5 Skatter og avgifter

5.1 Innledning

I forbindelse med Revidert nasjonalbudsjett 2004 foreslår Regjeringen følgende regelendringer på skatte- og avgiftsområdet:

• I budsjettet for 2004 varslet Regjeringen at den ville komme tilbake i Revidert nasjonalbudsjett 2004 med et forslag til et nytt avgiftssystem som avgiftslegger deler av el-forbruket i næringsvirksomhet. Regjeringen foreslår at det fra 1. juli 2004 innføres en ny ordning for el-avgift for næringsvirksomhet basert på EUs nye energiskattedirektiv. I forhold til saldert budsjett vil dette gi en provenyøkning på om lag 200 mill. kroner påløpt og om lag 100 mill. kroner bokført for 2004. Forslaget er nærmere omtalt i avsnitt 5.2.1 og i St.prp. nr. 63 (2003-2004) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet medregnet folketrygden 2004.

• Grunnavgiften på engangsemballasje for drikkevarer foreslås fjernet. Dette finansieres delvis ved å øke avgiftene på alle drikkevarer. Samlet gir dette en lettelse på om lag 150 mill. kroner påløpt og 125 mill. kroner bokført. For nærmere omtale vises det til St.prp. nr. 63 (2003-2004).

• Det foreslås at fradragsretten for merverdiavgift for varebiler klasse 1 fjernes, noe som gir et merproveny på om lag 50 mill. kroner påløpt og om lag 35 mill. kroner bokført. Forslaget er nærmere omtalt i Ot.prp. nr. 68 (2003-2004) Om lov om endringar i skatte- og avgiftslovgivinga mv.

• I forbindelse med omleggingen til utslippsavgift på forbrenning av avfall fra 1. juli 2004 foreslås det at den planlagte tilskuddsordningen for avfallsbasert energiproduksjon faller bort. Dette reduserer utgiftene på 2004-budsjettet med om lag 37,5 mill. kroner. Samtidig endres inntektsanslagene for sluttbehandlingsavgiften. Samlet gir dette et påløpt provenytap på om lag 5 mill. kroner, og en samlet bokført provenyøkning på om lag 2,5 mill. kroner. Forslaget er nærmere omtalt i St.prp. nr. 63 (2003-2004).

• Det foreslås avgiftsfritak for klimagassene HFK og PFK ved gjenvinning for salg. Forslaget er nærmere omtalt i St.prp. nr. 63 (2003-2004).

• Det foreslås en reduksjon av tilleggsavgift for kjøretøy som skal betale årsavgift med redusert sats (traktorer, mopeder mv.). Forslaget er nærmere omtalt i St.prp. nr. 63 (2003-2004).

• Det fremmes forslag om fradrag for tap på sparemidlene ved utbetalinger fra en individuell livrente med investeringsvalg og uten avkastningsgaranti. For nærmere omtale vises det til Ot.prp. nr. 68 (2003-2004).

• Skattereglene for kapitalforsikring med investeringsvalg og uten avkastningsgaranti klargjøres, og det gis fradrag for tap på sparedelen også for disse avtalene. Samtidig foreslås det at grunnlaget for arveavgift reduseres slik at det ikke skal betales arveavgift av skatt på avkastning fra polisen. Forslaget er nærmere omtalt i Ot.prp. nr. 68 (2003-2004).

• Det foreslås flere endringer i skatteloven for å gjøre ligningsbehandlingen av sambeskattede skattytere mer rasjonell. Regelendringene vil ikke eller i liten grad påvirke den samlede skattebyrden for skattyterne. Forslaget er nærmere omtalt i Ot.prp. nr. 68 (2003-2004).

• Det foreslås at nettoinntekter fra produksjon av biobrensel skal kunne inngå ved beregning av jordbruksfradraget. Dette vil i praksis hovedsakelig gjelde produksjon av ved. For å kunne benytte jordbruksfradraget forutsettes det at produsentene av biobrensel driver jordbruksvirksomhet. Forslaget anslås å gi en skattelette på om lag 15 mill. kroner i 2004. Forslaget er nærmere omtalt i Ot.prp. nr. 68 (2003-2004).

• Det foreslås å øke satsen for produktavgift på førstehåndsomsetning av fisk fra 3,8 pst. til 4,2 pst. med virkning fra 1. juli 2004. Økningen må ses i sammenheng med høyere utbetalinger til syketrygd enn tidligere anslått. Forslaget er omtalt i St.prp. nr. 63 (2003-2004).

Disse endringene vil samlet være om lag provenynøytrale på 2004-budsjettet, men vil gi en netto provenyøkning på om lag 80 mill. kroner påløpt. Sammen med allerede vedtatte endringer gir dette samlede skatte- og avgiftslettelser på om lag 30 mill. kroner påløpt og om lag 1670 mill. kroner bokført i 2004.

Avsnitt 5.2 gir en nærmere beskrivelse av Regjeringens forslag til omlegging av el-avgiften for næringsvirksomhet og en omtale av følgende skatte- og avgiftssaker:

• Regionalt differensiert arbeidsgiveravgift.

• Differensiert el-avgift for husholdningene.

• Merverdiavgiftskompensasjon for helseforetak.

• Svovelfritt drivstoff.

• Taxfree ved ankomst.

• Saksbehandlingstiden for klager til Klagenemnda for merverdiavgift.

• Inntektsfradrag for gaver til visse frivillige organisasjoner.

I avsnitt 5.3 er det gitt en nærmere omtale av beskatningen av petroleumsvirksomheten, bl.a. i lys av innspill fra oljeindustrien.

5.2 Enkelte skatte- og avgiftspolitiske spørsmål

5.2.1 El-avgift for næringsvirksomhet

Innledning

Som omtalt i St.prp. nr. 1 (2003-2004) Skatte-, avgifts- og tollvedtak vil EFTAs overvåkningsorgan (ESA) trolig anse industriens tidligere fritak fra el-avgift som ulovlig offentlig støtte. For å redusere risikoen for og størrelsen på et eventuelt tilbakebetalingskrav fra ESA, ble all næringsvirksomhet fritatt fra el-avgiften fra 1. januar 2004. For å dempe økningen i el-forbruket og fortsatt stimulere til overgang til alternative energikilder og vannbåren varme, har Regjeringen varslet at den vil komme tilbake i Revidert nasjonalbudsjett 2004 med et forslag til et nytt avgiftssystem som avgiftslegger deler av el-forbruket i næringsvirksomhet, med sikte på iverksettelse fra 1. juli 2004.

Det forventes at ESA om kort tid fatter et vedtak om et mulig tilbakebetalingskrav for perioden fra 1. januar 2002 til 1. januar 2004.

Regjeringens oppfølging

Finansdepartementet sendte 19. desember 2003 to alternative forslag til el-avgiftssystem for næringsvirksomhet på en kort høring. Den ene modellen var en forenklet versjon av det danske el-avgiftssystemet. Modellen avgiftslegger all bruk av elektrisitet i husholdningene og i foretak for belysning, oppvarming og nedkjøling. Det gjøres unntak dersom slik bruk benyttes i produksjonssammenheng. Ordningen kan likevel medføre økte kostnader for industrien ved at varme (utenom prosess) ilegges full el-avgift. Modellen antas i utgangspunktet ikke å innebære statsstøtte fordi en bestemt bruk av el-kraft blir avgiftsbelagt, men dette er usikkert fordi modellen avviker noe fra den danske ordningen. Det er bl.a. svært usikkert om ESA vil godta at el-kraft som skal fritas, blir beregnet på bakgrunn av sjabloner og ikke ved direkte målinger. Dersom ESA er i tvil mht. om ordningen innebærer støtte, vil ESA åpne formell undersøkelsesprosedyre. Dette vil kunne medføre en saksbehandlingstid på inntil 18 måneder.

Den andre modellen som ble sendt på høring ligner på den norske el-avgiftsordningen som gjaldt fram til årsskiftet, og er tilnærmet lik det el-avgiftssystemet som Sverige har vedtatt å innføre fra 1. juli 2004. Den tilnærmet svenske modellen innebærer at industrien blir pålagt å betale el-avgift tilsvarende minimumssatsen i EUs energiskattedirektiv (0,45 øre pr. kWh). I tillegg kan flere viktige energikrevende industriprosesser fritas fra avgiften. Prosessene er også fritatt etter energiskattedirektivet. Miljøstøtteretningslinjene åpner i tillegg for fritak for andre energiintensive foretak. Slike fritak forutsetter at bedriftene gjennomfører miljøtiltak tilsvarende effekten av avgiftsfritaket, f.eks. gjennom et energieffektiviseringsprogram.

Høringsuttalelser

Av høringsuttalelsene framgår det at flere av instansene i utgangspunktet ønsker å videreføre gjeldende avgiftssystem med fritak for all næringsvirksomhet. På den annen side er flere instanser som f.eks. Bellona, Natur og Ungdom, Norsk Petroleumsinstitutt, Enova, Norsk Bioenergiforening og Norsk Fjernvarmeforening positive til en omlegging av avgiften. De to førstnevnte er for en tilnærmet dansk ordning, mens Enova og Petroleumsinstituttet er for en tilnærmet svensk ordning. Bioenergiforeningen og Fjernvarmeforeningen er i utgangspunktet for en tilnærmet dansk ordning, men er også positive til en svensk ordning dersom administrasjonsbygg i industrien ilegges avgift. Norges Statsbaner, Reiselivsbedriftenes landsforening, Norges Bondelag og noen eiendomsbedrifter er for en tilnærmet dansk løsning, mens PIL og NHO foretrekker den svenske modellen dersom det gjøres nødvendige tilpasninger for treforedlingsindustrien. Også Energibedriftenes landsforening foretrekker en svensk løsning dersom el-avgiftsfritaket for hele næringslivet ikke kan opprettholdes.

Provenyvirkninger av de to modellene

En tilnærmet svensk modell vil gi drøyt 400 mill. kroner mer i avgiftsinntekter pr. år enn en tilnærmet dansk modell som var lagt til grunn i budsjettet for 2004. Innføring av en ordning tilnærmet den svenske vil gi et merproveny på om lag 200 mill. kroner påløpt og om lag 100 mill. kroner bokført i 2004 i forhold til det som er budsjettert.

Regjeringens vurderinger og notifisering til ESA

For å dempe økningen i el-forbruket og fortsatt stimulere til overgang til alternative energikilder og vannbåren varme, har Regjeringen varslet at den fra 1. juli vil innføre et avgiftssystem som avgiftslegger deler av el-forbruket i næringsvirksomhet. Administrative hensyn taler for en tilnærmet svensk modell. En tilnærmet dansk modell vil medføre betydelige avgrensningsproblemer bl.a. fordi det må skilles mellom ulik bruk av elektrisk kraft, jf. omtale i St.prp. nr. 1 (2003-2004) Skatte-, avgifts- og tollvedtak. Den tilnærmet svenske modellen ligner på det norske el-avgiftssystemet slik det var fram til 1. januar 2004. Dette systemet er mulig å innføre som følge av EUs nye energiskattedirektiv. Den tilnærmet svenske modellen innbærer lite byråkrati og få avgrensningsproblemer. En mulig svakhet er at modellen innebærer statsstøtte. Den forutsetter derfor godkjennelse fra ESA. Etter miljøstøtteretningslinjene kan ESA godkjenne ordningen for en periode på inntil 10 år. Dette må imidlertid ses i lys av at det allerede er fastsatt at Miljøstøtteretningslinjene skal revideres om 2-3 år. På den annen side bygger modellen på minstesatsene og fritakene i Energiskattedirektivet, og det er grunn til å anta at dette vil være tilstrekkelig stabilt og forutsigbart for næringslivet.

Etter å ha avveid høringsuttalelsene og vurdert de økonomiske og administrative sidene ved de to ordningene, har Regjeringen notifisert en tilnærmet svensk ordning til ESA, med sikte på iverksettelse fra 1. juli 2004. Notifikasjonen ble sendt til ESA 5. april 2004. Med en behandlingstid på 8-10 uker kan ESA godkjenne ordningen før 1. juli 2004. Sverige har en prosess overfor EU-kommisjonen for å få godkjent sitt el-avgiftssystem, og Norge har en parallell prosess overfor ESA.

Ny avgiftsmodell for næringsvirksomhet

Modellen som er notifisert til ESA, avviker noe fra den tilnærmet svenske modellen som ble sendt på høring ved at administrasjonsbygg i industrien ilegges full el-avgift. Modellen er også svært lik det norske avgiftssystemet som gjaldt fram til 1. januar 2004. EUs energiskattedirektiv som trådte i kraft 1. januar 2004, har gjennom Miljøstøtteretningslinjene åpnet muligheten for å innføre et slikt system.

Modellen som Regjeringen har notifisert til ESA innebærer at næringsvirksomhet utenom industrien og administrasjonsbygg i industrien blir ilagt full el-avgift på 9,67 øre pr. kWh, jf. omtale nedenfor. Dette tilsvarer ordningen som gjaldt fram til årsskiftet. Industrien blir ilagt el-avgift tilsvarende minimumssatsen i EUs energiskattedirektiv (0,45 øre pr. kWh). El-forbruket i flere kraftintensive industriprosesser fritas imidlertid fra avgiften. Det legges opp til at de samme prosessene som kan unntas etter EUs energiskattedirektiv, blir unntatt fra den norske el-avgiften, jf. omtale nedenfor. En avgift på dette forbruket ville i liten grad bidratt til å oppfylle formålet med den nye el-avgiften, dvs. å dempe økningen i el-forbruket og stimulere til overgang til alternative energikilder og vannbåren varme. Den altoverveiende delen av det kraftforbruket som fritas fra el-avgiften, f.eks. til elektrolyse, kan ikke erstattes av alternative energikilder som vannbåren varme.

Prosessene som er fritatt i Energiskattedirektivet, er kjemisk reduksjon, elektrolyse, metallurgiske og mineralogiske prosesser (definert som næringsgruppe 26 andre ikke-metallholdige mineralprodukter). Fritaket for disse prosessene innebærer i praksis at produksjonsprosessene i metallindustrien, sementindustrien og deler av kjemisk råvareindustri blir fritt fra el-avgift.

I utgangspunktet unntar ikke Energiskattedirektivet treforedlingsindustri fra minstesatsene i direktivet. Mulighetene for å frita treforedlingsindustrien fra avgift på linje med de andre energikrevende industriprosessene, vil bli avklart med ESA. Norge har argumentert overfor ESA at dette ikke vil innebære offentlig statsstøtte, fordi en avgift på el-forbruk i treforedling ikke vil bidra til å oppfylle formålet med avgiften. Dersom ESA likevel ikke godtar et slikt fritak, åpner Miljøstøtteretningslinjene for fritak fra minstesatsen på 0,45 øre pr. kWh også for energiintensive bedrifter dersom disse bedriftene gjennomfører miljøtiltak tilsvarende effekten av avgiftsfritaket, f.eks. gjennom et energieffektiviseringsprogram. I regi av Olje og energidepartementet utarbeides det derfor parallelt med ESA-prosessen et program for energieffektivisering, jf. boks 5.1. Programmet må godkjennes av ESA.

Administrasjonsbygg i industrien må minst ilegges minimumssatsen i Energiskattedirektivet. I perioden fra 1. januar 2001 til 1. januar 2004 ble alle administrasjonsbyggene ilagt full el-avgift. Svenskene legger opp til at administrasjonsbygg i industrien ilegges full el-avgift. En slik løsning bygger opp under formålet ved avgiften. Systemet vil dessuten være mer i tråd med intensjonen i Energiskattedirektivet som avgiftslegger all strøm som ikke brukes i bestemte prosesser. En løsning mest mulig lik den svenske vil i tillegg trolig øke sannsynligheten for ESAs godkjennelse. I notifikasjonen er det derfor lagt opp til at ordningen hvor industrien betaler ordinær sats på el-forbruk i administrasjonsbygg videreføres.

Det legges i stor grad opp til å videreføre fritakene som gjaldt i avgiftssystemet som eksisterte fram til årsskiftet. Både fritaket for veksthusnæringene og husholdningenes fritak fra el-avgift i Nord-Troms og Finnmark blir videreført. Fritaket for el-avgiften for næringsvirksomhet i tiltakssonen i Nord-Troms og Finnmark faller inn under statsstøttebegrepet i EØS-avtalen og kan ikke opprettholdes. Miljøstøtteretningslinjene åpner imidlertid for at næringsvirksomhet i tiltakssonen kan betale minimumssatsen i EUs energiskattedirektiv (0,45 øre pr. kWh). Denne løsningen er notifisert ESA for godkjennelse. I tillegg vil regelverket for bagatellmessig støtte bli utnyttet i dette området. Det er dermed grunn til å tro at de aller fleste foretakene i tiltakssonen blir fritatt fra el-avgift gjennom dette systemet.

Husholdningssektoren berøres ikke av omleggingen, og ilegges fortsatt full avgift.

5.2.2 Regional differensiert arbeidsgiveravgift

Det nye regelverket for den regionale differensieringen av arbeidsgiveravgiften, som ble vedtatt i forbindelse med budsjettet for 2004, innebærer at nullsatsen for arbeidsgiveravgift i Finnmark og Nord-Troms ble opprettholdt, og at satsene som gjaldt i 2003, ble videreført for fiskeri- og landbrukssektoren. For det øvrige næringslivet, med unntak av transportsektoren, ble satsene som gjaldt i 2003 videreført innenfor den vedtatte fribeløpsgrensen. I avgiftssonene 3 og 4 ble det innført overgangssatser for foretak som ikke fullt ut skjermes av fribeløpsordningen. Overgangsordningen, som er godkjent av ESA, innebærer en gradvis opptrapping av satsene i sonene 3 og 4 fram til 2007. Den økte skatteinntekten som følger av omleggingen av avgiftssystemet, blir i sin helhet tilbakeført til distriktene gjennom bevilgninger til kompensasjonstiltak over statsbudsjettets utgiftsside.

I mars 2004 foreslo EU-kommisjonen at også transportsektoren skal omfattes av regelverket for bagatellmessig støtte. Forslaget er ikke endelig vedtatt. Gruppeunntaket for bagatellmessig støtte er gitt i en kommisjonsforordning. Innlemmelse i EØS-avtalen av en eventuell endring i dette regelverket skjer ved vedtak i EØS-komiteen etter at Kommisjonens vedtak er fattet.

Støtte som faller inn under EØS-avtalens regelverk for bagatellmessig støtte, trenger ikke ESAs godkjennelse før den innføres. Det er ønskelig at norske transportbedrifter skal likebehandles med andre næringer innenfor systemet med differensiert arbeidsgiveravgift. Regjeringen legger derfor opp til å fremme et forslag til Stortinget når EUs vedtak foreligger, om å innlemme transportsektoren blant de foretak som har rett til nedsatt arbeidsgiveravgift innenfor fribeløpet.

Den 23. april 2004 sendte Regjeringen en notifikasjon til ESA av en ordning med nedsatte regionale avgiftssatser for ikke-konkurranseutsatte bransjer. Notifikasjonen er en oppfølging av en anmodning vedtatt av Stortinget i forbindelse med behandlingen av statsbudsjettet for 2004. Notifikasjonen er basert på en rapport utarbeidet av ECON Analyse i samarbeid med advokatfirmaet Schjødt. Regjeringen har valgt å legge rapportens vurderinger og konklusjoner til grunn i sin helhet, slik at alle muligheter skal være utprøvd. ESA kan selv foreta en vurdering av om støtte i form av differensiert arbeidsgiveravgift til de enkelte notifiserte sektorene kan påvirke samhandelen mellom EØS-land i henhold til EØS-avtalens artikkel 61.1. Dersom ESA etter en foreløpig undersøkelse ikke kan konstatere at samhandelen vil være upåvirket, er ESA forpliktet til å åpne formell undersøkelsesprosedyre for tvilstilfellene. I tråd med Stortingets anmodningsvedtak legger Regjeringen opp til å fremme eventuelle forslag til endringer i regelverket og bevilgningsvedtaket som følge av ordningen så snart eventuell godkjenning fra ESA foreligger.

Et avgiftsunntak som bare omfatter ikke-konkurranseutsatte bransjer vil favorisere disse på bekostning av mer konkurranseutsatte bransjer. Dette vil kunne skape uheldige konkurranseforhold mellom bedrifter i samme region. En slik forskjellbehandling vil bl.a. gjennom virkningene i arbeidsmarkedet kunne bidra til ytterligere press på lønnsomheten i bransjer som ikke nyter godt av avgiftsfordelen. Virkningen vil kunne bli at distriktene utvikler et næringsliv som i større grad er dominert av skjermet virksomhet. En slik ordning kan også innbære et komplisert regelverk med til dels vanskelig avgrensninger og lede til økte administrasjonskostnader for myndigheter og næringsliv.

ESA behandlet det generelle systemet med differensiert arbeidsgiveravgift etter de gjeldende retningslinjer for regional statsstøtte i EØS. Kommisjonen har nå startet arbeidet med nye retningslinjer for tillatt regional støtte i EU. De nye retningslinjene vil bli gjennomført også i EØS-området. Norge deltar aktivt i dette arbeidet bl.a. med sikte på å oppnå større fleksibilitet i retningslinjene for en ordning med differensiert arbeidsgiveravgift.

5.2.3 Differensiert el-avgift for husholdningene

Utvalget som har vurdert en differensiert el-avgift for husholdningene avga sin rapport til Finansdepartementet 30. mars 2004, jf. NOU 2004: 8 Differensiert el-avgift for husholdningene. Utvalget, som bl.a. hadde representanter fra forbrukerinteresser, energiforsyningen og miljøbevegelsen, kom til en enstemmig anbefaling om å frarå at det innføres en differensiert el-avgift.

Selv om en differensiering basert på forbruk, med høyere avgift for høyt forbruk enn for lavt forbruk, kan redusere elektrisitetsforbruket og motvirke uheldige fordelingsvirkninger av en avgiftsøkning innenfor dagens avgiftssystem, mener utvalget at disse målsettingene kan realiseres mer effektivt og mer hensiktsmessig ved at en avgiftsøkning innenfor dagens avgiftssystem kombineres med direkte fordelingspolitiske virkemidler (f.eks. barnetrygd, minstefradrag, minstepensjon og bostøtte).

Det lå ikke innenfor utvalgets mandat å vurdere nivået på el-avgiften. Utvalget viser imidlertid til at dersom det er ønskelig å øke el-avgiften for å oppnå redusert el-forbruk, vil en økning av avgiften innenfor dagens avgiftssystem som omfatter alt el-forbruk i husholdningene (utenom tiltakssonen), føre til en sterkere reduksjon i elektrisitetsforbruket og mer kostnadseffektive sparetiltak enn en differensiering av avgiften. Dersom det er ønskelig å motvirke uheldige fordelingsvirkninger av en økning i el-avgiften innenfor dagens avgiftssystem, vil bruk av direkte fordelingspolitiske virkemidler gi en bedre skjerming av husholdninger med lav inntekt som har et høyt elektrisitetsforbruk enn en differensiering av avgiften. I tillegg unngås de ekstra administrative kostnadene som en differensiert el-avgift vil medføre.

Utvalget har også foretatt en bredere vurdering av mulige argumenter for differensiering, f.eks. ut fra formål om å begrense forbrukstopper og å begrense forbruket i særskilte anvendelser som oppvarming eller el-forbruk i hytter. Bakgrunnen for dette er bl.a. at installering av mer avansert måleutstyr med toveiskommunikasjon over tid vil gi større muligheter til å differensiere el-avgiften. Utvalget mener at det ikke er ønskelig å differensiere el-avgiften ut fra særskilte anvendelser. Dette skyldes at den økonomiske gevinsten ved strømsparing bør være den samme i alle anvendelser og at ønsket om større differensiering av sluttbrukerprisen bedre kan ivaretas gjennom differensiering av kraftpris og nettleie.

Finansdepartementet har sendt rapporten på 3 måneders høring, og vil komme tilbake til saken når høringsuttalelsene foreligger.

5.2.4 Merverdiavgiftskompensasjon for helseforetak

Bakgrunn og problemstilling

Helsetjenester er unntatt fra merverdiavgiftsplikt. Virksomheter som produserer helsetjenester, som for eksempel de statlige helseforetakene, har dermed ikke fradragsrett for merverdiavgift på anskaffelser til bruk i virksomheten. Merverdiavgiften gir dermed motiv til at helseforetakene produserer støttetjenester som renhold vask og vedlikehold mv. med egne ansatte (uten merverdiavgift) framfor å kjøpe dem fra private underleverandører (med merverdiavgift). Dette gjør det vanskelig for private underleverandører å konkurrere med egenproduksjon av tjenester i helseforetakene.

Denne problemstillingen gjelder i prinsippet alle virksomheter som er utenfor merverdiavgiftsområdet, herunder også kommunal og statlig forvaltning. Med virkning fra 1. januar 2004 ble det innført en generell ordning med merverdiavgiftkompensasjon for kommunesektoren. Regjeringen har tidligere varslet at den ville komme tilbake med forslag til en ordning som nøytraliserer merverdiavgiften for statsforvaltningen fra 2006. I Revidert nasjonalbudsjett 2003 er det bl.a. uttalt følgende:

«Finansdepartementet har lagt til grunn at en ordning som nøytraliserer merverdiavgiften for statsforvaltningen, i utgangspunktet bør begrenses til ordinære forvaltningsorganer som rapporterer til statsregnskapet. Dermed vil bl.a. ikke helseforetak omfattes. De helseforetakene som tidligere var kommunale og fylkeskommunale, var omfattet av den eksisterende kompensasjonsordningen for kommuner og fylkeskommuner. Disse får dermed ikke lenger kompensasjon for merverdiavgift på anskaffelser av tjenestene vaskeri og renseri og tjenester som gjelder bygg og anlegg. Dette har medført at private tilbydere som tidligere opererte på dette markedet, har fått vanskeligheter med å få innpass på bl.a. vaskeritjenester for helseforetakene. Finansdepartementet vil derfor vurdere en særordning for helseforetakene.»

Organisering og finansiering av spesialisthelsetjenesten

Ansvaret for spesialisthelsetjenesten ble fra 1. januar 2002 overført fra fylkeskommunene til staten. Samtidig ble virksomhetene innen spesialisthelsetjenesten organisert i foretak istedenfor som forvaltningsorganer, jf. lov 15. juni 2001 nr. 93 om helseforetak m.m. (helseforetaksloven).

Det er opprettet fem regionale helseforetak som eies av staten. De regionale helseforetakene skal sørge for at befolkningen i sin helseregion tilbys spesialisthelsetjenester. Sykehusene er organisert som helseforetak og eies av ett regionalt helseforetak. Regionale helseforetak kan la helseforetakene yte spesialisthelsetjenestene eller inngå avtaler med andre, for eksempel private og ideelle virksomheter. Både regionale helseforetak og helseforetak er selvstendige rettssubjekter.

I henhold til spesialisthelsetjenesteloven skal de regionale helseforetakene sørge for at personer med fast bopel eller oppholdssted innen helseregionen tilbys de nødvendige spesialisthelsetjenester i og utenfor institusjon. De regionale helseforetakene finansieres av staten gjennom basisbevilgninger og aktivitetsbaserte bevilgninger tilknyttet innsatsstyrt finansiering (ISF) og refusjoner for poliklinisk virksomhet ved sykehus. Samlet utgjorde bevilgningene til helseforetakene om lag 55 mrd. kroner i 2003.

Foreløpige vurderinger

Siden 1. mai 1995 har det eksistert en ordning med kompensasjon for merverdiavgift for kommunesektoren. Ordningen var fram til siste årsskifte begrenset til å omfatte kommunesektorens anskaffelser av tjenester som gjelder vask og rens av tekstiler, renhold samt arbeid på bygg og anlegg og annen fast eiendom. Da spesialisthelsetjenesten ble overtatt av staten fra 1.1.2002, falt helseforetakene som tidligere var fylkeskommunale, ut av den eksisterende kompensasjonsordningen for kommuner og fylkeskommuner. Disse helseforetakene har dermed ikke lenger fått kompensasjon for merverdiavgift på anskaffelser av tjenestene vaskeri og renseri og tjenester som gjelder bygg og anlegg. Dette har medført at private tilbydere som tidligere opererte på dette markedet, har fått vanskeligheter med å få innpass på bl.a. vaskeritjenester for helseforetakene. Det er ønskelig at private aktører kan konkurrere på like vilkår i forhold til merverdiavgiften, og Regjeringen tar sikte på å innføre en ordning med kompensasjon for merverdiavgift for helseforetakene. Utformingen av en slik ordning må imidlertid vurderes nærmere.

En generell kompensasjonsordning for all merverdiavgift for statlige helseforetak kan ifølge foreløpige beregninger reduserer helseforetakenes kostnader med drøyt 3 mrd. kroner. Anslaget er usikkert og vil bli vurdert nærmere. Siden det må forutsettes at en slik ordning skal være provenynøytral for staten, må det vurderes hvordan beløpet skal trekkes inn igjen ved reduksjon i overføringene til helseforetakene.

Nye konkurransevridninger

Innføring av kompensasjon for merverdiavgift for helseforetak gjør at merverdiavgiften blir nøytral i forholdet mellom helseforetakenes innkjøp av tjenester fra andre og produksjon internt. Innføringen av en kompensasjonsordning for statlige helseforetak kan imidlertid skape nye konkurransevridninger. Dette gjelder i første rekke private aktører som produserer helsetjenester i konkurranse med helseforetakene. De private aktørene er også utenfor merverdiavgiftssystemet og har dermed ikke fradragsrett for merverdiavgift på anskaffelser. En kompensasjonsordning for statlige helseforetak kan derfor innebære konkurransevridning i disfavør av private helseinstitusjoner. Eksempelvis vil de regionale helseforetakene, som står overfor valget mellom å kjøpe en spesialisthelsetjeneste fra et privat sykehus eller eget helseforetak, kunne velge å kjøpe fra eget helseforetak. Dette vil gjelde selv om tjenesten ellers er identisk, og skyldes at helseforetaket får kompensert for utgiften til merverdiavgift, og dermed kan produsere tjenesten med lavere kostnader.

Finansdepartementet har mottatt henvendelser fra enkelte private produsenter av helsetjenester som advarer mot å innføre en kompensasjonsordning for statlige helseforetak. Det pekes på at dette vil skape en uheldig konkurransesituasjon for private produsenter av helsetjenester. I arbeidet med en kompensasjonsordning for helseforetakene må forholdet til private helseinstitusjoner vurderes nærmere. Innenfor somatikk finnes private og ideelle sykehus som konkurrerer med helseforetak. Private laboratorier og røntgeninstitutter er også i konkurranse med helseforetakene. Tilsvarende kan også gjelde innenfor rusområdet hvor det er flere private og ideelle virksomheter.

Prosessen videre

Det må vurderes nærmere om en ordning for statlige helseforetak også bør omfatte private og ideelle virksomheter som produserer tilsvarende helsetjenester som helseforetakene iht. spesialisthelsetjenesteloven. Det må i så fall være en forutsetning at også slike virksomheter kan trekkes i overføringer på tilsvarende måte som statlige helseforetak. Omfanget av trekket kan være vanskelig å beregne, og det må eventuelt vurderes nærmere hvordan dette skal gjøres. Private institusjoner på de fleste områdene innen spesialisthelsetjenesten mottar driftstilskudd fra regionale helseforetak og aktivitetsbaserte tilskudd via regionale helseforetak og/eller fra Rikstrygdeverket. Trekket kan derfor gjennomføres ved å redusere driftstilskudd fra regionale helseforetak eller reduksjoner i aktivitetsbaserte tilskudd via regionale helseforetak eller fra Rikstrygdeverket.

Det må også vurderes nærmere om en kompensasjonsordning skal gjøres generell for all merverdiavgift på innkjøp for helseforetakene, eller om ordningen skal begrenses, f.eks. til kun å omfatte merverdiavgift på enkelte tjenester hvor det er særlig aktuelt med private underleverandører. Dette kan for eksempel være tjenester som renhold og vask- og renseri. Det kan imidlertid være vanskelig å komme fram til de tjenestene der egenproduksjon i helseforetakene er i konkurranse med private underleverandører. Konkurranseflatene kan også endre seg over tid, og det kan gjøre at en begrenset ordning ikke blir robust. En generell ordning vil være enklere å administrere enn en begrenset ordning, siden den gjelder alle avgiftsbelagte anskaffelser. En begrenset ordning vil bl.a. innebære at det må lages administrative rutiner som gjør at en kan skille kompensasjonsberettigede anskaffelser fra de øvrige anskaffelsene som ikke er kompensasjonsberettiget. Hvis en begrenset ordning gjøres gjeldende for statlige helseforetak, vil ordningen i mindre grad enn en generell kompensasjonsordning medføre nye konkurransevridninger i disfavør av private produsenter av helsetjenester.

Finansdepartementet vil sammen med Helsedepartementet fram mot framleggelsen av budsjettet for 2005 arbeide videre med å konkretisere et forslag til en kompensasjonsordning med sikte på innføring fra 1. januar 2005.

5.2.5 Svovelfritt drivstoff

I mars 2003 vedtok Europaparlamentet og Rådet direktiv 2003/17/EF om kvalitet på bensin og autodiesel. Direktivet endrer direktiv 98/70/EF, som er innlemmet i EØS-avtalen og gjennomført i norsk regelverk. Direktivets formål er bl.a. å redusere svovelinnholdet i bensin og autodiesel. Dette vil bidra til å bedre den lokale luftkvaliteten og sikre full utnyttelse av ny og mer miljøvennlig kjøretøyteknologi. Svovelfritt drivstoff øker også effekten av etterrensingsutstyr på busser og tyngre kjøretøy. Direktivet stiller bl.a. krav til innføring av bensin og autodiesel med maksimalt svovelinnhold på 10 ppm (0,001 pst. svovel), såkalt svovelfritt drivstoff. I direktivet forutsettes det at svovelfritt drivstoff skal gjøres «geografisk balansert» tilgjengelig på markedet fra 1. januar 2005, og fra 1. januar 2009 skal kun slikt drivstoff markedsføres. Nærmere definering av begrepet «geografisk balansert tilgjengelighet» gis ikke i direktivet. EU-direktivet oppfordrer statene til å ta i bruk økonomiske incentiver for å fase inn svovelfritt drivstoff. Flere land har også valgt å benytte seg av differensierte avgifter for å sikre innføring av svovelfritt drivstoff, f.eks. Tyskland, Sverige og Storbritannia.

Myndighetene har særlig vurdert fire alternative måter å gjennomføre direktivet på. De to første alternativene knytter seg til at noen typer drivstoff skal være svovelfrie i geografisk avgrensede tiltaksområder (6 byområder). Det tredje alternativet er å stille krav om at alt drivstoff skal være svovelfritt allerede fra 2005, mens det siste alternativet baseres på bruk av avgiftsincentiv for innføring av svovelfritt drivstoff.

Beregninger av nytte og kostnad ved de ulike alternativene tyder på at for alternativene med detaljregulering av geografisk avgrensede tiltaksregioner, er nytten om lag lik kostnaden. Ved full innføring av svovelfritt drivstoff over hele landet, vil kostnadene ifølge disse beregningene overstige nytten under de valgte forutsetninger. Det understrekes at det knytter seg stor usikkerhet til både kostnads- og nytteberegningene.

Disse alternativene ble i mars forelagt Norsk Petroleumsinstitutt (NP), Toll- og avgiftsdirektoratet (TAD) og Konkurransetilsynet (KT). I sine kommentarer peker både KT og NP på at de to alternativene med detaljregulering vil kunne være uheldige ut fra en konkurransemessig vurdering. Fjerning av svovel i drivstoff fører til økte produktkostnader, og en konsekvens kan være at drivstoffet blir dyrere innenfor tiltaksområdene enn utenfor. Dette vil gi en konkurransevridning mellom ulike bensinforhandlere i randsonene. Regulert geografisk avgrensning vil videre føre til økte distribusjons- og logistikkostnader, noe som kan føre til økt koordinering og samarbeid selskapene imellom. KT påpeker at dette vil kunne være uheldig i forhold til konkurransereglene. NP mener i tillegg at de skisserte alternativene med detaljregulering ikke vil oppfylle EUs krav om balansert tilgjengelighet, og at doble sett med drivstoffkvaliteter vil medføre forvirring blant forbrukerne. I tillegg vil disse alternativene kreve investeringer i infrastruktur som det tar omtrent ett år å ferdigstille. Når det gjelder de to alternativene for full innfasing, framstår disse som like ut fra en konkurransemessig vurdering. KT påpeker at det kan være samfunnsøkonomiske effektivitetsforskjeller på de to alternativene, ettersom et avgiftsincentiv vil gi aktørene større handlingsrom ved innfasingen. NP påpeker at et generelt pålegg om landsomfattende distribusjon kan gi mindre forsyningsfleksibilitet og høyere samfunnsmessige kostnader enn om det blir gitt et avgiftsincentiv. TAD bemerket at et eventuelt avgiftsincentiv ikke vil gi ekstra belastninger av betydning for Tollvesenet.

En rettslig vurdering av direktivet viser at det er problematisk å stille krav om at alt drivstoff skal være svovelfritt allerede fra 2005. Direktivet kan vanskelig hevdes å tillate forbud mot tradisjonelt drivstoff i utfasingsperioden, dvs. fra 2005 til 2009. Direktivet tillater imidlertid at et påbud kan innføres i bestemte områder av et land dersom det er nødvendig ut fra miljøhensyn. ESA må i så fall først godkjenne et slikt påbud.

Finansdepartementet og Miljøverndepartementet har tidligere vurdert spørsmålet om ytterligere differensiering av drivstoffavgiftene på basis av svovelinnhold. Blant annet på grunn av stor usikkerhet knyttet til provenyberegningene og beregninger som har vist at dette ikke har vært samfunnsøkonomisk lønnsomt, er dette ikke blitt foreslått. Vurderingene foretatt for årene 2003 og 2004 gjaldt imidlertid en forsering av direktivets krav, mens for 2005 vil et eventuelt avgiftsincentiv relatere seg til gjennomføring av direktivet. Regjeringen vil komme tilbake i budsjettet for 2005 med et forslag til hvordan svovelfritt drivstoff skal gjøres tilgjengelig på det norske markedet i tråd med direktivet.

5.2.6 Taxfree ved ankomst

I Budsjett-innst. S. nr. 1 (2003-2004) ba Stortinget om at Regjeringen kom tilbake i Revidert nasjonalbudsjett med en vurdering av, og eventuelt forslag til, endring av regelverket for taxfree-salg som kan åpne for ankomstsalg på flyplass. I innstillingen er det vist til at formålet vil være å øke salget ved norske flyplasser på bekostning av utenlandske flyplasser og således styrke flyplassenes økonomi.

Forslaget forutsetter endringer av merverdiavgiftsloven, tolltariffens innledende bestemmelser og reisegodsforskriften. Det er videre et spørsmål om forslaget forutsetter endring/oppsigelse av Overenskomst 26. mars 1980 om beskatning av reisegods i reisendetrafikken mellom Danmark, Finland, Norge og Sverige, samt om avgiftsfritt salg på flyplass i disse land. Det vises til at formålet med overenskomsten bl.a. er å hindre konkurransevridning mellom landene.

Ankomstsalg vil medføre behov for noe ombygging på flyplassene, bl.a. i forhold til tilrettelegging av tollkontrollen. Eventuelle investeringer knyttet til dette vil måtte bekostes av flyplassene.

Ankomstsalg vil bidra til å gjøre taxfree-handel lettere tilgjengelig og mer bekvem. Det er grunn til å forvente at de reisende i noe større grad vil utnytte sine avgiftsfrie innførselskvoter. Økt avgiftsfri innførsel kan bidra til noe lavere avgiftsbelagt omsetning innenlandsk av bl.a. alkohol og tobakk. Denne virkningen er trolig liten, slik at de samlede provenyvirkningene av forslaget er små.

Regjeringen arbeider videre med saken. Det vil bli igangsett en prosess for å konsultere Danmark, Finland og Sverige om forståelsen av den nordiske overenskomsten. Regjeringen vil etter avsluttet konsultasjon komme tilbake til saken i budsjettet for 2005.

5.2.7 Saksbehandlingstiden for klager til Klagenemnda for merverdiavgift

Kontroll- og konstitusjonskomiteen har i Innst. S. nr. 58 (2001-2002) merknader vedrørende saksbehandlingstiden for klagesaker om merverdiavgift og investeringsavgift. Bakgrunn for innstillingen er Riksrevisjonens undersøkelse av saksbehandlingstider for klagesaker vedrørende merverdiavgift og investeringsavgift, jf. Dokument nr. 3:11 (2000-2001).

På bakgrunn av Riksrevisjonens rapport og ovennevnte innstilling har Skattedirektoratet utarbeidet en handlingsplan med nødvendige tiltak for å redusere samlet saksbehandlingstid for klager til Klagenemnda. I handlingsplanen av 10. april 2002 er kravet til saksbehandlingstid presisert dit hen at behandlingstiden skal være maksimalt seks måneder for 90 prosent av klagesakene.

Skattedirektoratet har avgitt kvartalsvise rapporter til Finansdepartementet om framdriften i arbeidet med å redusere saksbehandlingstiden. Målet om maksimalt seks måneders saksbehandlingstid for 90 prosent av klagesakene ble nådd ved årsskiftet 2003/2004. Departementet anser dette som et akseptabelt nivå for saksbehandlingstiden for klager til Klagenemnda, og har overfor direktoratet påpekt viktigheten av at nivået opprettholdes.

5.2.8 Inntektsfradrag for gaver til visse frivillige organisasjoner

I Innst. O. nr. 20 (2003-2004) kapittel 3 uttalte representantene fra H, V og KrF i forbindelse med at Den norske kirke kom inn under fradragsordningen, følgende:

«Etter disse medlemmers oppfatning er det også viktig at ordningen har en utforming som er minimalt byråkratisk og maksimalt rettferdig og treffsikker. På denne bakgrunn, og for å sikre en mest mulig lik behandling av Den norske kirke og andre trossamfunn, ber disse medlemmer Regjeringen, i Revidert nasjonalbudsjett 2004, om å komme tilbake med en vurdering av praktiske ordninger for trossamfunn som er godkjent etter Lov om trudomssamfunn, som mottakere av gaver med skattefradrag, og som samtidig ikke bryter med skattelovgivningen.»

Det gis fradrag i inntekt med inntil 6000 kroner for pengegave til organisasjon som har sete i riket, som ikke har erverv til formål og som driver virksomhet innenfor visse godkjente formål, herunder «religiøs eller annen livsynsrettet virksomhet» og som har nasjonalt omfang 1. januar i det år gaven gis, jf. skatteloven § 6-50. Det stilles et minstekrav til formell/organisatorisk binding mellom de enkelte underorganisasjoner før de som kollektiv kan regnes å ha nasjonalt omfang. Når en organisasjon etablerer et sentralt ledd som har et vedtektsbestemt formål og underorganisasjonene er bundet av dette formålet, oppstår det en tilstrekkelig binding slik at organisasjonens samlede virksomhet kan vurderes opp mot kriteriet nasjonalt omfang, jf. Finansdepartementets skattelovforskrift § 6-50-2.

En rekke trossamfunn har ikke nasjonalt omfang og er ikke tilknyttet en sentralorganisasjon som beskrevet over. Slike trossamfunn faller derfor utenfor dagens fradragsordning. Disse trossamfunnene utgjør en viktig del av det religiøse mangfoldet. Hensynet til religionsfriheten taler for at slike trossamfunn likestilles med trossamfunn som har nasjonalt omfang. Regjeringen mener derfor disse trossamfunnene også bør kunne motta gaver under fradragsordningen. Det samme må gjelde ikke-religiøse livssynsorganisasjoner.

For å unngå at ligningsmyndighetene må forholde seg til mange og små organisasjoner, tar Regjeringen sikte på at frittstående organisasjoner, menigheter el. gis anledning til å etablere en felles nasjonal registreringsenhet for administreringen av gavefradragsordningen. Det må utredes nærmere regler for innrapportering av gaver, regnskap, revisjon og øvrige krav til en slik registreringsenhet. Regjeringen vil komme tilbake til dette i forbindelse med budsjettet for 2005.

5.3 Petroleumsbeskatningen

I forbindelse med St. meld. nr. 38 (2001-2002), jf. Innst. S. nr. 87 (2002-2003), uttrykte et flertall i Energi- og miljøkomiteen at så vel «haleproduksjon» som utnyttelse av mindre felt vil kreve justeringer av rammebetingelsene, blant annet vurdering av skattetilpasninger. Stortinget behandlet sist vår et forslag som ba Regjeringen om å fremme forslag om petroleumsbeskatning så raskt som mulig etter at oljeindustriens skattearbeid var kjent, jf. Dokument nr. 8:79 (2002-2003) og Innst. S. nr. 198 (2002-2003). Som omtalt i brev til Stortingets finanskomite av 26. mars 2003 kommer Regjeringen nå tilbake med en vurdering av oljeindustriens forslag.

Oljeindustrien har gjennom fjoråret vurdert utfordringene for petroleumsvirksomheten. I august i fjor la den fram en aktivitetsrapport og en skatterapport. I mars i år la oljeindustrien fram en kostnadsrapport. Innspillene i alle rapportene er vurdert av departementene. Innspillene fra aktivitets- og kostnadsrapporten har inngått i Olje- og energidepartementets arbeid med stortingsmeldingen om petroleumsvirksomheten, jf. St. meld. nr. 38 (2003-2004). Finansdepartementet gir i dette kapitlet en vurdering av oljeindustriens skatteforslag. I tillegg omtales noen forslag til justeringer i skattevilkårene, jf. avsnitt 5.3.4.2

Begrunnelsen for petroleumsskattesystemet er den ekstraordinære avkastningen som knytter seg til utvinning av ressursene. Skattesystemet må ses i sammenheng med at oljeselskapene vederlagsfritt får adgang til å utnytte en verdifull, begrenset ressurs. Ressursene på norsk sokkel er fellesskapets eiendom og gir viktige bidrag til finansieringen av velferdssamfunnet. Inntektene fra petroleumsvirksomheten er viktige for den langsiktige finansieringen av velferdssamfunnet. Videre er høyere beskatning i sektorer med ekstraordinær avkastning å foretrekke framfor økt bruk av vridende skatteformer i andre sektorer, fordi det gir mindre samfunnsøkonomisk tap. Høyere beskatning av ekstraordinær avkastning vil i liten grad påvirke aktørenes tilpasning dersom den høyere beskatningen er utformet på en nøytral måte. Når det er ekstraordinær avkastning slik som i petroleumssektoren, er det mulig å forene hensynet om betydelige inntekter til fellesskapet med hensynet til tilstrekkelig lønnsomhet etter skatt for selskapene.

Oljeindustrien har to hovedforslag til skattetiltak: Redusert særskatt for nye utbygginger og leting etter nye funn, og et produksjonsfradrag for økt produksjon på eksisterende felt. Disse tiltakene vil ifølge oljeindustrien stimulere til økt aktivitet særlig ved leting og utbygging av mindre funn og prosjekter med svak lønnsomhet. Oljeindustriens forslag er omtalt i avsnitt 5.3.1.

Departementet har vurdert oljeindustriens forslag, jf. avsnitt 5.3.3. Etter departementets vurdering vil oljeindustriens forslag ikke ha en vesentlig effekt på leting eller utbygging av lønnsomme ressurser, men medføre fare for at ulønnsomme tilleggsinvesteringer og prosjekter gjennomføres. Videre vil oljeindustriens forslag medføre betydelig provenytap for staten. Det skyldes at store verdier vil overføres fra staten til selskapene for prosjekter med høy lønnsomhet som uansett ville realiseres.

Dagens petroleumsskattesystem er relativt nøytralt utformet. Letekostnader utgiftsføres direkte, uavhengig av leteresultatet. Prosjekter med marginal og moderat lønnsomhet på sokkelen står overfor lavere skattebelastning enn om det samme prosjektet kun sto overfor ordinær landbeskatning. Dette skyldes hurtige avskrivninger, friinntekt og rentefradrag i særskattegrunnlaget. Det er bare for investeringer med ekstraordinær avkastning at petroleumsbeskatningen gir høyere beskatning enn det ordinære landskatteregimet. Når petroleumsskattesystemet er relativt nøytralt utformet, er det vanskelig å gi vesentlige lettelser i skattegrunnlaget uten at skattesystemet stimulerer ulønnsom aktivitet. En reduksjon av særskattesatsen medfører ikke slike vridningsproblemer, men gir et stort provenytap fordi staten oppgir sin høye andel i prosjekter med ekstraordinær avkastning.

Grunnlaget for en fortsatt lønnsom petroleumsvirksomhet er at vi utnytter ressursene på en effektiv måte. Kostnadsreduksjoner, teknologiutvikling, stabil tilgang til nytt leteareal og økt konkurranse blant aktørene er de viktigste virkemidlene for effektiv utnyttelse av ressursene. Flere prosjekter kan da bli lønnsomme både før og etter skatt. Disse utfordringene er nærmere omtalt i stortingsmeldingen om petroleumsvirksomhet, jf. St. meld. nr. 38 (2003-2004).

5.3.1 Oljeindustriens skatterapport

I august 2003 la oljeindustrien fram rapporten «Norsk petroleumsvirksomhet ved et veiskille - Forslag til skattemessige endringer for økt verdiskaping og aktivitet». Rapporten ble utarbeidet av Kon-Kraft Skatteprosjekt med deltagelse fra oljeselskapene, LO, Teknologibedriftenes Landsforening, Norges Rederiforbund, OLF og Kon-Kraft. Kon-Kraft er et samarbeidsorgan for oljeindustrien og myndighetene med mål om å styrke norsk sokkels konkurranseevne. Myndighetene deltar aktivt i samarbeidet. I skatteprosjektet har imidlertid Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet kun deltatt som observatører i den innledende delen av arbeidet.

I rapporten vises det til at aktivitetsnivået er fallende, plattformer er i ferd med å bli stengt ned, det letes for lite, og funnene er i hovedsak små. Vi har i dag få store funn under vurdering, og investeringene vil falle om få år. Samtidig vises det i rapporten til at norsk sokkel opplever en sterkere konkurranse om oljeselskapenes interesse. Områder i verden som tidligere ikke var tilgjengelige, er nå åpnet for internasjonale oljeselskaper. I Kon-Kraft-rapporten pekes det på at myndighetene må se diskusjonen om endringer i rammebetingelsene i lys av denne utviklingen.

I rapporten pekes det også på at mange mindre funn kun vil være aktuelle å bygge ut dersom de kan knyttes opp til andre felt. På denne måten får en utnyttet infrastrukturen bedre, og de faktiske kostnadene holdes nede. Særlig i Nordsjøen er tid en kritisk faktor, siden mange av installasjonene vil bli stengt ned i årene som kommer. Betydelige petroleumsressurser på norsk sokkel vil, ifølge rapporten, ikke bli realisert hvis denne utviklingen fortsetter. Staten, samfunnet og selskapene vil i så fall gå glipp av vesentlige inntekter. Rask reduksjon i aktiviteten vil kunne gi store negative ringvirkninger for verdiskaping og sysselsetting, lokalt og nasjonalt.

Rapporten peker på at de store utfordringene på norsk sokkel er knyttet til å:

• Øke leteaktiviteten for å finne og utvikle nye felt.

• Utvikle mindre funn, spesielt i tilknytning til eksisterende infrastruktur.

• Øke og forlenge produksjonen fra felt som allerede er i produksjon.

• Bevare en sterk norsk leverandørindustri og petroleumsklynge.

Oljeindustriens forslag til endrede rammebetingelser

Oljeindustrien mener at et høyt norsk skattenivå er en vesentlig årsak til at selskapene ikke finner tilstrekkelig lønnsomhet i mange prosjekter, selv om de er lønnsomme for samfunnet. I rapporten sies det at dagens skattenivå har blitt et synbart hinder for å realisere verdiene på norsk sokkel. Kombinasjonen av lavere forventninger til funn, høyere kostnader, høy skatt, samt økt internasjonal konkurranse om oljeselskapenes investeringer innebærer ifølge rapporten at samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekter i Norge ikke blir gjennomført.

For å stimulere til økt aktivitet på sokkelen foreslås det i Kon-Kraft-rapporten følgende tiltak på skattesiden:

• Det etableres et skille mellom ny og eksisterende petroleumsvirksomhet. Det foreslås ikke noen skattemessige endringer for eksisterende virksomhet.

• For all ny virksomhet anbefales det en reduksjon av særskatten. Konkret foreslås det en reduksjon av særskatten for alle felt med innsendt plan for utbygging og drift (PUD) etter 1.1.2004. Letekostnader relatert til nye prosjekter forutsettes fradragsført etter nye regler fra samme dato.

• I tilfeller der det er vanskelig å avgrense ny og eksisterende virksomhet, innføres det en ordning med volumfradrag for produksjon utover en basislinje ved beregning av særskatt.

• For øvrig anbefales det at hovedtrekkene i dagens skattesystem opprettholdes, inklusive konsolidering mellom eksisterende og nytt petroleumsskatteregime.

• Det legges også til grunn at dagens praksis med en begrenset bruk av SDØE-andeler videreføres for å ivareta statens interesser i særdeles lovende lisenser.

I rapporten er det foretatt beregninger som viser at en halvering av særskatten vil øke antall prospekter man ønsker å bore og igangsette aktivitet på. Ifølge rapporten vil en slik skattereduksjon føre til en vesentlig økning i påviste ressurser, investeringer og aktivitet. I henhold til beregningene som Kon-Kraft har gjennomført, vil en skattemessig endring ikke redusere statens inntekter fra petroleumssektoren. Endringene vil bidra til økte samlede inntekter ved at ressurser som selskapene under dagens system ikke finner tilstrekkelig lønnsomme, vil bli interessante å lete etter og bygge ut. Nedenfor er provenyberegningene gjennomgått mer detaljert.

Provenyberegninger i skatterapporten fra oljeindustrien

Kon-Krafts utforskingsmodell tar utgangspunkt i de prospektene Norsk Hydro har kartlagt på norsk sokkel. Disse prospektene ligger både i områder som er åpnet for letevirksomhet, og i områder som i dag ikke er åpnet. Basert på hvilke leteboringer som har blitt gjennomført de siste årene, er prospektene avgrenset på grunnlag av lønnsomhet, funnsannsynlighet og volum. Modellen indikerer hvor mange ekstra leteprospekter som blir lønnsomme etter en skattereduksjon. Ifølge Kon-Kraft-rapporten vil en halvering av særskatten føre til at antall leteprospekter som blir boret, vil kunne øke med i underkant av 140 pst. i forhold til en situasjon uten skatteendringer.

En økning i antall leteboringer vil med en gitt funnrate resultere i flere funn og etter hvert investeringer på de nye funnene. Over tid vil også produksjonen og inntektene øke. Kon-Kraft mener at statens proveny vil kunne øke som følge av en halvering av særskatten. Tabell 5.1 nedenfor oppsummerer Kon-Krafts provenyberegninger.

Den venstre delen av tabellen viser provenyberegninger med bare kjente funn under vurdering og kjente leteprospekter, og uten såkalte spekulative ressurser. (Kon-Kraft har definert «spekulative ressurser» som differansen mellom Oljedirektoratets ressursanslag for uoppdagede ressurser og de ressursene som følger av de prospektene Norsk Hydro har identifisert.) Provenyeffekten er målt som differansen mellom provenyet når nye prosjekter pga. skattereduksjonene inkluderes, og provenyet når kun prosjekter som uansett vil realiseres uten skatteendringer, tas med. Nåverdiberegningene er gjort for perioden fram til 2033. Tabellen viser at provenyendringen for staten blir positiv bare ved en oljepris på 24 dollar. Ved en diskonteringsrente på 7 pst. er nåverdien av provenyøkningen om lag 15 mrd. kroner. Dersom oljeprisen blir på 18 dollar, vil staten få et provenytap på 15 mrd. kroner.

Dersom en inkluderer de «spekulative ressursene», øker provenyet, jf. høyre del av tabellen. I Kon-Krafts beregninger vil staten i dette tilfellet kunne få økt proveny også ved en oljepris rundt 18 dollar. Provenyøkningen vil i dette tilfellet bli 49 mrd. kroner ved en oljepris på 18 dollar og 7 pst. diskonteringskrav. Det er først ved en oljepris på 12 dollar at staten vil få et provenytap.

Kon-Kraft har etter at rapporten ble lagt fram opplyst at en del av de spekulative ressursene også ville blitt gjennomført ved dagens petroleumsbeskatning. Dersom Kon-Kraft hadde tatt hensyn til dette, ville den positive provenyeffekten for staten når spekulative ressurser inkluderes, ha vært mindre enn det som framkommer i tabell 5.1.

Departementet kan ikke slutte seg til Kon-Krafts provenyanslag. Det er avgjørende for provenyanslaget at en lang rekke nye prosjekter realiseres på grunn av skattelettelsene. Som det framgår av avsnitt 5.3.3, vil Kon-Krafts skatteforslag etter departementets syn ikke ha en vesentlig effekt på leting eller utbygging av lønnsomme ressurser. Departementets provenyberegninger av Kon-Krafts skatteforslag framgår av avsnitt 5.3.3.4.

Avkastningskrav mv.

Kon-Kraft legger i skatterapporten til grunn at oljeselskapene har strengere lønnsomhetskrav ved prosjektbeslutninger enn det tradisjonell økonomisk teori tilsier. Strengere lønnsomhetskrav kan iverksettes ulikt i selskapene. Vanlige justeringsmekanismer kan være (høyere) avkastningskrav, (lavere) prisforutsetninger, (konservative) ressursestimater samt krav om en viss minstestørrelse på overskuddet fra prosjektet. Samlet sett kan dette medføre en betydelig skjerping av lønnsomhetskravene, slik at færre prosjekter vil bli realisert.

Samtidig som Kon-Kraft legger til grunn stramme lønnsomhetskrav for selskapsøkonomi etter skatt, er deres samfunnsøkonomiske analyser før skatt basert på lavere avkastningskrav, og at samfunnet ønsker å realisere alle prosjekter med positiv nåverdi. Forskjellen i beslutningskrav før og etter skatt er avgjørende for Kon-Krafts argumentasjon om at dagens petroleumsskattesystem er et hinder for leting og utbygging av mindre funn, og at mange flere prosjekter ville realiseres ved tiltak på skattesiden.

Legger man til grunn markedsbaserte avkastningskrav som selskapenes långivere og eiere krever av selskapet, konsistens mellom lønnsomhetskrav før og etter skatt, og at alle prosjekter med positiv verdi realiseres, ville også Kon-Krafts analyser vist at skattesystemet ikke hindrer leting eller utbygging av lønnsomme ressurser. Prosjekter som er lønnsomme for samfunnet, vil da også være lønnsomme for selskapene etter skatt.

Materialitet

Oljeindustrien bruker i forbindelse med sin skatterapport begrepet materialitet i mange sammenhenger. Definisjonen av dette begrepet og det økonomiske innholdet er imidlertid ikke helt klart. Materialitetsbegrepet kan gjenspeile at selskapene på kort sikt kan ha knappe ressurser i form av f.eks. ledelse eller særlig kvalifisert personell, uten at den samlede verdien av disse innsatsfaktorene er fullt ut gjenspeilet i lønnskostnader mv. Dette gjør i så fall at selskapene på kort sikt må velge mellom ulike lønnsomme prosjekter uten å ha mulighet til å realisere alle i det tempoet som ellers hadde vært ønskelig. En slik betraktningsmåte er mindre relevant på lang sikt når ressursknappheten kan avhjelpes ved at hvert enkelt selskap kan tilpasse sine ressurser, og nye selskaper kan komme til. Det er videre ingen grunn til at oljeselskaper skal ha større krav til positiv nåverdi enn selskaper i andre bransjer. Verken på sokkelen eller på land er det slik at enhver bedrift umiddelbart søker å investere i alle lønnsomme prosjekter. Petroleumsskattesystemet er utformet slik at for prosjekter med moderat lønnsomhet, vil selskapene sitte igjen med like store eller større verdier etter skatt på sokkelen som for et tilsvarende prosjekt i landskattesystemet. Analysen i avsnitt 5.3.3.1 viser at selskapene normalt står overfor lavere skattebelastning i petroleumsskattesystemet enn i landskattesystemet for prosjekter med en avkastning opp mot 15 pst. Knapphet på ressurser vil derfor normalt ikke ha større betydning for petroleumsprosjekter enn det har i øvrig næringsvirksomhet.

Det er vanlig i alle næringer at selskapene tilpasser seg ulikt og prioriterer ulike virksomhetsområder. Store aktører kan gå etter de største prosjektene/markedssegmentene, mens mindre aktører kan spesialisere seg på små prosjekter og spesialløsninger. Med konkurranse mellom et mangfold av aktører vil dette medføre at alle lønnsomme markedssegmenter blir utnyttet. Norsk sokkel er dominert av noen få store aktører. Dersom disse ikke ønsker å utnytte alle lønnsomme ressurser, vil den mest hensiktsmessige løsningen være å legge til rette for nye aktører slik at en får større mangfold og økt konkurranse. I en slik situasjon vil generelle skattelettelser være lite hensiktsmessige.

En annen forklaring på strenge lønnsomhetsvurderinger kan være at kravene er nødvendige for å stoppe prosjekter der beslutningsgrunnlaget er for optimistisk vurdert. Dette kan være tilfelle om de som forbereder prosjektene i oljeselskaper, har en tendens til å undervurdere kostnadene og overvurdere lønnsomheten av ulike prosjekter. En slik nødvendig strenghet i vurderingen bør ikke motvirkes av skattesystemet. Resultatet ville i så fall blitt at flere ulønnsomme prosjekter slapp gjennom.

Strenge lønnsomhetskrav vil også være hensiktsmessig ved teknologisk fremgang over tid. Positiv nåverdi er i så fall ikke lenger tilstrekkelig til at et prosjekt bør realiseres umiddelbart. Derimot bør prosjektet utvikles slik at nåverdien blir størst mulig. En slik modell kan også forklare hvorfor selskapene på kort sikt ikke ønsker å utvikle alle prosjekter med positiv nåverdi. I slike situasjoner vil også samfunnet være tjent med at prosjektene utvikles videre, og skattesystemet bør derfor ikke justeres.

Selskapenes beslutningsforutsetninger og behov for endringer i skattesystemet

Kon-Kraft skriver i skatterapporten at det er vanskelig å dokumentere at lønnsomme funn ikke blir bygget ut med dagens skattesystem. I Kon-Krafts provenyanalyse legges det også til grunn at alle påviste funn som er i planleggingsfasen, vil bli bygd ut med dagens skattesystem. Myndighetene kan heller ikke påvise konkrete eksempler på lønnsomme funn som ikke blir utviklet på grunn av skattesystemet. Ifølge petroleumsmeldingen, jf. St. meld. nr. 38 (2003-2004), blir de lønnsomme funnene utviklet på en effektiv måte. De siste årene har en også sett eksempler på utvikling av relativt små funn i norsk sammenheng, som Glitne og Skirne. Videre har en sett eksempler på at nye operatører revitaliserer felt med relativt begrensede gjenværende ressurser, som Varg og Gyda. Ekspertutvalget som vurderte petroleumsskattesystemet i 2000, jf. NOU 2000: 18, vurderte også materialitetsbegrepet uten å finne forklaringer som støttet at skattesystemet hindret utbygginger.

I 2001 og 2002 ble det foretatt betydelige nedsalg av SDØE-porteføljen, særlig i mindre prosjekter og for lisenser i letefasen. Dessuten har myndighetene i de senere tildelingsrunder inkludert færre selskaper i hver lisens, samtidig som SDØE-andelene har blitt enda mer målrettet mot prosjekter med høy forventet verdi eller stort ressurspotensial. Myndighetene har dermed gjennom konsesjonspolitikken lagt vekt på å tilby oljeselskapene eierinteresser og tilhørende potensialer av en viss størrelse. Videre har selskapene full frihet til innbyrdes å omsette andeler ved kjøp, salg eller bytte, for dermed å oppnå høyere deltakerandeler i utvalgte lisenser. Sammenlignet med andre regioner, er det relativt lav omsetning av lisensandeler på norsk sokkel selv om selskapene gjennomgående har lave andeler i den enkelte lisens. Dersom selskapene legger stor vekt på at prosjektene må ha en gitt størrelse for å være interessante, burde en sett større aktivitet i kjøp og salg av lisensandeler på norsk sokkel.

Departementets vurdering er at selskapenes beslutningsforutsetninger ikke tilsier at det er behov for å endre petroleumsskattesystemet. Departementet legger i den forbindelse vekt også på at en tilpasning av skattesystemet til særlig høye avkastningskrav eller krav til høy nåverdi vil føre til et ustabilt skattsystem, der selskapene kan oppnå skattelettelser ved å hevde at de legger til grunn særlig strenge beslutningsforutsetninger.

5.3.2 Utviklingen i petroleumssektoren

Leteaktiviteten

Den gjennomsnittlige funnstørrelsen avtar etter hvert som petroleumsprovinser modnes. Dette er en utvikling som antas i sterkere grad å gjelde deler av norsk sokkel. Det er imidlertid fremdeles store uoppdagede ressurser både i de modne områdene og i de lite utforskede umodne områdene på kontinentalsokkelen. Samtidig har leteaktiviteten de senere årene vært lavere enn tidligere år. Kombinasjonen av forventningene om avtagende funnstørrelser, betydelige uoppdagede ressurser og de senere års nedgang i leteaktiviteten, representerer en utfordring for realiseringen av den langsiktige utviklingsbanen. Det er derfor ønskelig å bryte siste års nedadgående trend i antallet letebrønner.

Figur 5.1 viser utviklingen i antall letebrønner (undersøkelses- og avgrensningsbrønner) på norsk sokkel i perioden 1966 til 2003. Figuren viser at antall letebrønner har ligget på et forholdsvis lavt nivå de senere årene. De siste 4 årene har det vært mellom 19 og 34 letebrønner pr. år sammenlignet med et gjennomsnitt siste 10 år på 29 brønner. For 2004 anslår Oljedirektoratet at antall letebrønner vil ligge mellom 20 og 25, dvs. om lag på samme nivå som i 2003.

Kilde: Oljedirektoratet.

Framtidige utbyggingsprosjekter og investeringsutvikling

Det er store variasjoner i lønnsomheten i prosjektene. Ressursanslaget er gjort ut fra en vurdering av økonomisk utvinnbare volumer, og i framskrivningene for petroleumsvirksomheten ligger de ressursene en forventer er lønnsomme. Basert på tallmateriale fra operatørselskapene har Oljedirektoratet analysert lønnsomhetsgrensen for felt i produksjon og prosjekter under utbygging og i planleggingsfasen, jf. figur 5.2. Lønnsomhetsgrensen (balansepris) defineres som den oljepris som både dekker alle investerings- og driftskostnader, samt gir en realavkastning på 7 pst. før skatt på investert kapital. Ved en høyere oljepris enn lønnsomhetsgrensen over produksjonsperioden, vil prosjektet generere ekstraordinær avkastning.

Figur 5.2 viser store variasjoner i prosjektenes lønnsomhet, men de fleste prosjekter i anslagene vil være lønnsomme ved oljepriser i overkant av 100 kroner pr. fat. Dette gjelder både tiltak knyttet til eksisterende felt og funn under vurdering. Ved den beregningstekniske oljeprisen som er lagt til grunn i denne meldingen (140 2004-kroner pr. fat fra 2011), vil de aller fleste kjente prosjekter være lønnsomme å bygge ut, og mange investeringer vil gi betydelig ekstraordinær avkastning. Det er likevel en utfordring å redusere kostnader og øke effektiviteten, slik at enda flere prosjekter i framtiden blir lønnsomme å bygge ut både før og etter skatt.

Kilde: Oljedirektoratets ressursrapport 2003.

Prosjektvurderingene over er gjort på utbyggingstidspunktet og inkluderer derfor ikke letekostnader. Over tid må også letekostnader dekkes inn for at det skal være lønnsomt å lete etter uoppdagede ressurser. Ifølge Oljedirektoratets anslag har de løpende letekostnadene i gjennomsnitt utgjort under ti kroner pr. fat olje og gass som er påvist de siste fem årene. Selv om en stor del av de historiske prosjektene vil være lønnsomme når en også tar med letekostnader, er det klart at kostnadsnivå og forventninger til leteresultater vil ha betydelig innvirkning på leteaktiviteten i årene som kommer. Tiltak for kostnadsrasjonalisering og effektiv letevirksomhet vil ha vesentlig betydning for hvor store lønnsomme ressurser som kan påvises i framtiden, jf. omtale i avsnitt 5.3.4.1.

Figur 5.3 viser utviklingen i investeringene i utvinning og rørtransport siden 1970. Oljeinvesteringene har vært preget av perioder med sterk vekst fulgt av perioder med store fall i investeringene. Det framgår av figuren at vi har hatt fire store investeringstopper, og at vi nå er i ferd med å nå en ny topp i oljeinvesteringene i forbindelse med utbyggingen av Snøhvit og Ormen Lange. De store toppene i oljeinvesteringene er knyttet til utbyggingen av de store feltene og gassinfrastrukturen på norsk sokkel.

Kilde: Kilder: Statistisk sentralbyrå og Finansdepartementet.

Anslagene for oljeinvesteringene framover tilsier at investeringene vil ligge på et høyt nivå de nærmeste årene, men deretter falle markant. Dette skyldes i hovedsak at når utbyggingene av Snøhvit og Ormen Lange er ferdige, er det ikke noen kjente utbyggingsprosjekter av samme størrelse igjen på norsk sokkel. Det er en rekke mindre utbyggingsprosjekter, men mange av disse vil også være satellittfelt som ikke bygges ut med egen plattform, eller økte utvinningstiltak på eksisterende felt.

Fravær av kjente store utbyggingsprosjekter, mindre investeringstunge utbyggingsløsninger og utnyttelse av eksisterende infrastruktur tilsier at oljeinvesteringene vil gå ned fra dagens høye nivå. Investeringer på felt i drift vil utgjøre en større andel av investeringene i tiden framover. På grunn av fordeler ved nærhet til kontinentalsokkelen, har norske bedrifter tradisjonelt hatt en stor andel av slike oppdrag. Hvis dette blir tilfelle også i framtiden, vil virkningen av de fallende oljeinvesteringene på leverandørindustrien være noe mer begrensede enn fallet i investeringsnivå tilsier.

Produksjon

Figuren 5.4 viser utviklingen i produksjonen av olje og gass fram til nå og hvordan produksjonen forventes å utvikle seg framover. I 2003 ble samlet petroleumsproduksjon på 263 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter (Sm³ o.e.), dvs. en vekst på 1,5 pst. i forhold til 2002. Samlet petroleumsproduksjon ventes å være på sitt høyeste i 2008, mens produksjonen av olje nådde sitt toppnivå i 2001. Fra 2001 er det derfor økende salg av gass som har bidratt til at samlet petroleumsproduksjon har økt. Salget av gass antas å vokse fra om lag 76 mrd. standard kubikkmeter gass i 2003 til om lag 120 mrd. standard kubikkmeter omkring 2010.

Kilde: Kilder: Statistisk sentralbyrå og Olje- og energidepartementet.

Kilde: Oljedirektoratet.

Nye aktører

Figur 5.5 viser antall nye/prekvalifiserte aktører på norsk sokkel siden 1987. Fram til 1990 var det en viss tilvekst av nye selskaper på norsk sokkel, men deretter var det en lang periode uten nye selskaper i det hele tatt. Først i 1997 kom det igjen nye aktører inn på norsk sokkel, og bortsett fra i 1998 og 2001 har det deretter kommet til nye selskaper hvert år. Tallene for 2003 viser antall prekvalifiserte selskaper, dvs. at ikke alle disse selskapene faktisk har virksomhet på norsk sokkel. Ordningen med prekvalifisering har bidratt til at det er enklere for nye aktører å etablere seg på norsk sokkel, og flere nye aktører har kommet inn.

I perioden har antallet selskaper (rettighetshavere) blitt redusert. Dette skyldes delvis fusjoner og oppkjøp der flere av de involverte selskapene var rettighetshavere på kontinentalsokkelen og delvis at selskaper har trukket seg ut fra norsk sokkel. Figuren viser derfor ikke netto tilvekst av nye selskaper på sokkelen.

5.3.3 Vurdering av oljeindustriens skatteforslag

5.3.3.1 Egenskaper ved dagens petroleumsskattesystem

I 2000 vurderte et regjeringsoppnevnt ekspertutvalg skattleggingen av petroleumsvirksomhet, jf. NOU 2000: 18. Petroleumsskatteutvalget ble spesielt bedt om å vurdere nøytraliteten i det fiskale systemet. En av utvalgets hovedkonklusjoner var at for selskaper i skatteposisjon, var de investeringsbaserte fradragene for sjenerøse i forhold til et nøytralt skattesystem, med den følge at noen samfunnsøkonomisk ulønnsomme investeringer kunne bli lønnsomme etter skatt. Med investeringsbaserte skattefradrag menes avskrivninger, friinntekt og fradrag for netto finanskostnader. Departementet var enig med Petroleumsskatteutvalget i at de investeringsbaserte fradragene var for høye slik at investeringer som er ulønnsomme før skatt, kan bli lønnsomme etter skatt, jf. Ot. prp. nr. 86 (2000-2001). Finanskomiteens flertall, alle unntatt medlemmene fra Fremskrittspartiet, sluttet seg til departementets generelle merknad, jf. Innst. O. nr. 106 (2000-2001).

For selskaper i skatteposisjon er det ikke gjort vesentlige endringer i skattereglene som vil påvirke lønnsomheten etter skatt for prosjekter på norsk sokkel i forhold til det skattesystemet som Petroleumsskatteutvalget vurderte. Virkningene av de høye investeringsbaserte fradragene kan illustreres for et tenkt leteprospekt som er samfunnsøkonomisk ulønnsomt, jf. figur 5.6.

Kilde: Finansdepartementet.

For nye aktører utenfor skatteposisjon ble det f.o.m. 2002 foretatt skatteendringer for å utjevne de skattemessige ulikhetene mellom selskaper i og utenfor skatteposisjon som Petroleumsskatteutvalget påpekte. Disse endringene har styrket lønnsomheten etter skatt for selskaper utenfor skatteposisjon og sikrer disse om lag tilsvarende fradragsverdier som selskaper i skatteposisjon.

Nøytraliteten i dagens petroleumsskattesystem

Som illustrert i figur 5.6 er dette leteprosjektet ulønnsomt for samfunnet, men har positiv verdi for selskapene etter skatt. Vridningen blir enda tydeligere ved en verdsetting basert på ulikt avkastningskrav for kontantstrømmer med ulik risiko (delkontantstrømsdiskontering). Årsaken til at prosjektet blir lønnsomt etter skatt er at de investeringsbaserte fradragene i form av avskrivninger, friinntekt og netto finanskostnader til sammen gir en for høy fradragsverdi over tid. Det er lite trolig at samfunnsøkonomisk ulønnsomme prosjekter vil bli foreslått på norsk sokkel, bl.a. pga. systemet med godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD). Vridningene kan imidlertid gjøre at kapitalbruken blir for stor i prosjektene. Ressursene som investeres i prosjektene, kan på marginen ha større kostnad enn de inntekter som kommer fra produksjonen. Nye skattefradrag i tillegg til dagens fradrag vil ytterligere forsterke disse vridningene.

Det er i denne beregningen brukt de samme forutsetningene som lå til grunn for NOU 2000: 18. For det første er det forutsatt at normalavkastningen i petroleumsvirksomheten skal beskattes med ordinær skatt på om lag samme måte som prosjekter på land. Dette er nødvendig for at prosjekter på sokkelen og på land skal likebehandles, slik at ressursene fordeles dit avkastningen er høyest for samfunnet. Den ordinære selskapsbeskatningen beskatter hele avkastningen i næringsvirksomhet, både ordinær og ekstraordinær avkastning. Som en følge av dette vil selskapenes avkastningskrav etter skatt være lavere enn avkastningskravet før skatt, for eksempel 10 pst.* (1-0,28)=7,2 pst. nominelt, som lagt til grunn i figur 5.6. For det andre bør en ved verdsettingen ta hensyn til at ulike deler av kontantstrømmen har ulik risiko. Dette innebærer at ulike deler av kontantstrømmen verdsettes med et relevant avkastningskrav ut fra risikoen i de ulike kontantstrømmene (delkontantstrømsdiskontering). I denne sammenheng er det særlig viktig å ta hensyn til at dagens petroleumsskattesystem gir selskapene svært god sikkerhet for framtidige skattefradrag. De framtidige skattefradragene bør derfor verdsettes med et risikofritt avkastningskrav etter ordinær skatt. De øvrige delene av kontantstrømmen som det knytter seg usikkerhet til, må deretter verdsettes med et avkastningskrav som inkluderer den relevante risikoen. En verdsetting basert på delkontantstrømsdiskontering er noe mer krevende i forhold til konsistent bruk av markedsdata, men er likevel viktig når en skal vurdere nøytralitetsegenskapene i petroleumsskattesystemet, jf. illustrasjonen i figur 5.6. Ved høringen av petroleumsskatteutvalgets rapport, ga oljeselskapene uttrykk for at de normalt ikke tar hensyn til ulik risiko i ulike deler av kontantstrømmen ved prosjektvurderinger, men bruker et felles risikojustert avkastningskrav for den samlede kontantstrømmen. I de etterfølgende figurene har departementet derfor valgt å illustrere virkningene ved en samlet diskontering med et felles diskonteringskrav, selv om dette ikke gir en så god verdsetting av lønnsomheten etter skatt som ønskelig. Denne framgangsmåten gir samme kvalitative konklusjoner, men effektene for etter-skatt-verdier ville blitt større ved en delkontantstrømsdiskontering.

Petroleumsbeskatningen sammenliknet med ordinær landbeskatning

Kon-Kraft har i sin rapport fokusert på at grunnrenten er redusert, og at mange framtidige prosjekter bare vil ha ordinær avkastning. Slike prosjekter blir, ifølge Kon-Kraft, i dag hindret av en høy særskatt. Det kan derfor være nyttig å se effektene av dagens petroleumsskattesystem i forhold til en situasjon med bare ordinær selskapsbeskatning med skattevilkår som for vanlig landvirksomhet. I figur 5.7 er dette illustrert ved etter-skatt-verdien for et selskap i skatteposisjon ved tre ulike prosjekter, et ulønnsomt, et moderat lønnsomt og et prosjekt med høy lønnsomhet.

Kilde: Finansdepartementet.

Dersom en først ser på et lite prosjekt med moderat lønnsomhet, jf. de to midterste stolpene, vil dagens petroleumsskattesystem ikke medføre større skattebelastning enn det ordinære landskattesystemet. Særskattegrunnlaget vil være lite på grunn av friinntekt, finansieringsfordel og raske avskrivninger, samtidig som det ordinære skattegrunnlaget vil være lavere enn i landskattesystemet som følge av raskere avskrivninger i petroleumsskatteregimet. Selv om marginalskattesatsen er høyere, blir ikke verdien av betalt skatt større enn for et tilsvarende prosjekt i det ordinære landskatteregimet. For et prosjekt med høy lønnsomhet fremgår det av figuren at selskapets etter-skatt-verdier vil bli lavere ved petroleumsbeskatning enn ved bare ordinær landskatt. Årsaken er at ordinær skatt og særskatt til sammen utgjør en stor del av overskuddet slik at samfunnet sikres en høy del av den ekstraordinære avkastningen utover de kostnadene staten har vært med å dekke gjennom skattesystemet. Selv om petroleumsbeskatningen vil sikre samfunnet en høy del av overskuddet, vil selskapet også sitte igjen med betydelige verdier etter skatt ved en forholdsvis lav skatt på ordinær lønnsomhet og ved at de får en del av den ekstraordinære avkastningen. En tilsvarende fordeling mellom stat og selskap av verdiene i et prosjekt med god lønnsomhet vil også finne sted i tilfeller der prosjektet i ettertid viser seg å bli ulønnsomtetter skatt, jf. de to første stolpene i figuren. I slike tilfeller vil staten gjennom petroleumsskattesystemet ta en høy andel av de negative verdiene slik at selskapene vil komme klart bedre ut etter skatt enn i en situasjon med bare ordinær landskatt.

Dagens petroleumsbeskatning gir svært gunstige skattevilkår for prosjekter med marginal og moderat lønnsomhet, gjennom raske avskrivninger, friinntekt, finansieringsfordel og rentefremføring av underskudd dersom selskapene faller utenfor skatteposisjon. Effekten av skjermingselementene kan variere noe ut fra ulike prosjekters kontantstrømmer, men vil samlet sørge for en betydelig skjerming mot høyere beskatning enn i ordinær landvirksomhet. Friinntekten er det viktigste skjermingselementet, men også raskere avskrivninger og finansieringsfordel ved fradrag for netto finanskostnader mot særskatt er betydelige elementer. For et oljeselskap i skatteposisjon vil petroleumsskatten normalt kun gi høyere skatt for investeringer med mer enn i størrelsesorden 15 pst. avkastning nominelt før skatt dersom det tas hensyn til at de investeringsbaserte fradragene er sikre. For prosjekter med avkastning under dette nivået er petroleumsbeskatningen ikke en byrde for selskapene, men gir tvert imot selskapene høyere verdier enn dersom de sto overfor kun ordinær landbeskatning.

Leteøkonomi vs. prosjektøkonomi

Kon-Kraft har i skatterapporten lagt vesentlig vekt på vurdering av leteøkonomi. Dersom forventet funnstørrelse og funnsannsynlighet faller over tid, vil det bli flere prosjekter som det ikke vil lønne seg å bore etter. Dette vil også gjelde før skatt. Riktige vurderinger av økonomien ved leting blir derfor viktigere over tid. Letekostnader behandles gunstig i Norge, ved at skattesystemet tillater direkte utgiftsføring etter hvert som letekostnadene påløper. Eventuelle underskudd kan framføres med rente, og selskapene har muligheter til å overføre tap ved salg av virksomhet.

Kon-Krafts eksempel på vridningsproblemene for leteprosjekter (Borg Nord) er et resultat av at det brukes høyere avkastningskrav for selskapene etter skatt enn for samfunnet før skatt. Med et markedsbasert avkastningskrav som korrigeres for alminnelig skatt, ville også Kon-Krafts analyse vist at prosjekter som er samfunnsøkonomisk lønnsomme før skatt, har positiv verdi for selskapene etter skatt.

I alle eksemplene i dette avsnittet er letekostnader inkludert, og det fokuseres hovedsakelig på prosjekter med svak eller moderat lønnsomhet. Hovedeffekten av å inkludere letekostnader er at en nedskalerer lønnsomheten av et funn etter at ressursene er påvist. En analyse basert på lønnsomhet på utbyggingstidspunktet vil gi de samme konklusjonene for egenskapene ved petroleumsskattesystemet.

Selskaper utenfor skatteposisjon

I eksemplene i dette avsnittet er det tatt utgangspunkt i et selskap i full skatteposisjon, det vil si et selskap som både betaler ordinær selskapsskatt og særskatt. Dette er i dag situasjonen for de fleste oljeselskapene på norsk sokkel. For nye aktører eller selskaper i en sterk oppbyggingsfase, kan fradragene være større enn inntektene, slik at selskapet faller ut av skatteposisjon for ordinær skatt eller særskatt og må framføre underskudd til senere år. For å utligne forskjellene mellom aktører i og utenfor skatteposisjon, ble det fra 2002 innført ordninger med rente ved framføring av underskudd og friinntekt, og mulighet til å overføre skattemessige underskudd ved salg av virksomhet. Disse ordningene er klart gunstigere enn i landskatteregimet, der det verken gis rente ved framføring av underskudd eller generell adgang til å overføre underskudd. Etter disse endringene er det i utgangspunktet stor grad av skattemessig likhet for aktører i og utenfor skatteposisjon når man ved verdsettingen tar hensyn til den relevante risikoen for fradragene. Konklusjonene og egenskapene ved petroleumsskattesystemet vil derfor i stor grad være sammenfallende for aktører i og utenfor skatteposisjon.

I avsnitt 5.3.4.2 foreslås ordninger der staten årlig utbetaler skatteverdien av letekostnader for selskaper utenfor skatteposisjon, samt at staten vil utbetale skattemessig verdi av underskudd og overskytende friinntekt ved opphør av virksomhet. Dersom disse ordningene innføres, vil selskapene ha sikkerhet for å få 78 pst. skattedekning for kostnader. Selskaper utenfor skatteposisjon vil løpende kunne få utbetalt skatteverdien av letekostnader. Ulempen ved å måtte vente på å utnytte det øvrige skattefradraget blir kompensert ved rente på fremførbart underskudd. Ved opphør av virksomhet kan selskapene få refundert skatteverdien av eventuelle underskudd. Eksisterende og nye aktører vil dermed få fullt skattefradrag for alle relevante kostnader, og eksisterende og nye aktører vil behandles likt skattemessig.

Selskapenes avkastning på investert kapital i Norge

Kon-Kraft peker på at norsk sokkel opplever stadig sterkere konkurranse om oljeselskapenes interesse. Selskapenes muligheter til å oppnå en tilfredsstillende avkastning på sin investerte kapital vil være viktig for selskapenes interesse for norsk sokkel.

Sammenlikninger av egenskaper ved petroleumsskattesystemet i ulike land er svært krevende og stiller like store krav til vurdering av skattegrunnlag som til skattesatser. Konsulentselskapet Wood Mackenzie gjennomførte i 1999 en sammenliknende studie av det norske petroleumsskattesystem på oppdrag fra Olje- og energidepartementet. Selv om enkelte forhold har endret seg i andre lands skatteregimer siden 1999, gir analysen en illustrasjon av selskapenes avkastning på investert kapital i Norge. Disse figurene illustrerer de vurderinger som departementet har gjort av egenskapene ved dagens skattesystem.

Wood Mackenzie vurderte blant annet hvordan ulike skattesystemer påvirket selskapenes verdier etter skatt for det samme modellfeltet, jf. figur 5.8. Selskapenes verdier etter skatt var her sett i forhold til selskapenes investerte kapital etter skatt, for å kunne ta hensyn til ulike fradragsregler for investeringer i ulike land. Figuren gir uttrykk for hvor store verdier selskapet kan realisere med den samme investerte kapitalen etter skatt.

Kilde: Wood Mackenzie, Comparative Fiscal Regimes Study, 1999.

Kilde: Wood Mackenzie, Comparative Fiscal Regimes Study, 1999.

Som det framgår av figur 5.8 satt selskapene igjen med størst verdier pr. netto investert krone i Norge. Selv om staten tar en stor del av overskuddet i Norge, bærer staten også en stor del av investeringene gjennom gunstige fradragsordninger. For hver krone investert etter skatt, satt dermed selskapene igjen med en avkastning etter skatt i Norge som var større enn i alle de andre vurderte petroleumsprovinsene.

Wood Mackenzie vurderte også hvordan ulike skattesystemer påvirker leteøkonomien. Det er store forskjeller i fradragsføring av letekostnader som kan ha stor virkning for selskapsøkonomien. Selskapenes lønnsomhetskrav vil over tid kreve en positiv nåverdi der en også tar hensyn til leterisiko og letekostnader. For å sammenlikne ulike skatteregimer kan en se på den laveste funnsannsynligheten som vil gi positiv nåverdi for selskapene etter skatt for de samme to leteprosjektene i ulike lands skatteregimer, jf. figur 5.9. Norge er her målestokk med verdi for funnsannsynlighet lik 1. Verdier over 1 vil her indikere at selskapenes lønnsomhet etter skatt er svakere på grunn av mindre gunstige fradrag for letekostnader enn i Norge, slik at det kreves høyere funnsannsynlighet.

Analysen viste at selskapene i Norge både har mulighet til å lete etter store prosjekter med lav funnsannsynlighet og små prosjekter med større funnsannsynligheter. Fradragsreglene for letekostnader er svært gunstige i Norge ved direkte utgiftsføring av letekostnader og full samordning av kostnader mot overskudd i andre lisenser. I alle de øvrige landene krevdes det høyere funnsannsynligheter for at selskapene skulle sitte igjen med positive verdier etter skatt på letetidspunktet.

Analysene til Wood Mackenzie understøtter vurderingene over om at det norske petroleumsskattesystemet har gunstige investeringsbaserte fradrag, og at selskapene har gode muligheter for å lete etter lønnsomme ressurser. Selskapenes prioriteringer mellom ulike petroleumsprovinser vil dessuten normalt ikke medføre at alle midler vil allokeres til en provins. Mange selskaper ønsker en balansert portefølje av prosjekter i flere provinser. Norske investeringsprosjekter kan da kjennetegnes ved betydelige ressursmuligheter, nærhet til det europeiske gassmarked, lav politisk risiko og lav økonomisk risiko etter skatt, men også ved en høy statlig skatteandel i prosjekter med ekstraordinær avkastning. Selskapene vil også kunne endre sine investeringsbudsjetter ved å benytte kapitalmarkedene, samtidig som nye selskaper kan komme til. Over tid vil det derfor være mindre relevant å se investeringer i ulike petroleumsprovinser som gjensidig utelukkende.

5.3.3.2 Redusert særskatt

Kon-Krafts hovedforslag er en reduksjon av særskattesatsen for ny virksomhet. I skatterapporten er dette illustrert ved en halvering eller fjerning av særskatten. Hovedbegrunnelsen for Kon-Krafts forslag er at en ønsker å stimulere til leting og utbygging av små funn og prosjekter med moderat lønnsomhet. Med dette utgangspunktet er Kon-Krafts forslag lite målrettet mot prosjekter med svak lønnsomhet samtidig som provenytapet fra prosjekter med høy lønnsomhet vil være stort.

For små prosjekter med marginal eller moderat lønnsomhet vil redusert særskatt ha liten effekt på selskapenes verdier etter skatt, siden slike prosjekter i dag i stor grad er skjermet fra særskatt gjennom gunstige fradrag. Derimot vil en særskattereduksjon ha stor effekt for prosjekter med høy lønnsomhet, der selskapene alt kan realisere betydelige verdier, jf. nærmere omtale av dagens petroleumsskattesystem i avsnitt 5.3.3.1. Det er derfor lite trolig at en særskattereduksjon vil ha vesentlig betydning for aktivitetsnivået ved at det i større grad letes eller utvikles prosjekter med svak eller moderat lønnsomhet. Virkningene av særskattereduksjon på to leteprosjekter med ulik lønnsomhet er illustrert i figur 5.10.

Kilde: Finansdepartementet.

Figur 5.10 illustrerer effekten av redusert særskatt for et selskap i full skatteposisjon, for to prosjekter med henholdsvis moderat og høy lønnsomhet. Figuren viser først effekten ved å halvere særskattesatsen til 25 prosent, og deretter effekten av å fjerne særskatten og bare ha ordinær selskapsskatt som for landvirksomhet med ordinære avskrivingsregler. For et prosjekt med moderat lønnsomhet vil en halvering av særskatten ha moderat positiv effekt. En ytterligere fjerning av særskatten og innføring av ordinære avskrivinger vil for dette prosjektet gi redusert lønnsomhet etter skatt i forhold til dagens skattesystem. Dette skyldes at verdien av de gunstige fradragsreglene er større enn verdien av de siste 25 pst. i særskattereduksjon. For et prosjekt med høy lønnsomhet vil effekten på etter-skatt-verdier være betydelig større. Lønnsomheten etter skatt for slike prosjekter vil også heves betydelig ved en fjerning av særskatten og innføring av ordinære fradragsregler. Dette prosjektet har imidlertid god lønnsomhet med dagens skattesystem og vil gjennomføres uavhengig av skattetiltak.

SDØE som feltvis fiskalt element

Kon-Kraft påpeker at SDØE kan brukes som et begrenset virkemiddel for særlig lovende lisenser for å sikre en høyere statlig del av overskuddet enn det generelle skattesystemet vil gi. Med den store usikkerheten på tildelingstidspunktet, vil det være svært vanskelig å målrette SDØE-andeler fullt ut mot alle lisensene der det faktisk gjøres store funn. Det er derfor lite realistisk at staten kan sikre seg en høy andel i de store funnene med høye verdier ved en begrenset bruk av SDØE-andeler som blir endelig fastsatt på tildelingstidspunktet. Dessuten vil det trolig knytte seg ekstraordinær avkastning til ressurser i et betydelig antall lisenser slik at SDØE måtte brukes bredere for å kunne sikre statens proveny. En begrenset bruk av SDØE-andeler vil dermed ikke kunne kompensere for provenytapet ved reduksjon av særskattesatsen.

Avgrensingsproblemer

Et skattemessig skille mellom eksisterende og ny aktivitet ville også medføre betydelige avgrensnings- og incentivproblemer. For det første ville selskapene få incentiver til å få definert ressurser som ny aktivitet. Det vil være vanskelig å etablere et skattemessig skille som ikke i noen grad vil føre til tilpasninger. For det andre vil selskapene ha sterke incentiver til å fordele kostnader mot eksisterende virksomhet med høy skattesats. Det knytter seg betydelige felleskostnader og indirekte kostnader til utvinningsaktiviteten, og disse kostnadene måtte fordeles mellom eksisterende og ny aktivitet. Særlig i en startfase vil dette fordelingsproblemet være betydelig da mye ressurser vil knytte seg til utvikling av ny aktivitet, mens den nye aktiviteten ennå ikke har materialisert seg i form av produksjon eller aktiva. Over tid vil ulike skattesatser også gi selskapene sterke incentiver til å fase ny produksjon inn mot nye felt med lavere skattesats, selv om bruk av eksisterende infrastruktur ville vært en bedre samfunnsøkonomisk løsning.

Oppsummering

En særskattereduksjon vil ha liten effekt for lønnsomheten etter skatt for små prosjekter med moderat lønnsomhet. Dette tilsier at en særskattereduksjon vanskelig kan bidra til realisering av flere små prosjekter med moderat lønnsomhet. Derimot vil en særskattereduksjon gi et stort provenytap for staten, da det overføres betydelige verdier til selskapene for større prosjekter med god lønnsomhet, der selskapene allerede vil realisere betydelige verdier ved dagens skattesystem.

5.3.3.3 Produksjonsfradrag

I tilfeller der det er vanskelig å avgrense eksisterende og ny virksomhet, foreslår Kon-Kraft at det innføres en ordning med volumfradrag for produksjon utover et basisnivå ved beregning av særskatt. Ifølge forslaget bør fradraget beregnes som et fastsatt kronebeløp pr. volumenhet. Produksjonsfradrag fra ett felt skal kunne trekkes fra selskapet samlede særskattegrunnlag (konsolidering). Som illustrasjon har Kon-Kraft brukt et produksjonsfradrag på 15 kroner pr. fat oljeekvivalenter.

Virkning på prosjektlønnsomhet

Som omtalt i avsnitt 5.3.3.1 har dagens petroleumsskattesystem gunstige investeringsbaserte fradrag. Et produksjonsfradrag vil forsterke vridningene mellom lønnsomheten før og etter skatt. Det vil da være stor fare for at samfunnsøkonomisk ulønnsomme ressurser blir utviklet fordi de er bedriftsøkonomisk lønnsomme etter skatt. Dette vridningsproblemet er illustrert i figur 5.11 som viser effekten for et prosjekt som er klart samfunnsøkonomisk ulønnsomt. Et produksjonsfradrag vil ha sterk effekt på verdiene etter skatt selv for mindre prosjekter. Selskapene ville få sterke incentiver til å bygge ut samfunnsøkonomisk ulønnsomme prosjekter. Selskapene ville også få skatteincentiver til å forlenge produksjonsperioden ut over det som er samfunnsøkonomisk lønnsomt. Vridningsproblemene ved et produksjonsfradrag er i stor grad parallelle med vridningene ved produksjonsavgift, men har motsatt fortegn. Mens produksjonsavgiften isolert sett kan hindre lønnsom produksjon, vil produksjonsfradrag kunne stimulere til ulønnsom produksjon. Produksjonsavgiften ble besluttet faset ut på grunn av de uheldige vridningseffektene.

Kilde: Finansdepartementet.

Kilde: Finansdepartementet.

I tillegg til vridningsproblemet, vil et produksjonsfradrag heller ikke være målrettet mot prosjekter med svak lønnsomhet. Tvert imot ville de største virkningene på selskapenes lønnsomhet etter skatt være for prosjekter med høy produksjon som kan ha svært god lønnsomhet. Virkningen av et produksjonsfradrag for prosjekter med ulik størrelse og lønnsomhet er illustrert i figur 5.12. Produksjonsfradraget vil ha en sterk effekt på lønnsomheten selv for mindre prosjekter, men verdien av fradragene ville være størst for prosjekter med stor produksjonsøkning som kan ha høy lønnsomhet fra før. Kon-Krafts forslag om produksjonsfradrag er derfor ikke målrettet mot små prosjekter eller prosjekter med svak lønnsomhet.

Produksjonsfradrag innrettet mot små prosjekter

Dersom en ønsket å innrette et produksjonsfradrag mot små prosjekter, kunne en innføre et fradrag på en prosentsats eller kronebeløp pr. fat produsert, men bare inntil et gitt antall fat for hvert felt. Det er imidlertid ingen klar sammenheng mellom prosjektstørrelse og lønnsomhet. Enkelte små prosjekter kan ha god lønnsomhet, for eksempel fordi ressursene kan fases inn mot eksisterende infrastruktur. Noen større prosjekter kan ha moderat lønnsomhet, for eksempel på grunn av kompliserte reservoar eller store investeringer for økt utvinning. Derfor ville en innretting mot små prosjekter ikke være sammenfallende med en innretting mot prosjekter med svak lønnsomhet. En slik avgrensing av produksjonsfradraget ville også gi selskapene sterke incentiver til å dele prosjektene opp i flere små prosjekter for å oppnå økt skattefradrag. Dessuten ville vridningsproblemene for de små prosjektene være like store som vist over. Heller ikke en slik utforming av produksjonsfradrag ville derfor være en målrettet ordning, og en ville også gi sterke incentiver for selskapene til å bygge ut samfunnsøkonomisk ulønnsomme ressurser.

Avgrensingsproblemer

Et produksjonsfradrag ville også innebære betydelige avgrensingsproblemer. Det vil være svært krevende å etablere en basisprofil (for volum på hvert felt som ikke skal ha produksjonsfradrag) som reflekterer forventet framtidig produksjon fra eksisterende prosjekter på feltene. Selskapene ville dessuten ha sterke incentiver og en klar informasjonsfordel om produksjonsmulighetene i forhold til myndighetene. Selskapene ville dermed få sterke incentiver til å definere eksisterende og forventet produksjon som resultat av nye tiltak, og argumentere for en lav basisprofil for å sikre seg produksjonsfradrag. Fastsetting av en basisprofil vil måtte legges til myndighetene, men konsultasjonen med selskapene vil introdusere et innslag av forhandlingselement i skattesystemet. Etter at en basisprofil er etablert, ville selskapene ha sterke incentiver til å forsere produksjonsforløpet for å oppnå produksjonsfradrag, selv i tilfeller der dette kan være samfunnsøkonomisk ulønnsomt. En fastlåst basisprofil over tid kan også gi tilfeldige virkninger ved at produksjonsøkninger som skyldes heldige omstendigheter, får et betydelig produksjonsfradrag. Derimot kan uheldige omstendigheter redusere produksjonen i forhold til basisprofil, og aktive tiltak fra selskapet for å gjenopprette produksjonen ville da ikke gi produksjonsfradrag. Dersom partene av slike grunner skulle ønske å justere basisprofilen, ville det introdusere et lite forutsigbart forhandlingselement i skattesystemet. Innføring av et produksjonsfradrag vil altså medføre betydelige avgrensingsproblemer og gi sterke incentiver til skattemotivert adferd i selskapene.

Oppsummering

Produksjonsfradrag har svært uheldige virkninger. Det vil gi sterke skattemessige vridninger slik at det er stor fare for at samfunnsøkonomisk ulønnsomme ressurser blir utviklet fordi det er lønnsomt etter skatt. Videre er det ikke innrettet mot prosjekter med svak lønnsomhet, men gir størst verdieffekt for store prosjekter som kan ha høy lønnsomhet. Et produksjonsfradrag som Kon-Kraft foreslår, ville gi betydelig provenytap for staten. Et slikt fradrag vil også gi betydelige avgrensingsproblemer.

5.3.3.4 Provenyeffekter av oljeindustriens forslag

Som det framgår av omtalen over vil både forslagene om redusert særskatt og produksjonsfradrag ha betydelige provenyeffekter. Skattetiltakene er ikke innrettet mot prosjekter med svak lønnsomhet, men vil gi store provenyeffekter for prosjekter som har god lønnsomhet fra før. Det vil også være et tap for samfunnet dersom tiltakene fører til at samfunnsøkonomisk ulønnsomme ressurser blir utviklet. Samlet sett ville Kon-Krafts forslag gi et betydelig provenytap for staten.

Ifølge Kon-Krafts forslag skal skattetiltakene bare gjelde ny virksomhet, mens dagens skattesystem skal videreføres for felt med utbyggingsplan før iverksettingsdato. Med utgangspunkt i Oljedirektoratets ressursanslag kan en få et bilde av omfanget av skattetiltaket, jf. figur 5.13. Oljedirektoratet anslår de økonomisk utvinnbare ressursene på norsk sokkel til 12,9 mrd. Sm³ o.e. 29 pst. av forventede ressurser er alt produsert. Av de gjenværende ressursene ville under halvparten falle inn under Kon-Krafts definisjon av eksisterende virksomhet uten endrede skattevilkår. Over halvparten av de gjenværende ressursene ville falle innenfor kategorien ny virksomhet med skattetiltak i form av redusert særskatt eller produksjonsfradrag. Kon-Krafts forslag til skattetiltak ville altså omfatte en betydelig ressursmengde og dermed kunne medføre en betydelig overføring av verdier fra staten til selskapene.

Kilde: Kilder: Oljedirektoratets ressursanslag og Kon-Krafts definisjon av virksomhet.

Olje- og energidepartementet har anslått provenyeffekten av redusert særskatt og produksjonsfradrag for ny virksomhet ut fra de nivåer som Kon-Kraft bruker i sine illustrasjoner (25 pst. særskatt og 15 kroner pr. fat o.e. produksjonsfradrag). Provenyanslaget tar utgangspunkt i Olje- og energidepartementets anslag for framtidig petroleumsvirksomhet, jf. St. meld. 38 (2003-2004), og omtalen i avsnitt 2.2 i denne meldingen. Som omtalt over er departementets vurdering at Kon-Krafts forslag ikke ville ha en vesentlig effekt på leting eller utbygging av lønnsomme ressurser. I motsetning til i Kon-Krafts beregninger er det derfor ikke lagt til grunn at flere lønnsomme prosjekter realiseres på grunn av skattetiltakene.

Som vist i figur 5.14 er provenyeffekten ikke stor de nærmeste årene, da det vil ta noen år før det realiseres betydelige verdier fra funn og letevirksomhet. De nærmeste årene vil lete- og utbyggingskostnader gi negative kontantstrømmer fra ny virksomhet. Skattetiltakene vil dermed gi en liten provenyøkning for staten de første årene da en større del av kostnadene overføres til selskapene gjennom en lavere særskattesats. Etter noen år når nye ressurser er kommet i produksjon, vil provenytapet for staten være betydelig. Provenytapet kan da anslås til i størrelsesorden 10 mrd. kroner pr. år (nominelt). Målt i faste kroner kan provenytapet komme opp mot 8 mrd. 2004-kroner årlig. Det er her lagt til grunn den beregningstekniske forutsetningen i denne meldingen om en langsiktig oljepris på 140 2004-kroner pr. fat fra 2011. I provenyanslaget er det lagt til grunn at lete- og investeringsaktiviteten ikke endres som følge av skatteendringene. I den grad produksjonsfradraget ville ført til at samfunnsøkonomisk ulønnsomme ressurser blir realisert, vil statens provenytap bli større.

Kilde: Olje- og energidepartementet.

Særskatten er et virkemiddel for å sikre fellesskapet en stor del av det ekstraordinære overskuddet fra virksomheten. Provenyeffekten kan bli langt større dersom man legger til grunn høyere prisforutsetninger, mer positive leteresultater, redusert kostnadsnivå for framtidige prosjekter eller lavere SDØE-andeler i framtidige funn enn det som er lagt til grunn. Dette kan illustreres ved provenyeffekten ved en høyere prisbane. Dersom man legger til grunn oljeprisen hittil i år, 225 kroner pr. fat, vil det årlige provenytapet mer enn dobles og komme opp mot 18 mrd. 2004-kroner årlig.

Den del av petroleumsformuen som ikke tilfaller staten ved dagens skattesystem, er i avsnitt 2.2 anslått til om lag 250 mrd. kroner. Med oljeindustriens forslag vil provenytapet over hele produksjonsperioden medføre at statens del av petroleumsformuen reduseres med 70 mrd. kroner. Den private delen av petroleumsformuen ville øke tilsvarende fra 250 til 320 mrd. kroner. Kon-Krafts forslag vil altså medføre en betydelig overføring av verdier fra staten til selskapene uten at det kan ventes vesentlig effekt på leting eller utbygging av lønnsomme ressurser.

5.3.4 Forslag til endringer i rammebetingelser

5.3.4.1 Virkemidler for effektiv ressursutnyttelse

I stortingsmeldingen om petroleumsvirksomhet, jf. St. meld. nr. 38 (2003-2004), er økt utvinning fra eksisterende felt, økt leteaktivitet, redusert kostnadsnivå og videreutvikling av kompetansen i petroleumsklyngen omtalt som hovedutfordringer for norsk petroleumsvirksomhet. Viktige virkemidler for effektiv ressursutnyttelse over tid er kostnadseffektivitet, arealforvaltning, herunder stabil tilgang på attraktivt leteareal, effektiv regulering, satsing på forskning og utvikling samt å legge til rette for mangfold og konkurranse blant oljeselskapene. Disse virkemidlene er nærmere omtalt i petroleumsmeldingen.

Kostnadseffektivitet og teknologisk utvikling

De mest avgjørende faktorene for effektiv ressursutnyttelse er bedre kostnadseffektivitet samt ny teknologi for økt utvinning. Forbedringer i disse to faktorene vil øke de utvinnbare ressursene og styrke lønnsomheten på sokkelen. Et lavere kostnadsnivå vil være det viktigste virkemiddelet for å kunne realisere flere prosjekter og slik styrke både lete- og utbyggingsaktiviteten.

De teknologiske løsningene på norsk sokkel utvikles stadig både når det gjelder leting, utvikling av nye utbyggingskonsepter og metoder for økt utvinning. Staten yter betydelige bidrag til teknologiutvikling gjennom SDØEs deltagerandeler, skattefradrag og betydelige tilskudd til petroleumsforskning. For ytterligere å styrke den statlige finansieringen av petroleumsforskning foreslår Regjeringen å øke kapitalen i Fondet for forskning og nyskaping med 1 mrd. kroner fra 1. juli i år, jf. St.prp. nr. 63 (2003-2004).

Det er bekymringsfullt at kostnadsnivået på norsk sokkel er betydelig høyere enn i sammenlignbare petroleumsprovinser. Både Kon-Kraft og Oljedirektoratet viser i sine kostnadsstudier at kostnadsnivået på norsk sokkel er høyt, og at det er betydelige potensialer for kostnadsreduksjoner, jf. St.meld. nr. 38 (2003-2004). Kostnadene på norsk sokkel er høye både for lete-, utbyggings- og driftsfasen. Reduserte kostnader vil dermed ha betydning for effektiv ressursutnyttelse i alle faser. Reduserte kostnader kan altså både ha stor virkning for selskapenes vilje til å lete etter lønnsomme ressurser, til å bygge ut funn, til å gjennomføre tiltak for økt utvinning og for å forlenge produksjonen for felt i halefasen. I figur 5.15 har en illustrert effekten av reduserte kostnader for et leteprosjekt og sammenlignet kostnadsreduksjonen med Kon-Krafts forslag til skattetiltak. Kostnadene er her antatt redusert til britisk nivå både for lete-, utbyggings- og driftsfasen. Det valgte prosjektet er samfunnsøkonomisk ulønnsomt før kostnadsreduksjonen, men er likevel lønnsomt for selskapene etter skatt på grunn av dagens gunstige fradragsordninger.

Kilde: Finansdepartementet.

En reduksjon av særskatten vil ha negativ effekt på verdien etter skatt fordi verdien av de gunstige fradragene blir redusert. Et produksjonsfradrag vil ha positiv effekt på lønnsomheten etter skatt, men vil innebære en kraftig forsterkning av vridningsproblemene slik at selskapene får sterke incentiver til å lete etter og bygge ut prosjekter som er ulønnsomme for samfunnet. Reduserte kostnader vil derimot ha betydelig positiv effekt for selskapene etter skatt samtidig som prosjektet blir samfunnsøkonomisk lønnsomt. Reduserte kostnader kan altså ha stor virkning for selskapenes vilje til å lete etter lønnsomme ressurser uten at det gis incentiver til samfunnsøkonomisk ulønnsom leting.

Det vil i hovedsak være industrien selv som kan påvirke både teknologiutvikling og kostnadsnivå. Myndighetenes bidrag vil i første rekke være å utforme effektive rammevilkår, støtte opp under industriens prosesser og effektivt regulere områder med behov for inngrep fra myndighetenes side, jf. St. meld. nr. 38 (2003-2004).

Arealtilgang og arealutnyttelse

Stabil tilgang på attraktivt areal er også en hovedforutsetning for effektiv ressursutnyttelse. Gjennom årlige runder for tildeling i forhåndsdefinerte områder og utlysing av 18. konsesjonsrunde har selskapene nylig fått tilgang til betydelig nytt areal både i modne og mer uutforskede områder. Vilkårene ved nye tildelinger er strammet inn for å sikre tilfredsstillende aktivitet. Det er videre foretatt en gjennomgang av aktiviteten i tildelt areal for å sikre at selskapene arbeider med arealet eller leverer det tilbake.

Myndighetene har dermed gjennomført betydelige tiltak som er et viktig bidrag til effektiv framdrift. På den annen side har selskapene også et ansvar for løpende å vurdere det arealet de sitter på. Myndighetene forutsetter at selskapene har et hensiktsmessig aktivitetsforløp eller vurderer salg/tilbakelevering av andeler der de ikke lenger har planer for videre aktivitet. For å sikre en hensiktsmessig aktivitet i tildelt areal vil myndighetene i kommende år intensivere fokuset på utvinningstillatelser hvor ressurspotensialet ikke blir utnyttet på en tilfredsstillende måte.

Konkurranse og mangfold

For å sikre effektiv ressursutnyttelse er det videre viktig å sikre mangfold og konkurranse mellom oljeselskapene. Kon-Krafts aktivitetsprosjekt peker også på at et mangfoldig og diversifisert aktørbilde vil kunne stimulere til økt aktivitet på norsk sokkel. Det er i dag få aktører på norsk sokkel, og en mindre gruppe dominerer det meste av aktiviteten. I denne situasjonen er det avgjørende med nye aktører som kan bidra med nye driftsformer, økt fokus på mindre prosjekter og utfordre de eksisterende aktørene til forbedringer. Nye aktører er et viktig supplement til de eksisterende aktørene. Økt mangfold og større konkurranse mellom de ulike aktørene er et viktig tiltak for å legge til rette for effektiv ressursutnyttelse over tid.

Selv om nye aktører vil ha positive bidrag, er det viktig å understreke at også de tunge etablerte aktørene på norsk sokkel fortsatt vil spille en sentral rolle. Disse aktørene har en bredde i erfaring og kompetanse som vil være av avgjørende betydning for effektiv utforskning av krevende områder og ved store og kompliserte utbygginger. Disse aktørene har også en stor del av de tildelte andelene på norsk sokkel.

De siste årene har flere nye aktører kommet inn på norsk sokkel. Det gjelder både mindre nisjeaktører og selskaper med en større internasjonal portefølje. Tilgang til areal både i form av nytildelinger og et aktiv andelsmarked er en viktig forutsetning for at denne positive utviklingen skal fortsette. Her hviler det et ansvar både på myndighetene og på de etablerte aktørene.

Skattevilkårene for nye aktører ble vesentlig forbedret fra 2002 ved at det ble innført renter på framførbare underskudd og mulighet til å overføre underskudd ved salg av virksomhet. For ytterligere å bedre vilkårene for nye aktører, foreslår Regjeringen å innføre ordninger med årlig skatteutbetaling av letekostnader for selskaper med skattemessig underskudd, utbetaling av skattemessig verdi av underskudd ved opphør av virksomhet samt forenklinger av de skattemessige vilkårene ved overdragelser. Med disse ordningene vil nye aktører kunne konkurrere med etablerte aktører på skattemessig like vilkår.

Kon-Krafts skatteforslag ville ikke tilfalle nye aktører i like stor grad som etablerte aktører. Etter en lettelse av skattevilkårene vil de etablerte aktørene oppjustere salgsprisene for lisenser og møte de nye aktørene med hardere konkurranse ved nytildelinger. Generelle skattelettelser vil ikke være et hensiktsmessig virkemiddel for å likestille eksisterende og nye aktører.

I modne områder er lete- og utbyggingsaktivitet ofte helt avhengig av vilkårene for oppkobling mot eksisterende infrastruktur. Vilkår for bruk av eksisterende felt og transportnett er derfor svært viktig for ny aktivitet, spesielt i modne områder. Særlig gjelder dette for nye aktører som ikke har eierandeler i eksisterende infrastruktur. Det pågår en vurdering av rammeverket for slik infrastrukturadgang med sikte på å skape større forutsigbarhet og effektiv ressursutnyttelse.

5.3.4.2 Skattemessige tiltak

Lettelser i petroleumsskatten kan i svært begrenset grad bidra til å øke samlet verdiskaping på sokkelen, der de særlig høye skatteinntektene skyldes inndragning av grunnrente. Det er likevel mulig å gjennomføre enkelte tiltak som forbedrer skattesystemet på sokkelen. Departementet tar i den forbindelse sikte på å foreslå enkelte endringer i petroleumsskattesystemet. Forslagene er bl.a. rettet mot å øke konkurransen på sokkelen gjennom å likestille nye og eksisterende aktører, og lette omsetningen av lisenser (§ 10). Departementet legger til grunn at forslagene samlet sett vil bidra til bedre ressursutnyttelse på sokkelen, bl.a. i form av økt leting og økt innsats innen økt utvinning fra eksisterende felt. Nedenfor gis det en omtale av de aktuelle tiltakene.

Årlig skatteutbetaling av letekostnader for selskaper med skattemessig underskudd

Etter petroleumsskatteforskriften kan selskapene velge å fradragsføre utgifter til undersøkelse etter petroleumsforekomster på sokkelen, herunder utgifter til leteboring (leteutgifter), etter hvert som de påløper mot annen særskattepliktig inntekt i selskapet (ikke aktiveringsplikt). Leteutgiftene kommer til fradrag mot alminnelig inntekt og i særskattegrunnlaget, som til sammen gir 78 pst. skattedekning av utgiftene.

For selskap som ikke er i skatteposisjon (dvs. som har lavere skattbare inntekter enn fradragsberettigede kostnader), kan udekket underskudd oppstått i inntektsåret 2002 eller senere år fremføres med tillegg av rente etter petroleumsskatteloven § 3 bokstav c annet ledd. Renten beregnes separat for underskudd i alminnelig inntekt og i grunnlaget for særskatt. Bestemmelsen kommer bare til anvendelse på kostnader (underskudd) som skriver seg fra særskattepliktig sokkelvirksomhet, som for eksempel leteutgifter.

Formålet med petroleumsskattelovens særbestemmelse om fremføring av underskudd med tillegg av rente, er å bidra til skattemessig likestilling mellom selskaper i og utenfor skatteposisjon. Rentetillegget skal kompensere for ulempen av ikke å kunne føre underskuddet umiddelbart til fradrag mot skattbar inntekt. Mulighet for fremføring av underskudd og beregning av et rentetillegg skal også søke å gi større grad av symmetri og nøytralitet i den skattemessige behandlingen av inntekter og utgifter gjennom økt sikkerhet for fradrag for påløpte utgifter. Departementet viser også til petroleumsskatteloven § 3 bokstav c tredje ledd som tillater overføring av udekket underskudd ved samlet realisasjon av virksomhet og fusjon, samt departementets forslag om utbetaling av skattemessig verdi av udekket underskudd ved opphør av virksomhet, jf. omtale nedenfor.

Ifølge Kon-Kraft er petroleumsskattelovens særregler om fremføring av underskudd med tillegg av rente ikke tilstrekkelig til å likestille selskaper i og utenfor skatteposisjon. Nye aktører som ikke har eksisterende virksomhet på norsk sokkel, anser leting på norsk sokkel som mindre attraktivt enn etablerte aktører i full skatteposisjon. Sikkerhet i fremtidige skattefradrag med tillegg av rente, vurderes ofte ikke som tilstrekkelig til å finansiere leteprosjekter for aktører som er nye på norsk sokkel. For å likestille selskaper i og utenfor skatteposisjon med hensyn til letebeslutninger, har Kon-Kraft vurdert et forslag om utbetaling fra staten av ubenyttet leteunderskudd til fremføring. Skatteverdien av underskuddet foreslås utbetalt på tidspunktet for ligningen.

En viktig side ved et nøytralt petroleumsskattesystem er at skattereglene ikke er til hinder for samfunnsøkonomisk ønsket leting på norsk sokkel. Etter departementets vurdering vil reglene om fremføring av underskudd med tillegg av rente, muligheten til overføring av udekket underskudd ved samlet realisasjon av virksomhet og fusjon, samt departementets forslag til utbetaling av skattemessig verdi av underskudd ved opphør av virksomhet, gi sikkerhet for skattemessig fradrag for leteutgifter for selskap utenfor skatteposisjon. Selv om disse selskapene er sikret å få tilbake skatteverdien av leteutgiftene senest ved opphør av virksomheten, kan likevel gjeldende system innebære en likviditetsulempe for selskaper utenfor skatteposisjon. Mindre aktører kan ha begrenset kapitaltilgang og dermed mindre evne til å vente på framtidige skattefradrag selv om selskapet kompenseres verdimessig. Dette kan gjelde nye, mindre aktører som ønsker å delta i lete- eller utbyggingsaktivitet på norsk sokkel. For å redusere eventuelle inngangsbarrierer for nye aktører, og for å tilrettelegge for samfunnsøkonomisk lønnsom leting, foreslår departementet en ordning med årlig utbetaling fra staten av skatteverdien av leteutgifter til selskap som ikke er i skatteposisjon. Forslaget medfører i praksis at selskaper utenfor skatteposisjon i enda større grad enn i dag likestilles med selskaper i skatteposisjon.

Departementets forslag om en særlig ordning for utbetaling av skatteverdien av pådratte lete- og undersøkelsesutgifter for selskap utenfor skatteposisjon, fremmes som et tillegg til gjeldende regler om fremføring av underskudd med rente, overføring av udekket underskudd ved samlet realisasjon av virksomhet og fusjon samt departementets forslag til utbetaling av skattemessig verdi av udekket underskudd ved opphør av petroleumsvirksomhet, jf. neste avsnitt. Det betyr at skattyter kan velge hvilke av disse reglene som skal benyttes. Til sammen mener departementet at det norske petroleumsskattesystemet med dette vil ha gunstige vilkår for aktører som ønsker å delta i leteaktivitet på norsk sokkel.

Departementet foreslår at utbetalingsordningen skal omfatte selskapets utgifter relatert til undersøkelse og leteboring etter petroleum på norsk sokkel. Dette er utgifter som kan utgiftsføres etter petroleumsskatteforskriften § 3, og som må avgrenses mot (aktiveringspliktige) utbyggingskostnader. Det foreslås at også indirekte kostnader, som selskapets egne administrasjonskostnader knyttet til leteaktiviteten, skal falle innenfor ordningen. Departementet vil vurdere om det er nødvendig med en nærmere avgrensning av hvilke kostnader som skal omfattes av utbetalingsordningen.

Det legges opp til at ligningsmyndighetene beregner beløpet staten skal betale ved behandlingen av ligningen for det aktuelle inntektsår leteutgiftene kommer til fradrag. Skatteverdien av leteutgifter beregnes separat for alminnelig inntekt og særskattegrunnlaget. Selskapet kan kreve utbetalt skatteverdien av leteutgifter i inntektsåret begrenset oppad til årets underskudd beregnet etter de alminnelige reglene. Beløpene som skal komme til utbetaling, fremkommer ved å multiplisere leteutgiftene med henholdsvis skattesatsen for alminnelig inntekt og særskattesatsen. Skatteposisjoner knyttet til leteutgifter (udekket underskudd) blir gjort opp med endelig virkning hvis staten utbetaler skatteverdien. Etter utbetaling fra staten vil leteutgiftene ikke kunne inngå som udekket underskudd til fremføring, eller kunne overføres til et annet selskap i skatteposisjon ved samlet overdragelse av virksomhet eller ved fusjon.

Retten til utbetaling av skatteverdien skal tre i kraft med virkning for leteutgifter som pådras fra og med inntektsåret 2005.

Årlige provenyeffekter av dette forslaget er svært usikre, og vil blant annet avhenge av hvor mange selskaper som vil være utenfor skatteposisjon i framtiden, og hvor store letekostnader disse vil ha. Retningsmessig vil forslaget innebære noe redusert proveny på kort og mellomlang sikt når skatteverdien av letekostnader utbetales. Provenyvirkningen på kort sikt er høyst usikker, men kan være i størrelsesorden 300 mill. kroner pr. år. Dette vil verdimessig motsvares av økte skatteinnbetalinger på lengre sikt på grunn av reduserte skattefradrag og redusert refusjon av endelig underskudd. Forslaget vil ha små provenyeffekter målt som nåverdi over hele perioden når man legger til grunn at dette er en risikofri forskyvning av fradragene over tid.

Utbetaling av skattemessig verdi av underskudd ved opphør av virksomhet

Tilrettelegging for mangfold og konkurranse blant aktørene på norsk sokkel er et viktig tiltak for effektiv utvinning av petroleumsressursene. Det er derfor viktig at også skattevilkårene er utformet slik at nye aktører kan konkurrere på like vilkår med eksisterende aktører. Ordningen med rente på underskudd og friinntekt som fremføres, og mulighet til overføring av udekket underskudd og overskytende friinntekt ved realisasjon av samlet virksomhet og fusjon (salg av virksomhet), ble innført fra og med inntektsåret 2002. Etter disse endringene er det i stor grad verdimessig likhet mellom nye og eksisterende aktører når verdsettingen tar hensyn til den relevante risiko forbundet med skattefradragene.

For ytterligere å klargjøre de skattemessige vilkårene for nye aktører, ønsker Regjeringen å innføre en ny ordning for utbetaling av den skattemessige verdien av selskapenes udekkede underskudd og overskytende friinntekt ved opphør av petroleumsvirksomhet. Andelen som staten skal utbetale, vil etter forslaget være lik ordinær skattesats og særskattesats for henholdsvis underskuddet for ordinær skatt og underskuddet (inkludert overskytende friinntekt) for særskatt. Flertallet i ekspertutvalget som i 2000 vurderte petroleumsskattesystemet, ønsket primært en slik utbetalingsordning. Men siden forslaget var fremmed i norsk skatterett, foreslo utvalget i stedet at selskapene kunne få overføre udekket underskudd ved salg av virksomhet.

En utbetalingsordning vil for det første gi aktørene enda større trygghet for verdien av de skattemessige fradragene. Etter gjeldende regler kan skattemessig underskudd overføres mot vederlag ved realisasjon av samlet virksomhet til et annet oljeselskap eller ved fusjon. Salgsverdien vil da være gjenstand for forhandlinger mellom selskapene. Utbetalingsordningen vil gi nye aktører større sikkerhet både ved en trygg motpart, og ved at utbetalingsandelen er fastlagt lik skattesatsene. Dessuten kan en utbetalingsordning gi raskere realisering av underskuddet enn forhandlinger ved realisasjon eller fusjon.

Videre vil denne ordningen enklere kunne kommuniseres til potensielle nye aktører som ikke kjenner det norske petroleumsskattesystemet. En slik utbetalingsordning vil sammen med framføring av underskudd og friinntekt med renter, være et positivt særtrekk ved norsk petroleumsbeskatning for nye aktører.

Utbetalingsordningen bør innføres som et tillegg til gjeldende regler om overføring av udekket underskudd og overskytende friinntekt ved realisasjon av samlet virksomhet og fusjon. Muligheten til å overføre underskuddet kan fortsatt være hensiktsmessig ved samlet overføring av virksomhet, slik at hele restverdien kan realiseres ved et salg av virksomheten eller ved fusjon. Utbetalingsordningen kan være mer praktisk i situasjoner der andeler i utvinningstillatelser og driftsmidler selges separat, eller er uten verdi, slik at den eneste gjenstående verdi i selskapet er de skattemessige underskuddene. Selskapene vil dermed kunne velge hvordan verdien av det skattemessige underskuddet skal realiseres.

Utbetalingsordningen medfører at nye aktører vil ha sikkerhet for å få skattemessig fradrag for leteutgiftene uavhengig av suksessen i lete- eller utbyggingsaktivitet, jf. illustrasjonen i figur 5.16. Verdien av de skattemessige underskuddene og overskytende friinntekt er løpende sikret ved at skatteverdien av leteutgiftene kan utbetales årlig, jf. omtalen over, underskudd kan fremføres uten tidsbegrensing, og at det hvert år tillegges en rente for å kompensere for fremføringen av underskuddet og friinntekten. Som det framgår av avsnittet over, foreslår departementet en årlig utbetalingsadgang for skatteverdi av pådratte leteutgifter for selskaper utenfor skatteposisjon. Dersom aktiviteten leder til at selskapet kommer i skatteposisjon, vil restunderskuddet komme til fradrag mot framtidig netto inntekt. Skulle selskapet derimot ikke komme i en overskuddsposisjon, og selskapet bestemmer seg for å opphøre med petroleumsvirksomheten, kan verdien av restunderskuddet realiseres på to måter. Staten kan utbetale verdien av det skattemessige underskuddet og overskytende friinntekt, eller underskuddet kan selges til et annet oljeselskap ved endelig opphør av petroleumsvirksomheten. På denne måten vil aktørene ha full sikkerhet for å realisere skattefradragene, og verdien av fradragene vil være like store som for selskaper i full skatteposisjon. En etablert aktør som ikke er i skatteposisjon, vil ha de samme mulighetene for å realisere verdien av underskuddene. Nye og eksisterende aktører kan dermed konkurrere på skattemessig like vilkår på norsk sokkel.

Kilde: Finansdepartementet.

Den foreslåtte utbetalingsordningen forventes ikke å ha provenyeffekt i forhold til dagens muligheter for overføring av underskudd og overskytende friinntekt. I en situasjon med overføring av underskudd og overskytende friinntekt, kan en legge til grunn at fradragspostene kommer til fullt fradrag hos det kjøpende selskapet. Usikkerheten knytter seg til hvor mye det kjøpende selskapet vil betale til selger, og er dermed et verdifordelingsspørsmål mellom selskapene som ikke påvirker statens proveny. Størrelsen på utbetalingene er forventet å være relativt liten i forhold til statens samlede inntekter fra petroleumsvirksomheten. De fleste selskaper vil over tid få inntekter som underskuddet kan føres mot. Utbetalingsordningen er likevel viktig for å sikre at nye aktører utenfor skatteposisjon ikke står i en mindre gunstig situasjon enn etablerte aktører i skatteposisjon.

Den foreslåtte utbetalingsordningen vil være mer gunstig for oljeselskapene enn det som følger av de alminnelige reglene i skatteloven § 14-7 om begrenset adgang til tilbakeføring av underskudd ved opphør av virksomhet. Forslaget om utbetaling av skatteverdien av udekket underskudd og overskytende friinntekt fra staten ved opphør av petroleumsvirksomheten, er imidlertid ikke til hinder for at selskapene i stedet velger å kreve tilbakeført et udekket underskudd etter skattelovens alminnelige bestemmelser. Videre kan selskapene velge å overføre udekket underskudd og overskytende friinntekt til et annet selskap ved realisasjon av samlet virksomhet og fusjon etter de nevnte særreglene i petroleumsskatteloven § 3 bokstav c tredje ledd og § 5 sjette ledd. En eventuell utbetaling av skatteverdien vil da bare være aktuelt for udekket underskudd og overskytende friinntekt som gjenstår etter at de øvrige skattereglene er anvendt.

Det legges opp til at ligningsmyndighetene beregner beløpet staten skal utbetale til selskapene ved behandlingen av ligningen for opphørsåret. Skatteverdien av udekket underskudd og overskytende friinntekt beregnes separat for alminnelig inntekt og særskattegrunnlaget. Ligningsmyndighetene tar også stilling til om virksomheten er opphørt i skattemessig forstand. Departementet legger til grunn at spørsmålet om den særskattepliktige virksomheten er opphørt, i utgangspunktet skal vurderes på samme måte etter forslaget som ved anvendelse av skatteloven § 14-7.

Departementet foreslår at utbetalingsordningen bare skal gjelde for udekket underskudd og overskytende friinntekt oppstått fra og med inntektsåret 2002. Ordningen vil dermed omfatte samme underskudd og friinntekt som gir rett til fremføring med rente og rett til overføring til annet selskap ved realisasjon av samlet virksomhet og fusjon. Retten til utbetaling omfatter kun udekket underskudd og overskytende friinntekt i virksomhet som er opphørt etter 1. januar 2005.

Dersom det innføres en utbetalingsordning som gjelder underskudd generelt, er det ikke behov for någjeldende utbetalingsordning for underskudd som særskilt skriver seg fra fjerningsutgifter. Petroleumsskatteloven § 3 c sjette ledd kan derfor oppheves.

Forenklinger i praktiseringen av skattevilkår ved overdragelser

Etter petroleumsskatteloven § 10 kreves Finansdepartementets samtykke til de skattemessige virkningene av overdragelse av andel i utvinningstillatelse på norsk kontinentalsokkel som omfattes av petroleumsloven § 10 -12. Også indirekte overdragelser ved salg av aksjer i eller fusjon av selskaper som eier utvinningstillatelser, er omfattet. Departementet kan sette vilkår for samtykket og herunder fravike bestemmelser i skattelovgivningen.

Formålet med § 10 er å motvirke at skattereglene kan gi incentiver eller disincentiver til overdragelser på sokkelen, samtidig som staten ikke skal lide et provenytap utelukkende som følge av at utvinningstillatelser overdras til nye rettighetshavere. Gjennom de vilkårene som settes for samtykket, nøytraliseres eventuelle skattevirkninger av transaksjonen. Det kan ses bort fra virkninger som anses å være uvesentlige.

Bakgrunnen for at § 10 ble innført, var dels at de alminnelige skattereglene kunne være til hinder for at overdragelser av utvinningstillatelser ble gjennomført. Det skyldtes særlig at selger måtte inntektsføre gevinsten ved salget umiddelbart, mens kjøper først fikk fradrag for kjøpesummen gjennom avskrivninger over flere år. De alminnelige skattereglene kunne også gi partene en samlet skattefordel ved overdragelsen, og påføre staten et provenytap. Et selskap med skattemessig underskudd kunne for eksempel fusjonere med et annet utvinningsselskap med skattepliktig overskudd. Hvis underskuddet ble ført mot overskuddet i det andre selskapet, ville staten få skatteinntektene på et senere tidspunkt enn om transaksjonen ikke hadde skjedd. Også finansieringen av kjøpesummen kunne medføre provenytap på grunn av økningen av fradragsberettigede gjeldsrenter. Det vises til nærmere redegjørelse for bestemmelsen i forarbeidene, jf. Ot. prp. nr. 61 (1986-87) og Innst. O. nr. 85 (1986-1987).

Behandlingen av enkeltsaker etter § 10 har vært ressurskrevende både for selskapene og myndighetene. For å fastsette skattevirkningene av en overdragelse, har det blant annet vært nødvendig å foreta nåverdiberegninger basert på en rekke usikre forutsetninger om fremtidige forhold. Helt fra petroleumsskatteloven § 10 ble innført i 1987, har det vært et mål å erstatte ordningen med generelle regler på lengre sikt. Ved tidligere vurderinger har en kommet til at det foreløpig ikke har vært grunnlag for å oppheve enkeltsaksbehandlingen med individuelle vilkår.

Med virkning fra og med inntektsåret 2002 er det foretatt flere endringer i petroleumsskatteloven, jf. Ot. prp. nr. 86 (2000-2001) og Innst. O. nr. 106 (2000-2001). Endringene innebærer bl.a. at et oljeselskap har rett til å fremføre udekket underskudd og overskytende friinntekt med rente. Videre er det innført adgang til å overføre slikt underskudd og friinntekt til kjøper ved samlet realisasjon av virksomheten på norsk sokkel eller ved fusjon, jf. også forslagene omtalt over om statlig utbetaling av skatteverdien av leteunderskudd og underskudd ved opphør av virksomheten. Etter disse endringene har den skattemessige likebehandlingen økt mellom selskaper som er i og utenfor skatteposisjon (som har skattemessig overskudd eller underskudd). De alminnelige reglene gir dermed i mindre grad skattemessige incentiver eller disincentiver ved overdragelser av utvinningstillatelser mellom selskaper i forskjellig skatteposisjon.

Det er også gitt nye regler for fordeling av finansielle poster mellom land- og sokkelregimet for oljeselskaper som også driver virksomhet på land. Fordeling skjer på grunnlag av skattemessig nedskrevet verdi av formuesobjekter i henholdsvis land- og sokkeldistriktet, i stedet for nettoinntekten som tidligere. Skattereglene for henføring av finansposter mellom sokkel- og landregimet er dermed blitt mer nøytrale ved at rentekostnader i større utstrekning kommer til fradrag i den virksomheten de reelt sett er pådratt. Fra 1994 har oljeselskapene også vært omfattet av en minstekapitalregel for skatteformål. Minstekapitalregelen gjør det mindre lønnsomt skattemessig for oljeselskapene å finansiere utvinningsvirksomheten med høy gjeldsgrad og tilhørende høye gjeldsrenter.

Når de alminnelige reglene i petroleumsskattesystemet er blitt mer nøytrale, er det etter departementets syn færre skattevirkninger det er behov for å nøytralisere etter § 10. Departementet ser fortsatt behov for en individuell samtykkeordning, men har lagt opp til en vesentlig forenkling av praktiseringen, jf. nedenfor. Formålet med praksisendringen er å få enklere saksbehandling med mindre arbeid for selskapene og myndighetene ved søknadsbehandlingen og etterfølgende ligning. Videre er formålet å få kortere saksbehandlingstid og økt forutberegnelighet for selskapene når det gjelder de skattemessige konsekvensene av en overdragelse. Dette er særlig viktig for nye aktører som ønsker å etablere seg på norsk sokkel. En enklere behandling av saker etter § 10 kan legge til rette for overdragelser av utvinningstillatelser, og dermed økt aktivitet på tillatelsene.

Som ledd i arbeidet med å forenkle praktiseringen av petroleumsskatteloven § 10, sendte departementet i brev av 10. juli 2003 og 19. februar 2004 utkast til retningslinjer til blant annet Oljeindustriens landsforening for merknader. Departementet redegjorde for de endelige retningslinjene i brev av 19. februar og 10. mai 2004. Retningslinjene er i hovedsak i samsvar med synspunktene fra industrien.

Departementet legger stor vekt på å oppnå forenklinger i saksbehandlingen. For å oppnå dette, er det nødvendig at retningslinjene ikke fravikes i enkelttilfeller. Departementet vil bare unntaksvis fravike retningslinjene dersom det foreligger helt spesielle omstendigheter.

Når det gjelder det nærmere innholdet av retningslinjene, nevnes følgende hovedpunkter:

• Det skal ikke foretas realisasjonsbeskatning etter de alminnelige reglene ved overdragelse av en utvinningstillatelse mot kontantvederlag. I stedet settes vilkår i § 10-vedtaket om at selgeren ikke er skattepliktig for gevinsten, og at kjøperen ikke får fradrag for kjøpesummen («etter-skatt»-vederlag).

• Det vil som hovedregel bli satt vilkår om at kjøper skal overta selgers avskrivnings- og friinntektgrunnlag på den overdratte tillatelsen (skattemessig kontinuitet). Unntak kan gjøres hvis kjøper er et selskap i etableringsfasen på norsk sokkel og har svak finansiell kapasitet til å overta selgers skatteposisjoner i tillegg til å betale vederlaget for utvinningstillatelsen og tilhørende driftsmidler.

• Minstekapitalregelen i petroleumsskatteloven § 3 bokstav h tar utgangspunkt i forholdet mellom gjeld og egenkapital i selskapets regnskapsmessig balanse. Den regnskapsmessige behandlingen av overdragelser etter § 10 kan føre til en endring av selskapenes samlede lånekapasitet etter § 3 bokstav h med en tilhørende endring i fradragsberettigede gjeldsrenter. Departementet legger til grunn at denne skatteeffekten skal nøytraliseres etter § 10. Forutsetningen er at effekten overstiger 3 mill. kroner i antatt nåverdi.

• For udekket underskudd og overskytende friinntekt oppstått fra og med inntektsåret 2002, er det blant annet innført regler om fremføring med rente og rett til overføring til kjøper ved realisasjon av samlet virksomhet eller ved fusjon. Ved § 10-behandlingen vil departementet ikke nøytralisere skatteeffekten av at selskapene er i ulik skatteposisjon som følge av underskudd eller friinntekt til fremføring oppstått fra og med inntektsåret 2002. Skatteeffekten av at selskaper har underskudd, friinntekt og ufordelte finanskostnader til fremføring pr. 1. januar 2002 skal fortsatt nøytraliseres etter § 10.

• Ved overdragelse av kvalifisert andel aksjer i et selskap som eier utvinningstillatelser, kreves samtykke etter petroleumsloven § 10-12, og dermed også etter petroleumsskatteloven § 10. Departementet legger til grunn at de alminnelige reglene om realisasjon av aksjer skal komme til anvendelse i grunnlaget for alminnelig inntekt. Hvis aksjene unntaksvis anses eiet i særskattepliktig virksomhet på selgerens hånd, skal det skje nøytralisering av gevinst (eller tap) i særskattegrunnlaget. For øvrig nevnes at Regjeringen i St.meld. nr. 29 (2003-2004) foreslår at det innføres en fritaksmetode for aksjeinntekter innenfor selskapssektoren. Det er lagt til grunn at fritaksmetoden også skal gjelde for særskattepliktige selskaper, jf. meldingen pkt. 10.4.5.4.

Det vises til nærmere redegjørelse for retningslinjene i Finansdepartementets brev av 19. februar og 10. mai 2004.

I de fleste sakene om overdragelse av en utvinningstillatelse etter § 10, vil det etter de nye retningslinjene bare være nødvendig å sette vilkår som regulerer realisasjonsbeskatningen (jf. «etter skatt»-vilkår), og nøytralisere effekten av at selskapene kan få endret samlet lånekapasitet etter petroleumsskatteloven § 3 bokstav h med tilhørende endring i fradragsberettigede gjeldsrenter. Dette vil være en vesentlig forenkling i forhold til tidligere praksis. Departementet vil likevel arbeide videre med sikte på ytterligere forenkling av petroleumsskatteloven § 10. Herunder vil en vurdere å rette opp svakheter ved petroleumsskatteloven § 3 bokstav h, som blant annet medfører behov for å nøytralisere endret lånekapasitet ved overdragelser etter § 10.

Netto overskuddsavtaler

Oljeindustrien har pekt på at ordningen med netto overskuddsavtaler for noen lisenser i andre konsesjonsrunde, er lite hensiktsmessig og kan virke hemmende på omsetning av disse lisensene. I St.meld. nr. 38 (2003-2004) varsler Olje- og energidepartementet at en vil vurdere denne ordningen.

Forsering av friinntekten

Etter petroleumsskatteloven § 5 tredje ledd kan oljeselskapene kreve et særskilt inntektsfradrag, friinntekt, i grunnlaget for særskatt. Friinntekten beregnes av de samme investeringene som gir grunnlag for særlige avskrivninger etter petroleumsskatteloven § 3 bokstav b, dvs. produksjonsanlegg og rørledninger med tilhørende installasjoner. Friinntekten utgjør 5 pst. i 6 år (til sammen 30 pst.) av investeringene i slike driftsmidler. Fradraget gis fra og med investeringsåret.

Regjeringen foreslår en raskere fradragsprofil, slik at friinntekten gis over 4 år i stedet for 6 år som i dag. Samlet friinntekt skal fortsatt utgjøre til sammen 30 prosent av investeringen. Etter forslaget vil friinntekten dermed utgjøre 7,5 pst. i 4 år. Endringen vil bedre lønnsomheten etter skatt av investeringer bl.a. i haleproduksjon og økt utvinning.

Endringen foreslås å tre i kraft for investeringer pådratt fra og med 1. januar 2005. De samme investeringene som faller innenfor avskrivningsreglene i petroleumsskatteloven § 3 bokstav b, skal i utgangspunktet omfattes, dvs. både produksjonsanlegg og rørledninger med tilhørende installasjoner. Det foreslås likevel at det i overgangsbestemmelse gis unntak for investeringer foretatt i årene 2005 til 2007 i henhold til plan for utbygging og drift (PUD) eller plan for anlegg og drift (PAD) godkjent av Stortinget i 2004. Videre foreslås at investeringer som faller innenfor de særlige avskrivningsreglene i petroleumsskatteloven § 3 bokstav b tredje punktum foretatt i årene 2005 og 2006, skal følge de gjeldende reglene. Det betyr at investeringer fram til produksjonsstart for Snøhvit og Ormen Lange-prosjektet (inkludert rørledningen Langeled), ikke omfattes av endringen. For disse investeringene antas det ikke å være behov for endrede friinntektsregler i og med at utbyggingsbeslutningene allerede er tatt.

Effekten av å framskynde friinntekten er en nåverdigevinst ved at selskapene får tidligere fradrag. De årlige provenyeffektene for staten vil være størst de første årene etter framskyndingen. Provenytapet vil være i størrelsesorden 200 og 600 mill. kr for henholdsvis 2005 og 2006. Provenyet for staten over hele fremskrivningsperioden vil være om lag 3 mrd. kroner målt som nåverdi ved en risikofri rente før skatt.

Forenkling av skattemessig behandling av incentivkontrakter mv.

Ulike former for samarbeidsavtaler mellom oljeselskapene og andre aktører kan bidra til mer effektiv utnyttelse av ressursene på sokkelen. Et oljeselskap kan for eksempel inngå en avtale med utleier av et produksjonsskip om at enkelte elementer i tariffen skal variere med volumet som produseres. Dermed vil utleier ha et incentiv til å få ut mest mulig petroleum fra feltet. Et annet alternativ kan være å legge inn et element i leietariffen som er knyttet til prisen på petroleum, eventuelt i kombinasjon med et volumavhengig element. Avhengig av den nærmere utformingen, kan slike tariffer føre til at utleier tar en viss risiko for den økonomiske utviklingen i prosjektet. Avtalene kan for eksempel bidra til at begge partene finner det lønnsomt å fortsette produksjonen mot slutten av et felts levetid. De ulike avtalene reiser spørsmål om den skattemessige behandlingen.

Petroleumsskatteloven § 5 første ledd første punktum bestemmer at den som driver utvinning, behandling og rørledningstransport av petroleum, har plikt til å betale særskatt. Et selskap som er rettighetshaver i en utvinningstillatelse på norsk sokkel, er dermed særskattepliktig. Men også den som etter alminnelige skattemessige prinsipper anses som deltaker i utvinningsvirksomheten, uten å være formell rettighetshaver, er omfattet av særskatteplikten. Som deltaker regnes normalt den som har en interesse i foretaket som er typisk for en eier, for eksempel krav på overskudd eller plikt til å dekke underskudd. Grunnlaget for deltakerinteressen vil ofte være et innskudd av kapital i virksomheten, men det kan også være ytelse av en tjeneste eller et lån. Å ha krav på en andel av bruttofortjenesten vil som regel ikke være tilstrekkelig til å anses som deltaker. Det betyr at en tariff som bygger på en fast pris pr. produsert volumenhet, normalt ikke vil medføre at mottaker blir særskattepliktig.

Den nærmere vurderingen av om det foreligger deltakelse i utvinningsvirksomheten etter § 5 første ledd første punktum avhenger av en konkret vurdering av forholdene i det enkelte tilfellet, og foretas av ligningsmyndighetene ved ligningsbehandlingen.

Ved lovendring i 1980 ble det gitt en regel i petroleumsskatteloven § 5 første ledd annet punktum om at «Vederlag som ytes som andel av produksjon eller resultat regnes like med inntekt av utvinning og rørledningstransport». Bestemmelsen kom inn på bakgrunn av en konkret sak, der vederlaget for et lån blant annet var fastsatt som en bestemt andel av produksjonen fra et felt. Formålet med lovendringen var å klargjøre at også slikt vederlag var omfattet av særskatteplikten.

Ordlyden i § 5 første ledd annet punktum er vid, og går lengre enn det som følger av de alminnelige reglene om deltakelse i virksomhet. Bestemmelsen kan skape uklarhet om hvor langt særskatteplikten rekker. Dette kan igjen medføre usikkerhet om den skattemessige behandlingen av forskjellige samarbeidsavtaler som er aktuelle mellom oljeselskapene og andre aktører.

Departementet ønsker å legge til rette for ulike former for samarbeid mellom aktørene på sokkelen, og anser det uheldig hvis det foreligger vesentlig usikkerhet om hvordan transaksjonene vil bli behandlet skattemessig. Det antas tilstrekkelig for å beskytte skattegrunnlaget at særskatteplikten omfatter deltaker i utvinningsvirksomheten etter petroleumsskatteloven § 5 første ledd første punktum. Departementet foreslår derfor at § 5 første ledd annet punktum oppheves. Hvis en transaksjon inngås mellom selskaper som har interessefellesskap, må ligningsmyndighetene på vanlig måte kunne sikre seg mot at særskattepliktig inntekt reduseres ved markedsavvikende prissetting, ved å anvende skjønn etter skatteloven § 13-1.

Selv om petroleumsskatteloven § 5 første ledd annet punktum oppheves, kan det oppstå tvil om hvilke tilfeller som konkret faller innenfor deltakerbegrepet, jf. ovenfor. Vurderingene antas likevel å bli enklere når det bygges på alminnelige skattemessige prinsipper. Det vil således kunne være mulig å utforme kontrakter der vederlaget til entreprenøren kan variere med produsert volum uten at en slik samarbeidspartner gis andel i oljeselskapets nettoresultat av virksomheten på det aktuelle feltet. Det vises også til petroleumsskatteloven § 6 nr. 4 som gir oljeselskapene anledning til å få avklart de skattemessige virkningene av en konkret forestående transaksjon før den gjennomføres.

Utgiftsføring av restverdi for driftsmidler med kort levetid

Utgifter til erverv av rørledningog produksjonsinnretning med de installasjoner som er en del av eller tilknyttet slik innretning, avskrives lineært over seks år etter særreglene i petroleumsskatteloven § 3 bokstav b. Investeringene kan avskrives med inntil 16 2/3 pst. pr. år fra og med det året investeringen er pådratt. Fradraget gis både i alminnelig inntekt og i særskattegrunnlaget.

De samme investeringene som avskrives over seks år, gir også rett til et særskilt inntektsfradrag, friinntekt, i grunnlaget for særskatt, jf. petroleumsskatteloven § 5 fjerde ledd. Friinntekten utgjør i dag fem pst. av kostprisen for driftsmidlet i seks år, dvs. til sammen 30 pst. av investeringen. Det vises for øvrig til forslaget om forsering av friinntekten.

Gjeldende regler om lineære avskrivninger og friinntekt over seks år kommer til anvendelse uavhengig av driftsmidlets antatte eller faktiske levetid. Det betyr at skattyter har rett til lineære avskrivninger over seks år selv om rørledningen eller produksjonsinnretningen har en levetid utover seks år. På den annen side kan skattyter ikke kreve fradrag for avskrivninger (eller friinntekt) med en høyere sats enn 16 2/3 pst. (fem pst.) selv om driftsmidlet på investeringstidspunktet har en antatt levetid under seks år. Utgift til erverv av et driftsmiddel i utvinningsvirksomheten med kortere forventet brukstid enn tre år, kan fradragsføres direkte i investeringsåret etter det alminnelige prinsippet i skatteloven § 14-40. Investeringer i driftsmidler som fradragsføres direkte, vil ikke gi rett til friinntekt.

Fram til i dag har petroleumsskattelovens særregler om avskrivninger og friinntekt vært gunstige for skattyter fordi feltene på sokkelen normalt har hatt en levetid på mer enn seks år. Dette vil ikke være tilfellet hvis et felt for eksempel bare produserer i fire år, og produksjonsinnretningen deretter tas ut av bruk. Avskrivningsperioden for driftsmidlene (det enkelte års investeringer) kan imidlertid i større eller mindre grad være lengre enn produksjonsperioden, fordi investering i produksjonsanlegg oftest vil pågå en tid før produksjonsstart, og de skattemessige avskrivninger etter petroleumsskatteloven kan påbegynnes allerede i investeringsåret.

Problemstillingen med driftsmidler som tas ut av bruk før utløpet av avskrivningsperioden, er også aktuell i forbindelse med tilleggsinvesteringer på slutten av et felts levetid, typisk ved forlenget haleproduksjon. Det kan da oppstå en situasjon der driftsmidlet (det enkelte års tilleggsinvesteringer) ikke vil være fullt avskrevet ved opphør av produksjonen.

Departementet antar at en produksjonsinnretning som har mistet sin økonomiske verdi for skattyter på det aktuelle feltet på grunn av opphør av produksjonen, og som ikke kan benyttes i skattyters øvrige aktivitet eller selges til andre selskaper, må anses utrangert. Utrangering av driftsmidler er ansett som skattemessig realisasjon etter de alminnelige skattereglene. Ved realisasjon av driftsmidler som avskrives lineært over seks år etter petroleumsskatteloven § 3 bokstav b, skal det foretas en gevinst- eller tapsberegning, der gevinst inntektsføres eller tap fradragsføres lineært over en ny seksårsperiode, jf. petroleumsskatteloven § 3 bokstav f. Gevinsten eller tapet settes lik realisasjonsvederlaget fratrukket driftsmidlets skattemessige verdi på realisasjonstidspunktet. Tilsvarende oppgjør blir foretatt ved beregning av friinntekt. Skattyter må inntektsføre eller fradragsføre friinntekt av eventuelle gevinster eller tap over en ny seksårsperiode, jf. petroleumsskatteloven § 5 femte ledd. Når realisasjonsverdien er null, vil tapet (dvs. resterende avskrivninger og friinntekt) fordeles over en ny seks-årsperiode i stedet for den gjenværende opprinnelige perioden. For skattyter er en slik periodisering mindre gunstig enn om den opprinnelige avskrivnings- og friinntektsprofilen var blitt videreført for den resterende delen av seksårsperioden. Før gjeldende realisasjonsregler ble innført i 1998 var det antatt at tap (restverdi) på driftsmidler ved opphør av produksjon eller utrangering før avskrivningsperiodens utløp, kunne utgiftsføres i sin helhet som tap i næringsvirksomhet i utrangeringsåret. Det antas at det ikke foreligger adgang til et slikt umiddelbart tapsfradrag i utrangeringsåret etter gjeldende regler.

Etter departementets syn er det uheldig at de alminnelige reglene for realisasjon kan gi en ugunstig skattemessig behandling av driftsmidler som utrangeres på felt med kort produksjonstid. På denne bakgrunn vil departementet foreslå at driftsmidler som utrangeres, unntas fra reglene om realisasjon i petroleumsskatteloven §§ 3 bokstav f og 5 femte ledd. Forutsetningen er at driftsmidlet ikke kan selges eller overføres til bruk på et annet felt, dvs. ikke lenger har noen økonomisk verdi for skattyter. Når det gjelder friinntekten vises det for øvrig til forslaget over om raskere fradrag, jf. omtalen over. En endring av friinntektsperioden fra seks til fire år gjør det mindre sannsynlig at driftsmidlet utrangeres før det er innrømmet fullt fradrag for friinntekt med 30 pst.

Departementet vil foreslå at skattyter kan føre tap ved utrangering dvs. restverdi etter avskrivning av investering, til umiddelbart fradrag i utrangeringsåret. Ved umiddelbar utgiftsføring vil skattyter ikke innrømmes rett til eventuell ytterligere friinntekt utover det som allerede er kommet til fradrag fram til utrangeringstidspunktet.

Forslaget vil medføre at skattyter får fullt fradrag for tap ved utrangering av driftsmiddel som avskrives etter petroleumsskatteloven § 3 bokstav b på et tidligere tidspunkt enn det petroleumsskatteloven tillater i dag. Det foreslås at endringen bare skal gjelde for driftsmidler som utrangeres i forbindelse med at produksjonen fra feltet opphører. Forslaget skal tre i kraft med virkning for utrangering som skjer etter 1. januar 2005.