figur 3.2. viser er det mulig å begrense fallet i investeringsnivået i Norge i årene fremover. Det kreves imidlertid at rammebetingelsene gjøres bedre relativt umiddelbart for at tiltakene skal ha effekt innenfor en relativt kort tidshorisont.

6.3.7 Konklusjon

Norsk sokkel er gradvis blitt mindre attraktiv de senere årene sammenliknet med andre oljeprovinser. En viktig årsak til dette er redusert prospektivitet, spesielt redusert sannsynlighet for å finne nye gigantfelt. Konkurrerende provinser som allerede har gjennomgått tilsvarende utvikling mot en moden sokkel, har endret skattesystemet for å opprettholde den relative attraktiviteten. For eksempel beskattes nye prosjekter på britisk sokkel nå på linje med annen næringsvirksomhet.

Våre analyser viser at en rekke felt på britisk sokkel sannsynligvis ikke ville blitt bygget ut under det nåværende norske skattesystemet. Det er derfor nødvendig med endringer i skattesystemet også på norsk sokkel for å bedre sokkelens relative konkurranse-posisjon og opprettholde aktivitetsnivået på lang sikt.

6.4 Grunnrentebetraktninger og statens totale inntekter

6.4.1 Hva er grunnrente?

Norske politiske myndigheter har slått fast at petroleumsressursene på sokkelen er det norske samfunns eiendom, og at en størst mulig del av ressursrenten/grunnrenten bør trekkes inn til staten. Grunnrenten kan defineres på flere måter, men er f.eks. av Steigum-utvalget i NOU 1988:21 definert som: ”meravkastning utover det som er normal avlønning av arbeidskraft og kapital i alternativ virksomhet”.

Særskattlegging av inntekter fra utvinning og rørledningstransport ble innført i en periode med svært høy lønnsomhet i denne bransjen og er begrunnet ut fra ønsket om å innkreve en størst mulig del av grunnrenten. Ved innføringen av særskatten ble det lagt til grunn at nivået for særskatten skulle bli revidert iht utviklingen i fortjenestemulighetene:

“.....Det må derfor efter flertallets oppfatning være en klar forutsetning at man er villig til å underkaste både hele systemet med særskatten og skattens størrelse en revurdering, hvis prisforholdene for petroleum skulle undergå vesentlige, reelle endringer i den ene eller den annen retning i fremtiden..........” 11

Dette må forstås slik at særskatten er tenkt revurdert dersom det blir klare og store skift i forventningen til industriens inntjening på lang sikt. Oljeindustrien mener en er i en slik situasjon i dag hvor det totale skattetrykket i praksis er nesten like høyt som da oljeprisen gikk over $50 i begynnelsen av 80-tallet. 12

6.4.2 Totalrentabilitet etter skatt

I vedlegg 1 er tatt inn en beregning av totalrentabilitet etter skatt basert på regnskapsstatistikken i Statistisk årbok for perioden 1985-1996. Totalrentabilitet før skatt er beregnet direkte av Statistisk Sentralbyrå. Regnskapsstatistikken har i hele perioden hatt separate statistikker for petroleumsutvinningsselskaper på sokkelen og industri/bergverksbedrifter på land. Basert på denne regnskapsstatistikken var totalrentabiliteten før skatt for oljeindustrien i perioden 1986-91 på 18%. Totalrentabiliteten etter skatt var i denne perioden på 8,9%. For bergverksdrift og industri var total-rentabiliteten før skatt over samme periode på 9,0% og totalrentabiliteten etter skatt på 7,1%. Det betyr at totalrentabiliteten før skatt i oljeindustrien var omtrent dobbelt så høy som i industri og bergverksdrift i denne perioden, mens totalrentabiliteten etter skatt var omtrent 25% høyere. Det skyldes at petroleumsskattesystemet tok en stor del av overskuddet før skatt.

I perioden 1992-96 var totalrentabilitet før skatt i oljevirksomheten på 16,8%, dvs svakt lavere enn i den første perioden. Totalrentabiliteten etter skatt sank imidlertid med nesten en tredjedel til 6,6% i gjennomsnitt. Den generelle skattereformen i 1992 ble dermed implementert på en slik måte at skattetrykket for oljevirksomheten økte betraktelig. I samme periode var totalrentabiliteten før skatt i bergverksdrift og industri på 8,1%, dvs svakt lavere enn i den første perioden. Totalrentabiliteten etter skatt økte imidlertid svakt til 7,3%. En bedring av næringslivets vilkår generelt var da også tilsiktet. Det har aldri vært uttrykt at hensikten med omleggingen var en betydelig skatteøkning for oljevirksomheten, men det ble resultatet.

Det har dermed vært lavere avkastning etter skatt (risikopremiering) i oljevirksomheten i Norge enn i ordinær industrivirksomhet på land etter skattereformen i 1992. Dette viser at forventet verdi for oljeselskapene på letestadiet er svært liten. Dette skyldes særskatten, som er utformet slik at den er en belastning for selskapene også ved normal avkastning. Balansen mellom inntjening til selskapene og grunnrente til staten er blitt skjev i statens favør.

Særskatten i oljevirksomheten ble innført på et tidspunkt da Norge hadde få, men svært store og lønnsomme felt, og etter en periode med sterke prisøkninger. I 1985 var f.eks. totalrentabiliteten før skatt i følge statistisk årbok på 45,1%. Dette ble naturlig nok oppfattet som meravkastning utover normalavkastning (grunnrente) og ga et forståelig grunnlag for å innføre en grunnrente-beskatning. Totalrentabiliteten etter skatt i oljevirksomheten var samme år på 16,3% eller vel det dobbelte av totalrentabiliteten etter skatt i bergverksdrift og industri (7,8%). Etter oljeprisfallet i 1986 og skatteøkningen i 1992 er imidlertid dette bildet helt forandret, og det eksisterer ikke lenger den betydelige meravkastningen som var tilstede tidlig på 80-tallet.

6.4.3 Statlig eierskap: sdøe

En meget viktig begrunnelse for SDØE er at SDØE skal være et virkemiddel til å øke statens inntekter fra oljevirksomheten utover det skattesystemet alene ville gi.

SDØE-ordningen innebærer at staten tar sin andel av kostnader og inntekter, og fungerer nøytralt i forhold til selskapenes relative lønnsomhetsmål som internrente og nullpunktspris. SDØE-ordningen innebærer imidlertid også at selskapenes andeler i lisensene blir mindre enn de ellers kunne blitt. Dermed blir selskapenes finansielle volum mindre. Selskapenes finansielle volum er imidlertid som vist i kapittel 3 viktig med hensyn til å prioritere ressurser og som grunnlag for individuell innsats i lisensen. Særlig ved fallende prosjektstørrelse kan selskapenes finansielle volumer bli for små til at marginalt lønnsomme prosjekter kan rettferdiggjøre en tilstedeværelse.

Avkastningen som kan beregnes for SDØE er imidlertid høyere enn den selskapene får fordi SDØE ikke tar en fullstendig del av alle de kostnader som påløper for å finne ressursene. Staten gjennom sitt eierskap i SDØE tar ikke letekostnader forut for lisenstildeling, og satser ikke ressurser på fremtidsrettet forskning & utvikling, teknologiutvikling og kompetanseheving for å finne ressursene og bli i stand til å utnytte disse. Dessuten kjenner staten selskapenes vurderinger av de ulike blokkene på det tidspunkt SDØE-andelene fastsettes. SDØE høster på denne måten fruktene av selskapenes arbeid uten å bli belastet med kostnadene. SDØE blir i denne sammenhengen dermed en ”free rider” som tar en stor risikopremie uten en tilsvarende risikoeksponering.

Med store statlige eierandeler i tillegg til en marginalskatt på 78 er det nødvendig med betydelige endringer for å øke selskapenes andel av overskuddet, delvis for å kompensere for de skjevheter som ligger i risiko og risikopremiering idag.

6.4.4 Grunnrenten i UK vs Norge

Den utviklingen som de senere årene er observert på norsk sokkel har klare likhetstrekk med den utviklingen som har skjedd på britisk sokkel. Med en avkastning før skatt i Storbritannia som er sammenlignbar med avkastningen før skatt i Norge (hvor feltene i gjennomsnitt er vesentlig større) så britiske myndigheter etterhvert ingen grunn til å opprettholde en særskatt på ny oljevirksomhet. Den britiske særskatten (PRT) ble fjernet for nye felt i 1993 for å unngå dramatiske reduksjoner i aktivitetsnivået. 13 Fjerningen av PRT medfører at selskapene på britisk sektor etter 1993 får beholde omtrent tre fjerdeparter av avkastningen før skatt for nye felt mens selskapene på norsk sokkel bare beholder vel en tredjedel (ser bort fra SDØE, som ville redusert denne andelen vesentlig, dvs at en ser kun på hva selskapene faktisk har tilgjengelig).

Det er vanskelig å se en faglig begrunnelse for at norske og britiske myndigheter kan se så forskjellig på hva avkastning utover det normale er. Forklaringen synes å være at norske myndigheter i utformingen av skattesystemet har lagt stor vekt på hvordan lønnsomheten for en del store utbyggingsklare felt så ut, og ikke sett hen til en utvikling med lavere funnrate og mindre felter. Det vil si at man ikke tar tilstrekkelig hensyn til det langsiktige perspektivet knyttet til leteutgifter, forskning & utvikling samt risikoaspektet og behovet for å styrke selskapenes basis for videre virksomhet. Britiske studier har omfattet slike spørsmål og i en studie 14 heter det i konklusjonen:

“In sum the results of this study indicate that, while there may appear to be taxable capacity at the field development stage, there is no such spare capacity at the exploration stage. Put another way, reasonable returns at the field development phase are necessary to encourage exploration by providing some compensation for the risks and costs involved.”

6.4.5 Grunnrenten i skattesystemet

Særskattesystemet representerer, slik oljeindustrien ser det, ikke lenger en grunnrenteskatt, men en høyere skatt på normalavkastningen enn det andre virksomheter, både i Norge og i utlandet, ilegges. Selve grunnlaget for utnyttelsen av petroleumsressursene er at man har en teknologisk plattform for utvinning som gjør det lønnsomt å hente ut ressursene. Inntjening på teknologi og kompetanse må komme før grunnrentebeskatning, da dette er normal avlønning av arbeidskraft og kapital. Er ikke inntjening på teknologi og kompetanse tilfredsstillende, hensyntatt risiko, vil man anvende pengene på alternativ virksomhet. For et oljeselskap vil det være investering på andre sokler som gir bedre avkastning. Det er derfor helt sentralt at balansen mellom inntjening til selskapene og grunnrente til staten er sunn.

I praksis er det bare friinntekten som medfører at særskatt ikke betales på samme grunnlag som selskapsskatten. Men friinntekten er ikke tilstrekkelig til å skjerme normalavkastningen mot særbeskatning. Dette skyldes:

• nivået på skjermingselementet er for lavt ved at kun en nominell avkastning på investerte midler på 5% hvert år skjermes for særskatt

• tidshorisonten er for kort ved at varigheten av skjermingselementet kun er 6 år.

Konsekvensen er at særskattebetalinger påløper også når virksomhetens avkastning før skatt ikke er ekstraordinær. I mange tilfeller vil dette føre til at finansielt volum etter skatt vurderes å være for lavt, og prosjektøkonomien for lite robust til at et prosjekt blir utviklet.

Kombinasjonen av en uforholdsmessig høy særskattesats og manglende skjerming av normalavkastningen medfører at resultat etter skatt blir for lite. Innføring av ekstra fradrag for å skjerme normalavkastningen vil imidlertid medføre større eller mindre vridningseffekter. Oljeindustriens foretrukne alternativ er derfor en generell reduksjon i særskattesats, istedenfor å introdusere nye skjermingselementer.

6.5 Analyse av skattesystemet for utvinningsselskaper

6.5.1 Premisser for et optimalt petroleumsskattesystem

6.5.1.1 Generelt

Under er det tatt inn en premiss-skisse som viser et eksempel på det spennet av premisser som må ivaretas i et optimalt petroleumsskattesystem. Hvilke premisser som skal inntas kan diskuteres. De elementene som er tatt med er sentrale både for selskaper og myndigheter for at beskatningen skal fungere optimalt.

Inntjening/lønnsomhet, risikodeling/-premiering, avkast-ning før/etter skatt og premisset om at et petroleums-skattesystem skal fungere både for lete-, utbyggings- og produksjonsvirksomhet er behandlet kapittel 3. Grunn-rente er behandlet i kapittel 4. Her vil en kun knytte noen korte kommentarer til skatteavtaler/kreditfradrag og hvordan man kan skape et bedre investeringsklima for selskapene i Norge.

6.5.1.2 Skatteavtaler og kredit-fradrag

Mange av selskapene som opererer på norsk sokkel er også skattepliktig i det land hvor eieren er hjemmehørende. For disse selskapene er det derfor av sentral betydning at den norske skatten er krediterbar i eierlandet. Dersom man forlater prinsippet med overskuddsbeskatning, dvs fradrag for alle kostnader inkludert renter mot inntekten, vil dette kunne sette krediterbarheten for norsk skatt i fare, både i forhold til andre lands intern rett samt i forhold til skatteavtalene. Det vises i den forbindelse til industriens innspill til Finansdepartementet da dette spørsmålet var oppe til vurdering i 1993/94. Finansdepartementet konkluderte dengang at dette elementet var vesentlig for å opprettholde krediten.

Selskapsskatten i Norge er lavere enn sammenlignbare land som f.eks. USA og Storbritannia. For Norges vedkommende er særskatten å regne som en skatt på nettoinntekt. Dersom særskatten ikke ansees som en krediterbar skatt i andre land kan det føre til at utenlandske selskaper som er på norsk sokkel må betale skatt også til hjemlandet. Det kan dermed oppstå en ikke ubetydelig dobbeltbeskatning av deler av inntekten. Reelt sett betyr dette at en del av skattekapasiteten i norsk oljevirksomhet overføres til andre land. Med et marginalskattenivå på 78% i Norge på utvinnings-selskaper må kredit-fradraget for særskatt i andre land bevares for at internasjonale selskaper ikke risikerer å få sin deltakelse på norsk sokkel vesentlig forringet. Det å innrette det norske skattesystemet på en slik måte at krediterbarheten ikke settes i fare, og dobbeltbeskatning derved unngås, er også i norske myndigheters interesse.

6.5.1.3 Kommentarer til skattesystemets virkning for nye aktører på norsk sokkel

I mandatet har ekspertutvalget fått i oppgave å vurdere bl.a. barrierer for inntreden på norsk sokkel. Etter oljeindustriens mening er det vesentlig at aktivitet på norsk sokkel innebærer konkurransedyktige rammevilkår som sikrer selskapene kommersielt interessante oppdrag i Norge. Det å senke marginalskatten, i form av en generell reduksjon i særskatten, vil av de fleste selskap bli oppfattet som et positivt signal om at norske myndigheter erkjenner at det er nødvendig å forbedre norsk sokkels relative konkurransedyktighet, og at man ønsker at norsk sokkel også i fremtiden skal være et attraktivt område for petroleumsrelaterte investeringer. Dette vil være det beste signalet til selskaper man ønsker inn på norsk sokkel.

Oljeindustriens vurdering er forøvrig at avskrivninger og friinntekt ikke representerer noen barriere for nyankomne på norsk sokkel. Det er om man har inntekter fra produserende felt eller ikke som avgjør om man får dekket inn kostnader (inklusive avskrivninger). Dette vil alltid være tilfelle i en oppstartsfase uansett bransje, men med 78% marginalskatt aksentueres virkningene av denne oppstartsfasen.

Ønsker man å oppmuntre eksisterende selskaper til større rasjonalisering og samtidig redusere barrierer for inntreden på norsk sokkel kan man unnlate å kreve at avskrivnings- og friinntektsprofiler skal følge en eiendel ved et salg, slik departementet i stadig sterkere grad synes å legge opp til ved §10-behandling. Dersom et nyinntrådt selskap kjøper eiendeler uten skatteposisjoner vil de raskere komme inn i skatteposisjon enn dersom skatteposisjonene skal følge eiendelen. 15

6.5.2 Historiske systemendringer og forutberegnelighet

Petroleumsskatteloven har siden 1975 vært gjenstand for flere omfattende endringer, men de grunnleggende elementene i petroleumsskatteloven, som f. eks. særskatt, avskrivninger, normpris og friinntekt, har - stort sett - bestått frem til i dag.

Når det gjelder andre sentrale elementer har det vært en klar dreining mot mindre bruk av bruttoskatter (først og fremst royalty) og bæringsforpliktelser. Isolert sett oppfattes dette som en positiv utvikling fra industriens side.

Investeringer på norsk sokkel karakteriseres av betydelig omfang og langsiktighet. Det vil derfor være av stor betydning for investor å kunne ha tillit til at fremtidige rammevilkårsendringer ikke undergraver tidligere investeringsbeslutninger. Sett i lys av at prosjekter på norsk sokkel gjerne har en levetid på 10 - 20 år eller lenger er det særdeles viktig å ha en kontinuitet forsåvidt gjelder fundamentale elementer i skattesystemet og investeringsincentiver som gjennomføres. Ramme-vilkårene på norsk sokkel er ikke tjent med en tilsvarende situasjon som i perioden 1986-92 hvor eksempelvis produksjonsgodtgjørelse ble innført som et incentiv for å igangsette spesifikke prosjekter (Troll-utbyggingen, men også flere andre felt ble igangsatt under disse forutsetningene) for deretter å bli tatt ut igjen av petroleumsskattesystemet før selskapene fikk nyttiggjøre seg dette elementet i driftsfasen.

Fra industriens side ser man ikke noe galt i at man beholder de mer grunnleggende trekkene i petroleums-skattesystemet, snarere tvert i mot. Av hensyn til stabilitet og forutberegnelighet bør man ved den forestående gjennomgang av petroleumsskattesystemet i størst mulig grad unngå betydelige systemendringer.

6.5.3 Analyse av petroleumsskatte-lovens kobling til ordinære skatteregler – konsekvenser

6.5.3.1 Innledning

Med petroleumsskatteloven innførte man visse særregler for lete- og utvinningsselskaper, men den alminnelige skattelov er fortsatt grunnstenen i beskatningen. Dette innebærer dels at man vil falle tilbake på reglene i den alminnelige skattelovgivningen der petroleums-skattelovgivningen ikke har egne regler, dels at de regler og tolkningsprinsipper som gjelder ved den vanlige landbeskatningen vil fungere som bakgrunnsrett ved tolkningen av petroleumsskattelovgivningen. Dette har helt siden 1975 vært et grunnleggende prinsipp for beskatningen av lete- og utvinningsvirksomheten på norsk sokkel og er etter vår oppfatning noe som bør være bærende også for fremtidens petroleumsbeskatning.

Nedenstående analyser er primært rettet mot områder som det er nødvendig å endre. Det er likevel vesentlig å identifisere viktige områder som ikke bør endres ut fra dagens situasjon.

6.5.3.2 Konsolideringsprinsippet

Det grunnleggende prinsipp for norsk skattelov er at det er overskuddet fra virksomheten som skal beskattes. Med overskudd menes i utgangspunktet det resultat som fremkommer i selskapets finansregnskap. Overskuddet skal så justeres basert på de spesialregler som er fastsatt i skatteloven.

Særlig innenfor forretningsområder der det ofte kan være relativt lang tid fra de første prosjektinvesteringene til overskuddsgenerering - typisk lete- og utvinnings-virksomhet - vil et slik prinsipp være av stor økonomisk betydning for selskapene. Konsolideringsprinsippet har derfor i stor grad også vært lagt til grunn for selskaper som driver leting og utvinningsvirksomhet på norsk sokkel. Det eneste unntaket er at det er visse begrensninger mht. å føre underskudd oppstått i forbindelse med landaktivitet til fradrag mot inntekter som skriver seg fra lete- og utvnningsvirksomheten. For den aktivitet som kan defineres som lete- og utvinningsvirksomhet på norsk kontinentalsokkel er det følgelig både for selskapsskatt og særskatt slik at alle løpende kostnader for virksomheten, herunder lete-utgifter og avskrivninger, kan føres til fradrag mot løpende inntekter fra felt og rørledninger som allerede er i drift. I tillegg til å være av stor økonomisk betydning, innebærer et slikt system et klart forenklende element i et petroleumsskattesystem. Både for myndighetene og selskapene vil det være en ubetinget fordel å kunne operere med et relativt enkelt og oversiktlig skatte-system.

Alternativet til det systemet vi har på norsk sokkel i dag er et system i retning av en mer feltvis beskatning. For selskapene vil dette isolert sett bety en klar og betydelig skatteskjerpelse, ved at underskudd/kostnader fra felt under utbygging eller i en tidlig fase vil måtte isoleres for fradrag mot felt som genererer inntekter, og kan først trekkes fra inntekter fra samme felt. Dessuten vil man stå overfor et stadig økende problem hvordan kostnader av generell art skal fordeles mellom de enkelte felt.

Overgangen til et slikt system vil klart bryte med det grunnleggende prinsipp i norsk skatterett, herunder også det fundamentet man så langt har bygget norsk petroleumsbeskatning på. Som vi vil komme tilbake til nedenfor er hensynet til stabilitet og forutberegnelighet i de fiskale rammevilkår noe som må tillegges betydelig vekt ved enhver gjennomgang av petroleumsskatte-systemet. I tillegg vil overgangen til et system med feltvis beskatning skape betydelige problemer i forhold til overgangsregler, samt i forhold til det å skulle definere hvordan kostnader av en generell natur skal fordeles mellom de enkelte felt. I sum vil dette bety et langt mer komplisert skattesystem som industrien mener bør unngås.

6.5.3.3 Tidsmessig plassering av inntekter og kostnader

§ 50, 5 ledd bør oppheves på generell basis, slik at utgangspunktet blir utgiftsføring i tråd med god regnskapsskikk, slik dette nå er regulert i den nye regnskapsloven. For de tilfeller man måtte ønske særregulering kan man da gi klare skatteregler, også på petroleumsskatteområdet.

Realisasjonsprinsippet synes å bli benyttet i stadig sterkere grad som en skatterettslig periodiseringsregel også for selskaper, til tross for koblingen mot regnskap i §50, 2.ledd. Dermed introduseres ytterligere kompleksitet i beskatningen. Dette medfører at man ikke bare vil ha forskjell i periodiseringstidspunktmen også i hva som vil være den skattemessige og regnskaps-messige konsekvensen. Dette er en uheldig utvikling. Spesielt i situasjoner hvor det kan gå lang tid mellom det tidspunktet hvor en forpliktelse oppstår regnskapsmessig og til den skattemessige utgiftsføringen kan gjennom-føres.

Det er dermed ikke bare periodiseringsforskjellen som vil påvirke utsatt skatt i regnskapet, men også ulike definisjoner av et begrep idet realisasjonsprinsippet har et annet innhold enn regnskapsprinsippet. Dette er særlig betenkelig både fordi realisasjonsprinsippet så langt synes å være et lite gjennomarbeidet begrep, og fordi koblingen til regnskap i §50, 2.ledd er så uklar. Det er betenkelig at realisasjonsprinsippet synes å vinne terreng uten en klar grensedragning mot regnskapsprinsippet.

6.5.4 Analyse av særskattens omfang - konsekvenser

6.5.4.1 Innledning

Etter oljeindustriens mening har myndighetene fokusert for sterkt på å maksimere statens andel av verdiene som utvinnes på norsk sokkel. En slik strategi kan medføre at den totale verdien som kan fordeles blir mindre enn under en strategi hvor man først er opptatt av å gjøre denne verdien størst mulig før man ser på et system for hvordan verdien skal fordeles mellom de enkelte aktører i markedet, herunder staten og selskapene.

6.5.4.2 Petroleumsskatteloven

Hensynet til stabilitet og forutsigbarhet i skattesystemet tilsier at man bør være varsom med fundamentale systemendringer som kan påvirke allerede foretatte investeringer negativt. To sentrale elementer i petroleumsskattesystemet er:

– Avskrivning

Eksisterende petroleumsskattesystem opererer med 6 års lineære avskrivninger regnet fra investeringstidspunktet. Dette er et positivt element som bør videreføres også i et fremtidig petroleumsskattesystem. Disse avskrivnings-reglene er ikke gunstigere enn de man finner f.eks. i UK.

– Friinntekt

Friinntekten fungerer som et skjermingselement mot særskatt og blir beregnet med utgangspunkt i det enkelte selskaps sokkelinvesteringer. Eksisterende friinntekt er satt slik at den med et 7 % avkastningskrav er forutsatt å nøytralisere forskjellen mellom 6 års lineære avskrivninger og umiddelbar utgiftsføring. Siden det uttalte formål med særskatten er å inndra en del av lete- og utvinningsselskapenes ekstraordinærefortjeneste, bør skjermingselementene være tilstrekkelig til at normal avkastning ikke blir belastet med særskatt (hensyn tatt til den særskilte risiko som ligger i denne virksomheten).

Dagens friinntekt oppfattes ikke som et tilstrekkelig skjermingselement av selskapene. I det en er klar over at øket friinntekt kan resultere i uheldige systemegenskaper, vil en av hensyn til kontinuitet og stabilitet foreslå å beholde denne uendret. Redusert særskattesats vil imidlertid bedre systemegenskapene som følge av at spennet mellom marginalskatten i petroleums-skatteregimet og den ordinære selskapsskatten reduseres. I en situasjon hvor man har en relativt lavere marginalskattesats vil behovet for nøytralitet mellom driftskostnader og investeringer også være mindre viktig.

6.5.4.3 Særskattens nivå og omfang

Dagens marginale skattesats på 78%, hvorav særskatten utgjør 50% prosent av den totale marginalskatten er for høy. Formålet med særskatten er å inndra en ekstra-ordinær fortjeneste. Bare i den grad det faktisk foreligger en slik ekstraordinær fortjeneste kan særskatten fortsatt forsvares. I den grad den ekstraordinære fortjenesten er redusert eller forventes å bli redusert bør dette selvfølgelig også reflekteres i en redusert særskatt eller sågar en avvikling av særskatten.

Som påpekt ovenfor forventes fremtidige feltutbygginger på norsk sokkel ikke å gi større avkastning enn det som må til for å sikre en nødvendig kapitaltilstrømning og som er nødvendig for å opprettholde et akseptabelt letenivå. Det understrekes i denne sammenheng at å opprettholde tilstrekkelig leteaktivitet vil være selve fundamentet for å sikre virksomheten på norsk sokkel også i fremtiden.

Ved en omlegging av petroleumsskattesystemet er det viktig å fokusere på endringer av varig karakter slik at systemet kan være effektivt og stabilt over mange år fremover. I dagens situasjon er det mange forhold som trekker i retning av et betydelig redusert særskattenivå.

6.5.4.4 Kostnadsbevissthet

Både selskaper og myndigheter er opptatt av å få til en mest mulig kostnadseffektiv drift. Myndighetene er i denne sammenheng opptatt av en samfunnsøkonomisk optimal utnyttelse av ressursene som gir størst bidrag til samfunnet med minst mulig innsats.

Kombinasjonen av små eierandeler og høy marginalskatt innebærer at et selskap vil sitte igjen med en svært liten etter-skatt andel av en kostnadsbesparelse. Dette er også i tidligere debatter rundt petroleumsskattesystemet fremhevet som et problem fra statens side. Det vises her blant annet til "Petroleumsskattlegging - Rapport fra en arbeidsgruppe nedsatt av Finansdepartementet" fra 1983, der under punkt 1 - l. på side 7 uttales som følger:

"Det er særlig hensynet til kostnadsbevissthet på kontinentalsokkelen som har gjort en slik grundig vurdering nødvendig. Dagens skatteregler, hovedsakelig basert på netto inntekt innebærer med sine relativt høye marginalskatter en risiko for svekket kostnadsbevissthet hos oljeselskapene"

Også i St.prp. nr 19 (1977-78) er dette omtalt på s. 13:

”Med høye skattesatser vil den største delen av kostnadene under et tradisjonelt skattesystem i realiteten bli dekket av skattemidler. Dette kan bidra til å redusere selskapenes kostnadsbevissthet, noe som også må tas i betraktning ved utformingen av skattesystemet"

Reduksjon av marginalskatten vil styrke kostnads-bevisstheten, noe som bør være en del av en kontinuerlig prosess som både selskaper og myndigheter er opptatt av.

Enhver reduksjon i særskatten vil medføre økt investering med egne midler fra selskapenes side og samtidig sørge for at oppsidepotensialet blir mer likt sammenlignbare land.

6.5.4.5 Anvendelse av økt kontantstrøm

I et langsiktig perspektiv er det den positive kontantstrømmen fra eksisterende felt som skal danne fundamentet for fremtidige investeringer og leteaktivitet. I et moderat prisscenario oppfattes dette som vanskelig å oppnå med det nåværende skattenivået. Dette forsterkes selvfølgelig ved at nye felt som settes i produksjon på norsk kontinentalsokkel ikke på langt nær vil generere den samme kontantstrømmen som de gamle store feltene. I tillegg øker letekostnadene per enhet på norsk sokkel.

En reduksjon av marginalskatten vil gi et positivt bidrag i form av økt kontantstrøm fra såvel eksisterende som ny portefølje. Sålenge Norge sørger for at investeringer på norsk sokkel til enhver tid tilbys konkurransedyktige rammebetingelser vil en slik økt kontantstrøm reinvesteres på norsk sokkel.

6.6 Forslag og alternativer

6.6.1 Prioriterte mål

Etter industriens oppfatning må det skilles mellom skattenivå, det vil si å forbedre norsk sokkels relative konkurranseposisjon, og selve petroleumsskattesystemet. Som et bidrag til myndighetenes forestående gjennomgang av petroleumsskattesystemet, har industrien i denne rapporten gitt uttrykk for noen hovedprinsipper som bør ivaretas i et framtidig petroleumsskattesystem. Hoved-problemet med de fiskale rammevilkår i Norge er bruttoskattene og det svært høye skattenivået. Selve petroleumsskattesystemet inneholder flere positive elementer som bør videreføres.

Dagens særbeskatning av selskaper som deltar i leting, produksjon og rørledningstransport på norsk sokkel har sitt grunnlag fra en periode med mange store funn og svært høye prisforventninger. I dag framstår norsk sokkel som en langt mer moden petroleumsprovins og det er stor usikkerhet knyttet til framtidig oljepris. På dette grunnlag er det ikke noe som tilsier at det vil være noen ekstraordinær avkastning til denne virksomheten. Selve fundamentet for særbeskatning er derfor i ferd med å forsvinne, og det er etter industriens oppfatning påkrevet med snarlige endringer i retning av en langt mer moderat beskatning av lete- og utvinningsselskaper på norsk sokkel. Slike endringer vil være nødvendig for å opprettholde interessen for å investere på norsk sokkel.

Oljeindustrien mener det eksisterende petroleums-skattesystemet har mange positive elementer som bør beholdes, blant annet full konsolidering mellom felt, raske avskrivninger og fullt fradrag for kostnader (noe som er svært viktig i forhold til kredit fradrag i USA og andre land). Også av hensyn til forutberegnelighet og stabilitet er det ønskelig å beholde disse hovedtrekkene i petroleumsskattesystemet.

De elementene i petroleumsskattesystemet som har hatt uheldige systemegenskaper er i første rekke CO2-avgift og produksjonsavgift. Det er bred enighet om at disse bruttoskatteelementene har uheldige egenskaper. OLF registrerer med tilfredshet at Regjeringen i statsbudsjettet for år 2000 foreslår å redusere CO2-avgiften og iverksette en nedtrappingsplan for produksjonsavgiften. Omfanget av tiltakene er imidlertid ikke tilfredsstillende. CO2-avgiften må fjernes i sin helhet inntil et internasjonalt kvotehandelssystem er etablert, og produksjonsavgiften må gis en raskere avtrappingsplan enn foreslått.

Et annet positivt element ved dagens petroleumsskattesystem er at det har en relativt investeringsnøytral struktur. Høy skatteprosent medfører imidlertid at fortjenesten etter skatt, målt i kroner, blir liten. Dette blir forsterket ved at SDØE-andelene på norsk sokkel i betydelig grad reduserer det finansielle volum som tilflyter selskapene.

Da muligheten for store funn stadig blir dårligere på norsk sokkel, samt at produksjonen fra tidligere store felt er fallende, framstår norsk sokkel med en svekket konkurransekraft i forhold til andre regioner. Med bakgrunn i at stadig flere petroleumsprovinser åpnes for internasjonale selskaper, er dette en utvikling som gir grunn til bekymring. Innenfor en global portefølje med begrensede økonomiske, tekniske og administrative ressurser, vil lav kritisk masse lett føre til at prosjekter på norsk sokkel ikke når opp i selskapenes interne prioriteringer selv om de har tilfredsstillende avkastningsgrad.

Samlet sett er det industriens vurdering at hovedproblemet med dagens petroleumsskattesystem er den høye særskatten. For å sikre norsk sokkels konkurranseposisjon i forhold til andre regioner, er det snarlig behov for en vesentlig reduksjon i skattenivået.

6.6.2 Øvrige mulige endringer

I vedlegg 4 til denne rapport har vi tatt for oss andre systemendringer som bør foretas sett fra industriens side. Kort skissert knytter disse forslagene seg til:

• §10-overdragelser

• Avslutning og fjerning

• Tidsmessig plassering av inntekter og kostnader

• Enkelte elementer i forholdet mellom land og sokkel

• Likestilling av skatteposisjoner (renteberegning av underskudd)

• Eie/leie

Vedlegg 1: Totalrentabilitet etter skatt (ikke vedlagt)

Vedlegg 2: Inflasjonsjusterte oljepriser og endringer i petroleumsskattesystemet (ikke vedlagt)

Vedlegg 3: Analyse av lønnsomhet og skatt: Felt på norsk og britisk sokkel med produksjonsstart etter 1.1.1998 (ikke vedlagt)

Vedlegg 4: Enkeltforslag til endringer i petroleums-skattesystemet

1. Innledning

I dette vedlegget tas opp endel forslag til endringer som vil bidra til å rette opp enkelte svakheter ved det eksister-ende skattesystemet.

For de forslagene hvor det allerede er sendt bakgrunns-materiale til myndighetene refereres det kun til den korrespondanse som har vært fra industriens side.

2. §10 Overdragelser på sokkelen

Overdragelser av eierrettigheter i lisenser på norsk sokkel og selskaper som er tildelt eierinteresser på norsk sokkel, er regulert av særregler fastsatt i petroleum-skattelovens §10. Hovedhensynet bak regelverket er at nåverdien av statens skatteproveny ikke skal påvirkes av overdragelser av eierinteresser på norsk sokkel. I tillegg har regelverket som formål å forhindre overdragelser som ikke har andre økonomiske formål enn skatteformål.

Selskapene er av den oppfatning at §10 reglene bør videreføres. En vil likevel kort gjøre rede for erfaringer som er gjort i forbindelse med anvendelsen av regelverket, samt foreslå justeringer i praktiseringen av regelverket.

2.1 Forholdet til vesentlighet

Et bærende prinsipp i forbindelse med innføringen av regelverket var vesentlighet. I forbindelse med de nåverdiberegninger som gjennomføres må det bestemmes hvilke forutsetninger som skal legges til grunn ved beregningene. De viktigste forutsetningene, som f.eks. oljepriser fastsettes av departementet. Fordi man foretar beregninger om forhold som ligger opp til 10 år frem i tiden vil tallberegningene være usikre.

En konsekvens av dette burde derfor være at man ikke bruker lang tid på å undersøke detaljer som har liten eller ingen innvirkning på nåverdien av de fremtidige skattebetalingene. Mange transaksjoner blir under dagens praktisering av regelverket kraftig forsinket fordi oljeskattekontoret behandler tallene som om man skulle foreta en forhåndsligning for de neste 10 årene av selskapene som er involvert i transaksjonen.

En lang saksbehandlingstid kan medføre at transaksjonen strekker seg over to regnskapsperioder. Dette kan skape forskjeller i skattebetalinger. En raskere saksbehandling vil kunne avhjelpe dette.

2.2 Symmetrisk behandling av kostnadsbesparelser

Regelverket rundt hvordan de enkelte kostnadselementer skal behandles i forbindelse med overdragelser er blitt utviklet over tid. Finansdepartementet har i henhold til loven underrettet Stortinget i form av stortingsmelding i de til feller man har funnet grunn til å endre på praktiseringen av regelverket.

I praksis har det vært lagt til grunn at når transaksjoner medfører endringer i kostnader skal slike endringer hensyntas ved beregningene av provenyet. Dette gjelder både når det har foreligget kostnadsbesparelser og når transaksjonen har ført til økte kostnader.

I forbindelse med den betydelige omstruktureringen som har funnet sted i den senere tid, mottok selskapene et brev fra departementet hvor man med umiddelbar virkning ville legge om praksis ved beregning av framtidig proveny etter sammenslåingen av selskapene. Denne fremgangsmåten var stikk i strid med etablert praksis. I tillegg skulle praksisendringen ha tilbakevirkende kraft, noe som også er uvanlig.

Praksisendringen medfører at statens inntekter etter omstruktureringen er høyere enn inntektene før omstruktureringen. Dette er direkte i strid med formålet bak innføringen av §10 instituttet, og også direkte i strid med tidligere praktisering.

En slik omlegging representerer en forverring av de fiskale rammebetingelsene og svekker tilliten til et stabilt skattesystem.

2.3 Forhold i forbindelser med fusjoner på global basis

Et av formålene med regelverket er som påpekt å hindre at rent skattemotiverte transaksjoner gjennomføres. Omstruktureringer i bransjen på verdensbasis faller neppe inn under denne kategori. Sammenslåingen av Exxon og Mobil i USA vil ikke ha konsekvenser for norske skattemessige forhold før eventuell sammenslåing av datterselskapene i Norge. Denne type transaksjoner bør ikke være gjenstand for særskilt behandling etter §10.

2.4 Positive erfaringer med §10-instituttet

Det er en utvikling hvor myndighetene i større og større grad krever at kjøper overtar selgers skattemessige posisjoner i forbindelse med overføringer av lisenser. Salgsvederlaget vil da være basert på etter skatt verdier. Dette medfører at vederlagenes størrelse er mindre enn det de ville ha vært i en situasjon hvor kjøper i forbindelse med overdragelsen hadde fått nye avskrivnings- og friinntektsgrunnlag.

For aktørene i markedet betyr dette at usikkerheten om framtidig skattesystem ikke får så stor innvirkning på de vurderinger som gjøres i forhold til hva som hadde vært tilfellet dersom salgsvederlaget hadde vært basert på før- skatt verdier. Det betyr også at det trengs en vesentlig mindre kontantstrøm for å kjøpe en lisensandel under dette regelverket. Dette bidrar til at flere kjøpere kan være aktuelle, eller at de samme kjøperne kan kjøpe flere lisenser for samme mengde kontanter. Det er også et instrument for å tilpasse verdien på to lisenser ved en eventuell byttehandel.

§10-instituttet bør derfor opprettholdes, men kanskje uten at det alltid er nødvendig å foreta nøytralitets-beregninger. Særlig gjelder dette når kjøper og selger er i samme skatteposisjon. Dersom det innføres renteberegning på fremføring av underskudd, jfr punkt 6 under, bør nøytralitetsberegninger kunne unnlates i alle tilfeller, og en får dermed en sterk forenkling av §10.

3 Avslutning og fjerning

Ved avslutning av produksjon fra et felt vil det oppstå to kostnadskomponenter: avslutningskostnader og fjerningskostnader.

Avslutningskostnader omfatter kostnader som nedstengningskostnader, nedbemanning etc. Disse kostnadene er forutsatt behandlet etter de vanlige skattereglene, dvs man får fradrag i inntekten etter hvert som kostnadene påløper.

Fjerningskostnader omfatter kostnader som medgår for å fjerne eller resirkulere plattformer. Disse kostnadene er underlagt spesiallovgivning i fjerningsfordelingsloven.

Vi vil nedenfor kommentere noen forhold i forbindelse med den skattemessige behandlingen av disse utgiftspostene som virker urimelig.

3.1 Avslutningskostnader

Etter regnskapsloven og god regnskapsskikk skal kostnader bokføres etter sammenstillingsprinsippet, dvs at alle forpliktelser som oppstår i en periode som en konsekvens av den virksomhet man utfører skal kostnadsføres i denne perioden. Dette er uavhengig av om man betaler for denne utgiften i denne perioden eller inngår avtale om at denne forpliktelsen skal utføres i denne perioden.

Forpliktelsen til å stenge ned brønner oppstår gradvis fra det tidspunkt man begynner å produsere fra en brønn. På det tidspunkt brønnen er tom eller det ikke lønner seg å produsere mer fra brønnen, skal man i henhold til regnskapsloven og god regnskapskikk ha avsatt tilstrekkelig med midler til å kunne dekke kostnader ved stenge ned brønnen. Forpliktelsen til å foreta nedstengning av brønner er hjemlet i petroleumsloven og er en ubetinget forpliktelse.

Etter dagens regelanvendelse slik oljeskatte-myndighetene tolker bestemmelsene i skatteloven vil man først kunne få fradrag for utgiftene etter hvert som de pådras. I denne forbindelse er begrepet pådratt definert som tidspunktet hvor man har inngått en kontrakt med en entreprenør for utførelse av arbeidet. For mange selskaper med få felt vil dette skape problemer i form av at de ikke får fullt fradrag for disse kostnadene mot betalt skatt.

Man kan risikere at utgiften i skattemessig forstand ikke er pådratt før på et tidspunkt hvor selskapet ikke har inntekter som kostnadene kan trekkes fra mot. Dagens regelverk i forbindelse med avvikling av virksomhet gir bare mulighet til å be om korrigert ligning to år tilbake i tiden.

Dagens tolkning av §50, 5.ledd kombinert med den begrensede tilbakeføringsadgang (toårsregelen) bør etter selskapenes syn endres. Kostnader i forbindelse med nedstengning bør kunne fradras på samme tidspunkt som kostnaden reflekteres i regnskapet. I alle tilfeller bør man ved avvikling kunne kreve at ligningen for de 10 siste årene skal kunne omgjøres dersom man i forbindelse med slike utgifter har et skattemessig underskudd.

3.2 Fjerningskostnader

Regelverket rundt fjerningskostnader fungerer som en fordeling av kostnadene mellom staten og selskapene og erstatter nærmest skattereglene. I grove trekk kan man si at staten dekker en andel av fjerningskostnadene tilsvarende det enkelte selskaps prosentvise skattebetaling over feltets levetid. Selskapene dekker de resterende kostnadene men får ikke fradrag ved ligningen for sin andel av kostnadene. Selskapene kan ikke kreve fradrag for kostnadene basert på sammenstillingsprinsippet. Regnskapsmessig blir fjerningskostnadene bokført i henhold til sammenstillingsprinsippet.

Dagens system med tilskudd fra staten sikrer selskapene en refusjon av kostnader i en periode hvor de kanskje ikke har inntekter til å kostnadsføre utgiftene mot. Imidlertid er beregningen av tilskuddet slik at man ikke får fradrag for alle kostnader mot skattepliktig inntekt, og dette er et vesentlig brudd med grunnlaget for grunnrentebeskatningen. Dersom man hadde hatt inntekter fra andre kilder når man fjernet et felt, så ville utgiften i et ordinært skattesystem effektivt kommet til fradrag med 78%. Dersom fradraget ikke ble effektivt, dvs det ikke var tilstrekkelige inntekter til å dekke kostnaden, f.eks. at man hadde friinntekt fra nye felter som medførte at man gikk ut av skatteposisjon, ville man hatt underskudd til fremføring som så ville kommet til fradrag i senere perioder når friinntekten på de nye feltene var brukt opp. Når fremføringsrett ville medført at man hadde fått effektivt 78% virkning av kostnadsfradrag knyttet til fjerning så er det bekymringsfullt at fjerningstilskuddet ikke gir tilsvarende virkning.

Ved investering i et felt er skattekapasiteten inntekter minus kostnader. I en sokkels tidlige fase når man investerer i nye felt hele tiden, kan inntektene fra tidlige felt være mindre enn kostnadene for samtlige felt, både de i produksjon og de under utbygging. Det betyr at man får et underskudd til fremføring. Fjerningstilskuddet tar ikke hensyn til dette i det hele tatt. Et felt som har vært i produksjon i denne perioden vil ikke ha skattepliktig inntekt og får dermed ingen fjerningstilskudd. Dette er direkte i strid med prinsippet om at fradragsberettigede kostnader inngår i underskudd til fremføring og kommer til fradrag i fremtidig særskatt og får dermed effektivt 78% virkning. Dagens system med fjerningstilskudd vil systematisk være en fordel for staten og en systematisk ulempe for selskapene.

Det er derfor unaturlig å fortsette med fjerningstilskuddet i den form det har i dag. Det vises i den anledning til en rapport oversendt Finansdepartementet av OLF 13.03.95. Finansdepartementet utarbeidet en rapport 23.12.96, som OLF besvarte relativt omfattende i brev av 28.02.97 jfr vedlegg 5.Det vises i den anledning til Ot.prp.nr. 91 (1998-99) framlagt 18.06.99 som OLF kommenterte på til Finanskomiteen i brev av 01.11.99.

4 Tidsmessig plassering av inntekter og kostnader – periodisering

OLF har i brev av 27.10.98 sendt inn et standpunkt for hvorfor man mener at §50, 5.ledd bør oppheves og skattemessige særregler innføres kun på de områder man mener å ramme.

5 Forholdet mellom land og sokkel

Forholdet mellom land og sokkel består hovedsakelig av to forhold:

• armlengdebetraktninger

• de spesielle overføringsreglene som gjelder for rentefordeling, underskudd og konsernbidrag.

Med bakgrunn i at all selskapsskatt nå er statlig foreslås det at begrensninger i å fradragsføre aksjonær-, konsernbidrag og underskudd fra landvirksomhet i alminnelig inntekt for sokkelkommunen oppheves, men at slike fradrag blir å tilbakeføre med virkning for særskattepliktig inntekt. En slik endring vil også være en naturlig konsekvens av at petroleumsvirksomheten har medført tilhørende landvirksomhet, f.eks. på Tjeldberg-odden, Kollsnes og Kårstø.

I tillegg følger noen korte kommentarer vedrørende konsernbidrag. Det følger direkte av §1-3 i selskapsskatteloven at det ikke er anledning til å gi konsernbidrag til utvinningsvirksomhet offshore. I selskapsskatteloven angis det samtidig at konsernbidrag er alminnelig inntekt. Etter skatteloven skal rentefordeling skje med bakgrunn i alminnelig inntekt. Det følger at man her har to begreper for alminnelig inntekt, alminnelig inntekt førog etter rentefordeling, siden også rentekostnad inngår i alminnelig inntekt. Konsernbidrag bør inngå i alminnelig inntekt etter rentefordeling. Det motsatte standpunkt fører til at mottatt konsernbidrag i landvirksomhet vil tiltrekke renter som ellers ville falt på sokkelvirksomheten. Dette er åpenbart ikke meningen med konsernbidragsregelen. I tillegg kommer det forhold at konsernbidraget etter en slik fortolkning gis ulik behandling alt etter om landvirksomheten er organisert innen utvinnings-selskapet eller er organisert som egen virksomhet. Det kan ikke ha vært meningen at konsernbidragsreglene skal få slike konsekvenser. Selskapsskattelovens §1-3 er en spesiell regel av nyere dato enn den generelle regel i skattelovens §45, og selskapsskattelovens regel må derfor i dette tilfelle gå foran skattelovens regel.

Man bør ikke være avhengig av tolkning av eksisterende lover for å avklare slike forhold.

6 Likestilling av skatteposisjoner

Det er mulig å renteberegne underskudd til fremføring for å likestille selskaper i og utenfor skatteposisjon på norsk sokkel. Det er tvilsomt om dette er ønskelig eller nødvendig når det gjelder selskapsskatten (28%). I praksis er det særskatten, som medfører at marginal-skattesatsen på sokkelen er 78%, som det er mest aktuelt å innføre et slikt rentefradrag mot.

Ved å innføre renteberegning på underskudd til fremføring i forbindelse med særskatten oppnår man to fordeler:

• selskaper i ulik skatteposisjon vil likestilles mer i forbindelse med kjøp og salg av lisensandeler, og det åpner dermed for mer konkurranse i 2.hånds-markedet

• skatteposisjon vil ikke lenger bety så mye ved §10-behandling fra myndighetenes side og det bør derfor være mulig å forenkle saksbehandlingen her. Se forøvrig punkt over.

Muligheten for dette bør vurderes i sammenheng med en vurdering av §10-instituttet.

7 §3i eie/leie

Det vises til OLF-brev av 29.06.99.

Vedlegg 5: OLF-rapport: ”disponering av innretninger i avslutningsfasen – skattemessig behandling” av 15.03.95 (Ikke vedlagt)