8 Incentivkontrakter som reguleres av oljepris. Forslag til endring av petroleumsskatteloven
Brev fra Petroleum Geo Services til utvalget
Organiseringen av forholdet mellom aktørene på norsk sokkel anses av både industrien og av myndighetene som en av det tre hovedpilarene for utviklingen av en mere effektiv ressursforvaltning på norsk sokkel. De andre to er fiskale vilkår og teknologi.
En effektiv organisering oppnås over tid ved å legge forholdene til rette for konkurranse og frie forretningsmessige avtaler. Utviklingen av tjenester i tillegg til leveranser på norsk sokkel krever at nye typer avtaler vil bli inngått mellom oljeselskapene og service selskapene. Flere av de største norske leverandørene utfører både tjenester og fysiske leveranser.
Incentivkontrakter er et bærende element for service selskapers evne til en rimelig innhøsting samtidig som det sikrer brukerne et optimalt produkt, hvilket også NORSOK prosjektet konkluderte med. Petroleumsskatteutvalget har også i sin foreløpige redegjørelse påpekt behovet for å se på rammevilkårene for incentivkontrakter på norsk sokkel og forholdet til petroleumsskatteloven, (artikkel 4.2).
En rekke forhold vanskeliggjør på en muligens utilsiktet måte, en effektiv konkurranse på norsk sokkel:
den lange lisenstiden (10 + 20 år) fører til en treghet i aktørbildet,
et utstrakt forretningsmessig samarbeid mellom oljeselskapene,
skattemessige forhold.
En viktig skattemessig korreksjon ble foretatt i 1998 ved at følgende tillegg ble gitt til petroleumsskattelovens §3i:
”Ved avtale om leie av flyttbar produksjonsinnretning kan leietaker som er skattepliktig etter § 5 kreve at det gis fradrag ved ligningen etter særskilte regler. Departementet kan gi nærmere regler til utfylling og gjennomføring av denne bokstav, herunder regler om skattemessig fradrag for avskrivninger, friinntekt og rentekostnader.”
PGS kjøpte og opererer produksjonsskipet på Varg feltet og §3, art. i, samt forskriften av 18. august 1998, var avgjørende for at avtalen mellom Varg-lisensen og PGS kunne la seg realisere. Samtidig er det verd å merke at bare en (1) slik kontrakt er realisert etter regelendringen. Vi har imidlertid ingen grunn til å anta at det skyldes regelverket.
Vi mener at tiden nå er moden for en revisjon av petroleumsskatteloven, slik at tjenester også kan godtgjøres med oljeprisavhengige tariffer, uten at kontraktor som selv ikke er eier av produksjonslisensen, blir skattepliktig etter petroleumsskattelovens § 5.
Eksempel på oljeprisrelaterte avtaler i UK
På britisk sokkel er alle PGS sine produksjonsoppdrag basert på incentivkontrakter. PGS har der 3 produksjonsskip: Petrojarl 1, Petrojarl Foinaven og Ramform Banff. Både på Banff feltet (Conoco) og Foinaven feltet (BP) er det volum baserte tariffer, dvs PGS får betalt avhengig av oljevolum som leveres terminal på land. Petrojarl 1 er i dag på Blenheim feltet (Talisman) og skal i mai til Kyle feltet (Ranger).
I opprinnelig avtale for Blenheim og Bladon feltene besto kompensasjonen av en fast dagrate kombinert med en volumbasert tariff. Dersom en mot slutten av feltets levetid hadde en produksjon under 5.000 fat pr dag og oljeprisen var høyere enn 21 dollar pr fat, ble økningen i oljeprisen delt likt opp til en maksimaltariff tilsvarende en oljepris på 32 dollar pr fat. Denne mekanismen kom aldri til anvendelse.
I 1998 sank oljeprisen dramatisk og oljeselskapet fikk negativ kapitalstrøm fra oljefeltet. Kontrakten ble reforhandlet og er nå slik at PGS får en minimums dagrate samt en oljeprisavhengig tariff pr. fat produsert. Økning av oljeprisen over 15 dollar pr fat, deles likt opp til en maksimumstariff. En reduksjon av oljeprisen under 13 dollar pr fat deles også likt inntil 9 dollar pr fat olje, deretter gjelder kun den faste minimumsraten.
Med denne prisreguleringsmekanismen kunne PGS tilby lavere minimumsrater og operatøren fant å kunne drive videre med det resultat at feltets levetid ble forlenget med ca. ett år og det ble produsert ytterligere 2,5 millioner fat olje. Dette viser at oljeprisavhengige avtaler kan forlenge haleproduksjonstiden vesentlig.
Produksjonsoppdraget for Kyle feltet er definert som en utvidet brønntest. Kompensasjonen består her i sin helhet av en tariff pr fat olje produsert pr dag. Tariffen er minimumstariff hvor en oljepris over 18$/fat deles likt. PGS har derved kunnet tilby en gunstig basis tariff og kostnadene vil således for lisensen begrenses betydelig ved lav oljepris i forhold til en normal dagrate kontrakt.
Dagens situasjon på norsk sokkel
På letesiden benytter PGS incentivkontrakter ved at oljeselskap får leie 3D seismiske data meget rimelig i forkant av lisensrunder slik at de kan evaluere prospektene på en forsvarlig måte før de søker. Full betaling utløses enten ved at de søker eller får en tildeling. På den måten blir risikoen for aktørene liten samtidig som grunneier får de best mulig vurderte søknader og adekvate arbeidsprogram.
For produksjonsoppdrag på norsk sokkel har vi pr. i dag en kontrakt med Norsk Hydro på Varg feltet. Den har en fast dagrate, men lengden på oppdraget vil selvsagt avhenge av produksjonsvolum og reservoarets beskaffenhet. Derfor har PGS også her investert i avansert havbunnsseismikk for å kartlegge potensialet for videre drift, utover den initielle 3 års kontrakten.
Samtidig har vi forhandlinger med både Statoil og Norsk Hydro for produksjonsoppdrag hvor vi diskuterer produksjonsavhengige tariffer som betalingsmodell.
Dagens skattelov
Vi mener, i likhet med Oljeskattekontoret (brev av 23.06.99), at det er uomtvistelig at kontraktor som ikke ”driver utvinning, behandling og rørledningstransport” kan godtgjøres for et produksjonsoppdrag helt eller delvis ved produksjonstariffer uten at kontraktor anses skattepliktig etter petroleumsskattelovens §5. Denne kompensasjonsformen sikrer at kontraktor gjør sitt ytterste for at produksjonen skal være stabil og sikker, med minimalt behov for oppfølging fra lisenseier.
Stortinget vedtok en lovpresisering i 1980 hvor petroleumsskattelovens §5 1. ledd må forstås slik at tjenester som godtgjøres ved en kombinasjonen av pris og volum blir å anse som ” andel av produksjon” og således skattepliktig i hht § 5. (§5, andre setning).
Vi mener dette er en uheldig og unødvendig begrensing for aktørene på norsk sokkel. Dels fordi den ikke fungerer. Det er aktører som reelt sett tar prisrisiko og som ikke særskattlegges. F. eks. opplever kontraktørene at de presses inn i reforhandlinger med påfølgende reduksjon i prisene når oljeprisen faller under det forventningsnivå oljeselskapene har, men uten at de belønnes når prisen igjen stiger. Likeså ble de som f. eks. kjøpte Saga Petroleums oljeproduksjon i 1999 for 12$ fatet og solgte den videre for 16$ fatet, ikke beskattet etter petroleumsskattelovens §5, selv om de åpenbart tok en prisrisiko i framtidig produksjon.
Lisenshaverne har alle grunner for å få størst mulig netto fra produksjonen, dvs lavest mulig pris på produksjonstjenesten og høyest mulig pris på produktet (olja og gassen). Det er således ingen grunn til å anta at det finnes motiver for å frata Staten en rettmessig skatteinntekt, selv om vederlag for en tjeneste er regulert av verdien av produksjonen.
Norsk sokkel i årene framover
En rekke eksisterende og framtidige funn vil være av en størrelse som oljeselskapene vil karakterisere som ”marginale”. Det vil si at feltenes størrelse vil kreve enkle utbyggingsløsninger og sannsynligvis innleie av tjenester som tidligere har vært utført og fullt ut bekostet av selskapene selv. Både oljepris og reservoar usikkerhet vil føre til at sluttverdien av små felt kan bli negativ. Dette er vesentlig forskjellig fra store felt hvor risikoen for et mulig tap ble ansett som minimal eller ikke eksisterende.
Oljeselskapene vil ved vurdering av nye utbygginger, legge til grunn en antatt framtidig oljepris. Prosjekter som ikke er lønnsomme ved denne oljepris vil ikke bli igangsatt. I perioder med lav oljepris opplever leverandørene at den ”interne” oljeprisantakelsen mere er et måltall for å få ned utbyggingskostnadene enn en realistisk prisforventning. Prosjekter som antakelig er bedrifts- og samfunnsøkonomisk lønnsomme blir derfor ikke igangsatt.
Dersom leverandører av utbyggingsløsninger eller produksjonstjenester kunne relatere sin godtgjørelse i henhold til den faktiske oljepris, vil markedet etablere en mere realistisk prisforventning og flere lønnsomme prosjekter ville bli igangsatt. En oljeprisavhengig godtgjørelse vil i realiteten fungere som en forsikring som betales med en ”premie” ved høyere inntjening.
PGS har som forretningskonsept å kunne tilby produksjonstjenester der hvor skreddersøm ikke er aktuelt. Siden vi da naturlig nok ofte kommer inn i dialog med lisensinnehaverne av felt som ikke beviselig har et produksjonsvolum som gir god økonomi, kommer diskusjonen om forretningsmodell inn som likeverdig med teknisk løsning. Da vi i dag ikke kan regulere prisen på våre tjenester til en forventet oljepris, kan vi ofte ikke tilby tariffer som er tilstrekkelig lave til at operatørens interne måltall kan oppfylles, med fare for at prosjekter skrinlegges. Vi finner det tvilsomt om det er god samfunnsøkonomi i å la ressurser ligge fordi operatøren har lagt inn kanskje urealistiske pris scenarier. Skulle oljeprisen vise seg å bli betydelig høyere enn antatt er det Staten som mister det meste av denne merinntekten"
Dersom service selskap kunne tilby rabatter på tjenester gitt definerte fall i oljepris – og motsatt – ville flere prosjekter på norsk sokkel kunne bli realisert. Av to grunner:
Oljeselskapet vil ikke akseptere den prisavhengige godtgjørelsen og derved avdekke ovenfor partnerne og ressurseieren (Staten) sin vikarierende begrunnelse. En utbygging vil da kunne presse seg fram.
Oljeselskapet har genuint tro på sitt pris scenario og vil akseptere at kontraktor tar en rimelig prisrisiko. Dette vil da bli framlagt partnerne, og siden kontraktor ikke har eierandeler i feltet og således selv ikke kan overføre midler fra petroleumsbeskatning, vil markedet avgjøre hva denne prisrisikoen er verd.
Forslag
Petroleumsskattelovens begrensing er etter vår oppfatning uheldig og vi ber Utvalget foreslå en lovendring på dette punkt slik at prisen for tjenester fra kontraktører som selv ikke er deltakere i lisensene, kan reguleres både av produsert volum og fluktuasjoner i oljepris, uten at kontraktør blir særskattepliktig.
En slik endring vil bidra til at de mest økonomiske prosjektene vil bli prioritert uavhengig av operatørens interne prisforventninger. Videre vil service selskap kunne etablere incentiver for anvendelse av ny teknologi der oljeselskapene antas å være for konservative i sine vurderinger.
Faren for at det kan skje en overføring av inntekt som er gjenstand for særskatt, til et annet skatteregime er generell og kan her som ellers begrenses ved at det settes opp tilleggskrav. Dersom kontraktør, eller selskap eller privatpersoner som eier mer enn 10% av kontraktørselskapet, også har vesentlig eierandeler i den lisens som betaler for oppdraget, bør kontraktøren likevel være skattepliktig i hht petroleumsskattelovens §5 dersom kompensasjonen er regulert av både produksjonsvolum og oljepris. Dessuten kan skattemyndighetene gripe inn på generelt grunnlag dersom det lages konstruksjoner som åpenbart har til hensikt å unndra inntekt fra petroleumsbeskatning.