4 Styringssystemet, aktørbildet og den statlige deltagelsen – tilpasninger for å styrke kontinentalsokkelens konkurransekraft

Hovedmålene i olje- og gasspolitikken kan sammenfattes i begrepene velferd, miljø og langsiktighet. Fellesskapet skal sikres en stor andel av inntektene fra virksomheten. Det er viktig at myndighetene utformer og benytter styringssystemet for petroleumssektoren og den statlige deltagelsen i petroleumsvirksomheten på en måte som sikrer at disse målene ivaretas. Samtidig er det viktig at norsk kontinentalsokkels konkurransekraft videreutvikles og styrkes slik at kontinentalsokkelen tiltrekker seg aktører som vil bidra til at målene i petroleumspolitikken nås.

Hovedutfordringen på kontinentalsokkelen er at kostnadsnivået er for høyt i forhold til den prisutvikling oljeselskapene legger til grunn for sine beslutninger om videre drift av eksisterende felt, utvikling av funn og leting. Et viktig bidrag for å sikre at reservene i eksisterende felt kan produseres effektivt og at nye lønnsomme funn kan realiseres, er således å redusere kostnadene og/eller øke inntektspotensialet knyttet til de ulike felt og funn. En slik utvikling vil legge grunnlaget for ny aktivitet, sysselsetting og statlige inntekter.

Industrien har indikert at anslagsvis 50 pst. av kostnadsutfordringen er knyttet til ny teknologi og 30 pst. til arbeidsprosesser og organisering. De resterende 20 pst. av potensialet tilskriver industrien rammeverket.

Det er petroleumsindustrien selv som har hovedansvaret for teknologiutviklingen. På kort sikt vil utviklingen av ny teknologi i liten grad kunne bidra til effektiviseringer og kostnadsreduksjoner. I første omgang vil utfordringen for næringen være å utnytte tilgjengelig teknologi på en mer effektiv måte, blant annet gjennom utvidet samarbeid. På noe lengre sikt vil ny og mer effektiv teknologi være avgjørende for om store deler av ressursbasen på kontinentalsokkelen skal bli lønnsomme å utvikle og produsere. Myndighetenes bidrag innenfor dette området er nærmere omtalt i kapittel 7.

Oljeselskapene og leverandørindustrien bærer hovedansvaret for omlegging av arbeidsprosesser og effektivisering av samarbeidsrelasjonene i næringen. Myndighetene må på sin side legge til rette for dette ved å utforme et tilstrekkelig fleksibelt og godt tilpasset styringssystem og rammeverk.

Myndighetene har ansvaret for å utforme det myndighetsbestemte rammeverket på en effektiv måte. Dette legger rammene for de forretningsmessige beslutningene i næringen. Rammeverket kan deles i tre hovedelementer: Styringssystemet, aktørbildet og det statlige engasjementet. Disse elementene må utformes slik at målene knyttet til helse, miljø, sikkerhet og ressursforvaltning oppnås på en minst mulig kostnadskrevende måte. Også innkrevingen av statlige inntekter fra næringen må skje på en effektiv måte.

Dette er bakgrunnen for at det i meldingen først og fremst fokuseres på endringer i rammeverket som styrker grunnlaget for samfunnsøkonomisk gode beslutninger i industrien. For å finne fram til slike tiltak er det foretatt en gjennomgang av både styringssystemet på ressurssiden og av aktørbildet.

I dette kapitlet gjennomgås styringssystemet, aktørbildet og deler av den statlige deltagelsen i petroleumsvirksomheten. Siktemålet er å foreta tilpasninger på disse områdene som vil bidra til å videreutvikle og styrke kontinentalsokkelens konkurransekraft. Det redegjøres nærmere for styringssystemet i avsnitt 4.1 og for aktørbildet i avsnitt 4.2. Den statlige deltagelsen med fokus på skatte- og avgiftssystemet, omtales i avsnitt 4.3.

Firmaet Arthur D Little har på oppdrag fra departementet gjennomført to studier av norsk kontinentalsokkels konkurransekraft. I den første studien, konkurransedyktighet for norsk kontinentalsokkel, "The Competitiveness of the Norwegian Continental Shelf in Light of Recent Market Changes", ble prospektivitetet og kostnadsforholdene i Norge sammenlignet med tilsvarende forhold i andre petroleumsregioner. I en oppfølgningsstudie, drivkrefter og hindringer for deltagelse på norsk kontinentalsokkel, "Drivers and Barriers Operating on the Norwegian Continental Shelf" ble blant annet attraktiviteten for norske områder for nye aktører samt hvordan norske områder passer inn i ulike oljeselskapers porteføljestrategi, vurdert.

4.1 Styringssystemet

Styringssystemet er det sett av virkemidler som myndighetene har for styring av og kontroll med petroleumsvirksomheten. Myndighetenes styringssystem består av flere elementer og forvaltes av flere instanser. Kommunal- og regionaldepartementet er ansvarlig for de sikkerhets- og arbeidsmiljømessige deler av petroleumsvirksomheten, mens Olje- og energidepartementet har ansvaret for ivaretagelsen av ressursforvaltningen.

Staten har i henhold til alminnelige folkerettslige prinsipper suverene rettigheter over petroleumsressursene på kontinentalsokkelen. Statens eiendomsrett til petroleumsressursene er i nasjonal rett fastslått i petroleumsloven. Statens eiendomsrett til petroleumsressursene danner grunnlaget for den offentligrettslige reguleringen av petroleumsvirksomheten.

Petroleumsloven inneholder de overordnede hjemler for konsesjonssystemet og krav til sikkerhet. Det er også gitt forskrifter til loven. Disse er bl.a. petroleumsforskriften, sikkerhetsforskriften og forskrift om styringssystem for å etterleve myndighetskrav knyttet til sikkerhet, arbeidsmiljø og vern av ytre miljø i petroleumsvirsomheten. Utover overordnede lover og forskrifter, består petroleumsregelverket av flere sentrale dokumenter, herunder konsesjonsverket, PUD og PAD-veiledere, kontrollordningsbeskrivelsen, samtykkeordningen og det samlede underliggende regelverk innenfor ressurs- og sikkerhetsforvaltning. Disse inneholder nærmere rettigheter og plikter aktørene i petroleumsvirksomheten har.

Før det tildeles utvinningstillatelse må området være åpnet for letevirksomhet. Prosedyrer og regler for dette er nedfelt i lov og forskrift. Utvinningstillatelsen regulerer de deltakende selskapers rettigheter og plikter i forhold til staten. Tillatelsen gir enerett til undersøkelse, leteboring og utvinning av petroleum innenfor tillatelsens område, og gir detaljerte vilkår for den enkelte tillatelse. Rettighetshavere blir eiere av den petroleum som produseres.

I medhold av petroleumsloven settes det som vilkår for tildeling av en utvinningstillatelse at rettighetshaverne inngår en samarbeidsavtale med de øvrige deltakerne i tillatelsen. Avtalen regulerer i hovedsak forholdet mellom de private parter. Samarbeidsavtalen danner grunnlaget for den daglige organisering, drift og utbytte fra petroleumsvirksomheten. Videre må rettighetshaverne inngå en regnskapsavtale som har bestemmelser om regnskapsføring og økonomiske forhold.

Dersom et funn strekker seg over områder for mer enn en utvinningstillatelse, er rettighetshaverne forpliktet til å inngå en samordningsavtale for å sikre forsvarlig utnyttelse av petroleumsressursene.

Ved utbygging og drift av petroleumsforekomster utarbeider rettighetshaverne en plan for utbygging og drift. Planen består av en utbyggingsdel og en konsekvensutredningsdel. Det skal videre utarbeides en plan for anlegg og drift for innretninger for transport og utnyttelse av petroleum.

I god tid før konsesjonstiden i en utvinningstillatelse eller bruken av en innretning opphører, skal rettighetshaver legge fram en avslutningsplan. Departementet fatter deretter vedtak om disponering.

I tillegg skal en rekke nærmere angitte avtaler og tiltak industrien ønsker å iverksette forelegges myndighetene for godkjennelse eller samtykke.

Myndighetenes styring av virksomheten gjennom lovgivning og enkeltvedtak, er bestemmende for aktørenes adferd. Den er også bestemmende for forvaltningen av statens eierinteresser og innkreving av skatter og avgifter.

For en nærmere gjennomgang av styringssystemet har en i dette avsnittet valgt å dele virksomheten inn i dens hovedfaser;

• letefasen

• utbyggings- og driftsfasen

• avslutnings- og disponeringsfasen.

Det gis også en omtale av andre forhold av mer generell art samt elementer tilknyttet selve petroleumslovgivningen. Forholdet til aktørene og elementer knyttet til den statlige deltagelsen er behandlet i egne avsnitt senere i kapitlet.

4.1.1 Lete- og konsesjonspolitikken

Siktemålet med letevirksomheten er å påvise nye, lønnsomme petroleumsressurser, samt å bidra til et stabilt og jevnt aktivitetsnivå. Letevirksomheten og konsesjonspolitikken legger grunnlaget for fremtidige feltutbygginger, produksjon og statsinntekter. Gjennom konsesjonspolitikken tildeles selskapene utvinningstillatelser. På denne måten får selskapene tilgang på nye forretningsmuligheter.

Konsesjonspolitisk er det hensiktsmessig å dele kontinentalsokkelen inn i tre områder, Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Det vil likevel også innenfor disse områdene være betydelige variasjoner når det gjelder modenhet og utfordringer.

Store deler av Nordsjøen er etter mange års leteaktivitet godt kartlagt. I de modne delene av Nordsjøen må det antas at de fremtidige funnene hovedsakelig vil være små, ofte mindre enn 10 mill Sm³ oljeekvivalenter utvinnbart. I disse områdene er det likevel grunn til å tro at utbygging av selv små funn kan være lønnsomt, særlig dersom de ligger nær eksisterende infrastruktur og blir faset inn i tide til å utnytte ledig kapasitet i denne.

I Norskehavet er det gjort flere forholdsvis store funn de senere årene. Potensialet for uoppdagete ressurser er større enn i Nordsjøen. De vestlige deler av Norskehavet er lite utforsket. Foreløpige undersøkelser tyder på at det i disse områdene er størst sannsynlighet for å finne gass. I tillegg er det betydelige teknologiske og forretningsmessige utfordringer knyttet til utnyttelsen av disse ressursene. Dette er særlig knyttet til store havdyp og stor avstand til markedene.

I Barentshavet er det særlig stor usikkerhet knyttet til ressursanslaget. Oppsidepotensialet forventes å være mer begrenset enn i Norskehavet. Store deler av Barentshavet er uutforsket og ikke åpnet for kommersiell letevirksomhet. Dette gjelder bl.a. Barentshavet nord, det vil si området nord for Bjørnøya. Også i Barentshavet er det størst forventninger til gassfunn.

Figur 4.1 viser det totale ressursbildet for de tre områdene Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. De samlede ressursene på kontinentalsokkel er anslått til 13,2 mrd. Sm³ o.e. Det meste av disse ressursene ligger i Nordsjøen, en del i Norskehavet, mens en liten del ligger i Barentshavet. Det antas at om lag 35 pst. av de gjenværende ressursene er uoppdagete. Om lag 31 pst. av disse uoppdaget ressursene ligger i Nordsjøen, om lag 42 pst. ligger i Norskehavet og om lag 27 pst. ligger i Barentshavet. De skråstilte delene av ressurssøylene angir usikkerheten i anslagene. Figuren angir også områdene på kontinentalsokkelen som så langt er konsesjonsbelagt. I Barentshavet er tildelingen av seismikkområder under Barentshavsprosjektet 1997 angitt og betegnet som seismikkområder.

Kilde: OD

Tildelingstempo

Det er foretatt en skrittvis åpning av nye leteområder gjennom en 30-årsperiode. Nordsjøen ble gjort tilgjengelig for letevirksomhet i 1965, mens Stortinget i 1980 gjorde mindre deler av Norskehavet og Barentshavet sør tilgjengelig for letevirksomhet. I 1994 ble store deler av Norskehavet samt en mindre del av Skagerrak gjort tilgjengelig for letevirksomhet.

I St.meld. nr. 37 (1998-99) varslet departementet at det ville etablere langtidsplaner for konsesjonsrunder og andre tildelinger. Stortinget sluttet seg til dette.

Tildeling av utvinningstillatelser og omfanget på slike tildelinger er en viktig del av industriens rammebetingelser og myndighetenes styringssystem for kontinentalsokkelen.

Forutsigbarhet i tildelingspolitikken med hensyn til hvilke arealer som blir utlyst, og når områdene gjøres tilgjengelig for industrien, påvirker selskapenes mulighet for langsiktig planlegging. Dette får igjen innvirkning på effektiviteten i næringen. Økt forutsigbarhet vil kunne gi en mer effektiv ressursbruk ved at selskapenes kartlegging av ikke tildelt areal effektiviseres, samtidig som det vil lette selskapenes planlegging av hvilke menneskelige ressurser som skal allokeres til Norge. Dette vil bidra til å øke selskapenes interesse for norske områder. Samlet sett vil økt forutsigbarhet bidra til at det skapes større verdier for staten og selskapene.

Erfaringene så langt har vist at tildelingene er et lite treffsikkert virkemiddel til å styre den kortsiktige utbyggingsaktiviteten og produksjonsutviklingen fra virksomheten. Dersom det gjøres funn i et tildelt område, vil det normalt ta lang tid fra området ble tildelt til det kommer i produksjon. Det er i tillegg stor usikkerhet knyttet til hvor store ressurser den aktuelle konsesjonsrunde vil generere.

Letevirksomheten i Norskehavet startet i 1980 og nye områder på dypt vann ble åpnet for letevirksomhet av Stortinget i 1994. Utforskningsmessig består Norskehavet av både forholdsvis modne og mer umodne områder. De mest modne områdene er Halten- og Dønnterrassen, mens de minst modne områdene er Vøring- og Mørebassenget lenger vest der geologien er lite kjent. I 1990-årene har tildelingstakten i Norskehavet vært ujevn. Det har vært stor usikkerhet knyttet til tildelingstidspunkter og omfang på de aktuelle runder, noe som har påvirket effektiviteten i næringen.

16. konsesjonsrunde som omfatter areal i Norskehavet, ble utlyst i september 1999 og tildeling fant sted i april 2000.

For å sikre god ressursforvaltning, søker departementet å bidra til å gi selskapene en jevn tilgang på areal og derigjennom gi dem tilgang til nye forretningsmuligheter. Dette vil bidra til videre utvikling av gode letemiljøer i flere selskaper som effektivt kan lete etter og påvise nye ressurser.

Departementet vil som hovedregel legge opp til å ha konsesjonsrunder for Norskehavet hvert annet år. Dette vil bidra til økt forutsigbarhet i tildelingspolitikken. Myndighetenes mulighet til å styre tildelingene blir ivaretatt ved at man i god tid før hver runde legger opp til en god dialog med industrien. Dialogen vil avklare hvilke blokker selskapene ønsker skal inngå i konsesjonsrunden, og resultatet av dialogen vil sammen med en helhetsvurdering danne grunnlaget for departementets endelige beslutning for omfanget av hver enkelt konsesjonsrunde.

Departementet vil for fremtiden legge opp til at selskapene som hovedregel vil bli invitert til å foreslå areal for utlysning i Nordsjøen hvert år. Det vil ikke bli lagt begrensinger på selskapenes muligheter til å foreslå areal for utlysning i dette området. På grunnlag av selskapenes forslag vil en årlig vurdere interessen for og behovet for konsesjonstildelinger i Nordsjøen.

Departementet har invitert selskapene til å foreslå areal som kan lyses ut under nordsjøtildelingene 2000. Omfanget og formatet på tildelingene i 2000, vil bli nærmere avklart når selskapenes forslag foreligger.

På noe lengre sikt legger departementet opp til en politikk for Nordsjøen der areal som hovedregel lyses ut dersom det er interesse blant selskapene og der omsøkt areal som hovedregel tildeles dersom det er omsøkt av kvalifiserte selskaper. På denne måten vil en oppnå en bedre tilgang til areal for selskapene og bidra til en effektiv ressursforvaltning i den mest modne delen av kontinentalsokkelen.

For Barentshavet sør vil behovet for nye konsesjonstildelinger avhenge av utforskningen i de eksisterende utvinningstillatelsene, særlig i det arealet som ble tildelt i Barentshavprosjektet i 1997. Det vil ventelig foreligge nye leteresultater fra området i løpet av 2001. På dette grunnlag finner departementet det ikke nå hensiktsmessig å etablere langtidsplaner for fremtidige konsesjonstildelinger i Barentshavet sør.

Tiltak

• Departementet vil som hovedregel legge opp til å ha konsesjonsrunder hvert annet år for Norskehavet.

• I Nordsjøen vil departementet som hovedregel legge opp til at selskapene hvert år vil bli invitert til å foreslå areal for utlysning. På grunnlag av selskapenes forslag, vil en årlig vurdere interessen for og behovet for konsesjonstildelinger i Nordsjøen.

• Departementet finner det ikke hensiktsmessig å etablere langtidsplaner for konsesjonstildelinger i Barentshavet sør før nye boreresultater foreligger i 2001.

Gruppesøknader

Et system med gruppesøknader innebærer at selskapene gis anledning til å samarbeide om utforskningen av ikke-konsesjonsbelagt areal før utlysning og at de gis anledning til å levere felles konsesjonssøknad. Ved gruppesøknader vil samarbeidet mellom selskapene før tildeling normalt være regulert i egne avtaler – "Agreement of Mutual Interest" (AMI-avtaler). Dette er avtaler mellom uavhengige selskaper som vanligvis kun omhandler samarbeid om og forberedelse av en søknad om konsesjon og som forplikter selskapene til å søke i fellesskap om tillatelser innenfor AMI-avtalenes rammer. Avtalene regulerer forhold som selskapenes eierandeler, hvilket geografisk område avtalen skal gjelde for, operatørspørsmålet, arbeidsdelingen mellom selskapene og budsjett før konsesjonstildeling.

Alle selskapene i en gruppe må oppfylle de til enhver tid gjeldende kompetansekrav for operatører og rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel.

Et krav om individuelle søknader innebærer at selskapene hver for seg utarbeider og innleverer konsesjonssøknad. Hvert enkelt selskap må foreta alle tekniske og andre vurderinger som ligger bak søknadene. Etter at søknadene er vurdert, setter departementet sammen rettighetshavergruppene, normalt 3-5 selskaper, og utpeker operatør. Før 1994 krevde norske myndigheter individuelle søknader for alle områder.

I 1994 ble det åpnet for gruppesøknader i Barentshavet sør. I Nordsjøen ble gruppesøknader brukt i 1. konsesjonsrunde (1965) og i 2. konsesjonsrunde (1969). Fra og med tildelingen av utvinningstillatelse 037 (Statfjord) i 1973 og fram til 1997 har departementet satt sammen rettighetshavergruppene i utvinningstillatelsene. I 1997 ble det tildelt utvinningstillatelser i Barentshavet sør der gruppesøknader ble akseptert, mens første tildeling der myndighetene igjen aksepterte gruppesøknader i Nordsjøen, fant sted i 1999.

Gruppesøknader gir selskapene anledning til å finne de samarbeidspartnerne de selv mener vil gi det beste bidraget i forbindelse med utformingen av søknaden om utvinningstillatelse. Selskapenes valg av samarbeidspartner vil også bidra til effektivisering i andre faser av virksomheten. Spesielt vil gruppesøknadsordningen kunne medføre reduserte kostnader i fasen før arealet tildeles, ved at selskapene ikke individuelt og parallelt foretar forberedelsene til en søknad med de ekstra kostnader dette medfører. I stedet vil selskapene samarbeide og dele på arbeid og kostnader innenfor gruppen. For selskaper som ikke er deltakere på kontinentalsokkelen, vil gruppesøknader gi dem mulighet for å få innpass gjennom å inngå samarbeid med etablerte selskaper. I de fleste petroleumsproduserende land, Storbritannia og Danmark inkludert, aksepteres gruppesøknader.

Gruppesøknader kan medføre at bredden i beslutningsgrunnlaget blir svekket. Dette fordi antallet selskaper som foretar en totalvurdering av de aktuelle arealer for tildeling kan reduseres når selskapene går sammen i grupper for å dele på arbeidet. Det kan være tilfeller der operatøren på vegne av hele gruppen foretar alt arbeidet med søknaden. Dette kan være spesielt alvorlig i nye utfordrende leteområder der mangfold og kreativitet kan være avgjørende for å avdekke nye petroleumsressurser.

Det er mulig å avdempe de effektivitetsmessig negative sidene ved gruppesøknader ved å bidra til bredden i beslutningsgrunnlaget og hindre eventuelle andre ulemper med gruppesøknader. Dette kan ivaretas ved at myndighetene blant annet gis anledning til å komplettere rettighetshavergruppen med andre selskaper enn de som inngår i gruppen dersom disse besitter særlig kompetanse, eller at det av andre grunner vurderes som ønskelig å ha dem med i utvinningstillatelsen. Tilsvarende kan myndighetene begrense antall deltakere i hver gruppe og sette grense for maksimal varighet av AMI-avtalene.

I St.meld. nr. 46 (1997-98) ble det introdusert en modell for gruppesøknader for Nordsjøen. Ut fra en samlet vurdering av fordeler og ulemper synes også de andre delene av kontinentalsokkelen nå å være godt egnet til at selskapene kan levere inn gruppesøknader etter samme modell. Departementet vil derfor åpne for gruppesøknader på hele kontinentalsokkelen etter 16. konsesjonsrunde.

Tiltak

• Departementet åpner for gruppesøknader for hele kontinentalsokkelen.

Tildelingskriterier

Tildelingssystemet på kontinentalsokkelen er i all hovedsak uendret siden 1. konsesjonsrunde i 1965. I lys av strukturendringene i næringen og de politikktilpasninger som skisseres i denne meldingen, har departementet vurdert de eksisterende tildelingskriteriene for konsesjonstildelinger. Tildelingskriteriene som gjelder, består av fem generelle punkter. Det blir vektlagt at søkeren må ha relevant kompetanse både i forhold til teknologi og geologi, samt helse, miljø og sikkerhet. De siste punktene gjelder mer generelt hva slags erfaring myndighetene har med søkeren, og også hvilken erfaring søkeren har fra norsk kontinentalsokkel eller fra andre tilsvarende geografiske områder. Det er også viktig at søkeren har tilstrekkelig finansiell kapasitet til fullt ut å utnytte ressursene som finnes i området og dekke erstatningsansvar søkeren kan pådra seg i forbindelse med virksomheten, herunder forurensing.

Departementet har gjennomført et prosjekt som vurderte mulige tilpasninger både innenfor dagens system og innenfor alternative systemer. Prosjektet ble avsluttet ved årsskiftet 1999/2000. Siktemålet med dette prosjektet var å vurdere om dagens tildelingskriterier fremmer det aktørbildet på kontinentalsokkelen som gir høyest mulig verdiskaping. Samtidig vurderer en om det rundt selve tildelingsprosessen er stor nok grad av objektivitet, offentlighet og gjennomsiktighet. Fra et samfunnsøkonomisk synspunkt er det uheldig dersom tildelingskriteriene i seg selv fører til unødige kostnader for selskapene uten at offentlige inntekter samtidig øker.

Dagens tildelingskriterier er utformet generelt og kan derfor virke uklare for industrien. Dette kan medføre unødvendig arbeid og dermed høyere kostnader fra selskapenes side. Det er antakelig også slik at et diskresjonært system, slik det er utformet i dag, fører til at selskapene i sin opptreden lytter til myndighetenes synspunkter også utover det de selv mener er forretningsmessig fornuftig. Dette vil i praksis si at selskapene kan komme til å overoppfylle de krav myndighetene stiller, eller også at de oppfyller krav myndighetene ikke stiller, men som selskapene likevel håper kan stille dem i et bedre lys når tillatelser skal tildeles. Resultatet kan bli ineffektivitet i mange deler av virksomheten. Samtidig kan det for selskapene, og kanskje i særlig grad for eventuelle nykommere, være uklart hvilken status de faktisk har hos konsesjonsgivende myndighet. Denne uklarheten kan påvirke selskapenes fokus i forbindelse med konsesjonsrundene spesielt og også i virksomheten for øvrig.

Samtidig har de gjeldende tildelingskriterier flere sterke sider. Myndighetene har med dagens tildelingskriterier gode muligheter til å påvirke aktørbildet på kontinentalsokkelen, bl.a. ved å gjøre avveininger mellom selskaper med ulik erfaringsbakgrunn og på denne måten sikre god bredde i selskapsdeltagelsen på kontinentalsokkelen total sett. Myndighetene kan med dagens system også sette sammen selskaper i en tillatelse som har ulik teknisk og geologisk erfaring i den hensikt å legge grunnlaget for bedre utbyggings- og driftsløsninger. Generelt legger dagens system et grunnlag for myndighetene til å påvirke aktørbildet og derigjennom ressursforvaltningen. Etter som områdene blir mer modne, svekkes argumentene for et diskresjonært tildelingssystem.

Det må likevel påpekes at de fleste konsesjonssystemer har både sterke og svake sider. For å styrke kontinentalsokkelens konkurransekraft kan en ikke utelukke at tilpasninger i systemet kan være hensiktsmessig.

Tiltak

• Departementet vil videreføre det arbeidet som er igangsatt for å klargjøre alternative tildelingskriterier, og eventuelle tilpasninger i eksisterende tildelingskriterier ved konsesjonstildelinger.

Søknadsdokumentasjon

I forbindelse med søknader i konsesjonsrunder og andre tildelinger krever departementet relevant dokumentasjon fra oljeselskapene. Denne benyttes som grunnlag for selve konsesjonstildelingen og særlig i valget mellom selskaper eller selskapsgrupper. Denne dokumentasjonen henger nært sammen med tildelingskriteriene. Dokumentasjonskravene er gjenstand for kontinuerlig vurdering og tilpasses utfordringene i de ulike rundene. Selskapene vil ha behov for å foreta egne områdeevalueringer for å kunne vurdere prospektivitet og forventet verdi av omsøkte blokker. På grunn av konkurransesituasjonen kan dokumentasjonen i forbindelse med konsesjonssøknaden bli mer omfattende enn det som er nødvendig både for selskapet og myndighetene. Dokumentasjonsnivået som selskapene har lagt seg på, spesielt i forbindelse med den tekniske evalueringen av utlyste blokker, kan bidra til unødvendig høye kostnader og til at for mye arbeid foretas i tidsrommet før utvinningstillatelse tildeles. Oljedirektoratet har utfordret industrien til å redusere og presisere dokumentasjonen og i større grad benytte studier og annet arbeid som tidligere er foretatt i de aktuelle områdene for å redusere kostnadene i forbindelse med konsesjonssøknaden.

De største kostnadene før konsesjonstildeling er knyttet til kjøp av seismikk. Ideelt sett burde datainnsamling i større grad enn i dag foregå etter at en utvinningstillatelse er tildelt.

Departementet vil i forbindelse med evalueringen av tildelingskriteriene, vurdere ulike modeller for å forenkle søknadsdokumentasjonen. Spesielt for fremtidige tildelinger i modne områder kan det være naturlig å redusere dokumentasjonen gjennom et system der selskapene på forhånd har gjennomgått en prekvalifisering for de ulike oppgavene, jf. omtale i avsnitt 4.3.2. For å oppnå effektivitetsmessige forbedringer, vil departementet utarbeide standarder for søknadsinnhold i konsesjonssøknader som bidrar til at selskapene reduserer dokumentasjonen.

Tiltak

• Departementet vil legge til rette for å forenkle søknadsdokumentasjonen som kreves av selskapene i forbindelse med konsesjonsrunder. Dette vil etableres før neste konsesjonsrunde i Norskehavet.

• Departementet vil før gjennomføringen av nordsjøtildelingene 2000 utarbeide standarder for søknadsinnhold for modne områder, for å bidra til at selskapene reduserer dokumentasjonen vesentlig.

Åpning av nye områder

Før det gis tillatelse til leteboring ved tildeling av utvinningstillatelse, må området der det skal bores være åpnet for letevirksomhet. Dette foretas ved stortingsbeslutning. Det skal i denne forbindelse utarbeides en konsekvensutredning med vurdering av blant annet miljømessige, økonomiske og samfunnsmessige virkninger som virksomheten kan ha for andre næringer og tilstøtende distrikter.

De områdene som ikke er åpnet for letevirksomhet er deler av de kystnære områdene i Norskehavet og deler av Skagerrak, samt store deler av Barentshavet, spesielt områdene beliggende nord for Bjørnøya.

Det er siden slutten av 1980-årene foretatt en rekke miljø- og fiskerirelaterte studier knyttet til problemstillinger i Barentshavet generelt og særlig for områdene nord for Bjørnøya. Her er olje og is et særlig fremtredende spørsmål. Stortinget er fortløpende orientert om fremdriften i arbeidet. I lys av markedsutsiktene, den geologiske usikkerheten og de teknologiske utbyggingsløsningene en kan se for seg i dette området, samt områdets miljømessige sårbarhet, er det stor usikkerhet knyttet til den forretningsmessige interessen for dette området.

Departementet tar derfor ikke sikte på å foreta nye miljø- og fiskeriutredninger av Barentshavet nord i år 2000 eller de nærmeste årene. Det vil likevel bli foretatt enkelte tekniske undersøkelser i området, blant annet som grunnlag for å avgrense kontinentalsokkelens utstrekning.

Stortingets behandling av St.meld. nr. 26 (1993–94) medførte at de kystfjerne områdene i Norskehavet (Vøring- og Mørebassenget) og de kystfjerne områdene i Nordland IV og V ble åpnet for letevirksomhet. I samme melding var det en omtale av de mer kystnære områdene i Nordland VII utenfor Lofoten, Trøndelag I øst, hoveddelen av Nordland VI samt de kystnære områdene i Nordland IV og Nordland V. Det ble i meldingen konkludert med at det da ikke var ønskelig å åpne disse områdene for letevirksomhet.

Nordland fylkeskommune har bedt departementet om å igangsette et arbeid for å klargjøre behovet og interessen for petroleumsvirksomhet i kystnære områder utenfor Nordland, utover de områdene som ble åpnet i 1994.

Departementet vil initiere en forstudie av de ovennevnte områdene utenfor Nordlandskysten. Resultatene i rapporten vil vurderes grundig før en eventuelt tar nye skritt. Formålet er å kartlegge i hvilken grad ny kunnskap knyttet bl.a. til de ressurser fiskeri- og miljømessige forhold kan tilsi at det bør vurderes å igangsette en konsekvensutredning for hele eller deler av de aktuelle områdene. Når arbeidet er sluttført vil Stortinget bli orientert.

Tiltak

• Departementet tar ikke sikte på å igangsette nye miljø- og fiskeriutredninger i Barentshavet nord i år 2000 eller de nærmeste årene.

• Departementet vil initiere en forstudie. Dette for å klargjøre om det er grunnlag for å igangsette en konsekvensutredning om petroleumsvirksomhet i kystnære områder utenfor Nordland utover de områdene som ble åpnet i forbindelse med behandlingen av St.meld. nr. 26 (1993-94).

Datatilgjengelighet

En forutsetning for å oppnå en effektiv letevirksomhet er at selskapene har tilgang på seismiske data og brønndata. Myndighetene spiller her en viktig rolle gjennom salg av egne data som Oljedirektoratet har samlet inn, og gjennom fastsettelse av frigivnings- og andre regler for data som er samlet inn og bearbeidet av industrien.

Fra Norskehavet og nordover er det obligatorisk for selskapene å kjøpe Oljedirektoratets seismiske datapakker for å få rett til å anskaffe egne eller tredjeparts data. Målet med datapakkene var, på en kostnadseffektiv måte, å lage et minimums datagrunnlag som skulle være utgangspunkt for konsesjonssøknaden. Inntektene fra salg av datapakkene går direkte til staten, og har til nå vært i størrelsesorden 1940 mill kroner. Selvkost for innsamling og prosessering av dataene har vært om lag 500 mill kroner.

Et myndighetskrav om kjøp av obligatoriske datapakker var hensiktsmessig i en tidlig fase av virksomheten i umodne områder. Ettersom virksomheten er bedre utviklet og i lys av dagens godt utviklede seismikkmarked med flere aktive kontraktører, bør myndighetskravet til obligatorisk kjøp av Oljedirektoratets datapakker avvikles. Samtidig bør prisen på Oljedirektoratets eksisterende datapakker i Norskehavet og Barentshavet sør reduseres til kun å dekke administrasjonsutgiftene ved å gjøre dataene tilgjengelige for industrien.

De fleste selskapene har kjøpt alle tilgjengelige datapakker innsamlet av Oljedirektoratet. Nye store salg forventes kun dersom helt nye aktører kommer til på kontinentalsokkelen. Det kan også forventes et visst salgsomfang når ytterligere data for Barentshavet nord legges ut for salg. Selv om området ikke er åpnet for letevirksomhet, forventes det likevel at dataene vil ha en viss interesse i markedet og at hovedkundene vil være selskaper som er aktive i Barentshavet sør. Disse dataene vil gjøres tilgjengelig for industrien innen kort tid.

Når det gjelder effektiviteten i markedet for de forretningsmessige dataene, som er samlet inn av seismikkselskaper og oljeselskaper, anser departementet hovedtrekkene i dagens system som tilfredsstillende. I de siste årene har likevel departementet merket en økt tendens fra selskapenes side til ikke å ville bytte eller selge brønndata. Dette gjelder særlig data av stor forretningsmessig verdi. Departementet legger stor vekt på at selskapene seg imellom sikrer god tilgang til alle data for alle selskaper, også nykommere som har lite data å bytte med. En vil følge utviklingen nøye og vurdere behov for ytterligere tiltak på dette området.

Tiltak

• Departementet vil fjerne kravet til obligatoriske kjøp av datapakker fra Oljedirektoratet i Norskehavet og Barentshavet sør.

• Departementet vil legge opp til at prisen på Oljedirektoratets datapakker i Norskehavet og Barentshavet sør reduseres til kun å dekke administrasjonsutgiftene forbundet med å gjøre dataene tilgjengelige.

• Departementet vil åpne for at størstedelen av de seismiske og andre data som Oljedirektoratet allerede har samlet inn i Barentshavet nord, gjøres tilgjengelig for salg.

Oppfølging av letevirksomheten

I Norge tildeles en utvinningstillatelse for en initiell periode på inntil 10 år. I denne perioden skal rettighetshaverne gjennomføre leteaktivitet i henhold til en nærmere fastsatt arbeidsforpliktelse som de påtar seg ved tildelingen. Normalt tildeles tillatelsene med 6 års varighet. Leteperioden kan forlenges til totalt 10 år. Når leteperioden er avsluttet og rettighetshaveren har fullført den arbeidsforpliktelsen de påtok seg ved tildelingen av tillatelsen, har de krav på en forlengelse av tillatelsen for – som hovedregel – 50 pst. av arealet i normalt 30 år. De resterende 50 pst. av arealet tilbakeleveres til grunneier.

Erfaringen med systemet er i hovedsak gode. Departementet vil allikevel legge opp til en noe strengere praksis framover: Det vil være aktuelt å fastsette kortere leteperiode ved tildeling av utvinningstillatelser. Det vil også søkes etablert en strengere praksis ved søknader om forlengelse av leteperioden. Tilsvarende vil det være aktuelt å fastsette strengere krav om tilbakelevering av areal ved tildeling vurdert i sammenheng med arbeidsforpliktelsen i den enkelte utvinningstillatelsen.

Siktemålet ved disse tilpasningene er å bidra til at selskapene raskt avklarer om det er gode forretningsmuligheter i det aktuelle området. Dersom de ikke påviser utvinnbare ressurser, bør andre selskaper gis muligheter til videre leting i det aktuelle området. Disse hensyn er særlig fremtredende i de modne delene av kontinentalsokkelen.

Departementet og Oljedirektoratet følger opp den løpende leteaktiviteten gjennom saksbehandling, møter og innhenting av informasjon fra selskapene. Dette legger grunnlaget for vedtak i enkeltsaker og er med på å gi underlag for generell utvikling av oljepolitikken. Det gir også en del av grunnlaget for planlegging og gjennomføring av konsesjonstildelingene. Informasjonen som fremkommer i slike sammenhenger, er viktig for myndighetene og slik kontakt bidrar i tillegg til å utvikle kompetansen på myndighetssiden. Myndighetenes rolle i slike sammenhenger bør likevel være lyttende. Det bør vurderes om ikke oppfølgingen av leteaktivitetene i større grad bør struktureres slik at en kan føle seg tryggere på at det ikke legges føringer for aktivitetene som planlegges med mindre dette er direkte tilsiktet. Dette for å sikre at selskapenes beslutninger er fattet på et fullt ut forretningsmessig grunnlag og ikke ut fra selskapenes vurderinger av hvordan myndighetene vil oppfatte deres beslutninger.

Tiltak

• Departementet vil etablere en noe strengere praksis ved fastsettelse og forlengelse av leteperioden i utvinningstillatelsene. En vil også etablere en noe strengere praksis i forbindelse med tilbakelevering av areal til staten etter at leteperioden er avsluttet.

• Ordningen med søknad om tillatelse til bore- og brønnaktiviteter i letefasen avvikles uten at dette får betydning for den etablerte samtykkeordningen.

• Departementet og Oljedirektoratet vil gjennomgå prosedyrer og arbeidsform i oppfølgingen av letevirksomheten for å sikre at en ikke utilsiktet påvirker selskapenes forretningsmessige beslutninger.

Miljø- og fiskerivilkår i forbindelse med 16. konsesjonsrunde

16. konsesjonsrunde i Norskehavet ble utlyst i september 1999. Det gikk fram av utlysningsteksten at regjeringen, i tilknytning til aktiviteten i Møre I, ville komme tilbake til et biologisk og ressursmessig overvåkningsprogram knyttet til mulige konsekvenser for fiskerinæringen. En vil også vurdere om et slikt overvåkingsprogram skal etableres for hele Norskehavet. Når det gjelder dypvannsområder presiseres det i utlysningsteksten at regjeringen vil komme tilbake til en vurdering av behovet for særskilte tiltak for å redusere risikoen i området. Nedenfor adresseres ovennevnte problemstillinger.

Fiskeri og havbruk utgjør Norges nest største eksportnæring etter olje og gass. Departementet ser det som spesielt viktig fortsatt å legge til rette for at petroleumsaktivitet skjer i forståelse med fiskeri- og havbruksnæringen og at det tas hensyn til fremtidig verdiskaping basert på marine ressurser.

Petroleumsvirksomhet i Norskehavet stiller spesielle krav til vern av miljøet og til levende marine ressurser. For det første er det påvist en rekke spesielt miljøfølsomme områder langs kysten som kan skades ved eventuelle akutte og operasjonelle utslipp av olje og kjemikalier. For det andre representerer Møre I, den sørøstlige del av Norskehavet, et område med viktige gyteområder for flere fiskeslag, omfattende fiskeriaktivitet og deler av området er spesielt fiskeintensive.

Departementet er opptatt av mulige skadevirkninger som følge av utslipp til området, og vil be rettighetshaverne om å komme tilbake til utformingen av et overvåkningsprogram i konsekvensutredninger som følger med plan for utbygging og drift i Møre I–området. I første omgang vil dette være aktuelt i forbindelse med plan for utbygging og drift for Ormen lange feltet.

Departementet ser også behov for å utvide den biologiske overvåkningen av levende marine ressurser i Norskehavet for å kartlegge eventuelle effekter av petroleumsvirksomheten. Den utvidede overvåkningen bør bygge på eksisterende overvåkningsaktivitet som utføres av industrien selv og myndighetene. Biologisk overvåkning som gjøres bør i tillegg samordnes i større grad.

I Norskehavet vil deler av virksomheten skje på dypere vann (350-1500 meter) enn andre steder på kontinentalsokkelen (65-350 meter). Det har vært en positiv utvikling i forbindelse med planlegging og gjennomføring av boring på dypt vann. Likevel har man begrenset kunnskap om spredning og effekt av utslipp på dypt vann og hvordan en eventuell utblåsning best kan håndteres. Videre er dypvannsområdene overvintringsområder for flere arter plankton, for eksempel raudåte, som spiller en sentral rolle i den marine næringskjeden.

Det overordnede prinsipp for beredskap er at selskapene har ansvar for og plikt til å etablere den beredskapen som er nødvendig for sin virksomhet. Oljevernberedskap til havs er ivaretatt ved at operatør etablerer operativ beredskap for felt, hav, kyst og strand på basis av en risiko- og beredskapsanalyse.

Departementet anerkjenner det betydelige arbeidet som allerede gjøres av petroleumsindustrien, men ønsker likefullt å øke beredskapsinnsatsen i dypvannsområdene. I forbindelse med konsekvensutredninger som vil følge eventuelle planer for utbygging og drift, vil departementet pålegge operatøren å utrede behovet for særskilte tiltak for å redusere risiko for miljøskade som følge av akutte utslipp i dypvannsområder. Det vil bli lagt spesiell vekt på en regional tilnærming. I dypvannsområdene følger myndighetene kontinuerlig aktivitetene for å påse at de nødvendige risikoreduserende tiltak iverksettes.

Petroleumsaktivitet er en av flere kilder til forurensende utslipp til sjø. I dag pågår en rekke forsknings- og overvåkningsprosjekter vedrørende langtidseffekter av utslipp til sjø på mange og ulike hold, ofte uten å se disse i en sammenheng. Det er bred enighet om at kunnskapsgrunnlaget om mulige langtidseffekter av utslipp fra blant annet petroleumsvirksomhet ikke er godt nok. Departementet viser til det arbeidet som gjøres av industrien selv for å øke kunnskapsgrunnlaget, men ønsker også på dette området å øke innsatsen, fortrinnsvis på utslipp av kjemikalier og produsert vann. Dette vil skje i samarbeid med Norges forskningsråd og industrien.

Tiltak

• Departementet vil be rettighetshaverne komme tilbake til utformingen av et overvåkningsprogram i konsekvensutredninger som følger plan for utbygging og drift i Møre I-området.

• Departementet vil utvide og samordne den eksisterende biologiske overvåkningsaktiviteten av levende marine ressurser i Norskehavet for å kartlegge eventuelle effekter av petroleumsaktiviteten i dette området.

• Departementet vil øke innsatsen for å klargjøre konsekvenser av og utrede mulige tiltak for å forebygge og avbøte negative effekter av eventuelle akutte utslipp i forbindelse med operasjoner på dypt vann.

• Departementet vil i samarbeid med Norges forskningsråd og industrien, samordne og øke innsatsen for å bedre kunnskapsgrunnlaget om langtidseffekter av utslipp til sjø fortrinnsvis av kjemikalier og produsert vann.

4.1.2 Utbyggings- og driftsfasen

Etter at et funn er gjort vil arbeidet med å vurdere muligheten for økonomisk utnyttelse av funnet starte. Dette arbeidet foregår innenfor rammene av utvinningstillatelsen. Arbeidet utføres av operatøren i samarbeid med de andre deltagende selskapene i tillatelsen. Alternative utbyggingsløsninger og utvinningsstrategier blir vurdert, og gitt at dette arbeidet viser potensiale for lønnsom utvinning, vil rettighetshaverne utarbeide en plan for utbygging og drift. Denne planen skal fremlegges for myndighetene for godkjennelse. Når en utbygging er godkjent, vil den praktiske gjennomføringen av prosjektet finne sted og feltet settes i drift.

I fasen fra et funn er gjort til utbyggingen av et felt starter, foretas det vurderinger og beslutninger som har avgjørende betydning for ressursutvinning, miljø-, sikkerhet- og næringsmessige forhold. For myndighetene er det derfor i denne fasen viktig å ha formelle virkemidler som kan sikre at utbyggingen skjer på en samfunnsøkonomisk og ressursmessig forsvarlig måte, og innenfor akseptable rammer for miljø-, sikkerhets- og næringsmessige forhold. Med hensyn på sistnevnte er det i særlig grad fiskerinæringen som har betydning.

Når det gjelder driftsfasen er det viktig for myndighetene å ha virkemidler som sikrer at driften skjer på en ressursmessig best mulig måte innenfor samfunnsøkonomiske rammer. Videre er det viktig å føre tilsyn med driften i forhold til miljø- og sikkerhetsmessige forhold.

Behovet for statlige virkemidler i utbyggings- og driftsfasen er begrunnet i det forhold at staten og rettighetshaverne i en utvinningstillatelse ikke alltid vil ha sammenfallende interesser, det vil si at beslutninger som fattes av selskapene i en tillatelse ikke nødvendigvis vil ta tilstrekkelig hensyn til samfunnsmessige forhold.

Utfordringen for myndighetene består i å utforme et styringssystem som sikrer størst mulig grad av sammenfall mellom bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske vurderinger. På denne måten sikrer man at virksomheten i utvinningstillatelsene i størst mulig grad kan foregå uten inngripen fra myndighetenes side. For å oppnå et effektivt styringssystem bør det derfor fokuseres på de områder hvor det kan oppstå interessekonflikt mellom samfunns- og bedriftsøkonomi. Dette har vært grunnlaget for departementets gjennomgang av myndighetenes styringssystem på ressursområdet i utbyggings- og driftsfasen. I det etterfølgende er det foreslått enkelte endringer i dagens virkemidler med sikte på å gjøre styringssystemet enklere og mer effektivt.

Godkjenning av utbygginger – PUD/PAD

Dersom rettighetshaverne i tillatelsen beslutter å bygge ut en petroleumsforekomst, skal de i henhold til petroleumsloven legge fram en plan for utbygging og drift av petroleumsforekomster (PUD) for departementet til godkjennelse. Dersom de eller andre juridiske personer også beslutter å bygge et rør for transport av petroleum og eventuelt en innretning for utnyttelse av petroleum, skal det i henhold til samme lov også fremlegges en plan for anlegg og drift av innretninger for transport og utnyttelse av petroleum (PAD) for departementet. På basis av PAD gir departementet tillatelse til anlegg og drift. Ved godkjennelsen av PUD eller ved tillatelsen til anlegg og drift har myndighetene mulighet til å stille vilkår.

En PUD og en PAD består av en utbyggings- eller anleggsdel og en konsekvensutredningsdel. I utbyggings-/anleggsdelen skal myndighetene få en beskrivelse av økonomiske, ressursmessige, tekniske, miljø- og sikkerhetsmessige forhold ved prosjektet. Konsekvensutredningsdelen skal dekke samfunnets behov for informasjon om virkningene utbyggingen eller anlegget kan ha for nærings- og miljømessige forhold.

Utbygging av petroleumsforekomster skal forelegges Stortinget av bevilgningsmessige årsaker der SDØE deltar i utvinningstillatelsene eller dersom prosjektet har prinsipielle eller samfunnsmessige sider av betydning. Stortinget har likevel delegert Kongen fullmakt til å godkjenne et stort antall utbygginger. Fullmakten har hittil blitt gitt for ett år av gangen og omfatter prosjekter som ikke har prinsipielle eller samfunnsmessige sider av betydning og der samlede investeringer ikke overstiger en fastsatt beløpsgrense, for tiden fem milliarder kroner.

Myndighetenes saksbehandling av PUD/PAD kan ta fra to til seks måneder avhengig av om saken må fremlegges for Stortinget eller ikke. Det er lagt opp til at rettighetshaverne skal kunne få svar på utbyggingssaker som tilfredsstiller kravene til godkjennelse av Kongen innen åtte uker fra innlevering av utbyggings-/anleggsdelen av dokumentet. Forutsetningen for en så rask saksbehandling er at høringen av konsekvensutredningen er påbegynt før innleveringen av utbyggings-/anleggsdelen.

Gjennom 1990-årene har det, blant annet i Norsok-prosjektet, blitt satt fokus på innholdet i PUD/PAD samt på myndighetenes saksbehandling. Dette har resultert i tiltak for å forenkle innholdet i planene og for å effektivisere myndighetenes saksbehandling. Dagens praksis er at PUD/PAD må tilpasses den foreliggende utbyggingssituasjon, det vil si at mindre utbygginger krever mindre dokumentasjon. Videre skal myndighetenes dokumentasjonskrav for utbyggings-/anleggsdelen være på linje med det rettighetshaverne selv krever av dokumentasjon for å fatte en beslutning.

I konsekvensutredningsdelen er det viktig at de sentrale problemstillingene for samfunn og miljø i tilknytning til utbyggingen belyses på en effektiv og god måte. Utarbeidelsen av regionale konsekvensutredninger har vært et positivt bidrag i så måte.

Det er store forskjeller mellom ulike utbygginger. Dette har konsekvenser for hensiktsmessigheten av ulike avbøtende tiltak ved en utbygging, og er derigjennom årsaken til at det foretas en konkret vurdering av i hvilken grad nye utredninger av ulike avbøtende tiltak er ønskelig i tilknytning til en utbygging. De utredningene som i de senere årene er gjort, både av kraft fra land og av separering og deponering av CO₂ fra kraftproduksjon, utgjør en viktig dokumentasjon når behovet for ytterligere utredninger av disse tiltakene vurderes i forbindelse med fremtidige utbygginger.

Grensen på fem milliarder kroner i investeringsnivå for prosjekter som kan godkjennes av Kongen har vært uforandret siden 1993. En heving av grensen til ti milliarder kroner vil føre til at de fleste prosjektene på kontinentalsokkelen vil kunne godkjennes av Kongen, samtidig som Stortinget fremdeles vil få de virkelig betydningsfulle prosjektene til behandling. Med dagens kunnskap om investeringsnivå for de ulike prosjektene, vil en heving av grensen til ti milliarder kroner innebære at regjeringen ville kunne beslutte prosjekter i størrelse med Ringhorne, mens Stortinget ville få seg forelagt prosjekter som Grane og Ormen lange. En heving av grensen vil også bidra til å redusere de uheldige effektene ved å ha slike grenser, det vil si insentivet til å underestimere og å dele opp prosjekter for å komme under grensen for stortingsbehandling.

Departementet legger stor vekt på at PUD/PAD har en høy kvalitet slik at beslutningsgrunnlaget er det best mulige. I den nye veiledningen for PUD og PAD er det lagt vekt på at prosjektene i tilstrekkelig grad må være modnet før planene sendes inn til myndighetene, det vil si at det reservoarmessige og tekniske grunnlaget for kostnadsanslaget er tilstrekkelig gjennomarbeidet. Det er også presisert at det bør gå klart fram hva slags usikkerhet prosjektet står overfor og hvordan rettighetshaver behandler denne usikkerheten i kostnadsestimatene.

For flere utbyggingsprosjekter godkjent de senere årene, kan en vesentlig del av de økte investeringene i forhold til PUD knyttes til at rettighetshaverne har investert i nye lønnsomme forretningsmuligheter etter myndighetenes godkjennelse av PUD. Men dette har ført til at flere prosjekter har fått et betydelig større omfang enn den utbyggingsplan myndighetene har godkjent. Departementet vil for fremtidige utbyggingsprosjekter kreve en redegjørelse i PUD/PAD fra rettighetshaverne om hvilke nye forretningsmuligheter en kan se for seg i tilknytning til det prosjekt det søkes godkjennelse for, og i hvilken grad dette kan føre til et høyere investeringsnivå for prosjektene enn det som er beskrevet i planen. Dette kravet er tatt med i den nye veiledningen for PUD og PAD.

Det vises også til departementets vurdering av investeringsutvalgets rapport i St.meld. nr. 37 (1998-99) kap IV. Det ble der tatt sikte på at departementet skulle gi Stortinget en samlet redegjørelse om kostnads- og lønnsomhetsutviklingen for de enkelte prosjekter hvor PUD/PAD er blitt forelagt myndighetene. Denne redegjørelsen vil bli gitt en gang per år, som hovedregel i revidert nasjonalbudsjett. Stortinget vil på denne måten kunne følge utviklingen i de enkelte prosjekter nærmere.

Tiltak

• Departementet vil kreve en redegjørelse i plan for utbygging og drift eller plan for anlegg og drift om hvilke nye forretningsmuligheter en kan se for seg i tilknytning til det prosjekt det søkes godkjennelse for, og som kan føre til et høyere investeringsnivå for prosjektene enn det som er beskrevet i PUD. Departementet har utgitt en ny veiledning for PUD og PAD der det går fram at departementet skal ha informasjon om hvilke usikkerheter prosjektene står overfor og hvordan rettighetshaver behandler denne usikkerheten i kostnadsestimater.

• Departementet vil årlig gi Stortinget en samlet redegjørelse om kostnads- og lønnsomhetsutviklingen for de enkelte prosjekter hvor PUD eller PAD er blitt forelagt myndighetene.

• Departementet foreslår at Stortinget gir Kongen fullmakt til å godkjenne PUD/PAD for utbygginger med investeringer inntil 10 mrd. kroner. Det vil bli fremmet forslag om dette i tilknytning til statsbudsjettet for 2001.

Andre tillatelser og godkjenninger i utbyggingsfasen

I tillegg til PUD og PAD er myndighetene involvert på ulike stadier i forbindelse med utbygging av og produksjon fra en petroleumsforekomst.

Bestemmelsene på ressursforvaltningsområdet er begrunnet i behovet for å sikre forsvarlig utvinning og omfatter reguleringer som myndighetene kan bruke på ulike tidspunkt. Det foreslås følgende forenklinger i regelverket:

Dersom rettighetshaverne i en utvinningstillatelse beslutter ikke å igangsette utvinning, skal de i henhold til forskrift til petroleumsloven § 17 sende myndighetene en erklæring om dette innen to år etter at resultatene av siste letebrønn foreligger. Hensikten med denne bestemmelsen er primært å sikre myndighetene informasjon om grunnlaget for ikke å sette i gang utvinning. Ordningen med innsendelse av slike erklæringer praktiseres ikke i dag. Istedet får myndighetene tilgang til denne informasjonen gjennom regulære møter med operatøren o.l.

Tiltak

• Kravet om innsendelse av en erklæring om ikke å igangsette utvinning i henhold til forskrift til petroleumsloven § 17 bortfaller.

• Kravene om fem tillatelser i forbindelse med de fiskale målesystemer i ODs forskrifter tas bort. Bestemmelsene erstattes med et krav om en omtale av målesystemene i planer for utbygging og drift eller planer for anlegg og drift, samt et krav om samtykke til bruk av målesystemene.

Tillatelser til produksjon, brenning og kaldventilering

På årlig basis gir myndighetene etter søknad fra rettighetshaverne tillatelse til det volum petroleum som rettighetshaverne både kan produsere og brenne/kaldventilere per felt.

Når det gjelder produksjonsdelen av tillatelsen, bør denne beholdes av hensyn til ressursforvaltningen.

Krav om tillatelse for å kunne brenne gass ble innført av ressursmessige grunner i 1970-årene. Bakgrunnen for innføring av faklingstillatelser var at man ville hindre unødig brenning av gass. Tiltaket har hatt stor betydning for å bringe fram muligheter for gassavsetning. Mulighet for avbrenning av gass i fakkel ved uregelmessigheter ved anleggene er en nødvendig sikkerhetsforanstaltning på innretningene.

I dag er mulighetene for gassavsetning gode. Alternativt til å brennes/kaldventileres kan derfor gassen selges. Dette gjør at det er lønnsomt for rettighetshavergruppene å begrense egen bruk av gass. Utslipp av CO₂ fra forbrenning og fakling av gass fra kontinentalsokkelen er belagt med CO₂-avgift. CO₂-avgiften som belastes rettighetshaverne for den petroleum som brennes/kaldventileres forsterker selskapenes insentiver til å brenne/kaldventilere så lite som mulig. Løsninger for gassavsetning og den teknologiske løsningen knyttet til gassavbrenning i fakkel er også en del av utbyggingsplanen for et felt. Disse myndighetsbehandles således i tilknytning til godkjenning av plan for utbygging og drift.

Faklingstillatelsene er i dag overflødige. Det er ikke hensiktsmessig å opprettholde en ordning der man både må ha den tekniske løsningen godkjent i behandlingen av PUD, ha årlig tillatelse til å brenne/kaldventilere gass og betale CO₂-avgift for gassen som brennes/kaldventileres.

Fjerning av tillatelsen innebærer ikke at ønsket om å holde faklingen på et lavt nivå svekkes. Tiltaket er en opprydding og forenkling i forhold til dagens ordning med flerfoldig regulering av denne aktiviteten.

Departementet forventer bare marginale endringer i omfanget av fakling som resultat av at ordningen med søknad om tillatelse til brenning og/ eller kaldventilering av petroleum avvikles. Avvikling av ordningen krever endring i petroleumsloven § 4-4 annet ledd.

Tiltak

• Ordningen med tillatelse til brenning og /eller kaldventilering av petroleum avvikles.

Andre reguleringer i produksjonsfasen

I tillegg til kravene om tillatelser for produksjon og brenning av petroleum inneholder petroleumsloven med forskrifter flere bestemmelser som skal sikre forsvarlig ressursutnyttelse i driftsfasen av et petroleumsfelt.

Gjennomgangen av disse bestemmelsene har resultert i at departementet vil foreslå å frafalle kravet til årlig tillatelse til bore- og brønnaktivitet på felt i produksjon. Praksis har vist at det ikke lenger er behov for en slik ordning.

Tiltak

• Ordningen med søknad om tillatelse til bore- og brønnaktivitet på felt i produksjon avvikles uten at dette får betydning for den etablerte samtykkeordningen.

Andres bruk av behandlingskapasitet mv. på installasjoner

Deler av norsk kontinentalsokkel er blitt en moden petroleumsprovins. Selv om produksjonen fra kontinentalsokkelen ikke har nådd toppen, er den fallende fra de store feltene som ble bygget ut i 1970- og 1980-årene. Den ledige kapasiteten som oppstår når produksjonen fra eksisterende felt faller, muliggjør at mindre funn kan bygges ut i tilknytning til disse feltene for å få utført behandlingstjenester. Statfjord satellitter, Vigdis, Tordis, Borg og Sygna som alle er lokalisert i Tampenområdet, er eksempler på felt bygget ut som satellittfelt til eksisterende installasjoner. Det er særlig i Nordsjøen at infrastrukturen er godt utbygd. Dette gjør at det ofte er konkurranse mellom flere felt som kan tilby nye utbygginger de samme behandlingstjenestene.

En ny utbygging kan typisk gjøre bruk av eksisterende infrastruktur ved at den nye forekomsten bygges ut med en undervannsinstallasjon eller innretning der brønnstrømmen overføres til en eksisterende innretning eller ved at den nye forekomsten bores og produseres direkte fra den eksisterende innretningen. Rettighetshaverne til den nye forekomsten kan på den eksisterende innretningen få utført tjenester slik som prosessering - dvs. separasjon av gassen, oljen og vannet i brønnstrømmen, måling, lagring og utskiping av oljeproduksjonen via lastebøye til en oljetanker. Gass og for enkelte felt også olje sendes videre i rør. Ofte installeres kontrollutstyr på den eksisterende innretningen for overvåking og fjernstyring av driften av den nye installasjonen.

Utnyttelse av eksisterende feltinstallasjoner ved nye utbygginger er ofte den samfunnsøkonomisk mest kostnadseffektive og ofte den forretningsmessig sett eneste mulige utbyggingsløsningen for mindre funn. Det finnes en lang rekke funn og prospekter som i fremtiden kan knyttes opp mot eksisterende felt.

Når det gjelder tilknytning til eksisterende feltinstallasjoner og bruk av blant annet prosesseringstjenester på disse installasjonene, kan forhandlingsprosessen mellom eierne og potensielle brukere av infrastrukturen være svært tidkrevende. For mindre funn kan forhandlingsprosessen og usikkerheten gjøre at terskelen blir høyere for å arbeide med mindre funn slik at økonomisk marginale ressurser kan bli negativt påvirket.

For å forenkle og forbedre prosessen fram til en avtale mellom eiere og brukere av behandlingstjenester på eksisterende felt, ønsker departementet i samarbeid med industrien å komme fram til et omforent dokument der selskapene gir sin tilslutning til ulike prinsipper og kjøreregler for hvordan en skal forhandle fram avtaler for tredjeparts bruk av denne infrastrukturen.

Målet med dette arbeidet er å lette gjennomføringen og redusere tidsbruken i forhandlingsprosessene og dermed også ressursbruken både hos eierne og hos mulige brukere.

Et tilsvarende system er innført på britisk kontinentalsokkel.

Tiltak

• Departementet vil i samarbeid med industrien videreutvikle prinsipper og retningslinjer for etablering av avtaler for tredjeparts bruk av prosesseringstjenester offshore.

4.1.3 Disponering av innretninger

Produksjonen fra flere felt vil i de nærmeste årene enten opphøre eller legges om med den følge at en rekke innretninger går ut av bruk. Det knytter seg usikkerhet til tidspunktene for de enkelte felt. Mange har vist seg å kunne produsere lengre enn tidligere antatt bl.a. på grunn av nye metoder for økt utvinning eller innfasing av tilleggsressurser.

OSPAR-beslutningen (beslutning etter Oslo-Paris konvensjonen) ble lagt fram for Stortinget i St.prp. nr 8 (1998-99). Den innebærer at Norge har påtatt seg en internasjonal forpliktelse til å fjerne de fleste installasjonene og bringe dem til land for resirkulering eller annen disponering. Alternative løsninger er kun aktuelt for de installasjoner som omfattes av unntakene. Dette innebærer at beslutningsprosessen kan gjøres enklere, mindre tidkrevende og mer forutberegnelig. Departementet vil derfor i et nytt fremlegg for Stortinget, foreslå at Stortinget gir regjeringen fullmakt til å fatte disponeringsvedtak innenfor nærmere gitte rammer.

Undersjøiske rørledninger og kabler omfattes ikke av OSPAR-beslutningen. Men etter OSPAR-konvensjonen av 1992 må dumping av rørledninger skje i henhold til tillatelse gitt av det enkelte lands kompetente myndigheter og under gitte vilkår. Vedtak om disponering av installasjoner, rørledninger og kabler følger ellers av bestemmelsene i den norske petroleumslovgivningen.

Da Stortinget tok stilling til disponering av innretningene på Odin-feltet i 1996 og Øst-Frigg-feltet i 1999, ble beslutningen om disponering av rørledningene fra feltene utsatt inntil resultatene fra en igangsatt utredning om disponering av undersjøiske rørledninger og kabler foreligger.

Første fase i denne utredningen er nå avsluttet. I denne fasen er det gjennomført en rekke prosjekter som belyser omfanget av fremtidige disponeringsbeslutninger og hva de alternative løsningene betyr for kostnader, sikkerhet, miljø, energibruk og andre brukere av havet. Materiale fra de enkelte prosjekter er samlet i en sammenfatningsrapport utgitt av Olje- og energidepartementet i desember 1999. Neste fase i arbeidet vil være å trekke konklusjoner av de tekniske utredningene og forberede et fremlegg for Stortinget med forslag til prinsipper for disponering av rørledninger og kabler.

Tiltak

• Departementet vil i et nytt fremlegg foreslå at Stortinget gir regjeringen fullmakt til å fatte disponeringsvedtak for installasjoner innenfor nærmere gitte rammer.

• Departementet vil legge fram for Stortinget et forslag til prinsipper for disponering av rørledninger og kabler.

4.1.4 Andre politikkområder

Mobilitet av flyttbare innretninger

Økt aktivitet på dypt vann kombinert med økende behov for brønnintervensjon på eksisterende felt gjør at flyttbare innretninger forventes å spille en stadig viktigere rolle på norsk kontinentalsokkel. Dette gjelder for fremtidige feltutbygginger så vel som for drift og vedlikeholdsoppgaver. Det er derfor viktig at regelverket utformes slik at det bidrar til en kostnadseffektiv utnyttelse av disse innretningene.

Problemstillingen gjelder særlig boreinnretninger, men er også relevant for andre flyttbare innretninger, som for eksempel intervensjonsinnretninger og produksjonsinnretninger.

I følge industrien står den overfor et todelt marked hvor kostnadseffektive innretninger ekskluderes fra norsk kontinentalsokkel. Foruten tilleggsinvesteringer i oppgradering og ombygging av flyttbare innretninger bidrar regelverket til at vedlikehold av produserende brønner fordyres som følge av høyere rater på rigger og brønnintervensjonsenheter.

Det har vært en viktig oppgave å identifisere i hvilken grad og i hvilket omfang disse kostnadene er knyttet til norske regelverkskrav og ikke andre forhold, som for eksempel generelt vedlikehold eller oppgradering som følge av klassekrav.

Kontinentalsokkelgrense mot Storbritannia og Danmark

Alle landene med rett til produksjon av petroleumsressurser i Nordsjøen startet leting etter disse tidlig i 1960-årene. Dette gjaldt foruten Norge først og fremst Storbritannia, Nederland og Danmark. Landene etablerte en petroleumspolitikk med mange likhetstrekk. Det var og er likevel ulikheter på en del områder.

Det er et nært samspill mellom de ulike delene av kontinentalsokkelen i forbindelse med leting, utbygging, produksjon og ikke minst transport. Det er også delvis overlapping med hensyn til oljeselskapenes aktiviteter og leverandørnæringene i de ulike landene ved at de ofte er aktører i hele Nordsjøområdet.

I grensesnittet mellom petroleumsregimene i Nordsjøen kan det oppstå effektivitetstap. Eksempelvis er det slik at oljeselskapene foretar et utstrakt bytte av brønn- og andre data mellom norske utvinningstillatelser, mens det kun er et svært begrenset antall formelle bytter over grensen mot Storbritannia og Danmark. Likevel benytter selskapene databaser som dekker flere lands kontinentalsokkel.

Videre er det slik at det ofte er kostnadskrevende å flytte en flyttbar innretning, for eksempel en boreinnretning, fra britisk kontinentalsokkel til norsk kontinentalsokkel på grunn av norske særkrav, jf. omtalen foran. Oljeindustriens Landsforening har stått for en utredning om årsakene til forskjell i kostnadsnivået mellom britisk og norsk kontinentalsokkel. Utredningen har bidratt til å klarlegge i hvilken grad og i hvilket omfang disse kostnadene er knyttet til norske regelverkskrav, herunder en overfortolkning av regelverkets krav og intensjoner, og hva som kan tilskrives andre forhold, som tariffavtaler, generelt vedlikehold eller oppgradering som følge av klassekrav.

Tiltak

• Departementet vil arbeide videre med å bedre informasjonsutvekslingen og begrense mulige effektivitetstap i grensesnittene mellom britisk, dansk og norsk kontinentalsokkel.

Krav om lokalisering av organisasjon i Norge

I følge petroleumsloven skal rettighetshaver ha en organisasjon som er i stand til selvstendig å lede petroleumsvirksomheten fra Norge. Departementet kan stille i denne forbindelse bestemte krav til organisasjonen og selskapskapitalen.

For selskaper som er operatører eller har en betydelig portefølje av utvinningstillatelser vil det være selvfølgelig og naturlig med en egen organisasjon i Norge, og det vil også i fremtiden bli stillet krav om dette.

For selskaper som ikke er operatører og som har et mindre antall eierandeler i leteareal eller mindre felt, kan et krav om egen organisasjon i Norge innebære et betydelig kostnadselement som kan skape et etableringshinder for nye selskaper. For slike selskaper kan det være naturlig å organisere virksomheten gjennom en organisasjon utenfor Norge. På denne måten kan selskapene også nyttiggjøre seg kompetanse og erfaring i en større organisasjon, som vil gi et bedre faglig og mer kostnadseffektivt bidrag til aktivitetene på kontinentalsokkelen.

Departementet legger til grunn at en i fremtiden ikke vil stille krav om egen organisasjon i Norge for selskaper som ikke er operatører og som har eierandeler, med et lite økonomisk omfang. En slik politikkendring krever endring i petroleumsloven § 10-2.

Tiltak:

• Departementet vil ikke stille krav om egen organisasjon i Norge for selskaper som ikke er operatører på kontinentalsokkelen og som har eierandeler med lite økonomisk omfang.

4.1.5 Petroleumslovgivningen

Med petroleumslovgivningen forstås petroleumsloven med de overordnede hjemler for konsesjonssystemet og krav til sikkerhet, konsesjonsverket, petroleumsforskriften og andre forskrifter gitt i henhold til loven, herunder sikkerhetsforskriften, forskrift om styringssytem for å etterleve myndighetskrav knyttet til sikkerhet, arbeidsmiljø og vern av ytre miljø i petroleumsvirksomheten, samt de samlede underliggende detaljforskrifter innenfor ressurs- og sikkerhetsforvaltning som inneholder nærmere rettigheter og plikter aktørene i petroleumsvirksomheten har. Petroleumslovgivningen omfatter også arbeidsmiljøloven med underliggende forskrifter.

Konsesjonsverket

Konsesjonsverket utgjøres av utvinningstillatelsen, samarbeidsavtalen og regnskapsavtalen. Disse er utformet innenfor rammene av petroleumsloven og petroleumsforskriften, samt annet lovverk.

Arbeidet med å effektivisere konsesjonsverket og å tilpasse det til de utfordringer vi står overfor på kontinentalsokkelen, er en kontinuerlig prosess. Det er foretatt betydelige endringer i dette konsesjonsverket siden 1960-årene. Hovedtrekkene i disse tilpasningene er forelagt Stortinget.

Utvinningstillatelsen regulerer de deltakende selskapers rettigheter og plikter i forhold til staten. En legger opp til å videreføre og videreutvikle dette dokumentet innenfor gjeldende regler.

Det settes som vilkår for tildeling av en utvinningstillatelse at rettighetshaverne inngår en samarbeidsavtale med de øvrige deltakere i den aktuelle tillatelse. Avtalen har store likheter med privatrettslige selskapsavtaler, og regulerer i hovedsak forholdet mellom de private parter i tillatelsen. Samarbeidsavtalen danner grunnlaget for den daglige organiseringen, driften og utbytte fra virksomheten. Samarbeidsavtalen pålegger interessentskapet å opprette en styringskomite som utgjør interessentskapets øverste organ. Alle selskaper som er rettighetshaver i utvinningstillatelser, er representert i styringskomiteen. Avtalen regulerer også operatørens oppgaver og plikter i forhold til interessentskapet. Videre inneholder avtalen individuelt fastsatte stemmeregler for det enkelte interessentskap.

Rettighetshaverne er også forpliktet til å inngå en regnskapsavtale. Denne inneholder detaljerte bestemmelser vedrørende regnskapsføring og økonomiske forhold for den felles virksomhet. Avtalen regulerer i all hovedsak forholdet mellom partene i tillatelsen.

Enkelte avgrensede deler av samarbeidsavtalen og regnskapsavtalen regulerer forholdet til myndighetene, særlig gjelder dette det direkte statlige økonomiske engasjement (SDØE).

Innholdet i samarbeidsavtalene og regnskapsavtalene har så langt vært fastsatt av departementet, men avtalene inngås mellom rettighetshaverne i utvinningstillatelsen. I tilknytning til den enkelte konsesjonsrunde utformes en standard samarbeidsavtale og regnskapsavtale som industrien gis anledning til å foreslå endringer i. Departementet har vært opptatt av en helhetlig regulering gjennom standardiserte avtaler.

Samarbeidsrelasjonene i næringen utvikler seg raskt og selskapene ønsker seg i stadig større grad andre løsninger enn de standardiserte avtalene som utvikles i forbindelse med konsesjonsrundene. Dette er særlig knyttet til samarbeidsrelasjonene mellom rettighetshaverne, men også til forholdet til leverandørene.

Departementet ønsker å overlate ansvaret for utformingen av samarbeids- og regnskapsavtalene til industrien. De praktiske sidene samt håndteringen av de delene av avtalene som berører myndighetene vil bli drøftet med industrien.

Denne tilpasningen i rammeverket vil ikke ha virkning for myndighetenes rett til informasjon eller mulighet til å styre utviklingen i næringen. Slik styring skjer i hovedsak med hjemmel i lovverket og forskriften.

Tiltak

• Ansvaret for og utformingen av samarbeids- og regnskapsavtalene som regulerer forholdet mellom rettighetshaverne, overlates til industrien. Dette påvirker ikke myndighetenes mulighet til styring og kontroll med virksomheten.

Petroleumslovgivningen sett i lys av utviklingstrekkene i næringen

Et felles mål for myndighetene og industrien er at regelverket legger til rette for en best mulig ressursutnyttelse og sikrer at næringen får tilfredsstillende bedriftsøkonomiske betingelser. Ressursene skal forvaltes på en måte som kommer hele det norske samfunn til gode. Styringssystemet skal derfor blant annet sikre høy verdiskaping, og en myndighetsutøvelse tilpasset utviklingen og økte variasjoner i virksomheten.

Det har skjedd omfattende og komplekse endringer i petroleumsnæringen. Disse endringene får betydning for utformingen og praktiseringen av myndighetenes styringssystem. Foran er det gjort rede for enkeltelementer i styringssystemet der det er behov for å foreta tilpasninger og endringer. Endringsbehovene er begrunnet i flere forhold, for eksempel mindre funn og utstrakt bruk av eksisterende infrastruktur, samt et tempo i teknologiutviklingen som gjør at regelverket på en del områder blir lite tilpasset den aktiviten det skal regulere.

Utover det gjennomgangen som er foretatt viser, er det behov for ytterligere å vurdere de prinsipper som ligger til grunn for styringssystemet, herunder petroleumslovgivningen.

Petroleumsvirksomheten kjennetegnes ved ulike aktører som opptrer på forskjellige områder innenfor næringen. Dette knytter seg blant annet til arealmarkedet, utbygging og drift, bruk av infrastruktur og salg av olje og gass. Myndighetenes oppgave blir å legge til rette for at de forskjellige områder innen næringen fungerer slik at virksomheten fører til at hovedmålene i petroleumspolitikken nås.

Petroleumslovgivningen er i stor grad knyttet til myndighetenes utstedelse av tillatelser og etterfølgende godkjennelser og samtykker til de ulike fasene i virksomheten. Selskapenes behov for ulike former for samtykker, godkjennelser og tillatelser i samsvar med lovgivningen kan i praksis føre til et unødig opphold i prosessen. Dette leder igjen til manglende forutsigbarhet for selskapene om tidspunkt for og innhold i avgjørelsen. Ved endringen av petroleumsloven i 1997 ble det gjort vesentlige forenklinger, blant annet i samtykkesystemet, for å bringe denne i samsvar med nye arbeidsformer i olje- og gassvirksomheten. Det bør likevel vurderes om omfanget av innholdskravene og behandlingstiden for slike saker er hensiktsmessig.

For petroleumsnæringen vil stabile rammebetingelser, forutsigbarhet og effektivitet være viktige hensyn ved reguleringen. Det er også viktig at reguleringen fremmer konkurranse og dermed bidrar til økt verdiskapning innenfor virksomheten. Et viktig mål for myndighetene vil derfor være å bidra til at petroleumvirksomheten reguleres effektivt og fleksibelt også i fremtiden.

På denne bakgrunn vil departementet igangsette et arbeid med nærmere analyse og vurdering av petroleumslovgivningen. Et hovedsiktemål vil være å vurdere ikke bare hva myndighetene kan regulere, men hva myndighetene bør regulere. I den innledende fase vil et slikt arbeid fokusere på om dagens regulering er godt nok tilpasset utviklingen, eventuelt om den bør tilpasses bedre på basis av følgende hovedprinsipper:

• Fremme verdiskaping innenfor rammen av best mulig ressursforvaltning.

• Fleksibilitet, effektivitet og forutsigbarhet.

• Forenkling.

• Funksjonskrav/systemkrav.

Tiltak

• Departementet vil igangsette et arbeid med nærmere analyse og vurdering av den del av petroleumslovgivningen som omfattes av petroleumsloven, petroleumsforskriftene og konsesjonsverket med vekt på eventuelle forbedringer av fleksibilitet, effektivitet og forutsigbarhet.

4.2 Aktørbildet

Det er en rekke aktører som gjennom sine aktiviteter påvirker utviklingen av norske petroleumsressurser. Dersom en begrenser seg til de aktørene som i hovedsak har et direkte operativt engasjement i forhold til ressursforvaltningen på kontinentalsokkelen, kan disse inndeles i tre grupper.

Det er regjeringens ansvar å påse at petroleumsvirksomheten skjer i tråd med de retningslinjer Stortinget trekker opp. Olje- og energidepartementet, Kommunal- og regionaldepartementet og Finansdepartementet er de mest sentrale departementer, men også Miljøverndepartementet, Fiskeridepartementet og Utenriksdepartementet har viktige interesser å ivareta i forhold til utviklingen i petroleumsvirksomheten. I tillegg til Oljedirektoratets sentrale rolle er mange av disse departementenes direktorater og underliggende etater samt mange regionale og lokale myndigheter involvert.

Gjennom tildelingspolitikken for nye utvinningstillatelser og samtykke til overdragelser, kan myndighetene påvirke hvilke rettighetshavere som får eierandeler i felt og transportsystemer på kontinentalsokkelen. Også operatørbildet kan påvirkes gjennom denne type virkemidler. Det er viktig å bidra til at de rettighetshavere og operatører som fremmer størst mulig verdiskaping og statsinntekter får aktiv deltagelse på kontinentalsokkelen.

Petroleumsvirksomheten gir en omfattende etterspørsel etter varer og tjenester i forbindelse med leting, utbygging, drift og disponering av innretninger. Petroleumsaktivitetene medfører også betydelige ringvirkninger til andre deler av norsk industri og lokalsamfunn. Høy internasjonal kompetanse i leverandørnæringen og forskningsinstitusjonene er nødvendig for å løse det mangfold av industrielle krevende oppgaver petroleumsvirksomheten fører med seg. Norsk industri har i takt med utbyggingen av kontinentalsokkelen utviklet seg til konkurransedyktige leverandører i alle faser av petroleumsvirksomheten. I de seneste årene har norske bedrifter stått for godt over halvparten av de samlede leveransene til petroleumsvirksomheten. En tredje gruppe aktører er kjøpere av norsk olje og gass.

Hovedspørsmålet som drøftes i dette kapitlet er om vi har de selskapene, både som rettighetshavere, operatører og i leverandørnæringen, som har de beste forutsetningene for å kunne løse de utfordringene vi står overfor på kontinentalsokkelen.

Hovedfokus i dette kapitlet vil rettes mot rettighetshaverne i felt og rørtransportsystemer, som omtales i avsnitt 4.2.1 og ønskeligheten av nye rettighetshavere omtales i avsnitt 4.2.2. Leverandørnæringen er nærmere omtalt i kapittel 6.

4.2.1 Rettighetshavere og operatører i felt og transportsystemer

Myndighetene foretar tildeling av utvinningstillatelse og gir tillatelse til anlegg og drift av innretninger for transport. Herunder godkjennes eller utpekes operatør for tillatelsen. Myndighetene skal også gi sitt samtykke ved overdragelse av enkeltandeler og aksjeposter som kan gi bestemmende innflytelse i et selskap som innehar andel i en tillatelse eller i et transportsystem. Gjennom dette har myndighetene etablert et grunnlag for å sikre at alle selskaper oppfyller de til enhver tid gjeldende krav til rettighetshaveres kompetanse.

For selskap som ønsker deltagelse, eller tilpasninger i sitt engasjement som rettighetshaver eller operatør er det tre aktuelle fremgangsmåter. Selskapet kan søke om tildeling av utvinningstillatelser i konsesjonsrunder eller kjøpe og bytte andeler i eksisterende utvinningstillatelser. Videre kan en aktør helt eller delvis kjøpe et annet selskap med eierandeler. For transportsystemer blir normalt eierposisjoner og operatørskap avgjort i forbindelse med myndighetsgodkjennelse av utbyggingen av det aktuelle system.

Operatøren for felt og rørtransportselskaper skal utføre og forestå den daglige ledelse av rettighetshavergruppens virksomhet. Rettighetshavergruppene består normalt av 3-5 selskaper. I gasstransportsystemene er normalt antall deltakere større.

Fra midten av 1980-årene har det vært en økning i antall kjøp, salg og bytter av eierandeler i felt og transportsystemer. Denne utviklingen bidrar til at de selskapene som har størst tro på det økonomiske utbytte fra en tillatelse får anledning til å utvikle den. Omfanget er fortsatt beskjedent, men det forventes økt aktivitet for denne type transaksjoner i årene fremover. Dette er nært knyttet til restruktureringen en ser i næringen, samt reorganiseringen av det statlige engasjement på norsk kontinentalsokkel.

Dagens tillatelser og aktivitet

Ved utgangen av 1999 var det 27 oljeselskaper som var rettighetshavere i utvinningstillatelser på kontinentalsokkelen. 16 av selskapene har operatøroppgaver. Tas det hensyn til innledete fusjoner og oppkjøp mellom oljeselskapene, var det 22 rettighetshavere og 11 operatører. Siden letevirksomheten tok til i Norge har noen selskaper trukket seg ut og andre har kommet til. Omskiftningene har likevel vært små. Det er et stort innslag av de største internasjonale oljeselskapene, mens de små og mellomstore selskapene er svakere representert. Det har i all hovedsak kun vært deltagelse fra rene oljeselskaper.

Figurene 4.3-4.6 viser gjenværende petroleumsressurser i felt i drift, felt besluttet utbygd og funn som planlegges godkjent innen ti år. Dette utgjør omlag 50 pst. av de totale gjenværende ressursene, som også inkluderer funn som kan bli bygd ut på lang sikt, ressurser fra mulige fremtidige tiltak for økt utvinningsgrad og uoppdagete ressurser, jf. figur 3.2.

Operatører

De norske selskapene har en sterk posisjon som operatører for oljefelt i drift, oljefelt godkjent utbygd og oljefunn i planleggingsfasen. Samlet opererer de to selskapene om lag 3/4 av oljeressursene i de tre ressurskategoriene.

Om lag 3/4 av de gjenværende oljeressursene i disse ressurskategoriene ligger i felt i drift. Statoil og Hydro er operatør for om lag 3/4 av ressursene i denne kategorien med Statoil som den dominerende aktøren. For oljeressursene i felt godkjent utbygd og funn i planleggingsfasen er de to selskapene mer jevnbyrdige.

De norske selskapenes posisjon som operatører for oljefelt i drift vil styrkes ytterligere i fremtiden. For kategorien felt godkjent utbygd og funn i planleggingsfasen opererer Statoil og Hydro om lag 85 pst. av oljeressursene. Om lag 1/4 av oljeressursene er beliggende i denne kategorien.

Når det gjelder fordelingen av operatøroppgaver for gassressurser for felt i drift, er de norske selskapene og især Statoil i en sterk posisjon. Statoil opererer nærmere 90 pst. av gassressursene for felt i drift.

Om lag 3/4 av gassressursene i felt og funn er beliggende i kategorien felt i drift. Statoil og Hydro opererer 96 pst. av ressursene i denne kategorien. Av de største feltene i denne kategorien er Statoil operatør for Troll fase 1, Åsgard og Sleipner.

Også på gassiden vil de norske selskapenes posisjoner som operatører for felt i drift, styrkes i fremtiden. For kategorien felt godkjent og utbygd og funn i planleggingsfasen er Statoil den største operatøren med om lag 66 pst. av gassressursene. Statoil og Hydro opererer samlet omlag 90 pst. av disse ressursene. Ormen lange-funnet er ikke blitt inkludert i ressursanslaget grunnet usikkerhet knyttet til fremdriften i feltutviklingen og salg av gassen.

Samlet sett har Statoil og Hydro en meget sterk stilling som operatør. Dette gjelder både for gass og for olje. Statoils stilling som operatør er særlig sterk i gasskjeden. Statoil og Hydro er noe mer jevnbyrdige som operatør for oljeressurser. Utenlandske selskaper opererer en større andel av oljeressursene enn gassressursene. For oljeressursene synes Statoil og Hydro over tid å styrke sin stilling som operatører for felt i drift.

Operatørbildet i andre produksjonsområder

Operatørbildet varierer sterkt fra område til område. I enkelte land som for eksempel Mexico og Saudi-Arabia forestår det nasjonale statseide selskap alle de operative funksjonene og har eierskapet til all produsert petroleum. Slik var det også inntil nylig i Venezuela og Brasil. I disse landene er det nå åpnet opp for internasjonal deltagelse både som operatør og deltaker, men fortsatt har de nasjonale selskapene en svært sterk stilling i disse landene. I OECD-området har det gjennomgående i større produksjonsområder vært utformet en politikk som har bidratt til større bredde i selskapsdeltagelsen både som operatør og deltaker. I de områdene hvor en har lagt opp til bredde i selskapsdeltagelsen, har det generelt vært de største selskapene med bred kompetanse innenfor alle fagområder som har startet utviklingen av nye provinser. Her har det også ofte vært store teknologiske utfordringer, som for eksempel store vanndyp. Etter som provinsene er blitt mer modne og teknologien mer utprøvet, har mindre og mer spesialiserte selskaper kommet til. I enkelte svært modne områder som for eksempel på grunt vann i Mexicogolfen, har de store selskapene praktisk talt trukket seg helt ut av produksjonsaktivitetene.

Det er to store produksjonsområder det kan være særlig grunn til å beskrive litt nærmere, Storbritannia og USA.

Ved oppstarten av oljevirksomheten i Storbritannia var det et stort innslag av store internasjonale selskap. BP, Shell, Mobil, Amoco og Conoco sto for mesteparten av aktiviteten de første 15 årene og er fremdeles aktive. I 1990 årene har de fleste funnene i Storbritannia vært gjort av de store tradisjonelle oljeselskapene, men med et økende innslag av mindre, spesialiserte selskaper. Produksjonen opereres i hovedsak av store oljeselskaper, men leverandører har ofte et sterkt engasjement i den daglige driften. Dette er regulert gjennom avtaler mellom operatøren og leverandøren. For å oppmuntre til en rask, grundig og effektiv leting er det satt minimumskrav til finansiell styrke, teknisk og miljømessig kompetanse for å bli rettighetshaver på britisk kontinentalsokkel. Britiske myndigheter har i større grad enn i Norge oppmuntret til deltagelse fra mindre og mer spesialiserte selskaper. Tildelingskriteriene for utvinningstillatelser er tilsvarende de vi har i Norge. Det er nå om lag 120 rettighetshavere på britisk kontinentalsokkel. Nærmere 30 av disse har operatøroppgaver.

I USA står små oljeselskaper for en betydelig del av petroleumsproduksjonen. I motsetning til mange andre petroleumsområder, hvor de store selskapene har dominert aktiviteten i den første tiden, har små aktører hatt en rolle siden oppstarten av petroleumsvirksomhet i USA. Mønsteret er likevel at de store, ressurssterke oljeselskapene leter i nye områder med store teknologiske utfordringer og muligheter for store funn, som for eksempel i Alaska og på større havdyp i Mexicogolfen, mens de små selskapene er mest aktive i de mer modne områdene. I de mest modne deler av Mexicogolfen har de største selskapene i hovedsak trukket seg ut. Amerikanske myndigheter regulerer virksomheten ved praktiseringen av et regelverk direkte knyttet til de operative funksjonene som for eksempel boring og produksjon. Det er ingen statlig eller halvstatlig deltagelse. Tildelingen av blokker skjer ved anbud og systemet er objektivt og gjennomsiktig. Mulighetene for å vinne fram i auksjonene om eierrettigheter i blokker er direkte knyttet til de aktuelle selskapers betalingsvillighet for det aktuelle areal. Derimot er det strenge krav om teknisk kompetanse til de om lag 130 lisensierte operatørene i Mexicogolfen. Kontrollen med sikkerhet og miljøvern skjer på operatørnivå.

Konklusjoner operatørbildet

Operatørbildet på kontinentalsokkelen skiller seg fra mange andre petroleumsprovinser. På norsk kontinentalsokkel er det et lite antall operatører, der de to norske selskapene forestår store deler av den operative virksomheten.

Denne arbeidsdelingen har bidratt til at Hydro og Statoil har opparbeidet seg betydelig kompetanse på kontinentalsokkelen. En slik arbeidsdeling kan også bidra til en realisering av stordriftsfordeler i leting, utbygging, produksjon og avsetning av petroleumsressurser fra kontinentalsokkelen.

På den annen side vil en konsentrasjon av oppgavene rundt to operative miljøer slik vi ser utviklingen på kontinentalsokkelen, kunne hindre effektiv deltagelse fra sterke selskaper med stor internasjonal erfaring og god kompetanse.

Samlet sett er det departementets vurdering at forholdene bør legges til rette slik at også andre kompetente selskaper utover Statoil og Hydro får bedret mulighet til å bygge opp operatørorganisasjoner i Norge.

Det er stor konkurranse om de internasjonale selskapenes tekniske og menneskelige ressurser på verdensbasis. Dersom de internasjonale selskapene får bedret mulighet til å bygge opp operatørorganisasjoner i Norge, vil dette kunne bidra til at selskapene ønsker å allokere sine beste ressurser til norsk kontinentalsokkel. Dette vil også være et sterkt signal fra myndighetenes side om at en ønsker å bidra til et industrielt klima med tung kompetanse og med god balanse mellom ulike industrielle miljøer. Dette vil ventelig bidra til bedre bredde i beslutningsgrunnlaget og større effektivitet i sektoren.

Det er krevende å finne virkemidler for å bidra til bedre balanse i de operative miljøene. Senere i avsnittet gis en gjennomgang av hvilke virkemidler som kan benyttes.

Deltakere

Som det fremgår av figur 4.6 har Statoil og Hydro en sterk posisjon også som rettighetshavere. De har store eierinteresser i tillatelser med store gjenværende ressurser. I tillegg er det verdt å merke seg at SDØE har om lag tre ganger så store gjenværende ressurser som Statoil. I figuren er det tatt hensyn til kjente planlagte fusjoner og oppkjøp. De to største internasjonale selskaper på kontinentalsokkelen regnet ut fra gjenværende ressurser er TotalFina/Elf og Esso/Mobil.

SDØE har sin største deltagelse i de felt der verdiene per ressursenhet er størst. Dette innebærer at SDØEs reelle økonomiske posisjon styrkemessig undervurderes i denne figuren.

For at oljeselskapene skal være villige til å gjennomføre en investering synes både internrente etter skatt og nåverdien til involverte selskaper å måtte være tilstrekkelig stor. Dette vil gjelde felt i produksjon, men kanskje særlig være knyttet til nye feltutbygginger. Størrelsen på SDØE-deltagelsen, skatte- og avgiftssystemet og størrelsen på eierandelene til de deltakende selskapene, bestemmer aktørenes reelle økonomiske eksponering i en utvinningstillatelse. Særlig i områder der feltene er små og lønnsomheten er svak blir stor reell økonomisk eksponering til de deltakende selskaper viktig. Det er også generelt sett en effektivitetsmessig utfordring å sikre en god ivaretakelse av eierandeler når de ikke er fullt ut kommersialisert.

Operatørens eierandeler på kontinentalsokkelen er små. Eksempelvis er operatørens eierandeler for de største feltene i Storbritannia i størrelsesorden 40-50 pst. Dette i et system med langt lavere skattesats for nye feltutbygginger og uten direkte statlig deltagelse. Tabell 4.1 illustrerer operatørandelen på de største feltene på norsk kontinentalsokkel.

Mulige virkemiddel for å påvirke aktørbildet

En har betydelige utfordringer både knyttet til operatørbildet og til størrelsen på selskapenes eierandeler. Dette gjelder særlig i forhold til operatørene. Selskapenes eksisterende eierandeler og tilpasninger i disse er nært knyttet til annenhåndsmarkedet for disse eierandelene. Det er i de senere år foretatt en rekke tilpasninger for å bidra til effektivitet i dette markedet. Det er grunn til å tro at forholdene nå ligger godt til rette, slik at selskapene kan foreta de nødvendige restruktureringer. Det er likevel to hovedområder regjeringen nå vurderer nærmere for å bidra til økt effektivitet. Disse er knyttet til skattesystemet jf. avsnitt 4.4 og til nye rettighetshavere jf. avsnitt 4.3.2.

Hovedutfordringen innenfor dette politikkområdet er knyttet til operatørbildet. Det er ingen grunn til å tro at selskapene selv gjennom operatørbytter vil kunne korrigere utviklingen vesentlig. Myndighetene må vurdere de virkemidler en har til rådighet.

Noen av tiltakene vil først ha effekt på lengre sikt, mens andre virkemidler også vil ha effekt på kort sikt. Noen av tiltakene vil være forholdsvis enkle å benytte, mens andre vil være langt mer krevende. Også tiltakenes effektivitet i forhold til operatørbildet vil variere.

Tildelingspolitikken for nye utvinningstillatelser er det mest åpenbare virkemiddelet myndighetene kan benytte for å påvirke operatørbildet på kontinentalsokkelen. Vi har valgt et diskresjonært tildelingssystem, noe som innebærer at myndighetene kan velge den operatør som forventes å ha de beste forutsetninger for å skape størst mulig verdier fra det aktuelle området isolert sett, og kontinentalsokkelen totalt sett. Av de totale gjenværende oppdagede og uoppdagede ressursene antas knapt 1/4 av ressursene å ligge i ikke-konsesjonsbelagt område. Det tar lang tid fra konsesjonstildeling til produksjon, 10 år er ikke uvanlig. Videre er det stor usikkerhet knyttet til ressursgrunnlaget i de ulike områder før tildeling. Dette er følgelig ikke et presist virkemiddel som virker raskt, men dette virkemiddelet vil over tid kunne dreie utviklingen i ønsket retning.

I konsesjonsrundene fremover vil departementet nøye vurdere hvordan en kan legge til rette for bedre balanse i de operative miljøene på kontinentalsokkelen.

For funn som er dekket av to eller flere tillatelser, er det nødvendig med en samordning (unitisering) av eierandeler og valg av operatør. Rammene for utviklingen av funnet må avtales mellom partene. Myndighetene skal gi samtykke til selskapenes forslag til eierfordeling og valg av operatør for feltet. Ved slik form for samordning kan myndighetene i noen tilfeller velge å påvirke operatørspørsmålet. Også dersom et funn strekker seg ut i åpent område kan myndighetene ved tildeling av det åpne området (tilleggstildelinger) påvirke operatørbildet på kontinentalsokkelen. Det er stor usikkerhet knyttet til når myndighetene i fremtiden vil stå i de ovenfor angitte valgsituasjoner. Det er derfor stor usikkerhet knyttet til effektiviteten i virkemiddelet.

I valgsituasjoner ved samordning av funn og tildelinger av åpent areal som inneholder påviste ressurser vil myndighetene nøye vurdere konsekvensene for operatørbildet av de alternativer som foreligger.

Det finnes ulike typer virkemidler som bidrar til mangfold og bredde i beslutningsgrunnlaget på operatørsiden uten at en foretar rene operatørskifter eller utnevner nye operatører i konsesjonssammenheng. Denne typen løsninger kan karakteriseres som samarbeids- og konsortiemodeller. Det avgjørende her er at selskapene etablerer ulike typer samarbeid og en arbeidsdeling som bidrar til at kompetansen i hele eller deler av en rettighetshavergruppe i større grad blir trukket direkte med i utviklingen av de aktuelle felt. Figur 4.7 angir skissemessig alternative samarbeids- og konsortiemodeller. De alternative modellene kan deles inn i tre hovedtyper.

Modell I angir en tradisjonell operatørmodell slik vi kjenner den på kontinentalsokkelen helt fra oljevirksomheten tok til. Operatøren forestår her alle operative oppgaver. Han forbereder alle tekniske og forretningsmessige beslutningsunderlag og søker de øvrige rettighetshavernes støtte i rettighetshavergruppens styringskomite. Det er da liten kontakt mellom operatøren og de øvrig rettighetshaverne i det daglige arbeidet. Det er en klar og tydelig arbeidsdeling i interessentskapet. En slik modell har mange sterke sider. Særlig i en situasjon hvor de øvrige rettighetshaverne ikke har særlig god teknisk eller forretningsmessig kompetanse og operatøren er godt kvalifisert. Dersom det i tillegg er en god bredde i de operative miljøene i den aktuelle petroleumsprovins, kan dette være en god løsning. På den annen side vil god kompetanse fra øvrige rettighetshavere kun i begrenset grad komme til anvendelse. Dette er en betydelig svakhet ved modellen. Særlig dersom disse rettighetshaverne har god og relevant kompetanse. Dette forsterkes dersom det er liten bredde i de operative miljøene i den aktuelle petroleumsprovins.

Det andre ytterpunktet, modell III er en fullintegrert løsning der flere eller alle rettighetshaverne i en tillatelse, eller eventuelt flere tillatelser organisatorisk slår sine faglige ressurser sammen. Ofte skjer dette i en egen organisasjon der alle de deltakende selskaper bidrar. Denne modellen har sin sterke side når flere av de deltakende selskaper har god teknisk eller forretningsmessig kompetanse slik at de kan utfylle hverandre på en positiv måte. Særlig egnet er kanskje modellen når selskapene har komplementær kompetanse. En svakhet med modellen kan være at det vil bli mange deltakende parter og ansvarsforholdene kan bli uklare med dårlig effektivitet som resultat. Også kostnadskontrollen kan bli svekket.

Modell II angir mellomløsninger mellom modell I og modell III. Her er det etablert to hovedakser for samarbeid. En akse er knyttet til de ulike fasene i et felts utvikling: Leting, utbygging og produksjon. Den andre hovedaksen er knyttet til ulike funksjoner i utviklingen av det aktuelle felt: Undergrunnen, brønner, installasjoner, transport og marked. I tillegg kan en tenke seg en slags koordinerende operatørselskap i alle faser, eller skiftende operatørselskaper i ulike faser. Denne skissen angir en rekke alternative samarbeidskonstellasjoner. Slike mellomløsninger vil kunne bidra til bedre utnyttelse av den samlede kompetanse i rettighetshavergruppen. Men slike løsninger vil også kunne bidra til uklare ansvarsforhold og svekke kostnadskontrollen.

Det er vanskelig for myndighetene å etablere en sterk generell oppfatning om hvilke samarbeids- og konsortiemodeller som er best egnet for de ulike felt i de ulike faser og for de ulike funksjoner. Myndighetene har allikevel den holdning at selskapene på kontinentalsokkelen i større grad enn i dag må bestrebe seg på å utnytte den samlede kompetansen i de ulike rettighetshavergruppene. Dette vil kunne bidra til større mangfold i de operative miljøene og derigjennom bidra til større effektivitet.

Myndighetene legger i sin petroleumspolitikk stor vekt på å respektere de etablerte rettighetene selskapene er tildelt av myndighetene gjennom konsesjonstildelinger, eller besitter gjennom kjøp og salg. Det vil derfor normalt være lite rom for tilpasning i aktørbildet ved å kreve eller pålegge operatørskifter fra myndighetenes side.

Tiltak

• I konsesjonsrundene fremover vil departementet nøye vurdere hvordan en gjennom konsesjonstildelingene kan legge til rette for bedre balanse i de operative miljøene slik at flere kompetente selskaper får bedre mulighet til å bygge opp operatørorganisasjoner i Norge.

• I valgsituasjoner ved samordning av funn (unitisering) og tildelinger av åpent areal som inneholder påviste ressurser (tilleggstildelinger) vil myndighetene nøye vurdere konsekvensene på operatørbildet av de alternativer som foreligger.

• Det er vanskelig for myndighetene å etablere en sterk generell oppfatning om hvilke samarbeids- og konsortiemodeller som er best egnet for de ulike felt i de ulike faser og for de ulike funksjoner. Myndighetene har allikevel den holdning at selskapene på kontinentalsokkelen i større grad enn i dag må bestrebe seg på å utnytte den samlede kompetansen i de ulike rettighetshavergruppene.

4.2.2 Nye rettighetshavere på kontinentalsokkelen

Olje- og gassnæringen er inne i en krevende omstillingsfase. De funn som vurderes utbygd er gjennomsnittlig vesentlig mindre enn tidligere, og forventningene til oljeprisen er moderate. Det stilles derfor stadig strengere krav til kostnadseffektiv teknologi, mer effektiv gjennomføring av utbyggingsprosjektene og strengere krav til effektiv drift. Det er flere forhold som tilsier at det nå kan være fornuftig å åpne muligheten for at også andre typer selskaper enn de som er etablerte på kontinentalsokkelen, kan bli rettighetshavere.

Mulige fordeler synes å være knyttet til at økt konkurranse mellom selskapene kan bidra til mer kostnadseffektiv ressursutnyttelse. Dette kan medføre at de etablerte selskapene blir utfordret både med hensyn til teknologiske og kommersielle valg.

Det er naturlig å anta at utviklingen på norsk side vil bli tilsvarende den en har sett i britisk sektor, etter hvert som også norsk kontinentalsokkel blir mer moden. Spørsmålet er om norsk kontineltalsokkel allerede er så moden at en i løpet av de nærmeste årene vil få et stort antall mindre utbygginger, eller om dette først vil skje noe lenger fram i tid. Økt fokus på småfunn har medført at antall involverte selskaper på britisk sektor har økt. Dette er i mange tilfeller andre typer aktører enn de som dominerer på norsk kontinentalsokkel i dag.

I figur 4.8 er det foretatt en sammenligning av utbygde felt på britisk og norsk kontinentalsokkel i perioden 1989-99. Figuren illustrerer at man på den mer modne britiske del av nordsjøbassenget har bygd ut langt flere småfunn enn det som er gjort i Norge.

Kilde: OD, OED

Mindre oljeselskaper

I nye petroleumsprovinser ser en ofte at store fullt integrerte oljeselskaper har en dominerende stilling. Dette har vært nært knyttet til denne type rettighetshavers store og brede tekniske kompetanse samt deres vilje og evne til å ta stor risiko. Prospektene er ofte store, men funnsannsynligheten er ofte liten. Denne type virksomhet er ofte kjernevirksomhet for de største oljeselskapene. I andre land har de største oljeselskapene vært mer tilbakeholdne med å utvikle små funn, særlig dersom disse ikke er beliggende nær felt der de selv er deltakere. Etter hvert som en petroleumsprovins modnes, ser en ofte at mindre oljeselskaper får en mer fremtredende plass, dette både som operatør og deltaker. Denne type selskaper har ofte mer spesialisert kompetanse knyttet til denne type virksomhet. Et slikt fokus vil være viktig ettersom kontinentalsokkelen, spesielt Nordsjøen, blir mer moden. Det er mer usikkert om de store etablerte oljeselskapene i like stor grad vil fokusere på denne type felt. Deltagelse fra mindre og mer spesialiserte oljeselskaper kan bli viktig i en tid der funnene ventelig blir vesentlig mindre enn det vi har sett i de senere år.

Mindre oljeselskap har en annen kostnadsstruktur enn de store oljeselskapene. Ved å basere større deler av sin virksomhet på innkjøp fra leverandørindustrien kan de ha langt slankere og mer kostnadseffektive organisasjoner. Med lave kostnader kan slike selskap finne lønnsomhet i felter de store selskapene ikke klarer å finne drivverdige gjennom sine store organisasjoner.

Små petroleumsfelt har kort produksjonstid, ofte ikke mer enn 2-4 år. Et lite felts lønnsomhet er derfor avhengig av at produksjonsinnretningen har en gjenbruksverdi. I andre petroleumsreservoar er det vanlig at produksjonsinnretninger på små felt med kort produksjonstid leies fra en leverandørbedrift fremfor at rettighetshavergruppen går til anskaffelse av egen. Det er også vanlig at leverandøren av innretningen forestår produksjonen av feltet. Ved slike avtaler er det vanlig at leverandør påtar seg risiko utover rene dagrater og timebetaling. Ved å leie produksjonsinnretningen og inngå incentivkontrakter med leverandøren reduserer oljeselskapet både sitt kapitalbehov og sin risiko. Innleie av produksjonsinnretning fremfor å bygge egen kan også redusere utbyggingsperioden og dermed øke lønnsomheten i feltet.

Markedet for produksjonsinnretninger tilpasset gjenbruk er lite. Det finnes kun en slik innretning på norsk kontinentalsokkel, produksjonsskipet på Varg-feltet. For å få en kostnadseffektiv utvikling av marginale felt på norsk kontinentalsokkel, må produksjonsinnretninger fra andre petroleumsprovinser også være tilgjengelig for det norske markedet. Det er videre viktig at slike innretninger på en effektiv måte kan forflyttes internt mellom utvinningstillatelser på norsk kontinentalsokkel.

For å sikre effektiv utvikling av petroleumsressursene på kontinentalsokkelen er det regjeringens vurdering at en i større grad enn tidligere bør åpne for deltagelse fra små og mellomstore oljeselskaper på kontinentalsokkelen. En vil likevel understreke at det fortsatt vil bli satt minimumskrav til kompetanse, samt krav til finansiell styrke for de selskaper som skal delta. Selv om det her vil være aktuelt å tilpasse kvalifikasjonskravene noe, vil de deltakende selskapene fortsatt være store selskaper med solid kompetanse.

Leverandørindustrien

Leverandørbedrifter har så langt ikke vært rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel. I den senere tid har likevel enkelte leverandørbedrifter uttrykt at de vurderer om de ønsker å bli rettighetshavere. Internasjonalt er det ikke uvanlig at leverandørbedrifter har eierandeler i utvinningstillatelser.

Det har i de senere år vært stor utvikling i arbeidsdelingen mellom rettighetshavere som normalt er oljeselskaper og leverandørnæringen. Leverandørene har stadig utvidet sitt arbeidsområde og forestår nå mange av de oppgavene som oljeselskapene tidligere selv utførte. Dette har medført at det kan være fornuftig å tillate leverandører å bli rettighetshavere. En slik politikktilpasning vil kunne bidra til at oljeselskaper og leverandører kan videreutvikle sitt samarbeid mer effektivt, særlig med fordeling av risiko og effektivitetsgevinster.

Det er etter departementets vurderinger ikke noen forhold som tilsier at leverandørbedrifter med tilstrekkelig faglig kompetanse og finansiell styrke ikke skulle kunne bli rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel. Fra andre lands petroleumsprovinser har man sett at leverandørbedrifter har utviklet og drevet små oljefelt på en kostnadseffektiv måte.

Gass og nedstrømsselskaper

Utviklingen i det europeiske gassmarkedet går mot en økende grad av vertikal integrasjon. Nedstrømsselskaper etablerer virksomhet innenfor oppstrømsområdet, mens oppstrømsselskaper etablerer virksomhet innenfor nedstrømsområdet. Det er vanskelig å si hvor raskt nedstrømsselskapene kan bygge opp sin kompetanse for deltagelse på kontinentalsokkelen, men utviklingen med økt horisontal integrasjon vil ventelig også kunne bidra til økt verdiskaping på norsk sokkel i fremtiden.

Hittil har man ikke vært innstilt på å la de store gasskjøperne få bli rettighetshavere på kontinentalsokkelen. Hovedargumentet har vært at de først og fremst er nedstrømsselskaper som ikke har sin basiskunnskap innenfor leting, utbygging og drift av olje- og gassfelt til havs.

Situasjonen er likevel at flere selskaper som deltar på kontinentalsokkelen er etablert nedstrøms. De norske selskapene Statoil og Hydro har etablert seg nedstrøms, særlig i Storbritannia. Oljeselskapene ExxonMobil og TotalFina/Elf er i dag både selger og kjøper av norsk gass. SNAM er en betydelig kjøper av norsk gass og søsterselskap til Agip, som har operatøroppgaver på norsk kontinentalsokkel. Det kan derfor ikke sies å være noe vanntett skille mellom nedstrømsselskaper og oppstrømsselskaper for gass på kontinentalsokkelen. Utviklingen fremover tyder også på at selskapene i større grad søker å etablere seg i posisjoner både oppstrøms og nedstrøms. Mange nedstrømsselskaper er i ferd med å bygge opp sin geologiske og tekniske kompetanse for å kunne forestå oppstrømsvirksomhet til havs.

Departementet er generelt positiv til deltagelse fra nedstrømsselskaper som rettighetshavere og operatører på kontinentalsokkelen dersom de kan bidra effektivt til utnyttelsen av petroleumsressursene.

Ikke-petroleumsrelaterte selskaper

I andre land er det ikke uvanlig at selskaper uten direkte erfaring fra leting etter og produksjon av petroleum er rettighetshavere i petroleumsvirksomhet. Dette kan være banker eller finansieringsforetak, industribedrifter eller aktører som deltar i petroleumsrelatert virksomhet andre steder i verdikjeden enn i produksjonsfasen. Begrunnelsen for å benytte selskaper med svært begrenset relevant kompetanse kan ligge i disse selskapers finansieringsevne og -vilje. Det kan også være mer strategiske årsaker til at man ønsker slike selskaper velkommen.

I Norge har det så langt ikke vært noe stort problem å sikre kapital til investeringer i petroleumssektoren. Det antas heller ikke at dette skal framstå som noen stor utfordring i overskuelig fremtid. Det er et godt utvalg av kompetente selskaper som ønsker deltagelse i videre virksomhet på kontinentalsokkelen.

Etter departementets vurdering bør deltagelse i utvinningstillatelser fortsatt knyttes direkte til selskapenes evne til å bidra effektivt til utnyttelsen av petroleumsressursene.

Departementet vil etablere et prekvalifiseringssystem der nye selskaper kan få en forhåndsvurdering av sine kvalifikasjoner som rettighetshavere og operatører før de erverver seg andeler. Dette kan bidra til å redusere omfanget av arbeid og rutiner som er nødvendig ved fremtidige lisenssøknader og overdragelser, samt redusere administrative kostnader både på myndighets- og selskapssiden.

Tiltak

• Departementet er generelt positive til deltagelse fra mindre oljeselskaper, nedstrømsselskaper og leverandørindustri som rettighetshavere og som operatører på kontinentalsokkelen.

• Kompetansekravene for operatører er uforandret sammenlignet med tidligere. Dette innebærer at det stilles krav til både finansiell styrke, teknisk kompetanse herunder forståelse av geologien i det berørte området, samt at en har god erfaring med selskapets virksomhet. Det stilles fortsatt samme krav til helse, miljø og sikkerhet.

• Kompetansekravene for deltakere tilpasses slik at det fortsatt stilles krav om finansiell styrke, samt at en fortsatt må ha en god erfaring med selskapets virksomhet. Dagens krav i forhold til helse, miljø og sikkerhet videreføres. Departementet vil imidlertid ikke stille like strenge krav som i dag innenfor alle fagområder som faller inn under kriteriet teknisk kompetanse. Det nye ligger i at departementet legger opp til at det er tilstrekkelig at deltakerne på kontinentalsokkelen må besitte geologisk eller annen teknisk kompetanse. Innenfor det aktuelle området selskapet har kompetanse vil kravene være tilsvarende dagens krav.

• Departementet vil etablere et prekvalifiseringssystem der nye selskaper kan få en forhåndsvurdering av sine kvalifikasjoner som rettighetshavere og operatører før de erverver seg andeler.

Denne tilpasningen i kompetansekravene vil ventelig ikke medføre store endringer i selskapsdeltagelsen på kontinentalsokkelen. Noen enkeltselskaper vil kunne komme til, men hovedtrekkene i aktørbildet vil ventelig ikke endres vesentlig. Tilpasningen i politikken vil ventelig kunne bidra til bedre ressursutnyttelse og derigjennom økt aktivitetsnivå og økte inntekter til staten.

En politikk for nye rettighetshavere

Departementet ønsker deltagelse fra nye selskaper som rettighetshavere på norsk kontinentalsokkel. Det er da avgjørende å tydeliggjøre politikken ved å klargjøre kriteriene for å bli kvalifisert.

I tillegg til dette er det avgjørende at politikken innenfor petroleumsområdet er utformet slik at de nye selskapene faktisk ønsker deltagelse på norsk kontinentalsokkel. Det er i denne meldingen foretatt flere politikkendringer, blant annet med det siktemål å legge forholdene til rette for deltagelse fra slike selskaper. I det følgende gjengis kort de aktuelle politikkjusteringer.

For at kontinentalsokkelen skal fremstå som attraktiv for nye typer deltakere må disse få tilgang til eierandeler i utvinningstillatelser og derigjennom tilgang til forretningsmuligheter. Nye aktører har i utgangspunktet ingen eierandeler. Tilgangen til forretningsmulighetene påvirkes først og fremst gjennom nye konsesjonstildelinger. Dette innebærer at selskapene normalt vil levere inn søknad i forbindelse med en konsesjonsrunde i konkurranse med andre oljeselskaper. Departementet foreslår i denne meldingen større forutsigbarhet i konsesjonspolitikken generelt og bedret arealtilgang for selskapene i Nordsjøen. Også reduserte dokumentasjonskrav i forbindelse med konsesjonsrundene vil virke positivt. Spørsmålet er nærmere drøftet i avsnitt 4.1.1.

I Norskehavet og Barentshavet er kjøp av Oljedirektoratets seismiske pakker obligatorisk for å få rett til å anskaffe egne eller tredjeparts data. Formålet med ordningen var å åpne kontinentalsokkelen for leteaktivitet skrittvis og å lage et minimums datagrunnlag som skulle være utgangspunkt for konsesjonssøknaden. Obligatoriske pakker er ikke lenger et viktig virkemiddel og bør ikke lenger være en del av myndighetenes politikk. Kravet til obligatoriske pakker fjernes og prisen på pakkene i Norskehavet og Barentshavet sør reduseres til kun å dekke administrasjonsutgiftene ved å gjøre dataene tilgjengelige for industrien. Denne tilpasningen vil forbedre tilgangen til geologiske data for nye deltakere. Dette er nærmere omtalt i avsnitt 4.1.1.

Departementet åpner for gruppesøknader på hele kontinentalsokkelen. Dette vil gjøre det mulig for nye aktører å inngå samarbeid med selskaper som er etablert på kontinentalsokkelen. Dette er nærmere omtalt i avsnitt 4.1.1.

Også annenhåndsmarkedet kan benyttes av nye deltakere for å skaffe seg eierandeler i en utvinningstillatelse. Det er i de senere år foretatt en rekke tilpasninger for å bidra til økt effektivitet i dette markedet.

Nye deltakere eier ikke infrastruktur. Ved tredjeparts bruk av infrastruktur fremforhandler i dag oljeselskapene avtaler for tilknytning, prosessering og transport. Partene blir her enige om hvem som skal dekke de ulike kostnadene forbundet med å ta inn det nye feltet, og hvor høye vederlagene for de ulike tjenestene skal være. Resultatet av for høye vederlag kan være at nye deltakere ikke får innpass og derigjennom et samfunnsøkonomisk tap som følge av at samfunnsøkonomiske lønnsomme ressurser ikke blir produsert. Denne problemstillingen er nærmere drøftet i avsnitt 4.1.2.

Nye aktører vil ofte være utenfor skatteposisjon i en periode. Dette vil medføre at skattesystemet ikke virker nøytralt i forhold til selskapets beslutninger. Dette spørsmålet omhandles nærmere i skatteutvalget som avga sin innstilling 15. juni 2000. Spørsmålet er nærmere drøftet i avsnitt 4.3.

Flyttbare innretninger forventes å spille en stadig viktigere rolle ved fremtidige feltutbygginger. Spesielt i de modne deler av Nordsjøen hvor de fremtidige funnene hovedsakelig vil være små. Det er derfor viktig at regelverket for flyttbare innretninger utformes slik at det bidrar til en kostnadseffektiv utnyttelse av disse innretningene over landegrensene. Dette kan bidra til at de små funnene kan produseres på en mer raskere og mer effektiv måte samtidig som nye aktører kan benytte utstyr fra andre lands sokler. Utviklingen av en samsvarsuttalelse (tidligere kalt brukssamtykke/forhåndsuttalelse) som nevnt i avsnitt 4.1.4 og utdypet i 10.4.3, vil kunne bidra til økt effektivitet på dette området.

Departementet vil ikke stille krav om egen organisasjon i Norge for selskaper som ikke er operatører på kontinentalsokkelen og som har eierandeler med lite økonomisk omfang. Dette vil redusere inngangsbarrieren for nye deltagere. I områder der feltene er små og lønnsomheten er svak, blir store eierandeler til rettighetshaverne særlig viktig for å sikre en tilstrekkelig reell økonomisk eksponering for aktørene i hver tillatelse. Det kan argumenteres for at dette er særlig viktig for operatøren. Dette taler for færre rettighetshavere i hver enkelt tillatelse og eventuelt lavere SDØE-andeler i slike områder. I forbindelse med 15. konsesjonsrunde og nordsjøtildelingene 1999 og 16. konsesjonsrunde ble politikken tilpasset i retning av større andeler til selskapene i hver tillatelse. Denne politikken vil videreføres. Videre vil den restrukturering som nå foretas i det statlige direkte engasjement kunne bidra positivt for nye deltakere med hensyn til muligheten for å sikre seg store eierposisjoner.

De tilpasningene som signaliseres i dette kapitlet om operatørbildet på kontinentalsokkelen, vil ventelig bidra til en mer positiv vurdering av investeringsklimaet på kontinentalsokkelen fra nye deltakere.

Samlet sett er det departementets vurdering at de tiltak som foreslås samt de tiltak som fortsatt vurderes, vil bidra til å gjøre inngangsbarrierene for nye deltakere mindre og investeringsklimaet bedre vurdert med utgangspunkt i denne type selskapers hovedfokus for investeringer.

4.3 Statens inntekter fra petroleumssektoren

Dette kapitlet omhandler i hovedsak skatte- og avgiftssystemet.

Utforming og nivå på de fiskale rammevilkårene vil påvirke oljeselskapenes interesse for aktivitet i Norge. Oljeselskapene vurderer kontinuerlig de investeringsmuligheter som finnes i ulike regioner. Det er oljeselskapenes vurdering av lønnsomhet og risiko i et prosjekt som er avgjørende for om de vil foreslå prosjektet gjennomført. Stabiliteten og forutsigbarheten i de rammebetingelser næringen står overfor, vil også påvirke selskapenes holdning til nye investeringsprosjekter.

For å sikre at de lønnsomme ressursene på norsk kontinentalsokkel utvikles er det en særlig utfordring knyttet til at kostnadsnivået er for høyt i forhold til den prisutvikling for petroleum som legges til grunn ved beslutninger om videre drift av eksisterende felt, utvikling av nye felt og leting etter uoppdagete ressurser. Det er således helt sentralt at kostnadene reduseres slik at de gjenværende ressursene på norsk kontinentalsokkel kan utvinnes på en lønnsom måte og derved legge grunnlag for ny aktivitet, sysselsetting og statlige inntekter.

Selskapene har hovedansvaret for å utvikle ressursene effektivt. Med statlig deltagelse i virksomheten og høyt skattenivå, vil en eventuell vridende effekt i de fiskale rammevilkårene ha stor betydning for den bedriftsøkonomiske lønnsomheten og dermed for selskapenes tilpasninger. Det er derfor avgjørende å utforme beslutningsnøytrale fiskale rammevilkår med minst mulig vridende effekter.

Skatte- og avgiftssystemet bør være tilpasset de utfordringer en står overfor på kontinentalsokkelen. Det er nå særlig viktig å sikre staten en stor andel av den betydelige kontantstrømmen de største feltene i produksjon vil generere i årene framover. Dette bør skje samtidig som skattesystemet ikke hemmer utvikling av samfunnsøkonomiske lønnsomme prosjekter og utvikling av nye funn som forventes å bli gjort i de kommende årene . Fremtidige utbyggingsprosjekter forventes gjennomgående å være vesentlig mindre enn de største feltene som er i produksjon.

4.3.1 Dagens skatte- og avgiftssystem

Gjennom skatte- og avgiftssystemet, statens investeringer gjennom SDØE og eierskap i Statoil og Norsk Hydro, tilføres staten en stor andel av inntektene fra sektoren. En rettesnor i utformingen av dette systemet er og har vært å sikre staten en stor andel av de verdiene som skapes i petroleumsvirksomheten, samtidig som en legger til rette for at rettighetshaverne fatter samfunnsøkonomisk gode beslutninger.

Inntektsbeskatningen er selskapsspesifikk. Selskapets samlede overskudd fra virksomheten på kontinentalsokkelen beskattes uavhengig av i hvilket prosjekt resultatet har oppstått. Denne type selskapsspesifikk inntektsbeskatning er fordelaktig for selskapene fordi den gir mulighet for konsolidering/samordning av over- og underskudd fra flere prosjekter internt på kontinentalsokkelen. Et system basert på feltvis beskatning ("ring fence") vil ikke i samme grad ha denne fordelen for selskapene. En grunn til dette er at underskudd og letekostnader må framføres til feltet eventuelt har kommet i overskuddsposisjon.

Gjennom inntektsbeskatningen dekker staten en lik andel av kostnader, investeringer og inntekter i virksomheten. Inntektsbeskatningen vil nedskalere andelen av en kostnadsbesparelse/-overskridelse selskapene sitter igjen med.

CO₂-avgiften, produksjonsavgiften og arealavgiften er bruttoavgifter som ikke er knyttet til resultatene av aktiviteten, men til enkeltelementer i virksomheten. Bruttoavgifter har positive egenskaper dersom samfunnet eksempelvis ønsker å påvirke bruken av en innsatsfaktor. Bruttoavgiftene virker således ikke nøytralt på selskapenes beslutninger på kontinentalsokkelen. Bruttoavgiftene er fradragsberettiget i inntektsskatteligningen.

Gjennom SDØE har staten direkte investeringer i de fleste feltene og rørledningene på kontinentalsokkelen . I motsetning til inntektsbeskatningen er SDØE et feltspesifikt virkemiddel, der SDØE-andelene varierer mellom tillatelsene og som dermed komplimenterer inntektsbeskatningen.

SDØE fungerer på den måte at staten dekker en lik andel av leteutgifter, investeringer, driftsutgifter og fjerningskostnader i hver tillatelse tilsvarende den direkte deltagerandelen. Staten får en tilsvarende andel av produksjonen og andre inntekter. SDØE medfører således en nedskaleringen av prosjektkostnadene og prosjektverdien for de øvrige rettighetshaverne.

Sammen gjør disse virkemidlene at staten sikres en høy andel av verdiskapingen innenfor petroleumsvirksomheten, samtidig har en så langt sikret god ressursforvaltning. Å utforme fiskale rammevilkår som sikrer fellesskapet en høy andel av inntektene samtidig som ressursene utnyttes mest mulig effektivt er krevende.

4.3.2 Ekspertutvalg som utreder petroleumsskattesystemet

Som en oppfølging av Stortingets vedtak, i forbindelse med behandling av revidert nasjonalbudsjett 1999 og St meld nr 37 (1998-99), har regjeringen nedsatt et ekspertutvalg for å utrede petroleumsskattesystemet. Utvalget skal vurdere om petroleumsskattesystemet bidrar til samfunnsøkonomisk god utnyttelse av ressursene på kontinentalsokkelen. Blant annet skal utvalget vurdere om skattesystemet virker nøytralt i forhold til selskapenes beslutninger om leting, utbygging, drift og ilandføring.

Utvalget kan fremme forslag til endringer i petroleumsskatteleggingen som ivaretar kravet til effektivitet og skatteinntekter på en bedre måte. Utvalget skal legge fram en endelig rapport til Finansdepartementet i juni 2000. En foreløpig redegjørelse for hvilke problemstillinger utvalget tar sikte på å ta opp, med foreløpige konklusjoner, ble avgitt til Finansdepartementet den 29. desember 1999.

For å sikre at synspunktene til næringen også kan vurderes av ekspertutvalget, ba Finansdepartementet oljeindustrien om å legge fram en rapport med sitt syn på petroleumsskattesystemet innen utgangen av 1999. Hensynet til partsinteresser vil etter dette bli ivaretatt gjennom høring av utvalgets endelige rapport. I samsvar med praksis ved tidligere forberedelser av endringer i petroleumsskattleggingen, vil Finansdepartementet invitere partiene på Stortinget til å peke ut representanter til en politisk referansegruppe. Denne referansegruppen vil bli orientert om utvalgets arbeid og konklusjoner.

4.3.3 Videre arbeid

I forbindelse med behandlingen av revidert nasjonalbudsjett 1999 ba Stortinget regjeringen om å sette i gang et utredningsarbeid med sikte på revisjon av petroleumsbeskatningen og fremme forslag til endringer overfor Stortinget i løpet av 2000. Regjeringen Bondevik oppnevnte den 22. oktober 1999 et ekspertutvalg som skulle vurdere ulike sider ved og utrede eventuelle endringer i petroleumsskattesystemet I Innst. O. nr.12 (1999-2000) understreket Stortingets finanskomite behovet for en slik gjennomgang av petroleumsskattesystemet, og ba regjeringen legge fram for Stortinget sine vurderinger og forslag til endringer senest l. november 2000.

Utvalget vil legge fram sin innstilling i løpet av juni. Petroleumsskatteutvalgets innstilling vil være et viktig utgangspunkt for regjeringens videre arbeid med endringer i petroleumsbeskatningen. I revidert nasjonalbudsjett 2000 St.meld. nr. 2 (1999-2000) varsler regjeringen at den vil komme tilbake til Stortinget med vurderinger av petroleumsskattesystemet og eventuelle forslag til endringer med sikte på at Stortinget om ønskelig kan behandle saken i løpet av vårsesjonen 2001.

4.3.4 Gjennomførte utredninger av de fiskale rammevilkårene i Norge

For å få bedre oversikt og kjennskap til effektene av de fiskale rammevilkårene i Norge har departementet satt ut konsulentarbeid på to områder. I den første studien er ulike effekter av de fiskale rammevilkårene i Norge sammenlignet med de for et utvalg andre petroleumsprovinser. I den andre studien er forskjeller i effektivitet og insentiver for aktørene, og i hvilken grad fiskale rammevilkår kan forklare slike forskjeller, nærmere vurdert. Konsulentrapportene foreligger som utrykt vedlegg til meldingen.

For å få bedre oversikt og forståelse for effektene av fiskale rammevilkår, har Wood Mackenzie utarbeidet en sammenliknende studie av fiskale rammevilkår for departementet. Formålet med oppdraget har vært å få oversikt over fiskale vilkår for nye petroleumsprosjekter i et utvalg land og en økonomisk og systemmessig sammenligning av disse.

Utredningen viser at det er store variasjoner i hvordan de fiskale systemene er bygd opp i ulike land. Den varierer fra overskuddsbeskatning, produksjonsavgift og produksjonsdelingsavtaler til tekniske entreprenørkontrakter. Utformingen av de fiskale systemene er både preget av statens ønske om sikre/tidlige inntekter og av ønsket om effektivitet/nøytralitet.

Utredningen dekker de fiskale vilkårene for nye petroleumsprosjekter til havs i Norge, Storbritannia, den amerikanske delen av Mexicogolfen, Brasil, Aserbajdsjan, Angola og Iran. Utvalget av land er gjort for å få en samling ulike fiskale systemer som kan medvirke til å belyse effektene av de norske systemene.

Departementet har også gjennomført to konsulentprosjekter for å vurdere egenskaper og sammenhenger ved effektivitet, insentiv og proveny/fiskale rammevilkår på kontinentalsokkelen. Siktemålet med disse to konsulentprosjektene har vært å få en økonomisk vurdering av effektivitet, insentiver og proveny/fiskale rammevilkår på norsk kontinentalsokkel. Særlig ønsket en å vurdere sammenhengen mellom effektivitet/insentiver og utforming og nivå for det fiskale rammeverket.

Wood Mackenzie har gjennomført en sammenlignende empirisk/analytisk studie av sammenhengene mellom effektivitet, insentiv og fiskale rammevilkår. Studien sammenligner forholdene i Norge, Storbritannia, den amerikanske del av Mexicogolfen og Angola. Det har vært vanskelig å finne direkte sammenlignbare prosjekter i de ulike landene slik at resultatene av studien må tolkes med forsiktighet.

Den andre utredningen er gjennomført av dr. oecon. Petter Osmundsen fra Høgskolen i Stavanger/Norges handelshøyskole. Sentralt for dette prosjektet er hensynet til å sikre en effektiv ressursutnyttelse samtidig som staten sikres en stor andel av verdiene. Utredningen drøfter mange sider ved skattesystemet, statlig deltagelse samt andre sider ved regulering av aktiviteten på kontinentalsokkelen.