Borekostnadene på sokkelen: Knask eller knep?

(Klikk på figuren for en større versjon eller last ned figuren som pdf)

Mellom riggselskaper og myndigheter har det i årevis pågått en hard strid om store penger. Det dreier seg blant annet om en god slump av de over 20 milliarder kronene som per kvartal ble brukt til boring på kontinentalsokkelen i en periode fra og med 2010 til og med 2015. Bare fra tid til annen blir interessekonflikten og da ofte som en tvekamp mellom to jurister, førstestatsadvokat Morten Eriksen fra Økokrim og Erik Keiserud, kanskje landets ledende prosedyreadvokat, synlig i nyhetene, men – hva forteller sporen på hvalen som knuser H₂0-speilet om kjempekroppen under overflaten og hva som foregår på dypet (Klassekampen 2016, Dagens Næringsliv 2014, 2017)?

Siden slutten av 1980-tallet er spørsmålet om hvor og hvordan riggselskapene skal skatte for inntektene de har på norsk sokkel gjentatte ganger foldet ut i rettssystemets halvoffentlighet, i drøye forhandlinger mellom aktorat, ofte økokrim, og forsvarsadvokater, skattejurister og rådgivningsselskaper, mens spinndoktorer har regissert informasjonsflyten til offentligheten på utsiden av rettsbygningene (Geelmuyden Kiese, 2016). Termene som kastes mellom skrankene før de havner i en haug på dommerens bord er gresk for de fleste: residensprinsipp, kildeprinsipp, bareboat-leie, tynn kapitalisering, anti-hybridregler, armlengdeprinsippet, kredittmetoden, dobbeltbeskatning, nulldobbeltbeskatning, avskjæring, lovlig og ulovlig skattetilpasning. Forkortelsene ROCE, VAC, EBIT, CAPM, CFC eller BEPS har heller ikke glidd inn i hverdagsspråket. Det høres ut som ada kadabra, men de som skjønner dette språket og forstår alle forkortelser fikk i fjor 40 millioner kroner av det offentlige: erstatning til utgifter for forsvar etter frifinnende dom (i Transocean-saken), riktignok 18 millioner kroner mindre enn forlangt, men likevel (Borgarting Lagmannsrett, 2016). 

Riggselskapene hevder at de organiserer seg i morselskap, holdingselskap og operatørselskap blant annet for å unngå dobbeltbeskatning. Det kan skje fordi noen land praktiserer residensprinsippet, inntekten skal skattlegges i det landet selskapet hører hjemme, mens andre land benytter kildeprinsippet, inntektene skal skattlegges der de er opptjent uansett hvor selskapet formelt sett hører hjemme.  Dobbeltbeskatning kan også skjer ved at et skattesubjekt blir regnet for hjemmehørende i to land eller ved at en type inntekt er skattepliktig i to eller flere land (Schmidt og Solvik 2015). 

Riggselskapenes organisasjonsstruktur

Utarbeidet av Schmidt & Solvik 2015 etter riggselskapenes årsregnskap.

Enn så lenge er det altså riggselskapene som har trukket de lengste stråene og fått medhold for at filialer i Norge "gir fradrag for betydelige beløp for kostnader til bareboat-leie" (NOU 2014:13) til et morselskap i et skatteparadis, som regel Bermuda (se for eksempel Rettstidene 1997, Høyesterett 2010, KPMG 2016). Korrupsjonsjegeren og europaparlamentarikeren Eva Joly har karakterisert en av rettsavgjørelsene (Trinc og Trag-dommen fra høyesterett i 1997) som en repetisjon av løsninger fra det 19. århundret, og en annen dom (i Transocean-saken) som «latterlig», og fant det merkelig at tingretten hadde tatt «de kunstige konstruksjonene på alvor» og mente at «argumentasjonen i dommen» mest av alt minnet «om en komedie» (Thengs 2015). 

Overskuddsflytting

Det er skillet mellom lovlig og ulovlig skatteplanlegging som krever kostbar juridisk nøtteknekking. Selv om de nevnte sakene er ferdigbehandlet og avgjort i rettssystemet blir dommer og kjennelser gått etter i sømmene i rettsvitenskapelige, fagfellevurderte tidsskrifter så busta fyker av paragrafene og støvet børstes av for lengst glemte prejudikater og fjernmagasinerte lovforarbeider (Eriksen, 2008, 2015, Zimmer, 2015, Dragvold, 2015), også økonomisk forskning har tatt for seg det omseggripende fenomenet som ses på som en konsekvens av globaliseringen: Overskuddsflytting (Schindler og Schjelderup, 2014, Osmundsen 2015, Schmidt og Solvik, 2015).

Parallelt med årelang etterforskning og rettstvister er overskuddsflytting og beslektede spørsmål blitt behandlet i statlige utredninger (NOU, 2009, 2014, Finansdepartementet, 2016, Skattedirektoratet, 2015a) med ditto høringsuttalelser fra berørte parter (Skattedirektoratet 2015b, Næringslivets Hovedorganisasjon 2015, Deloitte 2015a, Rederforbundet 2015). Da kostnadene til boring ble fordoblet fra 2000 til 2010 ble Olje- og energidepartementet bekymret, pekte på at en kostnadseffektiv boring var avgjørende for den framtidige verdiskapningen på norsk sokkel og nedsatte et ekspertutvalg. Utvalget kom til at "rederne klarer å overføre driftskostnader tilnærmet fullt ut på oljeselskapene. Oljeselskapene eksponeres kun for en mindre andel av disse kostnadene fordi de er fradragsberettiget i skatteberegningene. Dermed er det svake insentiver til å redusere driftskostnader." (Olje- og energidepartementet 2012). 

Diskusjonen dreier seg om de arrangementene internasjonale selskaper gjør for å flytte overskudd skapt av forretningsmessig virksomhet i land med høy- til land med lav skatt, er legale, og om det i så fall er behov for nye lover for å forhindre dette. Høsten 2015 ble Organisasjonen for økonomisk samarbeid og utviklings (OECD) felles regler for medlemslandene for å forhindre uthuling av skattefundamentet og overskuddsflytting (Base Erosion and Profit Shifting (BEPS)) vedtatt etter lange drøftelser, og 20 land, deriblant Norge, har underskrevet på at de øyeblikkelig skal implementere en minimum standard (OECD/G20 BEPS Project in 2016). Enkelte elementer av tiltakene som retter seg mot internprising av immatrielle eiendeler, konserninterne tjenester og liknende fikk derfor umiddelbar virkning for norsk rett (Skatteloven § 13-1(4) (OECD 2015, Deloitte 2015b).

Særtrykk av Petroleum Engineer fra oktober 1971 som redegjør for hvordan Phillips vil utvikle Ekofiskfeltet

Rettsavdelingen i Skattedirektoratet peker i sin høringsuttalelse til Kapitalbeskatning i en internasjonal økonomi (NOU 2014) direkte på riggselskapene som borer på kontinentalsokkelen: «Skattedirektoratet er enig med utvalget i at det bør innføres særlige skatteregler […]for å motvirke flytting av overskudd ut av Norge gjennom kunstig høye betalinger av royalty og leie. Vi ser det særlig innenfor riggselskaper hvor det er svært vanlig å organisere seg gjennom et driftsselskap i Norge som leier rigger/fartøy inn på bareboat-leie (det vil si å leie en rigg uten mannskap, all driftsrisiko til leietaker, mens den som eier riggen mottar leieinntekter fra leietakeren) fra selskaper hjemmehørende i lavskatteland. Ved denne type leie oppstår det ingen skatteplikt til Norge for riggselskaper, som sitter igjen med størstedelen av overskuddet. Skattedirektoratets erfaring er at dette er konserninterne transaksjoner som åpner for store skattetilpasninger via prising hvor det er vanskelig å nå frem ved bruk av internprisingsbestemmelsene (det vil si at konserninterne priser skal fastsettes som om de ble forhandlet mellom uavhengige parter). Dette gjør det derfor svært vanskelig å hindre at store verdier flyttes ut av Norge.» (Skattedirektoratet, 2015). 

Skattedirektoratets høringsnotat tar ikke munnen for full, etatens egne beregninger antyder at det i 2011 og 2012 ble fradragsført konserninterne kostnader, hovedsakelig som bareboat-leie av rigger, på vel 20 og 16 milliarder kroner (NOU 2014: 13), andre beregninger har kommet fram til fradragsbeløp i den samme størrelsesorden (18 milliarder kroner i 2013). Dette siste beløpet gjelder vel og merke bare for intern leie av borefartøy, og ikke andre metoder for overskuddsflytting som tynn kapitalisering, det vil si at egenkapitalen i de norske filialene erstattes med lån fra morselskapet. Rentekostnader for slike selskapsinterne lån har også bidratt til å redusere driftsresultatet i den norske filialen, og dermed skatten (Schmidt og Solvik, 2015).

Brev til Phillips

Arkiv Statistisk sentralbyrå.

Kunnskapsgrunnlaget for borekostnadene

Som en bakgrunn for det pågående ordskiftet om disse stridsspørsmålene kan det være nyttig å klargjøre omfanget av boringen på kontinentalsokkelen ved hjelp av statistikk, og vise hvordan borekostnadene har endret seg opp gjennom årene og hvilke bestanddeler de har. Av spesiell interesse vil det ha å vise hva operatørselskapenes kostnader til leie av mobile rigger og borefartøyer har vært.

Boringen på sokkelen startet i 1966, men det var først fra og med 1984 at SSB etablerte en detaljert kvartalsvis statistikk for å kartlegge investeringene i Utvinning av olje og gass og Rørtransport. Investeringsundersøkelsen periodiserer investeringene i leting, feltutbygging, felt i drift, terminaler og kontorbygg på land og nedstengning og fjerning (det siste først fra 2007). Alle kostnadene betraktes som investeringer i bygg og anlegg (også maskiner), det vil si at de regnes som investert i det kostnadene påløper. Fra 1971 til og med 1984 var skjemaet svært enkelt og lite egnet.

Skjemaene for de ulike fasene som ble brukt fra og med 1985, ble utviklet i samarbeid med operatørselskapene og tilpasset deres kostnadskontrollrutiner, kontraktsystemer og rapporteringen mellom operatøren og partnerne på lisensen (SSB, 1983, 1984). Dette gjorde det mulig å splitte investeringskostnadene på en rekke varer og tjenester, også for kostnader som påløp i utlandet. Hver enkelt lisens er en rapporteringsenhet, og det er operatøren for lisensen som fyller ut skjemaet på vegne av alle lisenspartnerne. Tallene fra og med 1971 til og med 1984 er til dels konstruert i ettertid og kan ikke gis på et så detaljert nivå som det er mulig å gjøre fra og med 1985. I 2015 ble det foretatt en forenkling av denne statistikkrutinen ved at flere kostnadsunderarter ble fjernet fra skjemaene slik at det fra og med 2016 ikke lenger er mulig å fordele kostnadene på et så bredt spekter av varer og tjenester som fra og med 1985 til og med 2015.

Kostnadene til boring registreres på skjemaene for leting, feltutbygging og felt i drift. Letehull er undersøkelseshull og avgrensningshull (som bores når det gjøres et funn), mens utvinningsbrønner er brønner for utvinning av olje og/eller gass, injisering og observasjon (for enkelthets skyld omtales de i det følgende som letehull og utvinningsbrønner). Borekostnadene i alle de tre fasene fordeles på de samme tre hovedkategorier av kostnader: Leie av borefartøyer, mobiliseringskostnader, transportkostnader (helikopter, fly og båter) samt varer og tjenester. Varekostnadene består blant annet av fôringsrør, brønnhoder, borekroner, sement og boreslam, mens kostnaden til tjenester fordeles på blant annet logging, testing, dykking, basekostnader, forpleining og andre tekniske tjenester.

Brev til Esso

Arkiv Statistisk sentralbyrå.

Økonomi utenom det vanlige

Mellom 40 og 50 prosent av investeringene i Utvinning av olje og gass har i de vel 15 siste årene bestått av kostnader til boring (det vil si til leie av borefartøyer og skip, pluss kostnader til varer og tjenester som følger med boring). Det er også grunn til å tro at de totale borekostnadene i årene som kommer vil kunne utgjøre en enda større andel av investeringene i utvinningssektoren. Det har sammenheng både med at flere og flere felter kommer i drift, og at forholdsvis mange mindre felt blir bygget ut med løsninger der borekostnadene utgjør løvens andel.

I perioden fra og med 2001 til og med de tre første kvartalene i 2016 var operatørselskapenes samlede kostnader til boring på i gjennomsnitt 13,5 milliarder kroner per kvartal, det vil si om lag det samme som det siste kostnadsanslaget for Fornebubanen (Aftenposten, 2017), mens de beregnede kostnadene til Follobanen (nytt dobbelt jernbanespor, hovedsakelig i tunell mellom Oslo S og Ski) ville vært dekket inn på vel fire måneders borekostnader (Samferdselsdepartementet, 2016). Årlig er det de siste vel 15 årene investert i gjennomsnitt 54 milliarder kroner i boring, mens investeringene i industri og kraftforsyning i det samme tidsrommet nådde et årlig gjennomsnitt på om lag 34 milliarder kroner (Søbye 2015).

Investeringstall er viktige av mange grunner, to av dem skal nevnes spesielt. For det første legger de bindende føringer for økonomisk aktivitet for mange år framover. Forskyvninger av investeringer fra en bransje til en annen vil ha virkninger i lang tid. Dagens investeringer, legger føringer for morgendagens næringsliv. Den som vil forsøke å se inn i framtida, må stirre på investeringstallene. Vedvarende høye oljeinvesteringer sammenliknet med for eksempel industriinvesteringene vil øke den norske økonomiens oljeavhengighet på mange måter og for lang tid. Johan Sverdrup-feltet som nå bygges ut er beregnet til å utvinne olje i minst 50 år. Vil forsøkene på å bremse klimaendringene kunne føre til at feltet blir stengt ned før det tømt? Ingen kan vite det sikkert.

For det andre er investeringstall viktige mål for etterspørselen etter varer og tjenester fra maskinindustri og ingeniørselskaper som regnes for å være blant de mest avanserte og nyskapende (rangert etter egenutført FoU (SSB 2017)). Det vil si at investeringsaktiviteten gir oppdrag til og er helt avgjørende for de delene av næringslivet som kan være mest innovative.

Boringen på kontinentalsokkelen utgjør ikke bare en i norsk sammenheng stor og viktig økonomisk virksomhet, den foregår også under spesielle, og altså dels omstridte, økonomiske betingelser. Utvinningssektoren kan høste en ressursrente, grunnrente eller petroleumsrente, kjært barn har mange navn. I det meste av annen næringsvirksomhet vil konkurransen presse prisene ned mot produksjonskostnadene. Dette skjer ikke i utvinningssektoren. I Norge hersker det enighet om at ekstrafortjenesten dette resulterer i skal tilfalle staten. Det skjer gjennom skatteregimet som gjelder for operatørselskapene. I tillegg til den ordinære selskapsskatten på 27 prosent, må de betale en særskatt på 51 prosent. Det betyr at marginalskatten for operatørselskapene er 78 prosent. Investeringskostnadene er fradragsberettigede, det vil si at det er staten som tar så å si hele regningen for boringen, og de andre investeringene på kontinentalsokkelen. Det kan derfor med stor rett hevdes at det er offentlige penger som benyttes til boring på kontinentalsokkelen, men i motsetning til beløp som bevilges direkte gjennom politiske beslutninger over offentlige budsjetter foregår det sjelden diskusjoner om de enorme kostnadene til oljeboring er en fornuftig bruk av felleskapets midler, og kritikken av det spesielle økonomiske regimet boringen på kontinentalsokkelen foregår under, er svak og sporadisk.

Skjema fra Phillips for Ekofisk, 2. kvartal 1972 (offentliggjørelsen er godkjent av ConocoPhillips)

Arkiv Statistisk sentralbyrå.

Det hurtigarbeidende ekspertutvalget som skulle undersøke hvorfor det var så dyrt å bore på norsk sokkel kom fram til at riggselskapene klarte å velte sine driftskostnader tilnærmet fullt ut over på operatørselskapene. Årsaken til dette ble ansett å være at for operatørselskapene var disse kostnadene fradragsberettiget og dermed ble de bare eksponert for en mindre del av dem. Både blant riggselskapene og operatørselskapene er det derfor ifølge ekspertutvalget svake insentiver for å redusere driftskostnadene (Olje- og energidepartementet, 2012). Dette er rar økonomi.

En sammenlikning av leteboringen på norsk og britisk kontinentalsokkel, foretatt av bransjeorganisasjonen for rettighetshavere på britisk sokkel i samarbeid med Oljedirektoratet, viser imidlertid at kostnadsutviklingen på britisk sokkel var høyere enn på norsk sokkel etter 2010, videre at nedgangen i leteboring har falt betydelig på britisk side etter 2013, og er adskillig lavere enn på norsk side i antall påbegynte hull per år. Nedgangen i leteboring på britisk sokkel begynte i 2009. Undersøkelsen holder den norske ordningen med årlige tildeling i modne områder rundt utbygde felt (TFO-ordningen) og skattekreditten til selskaper uten inntekter som gode forklaringer på den ulike utviklingen i leteboring på de to soklene i de siste årene. Marginalskatten trekkes ikke fram, tvert om mener bransjeorganisasjonen for operatørselskaper på britisk sokkel at det har vært uheldig at marginalskatten på britisk side har vært endret flere ganger (mellom 30 og 81 prosent) de siste 20 årene, mens den i Norge har vært uforandret (Oil and Gas UK 2016).

Investeringene i et fugleperspektiv 1971-2017

I perioden fra og med 1971 til og med 2017 vil det ha blitt investert i alt 3 146 milliarder kroner på norsk kontinentalsokkel i Utvinning av olje og gass og Rørtransport, altså om lag snaut halvparten av Statens Pensjonsfond utland per februar 2017. Kostnader for 2016 og 2017 er innhentet i november 2016. Tallet for 2016 består av utførte investeringer i de tre første kvartalene og anslag for det fjerde, mens tallet for 2017 er anslag.

I hele denne oversikten gis investeringene i løpene kroner. Nasjonalregnskapet gir investeringene fra og med 1971 til og med 2015 i 2005-priser, fastprisberegningen skjer med en prisindeks for varer og tjenester som inngår investeringene. For totaltallene og i nasjonalregnskapssammenheng er dette nødvendig. En indeks for investeringskostnadene for utvinningssektoren i hele denne perioden er imidlertid meget komplisert å utarbeide fordi varene og tjenestene som inngår har endret seg så mye fra 1971 til i dag. I noen henseender vil derfor fastprisberegninger gjøre tallene vanskeligere å fortolke fordi indeksen kan blåse opp tall som ikke skulle vært blåst opp og forminsket andre som ikke skulle vært forminsket. Dessuten er det i denne sammenhengen forholdet mellom de ulike kostnadsartene, og særlig innenfor boring, og hvordan de eventuelt har endret seg som skal undersøkes. Alt i alt vil derfor en fastprisberegning i denne sammenhengen forvanske forståelsen av tallene, forholdet mellom kostnadenes bestanddeler og hvordan de har endret seg.

For perioden fra og med 1971 til og med 2017 sett under ett har like store andeler, 36 prosent, gått til feltutbygging og investeringer på felt i drift. 16 prosent har gått til leting, mens de resterende 12 prosentene fordeler seg på kontorer og terminaler, nedstenging og fjerning av installasjoner og rørledninger.

Fra og med 1971 til og med 1999 ble 861 milliarder kroner investert på kontinentalsokkelen og i disse årene var utbyggingskostnadene helt dominerende med 57 prosent av de totale investeringene. I denne perioden ble de store feltene Ekofisk, Frigg, Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Snorre og Troll bygget ut. Fra alle disse store feltene med unntak av Frigg som ble stengt ned i 2004, utvinnes det ennå olje og gass. Investeringene i driftsfasen utgjorde kun 13 prosent av totalen i disse første 28 årene med olje- og gassutvinning på sokkelen.

Fra og med og med 2000 til og med 2017 vil 2 286 milliarder kroner ha blitt investert på kontinentalsokkelen, og i denne perioden veier driftsfasen tyngst med 44 prosent av totalen, mens andelen til utbygging har skrumpet inn til 29 prosent. Ved å dele perioden i to ved årtusenskiftet illustreres eksemplarisk at i en nyoppdaget oljeprovins er investeringenes sammensetning forskjellig fra hva de er i en moden oljeprovins.

Vridningen fra utbyggingskostnadene til investeringene i felt i drift som de dominerende, har skjedd gradvis. Et betydningsfullt skifte inntrådte ved årtusenskiftet da investeringene i felt i drift ble høyere enn feltutbyggingskostnadene. Konsekvenser av dette er legio.

Kostnadene til feltutbygging varierer fra år til år og kostnadenes bestanddeler varierer også alt etter hva slags utbyggingsløsninger som velges, betong- stål- flytende plattformer eller brønnrammer for plassering på havbunnen. Investeringene i felt i drift viser et jevnere forløp og sammensetningen av kostnadene endrer seg lite fra år til år. Mens investeringene fra 1971 til årtusenskiftet steg, var ikke stigningen årviss. Det var flere perioder med nedgang i investeringene, som etter 1986, etter 1993 og etter 1998. Investeringstoppene i disse tre årene skyldes at flere store plattformer til feltene Statfjord, Oseberg, Gullfaks ble bygget samtidig.

Når kostnadene til utbygging og investeringer i felt i drift byttet plass som den mest betydelige, har det hatt store konsekvenser for leverandørindustrien og de tjenesteytende næringene som leverer varer og tjenester. Sammensetningen av de tre hovedkomponentene investeringskostnadene til utbygging og drift består av er totalt forskjellige. Mens kostnader til varer som stål- eller betongunderstell, dekksrammer og moduler er dominerende ved feltutbygging, er kostnader til boring av utvinningshull og tekniske tjenester de dominerende i driftsfasen, mens kostnadene til varer er ubetydelige (Søbye 2015).

Fra og med årtusenskiftet startet en periode med sterk årlig vekst i de totale investeringene i utvinningssektoren. Dette skyldes ikke investeringene i feltutbygging som i flere år etter 1998 var fallende, nivået fra 1998 ble først nådd i 2010, men en vedvarende økning i investeringene i felt i drift. Dette førte til en sterk vekst i de totale investeringene i hele 15 år, med et lite unntak for 2010. Fra og med 2005 skyldes denne veksten i sokkelinvesteringene også økende investeringer til leting og feltutbygging.

Oljebremsen – et misvisende uttrykk

Nedgangen i investeringene til utvinning av olje og gass etter 2015 skal ikke være noe hovedtema i denne oversikten. Det kan imidlertid trygt slås fast at den lange perioden med vedvarende sterk vekst i investeringene etter årtusenskiftet har vært helt unik. Beslutningene om feltutbygging som var med på å skape de historisk sett svært høye investeringstallene ble tatt av den rød-grønne regjeringen fra 2005 til og med 2013.

Fallet i investeringene begynte før oljeprisen gikk ned fra høsten 2014, og hadde dels sammenheng med at investeringene i driftsfasen falt fra 2013 til 2014 fordi omfattende arbeider og boreprogram var ferdig. Investeringene i feltutbygging falt fra 2014 til 2015, dette fallet skyldtes at mange utbygginger ble ferdige og kan vanskelig knyttes til oljeprisfallet høsten 2014. Beslutningene om utbyggingene og kontraktene for utførelsen av dem var inngått lang tid i forveien. Prognoser utarbeidet i 2013 viste også en utflating og svak nedgang i investeringene etter 2015 (Cappelen m.fl. 2013).

Dokumentasjonsnotat fra nasjonalregnskapskontoret

Tidlig i 2014 lanserte dessuten Statoil et kostnadskuttprogram, og da operatørselskapene i mai 2014 for første gang rapporterte kostnadsanslag for 2015 i den kvartalsvise investeringsundersøkelsen indikerte det fall. Da oljeprisen for lett nordsjøkvalitet var på nær 115 USD/fat, viste det at investeringene for 2015 ville bli om lag 50 milliarder kroner lavere enn hva anslaget for 2014 registrert i samme telling viste. Det var med andre ord klart før oljeprisfallet høsten 2014 at investeringene ville flate ut og falle. Nå skulle ikke nedgangen fra 2014 til 2015 bli så stor som førsteanslaget for 2015 indikerte. Det skyldes at de utførte investeringene for 2015 i seinere tellinger ble justert opp med om lag 10 milliarder målt mot førsteanslaget, mens utførte investeringer i 2014 ble justert ned med om lag 20 milliarder målt mot maianslaget 2014. Resultatet ble at de utførte investeringene for 2015 viste seg å bli kun 10 milliarder lavere enn for 2015.

Selv om tallet for 2014 ble justert ned ble det et rekordår på grunn av høye investeringer i terminaler og rørledninger med 224 milliarder kroner. Det vil si at operatørselskapene brukte om lag én milliard kroner per virkedag til investeringer. Det er nesten utrolig at så få selskaper er i stand til å bruke så mye penger på så kort tid.

For å betegne det som skjedde i norsk økonomi da oljeprisen falt høsten 2014 ble uttrykket oljebremsen raskt tatt i bruk (Dagens Næringsliv, 2014, E24, 2017). Å bremse betegner en handling som gjøres for å unngå en fare. Av sammenhengen ordet brukes i etter oljeprisfallet høsten 2014 er det tydelig at det som menes med oljebremsen er det stikk motsatte, fallet i investeringene, har skapt problemer og vanskeligheter. Var det realistisk å tro at investeringene skulle kunne fortsette å stige i det tempoet de hadde gjort de siste 15 årene. Sto man her virkelig foran det berømte treet som kunne vokse inn i himmelen? Nei. Det er all grunn til å tro at den lange perioden med sterk investeringsvekst hadde skapt en høykonjunktur for de delene av næringslivet som nøt godt av den stadig økende etterspørselen som ble skapt av operatørselskapenes investeringer. Det er videre grunn til å anta at denne høykonjunkturen i bestemte deler av næringslivet førte til både kapasitetsutvidelser og prisstigning på varer og tjenester. Investeringsbeslutningene som førte til denne utvikling kan umulig ha vært lønnsomme for operatørselskapene selv i snever økonomisk forstand.

Den registrerte økningen i investeringene skyldes også prisstigning på boring, varer og tjenester, og ikke nødvendigvis bare økt realøkonomisk aktivitet. Det innebærer at operatørselskapene fikk mindre igjen for pengene de brukte. Det er vanskelig å forstå at operatørselskapene med sine investeringsbeslutninger bidro til å skape en situasjon som skadet dem selv, men «sådan er kapitalismen» kanskje, som det het i en svensk sang fra 1970-tallet?

Investeringsbeslutningene kan også ha vært en effekt av at flere operatørselskaper fikk store inntekter så lenge oljeprisen var 100 USD/fat og vel så det. Med inntekter langt høyere enn utgiftene kunne det være fristende å sette i gang prosjekter som dermed krympet de skattepliktige inntektene. Kanskje er operatørselskapene som folk flest, det er morsommere å bruke pengene selv enn å levere dem til fellesskapet. Dette er imidlertid paradoksalt for det helstatlige Petoro som eier 1/3 av de utbygde olje- og gassreservene og Statoil der staten har 67 prosent av aksjene er toneangivende på sokkelen og skal nettopp representere og ivareta fellesskapet representert ved staten på best mulig måte. Her hviler det et tungt ansvar på styrene i de to selskapene. I Petoros formålsparagraf heter det at selskapet på vegne av staten, for statens regning og risiko skal ha ansvaret for og ivareta de forretningsmessige forhold knyttet til statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Selskapet har som mål å maksimere den økonomiske verdien av SDØE, på et forretningsmessig grunnlag.

Det er også grunn til å tro at bedrifter som har levert varer og tjenester til virksomheten på kontinentalsokkelen i løpet av den lange perioden med sterk investeringsvekst gjorde disposisjoner som forutsatte at veksten ville fortsette, at det med andre ord kan ha skjedd en betydelig overetablering. 184 norske skip til bruk i offshore virksomhet ligger per januar 2017 i opplagsbøyene, av dette 90 supplyskip og 48 ankerhåndteringsfartøyer (Sysla Maritime 2017). Siden boringen på norsk sokkel har vært historisk høy i antall påbegynte borehull også i 2015 og 2016 er det vanskelig å forestille seg at alle disse skipene kunne ha funnet beskjeftigelse på norsk sokkel nær sagt uansett hvor høye investeringene hadde vært. Ventelig er det fallet i investeringene på britisk kontinentalsokkel og ellers i verden som sammen med overetablering som er årsak til de høye opplagstallene.

For å dempe høykonjunkturen i spesielle oljerelaterte næringer, som skapte vanskeligheter for andre deler av næringslivet og som førte til at operatørselskapene fikk mindre for pengene, ble det tatt til orde for å bremse investeringsveksten før 2014. Stemmene var imidlertid få og ikke helt klare. I desember 2013 foreslo Holden-utvalget i utredningen Lønnsdannelsen og utfordringer for norsk økonomi «en forsiktig utsettelse av deler av ny aktivitet» og mente at det «fra et makroøkonomisk perspektiv ville det etter utvalgets mening vært ønskelig med en jevnere utvikling i etterspørselen fra petroleumsvirksomheten». Dette ble konkretisert ikke i retning av å «stoppe eller utsette aktivitet på felt i drift» som «vil kunne innebære betydelige kostnader», men å «utsette åpning av nye områder eller begrense tildelinger av nye letelisenser» (NOU 2013). Det ble også pekt på at «norsk økonomi er blitt mer oljeavhengig» og at høye lønninger og sterk prisvekst smittet over på resten av økonomien (Cappelen m.fl. 2013).

Rekordtildeling av lisenser fra 2013

Boring av letehull skjer med mobile rigger, boreskip, halvt nedsenkbare flytende eller oppjekkbare rigger, mens boring av undersøkelseshull i utbyggings- og driftsfasen også kan skje fra faste feltinstallasjoner. I enklete svært sjeldne tilfeller kan det også bores letehull fra faste installasjoner. Mens antallet utvinningshull varierer med hvor mange felt som befinner seg i tidlig og sein utvinningsfase, henger boringen av letehull sammen med tildelingen av lisenser. Når et operatørselskap mottar en lisens må det som regel forplikte seg til å bore et undersøkelseshull innen en angitt tidsfrist, hvis ikke må lisensen leveres tilbake.

På de 36 årene fra og med 1965 til og med år 2000 tildelte myndighetene i alt 117 undersøkelseslisenser som ga enerett til undersøkelse, leteboring og utvinning av petroleumsforekomster innenfor lisensens angitte geografiske område. På de 17 årene fra og med 2001 til og med 2017 er det delt ut 435 lisenser. Det var fra og med 2006 at antallet tildelte lisenser økte til et noe høyere nivå enn tidligere, og fra og med 2011 ble det tildelt lisenser i et omfang som ikke var sett på norsk sokkel, i 2016 hele 72 lisenser, og i 2017 56. På de fem årene fra og med 2011 til og med 2016 fikk operatørselskapene 318 lisenser.

Økningen i antallet tildelte lisenser fra og med 2006 skyldes at Olje- og energidepartementet i tillegg til de ordinære konsesjonsrundene med tildelinger som regel hvert annet år i uutforskede områder, fra og med 2003 årlig har tildelt lisenser i forhåndsdefinerte områder (TFO). Det er områder der det fins plattformer og infrastruktur med ledig prosesserings- og transportkapasitet som kan benyttes til å utvinne småfunn i nærheten som ellers ikke ville være lønnsomme. Slike funn må gjøres og utbygges før de aktuelle installasjonene stenges ned og fjernes. Intensjonen med TFO-ordningen var en best mulig utnyttelse av både naturressurser og eksisterende installasjoner. Operatørselskapene kan søke om å få lete på alt ledig areal i så å si hele Nordsjøen, på Haltenbanken i Norskehavet og i områdene rundt feltene Snøhvit og Goliat i Barentshavet.

DNO/Union gruppen besto av Union Oil of California, Tenneco Oil Company, Skelly Oil Company, Det norske Oljeselskap

I 2003 (med virkning fra 2005) ble det også gjort visse justeringer i skattevilkårene for å gjøre det lettere for nye operatørselskaper å etablere seg på sokkelen. Hensikten var å øke konkurransen mellom operatørselskapene. Reglene består altså blant annet i at operatørselskaper som ikke har inntekter får utbetalt sine letekostnader fra skattemyndighetene (Finansdepartementet 2004). Ordningen innebærer at staten gir operatørselskaper uten inntekter et rente- og avdragsfritt lån på ubestemt tid. Disse ordningene ble iverksatt av Bondevik II regjeringen. Intensjonen med dem var å få fart på leteboringen igjen, og det skjedde da også fra og med 2006, også godt hjulpet av en stigende oljepris (Søbye 2015).

Per januar 2017 er 80 felt i drift, ni er under utbygging, mens 22 er stengt (Oljedirektoratet 2017). Grunnen til at investeringene i felt i drift og boreaktiviteten har økt sterkt etter årtusenskiftet var at mange felt, hele 63, gikk over i en driftsfase fra slutten av 1990-årene. I den første tiden et felt er i drift bores det mange utvinningsbrønner. I tillegg kommer det at flere av de store feltene Statfjord, Oseberg og Gullfaks befinner seg i en sein utvinningsfase da det også blir boret nye og foretatt vedlikeholdsarbeider på utvinningsbrønnene for å forlenge feltenes levetid.

Boringen på Trollfeltet spiller en betydelig rolle for forståelsen av den totale borevirksomheten på sokkelen. Feltet strekker seg over et areal tilsvarende Oslo, Bærum og Asker. Her fins de største utvinnbare ressursene av olje og gass på kontinentalsokkelen (adskillig større enn på feltene Statfjord og Ekofisk til sammen), tidligere lå kontinuerlig fire, nå tre, mobile rigger på feltet og boret utvinningsbrønner. I alt er det boret nær 600 utvinningsbrønner på dette ene feltet, og flere av dem er lange, kompliserte flergrenede horisontale brønner som regnes for en av de viktigste teknologiske vinningene på kontinentalsokkelen (Oljedirektoratet 2017).

Tabell 1. Felt satt i drift etter år

Til tabellen

Det totale antallet påbegynte borehull økte jevnt fra det første hullet ble boret i 1966 til 231 påbegynte hull i 2001. Inntil midt på 1980-tallet ble det påbegynt om lag like mange letehull som utvinningsbrønner per år. Fra da av økte boringen av utvinningsbrønner fra 50 i 1986 til nær 200 i 2001, mens det etter 1986 inntrådte en lang periode med svakt fallende antall påbegynte letehull per år som varte til og med 2005.

Fra og med 2001 til og med 2016 har antallet påbegynte borehull i gjennomsnitt ligget på 196 per år, 39 letehull og 156 utvinningsbrønner. Boreaktiviteten målt i antall påbegynte hull har vært svært høy også i 2015 og 2016, med henholdsvis 244 og 212 påbegynte borehull i alt.

Tabell 2. Antall påbegynte borehull og borefartøydøgn 2001-2015

Til tabellen

For å vurdere kostnadsutviklingen for boring er ikke påbegynte hull, men borefartøydøgn et bedre aktivitetsmål både fordi antall borefartøydøgn varierer sterk fra hull til hull og fordi riggleien fastsettes som en døgnrate multipliser med antall døgn på borestedet (samt kostnader for eventuelle oppgraderinger av riggen og kostnader med å bringe den til og fra borestedet).

Selv om antallet påbegynte hull gikk ned fra og med 2001 til og med 2004, var nedgangen i antall borefartøydøgn beskjeden. I de siste årene har utviklingen vært motsatt, antall borefartøydøgn har gått betydelig ned, men antall påbegynte hull har steget. Dette kan skyldes både mer effektiv boring og at det har vært boret mer på kjente geologiske formasjoner akkurat i disse årene. Til tross for dette har antall borefartøydøgn steget betydelig fra vel 10 000 borefartøydøgn i 2001 til drøyt 14 000 boredøgn i 2016. Antallet borefartøydøgn i 2001 tilsvarer helårs beskjeftigelse for 27 rigger, i 2013 da antallet borefartøydøgn var på sitt høyest 49 rigger, mens det tilsvarende tallet for 2016 var 38 rigger.

Antall borefartøydøgn per påbegynt borehull har også steget betydelig fra med 2001 til og med 2016. I de første åtte årene av denne perioden var antall borefartøydøgn per påbegynt borehull 52, og i de siste åtte 63. Det er ikke stor forskjell i antall borefartøydøgn per letehull og utvinningsbrønn, i gjennomsnitt for hele perioden henholdsvis 56 og 58, men i annen halvdel av perioden, fra og med 2009 til og med 2016 var det, i gjennomsnitt 54 boredøgn per påbegynt letehull og 65 borefartøydøgn per utvinningsbrønn. Alt i alt har det likevel vært en klart tendens for boringen at det etter årtusenskiftet har vært en klar og tydelig økning i antall borefartøydøgn per påbegynt hull, som altså innebærer at det blir dyrere å bore.

I 2015 ble det påbegynt flere hull enn i noe tidligere år, men antall borefartøydøgn per hull var klart mindre enn året før. I 2016 gikk antall påbegynte letehull betydelig ned, mens antallet utvinningsbrønner fremdeles lå på et høyt nivå slik at det totale antallet påbegynte hull også i 2016 ble 212.

Borekostnader i alt

Kostnadene til boring har fra om med 1. kvartal 2001 til og med tredje kvartal 2016 utgjort i gjennomsnitt 44 prosent av de totale investeringene i utvinning av olje og gass (kostnader til nedstengning og fjerning og til rørledninger er holdt utenom), og har med få unntak ligget mellom 40 og 50 prosent av de totale investeringskostnadene.

Fra og med 2001 til 2004 falt borekostnadene svakt fra vel 7 til snaut 6 milliarder kroner per kvartal. Deretter skjedde det en jevn økning fra 5 milliarder kroner per kvartal i 2004 til nær 25 milliarder kroner per kvartal i 2013. Etter 2013 lå borekostnadene noe nær 24 milliarder kroner per kvartal før de i 1. kvartal 2016 falt til under 20 milliarder kroner per kvartal.

Økningen i antall borefartøydøgn var fra og med 2001 til og med 2016 om lag snaut 30 prosent, mens økningen i de totale borekostnadene var 75 prosent.

Borekostnadene etter fase

Borekostnadene i letefasen var i gjennomsnitt 3,2-, i utbyggingsfasen 2,0- og i driftsfasen 8,3 milliarder kroner per kvartal fra og med 2001 til og med 3. kvartal 2016. Borekostnadene i driftsfasen har altså i gjennomsnitt vært adskillig høyere enn borekostnadene i lete- og utbyggingsfasen til sammen, og fra og med 2015 har forskjellen økt.

Boreinvesteringene både i lete- og utbyggingsfasen tenderte mot å flate ut litt innpå 2010-tallet, mens boreinvesteringene i driftsfasen økte kontinuerlig også etter 2004. Borekostnadene i driftsfasen viser heller ikke en markert nedgang i de siste kvartalene slik borekostnadene for lete- og utbyggingsfasen har gjort. Det er all grunn til å tro at nedgangen i borekostnader i lete- og utbyggingsfasen har ulik forklaring. Nedgangen i kostnader til forboring av utvinningsbrønner i utbyggingsfasen skyldes at få felt har befunnet seg i overgangen fra utbyggings- til driftsfasen, mens nedgangen i leteboring kan skyldes at det bores mindre på grunn av lav oljepris.

Ekspertutvalget som gransket kostnadsutviklingen for boring kom fram til at det i 2012 kostet omtrent 350 millioner kroner å bore et letehull og snaut 600 millioner kroner å bore en utvinningsbrønn (fra flyttbar rigg) (Olje- og energidepartementet 2012). Tilsvarende tall fra den kvartalsvise investeringsundersøkelsen viser 409 millioner per letehull og 427 millioner per letebrønn for 2012.

Mens ekspertutvalget bare regnet kostnadene til utvinningsbrønner boret med flyttbare rigger, er også de som er boret fra faste installasjoner med her. Mens antall borefartøydøgn i gjennomsnitt er om lag den samme for letehull og utvinningsbrønner, henholdsvis 56 og 58 fra og med 2001 til og med 2016, var forskjellen i 2012 svært stor med 63 borefartøydøgn per letehull og 81 for en utvinningsbrønn. Det er forklaringen på den store forskjellen i kostnader per påbegynt hull, også den kvartalsvise investeringsstatistikken viser at det var dyrere å bore en utvinningsbrønn i dette året. Forklaringen på at den kvartalsvise investeringsundersøkelsen registrerte en betydelig lavere kostnad per utvinningsbrønn for 2012 enn ekspertutvalget er at også brønner boret av de faste installasjonene er med. Ekspertutvalget gjør for øvrig ikke tydelig rede for hvilke kostnader som er inkludert.

 

Borekostnadenes bestanddeler

Borekostnadene består av leie av borefartøyer og skip, varer og tjenester (kostnader til transport med helikopter og fly og en del andre mindre poster er utelukket i det følgende). Mens varekostnadene har vært stabile rundt 2 milliarder kroner per kvartal fra og med 2001 til og 2. kvartal 2016, med unntak av noen kvartaler i 2013 og 2014, har kostnadene til leie av borefartøyer og skip og tjenester vært om lag like store og har steget så å si uavbrutt fra 2004 til og med 2013, etter det flatet kostnadene ut før de falt, kostnadene til leie av borefartøyer og skip har falt markert mindre enn kostnadene til tjenester. Kostnadene til tjenester var noe høyere enn kostnadene til leie av borefartøyer og skip fra og med 2001 til og med 2007, mens de lå noe under fra og med 2008 til 2013 da de igjen i noen kvartaler var like høye som kostnadene til leie av borefartøyer og skip.

Kostnadene til leie av borefartøyer og skip som er av spesiell interesse, var i gjennomsnitt 5,7 milliarder kroner per kvartal fra 2001 til og med 2016, ifølge den kvartalsvise investeringsstatistikken. Dette er altså hva operatørselskapene oppgir at de betaler til boreselskapene for leie av rigger og skip.

For årene fra og med 2011 til og med 2013 er det gjort beregninger for hvor stort beløp som er betalt av norske filialer i form av bareboat-leie, henholdsvis 20-, 16- og 18 milliarder kroner (Finansdepartementet 2014, Schmidt og Solvik, 2015). Hvis beregningene til skattedirektoratet og Norges Handelshøyskole er riktige, innebærer det at 54 milliarder kroner i løpet av disse tre årene ble utgiftsført av de norske filialene og overført til morselskap i utlandet.  

Økt bore- og brønnaktivitet på norsk sokkel (Olje- og energidepartementet 2012).

I de samme tre årene oppga operatørselskapene (i den kvartalsvise investeringsundersøkelsen) at de hadde betalt 106 milliarder kroner i kostnader til leie av borefartøyer. Det vil si at i underkant av 50 prosent av utbetalt riggleie ble ført ut av landet fra og med 2011 til og med 2013. Andre beregninger har kommet fram til at bareboat-leie utgjør 50 prosent av de norske filialenes inntekter (Schmidt og Solvik 2015). Fra og med første kvartal 2001 til og med fjerde kvartal 2016 utgjorde utbetalt riggleie 365 milliarder kroner. Hvis forholdstallet er det samme mellom utbetalt riggleie og bareboat-leie i hele perioden (2001-2016) som i de tre årene fra og med 2011 til og med 2013, innebærer det at vel 180 milliarder kroner i fradragsberettiget bareboat-leie er betalt fra norske filialer til morselskap i utlandet. Dette beløpet skal blant annet dekke morselskapets kapitalkostnader, og riggnæringen er svært kapitalkrevende, forsikring og risiko. Gitt at hele dette beløpet hadde blitt beskattet i Norge etter ordinær selskapsskatt ville det ha utgjort 50 milliarder kroner, men det er ikke realistisk, med en annen selskapsform ville betydelige kostnader ha kommet til fradrag.

Kostnader til leie av borefartøyer og skip etter fase

For boring av letehull lå kostnadene til leie av borefartøyer og skip fra og med 2008 til og med 2016 hovedsakelig mellom 2 og 3 milliarder kroner per kvartal, men med en avtagende tendens etter 2014. I noen kvartaler rundt 2009-2010 var kostnadene til leie av borefartøyer og skip i letefasen nesten like høye som i driftsfasen. Det er vanskelig å finne noen god forklaring på det, men kan skyldes at mange utvinningshull i denne perioden ble boret fra faste installasjoner. Kostnadene til leie av rigger og skip i driftsfasen fortsatte å stige lenge etter at de flatet ut i lete- og utbyggingsfasen. Først fra 2013 ser det ut som om de skjer en utflating av kostnadene til leie av borefartøyer og skip i driftsfasen.

Kostnad av leie av borefartøy per kvartal

Når tallene for kostnader for leie kun av borefartøyer (unntatt mobiliseringskostnader og leie av skip) skal sammenholdes med antall borefartøydøgn må de rapporterte kostnader til leie av borefartøyer for utbyggings- og driftsfasen slås sammen fordi tall for borefartøydøgn bare gis for utvinningsbrønner i alt. Kostnadene som operatørselskapene oppgir under post 111 på leteskjemaet, leie av borerigger, deles på antall borefartøydøgn brukt til leteboring. Tilsvarende gjøres for undersøkelsesboring, her slås post 511 og 711, leie av borefartøyer i utbyggings- og driftsfasen sammen, og deles på antall borefartøydøgn. Denne beregnede leiekostnaden kan sammenholdes med noteringene for riggrater. Riggratene er noteringer av leiepris for inngåtte kontrakter. Det er kommersielle selskaper som lager disse listene og det kan vanskelig betraktes som pålitelig statistikk. Ventelig er det et gjennomsnitt av inngåtte kontrakter som oppgis, men om de for eksempel først er vektet for kontraktenes ulike lengde er usikkert.

Brev til operatørselskapene

Arkiv Statistisk sentralbyrå.

Økningen i den beregnede leien per døgn og i riggratene stemmer godt overens. Den beregnede leien for boring av letehull består av leie til flytende halvt nedsenkbare- og oppjekkbare rigger. Det er ikke tatt hensyn til fordelingen av borefartøydøgn etter type rigg i denne sammenhengen. Av 29 rigger som boret på sokkelen i 2012 var seks oppjekkbare. En annen ting som vanskeliggjør en direkte sammenlikning består i at mange rigger er leid inn på lange kontrakter til forhåndsavtalte rater, riggene som til enhver tid opererer på sokkelen har derfor ulike rater og de kan avvike mye fra noteringene av de siste inngåtte kontraktene. Derfor er det ikke å vente at den beregnede riggraten skal svare til den observerte, men riggleien som oppgis i investeringsundersøkelsen vil representerer den gjennomsnittlige raten operatørselskapene faktisk betaler.

Tallene viser at kostnadene til leie av borefartøydøgn til letehull ligger godt over tilsvarende kostnader for utvinningshull, og forskjellen har økt gjennom perioden. Når det gjelder økningen fra 2013 til 2014, skyldes dette etter all sannsynlighet en økning i dollarkursen fra 6,3 NOK/USD i 2013 til vel 8 NOK/USD i 2014. Riggraten fastsettes i USD/døgn, mens operatørselskapene rapporterer investeringskostnadene i NOK. Operatørselskapene har imidlertid også inntekter i USD så om denne kostnadsøkningen er reell har effekt på operatørselskapenes bunnlinje er usikkert.

Når det gjelder boring av utvinningshull, er det en tendens til at en stadig større andel bores av flyttbare rigger. Kostnadsøkningen for boring av utvinningsbrønner kan ha sammenheng med dette. Boringen fra faste installasjoner foregår ved at operatørselskapene leier boremannskap fra riggselskapene. Dette koster ifølge opplysninger fra Statoil mellom 300 000 og 500 000 kroner per døgn, altså betydelig mindre enn hva det koster å leie en flyttbar rigg.

Oppsummering

I høringsuttalelsen til Kapitalbeskatning i en internasjonal økonomi (NOU 2014) protesterte Norges Rederiforbund som organiserer riggselskapene og hevdet at det var «svært uheldig hvis riggnæringen i Norge ble påført uforholdsmessige konkurransedrivende skattekostnader uten at det var dokumentert noen sammenheng med uønsket skattetilpasning i form av blant annet overskuddsflytting» (Norges rederiforbund 2015).

En undersøkelse ved Norges handelshøyskole fra 2015 hevder imidlertid at avkastningen på sysselsatt kapital i boreselskapenes norske datterselskaper var på kun 2,4 prosent i perioden 2000-2013, mens avkastningen globalt var på vel 8 prosent. Den lave avkastningen antyder ifølge undersøkelsen at skattebelastningen i de norske filialene ble redusert ved å flytte overskudd fra norske filialer til holding- og morselskap i utlandet, og at dette skjedde ved konsernintern leie av boreriggene som ble leid ut fra et skatteparadis til den norske filialen. Det samme vil gjelde for boremannskapene som operatørselskapene leier fra riggselskapene for å bore fra de faste installasjonene. En annen måte skattebelastningen reduseres på et at egenkapital i de norske filialene erstattes med intern gjeld. Rentebetalingen på gjelden i de norske filialene skal i enkelte år ha utgjort over 100 prosent av selskapenes driftsresultat (Schmidt & Solvik 2015).

Skattedirektoratet skrev i sin høringsuttalelse at de fant det hensiktsmessig å innføre blant annet fradragsbegrensning for det en norsk filial betaler for å leie en rigg av morselskap via et holdingselskap, og at det bør innføres særlige skatteregler for å motvirke flytting av overskudd ut av Norge ved "kunstig høye betalinger av royalty og leie". Skattedirektoratet hevder også at de ser dette "særlig innenfor riggselskaper hvor det er svært vanlig å organisere seg gjennom et driftselskap i Norge som leier rigger/fartøyer inn på bareboat-leie fra selskaper hjemmehørende i lavskatteland. Ved denne typen leie oppstår det ingen skatteplikt til Norge for riggselskapet, som sitter igjen med størstedelen av overskuddet. Skattedirektoratets erfaring er at dette er konserninterne transaksjoner som åpner for store skattetilpasninger via prising hvor det er vanskelig å nå frem ved bruk av internprisingsbestemmelsene. Dette gjør det svært vanskelig å hindre at store verdier flyttes ut av Norge» (Skattedirektoratet, 2015).

Takk til Ståle Mæland for tilrettelegging av tall og kommentarer, Terje Skjerpen i Statistisk sentralbyrå og Guttorm Schjelderup ved Norges Handelshøgskole for kommentarer.

 

Referanser

Andvig, J. C. (2016, 21.01.). Økokrim som hoggestabbe. Klassekampen.

Bentzrød, S.B., Eggesvik, O., og Granviken, S. (2017, 25.01.). Staten legger opp mot syv milliarder kroner på bordet for å få bygget Fornebubanen. Aftenposten.

Borgarting Lagmannsrett. (2016). Kjennelse avsagt 12.09.2016 (LB-2014-197809-3). Hentet fra https://lovdata.no/dokument/LBSTR/avgjorelse/lb-2014-197809-3

Cappelen, Å., Eika, T., og Prestmo, J.B. (2013). Petroleumsvirksomhetens virkning på norsk økonomi og lønnsdannelse: Framtidig nedbygging og følsomhet for oljeprissjokk (Rapporter 2013/59). Hentet fra https://www.ssb.no/nasjonalregnskap-og-konjunkturer/artikler-og-publikasjoner/petroleumsvirksomhetens-virkning-paa-norsk-okonomi-og-lonnsdannelse

Dagens Næringsliv (2014, 20.08.). Front mot overskuddsflytting. Hentet fra http://www.dn.no/meninger/debatt/2014/08/20/2158/Skatt/front-mot-overskuddsflytting

Deloitte (2015a). Deloitte Advokatfirma AS’ høringsinnspill til NOU 2014:13 Kapitalbeskatning i en internasjonal økonomi. Hentet fra https://www.regjeringen.no/contentassets/95fce9b4e5ac4e4dba0c4be03c6a8c6f/8_deloitte.pdf

Deloitte. (2015b, 07.10.). De endelige BEPS-tiltakene er klare.

Dragvold, P. (2015). Skattemyndighetene har nok verktøy i verktøykassa - Replikk til Morten Eriksen. Skatterett, 33 (3), 271-279. Hentet fra https://www.idunn.no/skatt/2015/03/skattemyndighetene_har_nokverktoeyiverktoeykassa_-_replikk?languageId=2

E24. (2017). Oljebremsen. Hentet fra http://e24.no/spesial/2015/oljebremsen/

Eriksen, M. (2008). Hva beskytter «betroelsesforholdet» mellom advokat og hans klient? – Noen refleksjoner omkring mindretallets votum i Høyesteretts dom 1. februar 2008 om overlevering av beslaglagt informasjon til ligningsmyndighetene. Skatterett, 27 (2), 143-165. Hentet fra https://www.idunn.no/skatt/2008/02/hva_beskytter_betroelsesforholdet_mellomadvokat_og_hans_klient_-_noen_refle

Eriksen, M. (2015). Internasjonal skatteplanlegging og interntransaksjoner i konsern – refleksjoner rundt Trinc og Trag-dommen. Skatterett, 33 (1), 35-69. Hentet fra https://www.idunn.no/skatt/2015/01/internasjonal_skatteplanlegging_og_interntransaksjoner_i_ko

Geelmuyden, H. (2016, 08.02.). Norgeshistoriens største mageplask. Hentet fra http://gknordic.com/no/nytt/maktsnakk/norgeshistoriens-storste-mageplask/

Hartwig, K. (2015, 21.10.). Oljebremsen er en realitet. Dagens Næringsliv. Hentet fra http://www.dn.no/nyheter/okonomi/2015/10/21/1502/oljesmellen/-oljebremsen-er-en-realitet

Høyesterett (1997). HR-1997-63-A/Rt-1997-1646/UTV-1998-1. Rettstidene, 1997, s. 1646. Hentet fra https://lovdata.no/pro/#document/HRSIV/avgjorelse/hr-1997-63-a?searchResultContext=1127

KPMG. (2016, 11.01.). Skatteplikt ved utleie av rigger og fartøyer til norsk kontinentalsokkel. 

Meld. St. 4 (2015-2016).(2016). Bedre skatt: En skattereform for omstilling og vekst. [Oslo]: Finansdepartementet.

Norges Høyesterett. (2010). Spørsmål om reglene om advokaters taushetsplikt er til hinder for å gi et advokatfirma pålegg om å utlevere opplysninger til ØKOKROM. Høyesterettsdom dom 22.12.2010, HR-2010-02212-A, (sak nr. 2010/115), straffesak, anke over dom.

Norges Rederiforbund. (2015). Høringsuttalelse – NOU 2014:13 Kapitalbeskatning i en internasjonal økonomi. Hentet fra https://www.regjeringen.no/contentassets/95fce9b4e5ac4e4dba0c4be03c6a8c6f/137_norgesrederiforb.pdf

NOU 2009:19. (2009). Skatteparadis og utvikling: tilstand, analyse og tiltak. Hentet fra https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/nou-2009-19/id571718/

NOU 2013:13. (2013). Lønnsdannelsen og utfordringer for norsk økonomi. Hentet fra https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/nou-2013-13/id747181/

NOU 2014:13. (2014). Kapitalbeskatning i en internasjonal økonomi. Hentet fra https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/NOU-2014-13/id2342691/

Næringslivets Hovedorganisasjon. (2015). Høring – NOU 2014:13 Kapitalbeskatning i en internasjonal økonomi.

OECD. (2015). OECD/G20 Base Erosion and Profit Shifting Project: 2015 Final Reports. Executive Summaries. Hentet fra https://www.oecd.org/ctp/beps-reports-2015-executive-summaries.pdf

Oil and Gas UK. (2016). Economic Report 2016.

Oljedirektoratet. (2017). Faktasider.

Olje- og energidepartementet. (2012). Økt bore- og brønnaktivitet på norsk sokkel (utredning fra ekspertgruppe oppnevnt av Olje og energidepartementet 19. desember 2100. Avgitt torsdag 16. august 2012). Hentet fra https://www.regjeringen.no/globalassets/upload/oed/pdf_filer_2/bore_og_br_aktivitet_riggutvalget_2012.pdf?id=2106139

Oljedirektoratet/Olje- og energidepartementet. (2016). Funn. Hentet fra http://www.norskpetroleum.no/fakta/funn/

Osmundsen, P. (2015a). Innovative og robuste strategier for rigganskaffelse - Hvem skal eie? Praktisk økonomi & Finans, 31 (1), 64-79. Hentet fra https://www.idunn.no/pof/2015/01/innovative_og_robustestrategier_forrigganskaffelse_-_hvem

Osmundsen, P. (2015b). Kontrakts- og organiseringsinnovasjon innen rigganskaffelse - Implikasjoner for riggbeskatningen. Skatterett, 33 (2), 165-175. Hentet fra https://www.idunn.no/skatt/2015/02/kontrakts-_og_organiseringsinnovasjon_innen_rigganskaffelse

Prop.1 S (2016-2017). (2016). Prop. 1 S for budsjettåret 2017. Tilråding fra Samferdselsdepartementet 16. september 2016, godkjent i statsråd samme dag. (Regjeringen Solberg). Hentet fra https://www.regjeringen.no/no/dokumenter/prop.-1-s-sd-20162017/id2514205/

Schindler, D., & Schjelderup, G. (2014). Transfer Pricing and Debt Shifting in Multinationals. (Discussion paper, Institutt for foretaksøkonomi, NHH). Hentet fra https://brage.bibsys.no/xmlui/handle/11250/217627?locale-attribute=no

Schjelderup, G. (2015). Hva er et skatteparadis? Forskningsnytt 2015, 20-21. 

Schmidt, T. P. , & Solvik, M. (2015a). Skatteplanlegging i den norske borebransjen: en analyse av avkastning og metode for overskuddsflytting. (Mastergradsavhandling, NHH). Hentet fra https://brage.bibsys.no/xmlui/handle/11250/302114

Schmidt, T. P. , & Solvik, M. (2015b). Skatteplanlegging i den norske borebransjen: en analyse av avkastning og metode for overskuddsflytting. Forskningsnytt 2015, 28-29. 

Skattedirektoratet. (2015). Høring – NOU 2014:13 Kapitalbeskatning i en internasjonal økonomi. Hentet fra https://www.regjeringen.no/contentassets/95fce9b4e5ac4e4dba0c4be03c6a8c6f/95_skd.pdf

Solem, L.K. (2017, 09.01.). Nytt nederlag mot Transocean. Dagens Næringsliv. Hentet fra http://www.dn.no/nyheter/2017/01/09/1930/Jus/nytt-nederlag-mot-transocean

St. meld. nr. 2 (2003-2004). (2004). Revidert nasjonalbudsjett 2004. [Oslo]: Finansdepartementet.

Statistisk sentralbyrå. (1983/1984). Diverse notater i arkivet: Sim 11/7-83, Tlh 9/12-83, Frf 28/12-83, Hem, 2/2-84, Tlh 11/4-84, Tlh 11/5-84, Sim 30/7-84, Sim 27/9-29/9-84.

Foyn, F. (2017). FoU i norsk næringsliv 1970-2014: en historisk reise. (Rapporter 2017/1). Hentet fra https://www.ssb.no/teknologi-og-innovasjon/artikler-og-publikasjoner/fou-i-norsk-naeringsliv-1970-2014

Sysla Maritime. (2017). Opplagsregisteret.

Søbye, E. (2015). Oljeprissmurte investeringer, sand i styringsapparatet. Samfunnsspeilet (4), 11-22. Hentet fra https://www.ssb.no/sosiale-forhold-og-kriminalitet/ssp/_attachment/249118?_ts=15181d66c20

Thengs, G., og Iversen, T.O. (2015). Det finst alltid eit smutthòl. Røyst (4).

Zimmer, F. (2015). Om Trinc/Trag, tapping av skattefundamenter og Morten Eriksen». Skatterett, 33 (2), 264-269. Hentet fra https://www.idunn.no/skatt/2015/03/om_trinctrag_tapping_av_skattefundamenter_ogmorten_eriks