4 Petroleumsbeskatning og fiskale rammebetingelser i andre land

4.1 Innledning

I dette kapitlet gis det en oversikt og sammenligning av petroleumsbeskatning og relaterte fiskale rammebetingelser i et utvalg petroleumsproduserende land. De land utvalget har valgt å konsentrere seg om, er Storbritannia, USA (Mexicogolfen dypvann), Canada (Newfoundland offshore), Brasil, Aserbajdsjan, Iran, Angola dypvann og de delene av Australia som har "Resource Rent Taxation" (RRT). Utvalget av land er gjort for å gi et inntrykk av spredningen i hvordan petroleumsbeskatningen er utformet. Gjennomgåelsen av de fiskale vilkårene fokuserer på vilkårene for nye utbyggingsprosjekter. Historiske utbygginger kan ha andre fiskale vilkår.

I tabell 4.1 er det gitt en kort sammenstilling av hovedelementene i de fiskale rammebetingelsene. Utvalget vil understreke at direkte sammenligning av formelle skattesatser vil være misvisende. Den økonomiske effekten av fiskale betingelser for selskapene vil være minst like avhengig av skattegrunnlaget som av skattesatsene. En sammenligning av de økonomiske effektene av fiskale rammevilkår må derfor gjøres i en helhetlig analyse. Wood Mackenzie har gjennomført en slik sammenligning, jf. avsnitt 4.11.

Beskrivelsen er i stor grad basert på en analyse som Wood Mackenzie (Comparative Fiscal Regimes Study – June 1999) har utført for Olje- og energidepartementet, samt informasjon fra britiske, kanadiske og australske myndigheter.

For å kunne vurdere de fiskale vilkårene i forhold til petroleumsressursene, har en kort kommentert ressurspotensiale ved omtalen av reglene for de ulike landene. Informasjon om ressursbasen er hentet fra BP Amoco, Strategic Review of World Energy, June 1999. Tabell 4.2 viser påviste ressurser som sannsynligvis vil utvinnes i framtiden fra kjente reservoarer, med dagens lønnsomhets- og driftsvilkår. Påviste reserver vil være betydelig mindre enn totale forventede ressurser, som i tillegg inkluderer, forventet framtidig funn og ressursutvikling, samt historisk produksjon. Størrelsen på reservene er i tabell 4.2 oppgitt både ved utgangen av 1978 og 1998. Tabellen viser også nivået på produksjon og forbruk i 1998. Dette kan gi en indikasjon på utviklingen og modningen i de ulike områdene. En har i tillegg vist forholdet mellom reserver/produksjon ved utløpet av 1998, som gir en indikasjon på gjenværende produksjonstid ved dagens produksjonsnivå. Oversikt over forbruk av olje og gass for de enkelte land er også tatt med for å indikere de enkelte lands posisjon som produsent- eller forbruksnasjon. Det understrekes at opplysningene i tabellen under er basert på hele landet, mens man i omtalen av fiskale vilkår for enkelte land konsentrerer seg om deler av landets utvinningsområder.

Informasjon om utviklingen for leteaktiviteten vil også være relevant ved sammenligning av ressurspotensial og fiskale vilkår for ulike land. Wood Mackenzie har i en rapport til Olje- og energidepartementet, Comparison of Efficiency, Incentives & Government Take – November 1999, sammenliknet resultatene av leting for noen av de landene som er omtalt i dette kapitlet. Figur 4.1 viser de kommersielle ressursene funnet hvert år delt på antall påbegynte letebrønner. Søylene i figurene vil dermed både være et resultat av størrelsen på de kommersielle funnene og funnsuksessen (hvor mange brønner som resulterer i kommersielle funn). I Angola har en funnet de klart største kommersielle ressursene pr. letebrønn på grunn av flere store funn og høy funnsuksess de siste årene. I Mexicogolfen har funnsuksessen vært på samme nivå som i Angola, men funnene har vært noe mindre. I Norge har funnsuksessen vært noe lavere enn de to foran nevnte landene, men det største utslaget kommer av at funnene har vært mindre. For Storbritannia har både funnsuksessen og funnstørrelse vært langt lavere enn i Norge og de andre landene, og ressursmengden pr. letebrønn er dermed klart lavere enn i de andre landene. Rutinene for ressursrapportering i Storbritannia fører til en undervurdering av leteresultat, og Wood Mackenzie har justert for dette i den stiplede linjen for UK merket "Sammenlignbart ressursnivå".

Kilde: Wood Mackenzie.

Innledningsvis kommenteres først enkelte viktige kjennetegn ved fiskale rammevilkår som vil ha stor betydning for hvordan beskatningen fungerer, og for selskapenes økonomi etter skatt. Det understrekes at hovedfokus for dette kapitlet er sammenlikning av ulike fiskale systemer sett fra selskapenes ståsted. Nøytralitetsegenskapene ved det norske skattesystemet er diskutert i kapittel 6.

4.2 Viktige kjennetegn ved petroleumsbeskatning

Enkelte overordnede kjennetegn vil være viktige for hvordan et skattesystem fungerer, og hvordan selskapene vurderer økonomien etter skatt. Disse kjennetegnene vil være en viktig bakgrunn når en sammenligner ulike beskatningssystemer/fiskale vilkår.

4.2.1 Netto- og bruttoelementer

Tradisjonelt har bruttoelementer som for eksempel produksjonsavgift vært viktige instrumenter for å sikre staten inntekter. Selskapene må i slike tilfeller betale (overlevere) avgiftsolje til staten når prosjektene er i drift, uavhengig av lønnsomheten i feltet eller kostnader i andre felt. Bruttoelementer vil påvirke risikofordeling mellom stat og selskaper, samt påvirke selskapenes investeringsvilje ved at de pålegges en avgift uten dekning av underliggende kostnader. Bruttoelementer vil også framskynde nedstengingstidspunkt, ved at selskapenes netto inntekt etter avgift blir negativ før feltet bør nedstenges etter en samfunnsøkonomisk vurdering. Vektleggingen av brutto- og nettoelementer vil også påvirke tidsfordelingen, periodiseringen, av statens inntekter. Staten vil typisk få tidligere inntekter ved bruttoavgifter enn ved et nettoskattesystem.

4.2.2 Beskatningsområde – skatteinngjerding og fradragsrett

For selskapenes vurdering av lønnsomhet etter skatt, vil avgrensning og utforming av skattegrunnlaget være like viktig som skattesatser. Beskatningsområdet kan ha store variasjoner. Selskapene kan både beskattes for resultatet fra det enkelte felt/prosjekt, fra avgrensede geografiske områder eller ved at selskapet beskattes for sin totale petroleumsvirksomhet i et land. Felles skattegrunnlag for områder/felt (konsolidering) vil normalt ha en positiv effekt for selskapene. Dette oppstår ved at de kan fradragsføre kostnader umiddelbart og dermed unngå verditap ved å framføre utgifter. Verditap ved framføring vil motvirkes dersom de fiskale vilkårene gir rentekompensasjon for framførte underskudd. En eventuell verdi av konsolidering vil øke med økende skattesats. Positive konsolideringseffekter vil bare oppstå når selskapet har netto inntekt i andre prosjekt. Konsolideringseffekter kan dermed medføre en inngangsbarriere/konkurranseulempe for nye aktører dersom de må framføre utgifter uten rente.

I hvilken grad ulike kostnader er fradragsberettiget for det enkelte beskatningsområde, vil også være viktig for selskapenes økonomi etter skatt. Særlig kan det være spørsmål om fradragsrett for felles-/hovedkontorkostnader, finanskostnader samt letekostnader. Dersom selskapene ikke får fradrag for alle relaterte kostnader, vil det påvirke lønnsomhetsvurderingen etter skatt. På den andre siden kan selskapene få ekstraordinære fradrag (friinntekt) som vil påvirke lønnsomhetsvurderingen i den andre retningen.

4.2.3 Statsselskaper

Statsselskaper brukes også i flere tilfeller som et instrument i petroleumsvirksomheten. Den økonomiske effekten av statsselskaper vil variere ut fra om statsselskapet har en favorisert stilling på bekostning av private selskaper, eller om det deltar på lik linje med private selskaper. Dersom statsselskapet deltar på lik linje med andre parter og mottar sin forholdsmessige andel av inntekter/kostnader i virksomheten, vil det ikke ha annen effekt enn å redusere tilgjengelige andeler for de private aktørene. Statsselskapet vil dermed være en konkurrent på lik linje med private aktører.

Dersom statsselskapet har en favorisert stilling ved konsesjonstildeling, ved at de private aktørene dekker statsselskapets kostnader i enkelte faser (bæring), eller ved opsjoner til økte andeler (glideskala), vil statsselskapene kunne brukes til å sikre staten en mer enn forholdsmessig andel av inntektene fra virksomheten. Dette vil imidlertid også påvirke selskapenes investeringsvilje ved at de pålegges kostnader eller får redusert oppsidepotensialet. Utformingen av vilkårene for statsselskap er derfor viktig ved sammenligninger av fiskale vilkår i ulike land.

4.2.4 Risikofordeling

Utforming av beskatningen/fiskale vilkår vil også påvirke risikofordelingen mellom selskapene og staten. Forenklet vil det være slik at bruttoelementer, som for eksempel produksjonsavgift, vil gi en lavere risiko for staten og tilsvarende høyere risiko for selskapene enn en netto overskuddsbeskatning. Risikofordelingen kan påvirke selskapenes investeringsvilje dersom de må bære en større andel av risikoen enn den andel de mottar av avkastningen i virksomheten. I praksis vil det derfor være en avveining mellom risikofordeling og fordelingen av inntekter mellom selskapene og staten.

I hvilken grad selskapene kan få fradrag for utgifter i prosjekter som ikke gir netto inntekt (f.eks. letekostnader uten funn) vil påvirke risikofordelingen og dermed indirekte også lønnsomhetsvurderingen til selskapene. Ved etablering og økt aktivitet i et nytt område kan det også være usikkert om selskapene noensinne vil få inntekter som påløpte kostnader kan fradragsføres mot. I hvilken grad selskapene kan få fradragsført/refundert slike tap (ufullstendig tapsfradrag), vil også påvirke selskapenes investeringsvilje, jf. kap 9.5.6 og vedlegg 1.

4.3 Storbritannia

Konsesjons- og beskatningssystem

Storbritannia har et diskresjonært konsesjonssystem med overskuddsbeskatning. Selskapene betaler kun vanlig selskapsskatt for nye felt som er godkjent etter mars 1993. Det er ikke produksjonsavgift eller andre skatter for nye felt. Historiske endringer i beskatning er kort omtalt etter omtalen av dagens vilkår.

Ressurspotensiale

Gjenværende oljereserver i Storbritannia i 1998 er knapt en tredjedel av reservemengden i 1978, og gjenværende gassreserver er om lag de samme. En betydelig del av ressursene i Storbritannia er produsert eller ligger i felt i produksjons- eller avslutningsfasen. Leteaktiviteten er høy, men funnsannsynlighet og funnstørrelse forholdsvis liten. Storbritannia eksporterer om lag 40 prosent av oljeproduksjonen, mens hele gassproduksjonen går til innenlands forbruk. Statens inntekter fra petroleumsvirksomheten utgjør om lag 1 prosent av statens totale inntekter.

Statens inntektssystem - hovedvilkår

Ordinær selskapsskatt, i dag på 30 prosent, er eneste beskatningselement for nye felt. For noen eldre felt betales fortsatt produksjonsavgift på 12,5 prosent og en feltbasert "Petroleum Revenue Tax" (PRT) med en sats på 50 prosent i tillegg til ordinær selskapsbeskatning.

Vanlige kostnader kan fradragsføres i skattegrunnlaget for selskapsskatt, inkludert driftskostnader, avskrivinger (25 prosent saldoavskriving), produksjonsavgift og PRT på eldre felt samt renteutgifter.

Skatteinngjerding

Det er ingen skatteinngjerding innenfor oppstrømsaktivitet for selskapsbeskatning i Storbritannia. Tap utenfor oppstrømsaktivitet kan ikke fradragsføres mot oppstrømsresultatet.

Skatteinngjerding eksisterer fremdeles for felt med PRT, der bare kostnader påløpt innenfor de spesifiserte PRT-grensene kan fradragsføres mot PRT-resutat innenfor den enkelte PRT-enhet.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

Ingen av hovedvilkårene i de fiskale vilkårene for oppstrømsaktivitet i Storbritannia er gjenstand for forhandling mellom myndigheter og selskap.

Statsdeltagelse

Den britiske stat deltar verken direkte eller indirekte i form av statsoljeselskap i aktiviteten på britisk sokkel.

Viktige kjennetegn

Storbritannia har, som omtalt over, et rent nettobasert beskatningssystem for nye felt, der utgifter kan konsolideres mot andre utvinningsinntekter. Verdien av konsolideringsretten er forholdsvis moderat, som følge av en forholdsvis lav skattesats. Dette medfører også en viss inngangsbarriere/konkurranseulempe for nye selskaper uten andre netto inntekter.

Fordelingen av risiko er forholdsvis lik fordelingen av avkastningen, ettersom skattesystemet er nettobasert med konsolidering av netto utgifter. En risikooverføring til selskapene vil likevel oppstå dersom utgifter må framføres mot inntekter i framtiden og ved at selskapene må bære ufullstendige tapsfradrag.

Historisk utvikling i fiskale vilkår

Utviklingen av Storbritannias fiskale vilkår for petroleumsutvinning startet i 1934, da Parlamentet vedtok Petroleumsloven. Loven av 1934 inneholdt vilkår om produksjonsavgift til staten ved produksjon av olje eller gass.

Etter at en hadde sett potensialet for Nordsjøen som en viktig oljeprovins tidlig på 1970-tallet, vedtok Parlamentet Oljeskatteloven i 1975. Denne danner ennå basis for dagens fiskale vilkår for petroleumsutvinning. Hovedvilkåret i loven var opprettelsen av PRT basert på overskuddet i hvert enkelt felt. PRT-satsen ble i starten satt til 45 prosent. Gassfelt-kontrakter forhandlet før 1975 ble unntatt fra PRT. 1975-loven introduserte også konseptet med skatteinngjerding, som motvirket at overskuddet fra oppstrømsaktivitet ble redusert av andre tap i selskapet.

Kilde: Wood Mackenzie.

1975-loven økte statens inntektsandel (bestående av produksjonsavgift, PRT og selskapsskatt). Denne økte videre i 1979 og i 1980 som følge av at PRT-satsen ble økt først til 60 og deretter 70 prosent. I 1981 innførte staten tilleggsskatt "Supplementary Petroleum Duty" (SPD) på 20 prosent, som medførte at statens inntektsandel økte videre. Det etterfølgende oljeprisfallet medførte at SPD ble fjernet etter to år, men erstattet av en økning i PRT-satsen til 75 prosent og introduksjon av Advance PRT (APRT).

Tidlig på 1980-tallet foretok myndighetene flere justeringer i de fiskale vilkårene, som umiddelbart fradrag for leteutgifter i PRT, dobling av produksjonsfradrag for nye oljefelt, samt bortfall av produksjonsavgift for nye felt. Etter oljeprisfallet i 1986, ble to mindre tilpasninger gjort.

Tidlig på 90-tallet ble det klart at det var problemer knyttet til det fiskale systemet. Det var høy marginalskatt for felt der det påløp PRT, som medførte insentiv for selskapene til å overføre inntekt til felt der det ikke påløp PRT, og til å flytte utgifter motsatt vei. Ved at kostnader kunne fradragsføres umiddelbart i felt der det påløp PRT, hadde selskapene mindre insentiv til å kontrollere kostnader i disse feltene. Etter som Nordsjø-området ble mer modent, ble i tillegg gjennomsnittlig størrelse på nye felt mindre i forhold til det faste produksjonsfradraget for PRT, slik at det bare var forventet å påløpe PRT for noen få framtidige felt. Kombinasjonen av lave oljepriser og utslagene av enkelte egenskaper i PRT-regimet ga lave inntekter fra PRT, og for ett år var det faktisk netto utbetaling fra staten knyttet til PRT.

I 1993 kom de kanskje viktigste endringene i petroleumsbeskatningen siden 1975. PRT-satsen ble redusert til 50 prosent for eksisterende felt og fjernet for nye felt (som ikke var godkjent før Budget day 1993). I tillegg til disse endringene, ble tillatte fradrag for leteutgifter mot PRT fjernet. Dette medførte at marginalskatten for eksisterende felt ble redusert fra 85,4 til 70,7 prosent. Nye felt med utbyggingsvedtak etter 1993-budsjettet skulle bare betale selskapsskatt. På dette tidspunkt var selskapsskatten 33 prosent, og denne har siden blitt redusert til dagens sats på 30 prosent. Endringene i 1993 medførte, ifølge britiske myndigheter, at statens inntekter økte på kort og mellomlang sikt.

I mars 1998 signaliserte regjeringen at den ville stramme inn de fiskale vilkårene, og ta en høyere statlig andel av inntektene, fordi det eksisterende regimet ble beskrevet som ikke tilfredsstillende. Finansministeren annonserte i budsjettalen 1998 regjeringens hensikt om å sende ut et høringsdokument med forslag om å endre petroleumsbeskatningen. Høringsdokumentet som ble beskrevet, presenterte selskapene for to alternativ, en tilleggsskatt på selskapsbasis eller reintroduksjon av PRT for felt som ikke hadde PRT. I tillegg inneholdt begge alternativene følgende endringer: Fjerning av produksjonsavgift på olje og gass fra alle felt og fjerning av "Tariff Receipts Allowance" som et fradrag mot PRT. Etter omfattende konsultasjoner annonserte regjeringen i september 1998 at den ikke lenger ville foreslå en endring i petroleumsbeskatningen på dette tidspunkt, siden de lave oljepriser gjorde innstramninger utilrådelig. Likevel utelukket ikke regjeringen en framtidig gjennomgang av de fiskale vilkårene dersom oljeprisen skulle bedre seg.

Utvalget har merket seg forskjellene mellom den norske og britiske petroleumsbeskatningen samt de hyppige endringene/justeringene i de fiskale vilkårene i Storbritannia. Storbritannia har bygget på et feltbasert skattesystem der kostnader ikke, eller bare i begrenset grad, kunne konsolideres mot inntekter i andre felt. Dette systemet er forskjellig fra det norske, der selskapets inntekter og kostnader fra alle felt konsolideres, og netto overskudd beskattes. Ved et feltbasert system vil fradragsrett for ulike kostnadsarter være en vanskelig problemstilling. I Storbritannia har en eksempler på at slike elementer endres over tid gjennom innføring av friinntekt i PRT for investeringer i nye felt, endring av produksjonsfradrag for PRT samt fradragsrett for generelle leteutgifter. Utvalget har også merket seg at ved fjerningen av PRT for nye felt i 1993, valgte myndighetene å beholde en forholdsvis høy beskatning (marginalskatt på om lag 70 prosent i følge Wood Mackenzie) for eksisterende felt. Samtidig er det klart at betydningen av petroleumsbeskatning for den britiske stat er mindre. Petroleumsinntektenes andel av statens samlede inntekter for 1997 utgjorde 1 prosent i Storbritannia, mot 18 prosent i Norge.

4.4 USA Mexicogolfen dypvann

Konsesjons- og beskatningssystem

I USAs del av Mexicogolfen er det et konsesjonssystem med en feltbasert produksjonsavgift i tillegg til ordinær selskapsbeskatning. Tildeling av konsesjoner skjer årlig eller hvert andre år ved kontantbud der høyeste bud vinner (signaturbonus).

Ressurspotensiale

USA er en viktig petroleumsprodusent med en lang produksjonshistorie. Dypvannsområdene i Mexicogolfen er en forholdsvis ny og umoden provins, med flere større funn de siste årene. De seneste årene har det vært boret flere letebrønner i dette området enn i Norge, og funnsannsynlighet og funnstørrelse er forholdsvis stor. USA er en stor nettoimportør av olje og importerer også gass.

Statens inntektssystem - hovedvilkår

Statens inntektssystem er satt sammen av to hovedelementer, produksjonsavgift på verdien av oljen ved brønnhodet og føderal inntektsskatt på selskapets overskudd i USA.

Produksjonsavgiften beløper seg til 12,5 prosent for felt på større vanndyp enn 400 meter, og 16,67 prosent for felt på mindre enn 400 meter. For lisenser tildelt etter november 1995 på vanndyp over 200 meter, er angitte produksjonsnivå, økende med vanndypet, fritatt fra produksjonsavgift.

Føderal overskuddsskatt belastes selskapets overskudd med en sats på 35 prosent. Relaterte kostnader er fradragsberettiget i skattegrunnlaget, inkludert driftskostnader, avskrivninger, produksjonsavgift og renteutgifter.

Skatteinngjerding

Det er ingen element av skatteinngjerding av oppstrømsresultat ved beregning av føderal selskapsskatt i USA. Produksjonsavgift blir beregnet for det enkelte felt.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

Kontantbudet som betales som signaturbonus ved tildeling av konsesjoner, er eneste vilkår som kan påvirkes av selskapene. I 1997 og 1998 utgjorde samlet årlig signaturbonus til føderale myndigheter knapt 1.500 millioner USD, fordelt på henholdsvis knapt 1800 og knapt 1200 lisenser. Størrelsen på hver lisens er 3x3 miles (vel 4,8x4,8 kilometer), og dermed betydelig mindre enn i andre regioner som bruker signaturbonus.

Statsdeltagelse

USAs myndigheter deltar verken direkte eller indirekte gjennom statsselskaper i oppstrømsvirksomheten.

Viktige kjennetegn

USA har en kombinasjon av bruttoavgift og netto overskuddsbeskatning. Produksjonsavgiften påløper på enkeltfelt, og utgifter kan bare konsolideres i grunnlaget for føderal inntektsskatt. Effekten av konsolidering er derfor relativt moderat. Dette medfører også en moderat inngangsbarriere/konkurranseulempe for nye selskaper uten andre netto inntekter. Relaterte utgifter kan fradragsføres mot føderal overskuddsskatt, mens produksjonsavgiften påløper på brutto produksjonsverdi. Selskapene vil ta en større andel av risikoen enn av avkastningen på grunn av bruttoavgiftselementet og ved eventuelt endelig tap som ikke kan fradragsføres eller refunderes (ufullstendig tapsfradrag).

4.5 Canada – Newfoundland offshore

Konsesjons- og beskatningssystem

For offshore Newfoundland er det et konsesjonssystem med årlige tildelingsrunder. Selskapene byr på areal ved et forpliktet letebeløp der høyeste sum får tildelingen. Myndighetene kan også bruke signaturbonus som tildelingsmekanisme, men dette har ikke vært brukt til nå.

Newfoundland har offentliggjort rammevilkårene for offshore royalty som er ment å gjelde for alle fremtidige petroleumsutbygginger. Royaltyvilkårene for offshore gassprosjekter er ikke offentliggjort. Rammevilkårene er ennå ikke endelig fastsatt ved lov. For Hibernia og Terra Nova-prosjektene er det vedtatt egne royaltyregimer før det generelle royaltyregimet ble offentliggjort. I tillegg til royalty kommer ordinær selskapsbeskatning til føderale myndigheter og provinsen på samlet 43,12 prosent.

Ressurspotensiale

Canada har betydelige petroleumsressurser med en forholdsvis stabil reserveutvikling de seneste årene. Det meste av oljeproduksjonen går til eget forbruk, mens vesentlige deler av gassproduksjonen blir eksportert. Offshore Newfoundland er det i dag ett felt i drift og ett felt under utbygging.

Statens inntektssystem – hovedvilkår

Det statlige royaltysystemet er bygd opp av brutto produksjonsavgift på brutto inntekter fulgt av et to-nivås netto royaltysystem. Netto royalty vil først betales etter at prosjektets utgifter samt friinntekter og framføringsrente er dekket. For netto royalty innrømmes det friinntekter på 1 prosent for investeringer, 5 prosent for leteutgifter og 10 prosent for driftskostnader. Finanskostnader kan ikke trekkes fra ved beregning av netto royalty. Brutto produksjonsavgift fortsetter å påløpe etter at netto royalty slår inn, men kan trekkes fra i grunnlagene for netto royalty i begge nivå. Betalt netto royalty i nivå 1 trekkes fra i beregningsgrunnlaget for netto royalty nivå 2. Royaltysystemet er tilpasset de varierende vilkårene i offshoreprosjektene ved en trinnvis royaltystruktur. De ulike nivåene i royaltysystemet er vist i tabell 4.3.

I tillegg til royalty til delstaten påløper også ordinær selskapsbeskatning til føderale myndigheter og provinsmyndigheter med satser på henholdsvis 29,12 prosent og 14 prosent for Newfoundland, samlet 43,12 prosent. Royalty er ikke fradragsberettiget ved selskapsbeskatning, men selskapene får i stedet et ressursfradrag på 25 prosent av netto overskudd i utvinningsaktivitet.

Skatteinngjerding

Royalty til delstaten beregnes på feltbasis. Ordinær selskapsbeskatning til føderale myndigheter og provinsmyndigheter beregnes på basis av selskapets samlede skattegrunnlag uten inngjerding mellom oppstrømsaktivitet og landbasert aktivitet. Skatten til provinsen beregnes på grunnlag av selskapets aktivitet i provinsen.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

For de to første offshoreprosjektene i Newfoundland, Hibernia og Terra Nova, ble det forhandlet royaltyregimer mellom staten og selskapene. For alle framtidige prosjekt vil det lovbestemte royalty-regimet ligge fast.

Statsdeltagelse

Føderale- eller provinsmyndigheter deltar verken direkte eller indirekte i prosjektene.

Viktige kjennetegn

Størstedelen av beskatningen, i form av føderal og delstats overskuddsbeskatning og netto royalty, er nettobasert, mens en mindre del, brutto produksjonsavgift, er en bruttoavgift. Overskuddsbeskatningen tillater konsolidering mellom prosjekter, mens brutto produksjonsavgift og netto royalty skjer på feltbasis. Framføring av utgifter for netto royalty kompenseres imidlertid ved et rentetillegg pluss tilleggsavkastning. Samlet medfører dette en forholdsvis moderat inngangsbarriere/konkurranseulempe for nye selskaper uten andre netto inntekter, ved at utgifter må framføres ved beregning av overskuddsskatt. I prinsippet får selskapene fradrag for alle relaterte utgifter ved beregning av overskuddsskatt. I grunnlaget for netto royalty inngår ikke finanskostnader, men selskapene får friinntekter på investeringer, letekostnader og driftskostnader samt fradrag for avkastning ved framføring av utgifter. Risikofordelingen mellom selskaper og stat er forholdsvis lik fordelingen av avkastningen med en viss overvekt til selskapene på grunn av brutto produksjonsavgift, ingen overføring av netto tap (leteutgifter uten funn) ved beregning av netto royalty samt eventuelle ufullstendige tapsfradrag.

4.6 Brasil

Konsesjons- og beskatningssystem

Brasil har et konsesjonssystem med produksjonsavgift, en særskatt for petroleumsaktivitet og ordinær selskapsbeskatning.

Ressurspotensiale

Brasil har hatt en stor økning i petroleumsreservene de siste tiårene, og det er gjort betydelige funn offshore. Om lag 2/3 av Brasils konsum av olje kommer fra egen produksjon, og en tredjedel importeres. Det meste av gassforbruket er basert på egen produksjon.

Statens inntekter - hovedvilkår

Produksjonsavgiften utgjør 5 til 10 prosent avhengig av konsesjonsavtalen. Særskatt betales av overskudd for feltet med en varierende skattesats, avhengig av produksjonsnivå, vanndyp og tid fra oppstart. Produksjonsavgiften er fradragsberettiget ved beregning av særskatt på feltet. Relevante satser fra fjerde driftsår for felt på vanndyp over 400 meter er gitt i tabellen under. Det vil påløpe særskatt fra første driftsår, men da vil de ulike satsene slå inn ved høyere produksjonsnivå, og satsene vil gradvis endres i retning av skattesatsene fra fjerde driftsår.

I tillegg til produksjonsavgift og særskatt er det ordinær selskapsbeskatning med en samlet sats på 33 prosent. Både produksjonsavgift og særskatt på felt er fradragsberettiget ved beregning av ordinær selskapsskatt.

Siden både særskatt på felt og ordinær beskatning er overskuddsbaserte, er minimum statlig inntektsandel gitt av størrelsen på produksjonsavgiften. De ulike satsene for særskatten gjelder for de ulike produksjonsnivåene, slik at gjennomsnittlig særskatt vil være en veiet sum av satsene for de aktuelle nivåene.

Skatteinngjerding

Produksjonsavgift og særskatt blir beregnet på feltbasis. Kostnader utenfor lisensområdet kan ikke fradragsføres mot særskatten på feltet, men ikke-kommersielle leteutgifter og seismikk-kostnader innenfor lisensområdet kan fradragsføres ved beregning av særskatt. Alle relaterte utgifter kan trekkes fra i grunnlaget for særskatt på feltet, inklusiv produksjonsavgift, rentekostnader og signaturbonus for det aktuelle feltområdet. Ordinær selskapsbeskatning beregnes på selskapets samlede skattbare overskudd i Brasil. Dersom selskapet er i ordinær skatteposisjon, ville det derfor kunne konsolidere kostnadene i skattegrunnlaget for ordinær skatt.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

De fiskale vilkårene for den første lisensrunden vil være de samme for alle selskap. Det eneste vilkår som selskapene kan påvirke, er budgivning ved signaturbonus. Wood Mackenzie mener signaturbonusen er relativt moderat for de fleste lisenser, i størrelsesorden 5-20 million dollar.

Statsdeltagelse

Det er ikke rene statsselskaper i oppstrømsaktiviteten i Brasil. Petrobras, der staten har en eierandel på 83 prosent, vil bli behandlet på like vilkår med andre selskaper i de kommende lisensrundene.

Viktige kjennetegn

Brasil har hovedsakelig et nettobasert skattesystem med særskatt på feltet og ordinær overskuddsbeskatning. Bare ved ordinær selskapsbeskatning tillates konsolidering av netto utgifter, mens særskatt og royalty påløper på enkeltfelt uten rentekompensasjon for verditapet ved framføring. Siden Brasil har ordinær overskuddsbeskatning uten rentekompensasjon ved framføring, vil nye aktører uten netto inntekt i andre prosjekt stå overfor en inngangsbarriere/konkurranseulempe. Alle relevante utgifter i det enkelte skatteområdet er fradragsberettigede. Det delvis statlig eide selskapet Petrobras konkurrerer på lik linje med andre selskaper i nye tildelingsrunder, og vil dermed ikke gi staten mer enn en forholdsmessig andel av inntekter eller overføre risiko til selskapene. Etter som det meste av beskatningen er nettobasert, bærer staten nesten like stor andel av risiko som andelen av avkastningen. Produksjonsavgift, risiko for ufullstendig tapsfradrag for enkeltprosjekter og risiko for ufullstendig tapsfradrag for selskapet, vil likevel overføre noe av risikoen til selskapene utover selskapenes andel av avkastningen. Et annet særtrekk er at det fiskale systemet er progressivt ved at særskatten øker med økende produksjon.

4.7 Aserbajdsjan

Konsesjons- og beskatningssystem

Aserbajdsjan bruker produksjonsdelingsavtaler (PSA) der selskapet får dekning for sine kostnader i en spesifisert andel av oljen (kostnadsolje). Den resterende oljen (overskuddsolje) blir delt mellom selskapet og staten. Fordelingen av overskuddsoljen i Aserbajdsjan endres med antall tilbakebetalinger av investeringskostnader som oppnås for prosjektet, der staten får en større andel etter som prosjektet oppnår en høyere tilbakebetaling.

Ressurspotensiale

Aserbajdsjan er en av de elste oljeprodusentene, men har likevel et betydelig ressurspotensiale offshore. Det er gjort betydelige funn og påvisning av reserver de siste årene. Gjenværende reserver er betydelige og store i forhold til dagens produksjon. Det meste av dagens olje- og gassproduksjon går til eget forbruk.

Statens inntekter - hovedvilkår

Vilkårene i PSA varierer fra kontrakt til kontrakt i Aserbajdsjan. Vilkårene som presenteres her er de Wood Mackenzie vurderer som typiske for nyere kontrakter (etter 1996).

Selskapet kan typisk dekke driftskostnader innenfor 100 prosent av produksjonen. Av den gjenstående produksjonen etter at driftskostnader er dekket, kan 50 prosent brukes til å dekke investeringskostnader. Investeringskostnader blir avskrevet lineært over 5 år. Udekkede kostnader kan fremføres for fradrag i kommende perioder. Vanligvis vil en kunne beregne renter på de fremførte kostnadene ved fradrag i de etterfølgende periodene.

Fordeling av overskuddsolje er basert på antall tilbakebetalinger av kostnader som beregnes som følger:

Antall tilbakebetalinger = (CCCC + CCFC + POL) / CCCI der;

CCCC = Selskapets kumulative investeringskostnad dekket fram til nå,

CCFC = Selskapets rente på framførbare underskudd til nå,

POL = Verdi av selskapets overskuddsolje tatt ut til nå og

CCCI = Selskapets kumulative investeringskostnad påløpt til nå.

En typisk fordeling av overskuddsolje er gitt i tabellen under:

For noen kontrakter vil selskapene i tillegg betale overskuddsskatt for selskapets overskudd. Den vanlige overskuddsskatten er 36 prosent (selv om en redusert sats på 25 prosent gjelder for en PSA-avtale). I nyere kontrakter er overskuddsskatten ment å skulle betales av SOCARs andel av overskuddsolje. Wood Mackenzie har forutsatt at selskapene ikke vil betale overskuddsskatt i sine beregninger.

Skatteinngjerding

Kostnader er avgrenset for kontraktsområdet når det gjelder dekning av kostnadsolje og fordeling av overskuddsolje. Overskuddsskatt er pliktig på selskapets overskudd i landet, men i eksemplene har en antatt at SOCAR dekker selskapets overskuddsskatt. Beregningen av antall tilbakebetalinger, slik den er definert nå, kan forårsake problemer for påfølgende prosjekter innen kontraktsområdet, siden faktoren kan bli satt på et høyt initialt nivå på grunn av et lønnsomt første prosjekt. Da dette problemet ennå ikke har oppstått i praksis, er det uklart hvordan det vil bli løst.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

Selv om en oftest baserer seg på tidligere kontrakter, kan vilkårene i PSA endres i forhandlingsperioden. Et viktig vilkår som selskapene kan påvirke, er nivået på overskuddsoljen som skal betales til staten/SOCAR ved ulike nivå på antall tilbakebetalinger. Et annet viktig vilkår det forhandles om, er signaturbonus ved tildeling. I følge Wood Mackenzie har nivået på signaturbonus steget fra rundt 2 million dollar til et rekordnivå på 100 million dollar.

Statsdeltagelse

Den Aserbajdsjanske stat har en direkte andel i alle PSA gjennom statsoljeselskapet SOCAR. Nivået på SOCARs deltagelse har økt de seneste årene. I de tidligere kontraktene beholdt SOCAR bare en mindre driftsandel (10 prosent i AIOC, 20 prosent i Dan Ulduzu-Ashrafi). I senere kontrakter har SOCAR tatt en 50 prosent andel. Utenlandske selskaper må vanligvis bære drifts-/utgiftsforpliktelsen for SOCAR i deler av kontraktsperioden. I alle nyere kontrakter blir SOCARs utgifter båret av de utenlandske selskapene gjennom letefasen.

Viktige kjennetegn

Produksjonsdelingsavtaler i Aserbajdsjan vil hovedsakelig fungere som nettoelementer. Likevel vil utbetaling av overskuddsolje til staten, selv før kostnader er dekket, kunne virke som bruttoelement, særlig i prosjekter med marginal lønnsomhet. Produksjon og kostnader er avgrenset til kontraktsområdet, og det kan beregnes renter på framførte kostnader. Leteutgifter i et PSA-område som ikke resulterer i et lønnsomt funn, vil måtte bæres av selskapet, siden det ikke vil være fradragsmuligheter i PSA-området. Etter som beskatning er basert på den enkelte kontrakt, er det ikke vesentlige skattemessige inngangsbarrierer/konkurranseulemper. Statsselskapet SOCAR har i senere kontrakter en driftsandel på 50 prosent, der utenlandske partnere vanligvis må bære SOCARs utgifter gjennom deler av kontraktsperioden (letefasen). Kostnader og tap kan ikke overføres mellom kontraktsområder. Selskapene vil gjennom minimum statlig andel av overskuddsolje, hindringer mot å overføre tap fra underskuddskontrakter, signaturbonus, samt ufullstendige tapsfradrag, bære en større andel av risikoen enn de kan forvente av avkastningen. Et annet særtrekk er at det fiskale systemet er progressivt, ved at statens andel av overskuddsoljen øker med økende tilbakebetaling av prosjektets investeringer.

4.8 Iran

Konsesjons- og beskatningssystem

Det iranske regimet er bygget opp som entreprenørkontrakter som Iran kaller "buy back contracts". Disse fungerer på en måte som er helt forskjellig fra tradisjonell produksjonsavgift eller produksjonsdelingsavtaler. Hovedkjennetegnet er et investeringsbudsjett framforhandlet mellom selskapet og det nasjonale oljeselskapet for en gitt feltutbygging. Selskapet får dekket sine kostnader for utbyggingen innenfor budsjett, sammen med en godtgjørelse basert på en prosentsats av investeringsbudsjettet. Selskapets kostnader og godtgjørelse blir dekket av en andel av oljen som produseres hvert år. Avtalen er forhandlet for å gi selskapet en avtalt avkastning. Avkastningsnivået for nyere framforhandlede entreprenørkontrakter er i området 15-20 prosent (nominelt). For noen tidlige kontrakter har det blitt avtalt godtgjørelse på nivå over 20 prosent.

Ressurspotensiale

Iran er en av de største petroleumsprovinsene i verden med betydelige reserver. Det er mange store felt og funn på land og reservehorisonten er svært lang. Det vesentlige av oljeproduksjonen går til eksport, mens gassproduksjonen går til eget forbruk.

Statens inntektssystem - hovedvilkår

Hver entreprenørkontrakt angir et budsjettbeløp for prosjektets investeringskostnad med en tilhørende godtgjørelse som en prosent av investeringsbudsjettet. Selskapets betaling består dermed av to elementer: En nedbetaling av investeringskostnadene begrenset til det avtalte investeringsbudsjettet og et godtgjørelseselement som en prosentsats av investeringsbudsjettet. Disse beløpene blir tilbakebetalt over et antall år (i beregningene har en antatt 5 år) og betalt til selskapet på månedlig basis fra starten av produksjon av en andel av prosjektets oljeproduksjon.

Investeringsbudsjettet som blir framforhandlet mellom selskapet og NIOC, fungerer som et tak. Alle kostnader som påløper over dette nivå, og som ikke godkjennes av NIOC som en følge av endringer i feltkjennetegnene, må bæres av selskapet. Nedbetalingen av investeringskostnader er begrenset til investeringsbudsjettet, og godtgjørelsen økes ikke ut over dette nivået. Dersom endelige kostnader påløpt er mindre enn budsjettert i kontrakten, vil godtgjørelsesbeløpet (som er basert på investeringsbudsjettet) ikke bli redusert. Nedbetalingen av investeringskostnadene vil være basert på de lavere faktiske investeringskostnadene. Det er derfor avgjørende for utbyggingsselskapene å forhandle så høye investeringsbudsjett (med tilhørende godtgjørelsesbeløp) som mulig.

Når utbyggingen er fullført, vil operatørskapet for feltet bli overlevert til det nasjonale oljeselskapet som dekker driftskostnadene for feltet. På dette tidspunkt vil utbyggingsselskapets direkte involvering i feltet opphøre.

Et annet viktig kjennetegn ved regimet er statens (NIOCs) prioritetsolje. Vanligvis vil NIOC ta en prosentsats av oljen (prioritetsolje) før selskapene kan få dekket utbyggingskostnader og godtgjørelse. I modellfeltberegningen har Wood Mackenzie antatt at NIOCs prioritetsolje utgjør 30 prosent av produksjonen. Investeringskostnader og godtgjørelsesbeløp som ikke blir dekket av de gjenstående 70 prosent av produksjonsinntektene, blir framført og dekket i neste periode, inklusiv rentekompensasjon. Iranske myndigheter har imidlertid indikert at de kan tilpasse prosentsatsen for statens prioritetsolje i selskapenes favør i perioder med lave oljepriser for å sikre at selskapene oppnår en tilfredsstillende avkastning.

Fordi utbyggingsselskapenes avkastning hovedsakelig avhenger av investeringskostnadene og godtgjørelsesbeløpet som er framforhandlet, gir de iranske entreprenørkontraktene en god beskyttelse mot lave oljepriser. Utbyggingsselskapenes avkastning vil bare bli påvirket av oljeprisen dersom den faller til et nivå der selskapet ikke lenger får dekning for utbyggingskostnader og godtgjørelse i de gjenstående produksjonsinntektene. Ulempene for utbyggingsselskapene er at de ikke vil få del i oppsiden for feltet ved økning i oljepris eller høyere produksjon/reserver. Utbyggingsselskapene risikerer også kostnadsoverskridelser som de må dekke selv. På den positive siden blir selskapenes godtgjørelse ikke redusert dersom kostnadene blir lavere enn budsjettert.

Wood Mackenzie har lagt til grunn at selskapets ordinære overskuddsskatt blir betalt av statsoljeselskapet (NIOC).

Skatteinngjerding

Kostnader og inntekter er avgrenset for hver enkelt utbyggingskontrakt.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

Investeringsbudsjettet, godtgjørelsesnivået og perioden dette skal tilbakebetales over, er alle gjenstand for forhandlinger.

Statsdeltagelse

Statsoljeselskapet (NIOC) har effektiv kontroll over prosjektet på alle tidspunkt. Når utbyggingsfasen er fullført, leverer utbyggingsselskapet driftsansvaret over til NIOC og utbyggingsselskapet har ikke lenger direkte tilknytninger til feltet.

Viktige kjennetegn

Entreprenørkontraktene har særlige kjennetegn ved at de fungerer som byggekontrakter med et maksimalt byggebudsjett og avtalt avkastning. Selskapets kompensasjon vil dermed være relativt uavhengig av faktisk produksjon eller av oljeprisen. Nye og eksisterende aktører vil stå overfor samme forhandlingsprosess, og det er derfor ikke skattemessige inngangsbarrierer/konkurranseulemper. Når utbyggingen er fullført, overføres eierskapet til statsselskapet NIOC, som har rett på alle inntekter etter at byggekostnader og godtgjørelse er dekket. Selskapene tar betydelig risiko i dette regimet ved maksimalprisede byggekontrakter, NIOCs prioritetsolje og overdragelse til NIOC. Selskapet vil heller ikke få en andel i oppsidepotensialet innenfor dagens fiskale vilkår. Lønnsomheten vil være kritisk avhengig av selskapets evne til å framforhandle gode/realistiske investeringsbudsjett.

4.9 Angola dypvann

De fiskale vilkårene som presenteres her, er de som gjelder for 1991 modellkontrakter for dypvannslisenser (alle blokker på vanndyp over 200 meter). Alle offshorekontrakter signert etter 1991, inkludert de nylige ultradypsvann-blokkene, har brukt denne modellkontrakten.

Ressurspotensiale

I Angola har påviste reserver økt raskt de seneste årene, som følge av en rekke betydelige funn. Dypvannsområdene er en umoden provins der en kan vente betydelige funn også i framtiden, mens andre områder er relativt modne. Det er boret relativt få letebrønner de siste årene, men funnsuksessen har vært høy, og de påviste funnene er store i internasjonal sammenheng.

Produksjonsdelingsavtaler (PSA)

Modellkontrakten er en standard produksjonsdelingsavtale der selskapet får dekket sine kostnader av en spesifisert andel av oljen (kostnadsoljen). Den gjenværende oljen (overskuddsoljen) fordeles mellom selskapet og staten. Fordelingen vil i Angola skje ut fra etter-skatt avkastningsnivå for selskapet, der staten får en høyere andel etter som selskapets avkastning øker.

En begrensning av kostnadsoljen til 50 prosent av produksjonen gjelder for de fleste avtaler, selv om dette har økt til 55 prosent for noen dypvanns-blokker. Kostnader som ikke dekkes av årets kostnadsolje, framføres for dekning i påfølgende perioder uten rentekompensasjon. En friinntekt på 40 prosent brukes for inndekning av investeringskostnader.

Produksjon som ikke brukes til kostnadsdekning, kalles overskuddsolje og fordeles mellom selskapet og staten ut fra avkastningen som er oppnådd for prosjektet. Den eksakte fordelingen er et av de viktigste budvilkårene når en søker på en kontrakt (det andre hovedvilkåret er nivået på signaturbonusen). Fordelingen vil derfor variere mellom ulike kontrakter. Nivåene som er brukt i modellfeltberegningene, er beskrevet i tabellen under. Avkastningen (internrente) beregnes ut fra selskapenes akkumulerte kontantstrøm etter skatt eksklusiv letekostnader.

I tillegg kommer petroleumsskatt med en sats på 50 prosent av overskuddet fra utvinningsvirksomhet. PSA-avtalene inneholder imidlertid et vilkår om at skattegrunnlaget for overskuddsskatt minimum skal være lik selskapets andel av overskuddsoljen. Dermed vil overskuddsskatten normalt beregnes som 50 prosent av selskapets overskuddsolje.

Skatteinngjerding

I Angola er det full skatteinngjerding på feltnivå. Letekostnader innenfor PSA-området kan trekkes fra gjennom kostnadsoljen. Kommersielle funn innenfor PSA-området blir utskilt som et separat utviklingsområde. Kostnader som kan trekkes fra gjennom kostnadsoljen, inkluderer investeringer, driftskostnader, letekostnader samt administrasjonskostnader knyttet til PSA-området. Rentekostnader og petroleumsskatt kan ikke trekkes fra gjennom kostnadsoljen. Signaturbonus kan verken trekkes fra gjennom kostnadsoljen eller i grunnlaget for petroleumsskatt.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

Hovedvilkårene i PSA-avtalene som er gjenstand for forhandling mellom myndigheter og selskap, er nivå og verdier på fordelingen av overskuddsoljen og nivået på signaturbonusen. Nivået på signaturbonus som er betalt på nylige ultradypvanns-lisenser, vil ha en signifikant effekt på totaløkonomien. Det er omtalt at for tre nye ultradypvanns-tildelinger, er det betalt signaturbonuser på flere hundrede millioner dollar. I det høyeste tilfellet oppgir Wood Mackenzie at det trolig er budt en signaturbonus på over 350 millioner dollar. Signaturbonus har ikke blitt tatt med i vurdering av modellfeltene i avsnitt 4.11, fordi det ville forstyrre sammenligningsmulighetene, spesielt for mindre felt.

Statsdeltagelse

Selv om modellkontrakten ikke spesifiserer et nivå for statsdeltagelse, har Sonangol deltatt med en eierandel rundt 20 prosent i hver lisens. Statsselskapet blir typisk båret gjennom letefasen av de andre selskapene.

Viktige kjennetegn

Produksjonsdelingsavtaler i Angola vil hovedsakelig fungere som netto overskuddsbeskatning. PSA-avtalene har imidlertid også et bruttoelement gjennom statens minimumsandel av overskuddsolje selv før kostnadsdeling, som særlig vil ha betydning for kontrakter med marginal lønnsomhet. I tillegg kommer petroleumsskatt på 50 prosent av selskapets andel av overskuddsoljen samt signaturbonus for den enkelte kontrakt. Det vil dermed ikke være vesentlige skattemessige inngangsbarrierer/konkurranseulemper for nye aktører. De fleste relaterte kostnader kan fradragsføres. Viktige unntak er signaturbonus og kostnader i områder som ikke har kommersielle funn, der selskapene ikke kan fradragsføre kostnadene verken mot kostnadsolje eller i grunnlaget for overskuddsskatt. Statsselskapet Sonangol vil typisk delta med 20 prosent i en lisens, og utgiftene vil bli båret av de andre partnerne gjennom leteperioden. Selskapene vil ha en større andel av risikoen enn av forventede avkastning på grunn av minimum statlig andel av overskuddsolje, Sonangols fordeler, hindringer mot å føre tap fra en underskuddskontrakter mot overskudd i andre kontrakter, samt eventuelle ufullstendige tapsfradrag. Et annet særtrekk er at de fiskale vilkårene er progressive ved at statens andel av overskuddsoljen øker med økende avkastning.

4.10 Australia RRT-regime

Konsesjons- og beskatningssystem

Australia har et diskresjonært konsesjonssystem,der myndighetene tildeler letekonsesjoner på basis av selskapenes forslag til arbeidsprogram. Konsesjonssystemet inneholder også mulighet for signaturbonus for tildeling, men dette er bare brukt i et begrenset antall tilfeller ved tildeling i områder med høyt potensiale. Signaturbonus ble sist brukt ved offshoretildelingen i 1992.

I 1987 innførte Australia en petroleumsskatt i form av en overskuddsbasert ressursrenteskatt (RRT). RRT gjelder for overskudd fra offshore utvinning av petroleum unntatt områder med produksjonslisenser tildelt før 1. juli 1984. RRT påløper i tillegg til ordinær selskapsbeskatning på 39 prosent der betaling av RRT er fradragsberettiget i grunnlaget for ordinær skatt.

Ressurspotensiale

I Australia har påviste reserver økt de siste årene. Oljeproduksjonen dekker om lag 2/3 av innenlands forbruk, og en tredjedel av gassproduksjonen går til eksport.

Statens inntektssystem – hovedvilkår

Under RRT vil både drifts- og investeringsutgifter direkte relatert til et petroleumsprosjekt, være fradragsberettiget i det året utgiftene påløper. Renteutgifter, indirekte administrasjonskostnader, kostnader fra administrasjonsbygninger, ordinær selskapsskatt og signaturbonus er ikke fradragsberettiget i grunnlaget for RRT. Alle utgifter ut over inntektene i året fremføres med tillegg av en rentekompensasjon for framførte utgifter. For utgifter påløpt før juli 1990 er framføringsrenten lik langsiktige obligasjonsrenter i Commonwealth pluss 15 prosent. For utgifter påløpt fra og med juli 1990 er framføringsrenten lik den langsiktige obligasjonsrenten pluss 5 prosent. Når en deltakers inntekter fra et prosjekt overstiger de framførte utgiftene (med rentetillegg) pluss årets utgifter, påløper RRT på overskuddet med en sats på 40 prosent. Leteutgifter som ikke resulterer i netto inntekt, kan fradragsføres i andre prosjekter på visse vilkår. RRT kommer i tillegg til ordinær selskapsbeskatning, der RRT kan trekkes fra i grunnlaget for ordinær skatt. Selskapets overskudd fra samlet aktivitet beskattes med ordinær selskapsskatt (39 prosent).

Skatteinngjerding

RRT påløper separat for hvert petroleumsprosjekt, selv om en i enkelte tilfeller kan få tillatelse til å se to eller flere prosjekter samlet ved beregning av RRT. Tillatelser til å konsolidere RRT-prosjekter gis av myndighetene på basis av kriterier for driftssynergier, eierskap, samt geologiske, geofysiske og geokjemiske egenskaper ved prosjektene. RRT beregnes separat for hver deltager i prosjektet for kontantstrømmen de realiserer, kalkulert på basis av de innbetalinger og utbetalinger fra prosjektet de mottar/dekker. Likevel kan selskapet fradragsføre leteutgifter inklusiv framføringsrente påløpt fra og med 1 juli 1990, i andre prosjekter etter at alle prosjektrelaterte utgifter er fradragsført. Ordinær selskapsskatt beregnes på selskapets samlede skattegrunnlag, uavhengig av hvilken aktivitet overskuddet er oppstått i.

Vilkår som er gjenstand for forhandling

Ingen av vilkårene som brukes i Australia er gjenstand for forhandlinger mellom myndigheter og selskap.

Statsdeltagelse

Det er ingen direkte eller indirekte statlig deltagelse i oppstrømsaktiviteten i Australia.

Viktige kjennetegn

Australias petroleumsbeskatning er i all hovedsak basert på nettobeskatning både ved ordinær selskapsbeskatning og RRT. RRT beregnes på feltbasis med renteberegning for fremførte utgifter, mens ordinær selskapsbeskatning beregnes på konsolidert basis. Leteutgifter i andre prosjekter kan likevel på enkelte vilkår trekkes fra. Feltrelaterte utgifter kan trekkes fra i grunnlaget for RRT, med unntak av finansieringsutgifter, som i stedet kompenseres gjennom framføringsrenten. Ved at RRT beregnes på feltbasis og at selskapene kan beregne framføringsrente, er inngangsbarrierene/konkurranseulempene forholdsvis moderate. Eksisterende aktører med netto inntekter/positiv RRT vil likevel ha en fordel gjennom konsolidering ved ordinær beskatning og ved overførsel av leteutgifter for RRT. Fordeling av risiko er forholdsvis lik fordelingen av avkastning, men det vil være en viss risikooverførsel til selskapene ved at tap i RRT ikke kan fradragsføres mot overskudd i andre RRT-områder, samt ved eventuelle ufullstendige tapsfradrag for selskapsbeskatning.

4.11 Sammenligning av effektene av ulike skattesystem

For å få bedre oversikt og forståelse for de økonomiske effektene av fiskale rammevilkår for selskapene, har Wood Mackenzie utarbeidet en komparativ studie av fiskale rammevilkår for Olje- og energidepartementet, ( Comparative Fiscal Regimes Study – June 1999). Denne sammenligningen er gjort for de fleste landene som er gjennomgått i dette kapitlet, men Canada (Newfoundland offshore) og Australia (RRT-regime) inngår ikke i Wood Mackenzies analyse. For enkelte av landene som inngår i analysen, har en brukt de fiskale vilkårene for deler av lands utvinningsområde, som omtalt i avsnittene foran. I det følgende omtaler utvalget noen viktige momenter fra denne studien.

Før omtalen av analysen, vil utvalget kort vurdere de viktige kjennetegnene ved det norske fiskale regimet i forhold til punktene som ble gjennomgått i avsnitt 4.2. For nye felt i Norge er beskatningen basert på nettoelementer. Skatten beregnes på selskapsbasis med konsolidering både for ordinær selskapsbeskatning og særskatt og gir dermed en betydelig konsolideringseffekt. For nye aktører uten overskudd i andre prosjekter, er det dermed en vesentlig inngangsbarriere/konkurranseulempe ved at underskudd må framføres uten rentekompensasjon. Inngangsbarrieren kan delvis avhjelpes dersom den nye aktøren først kjøper et prosjekt i produksjonsfasen fra et selskap i skatteposisjon, og dermed oppnår et skattemessig overskudd gjennom §10-behandling. Alle relaterte kostnader inklusiv netto finansposter (begrenset av tynn kapitalisering), kan fradragsføres både ved beregning av ordinær skatt og særskatt. I tillegg kan selskapene fradragsføre en friinntekt på 5 prosent av investeringer i 6 år (totalt 30 prosent) i grunnlaget for særskatt. Selv om statsdeltagelsen gjennom Statoil og SDØE utgjør en betydelig andel i mange lisenser, er det ikke vridende elementer i disse. Statsdeltagelsen belaster derfor ikke selskapenes lønnsomhet, ut over å redusere tilgjengelige andeler. For selskaper i skatteposisjon, er risikofordelingen mellom selskap og stat relativt symmetrisk. Dette innebærer at selskapenes andel av eventuelle tap er forholdsvis lik selskapenes andel av avkastningen. Risikofordelingen er imidlertid ikke balansert for selskaper utenfor skatteposisjon og for selskaper med eventuelle ufullstendige tapsfradrag.

Sammensetning og nivå for de ulike fiskale regimene varierer sterkt. De økonomiske effektene av det fiskale regelverket er ikke en direkte følge av skattenivået, men også i stor grad avhengig av utforming av skattegrunnlaget. Viktige spørsmål knyttet til skattegrunnlaget er for eksempel om selskapene kan konsolidere resultatet fra ulike felt, om alle relevante utgifter kan trekkes fra, og om staten vil kreve inntekter selv om prosjektene er ulønnsomme. Selskapenes vurdering av de fiskale vilkårene vil avhenge av hvilken avkastning de totalt sett får etter skatt. For å kunne vurdere dette har Wood Mackenzie gjennomført en økonomisk analyse av lønnsomheten etter skatt for ulike fiskale systemer, gitt faste modellfelt før skatt. De samme modellfeltene er brukt i alle land for å kunne isolere effektene av de fiskale rammevilkårene. Modellfeltene vil derfor ikke være like relevante for alle land. Ifølge Wood Mackenzie vil faktorer som kostnadsnivå, ressurspotensiale, funnstørrelse og funnsannsynlighet, ha like stor eller større effekt på selskapenes interesse enn forskjeller i de fiskale vilkårene. I analysene har Wood Mackenzie brukt sitt standard avkastningskrav på 10 prosent nominelt til totalkapitalen før og etter skatt, og en basis oljepris på 15 $ pr fat for alle år i reelle termer. I de tilfeller der det er aktuelt, har en lagt til grunn at selskapene er i skatteposisjon, slik at fradrag kan utnyttes umiddelbart. De økonomiske resultatene for selskaper utenfor skatteposisjon i de landene hvor dette utgjør en vesentlig ulempe, kan være betydelig lavere. Wood Mackenzies bruk av det samme avkastningskravet før og etter skatt, avviker fra utvalgets metodikk. Ved å bruke samme avkastningskrav før og etter skatt tar man ikke hensyn til at normalavkastning beskattes med ordinær skat t. Wood Mackenzies framgangsmåte vil likevel kunne brukes til å sammenligne den økonomiske effekten av de fiskale vilkårene i ulike land gitt det nivået på avkastningskravet etter skatt som anvendes.

I de analysene som er gjort, inngår statlige investeringer og statsselskaper i de tilfellene disse har en favorisert stilling som dermed påvirker selskapenes resultater etter skatt. Flere av landene har systemer med statlig deltagelse der statlige selskaper har en foretrukket stilling, og der private aktører må bære statens utgifter over en periode. Ifølge Wood Mackenzie vil Statoils deltagelse ikke ha innvirkning på lønnsomheten for de andre selskapene ut over at de får en ekstra konkurrent på like vilkår ved lisenstildelinger. Statens investeringer gjennom SDØE fungerer på samme måte som en annen privat investor. Staten dekker en lik andel av utgifter og investeringer som en mottar av inntekter, og SDØE fungerer dermed nøytralt. SDØEs deltagelse vil derfor ifølge Wood Mackenzie ikke ha negativ innvirkning på selskapenes lønnsomhet ut over at de tilgjengelige lisensandelene ved nye tildelinger blir mindre. Wood Mackenzie har derfor ikke inkludert statsdeltagelse i analysene ut over de tilfeller der statens deltagelse påfører selskapene kostnader i form av bæring, opsjon til økt andel eller lignende. For å kunne bruke de samme modellfeltene, har Wood Mackenzie heller ikke inkludert CO₂-avgiften i analysen. Ifølge Wood Mackenzie vil nettoeffekten etter skatt av CO₂-avgiften likevel være svært begrenset. Dersom CO₂-avgiften øker driftskostnadene med 5 prosent, vil effekten på selskapenes nåverdi etter skatt være mindre enn 1 prosent.

For enkelte land kan signaturbonuser utgjøre betydelige beløp. Signaturbonus er ikke inkludert i analysen, da dette ville ha vært forstyrrende med den framgangsmåten en har valgt. Selskapene vil imidlertid også ta hensyn til slike kostnader i de tilfeller det er relevant, og signaturbonus kan utgjøre en betydelig faktor i selskapenes samlede lønnsomhetsvurderinger. Av de analyserte landene har USA, Brasil, Aserbajdsjan og Angola signaturbonus.

De fiskale vilkårene kan sammenlignes ved forskjellige økonomiske analyser. I figur 4.3 og 4.4 presenteres 6 ulike analyser av virkningen som de fiskale vilkårene i ulike land vil ha på lønnsomheten for selskapene etter skatt. I alle figurene er det lønnsomhet for selskapene etter skatt som vises. I figur 4.3C og 4.4A inngår også lønnsomhetsmål for modellfeltene før skatt.Utvalget vil først omtale de relative egenskapene ved skattesystemene sett fra selskapenes synsvinkel. Til slutt vil en kort kommentere nøytralitetsegenskapene ved det norske skattesystemet isolert.

Kilde: Wood Mackenzie

Kilde: Wood Mackenzie

Som det fremgår av figur 4.3 A, tar den norske stat en høy andel av nåverdien i prosjektene. Storbritannia har den klart laveste statlige andelen, med USA Mexicogolfen og Brasil i en mellomposisjon. De statlige andelene i Aserbajdsjan, Angola og Iran er på samme nivå som den norske. Som en følge av en høy statlig andel vil selskapenes nåverdier etter skatt være forholdsvis lave. Dette framgår av 4.3 B, som viser nåverdien for feltet på 500 million fat under ulike prisforutsetninger. Nåverdi er den tilleggsverdien selskapene sitter igjen med etter at relevante kostnader, samt normalavkastning (10 prosent nominelt) er dekket. Av denne figuren fremgår det at selskapene i Norge vil sitte igjen med en forholdsvis lav nåverdi, særlig ved høye priser. Ved lave priser kommer det norske systemet bedre ut ved at de fiskale vilkårene tilpasser seg til lønnsomheten i prosjektene. Fiskale rammevilkår som i mindre grad tilpasser seg lønnsomheten i prosjektene (for eksempel produksjonsavgift, produksjonsdelingsavtaler og favorisert statsdeltagelse), vil slå negativt ut for selskapene når prosjektene har lav lønnsomhet eller når oljeprisen er lav.

Dersom en vil analysere avkastningsraten for selskapene, må en se på forholdet mellom verdier/resultater etter skatt og den kapital selskapene netto skyter inn. Dette er gjort i figur 4.3 C og 4.3 D. Internrenten måler det avkastningskrav prosjektene vil tåle før nåverdien blir null. Det norske regimet vil gi relativt små vridninger i internrenten til prosjektene, særlig når lønnsomheten er moderat. Internrente gir kun mening når man sammenligner den med selskapets avkastningskrav for å avgjøre om prosjektet er lønnsomt eller ulønnsomt. Internrente over/under selskapets avkastningskrav kan ikke tolkes som et lønnsomhetsmål utover at prosjektet er lønnsomt/ulønnsomt. For å vurdere relativ lønnsomhet/avkastning, må man vurdere verdier realisert med selskapets avkastningskrav i forhold til investert kapital. I figur 4.3.D vises dette ved hvor stor nåverdi selskapene ville ha etter skatt ved å investere det samme nettobeløpet etter skatt. Det norske skattesystemet har en høy inntektsbeskatning, men staten dekker samtidig en stor del av investeringene ved at de er fradragsberettiget. Selskapene vil dermed kunne investere i flere/større prosjekter i Norge med den samme kapitalbeholdningen, og kan dermed få en høy nåverdi totalt sett. Nåverdi i forhold til netto investert kapital vil være den beste indikatoren ved sammenligning av ulike fiskale regimer, dersom selskapene ønsker å maksimere avkastningen ved begrenset tilgang på kapital. I begge disse analysene kommer de norske vilkårene forholdsvis godt ut fordi staten dekker en stor del av investeringene.

Til slutt har Wood Mackenzie sett på to analyser som viser hvordan de fiskale vilkårene påvirker lønnsomhetsgrensene i form av den laveste prisen prosjektene kan tåle (balansepriser) og den laveste funnsannsynligheten selskapene kan akseptere for at aktiviteten skal være lønnsom i et totalperspektiv. Balansepriser, jf. figur 4.4 A, viser den prisen prosjektet må ha for at alle kostnader og normalavkastningen (10 prosent nominelt til totalkapitalen) skal bli dekket. De norske fiskale vilkårene kommer godt ut i denne sammenlikningen fordi staten også vil dekke en stor del av utgiftene ved lave priser. Balanseprisen etter skatt vil dermed være forholdsvis lik balanseprisen før skatt. Figur 4.4 B viser den relative funnsannsynligheten som prosjektet må ha for at aktiviteten totalt sett skal være lønnsom. Selskapenes vurderinger av letebeslutninger vil både være avhengig av verdien av skattefradragene for leteutgifter og hvordan det fiskale systemet virker fra utbyggingstidspunktet. Norge er i denne figuren brukt som referanse og har verdi 1. En ser av figuren at en i alle de øvrige regionene ville kreve omlag tilsvarende eller høyere funnsannsynligheter for at aktiviteten skulle være lønnsom. Særlig vil en kreve høye funnsannsynligheter i Iran, Aserbajdsjan og Angola, fordi generelle leteutgifter ikke er fradragsberettiget mot den feltvise beskatningen. Totalt sett viser dette at, sett fra selskapens synsvinkel, er det norske systemet forholdsvis robust for prosjekter med ulik lønnsomhet. Skattesystemet legger også til rette for høy ressursutnytting ved at selskapene kan tåle lave oljepriser og funnsannsynligheter også etter skatt.

Egenskapene ved de fiskale vilkårene i Norge sett fra selskapenes synsvinkel, kan kort oppsummeres som følger: Staten vil ta en høy andel av verdiene, slik at verdiene for selskapene skaleres ned. Nivået på statens andeler er likevel om lag tilsvarende i flere av landene (Aserbajdsjan, Angola og Iran). For selskapene vil det avgjørende være å se på den totale avkastningen av ressursene som er investert. Det norske regimet gir også, i forhold til andre fiskale regimer,små vridninger i internrenten til prosjektene, særlig når lønnsomheten er moderat. Virkningen på selskapenes avkastning etter skatt framkommer om en ser nåverdiene realisert i forhold til netto kapital investert, fordi staten dekker en stor del av investeringsforpliktelsene gjennom skattesystemet. De fiskale vilkårene i Norge vil gi selskapene en relativ god avkastning etter skatt. Det norske skattesystemet sikrer også selskapenes resultater godt ved små/marginale felt og lave oljepriser. Skattesystemet i Norge gir de laveste balanseprisene etter skatt for de 7 regimene som er sammenliknet. Dersom en ser på totaløkonomien inkludert letekostnader, kommer Norge også godt ut ved at selskapene kan akseptere de laveste funnsannsynlighetene for de samme modellfeltene. Samlet sett kan dermed det norske fiskale regimets effekt på selskapenes økonomi etter skatt beskrives med en høy statlig andel, god/stabil avkastning, lav risiko og robusthet for marginale felt og lave priser. Det understrekes at omtalen over gjelder for selskaper i skatteposisjon.For selskaper utenfor skatteposisjon i Norge og andre land med positive konsolideringseffekter, kan de økonomiske resultatene være betydelig svakere.

Nøytralitetsegenskapene ved det norske skattesystemet isolert sett er diskutert i kapittel 6. Som det framgår av kapittel 6, er det norske skattesystemet ikke nøytralt ved investeringsbeslutninger. For selskaper i full skatteposisjon er skattefradragene for gunstige. Dette medfører at investeringer som er klart ulønnsomme på marginen før skatt, vil være lønnsomme for selskaper etter skatt. Dette framgår også av Wood Mackenzies analyser, som viser at balanseprisene kan være lavere etter skatt enn før skatt i Norge. For selskaper utenfor skatteposisjon er heller ikke skattesystemet nøytralt, og selskapene vil ha en skattemessig ulempe i forhold til selskaper i skatteposisjon.