Vedlegg
Brev fra Nærings- og energidepartementet v/statsråden, til energi- og miljøkomiteen, datert 24. mai 1994:
Det vises til brev fra Høyres stortingsgruppe av 11. mai 1994. Jeg har gjengitt spørsmålene i brevet med liten skrift.
1. Foreligger det seismisk informasjon som tyder på at Nordland IV og V har strukturer som krever samordning med tilliggende åpnede leteområder?
Kunnskapen om geologien i de områdene som nå anbefales åpnet for letevirksomhet, er begrenset og usikkerheten knyttet til funnsannsynligheter, mulige funnstørrelser og petroleumstype er meget stor. Nordland IV og V ligger forholdsvis nær eksisterende leteområder, og geologien har på flere måter likhetstrekk med de områdene hvor det i dag foregår lete- og utbyggingsaktivitet på Haltenbanken. Dette medfører at usikkerheten i disse områdene vurderes som noe mindre enn f.eks. områdene lengre vest i Norskehavet; Vørings- og Mørebassenget. Men usikkerheten er allikevel stor. Det er bare boring som kan bekrefte eller avkrefte de antakelsene og vurderingene som er basert på seismiske undersøkelser.
Dersom det skulle bli påvist nye reserver i de delene av Nordland IV og V som nå anbefales åpnet for letevirksomhet, synes det i hovedsak å være to typer samordning som kan være aktuelt:
Dersom et olje- eller gassfelt strekker seg over grenselinjen mellom eksisterende leteområder og de områdene som nå anbefales åpnet for letevirksomhet, fordrer regelverket at det foreligger bindende avtaler partene imellom for å sikre effektiv utnyttelse av reservene. En slik avtale skal foreligge før produksjon fra forekomsten tar til. En kan på ingen måte utelukke at det finnes felt som ligger på grenselinjen mellom eksisterende og nye leteområder.
Den andre formen for samordning er knyttet til selve utviklingen av reservene. En tenker her først og fremst på felles transportløsninger, felles prosessering, forsyningstjenester etc. Slik samordning vil i enkelte tilfeller kunne være avgjørende for å sikre akseptabel lønnsomhet i reserver beliggende i og utenfor eksisterende leteområder. I andre tilfeller vil slik samordning ikke være avgjørende for om ressursene kan produseres, men vil styrke økonomien i alle de samordnede feltene og derigjennom øke skattegrunnlaget.
Det er overveiende sannsynlig at utbygging av eventuelle reserver i de områdene som nå anbefales åpnet for letevirksomhet i Nordland IV og V bør samordnes med reserver beliggende i eksisterende leteområder. Når eventuelle nye reserver påvises i de nye leteområdene vil det antakelig være av stor betydning for å sikre det samlet sett beste utbyttet fra petroleumsressursene i dette området. Etter regjeringens vurdering bør disse områdene bl.a. på denne bakgrunn gjøres tilgjengelige for letevirksomhet nå.
2. Er det spesielle grunner for at departementet har utelatt de lovende strukturene like sør-øst for det foreslåtte « spesialområdet » i sitt forslag til letemuligheter i Nordland VI?
I forslaget fra regjeringen vedrørende åpning av nye områder for letevirksomhet er det særlig to områder det har vært spesielt utfordrende å finne god balanse mellom de hensyn som gjør seg gjeldende. Det er Nordland VI og Skagerrak. I Nordland VI er det store forventninger til ressurspotensialet. Samtidig er Nordland VI et særlig viktig fiske- og gyteområde, og fuglefjellene i området vurderes ut i fra miljøhensynene å være spesielt verdifulle. Sjøfuglforekomstene på Røst er særlig viktige.
Regjeringen har kommet fram til at en rimelig avveining mellom de hensyn som gjør seg gjeldende tilsier at de lovende petroleumsprospektene som ligger sør-øst for « spesialområdet » i Nordland VI ikke bør gjøres tilgjengelig for letevirksomhet nå. Regjeringens anbefaling i Nordland VI reflekterer ønsket om å gå skrittvis fram for å høste erfaring bl.a. i forhold til samspillet mellom næringer og miljøhensynene.
3. Hvilke praktiske og økonomiske konsekvenser mener departementet en opphevelse av glideskala også for eldre lisenser vil få for staten:
| a) | Ut fra en statisk betraktning hvor glideskala forutsettes ikke å påvirke selskapenes investeringsplaner? |
| b) | Ut fra en dynamisk betraktning hvor bortfall av glideskala påvirker selskapenes investeringsplaner? |
| c) | I tilfelle b), hvilke konsekvenser vil bortfall av glideskala kunne få for optimaliseringen av ressursforvaltning, utnyttelse av eksisterende infrastruktur og press på nye leteområder? |
Glideskala er en rett som staten fremforhandlet med rettighetshaverne i forbindelse med konsesjonstildelingen. Retten innebærer at staten kan øke sin eierandel på bekostning av de andre rettighetshaverne i forbindelse med myndighetsgodkjennelse av det aktuelle felt. Staten mottar inntekter og betaler kostnader i henhold til sine eierandeler fra godkjennelse av utbyggingen. Det er ikke noe oppgjør for historiske kostnader før dette. Økningen i statens eierandel beregnes i en del eldre tillatelser på grunnlag av samlet produksjon fra den enkelte utvinningstillatelse i henhold til en skala. For nyere tillatelser gir glideskalaen rett til en fast økning i statens eierandel uavhengig av størrelsen på produksjonen fra området for utvinningstillatelsen. Fra og med 14. konsesjonsrunde er ikke glideskala noe konsesjonsvilkår.
Når det gjelder de økonomiske konsekvensene av en opphevelse av glideskala for eldre utvinningstillatelser, kan en ta utgangspunkt i foreliggende produksjonsprofiler for de aktuelle felt og funn. Det er ikke gjort forsøk på å beregne de økonomiske konsekvensene ved en dynamisk betraktning da selskapenes investeringsadferd ikke kan forutsies. Det er spesielt vanskelig å si hvordan denne endrer seg over tid. Konsekvensene av en dynamisk tilpasning er følgelig ikke mulig å tallfeste.
Statens inntekter via SDØE vil kunne reduseres med flere mrd. kroner dersom en opphever glideskalaen. Størrelsen på dette beløpet vil blant annet avhenge av hvilken skatteposisjon de aktuelle selskapene befinner seg i, og utviklingen i denne over tid.
I vurderingen av glideskalaens praktiske konsekvenser synes det naturlig å skille mellom påviste ressurser som er nær en utbyggingsbeslutning, og ikke-påviste ressurser samt ressurser som krever betydelig økonomisk innsats og aktivitet før de eventuelt er utbyggingsklare.
Som spørsmålet impliseres, må myndighetene være særlig oppmerksomme på hvordan rammebetingelsene påvirker selskapenes handlinger, bla. i investeringsbeslutningsituasjonen. I en isolert økonomisk vurdering vil oljeselskapene ønske å sette igang et utbyggingsklart felt som tilfredsstiller avkastningskravet de stiller for investert kapital hensyn tatt til risiko. Da bør det i utgangspunktet være irrelevant om selskapet har en høy eller lav andel, eller om andelen reduseres på beslutningstidspunket som følge av glideskalautøvelsen. Historiske kostnader er uten betydning i en slik beslutning. Det er dermed viktig å merke seg at glideskalaordningeen i disse normaltilfellene ikke vil få konsekvenser for investeringsbeslutningene.
En annen sak er at glideskalaen selvfølgelig påvirker fordelingen av fortjenesten mellom staten og selskapene, men det er nettopp hensikten med ordningen.
For areal der det ikke er påviste ressurser, vil situasjonen være en annen. Som følge av glideskalaordningens utforming, vil rettighetshaverne i tiden fram til en eventuell utøvelse av glideskalaen systematisk bære en større andel av lete- og utviklingskostnadene enn den andel de vil motta av inntektene fra eventuell produksjon fra lisensen. Dette vil medføre at en del prospekter som det ville vært fornuftig for selskapene å bore/undersøke nærmere dersom det ikke eksisterte glideskala, ikke vil bli gjenstand for videre aktivitet i tillatelser med glideskala. Dette vil kunne representere et samfunnsøkonomisk tap.
Ovennevnte er likevel ikke et sterkt argument for en generell opphevelse av ordningen med glideskala på gamle utvinningstillatelser. Det mulige samfunnsøkonomiske tap som er beskrevet i avsnittet ovenfor, er av mindre betydning enn det tap staten vil pådra seg ved å oppgi glideskalaen for felt som er klare for utbygging.
Generell opphevelse av glideskala må oppfattes som en særskilt begunstigelse for en utvalgt gruppe selskaper, som har eierandeler i utbyggingsklare felt.
Når det gjelder hvilke konsekvenser bortfall av glideskala vil kunne få for optimalisering av ressursforvaltning, utnyttelse av eksisterende infrastruktur og press på nye leteområder er det følgende å bemerke.
Glideskalaen er i eldre tillatelser en viktig del av myndighetenes virkemidler for å sikre statens inntekter. Det er ikke grunn til å tro at glideskalaordningen er avgjørende for om vi på en effektiv måte vil kunne nyttiggjøre oss eksisterende infrastruktur i fremtiden.
Aktiviteten i nye leteområder vil avhenge av en rekke forhold, men størrelsen på selskapenes eierandeler, hvilke lisenser selskapene får andeler i og det generelle rammeverket (inklusive skatt og eventuell glideskala) vil være viktig.
Inntektene fra de nye leteområdene ligger under enhver omstendighet langt fram i tid. Norske myndigheters evne til å tilpasse rammevilkårene underveis til endrede forutsetninger på en slik måte at det også i rimelig grad forstås av industrien, er avgjørende for leteaktiviteten i disse nye leteområdene i årene fremover.
Departementet ser at størrelsen på det økonomiske engasjementet til oljeselskapene i enkelte utvinningstillatelser kan bli meget lite f.eks. som følge av små reserver. Dersom operatøren får en liten andel, vil dette dessuten kunne få konsekvenser for kostnadsbevisstheten i prosjektet.
4. Hvordan vil departementet ivareta hensynet til at alternative leveransemiljøer (eks. stål kontra betong-løsninger) fortsatt kan få samme mulighet til å komme i betraktning ved kontraktsinngåelser i forkant av godkjennelse av plan for utbygging og drift?
Operatøren har på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelser ansvaret for å utrede de tekniske og økonomiske sidene ved ulike konseptvalg når et olje- eller gassfunn vurderes utbygd. I denne prosessen foretas en grundig vurdering av aktuelle utbyggingsløsninger. Først når operatøren har kommet fram til et lite antall mulige konsepter, starter vurderingen av aktuelle leveransemiljøer.
Rollefordelingen i virksomheten tilsier at departementet ikke vil ta selvstendige vurderinger mht. hvilken utbyggingsløsning rettighetshaverne vil være best tjent med. Men myndighetene skal godkjenne plan for utbygging og drift (PUD) av feltet. Større utbyggingssaker vil også bli forelagt Stortinget.
Norsk industri er i dag i mange bransjer konkurransedyktig på kontinentalsokkelen, og norsk industri er meget godt kjent som leverandør til oljeselskapene. Oljeselskapenes kunnskaper om norske leverandørers kompetanse, de alternative norske leveransemiljøer samt deres geografiske nærhet antas også i fremtiden å bidra til at norske leveranser vil utgjøre en betydelig andel av leveransene til norsk sokkel.
Norske myndigheter vil på sin side følge opp anskaffelsesaktiviteten til sokkelen. Dette innebærer også en oppfølging av utbyggingsprosjekter. Vi er sterkt opptatt av at norsk industri skal ha et best mulig grunnlag for å konkurrere om oppdrag.
5. Hvor står saken om utpeking av kontrakts- og leveransefelt (Haltenbanken/Nordsjøen?) for udekkede leveringsforpliktelser for inngåtte gasskontrakter?
Som det ble vist til i meldingen, vil det være behov for investeringer i ny produksjons- og ilandføringskapasitet for å dekke eksisterende leveringsforpliktelser og nye salg av gass. Eksisterende leveringsforpliktelser omfatter kontrakter hvor Trollfeltet har kontraktsansvaret, men hvor det ikke er besluttet hvilket felt som skal levere volumene. Dette vil bygge seg opp fra noe etter århundreskiftet til et nivå på mellom 15 - 18 mrd. m3 pr. år. Ved siden av kontrakten med det tyske selskapet Verbundnetz Gas (VNG), som det er orientert om i meldingen, omfatter nye kontrakter også kontraktene om salg av gass til tyske Mobil (MEEG) og til det franske gasselskapet Gaz de France (GdF). Forhandlingene om disse kontraktene er nylig avsluttet. Tilsammen utgjør disse tre kontraktene i underkant av 9 mrd. m3 på platanivå.
Forsyningsutvalget og Oljedirektoratet har gjennomført vurderinger av mulige forsyningsløsninger for de leveransevolumene som ikke er tildelt et felt. Disse vurderingene viser at ettersom leveransene i de første årene kan dekkes fra felt som vil være i drift, kan beslutningen om utbygging av ny produksjonskapasitet utsettes til i hvert fall høsten 1995. Departementet deler den vurdering at det er flere forhold som taler for å utsette denne beslutningen. En utsettelse av beslutningen om ny produksjonskapasitet vil sikre tilstrekkelig tid til å kunne få avklart usikkerheten med hensyn til utbyggingskostnader og reservegrunnlag for de felt som vurderes som aktuelle utbyggingskandidater for å dekke disse kontraktene. Dette er bl.a. nødvendig for at feltene på Haltenbanken skal være modnet til et slikt nivå at de kan vurderes på lik linje med felt i Nordsjøen. Videre vil en kunne ha muligheten til en nærmere vurdering av ulike former for produksjonssamarbeid mellom aktuelle felt. Dette kan resultere i rimeligere og bedre utbyggingsløsninger. Dessuten vil en innen 1. juli 1995 ha avklart om kjøperne vil utøve de gjenværende opsjonene under de eksisterende Troll-kontraktene, og dermed ha større sikkerhet med hensyn til fremtidig eksportvolum fra norsk kontinentalsokkel. Dette volum utgjør i overkant av 5 mrd. m3 pr. år fra begynnelsen av neste århundre.
Dette innebærer at en i løpet av det nærmeste året vil kunne fremskaffe ny og verdifull informasjon om de ulike forsyningsløsningene samt om fremtidig markedsnivå. Samtidig anses det ikke å være vesentlige kostnader ved å vente med å fatte neste utbyggingsbeslutning. Departementet er derfor kommet til å ville utsette beslutningen om ny produksjonskapasitet til tidligst høsten 1995. Saken vil da bli lagt fram for Stortinget på vanlig måte. Det vil bli lagt vekt på å finne en løsning som bidrar til størst mulig verdiskaping fra norsk kontinentalsokkel.
Departementet mottok brev fra Forsyningsutvalget innen den utsatte fristen 20. mai d.å. Selskapene har imidlertid ikke kommet fram til en omformet anbefaling om forsyningsløsning. På bakgrunn av investeringsforpliktelsene som kontraktene med VNG, MEEG og GdF vil medføre i ny produksjons- og ilandføringskapasitet, vil regjeringen så snart implikasjonene av brevet fra Forsyningsutvalget 20. mai d.å. er avklart, fremme en proposisjon for Stortinget hvor regjeringen ber Stortinget gi Kongen fullmakt til å godkjenne at det inngås kontrakter med disse kjøperne om leveranser av gass fra norsk sokkel.
6. Med bakgrunn i den globale reduksjon av CO2-utslipp som norske gassleveranser til bl.a. Tyskland representerer, hvilke initiativ har, eller vil regjeringen ta for å hindre at nasjonale utslippsmål i Norge får den motsatte effekt av hva som er hensikten med CO2-målsettingen?
Når norsk gass anvendes i stedet for kull eller olje i f.eks. Tyskland, vil dette kunne føre til at de samlede utslippene av CO2 går ned selv om produksjon og transport av gass fører til utslipp av CO2 i Norge. I mange tilfeller vil norsk gasseksport derfor gi en nettogevinst mht. globale utslipp, fordi forbrenning av kull og olje fører til høyere utslipp enn ved bruk av naturgass.
Målsettingen om å begrense CO2-utslippene slik at de i år 2000 ikke er større enn i 1989 er foreløpig, og vil bli vurdert i lys av videre utredninger, den teknologiske utviklingen, utviklingen i de internasjonale energimarkedene, internasjonale forhandlinger og avtaler. Drivhuseffekten er et globalt miljøproblem. Utslipp av klimagasser har samme effekt uavhengig av hvor utslippene finner sted. Det er nødvendig med internasjonalt samarbeid for å kunne finne fram til effektive løsninger i forhold til drivhusproblemet. Norge spilte derfor en aktiv rolle i klimaforhandlingene som førte til at FNs rammekonvensjon om klimaendringer ble lagt fram til undertegning i Rio de Janeiro i juni 1992. Konvensjonen er nå trådt i kraft, og første rapportering om utslipp og strategier for å begrense utslippene av CO2 og andre klimagasser skal skje i september i år.
Konvensjonen gir en ramme for å kunne utvikle et sterkt internasjonalt samarbeid om klimaspørsmål. Den er prosessorientert og inneholder oppfølgningsbestemmelser slik at man relativt raskt har mulighet til å få sterkere og mer bindende forpliktelser inn i avtalen. Forberedelsen av det første partsmøtet og den videre oppfølgingen blir således avgjørende for hvilken betydning konvensjonen faktisk vil få som instrument til å motvirke uønskede klimaendringer. Behovet for sterkere forpliktelser er tatt opp i forhandlingene bl.a. av Norge, og sonderinger rundt innholdet i en eller flere protokoller er i gang. Konvensjonen åpner også for at land skal kunne gjennomføre tiltak i samarbeid med andre land i forbindelse med oppfølgingen av sine forpliktelser, såkalt felles gjennomføring. Nærmere kriterier for slikt samarbeid vil bli fastsatt på det første partsmøtet som skal holdes i mars/april 1995.
EU har vedtatt å stabiliserer sine samlede utslipp av CO2 i år 2000 på 1990-nivå. Dette innebærer imidlertid ikke at hvert EU-land skal stabilisere sine utslipp. Utslippsforpliktelsene søkes fordelt på medlemslandene bl.a. ut fra prinsipper om byrdefordeling.
Den forventede økningen i CO2-utslipp fra petroleumssektoren vil i årene fremover i det alt vesentlige være et resultat av økt produksjon og transport av gass. Transport av naturgass er energikrevende. I samsvar med St.meld. nr. 26 er det en viktig utfordring på miljøsiden å øke energieffekten i anleggene for produksjon og transport av petroleum slik at utslippene pr. enhet gass som eksporteres kan reduseres. Som nevnt er det viktig å se klimaproblemet i en internasjonal sammenheng. Norges sterke engasjement i internasjonale forhandlinger er et uttrykk for at vi både tar klimaproblemet alvorlig, og at vi vil bidra til at det oppnås mest mulig effektive løsninger. Hvis det skal være mulig å nærme seg løsninger slik at de ikke bidrar til begrense globale utslipp.
7. Riksrevisjonen har i brev av 28. juli 1993 « pålagt » departementet å gi Stortinget en grundig redegjørelse for hvilke forutsetninger og premisser som blir lagt til grunn for videre drift ved Statoil Mongstad, herunder når Statoil Mongstad vil ha muligheter til å dekke sin forholdsmessige andel av Statoils finanskostnader, og når Statoil Mongstad vil kunne drives med overskudd.
Mener departementet at Riksrevisjonens påpeking er imøtekommet gjennom omtalen under meldingens kapittel 17.3.4?
På bakgrunn av at det driftsmessige resultatet på Mongstad- raffineriet i 1992 ikke utviklet seg som forventet, uttalte kontrollkomiteen i Innst.S.nr.132 (1992-1993) at komiteen forutsetter at Stortinget blir orientert om saken på en egnet måte. Riksrevisjonen antar videre i sitt brev av 28. juli 1993 til departementet at Stortinget i denne saken bør orienteres om de forutsetninger og premisser som ligger til grunn for de videre drift ved Mongstad-raffineriet.
Resultatutviklingen ved Mongstad avhenger både av utviklingen på markedssiden og på kostnadssiden. Som det fremgår av St.meld. nr. 26 (1993-1994) har markedet for Statoils raffineringsprodukter vært preget av lave marginer de seneste årene. Dette har ført til svake resultater innenfor raffineringsvirksomheten (jf. s. 149).
Når det gjelder markedssiden, er Statoils muligheter til å påvirke utviklingen begrenset. Statoil forventer fortsatt overkapasitet med relativt lave marginer de kommende 5-10 årene, men en gradvis bedring fra dagens nivå er forventet i andre halvdel av 1990-årene (jf. s. 208).
Derimot kan Statoil påvirke inntjeningen gjennom større verdiskapning (høyere kapasitetsutnyttelse, optimal produktsammensetning) og ved å redusere kostnadene. Statoil har satt i gang et par større programmer på Mongstadraffineriet for å oppnå dette. I stortingsmeldingen er det i redegjort for disse programmene (s. 149-150). I 1992 ble det iverksatt et forbedringsprogram som skal bedre driftsresultatet med i underkant av 400 mill. kroner pr. år i løpet av 1994. Som det fremgår av meldingen har effekten så langt vært som forventet, med en kostnadsutvikling i overkant av forventningene.
Programmet har som mål å gjøre Mongstad-raffineriet konkurransedyktig med de beste i Europa på kontantstrømsnivå innen 1994. Dersom denne strategien lykkes, vil raffineriet, generere positive kontantbidrag og gå i driftsmessig balanse selv med lav raffineringsmargin i følge Statoil. Men for å oppnå en rimelig avkastning på de bokførte verdier over tid, vil en bedring av marginene fra nåværende nivå være nødvendig (jf. s. 150).
Jeg mener at omtalen i St.meld. nr. 26 (1993-1994) kap. 17.3.4 og vedlegg 2 redegjør for forutsetninger og premisser for videre drift på Mongstad.
Når det gjelder spørsmålet om når Mongstad driftsmessig vil kunne gå i overskudd, inntraff dette i 1993 og Statoil forventer positive driftsresultater også i årene som kommer I 1993 ble driftsresultatet på Mongstad-raffineriet 115 mill. kroner. Dette er en klar forbedring fra 1992 da resultatet var minus 244 mill. kroner.
På markedssiden vil raffineringsindustrien måtte møte stadig strengere krav om produktkvaliteter og utslippsbegrensninger som er motivert ut i fra miljøhensyn. Dette vil kreve omstillinger og/eller betydelige tilleggsinvesteringer. Sett i sammenheng med dagens svake raffineringsmarginer setter dette raffineringsindustrien generelt i en vanskelig økonomiske situasjon.
Raffineringssektoren i Vest-Europa har gjennomgått en markert rasjonalisering og oppgradering de siste 10 årene. Dagens marginer presses likevel fortsatt av overkapasitet, og av trusselen om at den p.t. nedlagte kapasiteten kan komme tilbake på markedet. Av tekniske årsaker blir denne trusselen mindre over tid. Videre er inngangsbarrierene til markedet blitt stadig høyere. Det antas nå at det vil være nødvendig å investere minimum 15 mrd. kroner for å starte opp en nytt konkurransedyktig raffineri. Dette er en markedssituasjon som gir økende forventning om økte marginer og forbedret lønnsomhet for komplekse raffinerier med stor fleksibilitet og kapasitet.
Når det gjelder spørsmålet om når Mongstad-raffineriet kan dekke « sin forholdsmessige andel av Statoils finanskostnader », har Statoil sluttet å fordele konserngjelden på driftsenhetene. Tidligere ble felles gjeld og rentebelastning fordelt ut på de operative enhetene etter visse kriterier. Driftsresultatene i de operative enhetene ble så holdt opp mot den tildelte andelen av konsernets samlede rentebelastning. Denne måten å måle resultatene i de forskjellige enhetene blir nokså tilfeldig, og sier lite om kvaliteten på resultatene. Finansieringspolitikken og dermed størrelsen på konserngjelden og rentebelastningen bestemmes sentralt i konsernet, og påvirkes ikke av driftsenhetene. Å vurdere driften ved hjelp av driftsresultat og kontantstrøm fra driften gir de nødvendige styringsparametre for å vurdere resultatutviklingen.