Svar
Terje Søviknes: Petroleumsvirksomheten er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. I 2016 utgjorde petroleumssektoren 12 prosent av all verdiskaping i landet og stod for 36 prosent av eksportinntektene. Virksomheten bidrar til å finansiere velferdsstaten og gir arbeid til mange. I 2016 var over 180 000 sysselsatte knyttet til petroleumsnæringen, direkte eller indirekte. Den stimulerer videre til positiv nærings-, teknologi- og samfunnsutvikling over hele landet.
Petroleumsskattesystemet er utformet med tanke på å sikre staten en stor andel av overskuddet fra utvinningsvirksomheten som gjennomføres av oljeselskapene, og samtidig legge til rette for høy verdiskaping ved at det legger til rette for at de lønnsomme ressursene blir hentet opp. SDØE-ordningen er den andre sentrale brikken for å oppnå dette.
Petroleumsskattesystemet skal derfor virke nøytralt, slik at et investeringsprosjekt som er lønnsomt for en investor før skatt, også vil være det etter skatt. Gjennom petroleumsskattesystemet betaler oljeselskapene 78 prosent skatt av sitt netto overskudd (ordinær selskapsskattesatsen på 24 prosent og særskattesatsen på 54 prosent). Det betyr at staten i realiteten mottar 78 prosent av oljeselskapenes inntekter og dekker, gjennom fradrag i skattegrunnlaget for ordinær- og særskatt, 78 prosent av alle relevante kostnader. Denne egenskapen er viktig for at investeringsprosjekter som er lønnsomme for selskapene etter skatt også er lønnsomme før skatt og vice versa. Det gjør at staten mottar en stor andel av verdiene fra våre olje- og gassressurser.
Staten har mottatt store inntekter fra næringen. Siden år 2000 har statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten vært 4 800 milliarder kroner (løpende priser). I inneværende år er kontantstrømmen anslått til 175 milliarder kroner. I tillegg til disse inntektene for staten kommer leverandørindustrien og annen landbasert virksomhet knyttet mot utvinningsvirksomheten på sokkelen. Alle anslag tilsier at næringen vil bidra med store inntekter til fellesskapet også i fremtiden gjennom de etablerte systemene.
Det er rettighetshaverne som er ansvarlig for beslutninger om leting, utbygging og drift på norsk sokkel. Utbyggingsprosjekter på sokkelen står overfor en rekke usikkerhetsfaktorer av blant annet geologisk, teknologisk, prosjektgjennomføringsmessig og markedsmessig art. Rettighetshaverne etablerer en utbyggingsløsning og en gjennomføringsplan som de fatter utbyggingsbeslutning basert på. De legger så i sin plan for utbygging og drift (PUD) blant annet fram sine vurderinger av prosjektets inntekter og kostnader over feltets levetid.
Oljedirektoratet gjennomførte i 2013 en analyse av gjennomførte prosjekter på norsk sokkel. De konkluderte med at de fleste prosjektene på norsk sokkel ender opp med utbyggingskostnader innenfor usikkerhetsspennet som er angitt i PUD. Direktoratet viste videre til at forskning på gjennomføring av store prosjekter innen andre industrigrener (transportsektor, forsvars prosjekter etc.) viser at store prosjekter generelt ofte opplever store kostnadsoverskridelser og forsinkelser. Direktoratet konkluderte videre i analysen med at overskridelser i store, kompliserte prosjekter ikke er et særnorsk fenomen. Utbyggingen av Goliat er et prosjekt på norsk sokkel som fikk store kostnadsoverskridelser i forhold til anslaget i PUD. Dette er uheldig for alle involverte parter.
Goliat-feltet startet produksjon i mars 2016 og forventet levetid omtalt i PUD er 15 år. Operatøren anslår at feltes samlede inntekter, fratrukket driftskostnader, overstiger investeringskostnaden i løpet av 2019/2020. Ifølge operatøren, Eni, er utbyggingen med selskapets interne forutsetninger, herunder avkastningskrav, lønnsom med en gjennomsnittlig oljepris på om lag 50 US dollar per fat over feltets levetid.
I driftsfasen er det flere forhold som påvirker hvor lønnsomt et utbyggingsprosjekt viser seg å bli til slutt. Dette er forhold som oljepris og driftskostnader i løpet av produksjonsperioden og hvor mye ressurser som blir realisert før nedstengning. På de fleste felt på norsk sokkel øker utvinnbare reserver i produksjonsfasen og dermed forlenges forventet levetid. I gjennomsnitt har levetiden økt med 12 år i forhold til opprinnelig PUD for felt i drift.
Det er for tidlig å si hvor mye som vil bli produsert fra Goliat. Etter produksjonsstart har rettighetshaverne på Goliat påvist og bygget ut tilleggsreserver som bidrar til å øke lønnsomheten. Videre planlegger rettighetshaverne to til tre nye produksjonsbrønner i 2018, som ifølge operatøren vil øke reservene ytterligere. Det er også identifisert flere prospekter i området. Ved funn kan disse tilknyttes Goliat og forlenge levetiden av feltet. Ovennevnte faktorer påvirker fremtidig lønnsomhet og prissensitivitet for feltet. Først etter at produksjonen er avsluttet kan man ha et endelig svar på svar på lønnsomheten av utbyggingen.
Goliat-utbyggingen har allerede bidratt til store ringvirkninger i utbyggingsfasen. Det er tildelt kontrakter til norske leverandører for flere titalls milliarder kroner. Prosjektet har sysselsatt flere hundre personer i regionen i utbyggingsfasen. I driftsfasen vil feltet bidra med skatteinntekter og ytterligere ringvirkninger, særlig i Hammerfestområdet.
Korrigert svar 19. oktober 2017:
Det vises til tidligere besvarelse 10. oktober 2017 av skriftlig spørsmål fra representant Heikki Eidsvoll Holmås til olje- og energiministeren vedrørende Goliatutbyggingen.
I mitt svar oppga jeg, basert på informasjon fra operatøren, 2019/2020 som årstall for når feltes samlede inntekter, fratrukket driftskostnader, overstiger investeringskostnaden. Selskapet har nå opplyst at det har oppgitt galt årstall til departementet. Riktig årstall er 2022.