Aktiver Javascript i din nettleser for en bedre opplevelse på regjeringen.no

NOU 2018: 12

Energiaksjer i Statens pensjonsfond utland

Til innholdsfortegnelse

6 Risiko for norsk økonomi ved fall i inntektene fra olje og gass

6.1 Innledning

Petroleumsvirksomheten har bidratt betydelig til å løfte verdiskaping, inntekter og velstand i norsk økonomi. Ifølge Eika og Martinussen (2013) kan om lag en femtedel av økningen i BNP for Fastlands-Norge fra 2002 til 2012 tilskrives den økte etterspørselen fra petroleumsvirksomheten og bruken av oljeinntekter over statsbudsjettet. Uten petroleumsressursene ville Norge hatt en annen næringsstruktur og lavere inntekter og velstand. Forskjellen i inntektsnivå må ses i sammenheng med grunnrenteinntektene fra virksomheten.

Samtidig har vi sett enn viss nedbygging av andre eksportnæringer, noe som er i tråd med det en må forvente når en økonomi har betydelige valutainntekter fra grunnrente. En slik utvikling har vært understøttet av en større økning i lønnskostnadsnivået i konkurranseutsatt sektor, sammenlignet med våre handelspartnere, noe som har frigjort arbeidskraft til offentlig og privat tjenesteyting som har vært etterspurt med økte inntekter.

Petroleumsvirksomheten har også vært en kilde til volatilitet. Prisen på olje har ved flere anledninger vist store nivåskift siden tidlig på 1970-tallet, med store konsekvenser for lønnsomhet og aktivitet i næringen samt for statens inntekter, se figur 6.1A og 6.1B. Selv om den direkte sysselsettingen i oljevirksomheten er begrenset sett i forhold til samlet sysselsetting, har virkningene i fastlandsøkonomien ofte vært betydelige ved endringer i oljeprisen. Dette må ses i sammenheng med at vi etter hvert har fått en stor leverandørindustri som står overfor svingende etterspørsel fra norsk sokkel, se figur 6.1C.

Norsk økonomi er også fremover utsatt for risiko ved fall i inntektene fra olje og gass. Dersom den finansielle delen av nasjonens formue investeres mindre i verdipapirer som er utsatt for den samme type risiko, vil det kunne redusere risikoen i Norges samlede formue. Det er også motivasjonen for forslaget om at Statens pensjonsfond utland (SPU) ikke skal investeres i energisektoren.

Dette kapittelet kartlegger på hvilke måter norsk økonomi er sårbar for et fall i inntektene fra olje og gass – og hvordan denne sårbarheten har utviklet seg over tid.

Et sentralt utgangspunkt er at petroleum i internasjonal sammenheng er en knapp ressurs med betydelig grunnrente. Det gir grunnlag for langt høyere lønnsomhet i petroleumsnæringen enn andre eksportnæringer. I den norske forvaltningen har vi lagt vekt på at olje- og gassressursene tilhører fellesskapet og med ulike virkemidler søkt å samle grunnrenteinntektene på statens hånd, som omtalt i kapittel 3. Som en følge av dette bærer staten også betydelig risiko ved fall i inntektene fra olje og gass.

I kapittelet skiller vi mellom tre ulike typer effekter på norsk økonomi ved et fall i inntektene fra olje og gass: Effekt på produksjon og sysselsetting i fastlandsøkonomien ved et varig inntektsfall, kortsiktig effekt på offentlige finanser ved svingninger i oljeinntektene og langsiktig effekt på offentlige finanser ved et varig fall i verdien av petroleumsressursene i bakken. Disse effektene er omtalt i henholdsvis avsnittene 6.2, 6.3 og 6.4. En slik inndeling kan være nyttig som analytisk utgangspunkt. Samtidig vil det være samspillseffekter, for eksempel ved at utviklingen i produksjon og sysselsetting også vil ha konsekvenser for skatteinntektene til det offentlige.

Figur 6.1 Petroleumsvirksomhetens betydning for norsk økonomi

Figur 6.1 Petroleumsvirksomhetens betydning for norsk økonomi

Kilde: Statistisk sentralbyrå, Oljedirektoratet og Finansdepartementet.

6.2 Effekter på produksjon og sysselsetting ved et varig inntektsfall

Over tid har flere næringer på fastlandet vridd sin produksjon mot petroleumsvirksomheten og sårbarheten for et fall i olje- og gassprisene har økt. Mens 10 pst. av etterspørselen etter varer og tjenester fra norsk sokkel ble dekket av norske leveranser i 1975, var denne andelen økt til i overkant av 60 pst. i 2013, se Hungnes m. fl. (2016). Norske leverandørbedrifter leverer også i økende grad til utlandet.

Omfanget av petroleumsvirksomheten varierer betydelig mellom fylkene. Mens om lag 40 pst. av sysselsatte i Rogaland i 2014 var tilknyttet petroleumsvirksomheten, enten direkte eller indirekte, var den tilsvarende andelen for Oppland 1 pst., ifølge International Research Institute of Stavanger (Blomgren m.fl., 2015). Utviklingen i arbeidsledigheten etter oljeprisfallet i 2014 underbygger dette bildet. Det var særlig i Rogaland at ledigheten da gikk opp.

Gassprisen har gradvis fått større betydning for norsk økonomi. Mens produksjonen av olje nådde toppen i 2000, har produksjonen av gass økt. Det produseres nå mer gass enn olje på norsk sokkel. Historisk har gass blitt solgt gjennom langsiktige kontrakter der prisen i stor grad er blitt knyttet opp mot prisen på olje og andre energibærere. En økende andel av gassen omsettes nå i spotmarkedet, og kontrakter knyttes i større grad opp mot dette markedet enn opp mot oljeprisen. Fremover vil trolig oljeprisen få mindre betydning for gassprisene i Europa enn tidligere.

Et fall i olje- og gassprisene kan ha betydelig negativ virkning på norsk økonomi. Hvor stor virkningen er vil avhenge av om prisfallet skyldes svakere vekst i global økonomi som svekker etterspørselen, eller endringer som øker tilbudet av olje og gass. Holden III-utvalget (NOU 2013: 13 Lønnsdannelsen og utfordringer for norsk økonomi) viste til at et etterspørselsdrevet oljeprisfall trolig ville gi større negative utslag i norsk økonomi enn et like stort tilbudssidedrevet prisfall. Cappelen m.fl. (2013) viste at de negative utslagene i norsk økonomi av lavere etterspørsel fra petroleumsvirksomheten ved et etterspørselsdrevet oljeprisfall, ble forsterket av at også etterspørselen i de andre norske eksportmarkedene gikk ned. I det tilbudssidedrevne scenarioet ble aktiviteten i verdensøkonomien tvert imot stimulert av lavere oljepris, noe som bidro til å trekke opp annen norsk eksport og øke aktiviteten i andre deler av økonomien. Bergholt og Larsen (2016) bekrefter dette. De finner at utslagene i aktiviteten i fastlandsøkonomien er vesentlig sterkere når endringer i oljeprisen skyldes forhold på etterspørselssiden enn når de skyldes forhold på tilbudssiden.

Analyser gjort av Holden III-utvalget i 2013 viste at norsk økonomi, selv med et betydelig oljeprisfall, ville kunne takle lavere etterspørsel fra petroleumsnæringen uten å gå inn i et dypt tilbakeslag. Utvalget pekte på tre viktige forhold i norsk økonomi som bidrar til dette: Handlingsregelen for finanspolitikken og oljefondsmekanismen, inflasjonsmål og flytende valutakurs, og at lønnsdannelsen ville bidra til nødvendige omstillinger gjennom beskjedne lønnskrav.

Sommeren 2014 falt oljeprisen kraftig, se figur 6.1A. Figur 6.2 viser hvordan BNP, arbeidsledighet, investeringer i petroleumssektoren og finanspolitikken ble påvirket. Cappelen-utvalget (NOU 2016: 15 Lønnsdannelsen i lys av nye økonomiske utviklingstrekk) konkluderte med at mekanismene i økonomien i etterkant av prisfallet i stor grad fulgte de mønstrene som Holden III-utvalget antok og at økonomien i rimelig grad også kvantitativt utviklet seg i tråd med beregningene, men at det også var forskjeller. Mens de negative impulsene fra petroleumsvirksomheten i stor grad var godt i samsvar med beregningene som ble gjort av Holden III-utvalget, var de stabiliserende endringene i valutakurs, rente- og finanspolitikk større enn antatt.

Cappelen-utvalget pekte videre på at rammeverket for den økonomiske politikken sammen med moderate lønnsoppgjør bidro til at utslagene i arbeidsledighet, sysselsetting og aktivitetsnivå ble langt mer beskjedne etter det kraftige oljeprisfallet i 2014 enn i tidligere perioder med kraftige oljeprisfall. Utvalget pekte også på at redusert arbeidsinnvandring hadde bidratt til å dempe oppgangen i arbeidsledigheten i nedgangen som fulgte etter prisfallet. At nedgangen i norsk økonomi ikke ble kraftigere, må også ses i sammenheng med at forhold på tilbudssiden bidro betydelig til oljeprisfallet.

Fallet i oljeprisen siden sommeren 2014 har gått sammen med en svakere krone. Svekkelsen av kronen er ikke blitt motsvart av høyere nominell lønnsvekst og har dermed gitt en betydelig bedring av konkurranseevnen til norsk næringsliv, se nærmere omtale i hovedrapporten til det tekniske beregningsutvalget for inntektsoppgjørene (NOU 2018: 8 Grunnlaget for inntektsoppgjørene 2018). Det har gjort det enklere for norske bedrifter, både tradisjonelle industribedrifter og leverandørindustrien, å vri seg mot etterspørsel fra utlandet. Bedringen i kostnadsmessig konkurranseevne de siste årene har kommet i en periode med lavere vekst og stigende arbeidsledighet. Lavere relative lønnskostnader gjør omstillingen til en situasjon med lavere oljepris og lavere etterspørsel fra petroleumssektoren lettere.

Figur 6.2 Virkningen på norsk økonomi ved oljeprisfallet i 2014

Figur 6.2 Virkningen på norsk økonomi ved oljeprisfallet i 2014

1 Målt som endring i henholdsvis strukturelt, oljekorrigert budsjettunderskudd og aktivitetskorrigeringer i prosent av trend-BNP for Fastlands-Norge.

Kilde: Statistisk sentralbyrå og Finansdepartementet.

6.3 Effekter på offentlige finanser ved kortsiktige svingninger i oljeinntektene

Blant oljeeksporterende land er det normalt at offentlige budsjetter delvis finansieres av løpende petroleumsinntekter. Det var også tilfellet i Norge frem til midten av 1990-tallet. Det gjør offentlige finanser sårbare for svingninger og fall i oljeinntektene. Fallet i oljeprisen sommeren 2014 markerte slutten på om lag et tiår med historisk høye priser på olje og gass. Mange oljeeksportører hadde tilpasset sine offentlige finanser til dette prisnivået og fikk problemer da oljeprisen falt. Det ble spekulert i hvilket nivå på oljeprisen som i ulike land var nødvendig for å sikre balanse mellom offentlige inntekter og utgifter.

For Norges del, etter blandede erfaringer på 70- og 80-tallet, fikk vi med etableringen av fondskonstruksjonen og innføringen av handlingsregelen et finanspolitisk rammeverk som er rettet inn mot å håndtere svingninger i oljeinntektene, se kapittel 3. Bruken av oljeinntektene skilles fra opptjeningen av dem. Vi bruker ingen oljeinntekter fortløpende, kun avkastningen av inntektene som alt er gjort om til en finansiell formue i SPU. Det legger til rette for å skjerme norsk økonomi fra svingninger i de løpende inntektene fra petroleumsvirksomheten. Ved at offentlige budsjetter vil kunne være i balanse også uten bruk av løpende oljeinntekter, som i prinsippet tilsier en oljepris på null, skiller Norge seg fra de fleste andre oljeeksporterende land. Dette er illustrert i figur 6.3.

Figur 6.3 Break-even oljepris1 for å dekke strukturelt, oljekorrigert underskudd. 2018-kroner per fat

Figur 6.3 Break-even oljepris1 for å dekke strukturelt, oljekorrigert underskudd. 2018-kroner per fat

1 Definert som den oljeprisen per fat utover dekning av drifts- og investeringskostnader som er nødvendig for at statens netto kontantstrøm isolert sett skal kunne dekke strukturelt, oljekorrigert underskudd. Fra 1996 trekkes forventet avkastning på fondet (4 pst.) fra strukturelt underskudd. Den negative break-even prisen etter 2005 skyldes at bruken av oljepenger er lavere enn forventet avkastning.

Kilde: Finansdepartementet og utvalget.

Det etablerte rammeverket lar videre de automatiske stabilisatorene virke, og et stort fond gir oss en buffer som gir muligheter til å bruke finanspolitikken aktivt. Samtidig fikk også pengepolitikken fra 2001 en klarere rolle i stabiliseringspolitikken ved innføringen av fleksibel inflasjonsstyring og flytende valutakurs. Dette har gitt viktige støtdempere for norsk økonomi.

Mens variasjoner i oljeprisen vil få gradvis mindre betydning for finansieringsbidraget fra fondet, har betydningen av variasjoner i fondsverdien økt betydelig i takt med den kraftige veksten i fondets størrelse. Fondet utgjør nå nesten tre ganger verdiskapingen i fastlandsøkonomien. Svingninger i fondsverdien kan derfor gi betydelige utslag i 3-prosentbanen målt i kroner. Samtidig innebærer lavere vekst i fondet at det i årene fremover kan bli mer krevende å håndtere svingninger i fondsverdien. Mens et fall i fondsverdien tidligere ble motvirket av en stor strøm av oljeinntekter inn i fondet, vil et slikt fall fremover isolert sett kunne gjøre det nødvendig å redusere bruken av oljeinntekter.

Ved utgangen av 2017 var verdien på fondet knapt 8 500 mrd. kroner. Et fall i fondets verdi på 25 pst., noe som ikke er helt utenkelig, vil redusere fondets verdi med om lag 2 100 mrd. kroner. Med en uttaksprosent på 3 pst., tilsvarer dette en årlig reduksjon i overføringen fra fondet på vel 60 mrd. kroner, eller vel 2 pst. av verdiskapingen i fastlandsøkonomien. Dette er en betydelig endring i strukturell budsjettbalanse, men samtidig ikke større enn det flere land opplevde etter finanskrisen. Erfaringene fra oljeprisfallet i 2014 er dessuten at norsk økonomi kan håndtere betydelige sjokk. For eksempel falt etterspørselen fra petroleumssektoren som andel av verdiskapingen tilsvarende 4 prosentenheter fra 2013 til 2017 uten at norsk økonomi fikk et kraftig tilbakeslag.

Verdien av fondets aksjeinvesteringer i energisektoren utgjør vel 300 mrd. kroner. Hvis verdiene av disse aksjene isolert sett skulle falle med 25 pst., for eksempel som følge av et svært stort oljeprisfall, vil det redusere overføringene fra fondet med vel 2 mrd. kroner med en uttaksprosent på 3 pst.

6.4 Effekter for nasjonalformue og offentlige finanser av et varig fall i verdien av ressursene på norsk sokkel

6.4.1 Ressursene på norsk sokkel

Figur 6.4A viser hvordan de gjenstående ressursene på sokkelen har falt i takt med utvinningen. Ifølge Oljedirektoratet gjenstår vel halvparten av ressursene på sokkelen. Det vil derfor være betydelige ressurser i bakken i flere tiår fremover. Samtidig må vi ta høyde for at lønnsomheten per produsert enhet avtar, etter hvert som ressursene hentes fra mer marginale felt der kostnadene er høyere. I så fall vil andelen av den samlede formuesverdien som er hentet ut, være større enn andelen av ressursene.

I 2017 utgjorde produksjon av olje knapt 39 pst. av samlet produksjon på sokkelen, mens gass utgjorde om lag 51 pst., se figur 6.4B. Produksjonen av olje hadde samtidig en større verdi enn gass, slik at markedsverdien av oljeproduksjonen utgjorde vel 50 pst. av totalen, mens gass utgjorde om lag 40 pst. av markedsverdien, se figur 6.4C. Fremskrivingene i figurene 6.4B og 6.4C er hentet fra Revidert nasjonalbudsjett 2018 og tilsier at oljeproduksjonen fremover fortsatt vil utgjøre om lag 40–45 pst. av total produksjon og rundt 50–60 pst. av total markedsverdi.

6.4.2 Verdien på gjenværende ressurser

Verdien av de gjenværende ressursene på norsk sokkel kan anslås på ulike måter, se boks 6.1. For 2018 anslås verdien av statens andel av de gjenværende ressursene til vel 4 200 mrd. 2018-kroner, se Revidert nasjonalbudsjett 2018. Dette anslaget angir nåverdien av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten.

Beregningene er basert på anslag på fremtidig produksjon av petroleum, investeringer, kostnader, samt forutsetninger om fremtidige priser. Anslag på produksjon, investeringer og kostnader er blant annet basert på data som Oljedirektoratet samler inn fra operatørene på norsk sokkel. Beregningene bygger på informasjon om det enkelte felt og det enkelte selskap på sokkelen. Basert på denne informasjonen lages anslag blant annet for skatteinntekter og statens inntekter fra SDØE.

Beregningene bygges på kort sikt på oljeprisene i terminmarkedet og fra 2025 er det lagt til grunn en oljepris på 523 kroner per fat målt i 2018-priser. Med dollarkurs per medio mai tilsvarer det rundt 65 dollar per fat. For norsk gasseksport er det lagt til grunn at den gjennomsnittlige prisen vil gå opp fra rundt 1,7 kroner per Sm3 i 2017 til nærmere 1,8 kroner i 2018 målt i 2018-priser.

Mesteparten av nåverdien anslås realisert det neste tiåret. Med utgangspunkt i departementets fremskrivning av statens netto kontantstrøm antas det at om lag 63 pst. av dette vil være hentet ut og overført til SPU innen 2030, se figur 6.4D. Ytterligere 21 pst. hentes ut i løpet av det neste tiåret. Mesteparten av statens andel av gjenstående verdi på sokkelen, 84 pst., tas derfor ut i løpet av de neste 22 årene.

Figur 6.4 Gjenstående petroleumsressurser på sokkelen

Figur 6.4 Gjenstående petroleumsressurser på sokkelen

1 Basert på Oljedirektoratets ressursanslag per 31.12.17 på 15,6 mrd. Sm3 o.e.

Kilde: Olje- og energidepartementet, Oljedirektoratet, Statistisk sentralbyrå, Finansdepartementet og utvalget.

Boks 6.1 Anslag for verdien av de gjenværende ressursene på sokkelen

Finansdepartementet utarbeider tre ulike anslag for verdien av de gjenstående ressursene på norsk sokkel. Det anslaget som omfatter flest typer inntekter, er anslaget for den samlede formuen i petroleumsvirksomheten, definert som nåverdien av fremtidig årlig kontantstrøm fra virksomheten. I Revidert nasjonalbudsjett 2018 anslår departementet den samlede formuen til knapt 5 100 mrd. 2018-kroner.

Av den samlede formuen forventes det meste å tilfalle staten, men noe vil også tilfalle selskapene på norsk sokkel. Anslaget for statens andel av formuen tilsvarer nåverdien av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten (SNKS). Denne størrelsen er i Revidert nasjonalbudsjett 2018 anslått til om lag 4 200 mrd. kroner, som omtalt i løpeteksten. Det er om lag 900 mrd. kroner mindre enn anslaget for den totale formuen. Beregningene av den samlede formuen i petroleumsvirksomheten bygger på samme forutsetninger, herunder en realrente på 3 pst.

I enkelte sammenhenger, blant annet ved beregning av nasjonalformuen, lager Finansdepartementet også et anslag på nåverdien av grunnrenten fra petroleumsressursene på norsk sokkel. Grunnrenten er den ekstraavkastningen som petroleumsressursene gir grunnlag for utover normal avlønning av arbeidskraft og investert kapital. I anslaget tas det høyde for at kapitalen som benyttes på norsk sokkel ville hatt en avkastning også ved alternative anvendelser. Kapitalens normalavkastning trekkes derfor fra. I tillegg tas det høyde for at grunnrente kan ha trukket opp lønnsnivået i sektoren ut over avkastningen ved sysselsetting i andre sektorer. Halvparten av lønnsinntektene i sektoren anses sjablongmessig som grunnrente. Anslaget for grunnrenten må betraktes som en grov tilnærming basert på makroøkonomiske betraktninger. Det vises til Perspektivmeldingen 2017 for en nærmere gjennomgang av metoden som er brukt.

Det ble sist utarbeidet anslag for grunnrenten i forbindelse med Perspektivmeldingen 2017. Dette er nå oppdatert. Med utgangspunkt i fremskrivingene av samlet kontantstrøm fra sokkelen i Revidert nasjonalbudsjett 2018, kan grunnrenten anslås til om lag 3 200 mrd. 2018-kroner basert på samme metode som i Perspektivmeldingen 2017. En stor andel av grunnrenten anslås å bli hentet ut frem mot 2030. Andelen av grunnrenten som hentes ut i denne perioden er trolig større enn andelen av SNKS, etter som det er sannsynlig at de mest lønnsomme feltene utvinnes først.

Verdien av de gjenværende petroleumsressursene står sentralt i utvalgets arbeid. En motivasjon bak forslaget om ikke å investere SPU i energiaksjer er å gjøre nasjonalformuen mindre sårbar for et varig fall i verdien av petroleumsressursene. I nasjonalformuen inngår anslaget for grunnrenten. Det gjenspeiler at en blant annet ser bort fra den delen av avkastningen i petroleumsvirksomheten som kunne vært oppnådd ved alternativ anvendelse av kapitalen.

For analytiske og praktiske formål har samtidig anslaget for grunnrenten enkelte begrensninger. Det er grovt og overordnet og har flere usikre elementer sammenlignet med anslaget for SNKS, som tar utgangspunkt i detaljert feltvis informasjon om fremtidig produksjon og kostnader. Anslagene er ikke veldig langt fra hverandre, samtidig som usikkerheten er stor. I tillegg er det et selvstendig poeng at SNKS også representerer den fremtidige tilførselen av kapital til SPU. Som en praktisk tilnærming vil utvalget i sitt arbeid legge til grunn SNKS som representativ for grunnrenten fra olje- og gassressursene.

6.4.3 Petroleumsformuens prisfølsomhet

Prisene på olje og gass fremover, som fremskrivingene av kontantstrømmen over er basert på, er usikre. Historisk har prisene variert mye, se figur 6.1A. Etterspørsel etter og produksjon av petroleum fremover er også usikker. Oppfyllelse av målene i Paris-avtalen kan for eksempel trekke i retning av lavere etterspørsel etter fossil energi og dermed lavere produsentpriser på olje og gass. Den globale etterspørselen etter olje og gass vil samtidig være betydelig i flere tiår fremover, også i scenarioer som er konsistente med en utvikling der den globale oppvarmingen begrenses til 2 grader over førindustrielt nivå., se boks 7.1 i kapittel 7.

Nivået på oljeprisen er viktig for statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten. I tillegg til basisforløpet i Finansdepartementets fremskrivninger i Revidert nasjonalbudsjett 2018, er det gjort følsomhetsberegninger for kontantstrømmen dersom oljeprisen blir 100 kroner høyere eller lavere fra 2019. Gassprisene er i beregningene endret prosentvis like mye som oljeprisen.

Figur 6.5 Fremskrivning av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten ved ulike prisforutsetninger. Milliarder 2018-kroner

Figur 6.5 Fremskrivning av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten ved ulike prisforutsetninger. Milliarder 2018-kroner

Kilde: Finansdepartementet.

Figur 6.6 Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010–2030. Oppdatert 9. mars 2018. Gass er oppgitt i 40 MJ. Millioner Sm3 o.e. per år

Figur 6.6 Produksjonshistorikk og prognose fordelt på modenhet av ressursene, 2010–2030. Oppdatert 9. mars 2018. Gass er oppgitt i 40 MJ. Millioner Sm3 o.e. per år

Kilde: Oljedirektoratet.

I lavprisalternativet reduseres nåverdien av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten fra vel 4 200 mrd. kroner til om lag 2 500 mrd. kroner. I høyprisalternativet øker statens andel av petroleumsformuen til om lag 6 000 mrd. kroner. Forløpet for kontantstrømmen fremgår av figur 6.5. I høyprisalternativet ligger kontantstrømmen i 2030 om lag 80 mrd. 2018-kroner over basisforløpet. I lavprisalternativet blir den tilsvarende lavere.

Utslagene i de to alternativene er i samme størrelsesorden, men med motsatt fortegn. I beregningene er det tatt høyde for virkningene på inntektene fra SDØE og selskapsskatter, herunder virkninger på selskapenes skatteposisjon.

En prisøkning vil innenfor disse prisintervallene derfor slå ut i en tilsvarende inntektsøkning per produsert enhet. Av dette tilfaller det meste staten, men også noe til selskapene. Med en marginal skattesats på 78 pst. på petroleumsvirksomheten, vil staten få 78 øre per krone oljeprisen øker, per produsert fat. For SDØE-inntektene er statens andel høyere. En prisreduksjon vil gi tilsvarende utslag, men med motsatt fortegn.

Disse følsomhetsberegningene er basert på at produksjon, investeringer og kostnader holder seg uendret når prisen endres. En slik forutsetning har klare svakheter, men eksisterende datagrunnlag og modellapparat er ikke lagt til rette for å vurdere hvordan fremtidig produksjon og fremtidige kostnader påvirkes av ulike prisforutsetninger. Det er likevel rom for noen skjønnsmessige vurderinger av mulige effekter på produksjon og kostnader.

Petroleumsutvinning på norsk sokkel er kapitalintensiv virksomhet, der kostnadene i stor grad er faste kostnader til produksjonsinstallasjoner. Marginalkostnadene i produksjonen må antas å være en mindre andel av samlede kostnader. For felt som allerede er i produksjon eller under utbygging vil faste kostnader og ressursgrunnlag i stort grad være avklart, slik at produksjonsvolumer og kostnader i mindre grad påvirkes av prisendringer.

Ressurser som allerede er i produksjon, faller i kategorien reserver i figur 6.6. Frem mot 2030 utgjør dette 77 pst. av anslått produksjonsvolum. I samme periode ventes 63 pst. av nåverdien SNKS å realiseres. Eksisterende ressurser kan slik sett anslås å stå for minst halvparten av nåverdien av SNKS1. For denne delen er det liten grunn til at oljepris vil påvirke produksjon og kostnader i vesentlig grad.

For investeringer i eksisterende felt, nye felt og letevirksomhet er det derimot grunn til å tro at fremtidig oljepris har stor betydning. Slike investeringer trengs for å utvinne de øvrige ressurskategoriene i figur 6.6. Alt annet likt er det rimelig å anta at et kraftig oljeprisfall vil gjøre færre investeringer lønnsomme. Det trekker isolert sett i retning av lavere produksjon fremover, og at statens netto kontantstrøm i lavprisbanen i figur 6.5 er for høy.

Samtidig viser erfaringene fra oljeprisfallet i 2014 at selskapene har betydelig rom til å kutte kostnader og på den måten opprettholde lønnsomheten. En viktig årsak til dette er at en stor del av kostnadene er eksterne, som dermed gir selskapene betydelig fleksibilitet på kostnadssiden. Kostnadsgevinster kan for eksempel komme som følge av endret innretting på utbyggingene, mer effektiv bruk av teknologi og bedre balanse mellom tilbud og etterspørsel i leverandørkjeden.

Rystad Energy (2018) anslår at kostnadene på norsk sokkel totalt sett ble redusert med 40 pst. fra 2014 til 2016. Kostnadskutt har redusert break-even-priser på mange felt og opprettholdt lønnsomheten på tross av lavere oljepris. Johan Castberg-feltet er et eksempel på dette, hvor break-even-prisen har falt fra over 80 til under 35 dollar fatet. Dette tilsier at investeringer og fremtidig produksjon ikke nødvendigvis vil falle selv om oljeprisen faller. I så fall gir lavprisalternativet i figur 6.5 et mer rimelig bilde på hvordan kontantstrømmen påvirkes, også når det tas høyde for investeringer i nye og eksisterende felt. Den samlede effekten av de angitte prisendringene på SNKS kan bli både større og mindre enn det som fremgår av figur 6.5.

Usikkerheten om fremtidig oljepris er betydelig. Utvalget har samtidig merket seg at Finansdepartementets anslag for fremtidig oljepris ligger forholdsvis nært prisene som IEA anslår i scenarioet der en lykkes med å begrense den globale oppvarmingen til 2 grader celcius. Det kan tyde på at prisrisikoen er asymmetrisk og større på oppsiden. Det er videre grunner til å tro at usikkerheten i anslagene for olje- og gasspriser øker med tidshorisonten, blant annet som følge av usikkerhet om karbonpriser og fremtidig teknologi som kan redusere etterspørselen etter petroleum. I så måte er verdianslaget mindre usikkert, fordi mer enn halvparten av statens netto kontantstrøm ventes å påløpe frem mot 2030, målt som nåverdi. Samlet sett tilsier dette at nedsiden ut over lavprisscenariet i figur 6.5 er begrenset.

6.4.4 Konsekvenser for offentlige finanser

I overkant av 13 pst. av offentlige utgifter finansieres i 2018 av overføringer fra SPU. Handlingsregelen tilsier at dette finansieringsbidraget over tid skal tilsvare forventet avkastning av fondet.

Bortfall av inntekter fra sokkelen har ingen umiddelbare effekter på offentlige budsjetter, men vil redusere avsetningene til fondet og dermed over tid redusere finansieringsbidraget. Dette er illustrert i figur 6.7. Figuren viser betydningen for finansieringsbidraget fra fondet ved ulike forløp for oljepris eller i et ekstremtilfelle hvor det antas at kontantstrømmen fra sokkelen faller helt bort fra 2019. Basisforløpet bygger på samme forutsetninger som anslaget for verdien av petroleumsformuen, med en oljepris per fat på 523 kroner fra 2025 (målt i 2018-kroner).

På kort sikt vil et fall i oljeprisen på 100 kroner sammenlignet med basisforløpet, ha relativt liten betydning for finansieringsbidraget fra fondet. Men etter hvert vil reduserte avsetninger til fondet gi gradvis svakere bidrag. I beregningen faller finansieringsbidraget i 2030 fra om lag 8,6 pst. av trend-BNP for fastlandsøkonomien til om lag 7,8 pst. Det tilsvarer en oljepengebruk som er om lag 27 mrd. 2018-kroner lavere enn med basisforløpet.

Figuren viser at hvis de fremtidige inntektene fra petroleumssektoren skulle falle helt bort faller finansieringsbidraget fra fondet fra om lag 8,5 pst. i dag til vel 6 pst. av trend-BNP i 2030. Det tilsvarer en reduksjon i den årlige oljepengebruken på om lag 74 mrd. kroner sammenlignet med basisforløpet.

Beregningene i figuren tar ikke hensyn til at endringer i olje- og gassprisene normalt påvirker produksjon og kostnader ved utvinning. I alternativet med 100 kroner lavere oljepris er det lagt til grunn at de anslåtte ressursene i Oljedirektoratets ressursregnskap fullt ut utvinnes. I alternativet hvor netto kontantstrøm faller bort antas det likevel at sektoren har nok inntekter til akkurat å dekke kostnader, blant annet knyttet til opprydding. I beregningene ses det også bort fra både eventuelle strukturelle virkninger på skatteinntektene utenom olje, eventuelle endringer i aksjekursene som sammenfaller med prisendringene, herunder i verdien av energiaksjer, og endringer i trend-BNP. Det vil for eksempel være rimelig å anta at lavere aktivitet i petroleumssektoren også vil gi lavere aktivitet i fastlandsøkonomien for øvrig, i alle fall i en overgangsperiode.

Figur 6.7 Finansieringsbidraget fra SPU ved ulike forløp for oljepris.1 Milliarder 2018-kroner

Figur 6.7 Finansieringsbidraget fra SPU ved ulike forløp for oljepris.1 Milliarder 2018-kroner

1 I fremskrivingene av fondet er det fra og med 2018 lagt til grunn et årlig uttak tilsvarende 3 pst. av fondskapitalen i alle beregningsalternativene. Gassprisen er endret tilsvarende endringen i oljeprisen. I tilfellet uten kontantstrøm er det lagt til grunn at nettoinntektene fra petroleumssektoren bortfaller helt fra 2019.

Kilde: Finansdepartementet.

6.5 Utviklingen i risiko over tid

Risikobildet knyttet til petroleumsvirksomheten har endret seg over tid. Fra starten av var oppmerksomheten særlig knyttet til usikkerheten rundt størrelsen på statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten, se St.meld. nr. 25 (1973–74). I de første to fasene av petroleumsvirksomheten ble statens andel av oljeinntektene først brukt før de ble opptjent, og deretter mer eller mindre løpende over de offentlige budsjettene, se kapittel 3. Dette gjorde offentlige finanser særlig sårbar overfor svingninger i inntektene fra sokkelen, noe en også fikk erfare utover 70- og 80-tallet.

Samtidig ble også norsk fastlandsøkonomi gradvis mer sårbar for utviklingen i olje- og gassprisene. Etter hvert som petroleumsproduksjonen økte, økte også etterspørselen fra sektoren inn mot fastlandsøkonomien, se figur 6.1C. En stadig større del av fastlandsøkonomien har blitt rettet inn mot leveranser til petroleumssektoren og økte timelønnskostnader har svekket den kostnadsmessige konkurranseevnen til norsk næringsliv.

Med opprettelsen av fondskonstruksjonen og innføringen av handlingsregelen gikk en fra mer eller mindre løpende bruk av oljeinntektene til at bruken besto av uttak fra SPU. Med dette skjermet en offentlige finanser fra svingninger i oljeinntektene. Samtidig ble offentlige finanser da i større grad påvirket av utviklingen i internasjonale aksje- og obligasjonsmarkeder. I starten var denne påvirkningen beskjeden sammenlignet med usikkerheten i statens fremtidige kontantstrøm. I 2000 utgjorde fondet i underkant av 600 mrd. 2018-kroner, det vil si om lag 1/3 av verdiskapingen i fastlandsøkonomien. Til sammenligning ble gjenstående verdier på sokkelen anslått til nesten 6 900 mrd. 2018-kroner, eller 4 ganger verdien av verdiskapingen, se figur 6.8. Etter hvert som ressursene på sokkelen har blitt tappet og omdannet til finansformue i utlandet, har svingninger i statens kontantstrøm fått mindre betydning mens svingninger i fondets størrelse har blitt viktigere. Ved utgangen av 2018 anslår Finansdepartementet fondet til om lag 8 400 mrd. kroner, det vil si nesten 3 ganger verdiskapingen i fastlandsøkonomien. Anslaget på gjenstående verdi på sokkelen har til sammenligning falt til vel 4 200 mrd. kroner, det vil si vel 140 pst. av verdiskapingen. Se Revidert nasjonalbudsjett 2018.

Figur 6.8 Nåverdi av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten og verdien på SPU på ulike tidspunkt. Milliarder 2018-kroner og prosent av trend-BNP for Fastlands-Norge

Figur 6.8 Nåverdi av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten og verdien på SPU på ulike tidspunkt. Milliarder 2018-kroner og prosent av trend-BNP for Fastlands-Norge

Kilde: Finansdepartementet.

Denne utviklingen vil fortsette. Frem til 2030 anslås det at det årlig blir overført om lag 250 mrd. 2018-kroner fra petroleumsformuen til finansformuen i SPU. Bare i løpet av et drøyt år vil en altså ha redusert risikoen ved petroleumsformuen tilsvarende verdien av SPUs investeringer i energiaksjer. I 2030 anslås gjenstående verdi på sokkelen til knapt 2 500 mrd. 2018-kroner eller om lag 2/3 av verdiskapingen i fastlandsøkonomien. Selv om fondets verdi ikke ventes å vokse i samme takt som i de siste årene, antas det at fondet likevel vil utgjøre vel 11 400 mrd. 2018-kroner eller 3 ganger verdiskapingen i 2030.

Etter hvert forventes det i tillegg at etterspørselen fra petroleumssektoren inn mot fastlandsøkonomien vil begynne å synke gradvis, se figur 6.1C. Etter hvert som norsk økonomi tilpasser seg den lavere etterspørselen, vil også variasjoner i olje- og gassprisene få stadig mindre betydning for fastlandsøkonomien.

Selv om trenden over tid peker i retning av at petroleumsvirksomheten får gradvis mindre betydning, vil norsk økonomi og offentlige finanser i mange år fremover fortsatt være sårbare overfor et varig fall i olje- og gassprisene.

6.6 Sammendrag og utvalgets vurderinger

Dette kapitlet har drøftet på hvilke måter norsk økonomi er sårbar ved et fall i inntektene fra olje og gass – og hvordan denne sårbarheten har utviklet seg over tid. Analytisk er det skilt mellom tre ulike typer effekter av risikoen for fall i inntektene.

Den første er effekten på produksjon og sysselsetting i fastlandsøkonomien. Denne risikoen følger av at fastlandsøkonomien leverer varer og tjenester til norsk sokkel og dels også til petroleumsrelatert virksomhet i utlandet. Etterspørselen fra norsk sokkel til fastlandsøkonomien har avtatt noe etter rekordnivået i 2013–2014, men er fortsatt forholdsvis høy. Ved en nedgang i petroleumsvirksomheten må denne delen av fastlandsøkonomien omstilles til annen virksomhet. I denne sammenheng er det viktig med god omstillingsevne i alle deler av økonomien, samt en økonomisk politikk som kan dempe slike sjokk. Erfaringene etter oljeprisfallet i 2014 kan tyde på at norsk økonomi har en viss evne til å håndtere slike sjokk. En nedgangskonjunktur vil trekke ned skatteinntektene fra fastlandsøkonomien, men hvis en lykkes med omstilling til ny virksomhet vil effekten være forbigående. Dersom omstillingen skjer til virksomhet med lavere produktivitet og lønnsevne vil det ha en negativ nivåeffekt på verdiskaping og skatteinntekter. Samtidig vil dette ha om lag tilsvarende effekt på utgiftssiden i offentlige budsjetter, slik at budsjettbalansen i liten grad påvirkes.

Den andre effekten som er drøftet er effekten på offentlige finanser ved kortsiktige svingninger i oljeinntektene. Etableringen av SPU og fondsmekanismen innebærer at bruken av oljeinntektene skilles fra opptjeningen av dem. Handlingsregelen legger til rette for bærekraftig bruk av inntektene og tar utgangspunkt i den delen av petroleumsformuen som er plassert som finanskapital i fondet. Til forskjell fra mange andre oljeeksporterende land har vi med dette en mekanisme som skjermer fastlandsøkonomien og offentlige finanser fra svingninger i oljeinntektene.

Den tredje effekten er den langsiktige effekten for offentlige finanser av et varig fall i verdien av petroleumsressursene i bakken. Denne risikoen bæres i all hovedsak av staten, som på ulike måter søker å høste ressursrenten ved eksport av olje og gass. Etter hvert som olje og gass utvinnes, vil denne risikoen gradvis avta. Vel halvparten av petroleumsressursene er alt utvunnet og ytterligere 15 prosentenheter ventes utvunnet de neste ti årene. Målt som nåverdi ventes utvinningen de neste tolv årene å stå for over 60 pst. av statens gjenstående netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten. Allerede nå er verdiene i SPU mer enn dobbelt så store som verdien av ressursene i bakken. Sistnevnte er i Revidert nasjonalbudsjett 2018 anslått til om lag 4 200 mrd. kroner, målt som nåverdien av statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten. Den økonomiske betydningen av risikoen for verdiene i bakken er mot en slik bakgrunn historisk lav og vil avta ytterligere.

Hvilke av disse tre effektene kan motvirkes dersom fondet investerer mindre i verdipapirer som er utsatt for et fall i inntektene fra olje og gass? Effekten på produksjon og sysselsetting i fastlandsøkonomien vil ikke påvirkes. Fondet vil fortsatt gi et handlingsrom i finanspolitikken for å møte en nedgangskonjunktur, selv om noen verdipapirer skulle påvirkes negativt av en svakere utvikling i petroleumssektoren. Den andre typen effekt – av kortsiktige svingninger i oljeinntektene – er alt håndtert gjennom fondskonstruksjonen og handlingsregelen. Det som da gjenstår er effekten på offentlige finanser av et varig fall i verdien av petroleumsressursene. Dersom det finnes investeringer i SPU som varig mister verdi som følge av forhold som trekker ned den gjenstående verdien av de norske petroleumsressursene, kan det være et argument for å redusere slike investeringer i fondet. Slike sammenhenger må vurderes empirisk. Dette er tema i kapittel 8.

Referanser

Bergholt, D. og V.H. Larsen (2016) Business cycles in an oil economy: Lessons from Norway, Working Paper 16/2016, Norges Bank.

Blomgren, A., C. Quale, R. Austnes-Underhaug, A.M. Harstad, S. Fjose, K. Wifstad, C. Mellbye, I.B. Amble, C.E. Nyvold, T. Steffensen, J.R. Viggen, F. Iglebæk, T. Arnesen og S.E. Hagen (2015) Industribyggerne 2015: En kartlegging av ansatte i norske petroleumsrelaterte virksomheter, med et særskilt fokus på leverandørbedriftenes ansatte relatert til eksport, Rapport 2015/031, International Research Institute of Stavanger (IRIS).

Cappelen, Å., R. Choudhury og T. Eika (1996) Petroleumsvirksomheten og norsk økonomi 19731993, Sosiale og økonomiske studier 93, Statistisk sentralbyrå.

Eika, T. og M.S. Martinussen (2013) Virkninger av økt etterspørsel fra petroleumsvirksomheten og økt bruk av oljepenger 2003–2012, Rapporter 57/2013, Statistisk sentralbyrå.

Hungnes, H., D. Kolsrud, J. Nitter-Hauge, J.B. Prestmo og B. Strøm (2016) Ringvirkninger av petroleumsnæringen i norsk økonomi, Rapporter 17/2016, Statistisk sentralbyrå.

IEA (2017) Renewables 2017. Analysis and Forecasts to 2022, Market Report Series, International Energy Agency (IEA).

Meld. St. 2 (2017–2018) Revidert nasjonalbudsjett 2018.

Meld. St. 29 (2016–2017) Perspektivmeldingen 2017.

NOU 2013: 13 Lønnsdannelsen og utfordringer for norsk økonomi (Holden III-utvalget).

NOU 2016: 15 Lønnsdannelsen i lys av nye økonomiske utviklingstrekk (Cappelen-utvalget).

NOU 2018: 8 Grunnlaget for inntektsoppgjørene 2018 (Teknisk beregningsutvalg for inntektsoppgjørene).

Rystad Energy (2018) Verdivurdering av Statens Direkte Økonomiske Engasjement (SDØE) 2018, Offentlig rapport til Olje- og energidepartementet.

St.meld. nr. 25 (1973–74) Petroleumsvirksomhetens plass i det norske samfunnet.

Fotnoter

1.

Det er sett bort fra eventuelle sammensetningseffekter som kan følge av at de ulike ressurskategoriene potensielt kan ha ulik salgsverdi per oljeekvivalent enhet.

Til toppen
Til dokumentets forside