Scenarier for fremtidig petroleums-utvinning i Barentshavet – fra lønnsomhet til tap?
En vellykket klimapolitikk vil medføre lavere priser på olje og gass. Barentshavet kan bli et tapsprosjekt for Norge hvis oljeprisene blir lavere enn regjeringen legger til grunn i Perspektivmeldingen. Innretningen av oljeskatten har stor betydning for statens økonomiske risiko knyttet til petroleumsvirksomheten.
Statoils rigg West Hercules under boring på Nunatak-prospektet i Barentshavet i 2013. (Foto: Ole Jørgen Bratland, Statoil).
I scenariene presentert i denne artikkelen ser vi på statens skatteinntekter knyttet til mulig fremtidig olje- og gassproduksjon i Barentshavet fra nye uoppdagede felt, med ulike antakelser for utviklingen av olje- og gasspriser, og med konservative anslag for kostnader.
Beregningene viser at gevinst kan bli snudd til tap – hvis prisene på olje og gass faller fordi klimapolitikken strammes til og den teknologiske utviklingen gjør fossil energi mindre konkurransedyktig.
Dette er argumenter for at oljeskatteregimet bør endres. Dersom verden lykkes med klimapolitikken slik at klimamålene nås, vil endringer i oljeskatten i dag kunne redusere statens økonomiske klimarisiko betraktelig.
Gjennom dagens oljeskattesystem har staten en høy eksponering mot økonomisk klimarisiko. En endring i oljeskatten vil kunne redusere statens økonomiske klimarisiko i petroleumsvirksomheten ved at:
Prosjektene med størst økonomisk klimarisiko ikke blir realisert
Staten bærer mindre av tap som oppstår ved fremtidige prisfall på olje og gass enn i dag
Statens inntekter fra lønnsomme prosjekter som gjennomføres øker sammenlignet med i dag
Statens andel av fremtidige kostnader og inntekter
Statens økonomiske risiko knyttet til utvikling av nye olje- og gassfelt på norsk er enklest sett et spørsmål om statens andel av fremtidige kostnader og inntekter. I tillegg kommer risiko knyttet til mulige fremtidige søksmål i forbindelse med ansvar for skader som følge av klimaendringer. I denne analysen ser vi kun på statens direkte økonomiske risiko knyttet til fremtidige skatteinntekter.
En annen viktig komponent som utgjør økonomisk risiko for staten i fremtidig petroleumsvirksomhet er statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Verdien av SDØE er ikke analysert i denne teksten, men vil trolig følge de samme svingningene som skatteinntektene (høye skatteinntekter – høy verdi på SDØE – lave eller negative skatteinntekter – lav verdi på SDØE).
Analysen som følger er basert på forskningen til tidligere sjefsøkonom i Statoil og nåværende professor i petroleumsøkonomi ved Universitetet i Stavanger, Klaus Mohn.
[modern_footnote]Mohn, K. 2017. LoVe hurts: Verdsetting av Lofoten/Vesterålen/Senja, Samfunnsøkonomen 3/2017[/modern_footnote]
I tillegg er det tatt utgangspunkt i det viktigste politiske styringsdokumentet for den langsiktige utviklingen i norsk økonomi, Perspektivmeldingen, som kom våren 2017.
Hvis klimamålene nås kan oljeprisen falle
Stortinget ba om at regjeringen i Perspektivmeldingen skulle drøfte hvilke konsekvenser et nytt globalt klimamål om å begrense den globale oppvarmingen til maksimalt 1,5 grader kan ha på innretningen av norsk petroleumspolitikk. I meldingen konkluderes det med at «Den norske petroleumspolitikken er utformet for å være robust for endringer i energimarkedene» (s.107).
Meldingen anslår at nåverdien av fremtidige petroleumsinntekter for staten er NOK 4000 milliarder, basert på at alle uoppdagede ressurser hentes opp. De legger til grunn fremtidig oljepris på NOK 510/fat (USD 64/fat) og gasspris på NOK 1,85/sm3 (USD 6,10/MMBtu) som er litt høyere enn dagens markedspriser (ca. USD 55/fat olje og ca. NOK 1,50/sm3 gass).
Meldingen anerkjenner at dersom vi lykkes med klimapolitikken og med 1,5-gradersmålet, er det sannsynlig med lavere fremtidige olje- og gasspriser, men analyserer ikke mulige konsekvenser for statens inntjening fra næringen i et slikt ønsket scenario, der klimamålene nås.
Analysen som følger viser hvordan lavere olje- og gasspriser vil kunne påvirke statens skatteinntekter fra fremtidig petroleumsvirksomhet i Barentshavet.
Scenariene i analysen under ser kun på kostnader og inntekter og tar ikke inn andre samfunnsøkonomiske vurderinger, med unntak av at det beregnes en CO₂-kostnad på USD 100 per tonn i 2028 med en 4% prisvekst per år, i tråd med den karbonprisen IPCC og IEA benytter innenfor et tograderscenario.[modern_footnote]For ytterligere diskusjon om karbonpriser i et tograderscenario, se Rosendahl og Greaker (2017) s. 9[/modern_footnote] Vi ser heller ikke på kostnader knyttet til feltavvikling.
Hensikten med scenariene er å illustrere og å teste statens økonomiske risiko knyttet til skatteinntektene gitt ulik utvikling i prisen på olje og gass, samt å se hvilken effekt en endring på oljeskatten vil ha på tallene.[modern_footnote]Endring på oljeskatten vil kunne påvirke oljeselskapenes atferd. Dette er ikke tatt hensyn til ved fremstilling av en endret oljeskatts effekt på tallene som presenteres.[/modern_footnote]
Ledetiden for petroleumsprosjekter er lang: fra man finner et oljefelt til produksjon kan starte tar det ofte minst 10 år. Det betyr at det man leter etter i dag og de nærmeste årene kan komme i produksjon og gi inntekter rundt 2030. For leting og funn som gjøres i dag, er det forventninger til olje- og gasspriser fra rundt 2030 og utover som er relevant når man skal se på lønnsomhet og risiko.
I scenariene er produksjonsstart satt til 2028 mens produksjonen løper til 2060, tilsvarende Mohn (2017). Antatt uoppdagede ressurser i Barentshavet er estimert til 8,5 milliarder fat oljeekvivalenter, 61% gass og 39% olje. Tallene er hentet fra Oljedirektoratets ressursrapport per 31.12.2016. Vi legger til grunn at halvparten av ressursmengden blir funnet og utvunnet i perioden. Scenariene legger til grunn det samme kostnadsnivået som Mohn (2017) bruker i sin analyse av den samfunnsøkonomiske verdien av Lofoten-oljen. Dette anses som konservativt, da Barentshavet er et område med store avstander og uten nevneverdig infrastruktur. Særlig vil kostnadene knyttet til gassproduksjon trolig være høyere i virkeligheten enn i scenariene på grunn av manglende infrastruktur og store avstander.
Hvert scenario viser statens skatteinntekter, samt nåverdien av denne, og hvilket beløp som kan brukes over statsbudsjettet gitt at man følger handlingsregelen og bruker den forventede avkastningen på 3% av beløpet hvert år. I tillegg er det foretatt en sensitivitetsanalyse der kostnadene knyttet til leting og investering justeres opp 20%, samt en fremstilling av en endret skatteinnretning der friinntekten fjernes og avskrivningstiden settes til 12 år fra produksjonsstart, fra 6 år fra investeringsstart i dag.
Dette ligger nært noen av forslagene som ble fremmet av Petroleumsskatteutvalget fra år 2000 som ble ledet av Nina Bjerkedal og der blant andre nåværende sjefsøkonom i Statoil Eirik Wærness var med. Utvalget foreslo å endre avskrivningstiden slik at denne samsvarte med levetiden til driftsmidlene, samt å starte avskrivningene når driftsmiddelet var levert. I tillegg foreslo utvalget å erstatte friinntekten og rentefradragene med et kapitalavkastningsfradrag for å skjerme investeringene mot særskatt.
I scenariene er det antatt at selskapene som investerer og utvinner petroleumsressursene allerede er i skatteposisjon. Ved nåverdiberegning av skatteinntektene er det lagt til grunn en diskonteringsrente[modern_footnote]Å diskontere vil si å omregne fremtidig verdi til nåverdi. Diskonteringsrenten er renten som benyttes ved beregning av nåverdi.[/modern_footnote] på 4% i tråd med Finansdepartementets rundskriv for samfunnsøkonomisk analyse (2014). For videre detaljer om antakelser lagt til grunn, se vedlegget til artikkelen.
Scenario 1 – perspektivmeldingen som grunnlag – ny olje og gass blir lønnsom
Skatteinntektene fra fremtidig petroleumsvirksomhet knyttet til nye uoppdagede ressurser i Barentshavet i perioden 2017 - 2060 fremkommer av figuren under. Halvparten av antatt uoppdagede ressurser i Barentshavet blir hentet opp (ca. 4,25 milliarder fat oljeekvivalenter). Skatteinntektene er negative til å begynne med, som følge av at staten dekker store deler av investeringskostnadene gjennom skattesystemet. De vender deretter i pluss etter hvert som inntektene fra salg av olje og gass kommer i gang. Nåverdien tilsvarer rett i overkant av 200 milliarder totalt, eller 1168 kroner per nordmann, til bruk over statsbudsjettet hvert år til evig tid, med dagens handlingsregel på 3% lagt til grunn.[modern_footnote]Dersom 200 milliarder gir en avkastning på 3% hvert år, slik handlingsregelen legger til grunn, vil det bety at man kan bruke 1168 kroner per nordmann over statsbudsjettet i evig tid i dette scenarioet. 3% av NOK 200 milliarder er NOK 6 milliarder, som tilsvarer ca. NOK 1168 per innbygger i Norge.[/modern_footnote] Med Perspektivmeldingens prisantakelser og kostnadsantakelsene fra Mohn (2017) til grunn blir petroleumsvirksomheten lønnsom.
<br /> jQuery(function($){<br /> Highcharts.setOptions({ "lang": { "decimalPoint": ",", "thousandsSep": " .", "contextButtonTitle": "Meny", "printChart": "Skriv ut graf", "downloadPNG": "Last ned PNG-bilde", "downloadJPEG": "Last ned JPG-bilde", "downloadPDF": "Last ned PDF-dokument", "downloadSVG": "Last ned SVG-vektorgrafikk" } }); var options = { "chart": { "type": "column" }, "title": { "text": "Nominelle skatteinntekter perspektivmeldingen" }, "subtitle": { "text": "Grafen viser statens skatteinntekter fra ny petroleumsvirksomhet i Barentshavet. Skatteinntektene er negative til å begynne med, som følge av at staten dekker store deler av investeringskostnadene gjennom skattesystemet. De vender deretter i pluss etter hvert som inntektene fra salg av olje og gass kommer i gang." }, "yAxis": { "title": { "text": "mrd NOK" } }, "xAxis": { "title": { "text": "År" } }, "series": [ { "index": 0, "name": "Skatteinntekter perpektivmelding (mrd NOK)", "data": [ [ 2017, 0 ], [ 2018, 0 ], [ 2019, 0 ], [ 2020, 0 ], [ 2021, -0.442109456 ], [ 2022, -2.559683908 ], [ 2023, -7.470281706 ], [ 2024, -14.31544658 ], [ 2025, -22.41986119 ], [ 2026, -29.49544193 ], [ 2027, -31.33677062 ], [ 2028, -9.214482371 ], [ 2029, -1.011018735 ], [ 2030, 2.286012144 ], [ 2031, 1.814408136 ], [ 2032, 4.042646411 ], [ 2033, 21.11153654 ], [ 2034, 24.95851578 ], [ 2035, 28.19895219 ], [ 2036, 33.01540256 ], [ 2037, 39.19697719 ], [ 2038, 42.35185362 ], [ 2039, 42.34332224 ], [ 2040, 41.16308723 ], [ 2041, 39.71441969 ], [ 2042, 38.20529229 ], [ 2043, 36.69080005 ], [ 2044, 35.19360455 ], [ 2045, 33.72914518 ], [ 2046, 32.30768301 ], [ 2047, 30.93574485 ], [ 2048, 29.61715664 ], [ 2049, 28.35379166 ], [ 2050, 27.1461173 ], [ 2051, 25.9935978 ], [ 2052, 24.89499246 ], [ 2053, 23.84857696 ], [ 2054, 22.85232127 ], [ 2055, 21.90395291 ], [ 2056, 21.00114637 ], [ 2057, 20.14151327 ], [ 2058, 19.32267336 ], [ 2059, 18.54228878 ], [ 2060, 17.79808796 ] ] } ] };<br /> $('#scenario1-1').highcharts(options);<br /> });<br />
Antagelser som ligger til grunn:
Oljepris
USD 63,75 / fat olje
Gasspris
NOK 1,85 / kubikkmeter gass
CO2-kostnad ved produksjonsutslipp
USD 100 fra 2028, 4% realprisvekst per år.[modern_footnote]Til sammenligning utgjør dagens CO2-avgift på sokkelen i overkant av NOK 430 kr/ tonn CO2-ekvivalent. Kostnader knyttet til ETS-kvoter kan komme i tilleg[/modern_footnote]
Nåverdi mrd. NOK
204,7
Nåverdi til bruk på statsbudsjettet mrd. NOK per år
6,1
Nåverdi per år per capita over statsbudsjettet NOK
1168
SENSITIVITETSTEST AV SCENARIO 1: Sensitivitetstesten viser hvordan en endring av innretningen på oljeskatten påvirker statens inntekter eller kostander i scenarioet. Vi har også en sensitivitetstest der vi øker lete- og investeringskostnadene i scenarioet med 20% for å se hvilken innvirkning det har. Når friinntekten fjernes og avskrivningstiden øker til 12 år og avskrivningene starter ved produksjonsstart, vil nåverdien av statens skatteinntekter, alt annet likt, øke fra NOK 204,7 milliarder til NOK 227 milliarder. Ved 20% høyere kostnader i leting og investeringer blir skatteinntektene NOK 165 milliarder, og 191 milliarder ved bortfall av friinntekt og 12 års avskrivninger fra produksjonsstart. Det er rimelig å anta at selskapene vil iverksette færre prosjekter dersom friinntekten fjernes eller reduseres og avskrivningstiden endres. Et lavere aktivitetsnivået er ikke tatt hensyn til i sensitivitetsanalysen.
Scenario 2 – Ukontrollert overgang og prisfall – fra lønnsomhet til tap
For perioden fram til 2030 forutsetter vi samme oljepris som legges til grunn i regjeringens Perspektivmeldingen 2017, det vil si USD 63,75 / fat olje og NOK 1,85 / standard kubikkmeter gass. Vi legger i tillegg inn en CO₂-pris tilsvarende i Scenario 1.
For perioden 2030 – 2040 forutsetter vi et prisfall, basert på resonnementene i IEA-scenariet «disjointed transition». Dette scenariet, som er hentet fra 2016-utgaven av IEAs World Energy Outlook, forutsetter at oljeinvesteringer og –forbruk følger en business as usual-utvikling fram til 2030. Fra 2030 faller oljeforbruket dramatisk – fra ca. 100 millioner fat per dag i 2030 til litt under 80 millioner fat per dag i 2035. IEA legger ikke frem noen oljepris i dette scenariet, men peker på at investeringer i størrelsesorden USD 380 milliarder vil gå tapt på grunn av for høye investeringer i forkant. I et slikt scenario er det rimelig å anta et betydelig prisfall og vi legger USD 30 / fat olje til grunn fra 2030. Oljeprisfallet i 2014 viser at prisene kan falle enda lavere enn dette når det blir ubalanse mellom tilbud og etterspørsel. Vi forutsetter gasspriser på NOK 1,50 / kubikkmeter gass fra 2030, noe som tilsvarer omtrent nivået per oktober 2017.
For perioden 2040 – 2060 forutsetter vi at prisene faller i henhold til en rask adopsjon av elbiler, som beskrevet i IMFs artikkel: «Riding the energy transition: Oil beyond 2040». Dette tilsvarer USD 15/fat oljeekvivalent. Gassprisen antar vi holder seg på dagens nivå helt til 2040, før den faller til USD 3/MMBtu, som er prisen gasselskapet Tellurian legger til grunn som den nye benchmark-prisen.
Dersom vi finner og utvikler halvparten av de uoppdagede ressursene i Barentshavet, med ovennevnte antakelser og produksjonsstart i 2028, vil dagens verdi av fremtidige skatteinntekter tilsvare minus 21 milliarder, eller ca. 1,3 mrd. NOK mindre på statsbudsjettet per år enn om utbyggingene hadde vært unngått.
Med andre ord: Hadde utbyggingene som omtales i dette scenariet vært unngått, ville statens andel av pengene som ble brukt til investeringen gått inn i Oljefondet som skatteinntekter. Dette ville med dette scenarioet trolig vært betraktelig mer lønnsomt.
Nåverdi til bruk på statsbudsjettet mrd. NOK per år
-0,63
Nåverdi per år per capita over statsbudsjettet NOK
-120
SENSITIVITETSTEST AV SCENARIO 2: Sensitivitetstesten viser at dersom friinntekten fjernes og avskrivningstiden øker til 12 år og starter ved produksjonsstart, vil statens skatteinntekter gå fra minus NOK 21 milliarder til NOK 1 milliard i nåverdi, alt annet likt. Ved en kostnadsøkning på 20% i leting og investeringer, vil statens tap øke til 60,7 milliarder. Dette vil reduseres til NOK 35 milliarder dersom friinntekten fjernes og avskrivningstiden dobles fra 6 til 12 år og starter ved produksjonsstart, alt annet likt.
I denne sensitivitetstesten er det ikke tatt hensyn til hvordan en endring i innretting av petroleumsskatten vil påvirke selskapenes atferd. Det er rimelig å anta at dersom friinntekten fjernes og avskrivningstiden øker, vil aktivitetsnivået på sokkelen falle relativt sett. Dersom friinntekten reduseres og avskrivningstiden øker vil trolig tapene som oppstår i Prisfall-scenarioet dermed bli mindre enn skissert fordi de antatt minst lønnsomme prosjektene ikke vil bli iverksatt.
Dette illustrerer hvordan staten kan redusere sin økonomiske klimarisiko knyttet til oljebransjen ved å endre friinntektssatsen og reglene for avskrivninger.
Scenariene over viser hvordan fremtidige prisfall på olje og gass vil kunne påvirke statens inntekter fra nye felt og hvor avhengig ny petroleumsvirksomhet i dag er av olje- og gasspriser som ligger langt frem i tid (etter 2030). Innretningen av oljeskatten har stor betydning for statens økonomiske risiko.
Dersom vi lykkes med klimapolitikken og kutter klimagassutslipp slik at klimamålene nås, vil en endring i oljeskatten i dag kunne redusere statens økonomiske klimarisiko betraktelig. Økt avskrivningstid og redusert friinntekt, som foreslått av Petroleumsskatteutvalget fra år 2000, vil begrense statens nedsiderisiko og samtidig gjøre at prosjekter som gjennomføres vil ha en høyere forventet lønnsomhet for staten enn det som er tilfellet i dag, der raus friinntekt og kort avskrivningstid gjør at selskapene får en større del av inntektene og som fører til at prosjekter med høyere risiko kan gjennomføres.
Staten løper også en risiko for tapte skatteinntekter ved en endring i oljeskatten. Dersom olje og gasspriser forblir høye frem til 2060, og en endring i skattereglene fører til at færre prosjekter blir gjennomført enn det som ville vært tilfellet om oljeskatten ikke endres, vil det kunne føre til tapte skatteinntekter. Men en slik tenkt utvikling vil trolig være avhengig av at klimapolitikken feiler – etterspørselen etter olje fortsetter å vokse - og at klimamålene ikke nås. I tillegg kommer aspekter knyttet til hvor konkurransedyktig norsk olje og gass er. Dette går vi ikke inn på i denne analysen.
Scenariene tar ikke høyde for endret atferd hos oljeselskapene ved en endring i oljeskatten. Det er rimelig å anta at redusert friinntekt og økt avskrivningstid vil føre til at færre prosjekter gjennomføres enn det som vil være tilfellet om man ikke endrer disse reglene. En endret oljeskatt, mot redusert økonomisk klimarisiko, vil dermed kunne ha en dobbel effekt: statens risiko minker fordi endrede skatteregler gjør at selskapene bærer noe mer risiko i de prosjektene som gjennomføres, samtidig som de mest risikable prosjektene ikke blir gjennomført.
En studie utført av Stockholm Environment Institute (2017) viser at dersom friinntekten fjernes og avskrivningstiden øker – vil - under gitte antakelser - 95% av mulige fremtidige olje og gassinvesteringer på norsk sokkel kunne bli skrinlagt. Det er knyttet usikkerhet til studien, men den viser hvilken effekt lavere friinntekt og økt avskrivningstid vil kunne ha på mulige fremtidige prosjekter.
Dagens skattesystem har med økonomiske øyne fungert godt i en tid der olje og gass har vært svært lønnsomt, på grunn av skatteordningens incentiver til høy aktivitet i et marked med forventninger om høye priser på olje og gass. I en verden som klarer klimamålene satt i Paris, er det nødvendig med drastiske kutt i klimagassutslipp. I denne verdenen er det ingen garanti for at fremtidig olje- og gassvirksomhet fra norsk sokkel blir lønnsomt. Dette bør også innretningen av oljeskatten reflektere.
En endring i oljeskatten vil, med en antakelse om at klimamålene nås, trolig også bidra til å oppnå det som ligger til grunn for norsk petroleumsvirksomhet, nemlig å maksimere statens økonomiske andel av de gjenværende ressursene. Dette skyldes at dersom et fremtidig prisfall fører til at investeringer som gjøres i dag blir ulønnsomme, vil staten bære en mindre andel av tapene. En skatteendring vil trolig også føre til at færre ulønnsomme prosjekter blir gjennomført, slik at statens tap begrenses ytterligere. I tillegg vil staten motta en høyere andel av inntektene fra eventuelle lønnsomme felt i et slikt scenario.
Konklusjon
Dersom staten ønsker å redusere sin økonomiske klimarisiko knyttet til petroleum, vil en endring i oljeskatten være et fornuftig grep.
Vedlegg til scenarioanalysen
Scenariene er basert på Mohn, K. 2017. LoVe hurts: Verdsetting av Lofoten/Vesterålen/Senja. Kostnadsforutsetningene som ligger til grunn i scenariene er de samme som Mohn (2017) benytter i sitt referansescenario. Det er antatt at selskapet det gjelder er i skatteposisjon. Dagens skattesystem er lagt til grunn, med nåværende satser for selskapsskatt (24%), særskatt (54%), friinntekt (5,4% over 4 år) og dagens avskrivningsregler (6 år fra første investeringsår). Det er antatt en rente på 3,5% per år ved beregning av rentefradrag for investeringer. Alle tall er beregnet nominelt. En svakhet ved dette er at eventuell inflasjonseffekt på de fremtidige skattefradragene ikke fremkommer. Dersom inflasjonen i årene det gjelder er lav, vil ikke dette ha særlig store utslag i tallene. Blir inflasjonen høy, vil skattefradragene i modellen være noe overvurderte. Samfunnsøkonomiske kostnader utover CO₂-pris er ikke vurdert i scenariene. CO₂-prisen som er lagt til grunn er tilsvarende USD 100 per tonn i 2028, med 4% realrentevekst i CO₂-prisen. Dette er i tråd med det som legges til grunn i IPCCs «430 – 480 ppm»-scenario som er konsistent med 2-gradersmålet. Se Rosendahl og Greaker (2017) for ytterligere vurdering av CO₂-priser. CO₂-prisen er regnet inn som en kostnad for selskapene og det er tatt utgangspunkt i snittutslippene fra sokkelen i dag (11,91 kg / fat oljeekvivalent) ved beregning av kostnad. Det er lagt til grunn en dollarkurs på NOK/USD på 8,00. Kostnader knyttet til utslipp av CO₂ ved bruken av oljen og gassen er ikke tatt hensyn til i analysen. Statens skatteinntekter er neddiskontert med 4% realrente per år i tråd med Finansdepartementets rundskriv for samfunnsøkonomisk analyse (2014). Kostnader knyttet til opprydding og nedleggelse av virksomheten etter endt produksjon er ikke tatt hensyn til.
