Bakgrunn

I gjennomsnitt utvinnes ca. 45 pst. av oljen som finnes i Nordsjø-feltene. En mer offensiv satsing på ny teknologi vil øke utvinningsgraden tilsvarende de totale anslagene for olje- og gassressurser i Barentshavet. En slik omlegging av dagens regime på norsk sokkel vil gi bedre ressursutnyttelse, lavere klimautslipp (CO2), utslipp og store muligheter for teknologiutvikling og eksport med de fordeler dette har for arbeidsplasser og miljø. Det er fire hovedgrunner til at næringen bør holde fokus på Nordsjøen og eksisterende utbygginger i Norskehavet framfor å gå inn i nye områder:

• konflikten med miljø og andre næringsinteresser er betydelig mindre

• uttak av ekstra ressurser i Nordsjøen er tidskritisk

• Nordsjøen kan gi gode og raske løsninger på CO2-deponering og befinner seg nære aktuelle landbaserte kilder

• de teknologiske utfordringene ved å få mer ut av gamle felter er mer utviklende for næringen i forbindelse med økt utvinningsgrad enn anvendelse av kjent teknologi på nye felter og vil bidra til økt teknologieksport.

Dagens situasjon

Forslagsstillerne viser til flertallets vedtak i Budsjett-innst. S. nr. 9 (2002-2003), hvor Regjeringen i forbindelse med Revidert nasjonalbudsjett for 2003 skulle fremme forslag for Stortinget om tiltak for økt utvinningsgrad på norsk sokkel. Dette har ikke blitt fulgt opp, noe som flertallet påpeker i Budsjett-innst. S. nr. 9 (2003-2004) fra energi- og miljøkomiteen om bevilgninger på statsbudsjettet for 2004:

"Komiteens flertall, medlemmene fra Arbeiderpartiet, Fremskrittspartiet, Sosialistisk Venstreparti og Senterpartiet, viser til flertallets vedtak i B.innst.S.nr.9 (2002-2003), hvor Regjeringen i forbindelse med Revidert nasjonalbudsjett for 2003 skulle komme tilbake til Stortinget med tiltak for økt utvinningsgrad på norsk sokkel. Flertallet mener dette potensialet ikke har blitt godt nok undersøkt eller iherdig nok forfulgt. I lys av arbeidsledigheten i norsk forsyningsindustri, ber flertallet Regjeringen sikre en snarlig satsing på økt utvinningsgrad på norsk sokkel."

I lys av Regjeringens manglende oppfølging konkretiseres oppgaven i dette forslaget. Rammebetingelsene må endres for å gjøre det attraktivt å øke utvinningsgraden og samtidig bidra til at det blir utvik­let teknologi som hindrer eller renser utslippene av produsert vann, CO2 og kjemikalier. Regjeringen må vurdere om etablerte prinsipper og gjeldende rammevilkår skaper de rette incentiver, herunder skatter og avskrivningsregler for haleproduksjon og små og marginale felt, for økt verdiskaping og tilpasse rammevilkårene slik at ressursene ikke ødes.

Forslagsstillerne foreslår i dette forslaget hvordan dette skal gjøres ved hjelp av endringer i strukturen på norsk petroleumsnæring, endringer i lisenstildelingssystemet, endringer i forsknings- og utviklingsinnsatsen og endringer i skatteregimet på norsk sokkel.

Samtidig som det er lav fokus på det tidskritiske ved å øke utvinningsgraden før modne felt stenges ned, er det et betydelig press rundt å åpne nye kontroversielle områder for oljeleting og utvinning. Dette illustrerer at det er strukturelle mangler ved norsk ressurspolitikk, og på norsk sokkel, som hindrer en bedre og mer ansvarlig ressursforvaltning. I klartekst betyr det at selskapsstrukturene, lisenssystemet og rammebetingelsene for operatører og deleiere må gjennomgås og endres for bedre å utnytte ressursene i de feltene som allerede er åpnet for petroleumsvirksomhet.

Norsk ressursforvaltning

Det er dårlig ressursforvaltning å forlate halvfulle felt, når det er mulig å utvinne mer. Når et felt er forlatt, er det teknologisk og kostnadsmessig mye verre å hente ut resten av ressursene, enn å videreføre produksjonen på feltet. Dagens situasjon er at enorme verdier i Nordsjøen blir etterlatt, samtidig som oljeselskapene presser på for å få åpnet i nord. I denne sammenheng er det både mulig og sannsynlig at det finnes nye aktører som myndighetene bør legge til rette for i Nordsjøen og Norskehavet. I et miljøperspektiv er det helt klart bedre å utnytte petroleum fra de feltene som allerede er åpnet, framfor å åpne nye og sårbare områder for oljeleting. Dette perspektivet er nedfelt i petroleumslovens § 1-2 om ressursforvaltningen:

"§ 1-2. Ressursforvaltningen

Ressursforvaltningen forestås av Kongen i samsvar med bestemmelsene i denne lov og vedtak fattet av Stortinget.

Petroleumsressursene skal forvaltes i et langsiktig perspektiv slik at de kommer hele det norske samfunn til gode. Herunder skal ressursforvaltningen gi landet inntekter og bidra til å sikre velferd, sysselsetting og et bedre miljø og å styrke norsk næringsliv og industriell utvikling samtidig som det tas nødvendige hensyn til distriktspolitiske interesser og annen virksomhet."

Økt utvinningsgrad vil kunne bidra til et bedre miljø forutsatt at man samtidig etablerer tekniske løsninger som sender det fossile karbonet tilbake til en geologisk stabil lagringsform, slik at det ikke stadig slippes ut i atmosfæren og forårsaker klimaendringer. Andre positive miljøeffekter av økt utvinningsgrad er muligheten for større gjennomslag for petroleumsfrie soner.

Hvis økt utvinningsgrad ikke bidrar til å redusere CO2-utslippene og heller ikke bidrar til teknologiutvikling som muliggjør reduksjon av CO2-utslipp, er det miljømessig direkte negativt. Økt utvinningsgrad vil da bidra til å øke både de totale reserveanslagene og de faktiske produksjonsvolumer som igjen vil gi lavere priser, høyere utslipp og hemme utviklingen av fornybare energikilder. Petroleumsloven sier at ressursforvaltningen skal bidra til et bedre miljø. Tiltak for økt utvinningsgrad som ikke bidrar til å løse CO2-problemet vil med andre ord være i strid med petroleumslovens § 1-2 om ressursforvaltningen.

Etter loven påhviler det oljeselskapene et klart ansvar:

"§ 4-1. Forsvarlig utvinning

Utvinning av petroleum skal foregå på en slik måte at mest mulig av den petroleum som finnes i hver enkelt petroleumsforekomst, eller i flere petroleumsforekomster sammen, blir produsert. Utvinningen skal skje i samsvar med forsvarlige tekniske og sunne økonomiske prinsipper og slik at øding av petroleum eller reservoarenergi unngås. For å oppnå dette, skal rettighetshaver fortløpende vurdere utvinningsstrategi og tekniske løsninger og iverksette nødvendige tiltak."

Dette ansvaret påhviler også staten på to måter. Som lisenshaver gjennom Petoro og aktiv eier av Stat­oil og Norsk Hydro, og som ansvarlig for å tilrettelegge rammebetingelser slik at øding av petroleum eller reservoarenergi unngås.

Potensialet og klimautfordringen i petroleumsnæringa

I dagens oljefelt i Nordsjøen utvinnes i underkant av halvparten av petroleumsforekomstene - rundt 45 pst. Tall fra Oljedirektoratet (OD) viser at om man hever andelen til 57 pst. - som er et realistisk anslag - tilsvarer dette estimatet for de totale olje- og gassreservene i Barentshavet. Verdiene tilsvarer 1 200-1 400 mrd. kroner. Gjennom økt satsing på forsk­ning, utvikling og bruk av ny, tilgjengelig teknologi utløses et stort olje- og gasspotensial. OD har i sin rapport "Petroleumsreservene på norsk sokkel 2003" vist at potensialet for verdiskaping på feltene kan realiseres gjennom ulike prosjekter og tiltak. Tilleggsbrønner i eksisterende felt utgjør det aller største volumpotensialet. Sammen med tiltak innenfor bore- og brønnteknologi utgjør dette rundt 35 pst. av volumpotensialet. Dernest er prosjekter hvor CO2, naturgass eller vann injiseres for å øke utvinningsgraden av stor betydning.

Injeksjonsteknologier for å øke trykket i eksisterende brønner er spesielt interessant, og CO2 injeksjon er i en særstilling blant disse. På Statfjord og Osebergfeltet nærmer utvinningsgraden seg nå 65 pst. takket være naturgassinjeksjon. Kalkfeltet Ekofisk har foreløpig nådd 44 pst. - mens forventningen for 25 år siden var på bare 18 pst. Økningen skyldes i stor grad vanninjeksjon. Statfjord har 70 pst. utvinningsgrad som mål, men det er kun teknologiutfordringer som gjør at dette ikke er høyere. CO2-injeksjon har bedre egenskaper enn både vann- og gassinjeksjon. Den viktigste fordelen ved CO2-injeksjon er den vil sette petroleumsnæringa i stand til å redusere de totale utslippene av klimagasser fra petroleumsvirksomheten. Hovedkilden av karbonutslipp er som kjent bruk av petroleum og ikke produksjonen i seg selv, og hvis store mengder CO2 fra bruk av petroleum kan sendes tilbake til norsk sokkel vil dette være et stort bidrag til å redusere årsaken til klimaproblemet. I dag er deponering av CO2 fra gasstrømmen på Sleipner-feltet et dokumentert eksempel på at dette er realistisk.

Det vil bli økt etterspørsel etter deponering av CO2 fordi alternativkostnadene ved CO2-avgift og -kvoter er økende internasjonalt. CO2-injeksjon vil videre substituere naturgass som isteden kan selges. CO2-injeksjon har også noen fysiske fortrinn framfor gass og vann. Når et reservoar er fullt av vann, slutter det å produsere, selv om bare 40-60 pst. av oljen er hentet opp. CO2, derimot, er omtrent like tung som olje og skyver dermed lettere ut oljen, uten å legge seg over eller under oljen slik naturgass og vann gjør. CO2 gjør også oljen mer flytbar og kan under visse betingelser vaske ut all olje fra porene i bergarten. Seniorforsker Erik Lindeberg ved SINTEF petroleumsforskning anslår (Gemini februar 2004) på denne bakgrunn at mellom 5 og 20 pst. mer av reservoarene kan tas ut ved hjelp av CO2-injeksjon. Det er betydelige volumer CO2 som trengs ved CO2-injeksjon slik at det representerer et stort potensial for en infrastruktur hvor CO2 fra energianlegg på land tilbakeføres til en geologisk stabil lagringsform.

Oljedirektoratet anslår potensialet for økt utvinning knyttet til injeksjon av CO2 slik:

• Norskehavet: 40-50 mill. Standard m3 oljeekvivalenter

• Tampenområdet: 70-100 millioner Sm3 oljeekvivalenter

• Troll-Osebergområdet: 20-30 millioner Sm3 oljeekvivalenter

• Sørlige Nordsjø: 90-150 millioner Sm3 oljeekvivalenter

Oljedirektoratet oppgir at for å realisere dette potensialet er det behov for totalt 12-16 millioner tonn CO2 årlig de neste 25 årene. Norges totale utslipp var til sammenligning ca. 41 millioner tonn i 2001. For å gjennomføre dette må det etableres et nasjonalt mål om å realisere CO2-injeksjon av 5 millioner tonn CO2 årlig innen 2008 for å bidra til å nå de norske Kyoto-forpliktelsene.

Insentiver for å realisere CO2-injeksjon på norsk sokkel vil utløse prosjekter som gir økte inntekter til oljeselskapene og staten og bidra til å utvikle ny teknologi som kan eksporteres. Dette vil skape en etterspørsel for CO2 som kan bidra til å stimulere kostnadseffektive løsninger for gasskraftverk med CO2-håndtering. Det er derfor et poeng å legge forholdene til rette for bruk av CO2, og styrke denne teknologien i forhold til eksisterende metoder, som for eksempel vanninjeksjon.

Tidskritiske felt

Rundt en tredjedel av dette potensialet er tidskritisk. Det innebærer at potensialet bør utnyttes innen fem år, før feltene stenges. Derfor haster det med å få plass ordninger som stimulerer til økt produksjon fra de eksisterende oljefeltene. Grane har vært høyaktuelt, men det er allerede svært tidskritisk med hensyn på beslutningen for Grane-feltet og Gullfaks nå er til vurdering. Petoro har utført beregninger som indikerer at det kan tas ut opp mot 250 millioner fat olje ekstra ved og også bruke CO2-injisering på Gullfaks. Petoro mener det også kan være mulig å få ned kostnadene ved CO2-injisering i Gullfaks om flere felt bidrar med å dele på utgiftene til infrastrukturen, enten det nå er havneanlegg for skipstransport eller rør fra Danmark eller Mongstad. Snøhvitfeltet er også med i vurderingene av CO2-kilder. Olje- og energiminister Einar Steensnæs sa til Stavanger Aftenblad 24. januar 2004:

"Jeg er svært fornøyd med Petoros innsats i denne saken. Gullfaks er det foreløpig eneste feltet hvor vi kan få prøvd ut CO2-injisering i større skala. Derfor er lisensens beslutning om å foreta nye vurderinger svært interessant."

Regjeringen må derfor sørge for at CO2-injeksjon på Gullfaks blir realisert.

En mer aktiv bruk av Petoro vil være i tråd med energi- og miljøkomiteens innstilling til budsjettet for 2004 (Budsjett-innst. S. nr. 9 (2003-2004)):

"Komiteen er kjent med at Petoro, i lisensarbeidet, har høy fokus på økt utvinningsgrad. Komiteen støtter en slik profil. Komiteen vil be om at det i neste års budsjettproposisjon brukes mer plass på å beskrive Petoros arbeid og virksomhet. Det ønskes også belyst om økte rammer for driften kan bety økte inntekter for staten."

Det er et faktum at ikke all ny, tilgjengelig teknologi blir brukt. Forslagsstillerne mener derfor at Petoros forvalterrolle må revideres med hensyn på om de skal innta en mer aktiv rolle for å kreve økt bruk av ny, tilgjengelig teknologi. Regjeringen må sørge for å fremme CO2-injiseringsprosjekter så raskt som mulig på alle aktuelle felt på norsk sokkel gjennom en aktiv bruk av Petoros lisensmakt og sitt aktive eierskap i Statoil og Norsk Hydro. Det må også gjennomgås hvordan selskapenes forvaltningsansvar i henhold til petroleumsloven kan innskjerpes for å sikre

"at mest mulig av den petroleum som finnes i hver enkelt petroleumsforekomst, eller i flere petroleumsforekomster sammen, blir produsert."

Forskning og utvikling

Det er et stort ressurspotensial i små og kommersielt marginale felt i nåværende produksjonsområder som ikke er planlagt utbygd, og i haleproduksjon fra felt som er planlagt nedstengt. En årsak til synkende lønnsomhet for oljefelt er et stadig økende innhold naturgass i oljen, for eksempel på grunn av tidligere gassinjeksjon som trykkstøtte. Denne gassen er det forbudt å fakle, og i de fleste tilfeller er det ikke store nok mengder til å etablere rørledninger for å nyttiggjøre seg gassen. Ny reinjeksjon vil være for energi- og kostnadskrevende, og feltet vil bli stengt.

Derfor må det utvikles konsepter som utnytter gassen. Det kan tenkes flere muligheter for dette: fleksible båttransportløsninger eller offshore prosessering av gassen til flytende produkt (LNG eller metanol) med CO2-håndtering. Kraftproduksjon med CO2-håndtering eller splitting av naturgass til hydrogen og CO2-håndtering kan også utvikles for offshoreinstallasjoner slik at kraftbehovet dekkes og CO2 kan injiseres direkte uten transportkostnader fra landanlegg. Ved overskudd av hydrogen etter at det lokale kraftbehovet er dekket, kan hydrogen skipes og benyttes i transportsektoren. Dette viser at forsk­ning og utvikling på økt utvinningsgrad og CO2-håndtering kan bidra til å etablere en lukket karbonsyklus for petroleumsnæringa.

En stor del av potensialet for økt utvinning forutsetter teknologiutvikling innenfor boring for å bedre lønnsomheten. Totalt rapporterer OD at nær halvparten av volumpotensialet for økt olje- og gassutvinning fra feltene er avhengig av teknologiutvikling for å kunne realiseres, og det meste av dette vurderes som tidskritisk.

Teknologi som kan realisere konsepter som offshore metanol- og hydrogenproduksjon er kommet langt på prosjekteringsplanet og er fullt ut realistisk, men det gjenstår å se den demonstrert og besluttet utbygd. En barriere for dette er risikoen som må tas for å oppnå det som i første generasjon av teknologien kun er mindre besparelser eller like utgifter sammenlignet med CO2 -avgiften. Forslagsstillerne mener det er vesentlig at myndighetene bidrar til å fremme denne typen teknologiutvikling og -investeringer. Det bør derfor gjennomføres et felles program med deltagere fra staten og olje- og gassindustrien for å realisere offshore gasskonvertering, metanolproduksjon og hydrogenproduksjon for å redusere CO2-utslipp og bidra til økt ressursutnyttelse.

Norge er allerede langt framme innen ny produksjonsteknologi og har en av verdens mest avanserte leverandører av såkalte undervannsinstallasjoner for utbygging av satellittfelt. Flere aktører på norsk sokkel er også helt i tet med hensyn til horisontalboring. Mange norske, små og ukjente oljeselskaper innehar kunnskap om økt feltutvinning som kan gi sysselsetting og inntekter. En videre utvikling av nye former for oljeproduksjon har ikke minst et betydelig eksportpotensial. OG 21 er Olje- og energidepartementet (OEDs) såkalte "task force for Oil and Gas in the 21st Century". I en OG 21-rapport fra Olje- og energidepartementet hevdes det at en realistisk målsetting for eksport av ny teknologi er 50 mrd. kroner innen 2010. En del av virkemiddelapparatet for å fremme teknologieksport er GIEK, det statlige organet for garantistillelser og kredittforsikring av eksportkreditter.

Økt utvinningsgrad handler om kompetanse. På grunn av statens store eierandeler og skatteinntektene er det fornuftig økonomisk politikk og næringspolitikk å bruke offentlige penger på å stimulere til teknologiutvikling som kan øke utvinningsgraden i eksisterende oljefelt. Økt utvinningsgrad gir økte oljeinntekter fra alle felt der ny teknologi kan brukes. Det er derfor grunn til å tro at inntektene blir større enn for det enkelte felt der investeringen må tas, ikke minst for staten. Det kan derfor være fornuftig av staten å ta en noe større andel av teknologiutviklingskostnadene. Samtidig vil selskapene som sitter med kompetansen kunne tjene penger på å selge den til andre selskaper, det bør derfor kreves en stor grad av egeninnsats når det gjelder teknologiutvikling.

Regjeringen må derfor mer aktivt videreforedle norsk sokkel som teknologivindu og springbrett for internasjonalisering av norsk leverandørindustri. I forhold til dette eksportpotensialet må også GIEKs tildelingskriterier gjennomgås - for å styrke fokus på miljø- og utvinningsgradsfilosofien. Regjeringen må også stimulere til større samhandling mellom teknologibedriftene og videreutvikle INTSOK, eller danne et forum som målrettes mot eksport av miljø- og utvinningsgradsteknologi.

Lisensstrukturen i den norske petroleumsnæringa

Norsk sokkel er fortsatt attraktiv for internasjonale olje- og gasselskaper, selv om det er et såkalt modent område. Ressursgrunnlaget er fortsatt godt, kompetansen er høy både på teknologi, sikkerhet og miljøkrav. Dette koblet med en etablert tradisjon for godt samarbeid med myndighetene, gjør norsk sokkel interessant for nye aktører som har haleproduksjon som forretningsidé. Imidlertid er regimet på norsk sokkel ikke optimalt for å tiltrekke seg denne typen selskap. Lisensmarkedet kjennetegnes ved få og dominerende aktører som har erklært at de vil satse på haleproduksjon, men som ikke nødvendigvis verken prioriterer slike prosjekter høyt nok, faglig, tidsmessig eller finansielt. Budskapet fra oljeselskapene er at dette for det enkelte selskap dreier seg om relativt små verdier, særlig fordi eierskapet til de enkelte lisensene er spredt på mange aktører og der den norske stat har en betydelig direkte andel. Internt i det enkelte oljeselskap er det kamp om både investeringsmidlene og kompetanseressursene. Selv om avkastningen på investeringer i økt haleproduksjon kan være høy nok, blir summene det er snakk om for små relativt sett.

Lav omsetning i lisensmarkedet med få eierskifter av lisenser av høy kvalitet, dårlig tilgang på operatørskap og små muligheter til å kjøpe seg inn i produserende felt utgjør strukturelle mangler for å rette innsatsen i oljenæringa mot økt utvinningsgrad. Bedre tilgang på operatørskap og muligheter til å kjøpe seg inn i produserende felt er kritisk for nye selskaper på norsk sokkel, idet inntekter fra felt gir muligheter til skattefradrag for utgifter. Nye selskaper med spesialkompetanse og fokus på haleproduksjon kan være bedre egnet til å øke utvinningsgraden enn de få store selskapene som eier og opererer store deler av produserende felt på norsk sokkel.

Regjeringen må derfor vurdere hvordan lisensmarkedet kan utvikles og hvordan myndighetene kan tilrettelegge for at Statoil, Petoro og Norsk Hydro (og andre større selskap) kan gi spesialistselskaper eierandeler og operatøransvar for felt med haleproduksjon.

Regjeringen må videre stille strengere og mer dynamiske krav til aktiv lisensforvaltning. Lisenser må løpende vurderes med hensyn på utvikling og ressursutnyttelse og kunne inndras eller tvangsselges til andre aktører som har høyere ambisjoner for utvinningsgraden. En strategisk gjennomgang av Petoros eierandeler må vurdere om et virkemiddel kan være å selge andeler i små felt med haleproduksjon for å stimulere til å utvikle små felt med store samlede potensialer for økt produksjon.

Gode argumenter for spredt eierskap i tidlig fase og høyproduksjonsfasen av felt er mindre tungtveiende i haleproduksjonsfasen. I de tilfeller dette er til hinder for fornuftig feltutvikling, bør staten gå aktivt inn for å løse flokene. Tilsvarende er argumentene for stor statlig eierandel også mindre tungtveiende i forhold til haleproduksjon, dette bør reflekteres i strategiske grep og statlige disposisjoner på norsk sokkel.

Regjeringen må derfor vurdere salg av Petoro/SDØE-andeler i felt som er kommet til haleproduksjon. Den samme strategiske gjennomgangen av Petoros eierandeler må også vurdere om det kan være et virkemiddel for Petoro å kjøpe andeler i felt med potensial for CO2-injeksjon for så å bruke lisensmakten til å gjennomføre slike prosjekter.

Tildelingspolitikken på norsk sokkel

Det bør etableres en sterkere sammenheng mellom tildelingspolitikken og utvinningsgrad. Både overfor bransjen som helhet og som et vurderingselement av enkeltselskap. Myndighetene bør derfor gjennomgå sin tildelingspraksis og gi incentiver slik at letearealer selekteres og de mest tidskritiske prosjektene kommer først. Videre må det utredes om krav til økt utvinningsgrad kan kobles direkte til tildelingskriterier for nye lisenser (kvalifisering og tidspunkt). Evne og vilje til å oppnå høyest mulig utvinningsgrad må vurderes gjennom statlige revisjoner hvor man har lisensspesifikke virkemidler til rådighet hvis selskapene ikke har utredet eller investert tilstrekkelig i forhold til tilgjengelig teknologi eller hentet ut mulige synergieffekter med andre lisenser og selskaper. Aktuelle virkemidler i så måte kan være pålegg om investeringer, krav om salg av lisensen eller bøter. I lisenskravene bør det stilles klare krav til innhold i utvinningsstrategier. Dagens praksis med boreforpliktelser bør gjennomgås med hensyn på å innskjerpe for områder som er tidskritiske.

Regjeringen må, i tråd med petroleumslovens intensjon, også utrede om det er samfunnsøkonomisk formålstjenlig å innføre en ordning med letemoratorium for nye områder inntil gitte resultater er oppnådd for utvinningsgraden i Nordsjøen og Norskehavet. Dette for å oppnå at ressursene totalt sett best "forvaltes i et langsiktig perspektiv slik at de kommer hele det norske samfunn til gode" (petroleumsloven).

Skatteregimet på norsk sokkel

Skatteendringer er et effektivt virkemiddel for å stimulere oljeselskapene. Men dagens 50 pst. sær­skatt på oljeselskapenes overskudd i tillegg til den ordinære selskapsskatten på 28 pst., reflekterer grunnrenteuttaket som skal tilfalle den norske stat. Oljeselskapene får med andre ord 22 pst. av nettoverdiene, og har betydelige fradragsmuligheter som reduserer deres risiko. Enhver reduksjon i særskatten øker oljeselskapenes overskudd etter skatt direkte og reduserer statens inntekter. Samtidig er lønnsomheten på norsk sokkel meget god og det er ingen grunn til å øke overskuddene til oljeselskapene. I deres kamp om investeringsmidlene i det enkelte selskap teller dette åpenbart i positiv retning, men det kan også bidra til at grunnrenten tas ut i lavere oljepriser eller økte avgifter på petroleum i sluttbrukerlandene. Det må derfor være en premiss å kun vurdere skatteendringer som eksplisitt fremmer økt utvinningsgrad som er samfunnsøkonomisk lønnsom uten at det gis generelle skatteletter og slik at den totale grunnrentebeskatningen blir opprettholdt. Det er videre en utfordring å konstruere en skattelette som utelukkende treffer felt der utvinningsgraden kan økes, slik at samfunnsøkonomien blir optimert, uten at selskapene på sikt tilpasser driften av øvrige felt slik at mest mulig av overskuddet kan tas ut med redusert skatt.

Et virkemiddel som har vært fremmet er såkalte volumfradrag for meroljeproduksjon. Skal slike virkemidler vurderes brukt, må de knyttes opp til feltspesifikke vurderinger, faktiske merinvesteringer og kun gjelde når oljeprisen er under et gitt nivå. Dette vil redusere nedsiden i nye teknologiinvesteringer og således utløse flere prosjekter uten at man gir skattelette til prosjekter som er meget lønnsomme ved høye oljepriser.

I KON-KRAFTs rapport "Forslag til skattemessige endringer for økt verdiskapning og aktivitet", lanseres volumfradrag på skatten for all økt utvinning utover dagens vedtatte planer. Fradraget er tenkt gitt i kroner per volumenhet.

Dette forslaget er et alternativ til hovedanbefalingen - redusert skatt for nye felt - da kontantstrømmer fra disse ressursene i mange tilfeller kan være kompliserte å avgrense fra dagens vedtatte prosjekter. Dette er en relevant innvending og selskapene ønsker i utgangspunktet skattelettelser for enhver type aktivitet, herunder alle mulige metoder for utvinning. Samfunnsøkonomien i dette er imidlertid ikke optimal, da dette er lite presist med hensyn på å kun gi skatteletter til prosjekter som ellers ikke ville ha blitt gjennomført.

Imidlertid vil et volumfradrag for meroljeproduksjon utelukkende knyttet til CO2-injeksjon ikke gi slike avgrensningsproblemer, siden dette ikke er gjort tidligere på norsk sokkel og man helt klart og fysisk kan skille mellom eksisterende og økt ny aktivitet/innsats. Det at man må gjøre betydelige nye tilleggsinvesteringer - både for å få forsynt CO2 til feltet og på feltet - medfører også at slike prosjekter er transparente, sammenlignet med andre aktiviteter på eksisterende innretninger. Et volumfradrag for merutvinning, som oppnås ved hjelp av CO2-injeksjon, kan reflektere at samfunnet er villig til å betale mer for CO2-injeksjon enn det vi kan vente at selskapene er villige til. Også andre virkemidler kan reflektere dette og må vurderes. For eksempel kan et høyere fradrag for kostnadene være et alternativ; altså høyere enn avskrivninger og friinntekt. Alternativt kan fradrag gis proporsjonalt med injisert mengde CO2.

Regjeringen må derfor vurdere skatteendringer som eksplisitt fremmer samfunnsøkonomisk lønnsom økt utvinningsgrad og CO2-injeksjon uten at det gis generelle skatteletter og slik at den totale grunnrentebeskatningen blir opprettholdt.

Forslag

På denne bakgrunn fremmes følgende

forslag:

Stortinget ber Regjeringen utrede og fremme forslag om en mer aktiv politikk for økt utvinningsgrad og bedre ressursutnyttelse på norsk sokkel samt lavere lokale og globale miljøutslipp. Dette innebærer at Regjeringen skal:

• 1. gjennomgå lisenssystemet og rammebetingelsene for operatører og deleiere, og foreslå en mer offensiv strategi for å utnytte ressursene i de feltene som allerede er åpnet. Dette vil blant annet kreve en strengere og mer dynamisk lisensforvaltning, innskjerping av selskapenes forvaltningsansvar i henhold til petroleumsloven og mer aktivt bruk av statens lisensmakt og eierandeler for å fremme CO2-injiseringsprosjekter så raskt som mulig på alle aktuelle felt på norsk sokkel

• 2. etablere et nasjonalt mål om å realisere CO2-injeksjon av minimum 5 millioner tonn CO2 årlig innen 2008, og det gjennomføres et felles F&U program med deltagere fra staten og olje- og gass­industrien for CO2-injiseringsprosjekter samt offshoregasskonvertering, -metanolproduksjon og -hydrogenproduksjon

• 3. sørge for at CO2-injeksjon på Gullfaksfeltet blir realisert

• 4. gjennomgå GIEKs tildelingskriterier - for å styrke fokus på miljø- og utvinningsgradsfilosofien og stimulere til større samhandling mellom teknologibedriftene og videreutvikle INTSOK, eller danne et forum som målrettes, mot eksport av miljø- og utvinningsgradsteknologi

• 5. etablere en sterkere sammenheng mellom tildelingspolitikken og prestasjoner for økt utvinningsgrad

• 6. utrede skatteendringer som eksplisitt fremmer samfunnsøkonomisk lønnsom økt utvinningsgrad og CO2-injeksjon uten at det gis generelle skatteletter og slik at den totale grunnrentebeskatningen blir opprettholdt.