Når det gjelder det konsesjonspolitiske rammeverket for petroleumsvirksomheten, viser departementet til at bildet nå er mer sammensatt enn tidligere, noe som fordrer større fleksibilitet og variasjonsmulighet i det juridiske rammeverk og i konsesjonspolitikken generelt. For å opprettholde interessen fra selskapene, mener departementet det er viktig at de tildeles tilstrekkelig store andeler i den enkelte utvinningstillatelse. Spesielt er det viktig at operatøren sikres en stor andel, ettersom dette antas å bidra til større kostnadseffektivitet og motivere til innsats i den enkelte tillatelse. For å sikre tilstrekkelig store andeler til selskapene, vil en også i de fremtidige konsesjonsrundene variere antallet rettighetshavere og den statlige andelen. Dersom selskapene ikke finner tildelingene på norsk kontinentalsokkel økonomisk interessante - og at de er geologisk/teknisk utfordrende, vil dette over tid medføre at selskapene velger å flytte kompetanse og ressurser til andre petroleumsområder. Generelt viser departementet til at det over tid har vært en utvikling i retning av større deltakerandeler for hvert selskap i rettighetshavergruppene, som har resultert i et redusert antall selskaper i hver gruppe.
Departementet viser videre til at erfaringene fra de siste konsesjonsrundene viser at det er høye kostnader forbundet med tildelingsprosessen slik den gjennomføres i dag. Det er videre nå naturlig å gjennomgå selve tildelingsprosessen for å vurdere om denne kan forenkles og eventuelt omlegges med sikte på å redusere omfanget av de samlede kostnader forbundet med tildeling av nye utvinningstillatelser. Departementet tar i denne sammenheng sikte på å foreta gjennomgangen før 15. konsesjonsrunde, som innebærer at arbeidet i hovedsak er avsluttet innen utløpet av 3. kvartal 1994. Den omlegging eller de forenklinger som eventuelt vil bli gjennomført, vil således få anvendelse også for denne konsesjonsrunden.
Når det gjelder det juridiske rammeverket, tar departementet sikte på å fremme et lovforslag i løpet av 1994, som bl.a. vil omfatte:
| - |
Forlengelse av den initielle periode, |
| - |
Tilbakelevering av areal ved utløpet av den initielle periode, |
| - |
Tilbakelevering i 30-årsperioden, |
| - |
Geografisk deling av en utvinningstillatelse. |
For øvrig vises til de viktigste endringene som er foreslått i meldingen, og som er omtalt foran.
Åpning av nye områder for letevirksomhet
Departementet viser til det system for konsekvensutredning som er etablert på norsk kontinentalsokkel og som foretas i hovedsak i tre ulike sammenhenger:
| - |
Ved åpning av nye områder for letevirksomhet. |
| - |
Som grunnlag for myndighetenes utbyggingsbeslutninger knyttet til feltutbygginger og rørsystemer. |
| - |
Etter at produksjons-/transportaktivitetene er avsluttet og en skal ta stilling til disponering av innretningene. |
Departementet satte i 1987 i gang arbeid med å konsekvensutrede Skagerrak og de kystnære områdene utenfor Nordland, samt områdene vest og nord for feltene Heidrun og Draugen, inkludert Vøringplatået. Det er gjort utførlig greie for disse utredningene i meldingen. Det har også vært gjennomført en omfattende høringsrunde hvor 380 instanser har vært hørt.
Regjeringen går inn for at utredningsområdene Nordland VII og Trøndelag I, samt de kystnære områdene i hele utredningsområdet ikke skal åpnes nå. De kystfjerne områdene i Norskehavet (Vøring og Mørebassenget) og de kystfjerne områdene i Nordland IV og V foreslås åpnet for letevirksomhet. I de sentrale deler av utredningsområdet Nordland VI, foreslår Regjeringen særlige rammer for petroleumsvirksomheten. Disse rammene er utformet med det siktemål å gi en god balanse mellom fiskeri, miljø og næringsinteressene i dette området. Regjeringen anbefaler ikke dette området generelt åpnet for letevirksomhet. Det blir anledning til å bore et begrenset antall leteboringer, maksimalt 6, i de sentrale deler av Nordland VI. Det vil bli stilt krav til oljevernberedskap i forbindelse med boringene på linje med krav som stilles i kystnære og øvrige miljøfølsomme områder. Boring i oljeførende lag vil kun være tillatt i en begrenset periode av året. Innenfor de sentrale deler av Nordland VI vil det kun være tillatt med ett borefartøy om gangen. I utformingen av boreperiodene vil det bli lagt vekt på at operasjonene kan gjennomføres på en forsvarlig måte ut fra hensynet til miljø, sikkerhet og kostnadseffektivitet.
Regjeringen foreslår videre at den sørvestlige delen av utredningsområdet i Skagerrak vil kunne gjøres tilgjengelig for letevirksomhet, og på samme måte som for Nordland VI foreslås særlige rammer for virksomheten. Området skal ikke åpnes generelt for letevirksomhet, men det vil kunne være anledning til å bore et begrenset antall letebrønner, maksimalt 4, i området. Det vil kun bli tillatt med ett borefartøy i området om gangen. Det vil videre bli lagt vekt på å unngå boring om sommeren når fiskeriaktivitenene og fritidsaktivitetene er størst. Det vil legges vekt på ikke å bore i oljeførende lag i perioder hvor det finnes sårbare fiskeegg og larver i sjøen.
Departementet viser for øvrig til at svenske og danske myndigheter er orientert om at Regjeringen i denne meldingen anbefaler at de vestlige og mest kystfjerne områdene av Skagerrak skal kunne gjøres tilgjengelige for letevirksomhet.
Departementet viser til at både Oljedirektoratet og oljeselskapene har store forventninger til de områdene som er vurdert åpnet for letevirksomhet, og enkelte oljeselskap venter at disse områdene inneholder like mye petroleum som det vi til i dag har produsert på norsk kontinentalsokkel. Det tas sikte på at blokker fra de områder som omhandles i meldingen, skal kunne utlyses i 15. konsesjonsrunde ved årsskiftet 1994/95. Utbyggingsaktivitet i de aktuelle områdene vil tidligst kunne starte i omlag år 2005, mens produksjonen vil kunne ta til fra rundt år 2010.
Departementet viser til at nye utvinningstillatelser i Barentshavet ikke bør utlyses og tildeles samtidig som utvinningstillatelser på øvrige deler av kontinentalsokkelen. Tildelingsprosessen i Barentshavet og andre områder bør således foregå uavhengig av hverandre. Videre vises det til at for å sikre at resultatene fra aktivitet i utvinningstillatelser tildelt i 13. og 14. konsesjonsrunde erverves, bearbeides og utnyttes godt, bør leteaktiviteten i tiden fremover strekkes ut i tid. Det vil trolig ikke være grunnlag for å bore nye letebrønner hvert år, og med dette utgangspunkt vil det trolig være grunnlag for nye tildelinger i Barentshavet i løpet av våren 1996. Tildelinger i Barentshavet vil ikke kobles med tildelinger lengre sør på kontinentalsokkelen.
Foreslåtte endringer i rammevilkårene for Barentshavet er for øvrig omtalt foran.
Utbygging og drift
Det er i meldingen gitt en beskrivelse av:
| - |
Forum for utbygging og drift, som er et kontaktforum innenfor petroleumsektoren - med målsetting å styrke norsk kontinentalsokkels konkurranseposisjon (opprettet sommeren 1993). |
| - |
Utbyggingsprosjektenes størrelse. |
| - |
Felles bruk av installasjoner. |
| - |
Vederlag i tilknytningsavtaler. |
| - |
Oppstykking av areal på kontinentalsokkelen. |
| - |
Myndighetsgodkjennelse av utbyggingsplaner. |
| - |
Kontraktinngåelser før godkjennelse av plan for utbygging og drift. |
| - |
Flytende produksjonsanlegg. |
| - |
Oppfølging av felt i drift. |
| - |
Disponering av innretninger som har gått ut av bruk i petroleumsvirksomheten. |
Transport av gass og gassdisponering på norsk kontinentalsokkel
Det er på norsk kontinentalsokkel i all hovedsak bygget ilandføringsledninger med stor kapasitet som kan transportere gass fra flere felt. Ilandsføringsledningene er en integrert del av produksjonsvirksomheten, som binder sammen produksjonsanleggene på kontinentalsokkelen og ilandføringsanleggene for måling og sluttbehandling av gassen. For å overholde de norske kontraktsforpliktelsene, er det behov for ny transportkapasitet allerede fra 1998, og inngåelse av ytterligere salgskontrakter vil øke behovet for ny transportkapasitet til kontinentet. Omfanget av transportkapasitet som nå bygges ut, vil avhenge av størrelsen på nye kontrakter som inngås. Det er i meldingen angitt hvilke beslutninger og alternative utvidelsesmuligheter en kan stå overfor i tiden fremover.
Når det gjelder transporttariffer, viser departementet til at ved utbygging av ny transportkapasitet har myndighetene lagt til grunn at hoveddelen av selskapenes fortjeneste fra petroleumsvirksomheten generelt bør tas ut på feltene og ikke i transportsystemene. Departementet har vært opptatt av å sikre skipere på norsk kontinentalsokkel rimelige transportvilkår. Dersom viktige ressurshensyn krever det, har departementet ved nye transportavtaler lagt forholdene til rette for en revurdering av transportvilkårene. Dette kan f.eks. bli aktuelt dersom transporttariffene fører til ulønnsom drift og for tidlig nedstenging av produksjonen av et felt. En endring av tariffene i et felts avslutningsfase kan være et virkemiddel for å sikre en samfunnsøkonomisk lønnsom produksjon av et felts sluttreserver.
Departementet viser til at en koordinert avsetning av gass er et viktig ressurspolitisk virkemiddel for norske myndigheter. Det er et sentralt element i denne sammenheng å legge forholdene til rette for å oppnå forsyningsløsninger til lavest mulige produksjons- og transportkostnader for å sikre en samfunnsøkonomisk lønnsom utbygging av våre gassressurser. En samlet vurdering og prioritering av produksjonsmulighetene vil gi rettighetshavergruppene incentiver til å utarbeide kostnadseffektive utbyggingsløsninger. Videre gir det grunnlag for å undersøke fordeler ved samordnede utbyggingsløsninger som kan resultere i reduserte utbyggingskostnader og økt utvinning av våre reserver. En koordinert avsetning og inngåelse av langsiktige forsyningskontrakter har lagt grunnlaget for en kostnadseffektiv utbygging av felles ilandføringsrørledninger for flere felt. En koordinert gassavsetning gir bedre muligheter for selgere av norsk gass til å tilby fleksible salgskontrakter til kunder som ikke selv har mulighet til å foreta betydelig modulering av gassen. Langsiktige salgskontrakter er i tillegg spesielt viktig ved salg til f.eks. kraftselskaper som er avhengig av faste gassleveranser hvert år over en bestemt tidsperiode.
Departementet viser til at basert på inngåtte leveringsforpliktelser vil norsk gasseksport øke betydelig i forhold til dagens nivå på ca 25 mrd. m3 pr. år til noe over 50 mrd. m3 pr. år etter århundreskiftet. Det vises videre til at for å dekke eksisterende leveringsforpliktelser og eventuelle nye salg, vil det bli behov for utbygging av betydelig ny produksjons- og ilandføringskapasitet. Det antas at gasseksporten fra norsk kontinentalsokkel kan nå et nivå på 60-70 mrd. m3 årlig fra noe etter århundreskiftet. Departementet vil se på alternative utbyggingsløsninger i en vurdering av hvilke gassfelt som bør dekke leveransene under eksisterende kontraktsforpliktelser. Det vil bli lagt vekt på å velge løsninger som bidrar til størst mulig verdiskaping fra norsk kontinentalsokkel, og en vil bl.a. ta hensyn til den forventede markedsutvikling for norsk gass og en samfunnsøkonomisk riktig bruk av eksisterende og planlagt infrastruktur. Rettighetshaverne på felt som skal bygges ut, må kunne dokumentere evne og villighet til å produsere en gitt leveranseprofil, og feltene må være tilstrekkelig modne til at rettighetshaverne skal kunne påta seg en leveranseforpliktelse. Departementet viser til at dette fordrer at forsyningsløsningene som velges, er lønnsomme for den enkelte utvinningstillatelse.
Bruk av gass i Norge
Departementet viser til at en har vært og er fortsatt opptatt av å legge forholdene til rette for lønnsom bruk av gass i Norge. Det er i meldingen gjort rede for:
| - |
Forutsetninger for bruk av gass i Norge |
| - |
mulige anvendelsesområder for bruk av gass i Norge |
| - |
støtte til forskning og forsøksprosjekter |
Miljø
Departementet viser til at det i de senere årene har utviklet seg en miljøbevissthet blant selskapene. Operatørene på norsk kontinentalsokkel har inkorporert miljøhensynet i selskapenes virksomhetsstrategi, og flere av de største operatørene har klare mål om å redusere utslippene når ny og mer miljøvennlig teknologi blir tilgjengelig. Den økte miljøbevisstheten i industrien vil kunne gjøre det enklere å nå de ulike miljømål uten nødvendigvis å ta i bruk nye strenge virkemidler. Det vises videre til at den viktigste kilden til oljeutslipp fra petroleumsvirksomheten i de kommende årene forventes å være utslipp av produsert vann, som inneholder rester av olje. Utslippene av olje i sjøen vil ventelig øke fram mot århundreskiftet, som skyldes at både oljeproduksjonen forventes å øke fordi flere felt kommer i produksjon, og at feltene som nå er i produksjon etter hvert vil produsere større deler vann og mindre deler olje. Departementet viser til at i den grad utviklingen går i retning av at virksomheten beveger seg inn mot miljømessige sårbare områder, vil den måtte vurdere de eventuelle ytterligere avbøtende miljømessige tiltak som kan bli aktuelle.
Når det gjelder aktuelle virkemidler i miljøpolitikken vil Regjeringen legge økt vekt på bruk av avgifter og andre økonomiske virkemidler med sikte på en sammensetning av virkemidlene som er best mulig tilpasset de ulike miljøproblemene. Den videre utformingen av norsk klimapolitikk vil bl.a. avhenge av en kostnadsmessig sammenligning med hvilke tiltak som faktisk blir gjennomført i andre land, slik at man søker å unngå at Norge påføres langt større økonomisk belastning enn våre viktigste handelspartnere. For øvrig vises det til at Regjeringen i stor grad har basert sin miljøpolitikk overfor petroleumssektoren på administrative virkemidler med hjemmel i forurensningsloven og gjennom bruk av CO2-avgiften i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen.
Når det gjelder fremtidig virkemiddelbruk i petroleumssektoren vil Regjeringen legge til rette for gjennomføring av tiltak som er mest mulig kostnadseffektive, og at virkemiddelbruken bør være mest mulig konsistent og oversiktlig. Hvilke tiltak det blir nødvendig å gjennomføre for petroleumssektoren, vil avhenge av mål og internasjonale forpliktelser innenfor miljøpolitikken, mål i den økonomiske politikken, tilgjengelig teknologi og kostnadstrukturen i petroleumssektoren i forhold til andre sektorer. Aktuelle virkemidler kan være økonomiske virkemidler som avgifter og omsettelige kvoter, administrative virkemidler som reguleringer eller vilkår etter forurensningsloven og petroleumsloven, og frivillige avtaler.
Leverandørindustrien, teknologiske utfordringer, forskning og utvikling
Departementet viser til at i hele perioden med petroleumsaktivitet på norsk kontinentalsokkel har det vært et sentralt mål i norsk petroleumspolitikk å bygge opp en konkurransedyktig industri parallelt med oljeselskapenes aktiviteter på kontinentalsokkelen. Flere forhold har allerede endret - og nye faktorer vil komme til å endre - konkurransesituasjonen for norsk leverandørindustri i årene fremover. Dette omfatter:
| - |
endret etterspørselsmønster |
| - |
betydelige volumsvingninger i delmarkeder |
| - |
nye samarbeids- og kontraktsformer mellom oljeselskapene og industrien |
| - |
økte krav til eksport/internasjonalisering |
Samlet vil markedsendringene måtte medføre betydelige tilpasninger i leverandørindustrien, og oljeselskapenes vektlegging på færre kontraktsforhold til industrien og utvidet samarbeid vil sannsynligvis påskynde utviklingen i retning av etablering av allianser og sammenslutninger mellom leverandørbedrifter nasjonalt og internasjonalt.
Departementet viser til at myndighetene har, siden petroleumsaktivitetene startet på norsk kontinentalsokkel, ført en aktiv politikk for å påse at konkurransedyktig norsk industri blir gitt reelle muligheter til å oppnå leveranser av varer og tjenester til virksomheten til havs. Det har også vært vektlagt å bidra til internasjonalisering av industrien. Departementet viser til at en tar sikte på å initiere og aktivt støtte opp om tiltak som kan sette industrien i stand til å ligge i forkant av de behov som oljeselskapene møter for sin virksomhet på kontinentalsokkelen, både innenfor leting, utbygging og drift. Videre er departementet opptatt av at leverandørindustrien skal nå de mål bedriftene setter for sin internasjonale satsing. I denne sammenheng vil en støtte opp om ulike markedsframstøt, først og fremst gjennom å etablere nær og løpende kontakt med andre lands myndigheter.
Departementet viser også til at Norge er innvilget en overgangsperiode fram til 1. januar 1995 med å innføre gjeldende EØS-regelverk for oljeselskapenes innkjøp til kontinentalsokkelvirksomheten, det såkalte innkjøpsdirektivet for de ekskluderte sektorer. Norske myndigheter kan, dersom det vurderes hensiktsmessig, implementere regelverket på et tidligere tidspunkt. Departementet vurderer fortløpende dette spørsmålet i samråd med berørte organisasjoner i nærings- og arbeidsliv.
Når det gjelder teknologiske utfordringer og forskning og utvikling, er det i meldingen gitt en omtale av:
| - |
boring og brønnteknologi |
| - |
pågående FoU-programmer i regi av Norges forskningsråd |
| - |
FoU-programmer som det tas sikte på å starte i 1994 |
Statens samlede engasjement
Departementet viser til at statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) og skattesystemet er de viktigste instrumentene for å innkreve statens andel av overskuddet fra petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel. I tillegg kommer statens utbytte som eier av Statoil. Statens skatte- og avgiftsinntekter fra petroleumsvirksomheten består av ordinær selskapsskatt, særskatt, produksjonsavgift, CO2-avgift og arealavgift. Statens utbytteinntekter fra petroleumsvirksomheten kommer hovedsakelig fra Statoil. Netto kontantstrøm fra SDØE er markedsverdien av SDØEs andel av olje og gassproduksjonen fratrukket SDØEs andel av investeringene, driftskostnadene og letekostnadene.
Anslagene for årlige skatte- og avgiftsinntekter vil variere mellom om lag 20 mrd. og 35 mrd. 1994-kroner i perioden 1994-2005. Noe av grunnen til at disse inntektene ikke viser sterkere økning skyldes at en større andel av produksjonen kommer fra felt der SDØE har betydelige andeler. Andelen av produksjonen som gir grunnlag for ordinær beskatning, blir dermed redusert.
Tabellen viser statens kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten 1980-1992:
TABELL: Statens kontantstrøm fra petroleumsviksomheten, 1980-92
| Mrd. kr |
1980 |
1985 |
1986 |
1987 |
1988 |
1989 |
1990 |
1991 |
1992 |
1993 |
1 |
| Betalt ord. skatt |
9,9 |
21,8 |
17,3 |
7,1 |
5,1 |
4,8 |
12,4 |
15 |
7,6 |
6,4 |
| Betalt særskatt |
5 |
13 |
10 |
3,2 |
1,1 |
1,5 |
5 |
6,7 |
7,3 |
9,5 |
| Produksjonsavgift |
3,6 |
11,6 |
8,2 |
7,5 |
5,5 |
7,3 |
8,5 |
8,9 |
8,1 |
7,9 |
| Arealavgift |
0,1 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
0,3 |
0,6 |
0,6 |
0,6 |
| CO2-avgift |
|
|
|
|
|
|
|
0,8 |
1,9 |
2,3 |
| SDØE netto |
| kontantstrøm |
0 |
-17,1 |
-12 |
-10,7 |
-9,1 |
0,8 |
7,3 |
5,9 |
3,6 |
0,0 |
| Aksjeutbytte i |
| Statoil |
0 |
0,7 |
1,2 |
0,9 |
0 |
0 |
0,8 |
1,5 |
1,4 |
1,3 |
| Statens kontantstrøm |
18,6 |
30,2 |
24,9 |
8,2 |
2,8 |
14,6 |
34,3 |
39,4 |
30,5 |
28,0 |
| 1 |
Foreløpige tall fra statsregnskapet |
(Kilde Finansdepartementet)
Når det gjelder statens samlede deltakelse i petroleumsvirksomheten, som består av SDØE og Statoil, har denne variert over tid, men har i de senere år vært fallende. Det vises til at i forkant av 14. konsesjonsrunde i 1993 sluttet Stortinget seg til at det var ønskelig å etablere større fleksibilitet mht. omfanget av den statlige deltakelsen i de enkelte utvinningstillatelser. Også i fremtidige konsesjonsrunder vil størrelsen på statens samlede deltakelse særlig avhenge av følgende to forhold: Staten ønsker en høy andel av verdiskapingen i petroleumsvirksomheten, og nødvendigheten av å sikre en langsiktig og effektiv deltakelse fra de best kvalifiserte oljeselskapene gjennom gode konsesjonstildelinger.
Departementet viser videre til at for å opprettholde interessen for norsk kontinentalsokkel i årene fremover fra de mest kvalifiserte selskapene, er det avgjørende at selskapene i kommende konsesjonsrunder får tildelinger som de vurderer som økonomisk og geologisk/teknisk interessante. Dette understreker at det samlede omfang av andeler som er til fordeling etter at statsdeltakelsen er trukket fra, og hvordan disse vurderes av oljeindustrien, er av stor betydning for effektiv utnyttelse av norske olje- og gassressurser på lengre sikt. I denne sammenheng vises det til at Statoil i dag opererer mer på linje med de øvrige selskapene på norsk kontinentalsokkel. En økt grad av likestilling mellom Statoil og de øvrige selskapene vil stille Statoil overfor økt konkurranse og bidra til effektivisering og økt kostnadsfokusering. Med utgangspunkt i den generelle kompetanse selskapet har opparbeidet, sin finansielle styrke samt selskapets brede erfaring, vil Statoil stå sterkt i konkurransen med de øvrige selskapene på norsk kontinentalsokkel. Departementet viser til at en økt forretningsmessig frihet for Statoil ikke vil influere på den statlige styring og kontroll med virksomheten.
Når det gjelder status for statens direkte økonomiske engasjement er det i meldingen gitt en oversikt over:
| - |
videre utvikling av statens økonomiske engasjement, styringsmodell, portefjøljetilpasning, avregningsvilkår for SDØE-gass fra Heidrunfeltet. |
Statoil hadde et årsresultat for 1993 på ca 3,4 mrd. kroner. Aksjeutbytte fra Statoil ble under behandlingen av statsbudsjettet for 1994 fastsatt til 1.075 mill. kroner, og Statoil har ved inngangen til 1994 en egenkapitalandel på om lag 30 %. Departementet støtter tiltak fra Statoils side for å bringe lønnsomheten i nedstrømsvirksomhetene opp på et tilfredsstillende nivå. Departementet mener videre det er viktig for Statoil å få styrket sin egenkapitalandel, og det vises til at et oljeselskap som Statoil må ha et solid økonomisk fundament for å kunne møte de sterke svingninger i olje- og gassprisene som vi må regne med også i fremtiden. Departementet ser det som en viktig og naturlig utvikling at Statoil legger opp til en gradvis økning av sitt utenlandsengasjement, og det vises til at den kompetanse som selskapet har bygd opp gjennom aktiviteter på norsk kontinentalsokkel bør utnyttes til videre verdiskaping i selskapet også i aktiviteter utenfor norsk kontinentalsokkel. En forutsetning for Statoils utenlandsengasjement er imidlertid at selskapet fortsatt samtidig er i stand til fullt ut å ivareta sine oppgaver på norsk kontinentalsokkel.
