3 Utviklingen i petroleumssektoren

3.1 Innledning

I dette kapitlet presenteres enkelte utviklingstrekk i petroleumssektoren. Størstedelen av kapitlet er viet utviklingen i reserver, produksjon, investeringer, inntekter og oljepriser. Utviklingen er illustrert ved hjelp av tall for faktiske verdier og anslag for de samme størrelsene framover i tid. Tallene viser at det er betydelige verdier i felt i drift og forventede framtidige funn. Samtidig kan en på modne deler av sokkelen stå overfor flere små og enkelte til dels marginalt lønnsomme utbyggingsprosjekter. Usikkerheten knyttet til utviklingen i sektoren er forsøkt illustrert ved å beregne hvordan lavere oljepriser kan slå ut på investeringer, produksjon og inntekter. Det er også tatt med et avsnitt om historisk lønnsomhet etter skatt i petroleumssektoren sammenliknet med lønnsomheten etter skatt i annen industri. Det er også gitt anslag på lønnsomheten i petroleumssektoren framover. Til slutt er det en kort omtale av attraktiviteten til norsk sokkel.

3.2 Produksjon og reserver

Det er en betydelig ressursbase på norsk kontinentalsokkel. Ressursene kan inndeles i felt i drift, funn under vurdering, funn uten konkrete utbyggingsplaner, mulige tiltak for økt utvinning og uoppdagede ressurser. Om lag 21 prosent av de forventet samlede utvinnbare ressursene på norsk kontinentalsokkel er så langt produsert. 30 prosent ligger i felt som enten er i drift eller er besluttet utbygd. 14 prosent ligger i funn hvor utbygging er under vurdering. Mulige tiltak for økt utvinning knyttet både til felt i drift/utbygging og funn under vurdering står for 8 prosent, mens det antas at 27 prosent av de forventet utvinnbare ressursene ennå ikke er funnet, jf. figur 3.1.

I denne figuren er fordelingen av forventede, utvinnbare petroleumsressurser 1 på ulike modenhetsgrader angitt både som andel av totale olje-, NGL 2- og gassressurser, og som mengde fordelt på olje/NGL og gass. Forventede, totale utvinnbare ressurser er for olje og NGL 6,4 milliarder standard kubikkmeter (Sm³)oljeekvivalenter og for gass 6,8 milliarder Sm³ oljeekvivalenter (o.e.). I figuren over ressursmengden fordelt på olje/NGL og gass, vises det også et lavt anslag (90 prosent sannsynlighet for å påvise angitt mengde eller mer) og et høyt anslag (10 prosent sannsynlighet for å påvise angitt mengde eller mer). Usikkerheten i ressursgrunnlaget knytter seg både til felt i drift/under utbygging, funn under vurdering, uoppdagede ressurser samt økt utvinning, jf. Oljedirektoratets rapport "Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 1999".

Kilde: Oljedirektoratet og Olje- og energidepartementet.

Om lag 70 prosent av de gjenværende ressursene på norsk kontinentalsokkel krever nye investeringer for å kunne utvinnes. Ressursmengden utgjør et grunnlag for ny lønnsom virksomhet og statlige inntekter fra næringen. Forventet oljepris, kostnadsnivå og rammebetingelsene i vid forstand vil bestemme hvor stor del av de totale ressursene som vil bli produsert.

De 15 største olje- og gassfunnene ble gjort i perioden fra 1967 til midten av 1980-tallet, jf. figur 3.2. Siden 1986 har tilveksten av nye ressurser vært forholdsvis jevn, men langt mer beskjeden. Etter 1980 er det gjort 9 funn over 100 millioner Sm³ oljeekvivalenter. Over 60 prosent av antall funn som er gjort de siste ti årene, er mindre enn 10 millioner Sm³ oljeekvivalenter. I samme periode har antall funn pr. år økt fra gjennomsnittlig fire pr. år i perioden fra 1967 til 1980, til ni pr. år fra 1981 til 1990 og ti pr. år fra 1991 til 1998. Det største funnet hvert år bidrar til en stor del av ressurstilveksten. Størrelsen på prosjektene som godkjennes bygd ut på sokkelen, er i gjennomsnitt mindre enn tidligere. Av i alt 33 funn som er godkjent utbygd de siste fem årene, er 9 mindre enn fem millioner Sm³ o.e., mens 14 er mindre enn 10 millioner Sm³ o.e.

Kilde: Oljedirektoratet.

Fram til 1987 var ressurstilveksten 3 høyere enn produksjonen, slik at ressursbeholdningen økte hvert år. De siste ti årene har total produksjon vært høyere enn ressurstilveksten. Mens ressurstilveksten tidligere i stor grad var knyttet til nye funn, skyldes en stadig større del av tilveksten nå netto økning av anslått ressursmengde i eksisterende felt og funn. De fem største oljefeltene (Oseberg, Ekofisk, Gullfaks, Snorre og Statfjord) har stått for om lag 70 prosent av historisk oljeproduksjon, til og med 1999. Framover vil også ressursene og produksjonen fra store felt utgjøre en vesentlig andel av totalen.

Det er store variasjoner mellom de ulike områdene på norsk kontinentalsokkel når det gjelder kunnskap om geologien, tilgjengelig infrastruktur, potensial for funn samt adgang til, og avstand fra, markedet. I de modne delene av Nordsjøen må det ifølge Oljedirektoratet antas at de framtidige funnene vil være små, gjerne mindre enn 5 millioner Sm³ o.e. I disse områdene er det imidlertid grunn til å tro at utbygging av selv små felt kan være lønnsomt, dersom de blir faset inn i tide til å utnytte ledig kapasitet i eksisterende infrastruktur. I deler av Nordsjøen, og ikke minst i dyphavsområdene i Norskehavet, er usikkerheten større, men potensialet for større funn bedre. Hoveddelen av ressursene for funn under vurdering og uoppdagede funn forventes å komme fra funn som er vesentlig mindre enn de feltene som gir hoveddelen av dagens produksjon.

For en nærmere omtale av ressurssituasjonen vises det til ”Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel 1999” (Oljedirektoratet) og St.meld. nr. 39 (1999-2000) Olje- og gassvirksomheten.

3.3 Letevirksomhet og funn

De største feltene på norsk sokkel, blant annet Ekofisk, Statfjord, Troll, Oseberg, Snorre, Gullfaks og Frigg ble funnet i løpet av letevirksomhetens første 20 år. Disse feltene har produsert på platå i en periode der oljeprisen i et historisk perspektiv har vært høy. Lønnsomheten av leting for hele sokkelens levetid er omtalt i ODs rapport "Petroleumsressursene på norsk sokkel 1999".

De siste 15 årene har funnene gjennomgående vært langt mindre enn i perioden før 1985. Selv om enhetskostnadene for leting, utbygging og drift er redusert, fører lavere funnstørrelse til at samlet verdiskaping fra letevirksomheten har vært betydelig lavere etter 1985 enn for årene før. Netto nåverdi av leting er i den siste tiårsperioden beregnet til om lag 130 millioner kroner. Den gjennomsnittlige enhetskostnaden for funnene i tiårsperioden vi her ser på, er beregnet til om lag 90 kroner pr. fat eksklusive letekostnader, varierende mellom 15 og 200 kroner pr. fat. Beregninger som er gjort på Oljedirektoratets datamateriale over letekostnader og ressurstilvekst de siste 10 årene, viser en gjennomsnittlig letekostnad (inkludert prelisenskostnader) på 55 faste 2000-kroner pr. Sm³ o.e eller knapt 9 kroner pr. fat o.e.

Kilde: Oljedirektoratet.

Letekostnadene pr. brønn har vist en nedadgående trend de siste årene. En sammenligning av utviklingen i letekostnadene med utviklingen i ressurstilveksten gir en indikasjon på leteeffektiviteten, det vil si hvor mye en finner i forhold til hver krone investert i leting. Fram til midten av 80-tallet steg letekostnadene i takt med ressurstilveksten hvert år, slik at letekostnader pr. ressurstilvekst (funnkostnad) var svakt stigende, jf. figur 3.3. Fra midten av 1980-tallet til midten av 1990-tallet var ressurstilveksten svakere, uten en tilsvarende nedgang i letekostnader. Dette medførte at funnkostnaden steg kraftig i denne perioden. De siste årene har imidlertid leteeffektiviteten økt, slik at funnkostnaden er redusert i forhold til tidligere perioder.

3.4 Oljeprisutviklingen

Historien viser at oljeprisen svinger mye, og at det er vanskelig å forutsi prisutviklingen på råolje med noen særlig grad av nøyaktighet. Også i framtiden må en regne med store svingninger i oljeprisen.

Det mest sannsynlige langsiktige "prisgulvet" for råolje gitt dagens forventninger anslås av Olje- og energidepartementet å være på 8 - 10 USD pr. fat. Blir prisen vesentlig lavere enn dette nivået over lengre tid, vil betydelige deler av ressursene bli ulønnsomme å produsere. Det langsiktige, sannsynlige "pristaket" kan på sin side anslås å ligge i området 20 - 25 USD. Høyere priser enn dette kan føre til sterk økning i tilbudet fra land utenfor OPEC og forsert overgang fra olje til kull, gass eller andre energibærere.

I 1998 og 1999 ble oljeproduksjonen redusert med i alt 4,5 millioner fat, eller om lag 6 prosent av verdens produksjonen av råolje. I løpet av 1999 medførte dette en økning i prisen til om lag 25 USD pr. fat. Gjennomsnittlig oljepris i 1999 ble om lag 18 USD pr. fat. I første kvartal 2000 var prisen i gjennomsnitt 27 USD pr. fat. OPEC og andre produsenter har besluttet å gradvis øke produksjonen for å stabilisere oljemarkedet.

Det er etter Olje- og energidepartementets oppfatning grunn til å forvente en høyere gjennomsnittlig oljepris framover enn den lave prisen en opplevde i 1998 og første del av 1999. Dette synet baseres i hovedsak på følgende argumenter:

• God vekst i verdensøkonomien. For oljemarkedet er det spesielt viktig at det igjen er økonomisk vekst i Asia.

• OPEC ser ut til å stå mer samlet enn på lenge, og produksjonen utenfor OPEC øker kun moderat.

Det er imidlertid blitt bygget opp en betydelig ledig produksjonskapasitet i mange land som kan påvirke prisen i flere år fremover. Olje- og energidepartementet tror derfor at oljeprisen fremover vil ligge lavere enn den gjorde i 1. kvartal 2000.

Slik Olje- og energidepartementet ser det i dag, forventes en langsiktig oljepris i intervallet 16-22 USD pr. fat. Så lenge gjennomsnittsprisen ligger, eller forventes å ligge, i dette området, antas det ikke å skje vesentlige endringer verken på tilbuds- eller etterspørselssiden. Olje- og energidepartementet tror heller ikke at usikkerheten med hensyn til framtidig prisutvikling er blitt større som følge av de lave prisene vi opplevde i slutten av 1998 og første del av 1999.

I Revidert nasjonalbudsjett for 2000 er det lagt til grunn en oljepris for 2000 og 2001 på henholdsvis 190 og 145 kroner pr. fat. For årene etter er det beregningsteknisk lagt til grunn en oljepris på 125 kroner pr. fat i faste 2001-kroner. En langsiktig oljepris på 125 kroner pr. fat ligger i den nedre delen av det intervallet Olje- og energidepartementet anser som et sannsynlig intervall for oljeprisen på lang sikt. Anslag for den framtidige oljeprisen fra ulike miljøer er vist i figur 3.4.

Kilde: Kilder: Revidert nasjonalbudsjett 2000, Petroleum Economics Ltd, PIRA Energy Group, IEA (International Energy Agency), og Statoil

Utvalget vil peke på at den betydelige usikkerheten i oljeprisutviklingen, kombinert med den langsiktige karakteren til investeringsbeslutningene i petroleumsnæringen, gjør det viktig at petroleumsskattesystemet og andre rammebetingelser er robuste i forhold til endringer i oljeprisen. En bør unngå å endre rammebetingelsene hver gang oljeprisen i en viss periode ligger klart over eller under det som var forventningen da rammebetingelsene ble etablert.

Det er store variasjoner i gjennomsnittlige enhetskostnader (balanseprisen) 4 mellom de ulike feltene og funnene på norsk sokkel. Balanseprisene har blitt vesentlig redusert over tid. Mulige grunner til dette er at de nyeste utbyggingsprosjektene kan knyttes til eksisterende infrastruktur, økt kostnadsbevissthet etter oljeprisnedgangen i 1986, økt fokus på kostnadsreduksjoner etter 1994 (NORSOK), samt generell teknologisk utvikling.

Lavprisbaner

Framtidig oljepris vil påvirke utbyggingsaktiviteten. Det vil både være viktig for om utbyggingsprosjektene er lønnsomme, og om selskapene har kapital til å investere. For å illustrere virkningen av perioder med lave oljepriser, er det i figurene vist effekten av oljepriser på henholdsvis 65 og 95 kroner pr. fat (faste reelle 2000-kroner) på investeringer, produksjon, samt selskapenes og statens inntekter. Vi har ikke sett på tilsvarende "høyprisbaner". En høyere pris enn basisprisen vil kunne lede til mer letevirksomhet og noen flere funn, noe som kunne øke investeringer og produksjon, i tillegg til den effekten det vil få både for selskapenes og myndighetens inntekter. Videre vil selskapene kunne bygge ut flere av de funnene som ikke vil bli bygd ut ved lavere priser. En beregning på bakgrunn av en høyprisbane vil imidlertid være basert på forutsetninger om hvor mye mer en vil finne gitt en forutsatt økning i leteaktiviteten. Slike beregninger vil derfor i stor grad være et resultat av forutsetningene en legger til grunn og en har ikke tilgjengelig grunnlag til å lage slike høyprisbanene.

I framskrivningene av lavprisbanene er det antatt at de prosjektene som er under vurdering med balansepriser høyere enn henholdsvis 65 og 95 kroner ikke blir bygget ut. Det er i disse framskrivningene ikke tatt hensyn til Norges gassalgsforpliktelser. Hensynet til gassalgsforpliktelsene kan isolert sett medføre at en undervurderer investeringsbehovet i disse analysene. Beregningene av balansepriser er basert på før skatt-verdier og en diskonteringsrente på 7 prosent reelt. De beregnede balanseprisene i figur 3.5 er benyttet til å utføre beregningstekniske framskrivninger av oljeproduksjon, investeringer, statens inntekter mv. under to forskjellige lavprisregimer (65 og 95 kroner pr. fat).

Kilde: Olje- og energidepartementet.

Det er vanskelig å anslå virkningen av vedvarende lave oljepriser både med hensyn til selskapenes tilpasninger, teknologiutvikling, kostnadsforbedringer med videre. Virkningene av lave oljepriser er derfor illustrert i en femårs-periode.

De dynamiske effektene av en lang periode med lave priser blir ikke fullt ut fanget opp i en slik framskrivning. Det blir av og til hevdet at selskapenes tilgang på kontantstrøm i enkelte perioder med lave priser kunne påvirke tidspunktet for realisering av nye prosjekter. Samtidig vil selskapene ha insentiver til å forbedre prosjektene gjennom kostnadsreduksjoner og produksjonsforbedringer for dermed å redusere effekten av de lave prisene.

På kort sikt må en derfor forvente at en får et investeringsnivå som ligger ned mot det investeringsnivået lavpris-framskrivningen indikerer, mens en på lengre sikt vil kunne forvente et høyere aktivitetsnivå selv om utbyggingsløsningene blir billigere. Usikkerheten knyttet til investeringene noen år fram i tid er imidlertid stor, og vil være svært avhengig av framtidige kostnads- og teknologiforbedringer, samt innfasingen av nye prosjekter.

Selskapenes beslutninger om eventuelle investeringer, avhenger i tillegg til slike forventede enhetskostnader før skatt, også blant annet av forventninger til skattesystemet og selskapenes avkastningskrav. På kort sikt vil også investeringsbudsjettene kunne være påvirket av tilgjengelig kontantstrøm. I vurderingen av den samlede aktiviteten på sokkelen spiller letekostnader og andre kostnader fram til levering av plan for utbygging og drift (PUD) også en rolle.

3.5 Investeringsutviklingen

Investeringene på norsk kontinentalsokkel har økt fra 52,5 milliarder 1997-kroner i 1995 til 74,9 milliarder 1997-kroner i 1998. Investeringene falt til 65,5 milliarder 1997-kroner i 1999, jf. Nasjonalregnskapet. Det høye investeringsnivået gjennom 1990-årene skyldes for en stor del utbyggingen av de store gassfeltene (Sleipner, Troll og Åsgard), samt infrastruktur for å føre gassen til markedet. Uten disse gassprosjektene ville investeringsnivået gjennom 1990-årene vært mer på linje med investeringsnivået både før og etter denne perioden.

Figur 3.6 viser det siste anslaget for investeringer i petroleumsvirksomheten. Leteinvesteringer er ikke medregnet i figuren. Det er betydelig usikkerhet knyttet til anslag for investeringer både for felt besluttet utbygd, funn under vurdering og øvrige investeringsprosjekter. Dette gjelder både om, og eventuelt når, prosjektene vil bli igangsatt .Anslagene framover viser Olje- og energidepartementets vurderinger av framtidig investeringsaktivitet fordelt på felt i drift og under bygging, tilleggsressursene for felt i drift (økt utvinning, ekstra brønn i eksisterende reservoar osv.), funn under vurdering, mulige tiltak for økt utvinning, uoppdagede ressurser, ved siden av rør- og landprosjekter. Usikkerheten knyttet til investeringsanslaget for de enkelte investeringskategoriene vil være av ulik karakter. Usikkerheten knyttet til investeringer for felt under bygging vil være av en annen karakter enn for prosjektene som ikke er besluttet, da investeringsaktiviteten er knyttet opp i avtaler med leverandørindustrien og vil gjennomføres så raskt som mulig. Usikkerheten for denne type aktivitet vil i større grad preges av endring i prosjektomfang/overskridelser med mer. Investeringer knyttet til de andre kategoriene inkludert investeringer på felt i drift, vil ha en annen karakter av usikkerhet, da den i større grad er knyttet til selskapenes framtidige beslutninger. Som en kan se av figuren, vil investeringsnivået noen få år frem i tid i stor grad være bestemt av ikke vedtatte prosjekter. I tillegg vil det i enkeltår kunne være 3-4 prosjekter som forklarer over halvparten av det totale investeringsnivået. Eventuelle forskyvninger av en eller flere av disse prosjektene vil derfor ha stor betydning for prognosen i disse årene. Investeringsusikkerheten knyttet til uoppdagede ressurser vil i tillegg til usikkerheten knyttet til innf asing, påvirkes av den relativt store usikkerheten knyttet til ressursmengden, jf. figur 3.1. Myndighetenes rammebetingelser, for eksempel i forhold til åpning av nye områder for leting, vil ventelig også være av betydning for det framtidige investeringsnivået.

Figur 3.6 viser også mulige virkninger på investeringene dersom oljeprisen skulle bli lavere enn i referansebanen. Som en ser av framskrivningene, vil ikke investeringsaktiviteten endres dramatisk med priser omkring 95 kroner, mens en ved priser rundt 65 kroner kan oppleve et betydelig fall i investeringene.

Kilde: Olje- og energidepartementet.

3.6 Produksjon

Oljeproduksjonen fra norsk sokkel har økt mer eller mindre hvert år fra produksjonsstart på norsk sokkel, jf. figur 3.7. De tre seneste årene har imidlertid produksjonen flatet ut på et nivå omkring 3 millioner fat pr. dag. I år forventes produksjonen å øke til om lag 3,2 millioner fat pr. dag, for så å nå en topp i 2001-2002. Deretter forventes produksjonen å avta gradvis. Denne produksjonsutviklingen er avhengig av investeringsaktivitet både knyttet til felt besluttet utbygd, funn under vurdering, tiltak for økt utvinning og leting og utvikling av uoppdagede ressurser.

I motsetning til investeringsanslagene vil anslagene for produksjonen i større grad være bestemt av felt besluttet utbygd. Lave oljepriser vil dermed ikke redusere anslaget for oljeproduksjonen betydelig de nærmeste årene. På lengre sikt vil imidlertid lave oljepriser også kunne påvirke produksjonen fra uoppdagede ressurser som følge av lav leteaktivitet nå, og dermed få større effekt på oljeproduksjonen.

Kilde: Oljedirektoratet og Olje- og energidepartementet.

3.7 Kontantstrøm

Kilde: Olje- og energidepartementet.

Sokkelens netto kontantstrøm, det vil si markedsverdien fra produksjon fratrukket investeringer, driftskostnader og fjerningskostnader, har vært betydelig og forventes med de anslagene som er lagt til grunn i Revidert nasjonalbudsjett 2000 å forbli betydelig også i årene framover. For de tre nærmeste årene samlet er sokkelens netto kontantstrøm anslått å utgjøre i underkant av 500 milliarder 2000-kroner, jf. figur 3.8. Sokkelens netto kontantstrøm vil ved en oljepris på 95 kroner mer enn halveres, mens en oljepris på 65 kroner vil kunne føre til at sokkelens kontantstrøm utgjør mindre enn 20 prosent av verdien i basisalternativet i samme tidsperiode.

Kilde: Finansdepartementet og Olje- og energidepartementet.

Statens inntekter i de tre nærmeste årene anslås til i underkant av 400 milliarder 2000 kroner, jf. figur 3.9. Ved en pris på 95 kroner halveres statens inntekter i disse tre årene, og vil basert på denne framskrivningen utgjøre omkring 180 milliarder kroner. Ved en pris på 65 kroner vil statens inntekter kun utgjøre om lag 20 prosent av inntektene i basisprognosen i disse 3 årene. Nedgangen er størst for særskatten, da normalavkastningen skjermes mot særskatt med friinntekt. Dette viser den store oljeprisrisikoen staten har tatt på seg gjennom det statlige engasjementet og skattesystemet.

Kilde: Olje- og energidepartementet.

Selskapenes kontantstrøm fra norsk sokkel har i likhet med de statlige petroleumsinntektene variert betydelig over tid. Figur 3.10 viser selskapenes gjenværende kontantstrøm etter at alle utgiftene inkludert finansutgifter, nyinvesteringer og betalbare skatter er dekket. I 1998 opplevde en et kraftig fall i oljeprisene samtidig med et historisk høyt investeringsnivå på norsk sokkel. Dette resulterte i en relativt stor negativ kontantstrøm for selskapene på norsk sokkel. Kontantstrømmen for selskapene har imidlertid bedret seg raskt som følge av fallende investeringer, stigende produksjon og økning i oljeprisene. Selv uten den relativt kraftige økningen i oljeprisene, ville selskapenes kontantstrøm bedret seg betydelig.

Kilde: Olje- og energidepartementet.

Figur 3.11 viser andelen av selskapene som er i full skatteposisjon blant de selskapene som er aktive på norsk sokkel pr. i dag. Med full skatteposisjon menes det at selskapene både betaler ordinær skatt og særskatt. Andelen er målt som brutto driftsinntekt for de selskapene som er i full skatteposisjon, mot brutto driftsinntekter for alle selskaper utenom Statens Direkte Økonomiske Engasjement. Etter en periode med høye investeringer og relativt lave priser i 1998, er enkelte selskaper ikke i full skatteposisjon som følge av framførbare underskudd eller framførbar friinntekt. Med fallende investeringer og de prisanslagene som er lagt til grunn i Revidert nasjonalbudsjett 2000, vil andelen av selskaper i full skatteposisjon raskt nærme seg 100 prosent. Ved prisbanen på 95-kroner pr. fat vil det ta noe lengre tid før selskapene som er utenfor skatteposisjon, kommer inn i full skatteposisjon. Prisbanen på 65-kroner pr. fat vil føre til at enkelte selskaper faller ut av full skatteposisjon. Det er særlig selskapene med høye investeringer som vil falle ut av full skatteposisjon. Flere av selskapene vil også i denne prisbanen komme inn i full skatteposisjon igjen når avskrivninger og friinntekt går ned som følge av reduserte investeringer.

3.8 Anslag for statens andel av grunnrenten i petroleumssektoren

I dette avsnittet presenteres beregninger av hvor stor del av den ektraordinære avkastningen (grunnrenten) i petroleumssektoren staten tar inn gjennom petroleumsskattesystemet og statens direkte deltakelse. I beregningene er skatteinntektene og SDØE med, samt statens eierskap av Statoil. Beregningene forutsetter at statens direkte deltagelse og beskatning videreføres på dagens nivå. Beregningene viser at over "sokkelens levetid" tar staten inn knapt 80 prosent av grunnrenten i petroleumssektoren. Når en tar hensyn til at staten tilføres 100 prosent av grunnrenten i den delen av petroleumsvirksomheten som staten eier direkte gjennom SDØE-ordningen, betyr dette at selskapene sitter igjen med 30-40 prosent av grunnrenten på de andelene selskapene er tildelt.

Petroleumsrenten for et enkeltår beregnes som kontantoverskuddet fra petroleumsvirksomheten redusert med normale kapitalkostnader (normalavkastning og depresiering). Statens del av petroleumsrenten er den delen av grunnrenten, eller avkastning utover normalavkastning, som staten tar inn. Det inkluderer ikke skattene på selskapenes normalavkastning, ikke normalavkastning på innskutt kapital i SDØE eller normalavkastning på statens eierkapital i Statoil. Vi har derfor redusert statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten med beregnet skatt på selskapenes normalavkastning og normalavkastningen i SDØE. CO₂-avgiften er holdt utenfor, siden denne forutsetningsvis er en avgift på utslipp av CO₂ i petroleumsvirksomheten og ikke en skatt på normalavkastning eller grunnrente. Kontantstrømmen er også redusert med kapitalinnskudd i Statoil 5 og engangsoppgjør i forbindelse med at SDØE overtok andeler i lisenser fra Statoil i 1985. Beregningene er gjort i faste priser, med realrenteforutsetninger for diskonteringsrenten (renten som benyttes for å beregne nåverdien av kontantstrømmene) og kapitalavkastningskravet (renten som er grunnlaget for beregningen av normalavkastningen) på 4 prosent.

Beregningene er gjort for ”hele sokkelens levetid”. Dette gjør at vi unngår en del av de periodiseringsproblemene som følger av å gjøre beregningene på årlig basis. I beregningene vil ”hele sokkelens levetid” si fra de første investeringene på sokkelen i 1965 og fram til produksjonen beregningsteknisk blir avsluttet i 2065. Dette svarer til den tekniske forutsetningen som gjøres i forbindelse med blant annet formuesberegningene og framskivningene i ulike stortingsdokumenter. Til og med 1999 har vi benyttet faktiske, historiske tall. Etter dette er det benyttet anslag slik som de var til Revidert nasjonalbudsjett 2000.

Vi har også gjort adskilte beregninger for den historiske perioden 1965-1999 og den framtidige perioden 2000-2065. Denne oppsplittingen viser at staten hittil har inndratt en adskillig lavere andel av den grunnrenten som så langt er påløpt, enn den andelen vi kan regne med å inndra over sokkelens levetid. Grunnen til dette er blant annet høye skattemessige avskrivninger på selskapenes hånd. Mulighetene for staten til å nå opp i 80 prosent av grunnrenten avhenger kritisk av forutsetningen om videreføring av SDØE og nivået i skattesystemet.

Beregningene er lite følsomme for valg av avskrivningssats eller -form, effektiv ordinær skattesats (20 prosent er benyttet i beregningene) eller anslått egenkapital i selskapene (20 prosent er benyttet i beregningene). Parallelle endringer i kapitalavkastningskravet (normalavkastningen) og diskonteringsrenten påvirker heller ikke beregningsresultatet i særlig grad.

3.9 Lønnsomhet

3.9.1 Utredning om lønnsomhet i petroleumssektoren

Utvalget har bedt professor Frøystein Gjesdal ved Norges Handelshøyskole om å beregne historisk lønnsomhet i petroleumssektoren, samt sammenligne lønnsomheten i petroleumssektoren med lønnsomheten i annen industri. Utredningen er gjengitt i vedlegg 3 i denne rapporten. Nedenfor gis et kort sammendrag av utredningen.

I perioden 1981 – 97 har Norge hatt tre forskjellige regnskapsregimer med ulik behandling av avskrivninger og skatt. Fra 1981 – 86 ble skattemessige avskrivninger og faktisk betalt skatt rapportert i regnskapet (eiendelsreduksjonsmodellen). Fra 1987 ble regnskapsmessige avskrivninger rapportert i regnskapet, og differansen mellom disse og skattemessige avskrivninger ble rapportert som årsoppgjørsdisposisjon (koblingsmodellen). Skattekostnaden var også i denne perioden lik betalbar skatt. Fra 1992 ble utsatt skatt- modellen innført. Årsoppgjørsdisposisjonene ble tatt bort, og i stedet ble skattekostnaden korrigert med utsatt skatt. Skattekostnaden i utsatt skatt-modellen er en funksjon av regnskapsmessige vurderinger, og virkningen av avvikende skatteregler elimineres.

Det er benyttet tre forskjellige metoder for å beregne regnskapsmessig rentabilitet etter skatt på sysselsatt kapital. Forskjellen mellom de tre metodene er behandlingen av avskrivninger og skatt. ”Skattemessig modell” benytter skattemessige størrelser for begge postene, ”betalt skatt-modell” tar utgangspunkt i regnskapsmessige avskrivninger og faktisk betalt skatt, mens ”utsatt skatt-modell” bruker regnskapsmessige avskrivninger og regnskapsmessig skattekostnad.

Et sentralt formål med analysen var å få fram sammenlignbare lønnsomhetstall for hele perioden. Det er derfor drøftet hvordan tallene i regnskapsstatistikken kan justeres for å oppnå sammenlignbarhet over tid. De mer informative (nyere) regimene kan justeres slik at de blir sammenlignbare med de mindre informative (eldre) regimene, men ikke omvendt.

Drøftingen av behandlingen av avskrivninger og skatt under de tre forskjellige regimene munner ut i følgende konklusjoner:

• Eiendelsreduksjonsmodellen kan benyttes for hele perioden 1981 – 97. Den gir en periodisering av avskrivninger og skatt som er for høy i begynnelsen av levetiden og for lav senere (for degressiv kostnadsperiodisering). Dette innebærer at lønnsomheten først undervurderes og senere overvurderes. Siden eiendelsreduksjonsmodellen utelukkende baseres på skattemessige vurderinger, kalles denne modellen ”skattemessig modell”.

• Koblingsmodellen er tilgjengelig i perioden 1987 – 97. I denne modellen periodiseres avskrivningene regnskapsmessig, men skattekostnaden omperiodiseres ikke. Modellen kalles derfor ”betalt skatt-modell”. Det synes rimelig å anta at skattevirkningen dominerer virkningen av at avskrivningene isolert sett er for degressive. Modellen blir derfor som helhet for progressiv, det vil si at lønnsomheten først overvurderes og senere undervurderes.

• Utsatt skatt-modellen kan benyttes i perioden 1987 – 97. Både avskrivninger og skattekostnad periodiseres i denne modellen. Generelt vil imidlertid skattebelastningen bli for stor i begynnelsen av levetiden. Det antas at det samme gjelder avskrivningene. Dermed er utsatt skatt-modellen degressiv, liksom eiendelsreduksjonsmodellen.

I tabellene 3.1-3.3 presenteres det tall for avkastning på sysselsatt kapital etter skatt ved bruk av de tre beregningsmetodene for perioden 1987 – 97. Tallene viser at lønnsomheten i perioden 1987 – 95 (1996 og 1997 er utelatt for industrien på grunn av manglende data) har vært relativt lik for olje og industri. Gjennomsnitt over tid og modell er 10,7 prosent for olje og 11,0 prosent for industri. Det har imidlertid vært betydelige variasjoner over tid, spesielt for oljebransjen.

I vedlegg 3 redegjøres det for de valgene som er gjort vedrørende behandling av gjeldsgrad, valutavinning og –tap, samt sysselsatt kapital. Det er imidlertid behandlingen av avskrivninger og skatt som i hovedsak er utslagsgivende for rentabilitetstallene, gitt det datagrunnlag som er benyttet.

Utvalget har ingen merknader til de beregningsmetodene som er benyttet i analysen. Utvalget har imidlertid noen forbehold når det gjelder selve tallgrunnlaget for analysen.

Gjesdals analyse er basert på selskapenes finansregnskaper. Det kan være stor kvalitetsforskjell på landindustriens regnskaper og oljeselskapenes regnskaper. En viktig årsak til dette er at store norske industriselskaper 6 har flere, uavhengige eiere som alle, i større eller mindre grad utøver kontroll over selskapenes regnskaper i tillegg til offentlige myndigheter. For de selskapene som er notert på Oslo Børs er denne kontrollen ytterligere forsterket. Selskapets revisor må forholde seg til selskapets generalforsamling som oppdragsgiver – altså flere uavhengige parter.

De fleste selskapene på norsk sokkel er del av store, multinasjonale konsern og har dermed bare en (utenlandsk) eier. Årsaken til at disse selskapene avlegger regnskap i Norge for virksomhet på norsk sokkel er at oljeskattemyndighetene krever det. På grunn av den sterke koblingen mellom regnskapsmessig resultat og skattepliktig inntekt vil det være insentiver til å få lavest mulig resultat for skatteformål snarere enn riktig regnskapsmessig periodisering. Selv om dette problemet også er gyldig for industriselskap, er insentivene sterkere på sokkelen på grunn av den høye marginalskatten. Det at oljeselskapene bare har en eier gjør at flere uavhengige kontrollmekanismer forsvinner.

Problemet med internprising kan også forstyrre oljeselskapenes regnskaper som grunnlag for måling av avkastning. Dersom man vurderer dette som et problem, kan det være grunn til å tro at regnskapenes kostnader er overvurdert.

Et problem som også Gjesdal nevner, er at mange av selskapene har aktivitet utenfor sokkelen. I en fase med økende aktivitet utenfor sokkelen er det svært vanskelig å bedømme effektene av slik aktivitet på rentabilitesmålingen. Det er derfor viktig at rentabilitetsmålingen for oljeselskapene ikke tolkes som en måling av selskapenes avkastning fra utvinningsaktiviteten i Norge, men som en måling av oljeselskapenes totale rentabilitet i all aktivitet i Norge og utlandet.

3.9.2 Framskriving av avkasting etter skatt på sysselsatt kapital

På basis av Gjesdals definisjon av avkasting på sysselsatt kapital, har en laget tilsvarende anslag for rentabiliteten de nærmeste årene ved hjelp av Olje- og energidepartementets analysemodell for petroleumsvirksomheten. En kan dermed også belyse utviklingen i rentabiliteten etter at perioden med høye investeringer er tilbakelagt, jf. figur 3.12. I figuren inngår også resultatene fra Gjesdals beregning av historisk avkasting for oljeselskaper og industriselskaper ved utsatt skatt modellen. Rentabiliteten for sysselsatt kapital er målt etter en utsatt skatt-modell der selskapenes resultat etter betalbar og utsatt skatt er satt i forhold til sysselsatt kapital eksklusiv utsatt skatt. Som figuren viser, vil rentabiliteten variere ved endring i oljeprisen.

Kilde: Frøystein Gjesdal og OED.

Både historisk og for anslagene framover, måler rentabiliteten for oljeselskapene resultatene fra all aktivitet som disse selskapene er involvert i, inkludert aktivitet på fastlandet eller i utlandet. Rentabilitetsmålingen for oljeselskapene vil derfor ikke gi en ren måling av avkastingen fra utvinningsvirksomheten i Norge. Rentabiliteten for den samlede aktiviteten i oljeselskapene vil for eksempel bli redusert dersom rentabiliteten utenfor utvinningsaktiviteten er lavere, eller dersom selskapene er i en investeringsfase for land-/utlandsaktivitet med lave resultater de første årene. Omfanget av oljeselskapenes aktivitet utenfor utvinningsvirksomhet i Norge varierer mye. Enkelte oljeselskaper har den alt overveiende del av aktiviteten på sokkelen, mens land- og utlandsaktivitet utgjør en betydelig andel for andre oljeselskaper. For å synliggjøre mulige forskjeller i rentabilitet mellom selskaper med ulikt aktivitetsnivå utenfor norsk sokkel, har en i figur 3.12 delt oljeselskapene i to grupper ved anslagene for rentabilitet framover. Inndelingen mellom de to gruppene er gjort med utgangspunkt i næringsoppgavene for 1998 etter samme metodikk som i avsnitt 9.6.2. En har skilt mellom selskaper med vesentlig aktivitet utenfor sokkelen og selskap med hovedsakelig sokkelaktivitet. Det kan virke som det er betydelige forskjeller i rentabiliteten mellom selskaper med ulikt engasjement utenfor utvinningsaktiviteten i Norge.

Utvalget vil derfor fraråde at det legges mye vekt på rentabilitetsmåling for oljeselskapenes totalaktivitet. Det er høyst usikkert om dette gir en indikasjon på rentabiliteten for selskapenes utvinningsaktivitet i Norge. Utvalget har ikke hatt mulighet til å gjennomføre rentabilitetsmålinger som bare inkluderer utvinningsaktiviteten i Norge.

3.10 Attraktiviteten til norsk sokkel

Framstillingen nedenfor er i stor grad basert på St.meld. nr. 37 (1998-99).

Oljeselskapenes interesse for norske områder vil være nært knyttet til den forventede lønnsomheten både i aktuelle leteområder og i funn og felt på kontinentalsokkelen. Lønnsomheten vil på sin side bestemmes av den forventede prisen på olje og gass, kostnadene ved utvinning av ressursene, samt skatter og avgifter. Størrelse og beliggenhet av ressursene – ressursbasen - er en sentral, naturgitt faktor som påvirker kostnadsnivået. For enkeltselskaper vil deres aktivitetsnivå i Norge således i stor grad være bestemt av lønnsomheten i den feltporteføljen de i dag sitter på og den de forventer å kunne erverve seg i tiden framover.

Ifølge St.meld. nr. 37 (1998-99) er en hovedutfordring på norsk kontinentalsokkel at kostnadsnivået er for høyt i forhold til den prisutviklingen oljeselskapene legger til grunn for sine beslutninger om videre drift, utvikling av nye felt og leting. Kostnadene må således reduseres for at ressursene på norsk kontinentalsokkel skal utvinnes på en lønnsom måte og derved legge grunnlaget for ny aktivitet, sysselsetting og statlige inntekter. Kostnadsutfordringen er knyttet til ny teknologi, arbeidsprosesser og organisering samt til rammeverket.

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

Det er trolig mulig å redusere kostnadene betydelig ved å legge om arbeidsprosessene og effektivisere samarbeidsrelasjonene i næringen. Ifølge St.meld. nr. 37 (1998-99) er mye oppnådd, men det er grunn til å anta at det fremdeles er store gevinster å hente på dette området, både når det gjelder samarbeidet mellom operatører og leverandører, samarbeidet mellom operatører på ulike felt og samarbeidet mellom operatør og rettighetshaver.

Skatter og avgifter vil være viktig for hvor stor del selskapene sitter igjen med av overskuddet. Samtidig vil ulike myndighetsbestemte reguleringer innebære kostnader for aktørene. Dette gjelder for eksempel forhold som konsesjonsbehandling, regelverk om sikkerhet og arbeidsmiljø og forurensingsloven. Myndighetene har hovedansvaret for å tilpasse og videreutvikle rammeverket. Etter behandlingen av St.meld. nr. 37 (1998-99) i Stortinget ble det vedtatt ulike tiltak med sikte på å bidra til større samsvar mellom samfunnsøkonomisk og bedriftsøkonomisk lønnsomhet ved ulike beslutninger.