 |
Nasjonal handlefrihet - nye internasjoale rammebetingelser.Petroleum, makt og demokratiMakt- og demokratiutredningen 1998-2003. MDUs rapportserie nr. 21 november 2000 Unipub
forlag. ISSN 1501-3065. ISBN 82-92028-22-6. 124 sider. NB: Some references,
footnotes
etc may be missing/ inacurate in this html-document. |
FORORD
Makt- og demokratiutredningen har igangsatt en rekke studier av globaliseringens virkninger for offentlig myndighet og styringsmuligheter i Norge. Tre nye rapporter belyser ulike sider ved internasjonaliseringen av norsk næringsliv gjennom teknologiutvikling, eierstruktur og strategier.
Petroleumssektoren representerer en formidabel konsentrasjon av ressurser i det norske samfunnet. Samtidig har Norge som olje- og gasseksportør stor markedsmessig, økonomisk og energipolitisk betydning for andre land. Professor Svein S. Andersen ved Handelshøyskolen BI og førsteamanuensis Ole Gunnar Austvik ved Høgskolen i Lillehammer har gjennomført en studie av dette omfattende problemområdet for Makt- og demokratiutredningen, for å få konkretisert hvordan norske samfunnsforhold, makt og demokrati påvirkes.
Samtidig gir Makt- og demokratiutredningen ut rapportene Landbruk, makt og internasjonalsering: Politikk og forvaltning i norsk landbruk 1976 - 1999, av Frode Veggeland (rapport nr. 22) og Globaliseringen og norske selskapers etableringer i utlandet, av Helge Hveem, Per Heum og Audun Ruud (rapport nr. 23).
Makt- og demokratiutredningen har tidligere utgitt tre rapporter i tilknytning til studiene av globaliseringens virkninger for Norge: Rapport nr. 18: Folkerettslige rammer for norsk miljøpolitikk, av Geir Ulfstein, Hans Chr. Bugge, Ole Kristian Fauchald og Inger-Johanne Sand, rapport nr. 19: Norges EU-rettede avtaler, av Finn Arnesen og Hans Petter Graver, og rapport nr. 20: Demokratiet i konstitusjonelle bånd? av Eivind Smith.
FORFATTERNES FORORD
Denne rapporten er skrevet som et forprosjekt for Makt- og demokratiutredningen 1998-2003. Det finnes en omfattende litteratur om petroleumspolitikk og -økonomi som berører makt- og demokratiforhold. Under hvert av hovedkapitlene har vi søkt å oppsummere kunnskap som finnes. Samtidig peker vi på spørsmål som det i dagens situasjon, hvor norsk politikk står overfor store internasjonale utfordringer, og som kan være av interesse å forfølge videre.
En hovedkonklusjon er at det er behov for forskning som er teoretisk informert og syntetiserende i forhold til de omfattende endringsprosesser som utfordrer nasjonalstatlige styringsmuligheter. Som en del av dette må makt- og demokratiforhold rundt alle forhold som petroleumsvirksomheten berører gjøres til gjenstand for eksplisitt teoretisk og normativ analyse, og ikke bare trekkes inn som del av andre hovedproblemstillinger.
Omfanget av foreliggende forskning på petroleumsøkonomi og -politikk har gjort dette prosjektet til noe mer enn et forprosjekt. Med bakgrunn i mange års arbeid innen feltet har vi forsøkt å trekke sammen eksisterende kunnskap innen det som er Makt- og demokratiutredningens ramme. Snarere enn å utvikle en teoretisk og normativ referanseramme for makt- og demokratispørsmål har vi søkt å belyse noen hoveddimensjoner på dette feltet, slik de er behandlet i eksisterende litteratur.
Ambisjonen har vært å framstille makt- og demokratiforhold i petroleumsvirksomheten på en måte som er tilgjengelig også for interesserte kollegaer og andre uten spesielle forkunnskaper om de temaer som berøres. Utover egne arbeider har vi referert til en rekke publikasjoner av norske og utenlandske kolleger og miljøer. Referanselisten og vedlegg med publikasjoner fra tidligere forskningsprogrammer om petroleum kan være en hjelp til de som ønsker å orientere seg videre i denne litteraturen. I arbeidet med rapporten har vi blant annet trukket på ressurser fra ARENA-programmet ved Universitetet i Oslo og Høgskolen i Lillehammer, som er forfatterenes hovedarbeidssteder. Vi har underveis hatt samtaler med sentrale personer i Olje- og energidepartementet, i EU-kommisjonen, i Eurogas, representanter for industrien og Forsvaret. Espen D. H. Olsen har bidratt med innsamling av litteratur og oppretting av manus. Aashild Ramberg og Ellen Rømming har bearbeidet manus for publisering. En takk til alle.
Oslo / Lillehammer den 10. juni 2000
Svein S. Andersen Ole Gunnar Austvik
(klikk på blå stjerne for å komme direkte til kapittel)
Perspektiv og avgrensning *
Makt og demokrati *
Nye rammer for realisering av politiske mål *
Makroøkonomiske hovedtrekk *
Oljeprisvariasjoner *
Høye investeringstall *
Petroleumsinntekter og petroleumsfond *
Avhengighet av petroleumsinntektene *
Statens inntekter fra petroleumssektoren *
Petroleumsformue og petroleumsfond *
Norge i nettofordringsposisjon overfor utlandet *
Nasjonale mål, makroøkonomisk styring og fordelingspolitikk *
Oppsummering – behov for ny kunnskap *
Etableringen av den petroleumspolitiske grunnmodellen 1960-72 *
Oljesjokk, utvikling og norsk kompetanse: 1973-83 *
1980-tallet: Kommersialisering og nye utfordringer *
Gass skaper nye utfordringer *
1990-tallets utfordringer *
Norsk dominans - kontroll og risiko *
Fra olje til olje- og gassnasjon *
Incentiver og virkemidler *
Industriell dynamikk og sektormodning *
Internasjonal regulering *
Historisk suksess – behov for reform *
Oppsummering – behov for ny kunnskap *
Ustabilitet i det internasjonale oljemarkedet *
Kan Norge påvirke oljeprisen? *
Norsk produksjonspolitikk og avveininger mot øvrig utenrikspolitikk *
Produksjonstempo og statens rolle *
Avgifter på bruk av oljeprodukter *
Det europeiske gassmarkedet *
Endringer i markedets funksjonsmåte *
Avgifter på bruk av gass *
Markedsliberalisering, energiavgifter, og produksjonspolitikk *
Miljø-, forsvars- og sikkerhetspolitikk *
Miljøpolitikk som premissleverandør *
Avgifter og fordeling av grunnrente *
Forsvars- og sikkerhetspolitiske forhold *
Krisehåndtering *
Nordområdene *
Internasjonale endringer – implikasjoner for Norge *
Oppsummering – behov for ny kunnskap *
Internasjonalisering og globalisering *
Makroøkonomiske utfordringer *
Reformbehov i sektoren *
Nye politiske dimensjoner *
Forskningspolitiske utfordringer *
Denne rapporten er en forstudie om et omfattende saksområde som i liten grad har vært studert fra et eksplisitt makt- og demokratisynspunkt. Et viktig valg har stått mellom å gå i dybden på noen tema avgrenset i forhold til tid eller problemstillinger, eller å satse på en bred og helhetlig oversikt. Vi har valgt å forsøke på det siste. Framstillingen søker å gi en oversikt som også er tilgjengelig for lesere uten store forkunnskaper om petroleumsøkonomi og -politikk. Samtidig er ambisjonen å vise hvordan og i hvilken grad eksisterende forskning tar opp spørsmål knyttet til makt og demokrati. Her finnes det en betydelig litteratur å trekke på, men ofte vil makt og demokrati tas opp som del av en studie, og kun berøres indirekte. Det gjelder både i forhold til en bred samfunnsinteresse og i forhold til de mer spesifikke utfordringer knyttet til petroleumsøkonomi og –politikk. Vi vil søke å trekke fram perspektiver og kunnskap som er relevante for makt og demokrati, og peke på kritiske avveininger som norske myndigheter står overfor.
Dagens situasjon kan beskrives på følgende måte: Norsk petroleums-virksomhet ble bygget opp i en periode der de internasjonale rammene (regulering og markeder) styrket nasjonalstatens muligheter for aktiv styring, både når det gjelder makroøkonomisk utvikling og i sektoren. Den stats-aktivistiske modellen som ble bygget opp gjenspeiler dette særlig tydelig. Dagens situasjon er på mange måter ganske annerledes. Økende økonomisk og politisk globalisering, internasjonal regimebygging og EUs stadig sterkere stilling i Europa skaper nye betingelser for nasjonalstatlige styringsstrategier. Siden begynnelsen av 1980-tallet har det skjedd en betydelig makt-forskyvning mellom petroleumseksportører og konsumentland. Det faller i tid sammen med at norsk petroleumsvirksomhet er kommet inn i en moden fase. Slike faktorer skaper nye utfordringer for norsk politikk, i forhold til bruk av petroleumsinntektene og sikring av inntekter gjennom styring og kontroll i sektoren. Disse utfordringene har stor betydning for makt- og dem>
Spørsmål om bruk av petroleumsinntekter, og omorganisering av ulike deler av norsk petroleumsvirksomhet skaper betydelig debatt. Det gjenspeiler store endringer i Norge og i de internasjonale rammebetingelsene. Den norske sektoren har nådd en stor grad av modenhet når det gjelder funn og utbygging av felt såvel som samlende infrastruktur. Internasjonalt går utviklingen i retning av større slagkraftige selskaper og integrasjon på tvers av energi-bærere. Miljø har i økende grad blitt en sentral premissleverandør for olje- og gassvirksomheten. Makroøkonomisk har de store inntektene brakt oss i en særstilling blant vestlige land, der erfaringer om makroøkonomisk styring ikke nødvendigvis kan hentes direkte fra land vi ellers ofte sammenlikner oss med. Det har også skjedd endringer i synet på og mulighetene til å påvirke forholdet mellom statlig styring og markedskrefter både i Norge og internasjonalt. Dette har vært del av en større internasjonal ideologisk og kommersiell reorientering. Effektivitet, funksjonalitet og konkurranse-betingelser på tvers av landegrenser har blitt sentrale størrelser for hva som er gode og legitime løsninger i utformingen av norsk politikk. Norge og norske myndigheter står på enkelte måter overfor like grunnleggende utfordringer som tidlig på 1970-tallet.
Petroleumsvirksomheten representerer en formidabel konsentrasjon av kapital og ressurser i norsk økonomi. Virksomheten utgjør en sentral del av statlig økonomisk eierskap. Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) var våren 2000 alene vurdert å være verdt mer enn 500 milliarder kroner, omtrent det samme som verdien av alle selskaper på Oslo Børs. Gjennom eierinntekter og skatter og avgifter (statens netto kontantstrøm) utgjør petroleums-virksomheten en andel på mellom 10 og 50 prosent av statens samlede inntekter, hovedsakelig avhengig av nivået på oljeprisen. Tilsvarende varerier petroleumseksporten mellom 30 og 50 prosent av samlet eksport, mens produksjonsverdien representerer 10-25 prosent av brutto nasjonalprodukt. Den norske staten (SDØE) og de norske selskapene Statoil og Hydro eier samlet omtrent 80 prosent av virksomheten på sokkelen.
Konsentrasjonen av ressurser som petroleumsvirksomheten representerer er av stor betydning for norsk politikk og samfunnsliv. De politiske mål for petroleumsvirksomheten og myndighetenes muligheter for å realisere disse har stått sentralt. Det gjenspeiles også i dagens debatt om bruk av petroleums-inntekter og reformer i sektoren, herunder spørsmålene om delprivatisering av Statoil og SDØE, og reorganisering av gassalg fra norsk sokkel. Virksomheten har også hele tiden hatt en internasjonal dimensjon. Forholdet til utenlandske (og norske) olje- og gasselskaper som internasjonale aktører er en sentral del av nasjonal styring og kontroll med sektoren. Utviklingen i oljemarkedet er også en avgjørende premissleverandør. Det siste 10-året har dertil EUs utvikling og lovgivning, gjennom markedsvirkninger og EØS-avtalen, og internasjonal miljølovgivning blitt en sentral premiss for norsk politikk. Forholdsvis omfattende forskning om olje- og gassvirksomheten har tatt opp slike spørsmål på en måte som berører makt- og demokratiforhold. Slik forskning har imidlertid i liten grad hatt makt- og demokratiforhold som sitt fokus.
Olje- og gassvirksomheten var ennå i sin tidlige fase da den forrige Maktutredningen ble igangsatt på 1970-tallet. Det kan være en grunn til at studier av makt og demokrati i Norge i overraskende liten grad tatt inn over seg olje- og gassvirksomhetens betydning. Da Jeffrey Pfeffer, internasjonalt kjent ‘maktforsker’, var på norgesbesøk høsten 1999 ble han spurt om hvem som hadde makt i Norge. Svaret var: ‘The oil companies, of course’. Dette kan være et bilde som omverdenen oppfatter, og som det kan være viktig å være klar over. Fra norsk synspunkt vil vi vel imidlertid mene at oppfatningen ikke fullt ut tar inn over seg rollen norske myndigheter spiller som regulator, eier og deltaker i petroleumsvirksomheten og som forvalter av de verdier som virksomheten skaper. Heller ikke forholdet mellom Norge som en av verdens viktigste eksportører av olje og gass, på den ene side, og internasjonale markeder, avtaler og regulering og storpolitiske spill, på den annen side, dekkes inn i en så enkel virkelighetsbeskrivelse.
En teoretisk drøfting av makt åpner for en rekke, til dels ulike, perspektiver. Makt er et hyppig anvendt begrep i sosiologi og statsvitenskap, men det finnes ingen konsensus å bygge på (Engelstad 1999). Begrepet er vanskelig å definere presist, men vil i kortform ofte kunne beskrive evnen til å oppnå det en ønsker, med eller uten motstand. Max Webers klassiske definisjon framhever sannsynligheten for at individer eller grupper får sin vilje i en relasjon basert på interessemotsetninger eller konflikt. I et slikt perspektiv vil materielle ressurser og formelle posisjoner stå sentralt i analysen, men rammen for utøvelse av slik makt vil gjerne være innebygde skjevheter i utbredte normer, forestillinger og autoritativ kunnskap. Det peker mot en rekke spørsmål knyttet til norsk olje- og gassvirksomhet. På det nasjonale plan vil sektororganisering og styring, samt fordeling og formuesforvaltning være knyttet til spørsmål om kontroll, påvirkning og handlefrihet. De internasjonale økonomiske og politiske rammer vil dels påvirke myndigheters handlingsrom på hjemmebane, men også reise utfordringer knyttet til påvirkning av omfattende politiske og økonomiske prosesser.
Fra et demokratisynspunkt er det viktig å skille mellom makt og legitim autoritet. Det siste knytter an til legitimiteten av de institusjoner og prosesser som ligger bak beslutninger. I Norge vil det omfattende og ambisiøse statlige engasjement i petroleumssektoren og i forvaltningen av de verdier som skapes gjøre demokratiaspektet særlig relevant. En hovedbegrunnelse for det sterke statlige engasjementet er nettopp å sikre at petroleumsformuen forvaltes mest mulig effektivt og til fordel for hele det norske samfunnet. Slike hensyn ligger under mye forskning i Norge, men det er effektiviteten i det politisk-administrative styringssystemet snarere enn demokratiaspektet som har stått sterkest. Spørsmålet om demokratisk styring av petroleumsvirksomheten og de store verdiene som skapes vil imidlertid endre seg over tid, i lys av nye forutsetninger for statlig styring og demokratiske prosesser. Noen reiser spørsmålet om historiske idealer og for styring og demokrati kan ivaretas i vår tid (Eriksen 1999). Det siste blir særlig aktuelt der norske interesser opererer som strategisk internasjonal aktør og samtidig forplikter seg til å følge internasjonale beslutninger (EU/ EØS, WTO, Kyoto, men også i noen grad OPEC).
Makt- og demokratiutredningen er opptatt av et knippe sentrale problem-stillinger, og ikke låst til en bestemt maktmodell (Østerud et al 1999). En sentral problemstilling er betingelsene for effektiv og demokratisk styring av økonomisk virksomhet under skiftende betingelser, der nye internasjonale politiske og økonomiske trender er en sentral premiss i dagens situasjon. At økonomiske prosesser har en makt- og demokratidimensjon er allment akseptert. Weber drøftet dette innen rammen av nasjonalstaten: ’ Processes of economic development are in the final analysis also power struggles, and the ultimate and decisive interest at whose service economic policy must place itself are the interests of national power’. I dagens situasjon må makt- og demokratispørsmål også settes inn i en internasjonal, transnasjonal og overnasjonal sammenheng.
En fokusering på petroleum i forhold til makt og demokrati åpner for en omfattende agenda, både teoretisk og empirisk. Innen rammen av denne forstudien er det ikke mulig å gå inn på alle sider ved dette. I en mer omfattende makt- og demokratistudie bør imidlertid klarlegging av ulike tilnærminger og implikasjoner for empirisk forskning og politiske valg stå sentralt. Her har vi valgt å fokusere på noen dimensjoner ved sakskomplekset, med vekt på norske myndigheters evne og vilje til å realisere sine strategiske interesser.
En side ved dette er nasjonale styringsforhold. Det dreier seg om forholdet til nasjonale og internasjonale selskaper på norsk sokkel, og utforming av makroøkonomisk politikk og fordelingspolitikk. Et hovedspørsmål er hvordan strategiske interesser defineres, den relative fordeling av ressurser og utviklingen av institusjonelle rammebetingelser. Stikkord her er mål-definisjon, organisasjon, kompetanse og forhandlingsstyrke, optimalisering av utvinningstempo over tid, fordeling av risiko mellom finans- og ressursmarkeder m.v.
En annen side er knyttet til norske myndigheters handlefrihet innen internasjonale kommersielle, politiske og legale rammebetingelser. Viktige stikkord her er europeisk konkurranserett, liberalisering av internasjonale markeder generelt og det europeiske gassmarkedet spesielt, utfordringer knyttet til det globale oljemarkedet, arbeidet med nye miljøreguleringer og avgifter, makroøkonomiske bindinger, press i retning av harmonisering av politikk med omverdenen i en liten og åpen økonomi, og betydningen av nye konsepter på det sikkerhets- og forsvarspolitiske området.
En tredje side er knyttet til trekk ved det politisk-administrative beslutningssystem. Sentralt står muligheten for å influere offentlige beslutninger om organisering av oljevirksomhet og bruk av petroleums-inntekter (fordeling). Et stikkord er selskaper som premissleverandører for norsk petroleumspolitikk. Et annet er forholdet mellom (sentrale) politikere, administrasjon og sektorekspertise. Et tredje er kampen om bruk av petroleumsinntektene, som løpende inntekt eller som oppbygging av formue og hvordan inntektene skal brukes på sikt. I tillegg kommer spenningen mellom nasjonale institusjoner og beslutningsprosesser, på den ene side, og deltakelse og innlemmelse i internasjonalt samarbeid med ulik grad av overnasjonalitet, på den annen side.
Nye rammer for realisering av politiske mål
En hovedmålsetting for norske myndigheter har hele tiden vært å sikre at inntektene og industrielle ringvirkninger fra petroleumsressursene skulle komme hele det norske samfunnet til gode, og at virksomheten skulle skje i henhold til de mål og retningslinjer som norske myndigheter streket opp. En avledet målsetting har vært å sikre at eierskap, organisering og regulering ivaretar et slikt hovedmål. Hovedmønsteret for sektoren kom på plass allerede tidlig på 1970-tallet, selv om det har vært gjort viktige justeringer underveis. Et annet avledet mål er at petroleumsinntektene skal brukes og forvaltes på en samfunnsmessig fornuftig måte. Etableringen av et petroleumsfond og en styrking av makroøkonomiske beslutningsprosedyrer slo imidlertid først gjennom for fullt på 1990-tallet.
Dagens utfordring er hvordan målene for petroleumsvirksomheten skal realiseres under nye rammebetingelser. Det er det underliggende tema i rapportens følgende hoveddeler:
Del II gir en oversikt over petroleumsvirksomhetens økonomiske betydning. Første kapittel drøfter kort makroøkonomiske hovedtrekk for Norge som petroleumsnasjon, hvordan oljeprisvariasjonene påvirker petroleums-inntektene og sektorens høye investeringstall. Andre kapittel diskuterer hvordan petroleumsinntektene og vår markedsrolle påvirker vår avhengighet av sektoren, hvordan særlig statens inntekter er sårbare overfor svingninger i prisene, petroleumsfondets rolle og vår finansielle nettofordringsposisjon overfor omverdenen.
Del III tar for seg organiseringen av petroleumsvirksomheten. Det første kapitlet drøfter petroleumssektorens utvikling, fra etableringen av den petroleumspolitiske grunnmodellen, gjennom perioder med oljesjokk, norsk kompetanseutvikling og sterk vekst, hvordan 1980-tallet skapte press mot kommersialisering og behov for omorganisering i gassektoren. Det andre kapitlet tar for seg 1990-tallets utfordringer, der norsk dominans og ønske om kontroll har blitt møtt av nye internasjonale rammer med andre krav til incentiver som har skapt behov for utvikling av nye virkemidler samtidig som veksten i sektoren gradvis har flatet ut. Organiseringen av virksomheten står nå overfor betydelige krav til reformer.
Del IV fokuserer på de viktigste internasjonale utfordringer som påvirker norsk handlefrihet i den økonomiske politikken og i petroleumssektoren. Ustabiliteten i oljemarkedet og endringer i det europeiske gassmarkedet har satt krav til myndighetene om ny politikk, der norsk petroleums- og utenrikspolitikk må antas å ha betydning for utviklingen i begge markeder.
Det første kapitlet diskuterer situasjonen i det globale oljemarkedet, hvordan petroleumspolitikken må veies inn i forhold til øvrige utenrikspolitiske hensyn, produksjonstempo og statens rolle, og betydningen av avgifts-politikken på petroleumsprodukter i forbruksland. Det andre kapitlet diskuterer liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet, avgifter på bruk av gass og utviklingen av en norsk gasstrategi. Det tredje kapitlet tar for seg miljø, forsvars- og sikkerhetspolitiske forhold. Miljøpolitikken er i dag en viktig premissleverandør for petroleumspolitikken, og bør klarere balanseres inn i forhold til andre samfunnshensyn. Sikkerhetspolitisk har vi særlig vært opptatt av situasjonen i nordområdene og virksomhet i Barentshavet. Men Nordsjøproduksjonen medfører også sårbarhet, der vi kan blant annet kan bli involvert i konflikter langt fra våre nærområder, gjennom den betydning norsk petroleumseksport har for markedsutviklingen, for kjøperland og andre eksportland av olje og gass.
Under hver av rapportens hoveddeler vil vi kort oppsummere
kunnskapsstatus
og peke på områder hvor det er behov for ny kunnskap. Som
avslutning
på rapporten skisseres noen strukturelle endringstrekk vi
står
overfor og konsekvenser dette kan ha for norsk politikk og
pågående
diskusjoner om reform, og for norsk samfunnsfaglig petroleumsforskning.
Norges posisjon som olje- og gassland skriver seg tilbake fra 1960-tallet. Utover på 1970-tallet kom flere petroleumsfelter i produksjon og inntektene vokste. Ekofisk startet opp i 1971, deretter fulgte Frigg (1977), Statfjord (1979) og Valhall (1982). Samtidig var verdensøkonomien svak, ikke minst på grunn av de kraftige prisøkningene på olje i 1973/74 da OPEC-land hevet prisen fra rundt 4 til 12 dollar per fat på få måneder ("OPEC I").
Motkonjunkturpolitikken som ble introdusert på slutten av tiåret hadde til hensikt å unngå svikt i produksjon og sysselsetting som skyldtes den internasjonale konjunkturnedgangen. Innenlandsforbruket ble holdt oppe gjennom ekspansive budsjetter finansiert ved låneopptak i utlandet. Dekningen skulle ligge i de store petroleumsinntektene som var forventet å komme. Når den totale utenlandsgjelden nådde en topp på 104 milliarder kroner i 1979, skyldtes imidlertid dette for 2/3 del lån til investeringer på sokkelen og skipsfartsnæringen, altså inntektsskapende virksomhet. Om lag 30 milliarder kroner ble lånt til forbruk.
Og ganske riktig, strømmen av oljeinntekter ble stor, og enda større enn forventet. Produksjonen av olje og gass svingte seg betydelig opp og fortsatte å øke utover på 1980-tallet. Samtidig kom oljeprissjokk nummer to i 1979/80 i kjølvannet av Khomeiny’s overtakelse i Iran i 1978 og krigen mellom Iran og Irak ("OPEC II"). På halvannet år steg prisene nominelt fra 14 til 37 dollar pr. fat. For Norge styrket i tillegg kursen på dollar seg i forhold til norske kroner med ca. 75 prosent i perioden 1980-1985. Siden olje selges i amerikanske dollar, forbedret kursstigningen oljeinntektene regnet i norske kroner ytterligere.
Tabell 1: Petroleumsvirksomhetens rolle i norsk økonomi
Kilde: Faktaheftet, Olje- og energidepartementet, div. årganger.
Inntektsstrømmen ble altså enda større enn noen hadde trodd på syttitallet. Sektoren vokste fra å være nærmest ubetydelig målt i inntekt til å bli vesentlig i norsk økonomi. Som andel av BNP var den kommet opp i 19 prosent i 1985. Uten særlige problemer klarte Norge å betale tilbake lånene som ble tatt opp under motkonjunkturpolitikken. Utenlandsgjeldens andel av BNP ble redusert fra 46 prosent i 1978 til 15 prosent i 1986. Samtidig kunne offentlige budsjetter holdes høye og en del konflikter mellom politiske grupperinger kunne løses ved at ”alle fikk”.
Valutakursen på norske kroner holdt seg imidlertid sterk i
forhold
de øvrige europeiske valutaer, selv om den ble svekket
mot
dollar. Dette skyldtes blant annet oljeselskapenes kjøp av
norske
kroner i forbindelse med de betydelige skatteinnbetalingene de foretok
til den norske staten. De store overskuddene på driftsbalansen
overfor
utlandet bidrog til en sterk valutakurs i forhold til øvrige
europeiske
land. En sterk valutakurs skapte problemer for konkurranseutsatt
industri
i tillegg til prispresset innenlands. Norge fikk med dette erfare
elementer
av "Hollandsk syke".
Oljeprisfallet i 1985/86 senket lønnsomheten særlig for høykostprodusenter av petroleum, som Norge, Storbritannia og USA. For Norge førte prisfallet til redusert årlig produksjonsverdi med ca. 40 milliarder kroner (korrigert for etterslepet i prisene i gasskontraktene). Petroleumssektorens betydning i økonomien falt dramatisk. Et overskudd i handelsbalansen på 41 milliarder kroner i 1985 ble på ett år snudd til et underskudd på 18 milliarder i 1986. Sektorens andel av BNP sank til rundt 10 prosent. For sektoren hadde prisfallet imidlertid også positive effekter, gjennom at det la press på industrien i retning av å effektivisere leting og produksjon, legge mer arbeide i utbyggingsplaner, utvikling av ny teknologi etc.
Oljeprisfallet førte til at sektoren etter kort tid tilnærmelsesvis ikke lenger tjente penger. Siden Staten er den største "kapitalisten" på sokkelen, førte prisfallet til at petroleumsskattene etterhvert også gikk mot null. Dette gjorde at Brundtland-regjeringen, som overtok etter Willoch i 1986, måtte foreta store innstramninger i offentlige budsjetter. De offentlige budsjetter ble holdt lave og lønnsøkningen var moderat. Innstrammingene bidrog til at arbeidsledighetstallene etter hvert ble høye i norsk målestokk.
I den første fasen på 1970-tallet og i begynnelsen på 1980-tallet fikk oljepengene, og handelsoverskuddene som fulgte, oss i noen grad til å glemme at mye av det øvrige norske næringsliv sakket akterut i forhold til omverdenen. Mange konkurranseutsatte bedrifter klarte ikke det >
I perioden 1986-1999 sank så i hovedsak realprisen på olje. Særlig var dette merkbart etter 1991 (nominelt har den i denne perioden stort sett ligget mellom 15 og 20 dollar per fat på årsbasis). Økt oljeproduksjon og lavere utvinningskostnader har imidlertid ført til at inntektene fra sektoren har steget. I 1996 nådde staten igjen inntektsnivået fra perioden 1980-85 (37 milliarder kroner). Norge var med det blitt et gjeldfritt land og etter hvert en betydelig internasjonal investor gjennom realiseringen av oljefondet.
Etter prisfallet i 1998, har prisene igjen gått opp, og lå vinteren 2000 i området 25-30 dollar per fat. Overskuddene for Staten og norsk utenriksøkonomi er igjen formidable. For hver krone oljeprisen øker på årsbasis, så øker verdien av oljeeksporten med 1 milliard kroner. Med et operativt oljefond påvirkes ikke norsk økonomi like direkte nå som ved prissvingningene på 1980-tallet. Det norske statsbudsjettet balanserer faktisk med en oljepris på 7-8 $/fat. Dette betyr at inntekter som skriver seg fra priser høyere enn dette lave nivået, går inn i oljefondet. De prissvingningene vi har opplevd de siste par årene har derfor ført til kraftige variasjoner i veksten i oljefondet, men har ikke hatt direkte virkninger for statsbudsjettets inntektsside for øvrig.
Siden oljefondet i sin helhet investeres i utlandet, veksles heller ikke inntjeningen i utenlandsk valuta om til norske kroner. Fallet i oljeprisen i 1998 skulle således i prinsippet heller ikke påvirke kursen på norske kroner direkte, men det er klart at prisfallet medførte at Norge ble "fattigere". Likevel har det sett ut til at omverdenen ikke helt oppfattet dette skillet, og reagerte med forventninger om kursfall på norske kroner når oljeprisen falt i 1998. Et stort lønnsoppgjør og usikkerhet om den økonomiske politikken kan også ha bidratt til kapitalutgangen fra norske investormiljøer. Kursfallet førte til press mot den norske krona, og for å motvirke dette ble rentene i Norge satt opp. Selv etter at oljeprisen har steget igjen det siste året, har rentene forblitt på et betydelig høyere nivå enn i EU. Hadde markedet fortsatt oppfattet Norge som en oljeøkonomi i valutapolitisk forstand, skulle det vinteren 2000 med høye oljepriser tilsvarende vært forventninger om en styrking av norske kroner og med det et press i retning av lavere renter. Så langt ser det imidlertid ut til at dette ikke skjer.
Blant makroøkonomiske utfordringer ved inngangen til det nye årtusenet vil spørsmål rundt produksjonspolitikk (volum), prisutvikling på olje og gass, forvaltning av oljefondet, valutapolitisk regime og disiplin i forhold til ikke å bruke oljeinntektene innenlands til løpende forbruk stå sentralt. Likevel er det også et spørsmål om noe av oljeinntektene kan brukes innenlands, der de ikke har vesentlige inflasjonsdrivende virkninger.
Oljeindustrien krever mye kapital, men gir forholdsvis få arbeidsplasser. Sektoren sysselsetter under 1 prosent av arbeidsstokken (se tabell foran), men har lenge representert hele 35 prosent av investeringene i Norge. Det er om lag 20.000 mennesker som er direkte sysselsatt i næringen, og rundt 50.000 mennesker når en regner med indirekte virkninger av virksomheten. Geografisk har hovedaktiviteten foregått sør for 62. breddegrad (Stad). Stavanger, Oslo og Bergen er de tre viktigste byene for norsk oljevirksomhet, hvorav Stavanger representerer rundt halvparten av sysselsettingen. Etter hvert har mer av virksomheten også skjedd i områder som Haltenbanken, Tromsøflaket og Barentshavet (Austvik, 1993b).
Med gjennomføring av de siste store gassprosjektene vil norsk petroleums-produksjon nærme seg 200 millioner tonn oljeekvivalenter (mtoe). På 1970-tallet var det satt et produksjonstak på 90 mtoe, som nå i praksis er glemt. Holder vi oss til klassisk økonomisk ressursteori (Austvik, 1993a), representerer politikken i dag langt på vei et syn om at oljeprisene vil falle over tid og at vi dermed bør ta mest mulig av ressursene ut så fort som mulig og omdanne verdien av dem i investeringer i utlandet. På 1980-tallet trodde imidlertid «alle» at oljeprisene ville stige over tid. Det var praktisk talt ingen som for 10-20 år siden mente det var mulig at prisene på 1990-tallet ville ligge på det nivået de faktisk har gjort. Vi kan ta feil igjen og markedsanalyser kan like gjerne argumentere for stigende priser over tid som synkende (Austvik, 2000a).
For oljesektoren utgjorde investeringene om lag 30 milliarder løpende kroner pr år i perioden 1984 til 1990. Etter 1990 økte investeringsnivået betydelig, og var i perioden 1992-1996 i størrelsesorden 45-60 milliarder løpende kroner. I 1997 og 1998 har investeringene økt ytterligere. En rekke nye oljefelt har blitt utbyggingsklare, ell>
På lengre sikt vil investeringsnivået i petroleumsvirksomheten trolig avta, selv om investeringene antas å ville forbli store. Når olje- og gassfeltene etterhvert tømmes og produksjonen på det enkelte felt avsluttes, vil det påløpe kostnader knyttet til fjerning eller etterbruk av installasjonene. Selv om oljeindustrien er en lite arbeidsintensiv næring, er virksomheter som leverer varer og tjenester til industrien i en del tilfeller viktige hjørnesteinsbedrifter i sine lokalsamfunn. Det har ofte vært slik at hensyn til disse lokalmiljøene og til å bevare arbeidsplasser i enkeltbedrifter har vært viktigere faktorer i beslutninger om utbyggingstempo enn makroøkonomiske, markedsmessige og utenriks-politiske aspekter.
Etterhvert som investeringene på sokkelen går ned, vil sysselsettingen i disse bedriftene i økende grad måtte sikres gjennom at aktiviteten utenfor Norge økes og ved at industrien eksporterer mer av sine varer og tjenester til andre land, eller de går over i annen virksomhet. Internasjonaliseringen foregår dels gjennom at de norske oljeselskapene (Statoil og Norsk Hydro) går inn i lete- og utvinningsprosjekter i andre land. Dels foregår den gjennom at norske selskaper leverer varer og tjenester til denne virksomheten i andre land. Disse engasjementene medfører, særlig i ustabile land og regioner, ofte at de kommersielle avtalene må støttes politisk (av styresmakter) både for å bli etablert og for å trygges over tid, så som Statoils engasjement i Aserbajdsjan.
Petroleumsinntekter og petroleumsfond
Avhengighet av petroleumsinntektene
At Norge på ulikt vis har blitt avhengig av petroleumsinntektene, er i seg selv verken spesielt eller nødvendigvis problematisk. De fleste land, og i særdeleshet små land, eksporterer færre typer varer og tjenester enn de importerer, eller at land er mer spesialisert i eksporten enn i importen. I en verden der nasjonale økonomier blir økonomisk og politisk stadig mer integrert, blir land gjensidig avhengige av hverandre (interdependente). Når avhengighet av andre land er det normale, blir spørsmålet i hvilke tilfeller interdependens kan skape et problem.
Det å være avhengig av å kunne eksportere eller importere en vare eller tjeneste, kan defineres som en situasjon der et land ikke har kapasitet til å konsumere, respektivt produsere, 100 prosent av egen produksjon, respektivt eget forbruk (Keohane & Nye, 1977). Alle land som deltar i det internasjonale vare- og tjenestebytte, blir således avhengige av å kunne eksportere og importere. Et land kan sies å være følsomt, sårbart eller ingen av delene i sin eksport- eller importavhengighet når den internasjonale etterspørsel, respektivt tilgang til, eller prisen på varen eller tjenesten endres. Dette vil være en funksjon av hvor viktig den er for landets utenriksøkonomi og nasjonale produksjonsliv, størrelsen på og varigheten av endringene og landets evne til å tilpasse seg endrede rammebetingelser.
Norges følsomhet i sin avhengighet av petroleumseksporten kan således tenkes målt ved evnen til innen- og utenrikspolitisk tilpasning på kort (eventuell mellomlang) sikt ved prisfluktuasjoner eller markedstilgang. Her kan kort sikt være noen måneder, kanskje opp til et år. Mellomlang sikt kan i størrelsesorden være 2-5 år. Eksempelvis vil løpende bruk av petroleumsinntektene kunne føre til følsomhet overfor prisendringer på kort sikt. Slik følsomhet vil gi en stopp-og-gå-rytme i den økonomiske politikken. Løpende bruk av petroleumsinntektene vil også kunne gjøre oss følsomme i utformingen av utenrikspolitikken. Er inntektene i en periode store, kan vi tåle mye påvirkning og eventuelt press fra omverdenen. Er inntektene i en periode små, vil andre lands ønsker om en bestemt utforming av politikken kunne få stor betydning. Dersom løpende endringer i oljeprisen fører til stadige behov for omlegging av politikken, vil vårt beslutningssystem nærmest hvile på utviklingen av prisen i et enkelt råvaremarked.
Norges sårbarhet kan tenkes målt ved evnen til tilpasning der endringene i inntektene blir mer permanente. Selv etter at offentlige budsjetter og næringsliv har innrettet seg på et nytt nivå på inntektene, vil landet kunne oppleve et varig lavere produksjons- og velferdsnivå. En stopp-og-gå-politikk grunnet mer kortsiktig følsomhet vil også kunne gjøre landet sårbart, dersom den langsiktige innen- og utenrikspolitiske handleevne svekkes. Mens følsomhet kan oppleves som en mer eller mindre forbigående ulempe, vil sårbarhet kunne innebære en permanent svekkelse av nasjonal velferd og handlefrihet og -evne.
Det er viktig å være oppmerksom på at følsomhet og sårbarhet overfor prisendringer kan gjelde både sterk prisnedgang så vel som -oppgang. Dersom prisene faller til et lavt nivå, vil deler av industrien bli ulønnsom. Situasjonen er mer ekstrem for den norske staten enn for mesteparten av industrien, siden det er Staten som tar mesteparten av petroleumsrenten gjennom skattesystemet, Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), royalties osv. Avhengig av hvordan Staten bruker inntektene, vil problemet kunne forplante seg videre i økonomien. Med Staten som den store kapitalist i sektoren vil særlig de offentlige inntekter bli betydelig mindre ved et prisfall. Er de offentlige utgifter i sterk grad basert på at petroleumsinntektene skal holdes høye over tid, kan et prisfall kreve betydelig omstilling, med skatte- og renteøkninger og reduserte offentlige utgifter som følge.
Stiger prisene derimot til et høyt nivå, blir sektoren ekstremt lønnsom i forhold til andre sektorer. Bedriftsøkonomisk vil det bli lønnsomt å bygge ut felt som ellers ville vært marginale eller ulønnsomme. Eventuell videre utbygging som følge av de høye prisene vil kunne øke inntektene ytterligere. De høye inntektene ville gi staten store overskudd, overskuddet på driftsbalansen ville bli betydelig og norske kroner ville appresieres. Lønnsomheten i sektoren, kombinert med eventuell betydelig offentlig bruk av inntektene, kan føre til «hollandsk syke» (se boks foran). Resultatet vil kunne bli sterk prisstigning, lønnsvekst og økning av velferdsgoder uten at det er grunnlag for det i hjemlandets produksjon, men i den merinntekt petroleumsvirksomheten gir. Faren er at det øvrige næringsliv blir utkonkurrert, at vi blir enda mer avhengige av petroleumsinntektene i offentlige budsjetter og i utenrikshandelen gjennom redusert eksport og økt import av andre varer og tjenester. Dette vil gjøre oss ytterligere sårbare overfor et senere prisfall.
Norges og andre store petroleumseksporterende lands sterke avhengighet av petroleumsinntektene kan på denne måten føre til at de store og svingende inntektene blir så overstyrende for den økonomiske utvikling at evnen til å styre selv blir redusert eller går tapt. I Norge har dertil ofte regionalpolitiske og sysselsettingshensyn i sektoren vært styrende for hvor stor sektoren har blitt. Uten sammenfattende avveininger om både nærings- og regionalpolitiske, makroøkonomiske, miljø- og markedsmessige, utenriks og sikkerhetspolitiske forhold vil fordelene ved petroleumsinntektene over tid kunne snus til en ulempe. Inntektene har over tid da ikke nødvendigvis gjort landet rikere, og det har kanskje heller ikke fått noen internasjonale fordeler av en sterk posisjon i verdens viktigste varemarkeder. Tvert imot kan landet ha blitt både følsomt og sårbart overfor internasjonale begivenheter, endringer i ett enkelt marked, store selskapers interesser og stormakters politikk, dvs. tilsvarende som enkelte latinamerikanske land har blitt karakterisert som "bananrepublikker" (Austvik, 1999b).
Statens inntekter fra petroleumssektoren
Staten tar gjennom skattesystemet og Statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE) de største vinster og tap som følge av inntektsendringer på sokkelen. SDØE ble opprettet i 1985 ved at Statoils eierinteresser i de fleste utvinningstillatelser på sokkelen ble splittet i en økonomisk andel til Statoil og en direkte økonomisk andel til staten. Staten har nå en direkte eierandel i de fleste olje- og gassfeltene på sokkelen som ble utbygget etter at ordningen ble innført (og altså ikke på felter som Ekofisk og Statfjord). Ordningen med SDØE innebærer at staten får direkte utgifter og inntekter på linje med øvrige rettighetshavere i et felt.
Petroleumsbeskatningen bygger på reglene for den ordinære bedrifts-beskatningen med en ordinær skattesats på 28 prosent. På grunn av den ekstraordinære lønnsomheten ved utvinning av petroleum (petroleums-renten), er det i tillegg utformet en særskatt på 50 prosent på denne typen næringsvirksomhet. Investeringene avskrives lineært over seks år fra det år investeringen påløper. Til fratrekk i beregningsgrunnlaget for særskatten kommer en friinntekt på 5 prosent av investeringene.
Figuren under viser statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten for perioden 1975-1997. Statens netto kontantstrøm utgjøres av skatter, avgifter, netto kontantstrøm fra Statens direkte økonomiske engasjement, SDØE, og betalt utbytte fra Statoil. (Faktaheftet 1999, OED)
Mens Statens netto kontantstrøm var særlig stor på slutten av 1970-tallet og på begynnelsen av 1980-tallet, skyldtes det primært høye oljepriser. I denne perioden var dens andel av totale statlige inntekter også særlig stor (30-40 prosent). Kontantstrømmen sank dramatisk i forbindelse med oljeprisfallet i 1985/86. Virkningen ble forsterket av at SDØE-systemet ble innført, slik at Staten fikk store utlegg til investeringer. Den økte kontantstrøm utover på 1990-tallet skyldes på den annen side i hovedsak sterk produksjonsvekst, særlig på olje. Det skyldes også at avkastningen på SDØE etterhvert har gitt store inntekter, mens kostnadene ved engasjementene var utgiftsført tidligere (kontantprinsippet). Andelen av de totale statlige inntekter er imidlertid langt lavere enn på 1980-tallet (10-20 prosent). Hadde prisene vært like høye som da (før 1986), ville netto kontantstrøm i 1998 vært på 3-400 milliarder kroner årlig.
Petroleumsformue og petroleumsfond
Petroleumsressursene er en naturformue som ikke lar seg fornye. Virksomheten er gjennomgående mer lønnsom enn andre virksomheter, og gir opphav til en meravkastning av den kapitalen som investeres i næringen. Meravkastningen oppstår selv om det er fri etableringsrett og konkurranse, siden petroleumsressursene bare finnes i begrensede mengder og på få steder. Denne meravkastningen kalles petroleumsrenten. Eksistensen av en petroleumsrente er en hovedårsak til at Staten gjennom skatte- og avgiftssystemet tar en langt høyere andel av inntektene i denne sektoren enn i andre sektorer.
Petroleumsformuen kan på ethvert tidspunkt beregnes som dagens verdi av all fremtidig petroleumsrente. Den er et anslag på fremtidige forbruksmuligheter som petroleumsressursene forventes å gi, utover normal avkastning på arbeidsinnsats og kapital. Et anslag på petroleumsformuen må nødvendigvis bli meget usikkert. Usikkerheten knyttes særlig til fremtidige priser på olje, markedsforholdene for gass, fremtidige utvinningskostnader og størrelsen på de utvinnbare reserver. I Nasjonalbudsjettet 1996 ble Norges petroleums-formue anslått til 710 mrd. 1996-kroner. Ved beregningen ble fremtidige inntekter og utgifter neddiskontert med en realrente på 7 prosent.
Statens petroleumsfond ("Oljefondet") ble etablert i 1990 og skiller det offentliges bruk av petroleumsinntektene fra inntjeningen. I 1995 kom det for første gang penger inn på fondet. Svingninger i de offentlige petroleums-inntektene bestemmer hvor høye inntekter fondet får, men påvirker ikke årets statsbudsjett direkte, kanskje ikke heller neste års budsjett. Over det nivå som den makroøkonomiske balansen i økonomien tilsier, bør ikke petroleums-inntektene brukes innenlandsk. Den delen av Statens netto kontantstrøm som defineres inn på kontoen «oljefond», plasseres således i dag i sin helhet i andre land. Oljefondet bidrar slik til å redusere Norges følsomhet overfor inntektssvingninger. Etter presset mot norske kroner høsten 1998 ser det imidlertid ikke ut til at omverdenen helt ut har oppfattet at oljefondet nå reduserer oljeprissvingningenes kortsiktige betydning for etterspørsel og tilbud av norsk valuta.
Den langsiktige oppbygging og bruk av oljefondet er av betydning for hvorvidt vi kan bli sårbare på lengre sikt. Det er herunder grenser for hvor mye som bør investeres utenlands. Internasjonale investeringer er ikke fullstendig risikofrie, og avhenger blant annet av konjunkturer, tilpasninger i det internasjonale finanssystem, internasjonale og regionale økonomiske kriser osv. Dersom veksttakt til petroleumsfondet fortsetter i samme takt som i 1999 og 2000, og med avkastning på over 10 prosent på utenlands-plasseringen, vil fondet om få år komme opp i flere tusen milliarder kroner. Det kan derfor være et spørsmål om det er et behov for en mer aktiv og bevisst satsning for også å omstrukturere deler av næringslivet for å øke inntjeningen i ikke-oljerelaterte næringer, minske avhengigheten av olje-inntektene på lengre sikt og slik redusere den potensielle sårbarheten.
At det kan være nødvendig med en aktiv stat for å få til dette, skyldes blant annet at strukturendringene i internasjonal handel nå skjer raskere enn før, samtidig med at våre petroleumsinntekter fører til mindre akutt press på oss for å omstrukturere næringslivet enn det vi ville opplevd uten oljepenger, slik andre industriland må. Viktige konkurrenter for norsk næringsliv forserer strukturendringene ved at det offentlige gir hjelp og støtte til infrastruktur-tiltak, markedsstøtte osv (jamfør japanske MITI). Et viktig poeng for Norge om vi skulle følge en slik strategi, ville være hvordan en støtte skal gis, siden WTO- og EU/EØS-regler setter grenser for formen på støttetiltak til omstrukturering. Direkte støtteordninger er i mindre grad nå mulig. Politikk-opsjonene begrenses hovedsakelig til å støtte utbygging av infrastruktur (vidt definert, og inkludert forskning og utdannelse) og generelle næringstiltak. Det er også viktig å finne fram til områder der bruken av pengene ikke virker unødig inflasjonsdrivende.
Norge i nettofordringsposisjon overfor utlandet
Eksporten av tradisjonelle varer (industrivarer) og av tjenester har de siste 10-årene økt mindre enn importen av varer og tjenester. Utenom olje- og gasseksporten har Norge derfor nå et betydelig underskudd i driftsbalansen med utlandet. Tar vi med olje- og gassvirksomheten, får vi på den annen side i de fleste år betydelige løpende overskudd. Dette skyldes at oljeeksporten har økt såvidt mye på 1980 og 1990-tallet at den både kompenserer for den svakere utviklingen for eksporten av tradisjonelle varer og for de fallende realprisene på råolje.
Med de store oljeinntektene har Norge siden 1995 vært i nettofordringsposisjon overfor utlandet. Ved utgangen av 1999 utgjorde nettofordringene vel 95 milliarder kroner, eller 8.6 prosent av BNP. Ved årsskiftet 1999/2000 var petroleumsfondet alene kommet opp i 222 milliarder kroner, med etter hvert betydelig avkastningsvinst. Endringene i nettofordringene utgjøres av overskudd på driftsbalansen korrigert for netto kapitaloverføringer til utlandet og endringer i fordringer og gjeldsposter forårsaket av valutakursendringer og andre omvurderinger. Overskuddet på driftsbalansen pluss kapitaloverføringer fra utlandet til Norge motsvares av like store netto finansinvesteringer for de innenlandske sektorene samlet (Nasjonalbudsjettet 2000). Bare i 1997 økte Norge sine nettofordringer overfor utlandet med 45 milliarder kroner, mens alle andre nordiske land økte sin nettogjeld overfor utlandet, herav Sverige alene med 98 milliarder kroner (se figur 3).
Nasjonale mål, makroøkonomisk styring og fordelingspolitikk
Oppsummering – behov for ny kunnskap
Makroøkonomiske forhold knyttet til offshore investeringer og bruk av inntekter har vært et sentralt tema siden tidlig på 1970-tallet (Stortingsmelding nr. 25 1973/74). Det var imidlertid lenge vanskelig å skape nødvendig støtte for en langsiktig og helhetlig politikk. Det er i dag bred politisk enighet om at de svingende oljeinntektene ikke skal brukes til direkte forbruk, men investeres for videre inntjening og senere bruk. Formues-perspektivet er imidlertid i mindre grad gjennomført/fulgt opp i forhold til organisering/nye konsepter i petroleumsvirksomheten. Statlig deltakelse i petroleumsvirksomhet på norsk sokkel medfører også en risiko, og statens direkte eksponering øker gjennom statlige selskapers utenlandsengasjementer.
Forskning om forvaltning av petroleumsformuen og makroøkonomisk styring har vært et prioritert område på 1980 og 1990-tallet (Bjerkholt, Olsen og Strøm, 1990) og blitt fulgt opp gjennom institusjonelle reformer, som etableringen av petroleumsfondet. Makt- og demokratiaspektet har vært lite eksplisitt. Flertallskonsensus om generelle mål knyttet til formuesoppbygging og makroøkonomisk disiplin på 1990-tallet gjør at diskusjonen i stor grad dreier seg om hvordan de skal realiseres. En kan si at hovedmålene og diskusjonene om å utnytte petroleumsinntekter og formue til det beste for hele samfunnet reflekterer en normativ modell, men debatten har hovedsakelig dreid seg om ansvarlig og effektiv styring. Her ligger det en spenning i forhold til ulike distrikts- og velferdspolitiske hensyn, utover den regional-diskusjonen som eksempelvis er behandlet i Olsen & Reiersen, 1991.
Det er behov for omstilling og økt verdiskapning i norsk næringsliv. Bruk av oljepengene innenlands til slik omstilling har så langt ikke vært særlig aktuelt. Det vil imidlertid være interessant med analyser om i hvilke sektorer og geografiske områder oljepenger kunne brukes som hjelp til fremtidig innenlandsk verdiskapning uten at de uheldige makroøkonomiske virkningene blir for store. Det kan være et tidsspørsmål før politikere ønsker å bruke deler av oljefondet innenlands. Et tema som har vært diskutert og faglig utredet er fordeling av formue over generasjoner. Det har ennå ikke slått inn i politikken, men det er en problemstilling som har klare makt- og demokrati-aspekter.
Spørsmålet om å maksimere petroleumsformuen ved å optimalisere utvinningstakt og oppbygning av oljefond over tid vil også bli viktig. Ved å flytte deler av formuen fra havbunnen til internasjonale fordringer spres risiko fra petroleumsvirksomheten og fremtidige priser og kostander som følger med. Siden heller ikke utenlandsinvesteringene er fullstendig risikofrie, betyr det at oljefondet ikke bør vokse over alle grenser (Se Norges Bank, 2000, om avkastning av oljefondet i 1999). Det er behov for en bevissthet hvordan optimaliseringen mellom produksjonsprofiler og avkastning og plassering av oljefond skal foretas, med vurdering av tilhørende risiko knyttet til de enkelte elementene.
Makroøkonomiske styringsspørsmål har i en viss grad dreid seg om myndighetenes muligheter for å realisere strategiske interesser og øke sin handlefrihet i forhold til internasjonale rammer. Det har lenge vært erkjent at innenlandsk bruk av petroleumsinntekter kan få uheldige følger for priser, lønninger og valutakurser, og dermed den nasjonale konkurranseevne. En annen side ved dette er de store svingningene i oljeprisene. Etableringen av oljefondet og en økt bevissthet om den internasjonale betydning av norsk petroleum med tilhørende diplomati er forsøk på å motvirke den sårbarhet som eksisterer i forhold til internasjonale rammer. En tilsvarende bevissthet om Norges rolle som betydelig gasseksportør kan være i ferd med å presse seg fram.
Et annet viktig trekk i det internasjonale bildet er framveksten av
den økonomiske og monetære unionen med en felles mynt,
Euro,
så langt blant 11 av EUs 15 medlemsland. Norges forhold til
Euroen
er blant annet diskutert i Isachsen (1999). Det vil være behov
for
analyser som klargjør hvordan petroleumsinntektene
påvirker
Norges forhold til ØMU-landene på det valutapolitiske
området.
For eksempel vil det være interessant med videre analyser
(Lønning,
1997a og 1997b, Mundaca 1999, Mundaca & Strand, 1997) som på
den ene siden tar utgangspunkt i at Norge ikke bør velge å
knytte seg opp mot euro fordi vi er så annerledes enn disse
landene
(teori om optimale valutaområder), og på den annen side
vurderer
fordeler og ulemper ved å gjøre det, eventuelt
innføre
euroen i Norge, ut fra et stabiliserings-hensyn med svingende
oljeinntekter.
Etableringen av den petroleumspolitiske grunnmodellen 1960-72
Fastleggingen av norsk petroleumspolitikk var på 1960-tallet kjennetegnet av høye politiske ambisjoner, der sikring av suverenitet og kontroll med selskapene stod sentralt. Norsk økonomi var preget av høy og stabil vekst og full sysselsetting, og situasjonen var forventet å vedvare. Det var ikke behov for stimulans i norsk økonomi. Det var rimeligvis en generell interesse for mulig industriell ‘spin-off’, men omfanget av slike gevinster var ennå svært usikre. Norske myndigheter hadde ingen kunnskap om petroleumsvirksomhet. Det faktum at de opprinnelig hadde liten tro på at norsk sokkel rommet olje, og heller ikke hadde behov å stimulere norsk økonomi, betydde paradoksalt nok en styrking av myndighetenes forhandlingsposisjon overfor selskapene, siden de hadde begrenset interesse knyttet til utfallet (Andersen og Arnestad,1990).
Norsk politikkutforming og lovgivning var da en reaksjon på selskapsinitiativ, men dominert av norsk ekspertise med utenlandske selskaper på god armlengdes avstand. Denne prosessen var til å begynne med preget av en viss dobbelthet. På den ene siden gikk petroleumsloven langt i å fastlegge statlige rettigheter til å styre sektoren. Utviklingen av det internasjonale havretts-regimet styrket norsk suverenitet på kontinentalsokkelen. På den annen side var det en vente og se holdning, der en avventet resultater av den første konsesjonsrunden som balanserte en forholdsvis liberal tildeling med aktive leteprogrammer.
Ute i Nordsjøen var det ESSO som var først ute. De første prøveboringer ble gjennomført i 1966. Andre selskaper fulgte opp, men de første års optimisme ble snart snudd til pessimisme. Viktige selskaper begynte å snakke om å trekke seg ut. De spor som av olje og gass som ble funnet de første årene var ikke drivverdige. Først med Ekofiskfunnet lille julaften 1969 var det klart at det lå an til utvinning av olje og gass på norsk sokkel. Det satte fart i norsk politisk debatt og i oppbyggingen av en norsk petroleumsadministrasjon.
Det var en restriktiv holdning til tosidige forhandlinger med selskaper, slik det kom fram ved tilleggsrunden i 1968. I denne sammenheng drøftet Oljerådet, som var regjeringens ekspertutvalg, også muligheter for mer aktiv stats-deltakelse. Straks det ble klart at ressurser fantes i et visst omfang ble generelle ambisjoner fulgt opp i form av oljepolitiske mål (1971) og vedtak om administrativ struktur rundt en funksjonell oppdeling i policy-utforming, teknisk kontroll og direkte deltakelse (1972).
Hovedmålene for norsk petroleumsvirksomhet ble fastlagt av Stortinget i 1971; i de såkalte ’10 oljepolitiske bud’. Disse målene har vært rammen rundt den videre utvikling. De gir et bilde av hva myndighetene ønsket å oppnå, og som de ikke stolte på at markedet ville frambringe uten statlig inngrep. Det var avgjørende for oppbygging av styringskompetanse og særlig operativ kompetanse gjennom Statoil. Politikernes rolle var preget av ‘faste holdninger’, men passivitet i oppfølgingen av overordnede mål. Ekspert-dominans i lovgivning og utvikling av administrativt design hadde derfor et sterkt rasjonelt preg, uten forstyrrelse fra hverken politikere eller utenlandske selskaper, og det meldte seg heller ingen andre norske interessenter på dette stadiet.
Grunntanken bak den norske modellen kan oppsummeres på følgende måte. Det forelå en alvorlig og vedvarende trussel om styringssvikt overfor selskapene. Mangel på informasjon om geologi og selskaper, selskapenes størrelse og holdninger og fraværet av infrastruktur truet etablerte styringsformer og markedsmodeller. Myndighetenes hovedmål var:
a) ikke miste kontroll
b) bruke kontroll til å sikre at olje og (etterhvert) gassintertene kommer hele det norske samfunn til gode.
Etter 1972 var det institusjonelle hovedmønster lagt: Først petroleumsloven og seinere et design for norsk petroleumsadministrasjon vedtatt i 1972. Neste trekk var å bygge opp norsk kompetanse, for å realisere strategien for aktiv kontroll og deltakelse. I mellomtiden holdt man igjen på tildeling av nye konsesjoner. Produksjonen var knapt kommet igang. Selv om inntektene var svært begrensede var det likevel skapt forventninger om betydelige ’ekstrainntekter’ til den norske staten i løpet av få år. Det var imidlertid ikke bare av det gode. Perioden var preget av effektiv og rasjonell institusjons-utforming preget av norske grunnholdninger. Det var mer statsbygging enn industribygging, men ambisjonen var at de rammer som var lagt skulle forme utviklingen av det industrielle system i Nordsjøen.
Oljesjokk, utvikling og norsk kompetanse: 1973-83
Utviklingen av norsk petroleumspolitikk og institusjoner på 1970-tallet, og særlig etter 1973, ble sterkt preget av oljekrisene. Det er imidlertid viktig å holde fast på at hovedambisjonene var fastlagt før noen hadde en anelse om hvilken vei utviklingen ville ta. Statsaktivisme var i utgangspunktet ikke en respons på oljekrisen i seg selv. Nasjonaliseringen av oljeselskapene rundt det første oljesjokket (se boks) gjorde det imidlertid internasjonalt politisk mulig også for Norge å ha en sterk og aktiv stat i petroleumssektoren.
Koplet med etterkrigstidens sosialdemokratiske tradisjon med statsbedrifter og sterk offentlig styring, fikk en slik grunnorientering gunstige vilkår på 1970-tallet. Utviklingen i Norge kan oppsummeres langs tre dimensjoner:
En sterk stat med forhandlingsstyrke skulle kunne utnytte muligheter til å realisere politiske ambisjoner. Den videre operasjonalisering av stats-aktivistiske holdninger skjedde under svært gunstige rammebetingelser. En stor del av ressursene på norsk sokkel var ennå ikke tildelt og en timeplan var lagt som gjorde at nye store tildelinger på slutten av 1970-tallet - under Iran - Irak konflikten - falt sammen med et historisk toppunkt i nasjonalstatens forhandlingsstyrke overfor internasjonale selskaper. En kan kanskje si at norske myndigheter ble revet med, og kunne gå lenger enn de hadde forestilt seg som mulig få år tidligere. Paradoksalt nok var den internasjonale utvikling slik at jo mer radikale norske myndigheter var, jo mer moderate framsto de i internasjonalt lys, der trusler om nasjonalisering hørte til dagens orden. Dominerende statlige andeler i alle attraktive konsesjoner, kombinert med ‘bæring’ i letefasen og glideskala etter funn er eksempler på tilleggskrav som ble lagt inn i norske konsesjoner.
Oppbygging av nasjonal ekspertise tok tid. På den annen side var det norske politisk-administrative systemet utformet slik at det stimulerte læring på norsk side. Individuelle lisenssøknader var en særnorsk konstruksjon som skapte informasjonsrikdom på myndighetssiden. Selskaper leverte konkurrerende analyser av samme blokker, og myndighetene satte sammen lisensgruppene for hver blokk. Sentralt i kompetanseoppbyggingen stod Statoil som skulle være bindeleddet til operativ kunnskap om virksomheten. Det viktigste enkeltvirkemiddel var tildeling av nye konsesjoner, der Statoil fikk dominerende andeler i alle attraktive blokker og ble en ettertraktet partner for de utenlandske selskapene. Statoil ble opprettet i 1972, men det var uklart hvilken rolle selskapet skulle spille på sikt. En tanke var at det sammen med Hydro og Saga (som ble styrket på begynnelsen av 1980-tallet) i stor grad skulle kunne erstatte utenlandsk deltakelse, noe som skapte bekymring blant internasjonale selskaper. Stat og Statoil var i mange sammenhenger synonymt.
Utviklingen av sektoren førte også til presisering av mål, i form av nye delmål. Noen delmål var knyttet til modning av administrativt system og erfaringer gjort i sektoren. Et eksempel er mål om fortrinnsbruk av norske varer og tjenester. Et annet var stimulering av oppdrag til verftsindustrien i distriktene. Et tredje det utvidete industri og teknologisamarbeidet som søkte å kople utenlandske selskaper til andre deler av norsk industri. Et annet var introduksjon av internkontroll for teknisk sikkerhet og arbeidsmiljø.
Forventningen om at petroleumsvirksomheten kunne bli en viktig økonomisk sektor satte virkninger for nasjonal økonomi og samfunn på dagsorden. Viktig temaer på midten av 1970-tallet var utvinningstakt og bruk av (framtidige) oljeinntekter for å møte konjunkturtilbakeslag. Målet om 90 millioner tonn oljeekvivalenter var lenge et mantra for norsk petroleumspolitikk. Det reflekterte en overoptimistisk vurdering av mulighetene for øke produksjonen på forholdsvis kort sikt, men også et ønske å markere nasjonal kontroll med utvinningstakten overfor selskaper såvel som industrielle konsumentland i en periode der olje ble ansett som en knapp ressurs.
Oppsummerende kan vi si at oppbyggingen av det industrielle system i Nordsjøen var preget av at myndighetene på en aktiv måte gikk inn og påvirket både gjennom rammer, roller og ikke minst tilgang til ressurser og oppbygging av nye aktører - der hovedlinjene var fastlagt før oljekrisen i 1973. På begynnelsen av 1980-tallet var det derfor etablert et hierarkisk styringssystem rettet mot begrenset antall aktiviteter, og der Statoil i økende grad var bindeleddet mellom myndigheter og selskaper. Det var både politisk instrument og operativt selskap under oppbygging.
1980-tallet: Kommersialisering og nye utfordringer
Tidlig på 1980-tallet syntes situasjonen å være preget av vellykket og konsolidert posisjon i forhold til kontroll. Pengene strømmet inn, og norsk kompetanse var snart operativ (det var ikke sektorpolitikkens skyld at petroleumsinntektene allerede var brukt på forskudd i 1970-årene). Petroleumspolitikk var først og fremst oljepolitikk, og Norge var duksen i den internasjonale klassen der stater i økende grad hadde tatt makten og fortjenesten på bekostning av de flernasjonale selskapene. De mest iøynefallende problemene var knyttet til interne motsetninger i det norske systemet. De viktigste var knyttet til Statoils rolle og militante fagforeninger i operatørselskapene som kunne true norsk produksjon og som måtte holdes i sjakk gjennom bruk av tvungen lønnsnemd (Andersen 1988).
Fram mot tidlig 1980-tallet var petroleumspolitikken preget av :
Fornorskningspolitikken hadde vært vellykket. Statoil fikk i 1984 sitt første operatøransvar på Statfjord-feltet, som de (i følge avtale) overtok fra Mobil som hadde stått for utbygging, og også drift de første årene. Mange nye oppgaver stod for tur. Allerede tidlig på 1980-tallet utviklet det seg en økende skepsis til mange av delmålene som hadde blitt introdusert i petroleumspolitikken. Partiet Høyre - som kom i regjering i 1981 - ønsket blant annet å redusere Statoils dominerende rolle (Osmundsen 1981). De ønsket ikke at myndighetene skulle styre kontrakter eller stimulere til partnerskap som markedet selv ikke fant tjenlig, selv om det på kort sikt kunne stimulere regional utvikling. I tilknytning til slike forhold ble Statoils rolle problematisert.
Skepsis knyttet seg dels til Statoils som storaktør i det nasjonale industrielle miljø, dels til selskapets dobbeltrolle overfor myndighetene som politisk instrument og som største konsesjonsinnehaver på sokkelen. Fram til 1984 hadde Statoil forvaltet alt direkte statlig eierskap på sokkelen. Ettersom det statlige eierskapet vokste gjennom nye lisenstildelinger skapte det bekymring i deler av det politiske miljø (særlig Høyre) og blant øvrige oljeselskaper. Statoilkompromisset i 1984 innførte et skille mellom statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) og Statoil. SDØEs andel av investeringene ble dekket direkte over statsbudsjettet og Statoil kunne ikke lenger representere SDØE i beslutninger om de enkelte lisenser. I tråd med dette var det større vekt på oppbyggingen av de andre nasjonale selskapene Hydro og Saga, og ikke bare Statoil.
Tendensen til kommersialisering ble styrket utover 1980-tallet. Det store oljeprisfallet i 1986 kom som et sjokk og synliggjorde på en dramatisk måte at petroleumsvirksomheten ikke bare rommet store fortjenestemuligheter, men også betydelig risiko. Pga. skattesystemet var det den norske staten som absorberte mesteparten av risikoen, men også oljeindustrien ble hardt rammet. På kort tid skjedde det en veritabel revolusjon på kostnadssiden, gjennom ny teknologi og organisasjonsformer i industrien. Særlig på teknologisiden var det rom for betydelig samarbeid som var med på å bygge bro mellom nasjonale og internasjonale selskaper som nå var i samme båt. Forhandlings-forholdet ble endret i favør av de internasjonale selskapene (Andersen og Arnestad 1990). Men det var også en tendens til understrekning av felles interesser – ’skjebnefelleskap’ – mellom statlige og private interesser i sektoren. Et resultat var en sterkere understrekning av en mer nøktern og kommersiell holdning.
Tendensen til å ta sterkere kommersielle hensyn ble ytterligere forsterket av Mongstad-saken som ikke bare førte til lederskifte i Statoil, men også til et politisk klimaskifte i selskapet. Hverken politikere eller Statoils nye ledelse ønsket en politisk rolle for Statoil, og særbehandlingen av nasjonale interesser gjennom ‘carried interests’ og glideskala ble etterhvert avviklet. I neste omgang ble det gradvis aksept for at Statoil og statlige myndigheter ikke nødvendigvis trengte å være med som eiere overalt på sokkelen.
Forslaget om ‘kø-ordning’ for utbyggingsprosjekter ble introdusert 1986, som et forsøk på å dempe aktivitetsnivået og dermed nasjonal sårbarhet og avhengighet i forhold til petroleumsvirksomheten. Usikkerhet om godkjenning av nye prosjekter gjorde at selskapene framskyndet utbyggingsplaner. Kø-ordningen viste seg vanskelig å gjennomføre i praksis. Resultatet ble at selskapene selv i praksis fikk bestemme utbyggingstidspunkt, selv om myndighetene i prinsippet kunne gripe inn. Siden mange prosjekter var klargjort førte det til en opptrapping av utbyggingstakten. Problemene med gjennomføring av kø-ordningen var særlig knyttet til ikke-diskriminerende kriterier for rangering og muligheter for søksmål ved inntektsbortfall som følge av forsinkelser i forhold til selskapsplaner.
De første årene hadde norske myndigheter vært opptatt av olje og av å bevare kontroll med oljeindustrien. Utviklingen i det europeiske gassmarkedet på 1980-tallet skapte en ny situasjon. Norge hadde eksportert gass fra Ekofisk- og Frigg-feltene i mange år. Samtidig var peroleumsregimet i utgangspunktet et oljeregime, der rettighetshaverne fritt kunne selge sin andel av produsert olje. Strukturen i det europeiske gassmarkedet ga imidlertid gassalg en annen karakter. Feltene ble forhåndssolgt før utbygging, og kontraktene var svært langsiktige, typisk på 20 år.
I 1982 ble norsk energipolitikk dertil brått del av et storpolitisk spill. For å hindre at vesteuropeiske land gjennomførte en betydelig gasskjøpsavtale med Sovjetunionen, prøvde USA å få Norge til å øke sin produksjon av gass som erstatning for de sovjetiske leveransene. Amerikanerne fremholdt at dersom Vest-Europa ble for avhengige av sovjetisk gass, kunne Vest-Europa komme under press i en krisesituasjon. Russerne kunne skru igjen kranene for å stoppe energiforsyningene, mente amerikanerne. Det at Norge ble trukket inn i dragkampen om den sibirske gassrørledningen allerede i 1982, viste for første gang tydelig at det er av betydning også for andre land hvordan vi formulerer vår energipolitikk. (Austvik, 1991b).
På det tidspunkt USA framsatte ønsket om utvidet norsk gassproduksjon til erstatning for den russiske gassen, var oljeprisene, og dermed også gassprisene, høye. Statfjord-kontrakten fra 1980/81, som inneholdt de til da høyeste prisene på naturgass i Europa, bygget opp under dette forventningspresset. Amerikanernes politiske press for å få kjøperlandene til å kjøpe norsk framfor russisk gass kom i tillegg til denne gunstige markedssituasjonen. Utsiktene for salg av norsk gass syntes svært lyse på begynnelsen av åttitallet, både ut fra en kommersiell og politisk synsvinkel. Selv om det amerikanske kravet om økte norske gassleveranser var forfeilet på kort og mellomlang sikt, viser imidlertid et brev fra Reagens energi-minister William Martin i 1995 at amerikanerne selv oppfatter at politikken overfor Norge som vellykket (Lerøen, 1996).
Forhandlingene om Trollavtalen brakte nye internasjonale politiske elementer inn i norsk petroleumspolitikk (Andersen 1989, Austvik i Kibsgaard et.al., 1998). Norsk petroleumspolitikk ho>
Etter gassembargo-saken fikk vi igjen erfare at virkeligheten var
mer
sammensatt ved markedets og andre lands reaksjoner på Statoils
prisnedsettelse
på olje i 1984. Reaksjonene kom særlig fra OPEC, og tydet
på
at norsk oljepolitikk i alle fall i noen form og grad allerede hadde en
innvirkning på markedet, og at vi muligens ikke bare er en ren
pristaker,
i alle fall ikke i alle situasjoner. Heller ikke frikoplingen av norsk
produksjons-politikk fra markedsforhold og andre lands politiske vedtak
viste seg å være fullt ut reell. Det britiske avslaget av
Sleipner-avtalen
og utsettelsen av gass- og framskyndelsen av oljeproduksjonen etter
hvert
som det utviklet seg et avsetningsproblem for gass til kontinentet
(oljeopsjons-politikken)
var tegn på dette. Sammen med press fra OPEC i et svakt
oljemarked
førte dette etterhvert til at Norge måtte vurdere hvorvidt
det ville være hensiktsmessig å engasjere seg med en mer
aktiv
markeds- og utenrikspolitikk i energi-markedene. Med den erklærte
støtten til OPEC og inngåelsen av Troll-avtalen i 1986 ble
så det eksplisitt uttrykt at norsk petroleumseksport ikke lenger
bare er et innenriksøkonomisk og -politisk anliggende, men at
den
også er influert og bestemt av utenrikspolitiske og
markedsmessige
forhold. Kursendringen justerte da også på sett og vis
myndighetenes
innsats mer i takt med energimarkedenes faktiske måte å
fungere
på, nemlig som et samspill mellom økonomiske og politiske
variable, og ga uttrykk for at regjeringen da mente at Norge, direkte
eller
indirekte, i noen grad kan påvirke energimarkedene.
Norsk dominans - kontroll og risiko
Norsk petroleumsindustri var blitt et resultat av en aktivistisk myndighetsstrategi med sikte på å skape et oligopol dominert av Statoil, Hydro, Saga og leverandørindustriene. Det målet er i stor grad blitt realisert.
De norske selskapene og SDØE kom i økende grad til å dominere virksomheten på norsk sokkel, i form av operatøransvar, investeringer og produksjon. Som det framgår av figur 5. Statoil framtrer som ‘klanleder’ i et system med høy grad av konsentrasjon - og langt høyere enn for eksempel Storbritannia. Ser vi operatøransvar har det ledende selskap i Storbritannia 19 prosent, mot 28 prosent i Norge. For de fire viktigste selskapene er tallene 45 mot 62 (Andersen og Noreng 1997).
Prisfallet i 1986 hadde vist hvor sårbar norsk petroleumsvirksomhet var for faktorer som norske myndigheter hadde liten kontroll over. Nasjonalisering av virksomheten hadde også ført til nasjonalisering av risiko, særlig for Staten. Skattesystemet var med på å forsterke effekten av slike svingninger. Selv om prisene steg etter 1986, så kom de ikke tilbake til nivået fra tidlig 1980 (da også dollarkursen var sterk). På toppen av dette kom den økte bruk av energiavgifter i konsumentland som virket dempende på råoljepriser og overførte en betydelig andel av grunnrenten til konsumentlandenes regjering. Maktforholdet mellom eksportland og konsumentland var drastisk forrykket (Austvik 1996).
Norsk petroleumsvirksomhet ble bygget opp i en periode preget av høye priser og der produsentlandene hadde en sterk posisjon overfor private selskaper og konsumentland. Helt siden prisfallet på midten av 1980-tallet har disse faktorene endret seg i norsk disfavør. Det har ført til betydelig restrukturering innen olje- og gasseksporterende land og i bransjen generelt. Det har skjedd betydelige tilpasninger og endringer i deler av det norske petroleumspolitiske system, men hovedstrukturen har ligget fast. Internasjonalt framstår Norge som et av de land som ved inngangen til det tredje årtusen har bevart mest av 1970-tallets ordninger.
Fra olje til olje- og gassnasjon
Idet produksjonen av naturgass i Europa i stor utstrekning foregår>
Transmisjonssledningene spiller her en helt spesiell rolle. De medfører såvidt store investeringer at rørledningsselskapene ofte blir monopolister på transport-tjenester mellom et selger- og kjøperområde av gass. Det er viktig å ha fysisk adgang til transmisjonssystemene, likeså er det viktig hvilken tariff som skal betales. Hvor store utslag ulike organisasjonsformer gir, vises på norsk sokkel gjennom tariffer i Norpipe- og Statpipe-systemene. Mens Norpipe er et "cost-plus"-selskap, opptrer Statpipe mer selvstendig med en tariff som legger inn en ny betydelig fortjeneste (Austvik, 1984). Allerede på slutten av 1980-tallet var det antakelser om at transport- og produksjons-kostnadene for Statfjord-gass var høyere enn gassprisen på grunn av transportleddet Statpipe (Austvik, 1987a).
I markedet fikk Norge merke denne problematikken i 1987 i forbindelse med gassavtalen til ÖMV Aktiengesellschaft i Østerrike på 1 BCM. For å komme til Østerrike, må gassen passere vest-tyske Ruhrgas’ rørledningsnett. Ruhrgas ønsket imidlertid ikke å opptre som transportør, men ville heller kjøpe gassen og selge den videre til ÖMV. Ruhrgas satt således faktisk, på kort og mellomlang sikt, og kanskje også på lang sikt, med vetorett i forhold til en norsk gassavtale med Østerrike. Det er grunn til å anta at denne type problemer dannet noe av bakgrunnen for ønsket om å legge en ny rørledni>
Utvikling i energimarkeder og priser aktualiserte endringer i norsk gasstrategi (Bergesen og Claes 1990). Økt betydning av gassalg skapte behov for en ‘påbygging’ av norsk konsesjonssystem som først og fremst var lagd for olje som ‘solgte seg selv’ i et marked. Gassmarkedet i Europa var preget av sterk konsentrasjon omkring noen få statlige (eller i alle fall statlig dominerte) kjøpere, og få tilbydere. Det norske Gassforhandlingsutvalget (GFU) ble et nasjonalt forhandlings- og salgskoordineringsinstrument som la begrensninger på eiernes rett til å selge den gassen de allerede hadde funnet (Estrada et al 1988). Gassalg utfordret også det norske systemet på en annen måte. Myndighetene og norske selskaper møtte her andre selskap og kjøperlands regjeringer som en ny type motpart. De utfordret myndighetene på en annen måte enn selskapene (Andersen 1989).
Innenrikspolitisk var ble det også skapt nye politiske konstellasjoner. En av hensiktene med Statoilreformen hadde vært å svekke selskapets dominerende rolle som premissleverandør overfor Olje- og energidepartementet. Noen mener at denne reformen i så måte ikke gikk langt nok. På slutten av 1980-tallet var det imidlertid en tendens til at Statoil – og andre selskaper – i økende grad gikk rett på de politiske representanter på Stortinget for å fremme sine synspunkter. Dette var et nytt fenomen i forhold til det bilde Maktutredningen hadde tegnet av norsk politikk siste halvdel av 1970-tallet. Der var det særlig de store (representative) organisasjonene som stod i inngrep med og supplerte den parlamentariske styring. En studie fra 1980-tallet pekte på at store selskaper generelt var i ferd med å skape en ny og direkte form for kontakt- og påvirkning. Disse selskapene var med på å fremme en ny type lobbystil i Norge og oljeselskapene var en viktig del av dette (Heum 1993).
Så langt har vi skissert den historiske bakgrunnen for norsk petroleumsvirksomhet. Den er viktig for å forstå dagens utfordringer. Samlende kan vi si at ’den norske modellen’ var skapt av og gjenspeilte norsk statsaktivisme. Overgangen fra oppbygging til operativ fase falt sammen med dramatisk skifte i rammebetingelser som demonstrerte betydningen av effektivitet i norsk sektor, knyttet til ny teknologi og organisasjon, og internasjonale politiserte markeder. Norsk petroleumssektor fikk stor grad av autonomi i forhold til myndighetene, og Statoil var blitt den dominerende kommersielle aktør som ikke bare påvirket, men også ble gjenstand for omfattende påvirkning fra utenlandske selskaper. Myndighetene ble imidlertid dels tvunget til å akseptere at både olje- og gasspolitikken hadde virkninger overfor andre land, selskaper og markeder. Gassmarkedets politisering og konsentrasjon der norske myndigheter måtte forhandle med nye typer motparter i konkurranse med andre gasseksportører. Etter hvert har erkjennelsen av at petroleumsmarkedene er sterkt politisert, og at Norge må veie utenrikspolitiske hensyn inn i utformingen av petroleumspolitikken, blitt mer befestet både på departementalt og politisk plan.
Virksomheten på norsk sokkel er dominert av noen få integrerte selskaper innen en ramme for incentiver og kontroll som myndighetene har skapt for å strukturere virksomheten. Skatteobjektet er selskaper - deres totale virksomhet på sokkelen - og ikke felt eller spesielle funksjoner knyttet til virksomheten. Skattesystemet var opprinnelig et virkemiddel til å holde store integrerte selskaper ’inne’ på norsk sokkel. Det gir incentiver for etablerte selskaper til å bruke penger - på leting, teknologiutvikling - før skatt. Det har imidlertid den bi-effekt at administrativt genererte kostnadstall for enkelte deler av selskapers virksomhet ikke uten videre speiler effektiviteten. Satsingen på integrerte selskaper virker også til å stenge ’ute’ mellomstore og små selskaper fra norsk sokkel. Det er selskaper som ofte nettopp har som strategi å spesialisere seg på å utnytte små felt eller den olje som selskaper har lagt igjen i ferdig produserte felter.
Dagens skattesystem bidrar ikke til kostnadsbevissthet i den grad som er ønskelig. Det innebærer at konsekvensene av selskapenes kostnads-overskridelser på nye utbyggingsprosjekter i stor grad belastes den norske stat direkte gjennom reduserte skatteinntekter. Riktignok har selskapene klart å redusere kostnadene - gjennom det såkalte NORSOK-samarbeidet - med 15 - 50 prosent over en periode på 5 år. Poenget her er imidlertid at selskapene i stor grad slipper kostnadene på prosjekter der de ikke lykkes.
Skattesystemet har også effekter for norske oljeselskaper som en kan reise spørsmålstegn ved, i lys av bl.a. den internasjonalisering som foregår. Statoil er i ferd med å bygge opp et omfattende internasjonalt engasjement, og var i 1999 representert i 26 land. De er riktignok ikke operative i alle disse landene, og som en følge av oljeprisfallet høsten 1998 er selskapet i ferd med å slanke sin internasjonale portefølje. Selv om det dramatiske prisfallet framtvinger kostnadskutt, er problemet - fra et incentivsynspunkt - at selskapet betaler skatt i Norge først etter at utenlandske investeringer er gjort. Som stat>
Internasjonalisering av norske selskaper i form av utenlandsengasjement kan ses som horisontal ekspansjon som ikke reduserer men øker risiko, om vi sammenlikner med alternativet som er å bygge opp fond. Enkelte har hevdet at myndighetene i det minste burde skille mellom Statoils nasjonale og internasjonale engasjement, muligens gjennom et holdingselskap. Privatisering er i denne sammenheng nevnt som et element som burde inn for å styrke økonomisk styring. Det er særlig Statoils virksomhet utenfor kjernevirksomheten på sokkelen som har vært nevnt, som for eksempel bensinstasjoner. Gjennom oppkjøp er Statoil allerede deltaker i raffinerings- og rederivirksomhet med blandet eierskap. En kan også tenke seg begrenset salg av Statoils eierandeler på sokkelen. Begrenset utenlandsk oppkjøp av Statoil truer ikke statlig kontroll med selskapet, siden 1/3 eierskap gir såkalt ’blokkerende’ mindretall.
Samarbeid om produksjonsbegrensninger var lenge tabu i norsk petroleums-politikk (Claes 1998). På 1970-tallet og store deler av 1980-tallet var det betydelig politisering omkring interne forhold i norsk petroleumspolitikk (i forhold til selskaper, norsk styringskjede etc.), men det ble lagt stor vekt på at kommersielle hensyn dominerte i forholdet til (delvis turbulente) internasjonale omgivelser. Fra 1986, etter oljepriskollaps, gikk imidlertid Norge med på samarbeid med OPEC om produksjonsreduksjoner på 7,5 prosent, vel og merke i forhold til planlagte produksjonsøkinger. Det varte til 1990. Produksjonen økte likevel fra 0.9 til 1.7 millioner fat pr. dag, dvs. mer enn en fordobling. Også i 1998 har lave priser ført til samarbeid, der Norge har forpliktet seg til en reduksjon på 100.000 fat pr. døgn. I denne perioden har Norge gått fra å vært en såkalt ‘marginal’ eksportør til å bli en stor aktør i markedet, med ca. 8 prosent av verdenshandelen (som er dobbelt av norsk andel av verdensproduksjonen) (Austvik 1998).
Spørsmålet er om ikke Norge burde søke å utnytte sin posisjon som stor aktør på en mer bevisst måte, for å styrke priser og dermed statlige inntekter. På dette området har imidlertid norske myndigheter vært forsiktige og reaktive, og det er flere grunner til dette:
For det første, norske samarbeidspartnere - på olje (OPEC+) som på gassiden (Russland, Algerie) - framtrer ikke bare som lite forutsigbare, men ligger politisk også langt fra Norge. For nær tilknytning kan være politisk vanskelig. Norge har en dobbeltrolle, økonomisk og sikkerhetspolitisk, som kan skape vanskelige avveininger.
For det andre, planmessig produksjonssamarbeid er ikke så lett i forhold til andre produsentland som ofte har vært styrt av kortsiktighet og opportunisme. Samtidig er det ikke så lett å variere produksjonen, av tekniske og økonomiske grunner. Ensidig plan for produksjonsreduksjoner på norsk side er også uheldig siden det gir selvbindinger som svekker norsk forhandlings-styrke i forhold til samarbeidspartnere. Austvik 1998 hevder at det likevel er mulig, å påvirke mer bevisst, med et realistisk ambisjonsnivå. En økning i prisen på en dollar/ fat tilsvarer en milliard i økte norske inntekter.
For det tredje, har imidlertid en slik strategi også problemer knyttet til koordinering av politikk, særlig mellom NOE og UD. Selv om slike spenninger har fått liten oppmerksomhet, så er den der. Forhandlingene om Energichartertraktaten og Gassdirektivet viste imidlertid at slike spenninger kan oppstå i saker med en internasjonal dimensjon (Andersen 1997). Forholdet mellom petroleumspolitikken og internasjonale miljøforhandlinger viser at slike uoverensstemmelser også kan foreligge på andre områder.
Oppsummerende kan vi si at det norske systemet har oppfylt ambisjonen om å skape et industrielt system med stor grad av nasjonalt og statlig kontroll. incentiver og virkemidler er imidlertid i stor grad knyttet til interne relasjoner i det norske systemet. Interne regler har svakheter som undergraver økonomisk effektivitet. Problemet er at dagens utfordringer ikke så lett lar seg innpasse i det som er hovedmodellen for norsk petroleumspolitikk.
Industriell dynamikk og sektormodning
Utvikling av en oljeprovins er knyttet til kunnskap, risiko, funnrater, kostnader og fortjenestemarginer. Det betyr at stater som grunneiere såvel som selskaper har ulike interesser og strategier i ulike faser. Betydningen av slike faser er knyttet til internasjonale rammebetingelser der særlig maktforholdet mellom eksportørinteresser og konsumentinteresser står sentralt. Utviklingen av en oljeprovins kan skjematisk oppsummeres som følger (Andersen og Noreng (1997):
Oppbyggingsfasen vil være preget av stor usikkerhet til geologi og til lokale forutsetninger. Myndigheter og etablert petroleumsindustri vil imidlertid være i ulik situasjon. Selskaper har erfaring å bygge på, for myndigheter vil det også eksistere usikkerhet knyttet til kunnskap og kompetanse om virksomheten og ikke minst om selskapene de står overfor. Samtidig vil denne fasen som regel være preget av at flere prospekter og særlig flere store prospekter kommer inn i bildet enn hva som besluttes utbygget. Slik øker både antallet prospekter og deres størrelse og lønnsomhet.
Modenhetsfasen er kjennetegnet ved at ambisiøse myndigheter har hatt tid til å bygge opp styringskapasitet og kompetanse og en industriell struktur som sikrer politiske mål. Samtidig er denne fasen preget av at en viss balanse mellom det antall prospekter som blir påvist og det antall som besluttes utbygget, men etterhvert med en nedgang i størrelsen og lønnsomheten av de prospekter som gjenstår til utbygging. Nedgangsfasen er særtegnet av et fall i antallet prospekter som kan bygges ut sammen med en nedgang i deres størrelse og lønnsomhet. Utfordringen er å sikre effektivitet som kan bringe ned kostnader på deler av norsk sokkel som har større modenhet. Det reiser spørsmålet om hva slags markedssvikt som foreligger i dagens situasjon og hva slags virkemidler myndighetene har til rådighet.
Faser i en oljeprovins
|
|
||||
| Parameter | Før funn | Før modenhet | Modenhet | Etter modenhet |
| Kunnskap | Lav | Øker raskt | Høy | Høy |
| Geologisk risiko | Høy | Faller raskt | Lav | Øker |
| Teknisk risiko | Høy | Faller raskt | Lav | Øker |
| Grensekostnad | Høy | Faller | Lav | Øker moderat |
| Behov for innovasjon | Sterk | Svekkes | Svak | Styrkes raskt |
| Oljeindustrien sammenliknet med andre industrier | Forskjellig, høy risiko og høy avkastning | Stadig mer forskjellig, fallende risiko og økende avkastning | Mindre risiko og høy avkastning | Gradvis økende risiko og fallende avkastning |
Implikasjonen for statlig styring og kontroll er at styrkeforholdet mellom partene - over tid - vris i retning av selskapene. De selskap som har hatt størst interesse i oppbyggingen av sektoren vil se seg om etter andre muligheter, med mindre rammer endres. En slik utvikling kan illustreres av utviklingen på britisk sokkel på 1990-tallet. Den britiske kontinentalsokkel har kommet lenger i modenhet enn den norske. Tendensen er at nye funn er få og forholdsvis marginale. Her gjør imidlertid kombinasjonen av infrastruktur, kunnskap og innovasjon at nedtrappingen er en forholdsvis langsom prosess. Stigende kostnader har ført til en drastisk skattelette for å opprettholde aktivitetsnivået.
Stadig mer marginale prospekter har imidlertid også ført til betydelig teknisk innovasjon, som bruk av flytende anlegg og produksjonsskip. I økende grad er ny teknologi tilgjengelig i markedet. De samme forhold gir også oljeselskapene incentiver til hard rasjonalisering av sin organisasjon og til å kutte tidsavstanden fra prosjekt til drift mest mulig. Høye kostnader og lav skatt gjør at oljeselskap på britisk sokkel har interesse av å eie minst mulig og å ha færrest mulig ansatte, for i stedet å kjøpe inn kvalifiserte tjenester. For å stimulere effektiviteten i innkjøpte tjenester har selskapene her også vist seg villige til å dele fortjenesten fra oljefelt ved å gjøre betalingen til kontraktører delvis betinget av sin egen inntjening. Dette har trolig vært av vesentlig betydning for å redusere kostnadene.
Selv med den sterke opptrappingen av aktivitetsnivået som har funnet sted i 1980-årene, har norsk petroleumsvirksomhet en langt lavere modenhetsgrad. Det må imidlertid skilles mellom de ulike deler av norsk sokkel:
I Nordsjøen, sør for 62o N antas i overkant av 80 pst. av reservene av olje og gass å være påvist. Omlag 70 pst. av de påviste reserver er besluttet utbygget. De reserver som ikke er besluttet utbygget er stort sett gass eller olje i mindre felt. Her er nye funn vanligvis små, eller befinner seg i umiddelbar nærhet av eksisterende felt. Denne del av sokkelen er godt kartlagt og infrastrukturen er godt utbygget. Det forventes ledig kapasitet i baser og rørledninger. På midt-norsk sokkel antas omlag en tredjedel av mulige funn å være gjort. Usikkerheten er imidlertid betydelig på grunn av områdets størrelse og uensartede geologi. Omlag en fjerdedel av de påviste reserver er her besluttet utbygget. Kunnskapen om denne del av sokkelen er i rask vekst. Infrastrukturen under oppbygging. På nordnorsk sokkel antas bare en ubetydelig del av de mulige funn å være gjort. Ingen utbygging er besluttet. Det foreligger begrenset kunnskap om denne del av sokkelen og infrastrukturen er enda ikke påbegynt fordi ingen utbygging er besluttet.
Fram til begynnelsen av 1990-tallet var norsk statsaktivisme basert på at myndighetene stod ganske fritt til å hevde sine interesser innen rammen av generelle spilleregler som respekt for eiendomsretten og kontrakter. Internasjonale endringsimpulser var først og fremst formidlet gjennom markedet i form av selskapsstrategier, teknologisk endring, etterspørsel og pris. De siste årene har norske myndigheter kommet under press fra overnasjonal lovgivning i EU/EØS og internasjonal regimebygging på en måte som direkte berører suverenitetsaspektet som den norske statsaktivismen hviler på.
Når det gjelder de initiativ som direkte angår petroleumssektoren har norske myndigheter aktivt kjempet for å begrense regler som truer norsk praksis. Det gjelder EUs lisensdirektiv, EUs gassdirektiv og Det europeiske energicharteret. På andre områder som indirekte kan få stor betydning for petroleumsvirksomheten, nemlig internasjonalt arbeid for å innføre miljøavgifter, har imidlertid Norge vært en medspiller i den internasjonale prosessen. Alle disse internasjonale reguleringene kan i prinsippet begrense norske virkemidler i petroleumspolitikken og få negativ innvirkning på lønnsomheten. De kommer på et tidspunkt da deler av den norske petroleumsprovinsen har nådd et modningsnivå som vil påvirke incentiver og muligheter for myndigheter og selskaper og slike tendenser blir forste>
Lisensdirektivets kopling til EU-medlemskapsforhandlinger ga rom for pragmatiske politiske avveininger på EU-nivå. Det er så langt den eneste EU/EØS prosess der Norge har blitt behandlet nærmest som om landet var EU-medlem. Norske myndigheter fikk i siste fase spille inn til EU-ministerrådets behandling og den norske minister ble konsultert per telefon før endelig vedtak ble fattet. Trekk ved det norske systemet som allerede var de facto politikk (slik som kommersiell likebehandling av Statoil) ble formalisert. Andre sider ved det norske systemet, slik som rett til individuelle søknader og Statoils forvaltning av statens direkte økonomiske engasjement – SDØE - ble forankret i EUs lovverk. I dette tilfellet kan en derfor si at det norske systemet ble skjermet gjennom påvirkning, og delvis forankret i EUs lovverk (Andersen 1995, Nygaard 1998).
Energichartertraktaten (IEA, 1995) skiller seg fra lisensdirektivet og gassdirektivet på flere måter. Det dreier seg om omfattende og ambisiøse internasjonale forhandlinger der over 50 land forsøkte å bygge bro mellom OECD og tidligere Sovjet og Øst-Europa, gjennom å innføre GATT/WTO-liknende regler for energihandel. Charterforhandlingene dekket et bredt felt av energipolitikken og var etterhvert preget av en prinsipiell markedstilnærming, og på petroleumsområdet stod noen få eksportland (3) overfor et stort antall konsumentland. Forhandlingen fant sted i et spesielt politisk klima, etter sammenbruddet i Sovjet, og var ment som et bidrag til å stabilisere utviklingen av markedsinstitusjoner både i Øst og Vest. Chartertraktaten kan ses som en ‘code of conduct’ for utvikling av nasjonale regimer i energisektoren som kan få betydning på lengre sikt.
Ønsket om å forsikre seg mot vilkårlig statsstyring i forlengelsen av sovjetisk og østeuropeisk tradisjon, sammen med dominansen av konsumentland, gjorde at norsk statsaktivisme havnet i dårlig selskap - sammen med Russland og Aserbajdsjan (Dore and De Bauw 1995). Det var mindre rom for pragmatiske politiske kompromisser. Forhandlingene måtte bygge bro over svært forskjellige utgangspunkt, men vektla samtidig en deduktiv tenkning der gode kunnskaper om statsaktivisme i petroleumsvirksomheten nærmest ble et handikap.
På norsk side er et iøynefallende trekk, som har fått liten offentlig oppmerksomhet, at ‘det norske laget’ slo sprekker. UDs konsekvente forsvar for statlig suverenitet og kamp for alternative juridiske forankringer av statsroller - blant annet havrett og Svalbardtraktaten - utfordret de bærende ideeer i forhandlinger til siste slutt. Denne posisjonen stod i en viss kontrast til en mer pragmatisk holdning i Oljedepartementet, men i en internasjonal forhandlingssituasjon stod UD sterkt (Andersen 1997). Slike spenninger har i liten grad kommet offentlig til uttrykk.
Gassdirektivet kan komme til å gripe inn i den norske modellen på en mer direkte måte enn Lisensdirektivet og Energichartertraktaten, men omfanget av og typer effekter er ennå usikre. I motsetning til i lisenstildeling, der få land hadde interesser på spill, så er gassmarkedet preget av sterke konsumentland-interesser i EU. Storbritannia, som selv er produsent har vært pådriver, mens Nederland som den andre store produsenten har vært mer tilbakeholden. Til forskjell fra oljesektoren har EU betydelige muligheter for å påvirke (regionale) nedstrømsaktiviteter. Mens EU kan pålegge (miljø og energi) avgifter på både olje og gass, så har EU i tillegg muligheter for å påvirke strukturen i gassektoren direkte. Det siste er også en hovedhensikt med det nye gassdirektivet.
Gassektoren er over en lengre periode et avvikende case i EU-sammenheng. Fra 1970-tallet har gassektoren vokst fram som en av de mest stats- og monopol-dominerte sektorer i EU. Snarere enn et marked kan vi snakke om et sterkt politisert produksjons- og avsetningssystem, der noen få produsenter, transportører og kjøpere har forhandlet om priser og volum. Norge har siden slutten av 1970-tallet spilt sammen med Ruhrgas, som gjennom kontroll med viktige transportledninger har vært en nøkkelspiller i det europeiske gassmarkedet. Ruhrgas er typisk for det gamle regimet i den forstand at selskapet utnyttet sin strategiske posisjon til å opptre i flere roller. De nektet å være bare transportør, og valgte i stedet å kjøpe gass for transport og videresalg. Det gav økt forhandlingsstyrke overfor nasjonale gasskjøpere. En allianse med Ruhrgas har derfor vært en del av norsk strategi, og det er særlig tydelig for Statoils del (Estrada et al 1995).
Gassdirektivet reflekterer et ønske om å bryte opp et sterkt forhandlingspreget system og gradvis innføre konkurranse i alle ledd av gassvirksomheten. Det har vært omstridt, pga. sterke nasjonale sektorinteressers dominans i nasjonal politikk. Det direktiv som foreligger etter mange års tautrekking og kompliserte forhandlings- og beslutningsprosesser er et kompromiss. I motsetning til prosessen rundt Lisensdirektivt har Norge hatt begrenset tilgang til prosessen, men norske myndigheter og selskaper har vært konsultert og klart å begrense det som oppfattes som negative effekter av direktivet noe. Fra norsk side har et viktig hensyn vært å beskytte etablerte og langsiktige kontrakter og ha åpning for slike kontrakter for å sikre nye store utbygginger. Et annet hensyn har vært å bevare et nasjonalt produksjons-system - ‘den norske gassfabrikken’ der optimal ressursutnyttelse og rasjonell infrastrukturbygging er sentrale hensyn.
Historisk suksess – behov for reform
Oppsummering – behov for ny kunnskap
Når det gjelder organisering av petroleumsvirksomheten har vi forholdsvis god kunnskap om 1970- og 1980-årenes utvikling. Her finnes det en rekke studier, på ulike fagområder. Det finnes syntetiserende historieskriving (Norsk oljehistorie 1-3) såvel som syntetiserende studier av forholdet mellom myndigheter og selskaper (Noreng 1980, Andersen 1993), politikk og administrasjon (Olsen 1978). Flere studier tar opp overgangen fra olje til olje OG gassnasjon og de nye politiske konstellasjoner det skapte for norske myndigheter (Andersen 1986, Bergesen og Claes 1990). Det er også gjort en betydelig innsats i analysen av datidens europeiske gassmarked, et forhandlingssystem dominert av noen få kjøpere og selgere (Austvik 1991, Estrada et al 1988). For denne perioden kan vi snakke om en kunnskapsbase med relativt stor grad av ’modenhet’, og som tar opp en rekke sentrale spørsmål knyttet til makt- og demokrati.
For temaer behandlet under overskriften ’1990-tallets utfordringer er bildet noe annerledes. Det finnes en rekke enkeltstudier som tar opp slike temaer, men de er færre og det er mangel på større syntetiserende arbeider. En god oversikt bidrag fra tidlig 1990-taller gitt i Forskning om petroleumspolitikk 1991-95 (Petroprogrammet). Her dekkes mange og ulike sider ved petroleumsvirksomheten, internt og i forhold til internasjonale rammebetingelser. Utover på 1990-tallet er det også utført en betydelig forskningsinnsats, og det foreligger også en rekke studier som tar opp ulike sider ved den nye situasjonen.
Utfordringene ved modningen av den norske oljeprovinsen blir forsterket av strukturendringer i internasjonal industri (fusjoner, teknologi, nye petroleumsprovinser). Det har implikasjoner for staten som regulator og eier. Som regulator har myndighetene ansvar for at deltakelsesmønstret på sokkelen reflekterer oppgaver og risiki. Det er behov for andre typer selskaper enn tidligere. Som passiv eier (SDØE) og som aktiv eier (Statoil og Norsk Hydro) vil hensynet til effektivitet og risiko veie tyngre enn før. Det gjelder ikke minst i forhold til statlige selskapers utenlandsengasjementer (Andersen og Noreng 1997). Utviklingen innen leverandørindustrien er behandlet av bla. A Ristesund (1998), Thøgersen (1999) og Lillesveen (1999). Krav til internasjonalisering og internasjonal konkurransedyktighet blir viktigere.
Utviklingen av Norge som gassnasjon, og forholdet til det europeiske gassmarkedet er behandlet i en rekke rapporter (Roland, 1997a og 1997b, Grenier 1997, Tangen 1997, Claes 1997, Sunnevåg og Nese 1998). De viktigste internasjonale reguleringer som direkte berører olje- og gassområdet skjer i dag innen EU. Særlig gjelder dette omformingen av det europeiske gassmarkedet. Markedsvekst, utbygging av en mer omfattende infrastruktur i form av rørledninger og lagringskapasitet, og politiske beslutninger i EU, i EU-land og etter hvert også innen WTO, peker i retning av store endringer i markedets funksjonsmåte. Det europeiske energicharteret søker å lage WTO-liknende regler for energihandel med blant annet Russland.
Det finnes en rekke studier av politiske og økonomiske reguleringstiltak, og analyser av nye markedsstrukturer. Analysene streker seg fra rene økonomiske analyser (Golombek, Hoel & Vislie, 1987 og Nese og Hagen, 1998), økonomisk-politiske-analyser (som Austvik, 1996b) til rene politiske analyser (som Matlary, 1991). Enkeltstudier tar opp EUs lisensdirektiv (Andersen 1995), Energichartertraktaten (Andersen 1997) – og en rekke studier tar opp internasjonal og europeisk miljøregulering som er av stor betydning for Norge (Cicero-rapporter). Men her er mye ugjort. Lite er imidlertid gjort når det gjelder implikasjoner av nye sikkerhetspolitiske konsepter i Europa etter Berlinmurens fall. Generelt er det mangel på studier som trekker implikasjoner av nye rammebetingelser for norsk sektor-organisering og -strategier. Noen studier har fokusert på forutsetninger for internasjonalisering av norske oljeselskaper (Heum 2000) og leverandør-industri (Kristiansen 1998). Det finnes imidlertid få eksempler på norske studier som tar opp verdiskapning, verdikjedetenkning og olje- og gasselskaper som moderne kunnskapsbedrifter, selv om det er hederlige unntak (Hustad 1996, Stabell og Fjellstad 1998).
Der er det viktig å se nærmere på selskapsstrukturen, og ulike organisasjonsmodeller både på norsk sokkel og i forhold til nye internasjonale politiske konstellasjoner og markeder. Internasjonalisering av norske statlige oljeselskaper introduserer nye former risiko, ikke minst politisk. Selskapene kommer også opp i nye dilemmaer når de skal operere i land der menneskerettigheter og demokrati står svakt, samtidig som korrupsjon er utbredt som del av lokal forretningspraksis (Andvig 1999, Hunstadnes 2000).
Internasjonale endringer utfordrer det norske systemet gjennom nye former for politisk deltakelse, og en forsterkning av fagekspertisens rolle samtidig som saker får et utenrikspolitisk tilsnitt. Dette er imidlertid ikke unikt for petroleumssektoren (EU/EØS og WTO). Internasjonalt synliggjøres også målkonflikter i det norske systemet, mellom nasjonal kontroll og effektivitet og mellom petroleums- og miljøpolitikken. Det gjenspeiles også i økt rivalisering mellom ansvarlige departementer. Slike spørsmål har i liten grad vært gjenstand for offentlig debatt og forskning.
Endringer i internasjonale rammebetingelser representerer kanskje de
viktigste utfordringer norske myndigheter står overfor;
både
i forhold til styring og demokratisk kontroll. De viktigste er knyttet
til det internasjonale oljemarkedet, det europeiske gassmarkedet,
miljø-
og sikkerhetspolitikken. Nedenfor skal vi se nærmere på
disse
områdene.
Ustabilitet i det internasjonale oljemarkedet
Korrigert for ulike kvaliteter og transportkostnader er oljeprisen lik for alle kjøpere og selgere over hele verden. Alle produsenter og konsumenter mottar, respektivt betaler, den samme prisen for råolje, korrigert for ulike kvaliteter og transportkostnader. De enkelte transaksjoner endrer ikke muligheten for andre til å selge eller kjøpe til den prisen som eksisterer i markedet, som et internasjonalt fellesgode (noen vil si "-onde"). Endringer i oljeprisen har globale inntektsvirkninger for alle produsent- og konsumentland. Siden olje er den viktigste energibæreren i verden, påvirker endringer i oljeprisen gjennom substitusjonsvirkninger andre energipriser i samme retning. Norske gassinntekter varierer herunder blant annet med oljeprisen.
For Norge utgjør en prisendring på 10 $/fat, med dagens produksjonstall, i overkant av 70 milliarder kroner i endret eksportverdi på årsbasis. Hadde prisene vært som i 1981 (en realpris på 60-70 $/fat) ville norske eksportinntekter passert 400 milliarder kroner årlig (til sammenlikning passerte BNP i 1998 1000 milliarder kroner). For et land som Saudi Arabia vil en prisøkning på 10 $/fat utgjøre en økning i eksportinntektene på rundt 200 milliarder kroner årlig, mens den for USA utgjør et tilsvarende tall i økte årlige importkostnader. Inntektsoverføringen mellom oljeeksporterende og -importerende land totalt som følge av en 10 $/fats prisøkning er på rundt 800 milliarder kroner i årlig handelsverdi. Med priser som i 1981 ville inntektsøverføringen fra konsument- til produsentland vært på hele 4000 milliarder kroner (4 billioner) årlig. I tillegg til underskudd på driftsbalansen overfor utlandet kan høye oljepriser for konsumentlandene føre til arbeidsløshet, inflasjon og økonomisk tilbakegang, slik vi har opplevd i kjølvannet av de to oljeprissjokkene i 1973/74 og 1978/80. Tallenes størrelse indikerer at Norge og alle andre land som produserer, eksporterer, importerer og bruker olje, er opptatt av prisutviklingen og de globale faktorer som påvirker den.
I de fleste markeder er Norge et lite land som må ta priser og rammebetingelser som gitt i internasjonale markeder. I både olje- og gassmarkedene er det imidlertid spørsmål om vi har blitt så store at denne forutsetningen ikke lenger holder. Norge representerte i 1998 rundt 8 prosent av verdenshandelen med olje og snaut 20 prosent av den europeiske gasshandelen. På grunn av vår markedsmessige størrelse og geografiske og politiske beliggenhet påvirker vår produksjonspolitikk antageligvis markedsprisene på olje og gass. Det er dermed også sannsynlig at omverdenen definerer oss som å ha betydning for prisutviklingen og dermed for deres økonomiske interesser. I den grad petroleumsspørsmål griper inn i mer generelle interessekonflikter, vil norsk olje og gass også kunne ha økt betydning for andre land. Samtidig som petroleumsinntektene har blitt viktige for oss, må vi derfor anta at størrelsen på eksporten og mekanismene i det globale oljemarkedet og det europeiske gassmarkedet har ført til at Norges internasjonale økonomiske og politiske betydning har økt.
I olje- og gassproduserende land har det vært en dominerende oppfatning at eiere av ikke-fornybare ressurser må tjene en grunnrente. Det er imidlertid flere forhold enn eierskapet til ressursen som påvirker fordelingen av grunnrenten. Produsentsamarbeid og kriger i Midtøsten førte etter det første oljesjokket i 1973 til at mye av renten tilfalt produsentlandene. Før 1973 var det i hovedsak internasjonale oljeselskaper som tjente mest, og delvis forbrukerne gjennom et stort konsumentoverskudd. Den andre oljekrisen i 1979/80 økte produsentenes inntekter ytterligere. Etter oljeprisfallet i 1986 har mye av renten tilfalt forbrukslandenes statskasser gjennom beskatning (særlig i Europa), i noen land igjen konsumentene (som USA). En aktiv bruk av forbruksavgifter gjør det usikkert hvorvidt høye, og eventuelt stigende, forbrukspriser nødvendigvis også må føre til høye(re) produsentpriser (Austvik, 1986a).
Også valutakursenes innvirkning på oljeeksportørers inntekter, olje-importørers utgifter og dermed også på selve oljeprisutviklingen er viktig (Austvik, 1987b). Når valutakursene endrer seg mye kan endringene ha stor destabiliserende effekt på oljeprisen regnet i dollar. Dette så vi særlig amerikanske dollar appresierte kraftig i første del av 1980-tallet, for så å falle i 1987. Bakgrunnen var at kursen på amerikanske dollar i lengre tid hadde vist et verdifall i forhold til de fleste øvrige valutaene. Flere OPEC-land foreslo da økte oljepriser i dollar for å kompensere for dollarfallet, men på OPEC-møtet i Wien i desember 1987 ble Iran stort sett stående alene om kravet.
På 1970-tallet, da kursen på amerikanske dollar også falt, var det tilsvarende en rekke OPEC-land som krevde justeringer av oljeprisen for å kompensere for tapet i kjøpekraft dette førte med seg. I første halvdel av 1980-tallet, da dollaren steg, var det omvendt en del konsumentland som ønsket dette. Oljeprisen steg da for store deler av markedet, selv om den regnet i dollar falt. Ikke i noen av tilfellene lyktes det å få til justeringer av prisen i dollar. Når endringer i valutakursene fører til økning i oljeprisen i nasjonale valutaer, ønsker ikke selger å justere den ned gjennom en lavere oljepris i amerikanske dollar. Når endringer i valutakursene fører til nedgang i oljeprisen i nasjonale valutaer, ønsker på den annen side ikke kjøper å justere den opp gjennom en høyere pris i amerikanske dollar. Dette til tross for at begge parter antakelig hadde vunnet på i noen utstrekning å gjøre det, da det ville kunne bidra til en mer stabil prisutvikling på råolje regnet i nasjonale valutaer og dermed også til økt stabilitet i de nasjonale økonomier og i verdensøkonomien på lengre sikt (Austvik, 1986a).
Norge har vitale økonomiske interesser i rimelig høye og stabile oljepriser. Særlig i svake markedssituasjoner vil vi ut fra dette ønske et stabilt og rimelig robust samarbeid mellom viktige oljeeksportører for å regulere det samlede tilbudet til verdensmarkedet. Norske produksjonsreguleringer vil som oftest ha små muligheter til i seg selv å kunne påvirke prisnivået. Ensidige reduksjoner vil kunne føre til en kvantumsøkning og dermed økte inntekter for ett eller flere andre oljeproduserende land. Om en norsk produksjons-reduksjon får innvirkning på prisene, avhenger dermed først og fremst av hvilke reaksjoner den avstedkommer blant andre oljeeksportører og av markedets oppfatning av tiltaket. Det forutsettes således et samarbeide med andre oljeprodusenter for at norske tiltak skal ha effekt i markedet.
Det er flere faktorer som nå peker i retning av at det både er riktig og mulig for Norge å delta i koordinerte handlinger på tilbudssiden i oljemarkedet. En faktor som har betydelig større betydning for prisutviklingen i dag enn på 1980-tallet, er de stadig økende energiavgiftene i forbruksland. Det er viktig for produsentland at prisene ikke faller så lavt over lengre tid at betydelige nye avgifter blir innført. Dette skjer lettest når råoljeprisen faller, og konsumentene merker minst, slik det skjedde i 1986 og 1991.
Modningsgraden for norsk oljeproduksjon er i dag også annerledes enn på 1980-tallet. Den gang var norsk produksjon i sterk vekst, mens den i dag flater ut. Det synes lite sannsynlig at forpliktelser om produksjons-begrensninger i dag vil ha de samme reelle begrensende konsekvenser for norsk produksjonsutvikling som de ville hatt for 10 år siden. Også OPEC står i et annet forhold til markedet. Eksportører utenom organisasjonen har blitt viktigere enn før (Mexico, Norge, Russland). Produksjonsreguleringer for OPEC vil i dag måtte involvere produsenter utenom organisasjonen. Som i Almenningens tragedie (Harding 1968) vil det være rasjonelt for hver enkelt produsent å produsere mer olje, med den konsekvens at prisen faller, noe som i sin tur blir alle produsenters tap. Uten kommunikasjon mellom landene vil hvert enkelt land øke produksjonen så lenge det bedriftsøkonomisk er lønnsomt. Samtidig vil det være slik at jo flere restriksjoner en kan legge på andre lands produksjonspolitikk, jo mindre vil det kreves i reduksjon av egen produksjon for å opprettholde et visst nivå på prisen.
Det vil også kunne være av betydning hvordan en norsk produksjonsbegrensning iverksettes. Dersom norske tiltak kommer som reaksjon på andre lands utspill (sist Saudi-Arabia, Venezuela og Mexico), vil vi måtte godta, avvise eller finne en mellomløsning på kravene. Ofte vil slike situasjoner skape stor internasjonal og nasjonal medieoppmerksomhet. Ved å vise mer initiativ kan norske tiltak tenkes å virke klarere og sterkere både overfor andre oljeproduserende land, EU og IEA og deres medlemsland og markedet.
I en verden der intet land deler Norges interesser fullt ut som petroleumseksportør, bør vi som småstat selvsagt bestrebe oss på å ha et realistisk ambisjonsnivå om hva vi kan oppnå. En vellykket politikk overfor markedet av verdens nest største eksportør vil således ha potensial for betydelig inntektsvinst for landet, selv om de prosentvise endringer skulle være små. En neglisjering av den rolle vi har, eller en mislykket politikk, innebærer muligheter for å gi tilsvarende tapte inntekter, både for oss selv og for andre oljeproduserende land.
Offisiell norsk politikk frem til 1986 gikk i hovedsak ut på at oljemarkedet er et rent kommersielt anliggende der utenriks- og sikkerhetspolitiske forhold ikke skulle trekkes inn. Etter prisfallet i 1985/86 erklærte Norge seg villig til å støtte OPECs bestrebelser for høyere og mer stabile oljepriser. Norsk produksjon ble redusert med 7,5 prosent i forhold til kapasiteten. Denne frivillige begrensningen varte frem til 1990. I perioden 1991-97 har igjen produksjonsbeslutningene i hovedsak vært tatt på bedriftsøkonomisk grunnlag alene. Produksjonen har kommet opp i over 3 mfd og vi har blitt verdens nest største eksportør. Våren 1998 gikk Norge igjen inn i et internasjonalt samspill med andre oljeprodusenter for å stabilisere og heve oljeprisen, gjennom produksjonsreduksjoner på 100 000 fat per dag. Tiltaket ble utvidet med ytterligere 100 000 fat per dag våren 1999. Etter dette har prisene steget fra 10 $/fat vinteren 1999 til 25-30 $/fat vinteren 2000.
Norsk produksjonspolitikk og avveininger mot øvrig utenrikspolitikk
Norge er økonomisk, politisk, historisk og kulturelt del av den oljekjøpende vestlige verden. Konsumentlandene har i det alt vesentlige interesse i en stor og stabil oljeproduksjon, til en rimelig lav pris. Konsumentlands ønsker om stabilitet og leveringsikkerhet faller sammen med våre nasjonale petroleumspolitiske interesser. Det vil være i både konsument- og produsentlands interesse at prisfluktuasjonene vi har opplevd de siste tiårene, begrenses.
Hva er så optimal lav pris sett fra forbrukslandenes ståsted? På kort sikt vil det være ønskelig med priser ned til kortsiktige grensekostnader (som regel driftskostnadene). For olje kan dette dreie seg om noen få dollar per fat. På lengre sikt vil imidlertid konsumentlandene ønske at nyinvesteringer i kapasitet foretas, også i andre områder enn rundt Den persiske golfen, inkludert Nordsjøen og Midt-Vesten i USA. Prisen må da ligge over de langsiktige grensekostnadene for den marginale produsent i andre områder, slik at også disses investeringskostnader dekkes inn. Det er imidlertid ikke ønskelig for konsumentlandene å gi mer fortjeneste til produsenten enn det som er nødvendig for å holde produksjon og nyinvesteringer ved like. Med de store teknologiske nyvinningene i oljeindustrien gjennom 1990-tallet har forbrukslandenes optimale pris blitt lavere. Som en illustrasjon anslo Austvik (1992/93) den til området 15-20 $/fat i 1992-verdi. Kanskje er den litt lavere nå på grunn av store teknologiske nyvinninger i oljeindustrien i perioden (for eksempel 15-20 $/fat i 2000-verdi).
På samme måte som konsumentland ikke har langsiktig interesse av at oljeprisen skal falle for lavt, har ikke Norge (og andre produsentland) langsiktig økonomisk interesse av at oljeprisen skal bli ekstremt høy. Ekstremt høye priser kan føre til økt overgang til andre energibærere, gjøre for mange andre produksjonsområder lønnsomme og gi økonomisk stagnasjon i forbrukslandene, til skade for øvrig norsk eksport. Som en illustrasjon kan kanskje priser over 25-40 $/fat representere en maksimal grense for hvor høy prisen fra vårt synspunkt bør bli (Austvik, 1992/93 og 2000a). Dette tilsvarer nivået fra 1970-tallet, da oljeprisen nominelt var rundt 12 $/fat.
Konsument- og forbruksland har altså ikke motstridende økonomiske ekstreminteresser. De økonomisk sett optimale nivåene for hver av partene er mindre forskjellige enn det prisen har svingt mellom de siste 30 årene (mellom 10 og 70 $/fat i 1999-verdi). Det vil være partenes oljeøkonomiske fellesinteresse å samvirke til at prisene ikke svinger så mye. For å stabilisere markedet er det i en svak markedssituasjon herunder viktig at vesentlig overproduksjon ikke finner sted, også ut fra konsumentlandenes langsiktige interesser.
Et viktig forhold vil være at eksportører og importører holder kontakt med hverandre og utveksler informasjon og synspunkter som kan øke forutsigbarheten i markedet. Forutsigbarhet kan føre til at land innfører tiltak mot kommende mulige ekstremendringer, noe som i seg selv virker stabiliserende. Kontakten kan også virke i retning av å øke den gjensidige forståelsen av at kjøper og selger av olje er avhengige av hverandre. Det kan i sin tur øke muligheten for at partene optimaliserer sine langsiktige interesser på bekostning av de mer kortsiktige, som å unngå ekstreme prisutslag.
En norsk tilnærming til andre oljeeksporterende land vil medføre en viss samkjøring med OPEC-land i vår utvinningspolitikk. I mange tilfeller kan dette være uproblematisk, som det ansvar Saudi-Arabia har vist som prisstabilisator i lange perioder. I mer spente og konfliktfylte situasjoner kan samarbeide med andre oljeeksportører være mer problematisk, slik vi har sett i forbindelse med de to oljesjokkene og i forhold til land som Iran, Irak og Libya. Viktige land og organisasjoner vi i vår øvrige energi-, utenriks- og sikkerhetspolitikk er knyttet til (f.eks. IEA og NATO), er konsumentland som ikke bare har andre prisinteresser, men også en del andre utenriks- og sikkerhetspolitiske interesser enn flere av produsentlandene.
At andre oljeproduserende land ikke forstår Norges generelle utenrikspolitiske situasjon, eller at de øvrige vestlige land ikke forstår vår økonomiske interesse av høye og stabile priser, synes begge deler like usannsynlige. Det virker lite sannsynlig av noen vil komme med vesentlige reaksjoner mot Norge i forbindelse med norsk støtte for å stabilisere oljeprisen i svake markeds-situasjoner. Likevel ligger det i sakens natur at vi bør være forberedt på å motta kritikk fra konsumentland når vi bidrar til å heve prisene, særlig over den lavere grensen på 15-20 $/fat, og fra produsentland dersom vi ikke gjør det. Den amerikanske energiminister Bill Richardson’s skytteldiplomati til Norge og de viktigste andre oljeeksporterende land vinteren 2000, når oljeprisen har ligger rundt 30 $/fat, kan oppfattes som et tegn på dette.
Produksjonstempo og statens rolle
Som regel vil det være slik at staten optimaliserer bruk av naturressurser over en lengre tidshorisont enn private selskaper. Dette skyldes blant annet at Staten har flere hensyn å ta enn bare å tjene mest mulig på utvinning av dem på kort sikt, som hensyn til miljø, makroøkonomisk balanse, markeds-virkninger osv. Også sikkerhetspolitiske forhold kan tenkes trukket inn; gjennom høy produksjon eksponeres landet sterkere internasjonalt, noe som kan nødvendiggjøre økte forsvarsutgifter (se senere). Summen av en rekke slike forhold gjør at det offentlige ofte har en lavere diskonteringsrate ved verdsetting av en fremtidig utnytting av ressursene. Jo lavere diskonterings-rate, dess høyere blir nåverdien av fremtidig utvinning. Dette bidrar til at det offentlige i mange situasjoner vil komme frem til ønsker om et lavere utvinningstempo enn private selskaper. Optimalisering av nasjonale petroleumspolitiske interesser gir derfor Staten en viktig rolle som ressursforvalter.
Skulle eksempelvis Saudi-Arabia velge produksjonstempo bare ut fra bedriftsøkonomiske kriterier, ville det vært en rekke selskaper som ønsket å investere i landet for dette formål (forutsatt at politiske forutsetninger forøvrig lå til rette). Det er imidlertid ikke sikkert at Saudi-Arabia som nasjon ville være tjent med å øke produksjonsvolumet til kanskje 20-30 mfd, mot dagens 8-10 mfd, med påfølgende pris- og inntektsvirkninger, selv om det ut fra ressursbasene og bedriftsøkonomisk er mulig (Austvik, 1990). Staten har her som oppgave å ivareta de kollektive interessene som hvert av selskapene blir for små til å kunne ivareta og håndtere eller ikke har som sin oppgave. En reprivatisering av oljesektoren i Den persiske gulfen vil således kunne tenkes å forsterke koordineringproblemene og interessekonfliktene mellom eksportland om eventuelle produksjonsreduksjoner. Det var nettopp nasjonaliseringen av oljeselskapene på 1960- og 1970-tallet som mange har oppfattet som en nødvendig forutsetning for at OPEC-land skulle kunne få til koordinerte tilbudshandlinger etter Yom Kippur-krigen i 1973.
Det offentlige vil i de fleste land riktignok ha ordninger som gjør at de kan pålegge private selskaper produksjonsreduksjoner. Konflikten mellom å produsere mye nå (det enkelte selskap) og å vente noe lenger (Staten) vil imidlertid tydeliggjøres sterkere når private selskaper har sterk innflytelse over produksjonsbeslutningene. Ofte er det slik at de som arbeider i det offentlige går til selskapene. Kompetansen i selskapene vil ofte kunne bli tyngre enn f.eks. i fagdepartement og blant politikere. Slik kan selskapene «fange» det offentlige til å foreta beslutninger de selv ønsker (her: høy produksjon).
Problemet rundt produksjonsreguleringer i oljesektoren når produksjonen forestås i hovedsak av private selskaper, kan tenkes å være spesielt stort mellom store, multinasjonale selskaper og små land med begrensede kompetansemessige og strategiske styringsressurser. Dette er kjent som en «principal-agent» situasjon, og inntreffer blant annet ofte som et problem når offentlige myndigheter skal regulere bedrifters adferd i imperfekte markeder, hvor bedriftene ofte blir relativt få, men for mange til å ivareta kollektive interesser. Det vil kunne stille større krav til det offentliges egen kompetanse og styrke for å ivareta andre samfunnsinteresser som påvirkes av en betydelig petroleumssektor enn når offentlig eide nasjonale selskaper er dominerende. Denne utfordringen må imidlertid selvsagt veies mot at det er viktig for de fleste oljeproduserende land å engasjere private (og ofte multinasjonale) selskaper i leting og utvinning, for å skaffe kapital, oppdatert kunnskap og teknologi til virksomheten.
Når Staten eventuelt skal beslutte et lavere produksjonsvolum enn summen av det selskapene hver for seg ønsker, kan den i hovedsak velge mellom tre virkemidler: a) utsettelse av tildeling av utvinningstillatelser, b) utsettelse av utbygging av påviste olje- og gassfelter, eller c) produksjonskutt i utbygde felt (Austvik, 1999b). Her vil utsettelse av tildeling av utvinningstillatelser være det mest uproblematiske, men samtidig det mest langsiktige. Et slik tiltak vil ikke kunne være til hjelp for å motvirke f.eks. noen måneders prisfall for å hindre avgiftsøkninger, men være et signal til markedet om en mer langsiktig tilbakeholdenhet.
Utbygging av petroleumsfelt skal på sin side forrentes gjennom en senere produksjonsfase. Ved å utsette denne vil selskapene pådra seg økte kostnader. Også dette virkemidlet vil hovedsakelig ha langsiktige virkninger og signaleffekter overfor markedet. Produksjonskutt ved utbygde felt vil representere et finansielt tap for selskapene (og derigjennom også for Staten). I denne situasjonen er alle kostnader (både faste og variable) tilnærmet de samme om man produserer for fullt eller reduserer med 5-10-15 prosent. Dersom tiltaket, gjennom andre produsenters samtidige handlinger, fører til en prosentvis større oppgang i prisen enn den prosentvise nedgang i produksjonen, vil imidlertid tiltaket være lønnsomt.
Et problem uansett tiltak er at man aldri vil få vite hva prisen ville blitt om tiltaket ikke hadde vært iverksatt. For det enkelte selskap ville det uansett, og tydeligere enn for Staten, være bedre å være gratispassasjer på andres tiltak, og produsere for fullt. Spørsmålet for norske myndigheter blir således hvorvidt det er mulig å få til en tilstrekkelig internasjonal koordinering av produksjonsreduksjonene slik at vi kan få et rimelig grunnlag for å vurdere om det er sannsynlig at tiltakene har betydning.
Avgifter på bruk av oljeprodukter
I løpet av de siste 15 årene har avgifter på oljeprodukter økt betydelig i mange viktige forbruksland. Ofte er hensynet til miljøet brukt som argument for å øke skattene. Dette kan være riktig i den grad forbruk av energi reduseres. Ofte kan imidlertid miljøskader reduseres mer effektivt ved direkte virkemidler på selve utslippene. Selv om avgiftsøkningene ofte er miljømessig begrunnet, er deres viktigste motiv i de fleste tilfeller fiskal. Avgifter på oljeprodukter bidrar betydelig til offentlige inntekter i de fleste industrialiserte land, dels som kompensasjon for lavere skatt på arbeid.
Siden oljemarkedet er globalt, vil den virkning avgifter på forbruk av petroleumsprodukter måtte ha på råoljeprisen, blant annet avhenge av hvor representative de avgiftsleggende landene er for verdens totale oljeetterspørsel. Jo mer representative de er, dess større potensial har avgiftene til å kunne presse råoljeprisen ned.
Avgiftspolitikken innen OECD-området har vært viktig for det totale avgiftstrykket i oljemarkedet. Fortsatt er det slik at OECD-landene med sine 63 prosent (1998) representerer tyngdepunktet i verdens oljeetterspørsel. Konsumentene i EU-land betaler i dag rundt 70 $/fat for et fat med Brent-olje, avgifter inkludert, som vist i figur 3. Mens Norge som råoljeprodusent på 1990-tallet har mottatt 10-20 $/fat, tar EU-land totalt inn 40-50 $/fat i netto avgiftsinntekter, resten er marginer til raffinering, markedsføring, transport m.v. Når råoljeprisen har falt av en eller annen grunn, har europeiske land ofte kompensert dette ved en økning i avgifter. Gjennomsnittlig avgiftsinntekt for hele OECD-området var i 1994 på rundt 25 $/fat, en oppgang på rundt 12 $/fat i perioden 1985-94. Avgiftsøkningene har vært særlig store i Europa etter 1986, og relativt sett også i USA (Austvik, 1996 og 2000a).
I hvilken grad presser så avgiftene råoljeprisen ned? Det avhenger av forholdet med etterspørsels- og tilbudselastisitetene. Etterspørselen etter olje er i noen delmarkeder relativt lite elastisk på kort og mellomlang sikt (som i transportsektoren). I andre sektorer er etterspørselen langt mer elastisk (som for fyringsolje). Priselastisiteten til den aggregerte etterspørselskurven etter olje varierer således, men den vil generelt være mindre enn null, spesielt på lang sikt. Dette innebærer en viss etterspørselsnedgang når prisen går opp.
Tilbudet av olje er på sin side konsentrert om relativt få steder i verden. Selv om produsentenes del av grunnrenten blir mindre gjennom lavere priser, vil det for de fleste fortsatt være mer lønnsomt å drive petroleumsproduksjon enn å produsere andre varer og tjenester. På kort og mellomlang sikt påvirkes dessuten storparten av produksjonen lite av lavere priser, siden mesteparten av kostnadene er irreversible investeringer ("sunk cost"). Prisendringer påvirker hvor mye produsenten tjener, men endrer ikke det faktum at det er en grunnrente å hente for brorparten av verdens oljeproduksjon, med mindre prisen faller langt ned. Dette gjør tilbudet relativt lite elastisk med hensyn på pris, spesielt på kort og mellomlang sikt. Når prisen går ned, produserer de aller fleste like mye olje som før. De siste 15 årene har faktisk produksjonen globalt og i Norge økt betydelig til fallende priser. Først da prisene vinteren 1998/99 kom ned i 10-15 $/fat, begynte noe produksjon å stoppe opp (USA), og investeringer ble utsatt (blant annet i Nordsjøen).
Med en etterspørselsside som i noen grad er elastisk, i alle fall over tid, og en tilbudsside som synes lite følsom overfor prisendringer på det nivået prisene har ligget de siste 10-15 årene, er det sannsynlig at mye av avgiftsøkningene i OECD-området på 1990-tallet har blitt belastet oljeprodusentene.
Med den kraftige økonomiske veksten som har foregått i en rekke asiatiske og en del andre (tidligere) utviklingsland, og den økte oljeetterspørselen som har fulgt med det, blir avgiftspolitikken i disse landene etterhvert viktigere for det totale trykket på råoljeprisen. Veksten i avgifter innen OECD-området kan, gjennom konkurransevirkninger, komme til å bremses opp dersom ikke de "nye" økonomiene utenom OECD følger samme politikk som særlig de europeiske landene gjør. Utfordringen kommer særlig fra Asia, inkludert gigantlandene Kina og India. Det vil kunne bli såvidt sterk konkurranse både i produkt- og energimarkedene at oljeavgiftene innen OECD-området ikke lenger kan økes, eventuelt må senkes. Dersom derimot også tilstrekkelig mange av de nye økonomiene følger avgiftspolitikken til EU, vil presset mot råoljeprisen kunne bli enda hardere enn i dag. En utvidelse av Det internasjonal energibyråets (IEA) virkeområde kunne tenkes å bidra til dette.
Norsk petroleumsstrategi må således utformes med bevissthet om at blant annet supermakten USA, kjøperland som Tyskland og Frankrike og konkurrenten Russland er opptatt av innholdet i den, med ulike fortegn. "Politikkpakkene" Norge skal komponere i dette ensomme bildet, må være fleksible i forhold til markedssituasjonen og den politiske situasjon, og under kriser. I et stramt energimarked og/eller en spent politisk situasjon vil IEA og energiimporterende land legge større vekt på leveringssikkerheten og en moderat prisutvikling. Det vil da kunne komme press på Norge om å øke leveransene og moderere prisene, noe som da i noen grad kan være i norsk egeninteresse. I et svakt marked og/eller i en situasjon med politisk avspenning vil imidlertid våre leveringsmuligheter og prisutviklingen på gassen kunne være truet. Da vil våre konkurrerende produsenter både i olje- og gassmarkedene i større grad være opptatt av utformingen av norsk olje- og gasspolitikk. Oppmerksomheten vil øke ettersom vårt produksjonsvolum øker. Dersom norsk energipolitikk skal ha som målsetning å forsvare norske nasjonale økonomiske og politiske interesser i et lengre perspektiv, vil den måtte være selvstendig og fleksibel i formen etter som markedsforhold og internasjonal politikk endrer seg.
Endringer i markedets funksjonsmåte
Strukturen i det europeiske gassmarkedet er i ferd med å endre seg i retning av å bli mer liberalt og konkurranseutsatt (Andersen 2000). Liberaliseringen skyldes både markedsvekst, utbygging av infrastruktur som transmisjons- og lagerkapasitet, og politiske beslutninger på EU-nivå og i EU-land. I et (teoretisk) fullstendig liberalisert gassmarked, altså ordninger som går videre enn det såkalte Gassdirektivet (EU 1998), vil transportleddene (transmisjon og distribusjon) få sine marginer bestemt av en myndighet eller av konkurranse. Produsentene skal selge direkte til distribusjonsverk, kraftverk og store industrielle brukere (gass til gass konkurranse). Gjennom den direkte kontakten mellom produsenter og brukerne av gass innebærer dette at transmisjonsselskapenes grossistrolle opphører og at disse selskapene kun skal fungere som transportører av gass mot en tariff, tilsvarende som i et bomfinansiert veisystem. Det er sannsynlig at transmisjonsselskapenes marginer gjennom dette blir lavere enn i dag (ideelt sett skal de bare inkludere normal fortjeneste).
Gassdirektivet innfører et system med slik tredjepartsadgang (TPA) i transmisjonsnettet, men det regulerer ikke konkurransen på produsentleddet eller distribusjonssystemene til de lokale enkeltbrukere. Direktivet inneholder heller ikke bestemmelser om til hvilke priser transmisjonen av gass skal foretas, men forutsetter forhandlingsløsninger mellom partene. Regulering kan imidlertid innføres om det enkelte land velger dette. Gassdirektivet er således et skritt på veien mot et mer liberalt marked, men er relativt langt fra en fullstendig liberalisert markedsordning (Austvik, 2000c).
Med sluttbrukerpriser fastsatt av konkurrerende energipriser bør, partielt sett, transportleddenes lavere marginer tilfalle produsenten i et mer liberalt marked. Imidlertid vil et mer liberalt gassmarked også føre til flere kortsiktige kontrakter, kanskje også et spotmarked. Dette kan føre til større variasjoner i gassprisene på kort og mellomlang sikt alt ettersom hvor stramt gassmarkedet er. Dette kan i perioder gi både høyere og lavere priser enn prisen på alternativene. Et liberalisert gassmarked vil slik kunne føre til mer ustabile priser for produsent/eksportør enn i dagens marked.
Et liberalisert gassmarked med lavere marginer til transportleddene vil også kunne føre til lavere priser til produsent når markedet samtidig er svakt (overskuddstilbud). Da vil kjøperne av gass få lavere priser. En periode med et stramt marked vil på den annen side kunne forsterke den positive priseffekten liberaliseringseffekten (partielt sett) kan ha for produsenten gjennom lavere transportkostnader (overskuddsetterspørsel). I en slik situasjon vil veksten i etterspørselen bremses. Det kan således være (lange) perioder der det er ingen eller lite grunnrente å hente for en produsent i et liberalisert gassmarked, på samme måte som det kan være større grunnrente å hente i andre perioder enn i dag.
For å forhindre eller begrense et overskuddstilbud med derpå følgende prisfall, vil det i et mer liberalt marked være viktig for eksportørene (Norge, Russland, Algerie og Nederland) at den samlede veksten i gasseksporten ikke blir større enn veksten i etterspørselen. Det vil herunder være av betydning hvordan gassalget er organisert i hvert land. I prinsippet vil en fri konkurranse mellom selskaper som opererer på norsk sokkel kunne bidra til større tilbud av gass i markedet og press i retning av lavere priser enn bibehold av dagens ordning med sentralisert salg gjennom Gassforhandlingsutvalget (GFU), eller andre ordninger som regulerer det samlede tilbudet fra Norge.
På grunn av at gass er en ikke-fornybar ressurs som kun finnes få steder i store kvanta, vil det i det europeiske gassmarkedet, til forskjell fra mange andre markeder som blir liberalisert, men som i oljemarkedet, fortsatt eksistere en grunnrente til fordeling. Dette bidrar til at det europeiske gassmarkedet både i dag og i fremtiden må forventes å være mer politisert enn de fleste andre markeder innen EU. Her står Norge relativt alene som vesteuropeisk land med sine interesser i høye og stabile priser på gass. Prisinteressene deler vi også med andre eksportland, som Russland og Algerie, som politisk står lenger fra EU-landene enn Norge gjør, men også langt fra Norge.
Hvem som tjener og taper på en liberalisering, er således avhengig av hvordan liberaliseringen finner sted, og hvordan aktørene opptrer under en gitt liberaliseringsform. Grunnrenten kan ende opp hos produsent, transmisjons- eller distribusjonsverk, eller hos elektrisitetsprodusenter eller store industrielle brukere som økt fortjeneste. Med en aktiv avgiftspolitikk på gass i forbrukslandene kan mye av den også ende opp i disse landenes statskasser.
I de fleste eksisterende norske kontrakter er pris til eksportør bestemt gjennom en formel som gjør at den varierer med sluttbrukerprisene i alternative energimarkeder, som oftest fyringsoljer. Avgifter på bruk av gass er ikke hensyntatt eksplisitt. En første effekt av en økning av avgifter på bruk av gass kunne tenkes å være at den blir betalt dels av konsument og dels av produsent. Dersom den initielle sammenheng mellom gassprisen og prisen på alternative energibærer er lav for å sikre økt penetrering av gass i energimarkedene, vil konsumentene kunne betale avgiften på bekostning av mindre vekst i gassforbruket (Austvik, 1997).
På lengre sikt kan ikke prisene til konsument være høyere enn prisen på alternativene. En avgiftsøkning vil over tid måtte skyve prisene til de øvrige ledd i kjeden ned. Under forutsetning av at forbrukslandene ønsker samme vekst i forbruket av gass, eller at markedet er modnet så mye at sluttbrukerprisene har stabilisert seg på nivå med prisen på alternativene, må avgiftsøkningene til slutt belastes produsent- eller transportleddet.
Hvordan dette vil slå ut på bruttomarginene (og en eventuell grunnrente) til henholdsvis distribusjon, transmisjon og produsentledd, avhenger blant annet av forhandlingsstyrken mellom partene, kvaliteten på argumentene vedrørende de enkeltes kostnader, juridiske bindinger osv. Transport-selskapenes marginer har så langt over tid vært uavhengige av sluttbrukerprisene. Så lenge selskapene kan argumentere for at deres (ofte betydelige) marginer er nødvendige for å dekke kostnadene, vil en avgiftsøkning ikke ramme dem.
En økning i skatt på bruk av gass må da (over tid) slå ut i tilsvarende nedgang i produsentprisene. Så vidt vites er de foreløpig relativt moderate avgiftsøkninger som har funnet sted i det europeiske markedet, etter noe tid blitt veltet over på produsent/eksportør. Produsenten tar altså ikke bare prisrisikoen i markedet, men har også mesteparten av avgiftsrisikoen, der avgiftene kan økes etter at kontraktene er inngått. Under dagens markedssystem, med salg og videresalg av gass gjennom flere ledd, har imidlertid alle ledd i kjeden grunn til å motsette seg en økning av avgifter på gass all den tid de også setter transmisjons- og distribusjonsselskapenes fortjenestemarginer under press.
Særlig kan det for forbrukslandene være fristende å øke avgiftene på det tidspunkt da forbruket eventuelt flater ut, tyngden av produksjonspotensialet er bygd opp i de gasseksporterende landene, og produsentlandene har det aller meste av investeringene som "sunk cost". Da vil det lønne seg å fortsette å produsere for eksportlandene selv om fortjenesten ved salget er langt mindre enn forventet, i verste fall til priser ned mot de kortsiktige grensekostnadene (Austvik, 1995).
Det vil også være fristende å øke gassavgiftene i en situasjon da gassprisen blir dratt opp, enten på grunn av oljeprisøkninger, eller når avgiftene på oljeprodukter som konkurrerer med gass, heves. Tilsvarende vil avgiftene på oljeprodukter lettest økes ved fall i oljeprisen, da forbrukerne/velgerne merker minst. Italia økte eksempelvis avgiftene på fyringsoljer kraftig på slutten av 1980-tallet sammen med en nokså tilsvarende økning av gassavgiftene. Dersom det i forbrukslandene oppfattes at det allerede gis nok fortjeneste til produsenten, ved at han fortsetter å investere i ny kapasitet til gjeldende priser, er det liten grunn til å gi bort grunnrente ved å la være å øke avgiftene på bruk av gass.
Avgifter på gass kan således komme til å virke som inntektsgeneratorer for europeiske konsumentlands statskasser, slik avgiftene på oljeprodukter allerede gjør. Avgifter på oljeprodukter fører til at forbruksprisene på oljeprodukter går opp selv om også råoljeprisen blir presset ned. Oljeavgiftene har dermed stort sett en positiv bieffekt på gassprisene. Avgifter på gass gir på sin side et entydig negativt press i retning av lavere gasspris til produsent. Dersom på den annen side energiavgiftene i større grad blir satt slik at de reflekterer den enkelte energibærers miljømessige fortrinn, bør avgifter særlig på kull øke kraftig og subsidier fjernes. I denne situasjonen vil gass fremstå som den mest miljøvennlige blant fossile brensler. Vedtakene fra Kyoto-avtalen om begrensning av forurensninger kan gi grunnlag for blant annet å øke avgifter på utslipp og bruk av energi. Dersom avgiftsstrukturen legges om slik at den miljøvennlige gassen blir favorisert (lave avgifter på gass), kan det føre til økt etterspørsel og høyere priser på gass.
EUs direktivforslag om harmonisering av energiavgifter (EU 1997) søker eksplisitt å flytte beskatningen fra arbeidskraft til energibruk. Her heter det at omleggingen skal være proveny-nøytral i den forstand at nedgangen i skatt/avgifter på arbeid skal være like stor som oppgangen i energiavgifter slik at det totale skattetrykket forblir det samme. Skatteendringer er her primært motivert ut fra å øke sysselsettingen, mens miljøeffektene ved tiltakene argumenteres som en positiv sideeffekt. I direktivforslaget foreslås det at avgiftene på bruk av miljøvennlig gass skal øke med hele 350 prosent fram til 2002, den samme økning som for forurensende kull, og langt mer enn de foreslåtte avgiftsøkningene på oljeprodukter. Dette står i kontrast til Kyoto-protokollens mål om reduserte forurensninger, og kan altså true eksportprisene på gass.
Markedsliberalisering, energiavgifter, og produksjonspolitikk
Konsumentland anser det ikke nødvendigvis som rimelig at vi tjener så mye penger på petroleumsvirksomheten som vi, og andre petroleumsproduserende land, har gjort. I alle fall har de ingen grunn til å gi en høyere fortjeneste gjennom høye importpriser enn det som er nødvendig for å holde produksjonen i gang, dersom de kan unngå det. En høy pris innebærer en inntektsoverføring fra kjøper til selger. Blir olje- og gassprisene til produsent «for høye», kan det til og med true veksttakten i olje- og gassimporterende lands økonomier, slik vi så på 1970- og 1980-tallet.
Med en aktiv avgiftspolitikk blant en representativ mengde
forbruksland
kan avgiftene tenkes økt til det punkt da produsentprisen
presses
ned til langsiktige grensekostnader for «den marginale
produsent».
For olje vil dette gjelde produsenter utenom Den persiske golfen,
så
som produsenter i USA og marginale felter i Nordsjøen. For
europeisk
gass vil marginale felter kunne finnes i Norge og Russland og i
potensielle
nykommere i markedet, som Iran, Libya og Aserbajdsjan. Med en aktiv
avgiftspolitikk
vil prisene til konsument fortsatt kunne øke over tid, og
ressursenes
knapphet reflekteres gjennom dette. Men det vil ikke lenger være
noen selvfølge at prisen til produsent også må
øke,
og at ressurseier må tjene en grunnrente. Statskassene til
forbrukslandene
kan da ta inn brorparten av grunnrenten, slik produsentlandene gjorde
det
på 1970- og 1980-tallet i oljemarkedet. Det vil være i
norsk
interesse at avgiftene ikke får et omfang og en form, som presser
våre priser ned.
Hovedsaken med EUs gassdirektiv er at gassektoren gradvis kommer til å bli åpnet opp for konkurranse på kjøp, transport og salg av gass. Implementering i EU- og EØS-landene skal etter planen skje i år 2000. Alle medlemsland er forpliktet til å sikre minst 20 prosent tredjepartsadgang. Denne minimumsandelen skal økes til 28 prosent etter 5 år og 33 prosent etter 10 år. En slik utvikling betyr også at det skal bli mulig å inngå direkte kontrakter mellom produsenter og store (industrielle) konsumenter der rørledningskapasitet skal gjøres tilgjengelig for kjøpere (Soria og Isoard 1998). Minimumskravet om åpning av markedet er satt lavt, og prosessen kan lett komme til å bli mer omfattende. Det lave formelle kravet skyldtes særlig franske motforestillinger. Norge har oppnådd å holde undersjøiske rørledninger utenfor (fordi dette også var i Storbritannias interesse). Spørsmålet er om dette i lengden er nok til å opprettholde det norske systemet, eller i det minste gir nok manøvreringsrom for norske interesser i en omstillingsperiode.
Tradisjonelt har gassalg vært basert på langsiktige ‘take-or-pay’ kontrakter. Store lånebaserte investeringer knyttet til produksjon såvel som transport skaper usikkerhet, og det har vært ansett som nødvendig å selge gassen før den produseres og sendes på markedet. I et liberalisert gassmarked vil kjøpere og selgere kunne inngå direkte kontrakter av mer kortsiktig karakter. Spørsmålet er om det gir tilstrekkelig incentiver for å sikre langsiktig infrastrukturutbygging. Det nye direktivet gir en viss forsikring både i forhold til inngåtte langtidskontrakter og åpner for unntak for nye. Slike unntak kan gis av de enkelte regjeringer under henvisning til ‘public service’ forpliktelser, eller til regionale forhold som nødvendiggjør særlige tiltak. Utviklingen vil imidlertid i stor grad avhenge av hva som skjer i markedet. Kontrakter er i prinsippet rettslig bindende, men hvor skal for eksempel Ruhrgas trekkes for retten? Selskapet Maraton har reist sak mot Ruhrgas i Houston og Statoil i Stavanger for å klage over urettferdige tariffer. Utfallet er ennå uklart.
Denne norske politisk-administrative konstruksjonen Gassforhandlings-utvalget -GFU – er et instrument for å sikre koordinering av gassalg på norsk sokkel. Denne konstruksjonen kom ikke opp til diskusjon i EU-medlemskapsforhandlingene. EU hadde ingen spesielle innvendinger. Konstruksjonen er imidlertid kommet i søkelyset til EØS’ kontrollorgan ESA, som en følge av at Saga - Wingas kontrakten i 1995 ble hindret. Saga ønsket å selge direkte til Wingas og til en høyere pris enn det GFU-avtalene hadde gitt. Dette ble stoppet i GFU. Myndighetene fulgte rådet fra flertallet - Statoil og Hydro. Wingas klaget til tyske konkurransemyndigheter som gikk videre til EU. ESA har lagt saken til side med henvisning til det pågående arbeidet med Gassdirektivet som berører slike spørsmål. I 1998 utfordret Saga igjen GFU. Det er grunn til å tro at ESAs vurdering av GFU vil foreligge om kort tid. Det er mulig at ESA vil mene at ordningen ikke bør opprettholdes i sin nåværende form.
Bekymringen på myndighetssiden er at det kan gå i en retning som svekker muligheten for statlig styring gjennom regulering og aktiv deltakelse i virksomheten. Hovedargumentet for å beholde en koordinert salgsfunksjon er hensynet til effektiv ressursutnyttelse, et argument som har blitt styrket gjennom store behov for reinjisert gass for å øke oljeproduksjonen. Likevel representerer liberaliseringen av det europeiske gassmarked en stor utfordring på lengre sikt, og det knytter seg usikkerhet til hva som skjer med priser, etterspørsel og markedsorgansering. Et skrekkscenarie er at liberaliseringen oppstrøms, og økt gass-til-gass-konkurranse, kan skje raskere enn liberalisering nedstrøms. Det vil i så fall ytterligere svekke norske myndigheter og selskapers posisjon.
Samlet kan vi si at norske myndigheter har møtt internasjonale utfordringer i sektoren med aktiv og prinsipiell motstand, og endringer i internasjonale rammebetingelser er i liten grad blitt reflektert i omstilling og reform på norsk side. Særlig gassdirektivet skaper usikkerhet og dynamikk som krever aktiv tilpasning fra norske myndigheter og selskaper. Her ligger en hovedutfordring for norske myndigheter, siden den norske hovedmodellen for petroleumsvirksomheten ikke rommer de nødvendige virkemidler. EUs reformer skaper en ny dynamikk der selskaper og konkurranselovgiving får rom til å flytte grenser på en måte som skaper en ny markedsstruktur. Det skaper usikkerhet, noe som forsterkes av at utviklingen i første omgang skjer med ulik omfang og hastighet i de enkelte EU/ EØS-land (Stern 1998).
Miljø-, forsvars- og sikkerhetspolitikk
Miljøpolitikk som premissleverandør
Miljøpolitikken er blitt en sentral premissleverandør for olje- og gasspolitikken, i Norge og internasjonalt. Krav til redusert forurensning, og ikke minst CO2-utslipp, er blitt en sentral premissleverandør. I internasjonal sammenheng var EU en viktig pådriver tidlig på 1990-tallet, og Norge var med på å støtte en slik politikk, selv om det på 1990-tallet har blitt klarere at det foreligger en målkonflikt mellom olje- og gasspolitikken på den ene side, og miljøpolitikken, på den annen side. Det siste kommer ikke minst til uttrykk i norsk holdning til handel med CO2-kvoter. Her har Norge vært nærmere USA de siste årene enn EU, og den interne debatten om bygging av gasskraftverk er nært knyttet til gjennomføringen av kvoteordninger Krav om redusert bruk av energi og en vridning mot renere energiformer kan skape nye prisformler og reguleringstiltak (McInnes og Unterwurzacher 1991). Her er det sterke koalisjoner utenfor energisektoren som driver prosessen, selv om kjernekraftindustrien selvsagt ikke har noe imot strengere regler for CO2-utslipp. Frankrike har en spesiell interesse, men med unntak av Frankrike er kjernekraft betraktet med betydelig skepsis over hele Vest-Europa.
Ikke bare er det en sterk interesse for miljøtiltak i befolkningen og blant lederne i de enkelte europeiske land. Det er også krefter innen EU-kommisjonen og i EU-parlamentet som har miljøpolitikken som høyt prioritert område. En rekke direktiver er vedtatt for a redusere utslipp fra biler og industri og en del er under arbeid, blant annet for å beskytte ozonlaget. Reguleringer ytrer seg først og fremst som avgifter. Det gir vridninger bort fra kull og olje og mot gass. Oljeindustriens europeiske lobbyorganisasjon (Europia) er en av flere interesseorganisasjoner som har engasjert seg for å bevisstgjøre om kostnader og økonomiske ringvirkninger av miljøavgifter. Det har imidlertid vært et vedvarende press i retning av en omfattende og forpliktende avtale om reduksjon av CO2-utslipp. Kyoto-avtalen fra 1997 er en milepæl, selv om den faktiske gjennomføringen ennå er noe usikker.
Avgifter og fordeling av grunnrente
Forsøk på å gjennomføre internasjonale CO2-krav har støtt på vansker i forhold til amerikansk og japansk tilbakeholdenhet. Også i EU har vedtak om en felles CO2-avgift i EU måtte skrinlegges midt på 1990-tallet. Avgiftene ble likevel relativt rask innført (Reinsch, Considine & MacKay 1994). Flere EU-land har gjennom avgifter på oljeprodukter nå større "oljeinntekter" enn Norge. Avgiftene har medvirket til at realprisen på råolje har vært fallende det siste tiåret. Dersom avgifter på gass økes i fremtiden, kan også eksportprisene på gass utvikle seg negativt.
Selv om miljøargumenter ofte blir brukt for å innføre eller øke avgifter på petroleum skyldes den voldsomme avgiftsøkningen på oljeprodukter de siste 10 årene oftest andre forhold. Den kanskje viktigste grunn er fiskal, nemlig at energiskatter har blitt en viktig finansieringskilde for offentlige budsjetter. Såfremt avgifter på oljeprodukter innføres på tvers av forbruksland, har de dessuten den effekt at konsumentprisene presses opp og råoljeprisen presses ned. For Norge er det et problem at forsøk på å redusere miljøutslipp gjennom avgifter på forbruk kan ha store konsekvenser for fordelingen av grunnrente.
I oljemarkedet har OECD-landene samlet stor grad av monopsoni (kjøpermakt) slik at felles økning av avgifter på oljeprodukter nettopp har mulighet for å senke råoljeprisen, og dermed føre til billigere oljeimport for forbrukerlandene. Avgiftene innebærer her en massiv overføring av grunnrente fra produsent- til konsumentland. Mens produsentlandene tok mye av grunnrenten i oljemarkedet på 1970- og 1980-tallet er det nå konsumentlandenes statskasser som får de største "oljeinntektene". Utviklingen av verdien på norsk oljeeksport kan illustrere dette poenget. Med en produksjon på 2,8 millioner fat pr. dag (mfd), beløp eksportverdien seg til i størrelsesorden 100 milliarder kroner i 1994. Samtidig betalte konsumentene i EU rundt 400 milliarder kroner for samme mengde olje (Austvik 1996a). Derav var over 250 milliarder kroner skatteinntekter til de respektive forbrukslands statskasser, under de forutsetninger som er lagt til grunn for beregningene. Allerede i 1984 beløp verdien av norsk råoljeeksport seg til rundt 80 milliarder 1994-kroner, da produksjonen var rundt 0,8 mfd, mens konsumentene betalte rundt 110 milliarder 1994-kroner. Beløpet som skatteinntektene utgjorde den gang var "bare" vel 20 milliarder 1994-kroner.
Selv om vår eksport av råolje har mer en tredoblet seg i perioden, har realverdien altså økt relativt lite. Dette har bidratt til at vårt bytteforhold (terms of trade) som nasjon overfor utlandet de siste årene gradvis har blitt forverret; vi må produsere stadig mer olje og gass for å bytte til oss en gitt mengde importvarer.
I gassmarkedet er sluttbrukerprisen bestemt av prisen på dens alternativer, hovedsakelig oljeprodukter. Dette innebærer at gassprisene øker dersom råoljeprisen eller avgiftene f.eks. på fyringsolje går opp. Norsk gasseksport kan altså tjene på høyere avgifter på oljeprodukter. Avgifter på bruk av selve gassen er i EU langt lavere enn på oljeprodukter. Siden distribusjons- og transmisjonsnettenes marginer er nærmest konstante og konsumentprisen er bestemt av prisen på gassens alternativer, vil imidlertid gassavgifter i sin helhet ofte måtte betales av produsent/eksportør. Dersom avgifter på gass blir mer vanlig i EU-land i fremtiden vil altså våre inntekter fra gasseksporten kunne bli langt mindre enn det vi har trodd.
De facto samtidig bruk av avgifter i markedene for oljeprodukter har ført til at konsumentlandene har fått deler av den markedsmakt som de oljeproduserende landene hadde i oljemarkedet på 1970- og 1980-tallet. Det vil nå kunne være like viktig for langsiktige norske økonomiske interesser hvordan avgiftspolitikken på olje utvikler seg globalt, og for både olje og gass innen EU, som eksempelvis av OPECs produksjons- og prispolitikk. I det europeiske gassmarkedet er vi i begynnelsen av en mulig tilsvarende prosess, der liberalisering, avgifter og markedsmakt i ulike ledd i kjeden vil få avgjørende virkning på en annen måte enn før, for hvordan våre gassinntekter vil utvikle seg.
Forsvars- og sikkerhetspolitiske forhold
Den kalde krigen berørte de fleste samfunnsområder. Oljekrisene rundt Den persiske gulfen og konflikten rundt byggingen av den sovjetiske gassrørledningen var eksempler på at energi var et av de mest sentrale objektene for stormaktsrivaliseringen. Petroleumsressursene, handelen og prisene på dem hadde stor betydning både for de militære system og samfunnsutviklingen ellers. Etter Berlinmurens og Sovjetunionens fall har internasjonal politikk endret karakter, med USA som den eneste gjenværende globale supermakt, men med mange regionalt sterke stater. Verdens petroleumsressurser finnes fortsatt i områder med betydelig politisk ustabilitet, med rom for betydelige markedsforstyrrelser og risiko for norske selskaper i sine internasjonaliseringsprosesser.
Norge forvalter et havområde som er over 6 ganger større en fastlands-Norge. Norsk olje- og gassproduksjon skaper samtidig et avhengighetsforhold med strategiske og sikkerhetspolitiske konsekvenser både for Norge og mottakerlandene. Størrelsen på olje- og gasseksporten gjør at Norge har blitt en strategisk aktør i markeder av vital interesse for Vest-Europas energiforsyninger. Mottakerlandenes økonomiske utvikling og nasjonale sikkerhet er i stor grad avhengig av sikre energileveranser til stabile priser på et akseptabelt nivå. Samtidig er vi selv blitt "oljeavhengige". Den norske petroleumsindustrien har også betydning for NATO. Infrastrukturen knyttet til produksjon og transport av olje og gass er av strategisk viktighet for alliansen. Et angrep eller trussel om angrep mot installasjonene vil kunne få alvorlige følger for de økonomiske interessene til NATO-landene og forårsake svekkelse av NATOs militære kapasitet. Selv om trusselen om et omfattende angrep mot NATO synes fraværende i dag, anser NATO at det foreligger en kontinuerlig risiko for angrep eller skade spesielt av sårbar infrastruktur til sjøs (Kibsgaard 1999).
Stortingsmelding nr. 22 1997/98 definerer nasjonale sikkerhetspolitiske mål som å a) forebygge krig og medvirke til stabilitet og fredelig utvikling, og b) beskytte norsk handlefrihet overfor politisk og militært press, og ivareta norske rettigheter og interesser, og å trygge norsk suverenitet. En slik definisjon av sikkerhetspolitikk kan forstås slik at den omfatter norske rettigheter og interesser også på økonomiske og politiske områder som ikke direkte inngår i det direkte forsvar av landet mot fysiske angrep utenfra på ulikt nivå. Om en definerer suverenitet som selvstyre innad og handlefrihet og handleevne utad, vil sikkerhetspolitikken derfor kunne omfatte en rekke uten- og innenrikspolitiske interesser for landet. En optimal ressursforvaltning kan således også omfatte sikkerhetspolitiske forhold (Austvik, 1999b).
Trusselen mot norsk energiproduksjon er i stor grad avhengig av den internasjonale situasjonen. Den vil øke i perioder med konflikter i vårt nærområde, men også når konflikter oppstår der Norge, NATO, eksportører eller importører av energi er involvert, og i områder der norske selskaper er aktive. Anslag og angrep kan også komme som resultat av konflikter der Norge i utgangspunktet ikke er involvert. Her vil hensikten kunne være å øve et politisk eller militært press mot Norge eller mot land som er avhengige av energileveranser fra Norge eller prisutviklingen på energi der Norge har en innflytelse. Norge behøver da ikke være det primære målet, men vi kan bli involvert i konflikter på grunn av vår viktighet for andre eksportører eller importører. Dette kan skje i fredstid og i perioder med økt internasjonal spenning. Dette kan være terrorangrep og sabotasje som følge av spredning av konflikter andre steder i verden (Kibsgaard, 1999).
Spionasje, terrorisme, sabotasje eller militær innsats mot olje- og gassindustrien vil medføre tap både for leverandører, mottaker og forsikringsselskaper (ibid.). Med Norges betydning som energileverandør og engasjement i andre områder er landet blitt mer eksponert for trusler som har sin opprinnelse i fjerne områder. Konflikter i andre deler av verden kan således lett komme til å angå norske interesser og norsk sikkerhet (Hallingstad, 2000).
Rent forsvarsmessig kan norske installasjoner tenkes å bli objekter i militære konflikter som del av: a) generelle konflikter i vårt nærområde, b) globale økonomiske konflikter, og c) europeiske økonomiske og/eller politiske konflikter. Her har olje og gass både stor egenverdi og stor strategisk verdi. Gjennom måten markedene fungerer på kan derfor norsk petroleumspolitikk bli utsatt for sterk internasjonal oppmerksomhet i konfliktsituasjoner langt fra vårt nærområde. Siden oljeprisen er felles for alle land, vil eksempelvis en ny konflikt rundt oljeinstallasjonene i Midtøsten øke betydningen av norsk produksjon både for kjøper- og selgerland, særlig dersom oljemarkedet er, eller gjennom en slik konflikt blir gjort, stramt.
Situasjonen for norske oljeselskap som er engasjert i Kaukasus og Øst-Asia kan også medføre utenriks- og sikkerhetspolitiske implikasjoner. Leting og eventuell senere produksjon og transport går gjennom politisk svært ustabile områder. Ser man bort fra dette vil de store ressursene som finnes i og rundt det Kaspiske hav kunne være svært lønnsomme investeringer på lang sikt. Trekker vi inn den vanskelige politiske situasjonen (Grozni, Tsjetsjenia osv) innebærer satsningen betydelig usikkerhet både om lønnsomheten og realiseringen av prosjekter. Norske selskaper som er engasjert i området kan bli utsatt for trusler om sabotasje, terror og ødeleggelser grunnet væpnet konflikt i området (Kibsgaard, 2000). Fra et økonomisk synspunkt vil det mest gunstige transportarrangementet være med land som Aserbajdsjan, Turkmenistan og Iran, mens andre politiske hensyn kan peke i retning av løsninger som går gjennom NATO-landet Tyrkia, men samtidig også andre ustabile områder i Kaukasus.
Norske økonomiske, utenriks- og sikkerhetspolitiske interesser vil kunne bli berørt av den tilnærmet kontinuerlige uro i området gjennom et sterkt engasjement blant oljeselskapene. Den første norske "olje-ambassade" ble etablert i Baku (Aserbajdsjan) i 1997 for å støtte opp om det norske engasjementet (Statoil) i området. Det kan ikke utelukkes at Norge militært kan bli direkte engasjert i området som en del av en NATO-operasjon der hensikten er å stabilisere situasjonen i et urolig hjørne i Europas periferi (Kibsgaard 2000).
Også handelsflåten, som er sterkt involvert i energitransport fra Gulfen og andre områder, vil raskt kunne bli involvert i konflikter. Handelsflåten kan bli utsatt for trusler i fjerne farvann selv om Norge er i en fredstilstand i forhold til sine nære omgivelser. Anslag mot handelsflåten kan skade våre allierte, mottakere av energi fra norsk område og mottakere av energi fra fjerne områder. Her vil Norge aldri alene kunne få kapasitet til å sikre handelsflåten i tilfelle konflikt, og er en utfordring som må løses med alliere på bi- eller multilateral basis (Kibsgaard, 2000). Særlig stor oppmerksomhet kan rettes mot uro som kan forstyrre produksjonen i Midt-Østen, transportlinjene fra Den persiske gulfen til Asia og strategiske passeringspunkter for oljetransport som stredene ved Bab-el-Mandab, Bosporus / de tyrkiske stredene, Hormuz, Malakka, foruten Panama- og Suezkanalen (Energy Information Agency 1999).
I en krisesituasjon med reduksjon eller bortfall av oljeproduksjon i andre land, vil oljeprisene kunne øke betydelig. Viktige importland vil neppe sitte rolig og bare akseptere slike prisøkninger dersom de kan gjøre noe med det. I en slik situasjon er det rimelig å forvente økt press mot Norge fra importlandene for å holde i gang, eventuelt øke produksjonen. Dette ville også kunne være i norsk interesse, siden prissjokk i seg selv er destabiliserende for markedet. En politikk som går ut på å stenge norsk petroleumsproduksjon i en krisesituasjon synes således som bortimot uakseptabelt for konsumentland, dvs. våre allierte i øvrige politiske og forsvarspolitiske forhold, og en ønskedrøm for øvrige produsentland, spesielt dersom de er deltakere i en konflikt om olje f.eks. i Midtøsten.
I en ny konflikt rundt oljeinstallasjonene i Midtøsten, vil alle de enkeltfaktorer som påvirker oljeprisen, ha potensial til å påvirke den mer enn i en situasjon uten konflikt, og særlig dersom det er stor ledig produksjonskapasitet. Eksportland i konflikt kan således presse importland ved å skade våre oljeinstallasjoner, gjennom det ytterligere tilbudsbortfall og de påfølgende prisøkninger dette vil medføre. Forholdet blir enda mer direkte når det gjelder våre gassleveranser, gjennom de tette bindingene transportsystemene fører til mellom oss og kjøperlandene. Norsk petroleumsproduksjon kan således tenkes truet av terrorangrep, sabotasje, eventuelt rene krigshandlinger i ekstreme markedssituasjoner, for å skade/presse konsumentland.
Dette gjør at konsumentland kan ønske å forsvare norsk olje- og gassproduksjon i en krise om vi ikke gjør det selv, eventuelt skulle ønske å stenge produksjonen. Dersom forsvaret av installasjoner foretas med norsk passivitet, vil norsk suverenitet over produksjonen bli svekket. Ekstremt sett kan press fra andre krigførende land føre til at forbruksland tar over kontrollen med Nordsjøproduksjonen, og tenkes provosert frem av mange typer internasjonale konflikter, ikke bare oljerelaterte, der viktige forbruksland er involvert og petroleumsmarkedene er, eller blir gjort, stramme gjennom bortfall av produksjon annet sted. Dette skjerper kravet til et troverdig norsk forsvar av installasjonene og transportsystemene som er knyttet til disse. Selv med et sterkt norsk forsvar på dette området, vil Norge imidlertid ikke kunne klare å forsvare alle installasjonene i Nordsjøen alene. Det er nødvendig å legge opp forsvaret av sokkelen i samarbeid med andre land, der spørsmålet om norsk styring blir sentralt (Austvik, 1999b).
Problemområdet kan ikke bare håndteres av NATO. Terrorbekjempelse i fredstid er en nasjonal politioppgave i de fleste land, inklusiv Norge. NATO har ikke påtatt seg noen oppgave når det gjelder antiterror operasjoner. Imidlertid har NATO godkjent et direktiv for beskyttelse av off-shore installasjonene. Det NATO er forutsatt å bidra med er overvåkning og områdeforsvar. Selve installasjonene er et nasjonalt ansvar i så vel fred som i krise og krig. Norges energieksport har gjort oss utsatt alle som ønsker å påvirke store mottakere av norsk energi. Norsk utenrikspolitikk må forholde seg aktivt til disse skiftende trusler og kartlegge hvilke interesser som sammenfaller med våre under forskjellige omstendigheter. Konkret betyr det at stater som er strategisk sårbare for bortfall av norsk energiproduksjon, som Tyskland, Frankrike og Belgia, utgjør en ny ressurs for militær assistanse som bør utnyttes (Nyhamar, 1999).
Det at Norge ble trukket inn i dragkampen om den sibirske gassrørledningen allerede i 1982, er et eksempel på at det er av betydning for supermaktene hvordan vi formulerer vår energipolitikk. Og det er ikke bare USA som vil være opptatt av den. Likesom amerikanerne er opptatt av at russerne ikke skal få inntekter i slike dimensjoner som gasseksporten innebærer, er russerne opptatt av at de får det. For Russland er Norge derfor også en økonomisk konkurrent. I noen utstrekning begrenser vi deres muligheter til å skaffe vestlig valuta. Selv om vi har mange fellesinteresser på prisområdet, er vi konkurrenter når det gjelder volum. Ut fra dette vil norsk gasstrategi ha økonomisk og strategisk betydning for Russland.
Norsk gassalg har betydning for russisk utenriksøkonomi og kan være det enkeltområdet i norsk politikk som har størst betydning for russerne, nest etter sikkerhetspolitikken. Men som nevnt er det ikke bare motsetningene som nødvendigvis må være de fremtredende. Fellesinteressene av en høy pris og vekst i markedet totalt er også sider som russerne, og vi selv, må ta hensyn til.
Det har så langt ikke vært olje- eller gassutvinning utenfor kysten av Troms eller Finnmark, men potensialet for fremtidig virksomhet antas å være stort både på norsk og russisk side. Vi står her overfor flere spesielle og viktige utfordringer i forbindelse med olje- og gassaktivitet i Nordområdene.
For det ene er det fortsatt uavklarte grenselinjer mellom Norge og Russland i Barentshavet. Diskusjonen har foregått siden 1967. Norge har stått for et midtlinjeprinsipp slik grensene er fastsatt i Nordsjøen, mens russerne fremholder et sektorprinsipp, noe også det tidligere Sovjetunionen gjorde. Forskjellen mellom de to kravene representerer et areal som er større enn den norske delen av Nordsjøen sør for 62. breddegrad. Virksomhet i det omstridte området har flere ganger utløst konfrontasjoner mellom Norge og Sovjetunionen (Tamnes, 1999).
For det andre er fremtiden til Svalbardsokkelens folkerettslige status usikker. Norge har hevdet at Svalbardsokkelen er en del av norsk fastlandssokkel, mens Svalbardtraktaten kun gjelder øygruppen. Dette synet innebærer at Norge har enerett til utvinning av ressursene i havet utenfor Svalbard, også innen den såkalte Svalbardkassen som er beskrevet i traktaten som omfatter alle øyer mellom 74 og 81 grader nord og 10 og 35 grader øst (Alstad, 1986). Norge har så langt demonstrert tilbakeholdt i dette spørsmålet (Tamnes, 1999).
Et tredje spørsmål er muligheten for et energisamarbeide med russerne i nordområdet. Dette har latt vente på seg siden det foreløpig ikke antas å kunne foregå lønnsom utvinningsvirksomhet på noen av sidene. De uavklarte grensespørsmålene er imidlertid kompliserende for å finne former på et slik samarbeide. Også størrelsesforskjellen mellom Norge og Russland er et problem. Samtidig vil de regionale økonomiske virkningene for Nord-Norge kunne bli betydelige. Samarbeidsopplegget under navnet Barentsregionen (http://www.barents.no) fra 1993 skulle omfatte de nordlige områdene i både Norge, Sverige, Finland og Russland, som et grunnlag for videre økonomisk samarbeide og ressursutnytting.
Norge har holdt på at samarbeide om leting og produksjon av petroleum først kan finne sted etter at grenselinjespørsmålene er løst. Det er imidlertid flere problemområder som må analyseres videre. På grunn av den sårbare naturen i området vil miljøhensyn være en begrensende faktor for produksjon og transport av petroleum. Kolabasenes fortsatt store strategiske betydning gjør at petroleumsaktivitet kan virke negativt for operasjonsbetingelsene for russerens Nordflåte, og spesielt for de strategiske ubåtene (Kibsgaard 1998).
Internasjonale endringer – implikasjoner for Norge
Oppsummering – behov for ny kunnskap
Ulike aspekter ved oljemarkedet har blitt behandlet av flere forskningsinstitusjoner og enkeltpersoner gjennom 1980- og 1990-tallet. Internasjonalt var dette et stort forskningsområde på 1970- og 1980-tallet, men interessen for temaet har avtatt det siste 10-året, i pakt med lave priser. Mange energiforskere gikk, særlig internasjonalt, men også i Norge, over til miljøforskning. Mye av forskningen har vært finansiert av konsumentland, og det finnes ikke internasjonale studier som tar opp muligheter for samarbeide og prisstabilisering i OPEC, hva Norge kan tjene på det, og den rolle Norge eventuelt kan spille i en slik sammenheng. Studier om atferden til andre oljeeksporterende land er det imidlertid mange av, særlig fra 1970 og 1980-tallet. Etter prisfallet i 1986 har imidlertid disse også blitt svært få.
I Norge har vi opprettholdt en viss kompetanse på området. Studier av det internasjonale oljemarkedet har gitt økt innsikt om viktige regioner og land, som Midtøsten (Noreng 1997) og Russland, om det kompliserte samspillet mellom marked og politikk (Austvik 1992/93 og 2000a) og om Norges muligheter for å påvirke og stabilisere prisutviklingen (Austvik 1989a/1999b, Claes 1998). Oppfattelsen av nødvendigheten av et norsk samspill med andre eksportland og importlandene for å stabilisere oljeprisen er nå rimelig etablert i norsk politikk. Det vil imidlertid være nødvendig med videre arbeider om hvordan norsk internasjonalt oljediplomati skal utøves på kort og lang sikt. Ikke minst gjelder dette i en verden der kommunikasjonen mellom alle parter er mer åpen og direkte enn tidligere, og der uformelle nettverk ofte kan være viktigere enn de formelle. Dette er eksemplifisert gjennom produsent-samarbeidet mellom OPEC-land, Mexico, Norge og Russland fra 1999.
IEA var de vestlige konsumentlands svar på OPEC. Hvordan rollen til IEA vil bli i fremtiden er usikker, i en verden der stadig mer av forbruket foregår utenom de tradisjonelle store forbruksområdene i OECD. Hvordan påvirker den svakere representativiteten til det samlende forbruket IEAs politikk? Kan det tenkes at det også på etterspørselssiden langes mer uformelle sammenstillinger av land med tilnærmet like interesser som reelt sette handler samordnet. Kan slike utformelle nettverk på tilbuds- og etterspørselssiden føre til nye eller ny form på eksisterende organisasjoner i oljemarkedet i fremtiden? For å finne fram til partenes interesser og spillerom, vil det herunder også være behov for nærmere analyser av hvilke økonomiske og politiske rammer oljeprisen kan variere mellom i fremtiden (Austvik 1992/93, 2000a).
Veksten i det europeiske gassmarkedet og byggingen av nye rørledninger presser i retning av mer konkurranse og direkte kontakter mellom ulike aktører. På det politiske plan søker EU å forsterke denne utviklingen. Særlig viktig er EUs direktiv om tredjeparts adgang til transmisjonsnettene (TPA), det såkalte "Gassdirektivet" eller "TPA-direktivet". Trolig er Gassdirektivet kun det første av flere direktiv eller politiske inngrep som vil bidra til at gasshandelen innen EU-området blir mer liberal enn i dag. Herunder vurderer ESA (EFTA Surveillance Agency) hvorvidt det norske Gassforhandlings-utvalget (GFU) opererer i strid med EUs konkurranseregler, som en del av EØS-avtalen. Hvis GFU skulle måtte oppløses kan det under visse forutsetninger føre til økt konkurranse mellom norske gasselskaper overfor kundene i EU (Austvik, 2000d).
Hvem som tjener og taper på en liberalisering, er avhengig av hvordan liberaliseringen finner sted og hvordan aktørene handler. På grunn av at gass er en ikke-fornybar ressurs som kun finnes få steder i store kvanta, vil det, til forskjell fra mange andre markeder som blir liberalisert, i det europeiske gassmarkedet fortsatt eksistere en grunnrente til fordeling. Denne grunnrente kan ende opp hos produsent, transmisjons- eller distribusjonsselskap, eller hos elektrisitetsprodusenter eller store industrielle brukere som økt fortjeneste. Med en aktiv avgiftspolitikk på gass i forbrukslandene kan mye av den også ende opp i disse landenes statskasser. Analyser av former for og grader av markedsliberalisering vil derfor være e>
Det kan også være grunn til å studere hvordan gasseksportørene kan hindre et prisfall under liberalisering. En noe tilsvarende problemstilling av interessefellesskap og -motsetninger som Norge i denne sammenheng står overfor i forholdet til Russland i det vesteuropeiske gassmarkedet, står medlemslandene i Organisasjonen av petroleumseksporterende land (OPEC) overfor seg imellom. Hvert OPEC-medlem har fellesinteresser med de andre OPEC-medlemmene i at det felles gode, nemlig oljeprisen i det globale oljemarkedet, skal være så høy som mulig (innen visse grenser) og at markedet skal være så stort som mulig. Men medlemslandene har motstridende interesser seg imellom når det gjelder hvem som skal betale for at prisen holdes høy. Dette synes gjennom de stadige diskusjoner om produksjons- og kvotefordelinger. Alle OPEC-land ønsker å påvirke de andre til å redusere sin produksjon slik at mer blir igjen til dem selv. Likevel finner de oljeproduserende landene, med visse begrensninger, sammen for å ivareta interessene om fellegodet (prisen).
Det finnes en god del forskning omkring miljøpolitikk, regulering og avgifter i seg selv. Men det er forholdsvis lite om målkonflikter mellom miljøpolitikken og petroleumspolitikken. Avgifter er i mange sammenhenger ikke et optimalt miljøregulerende virkemiddel. I denne sammenheng er også spørsmål om bygging av gasskraftverk viktig. I hvilken grad hjelper vi det internasjonale miljøet ved å la være å bygge gasskraftverk i Norge, og heller eksportere gassen til andre land som bruker gassen til elekstrisitetsproduksjon? Handel med CO2-kvoter er en viktig del av dette og her kan igjen EU spille en vesentlig rolle.
Det er også viktig å studere hvordan interessegrupper på miljøsiden påvirker energipolitikken. Det er lite diskusjon om hvordan denne påvirkningen står i forhold til våre nasjonale interesser, kanskje dels fordi de nasjonale interessene ikke er, eller i beste fall er vagt, definert. Det er herunder knyttet stor usikkerhet til Kyotoprotokollens videre skjebne. Dette knytter seg dels til om protokollen blir ratifisert av mange nok land til at den trer i kraft, og dels til om det er mulig å oppfylle protokollens krav.
Forsvars- og sikkerhetsdimensjonen ved norsk petroleumsvirksomhet har i noen grad blitt drøftet i tilknytning til situasjonen i Barentshavet. Dette har dreiet seg om fordeler og ulemper ved leteboring og produksjon i og opp til grenseområdene med Russland og tilsvarende på russisk side. Analyser av produksjons- og transportkostnader ved slik produksjon har også vært gjennomført. Russerene foretar nå en analyse sammen med finnene om transport av gass fra det store Stokmanovskaya-feltet og i andre områder i Nord-Vest-Russland til det nordiske og europeiske markedet. Øvrige sikkerhetspolitiske implikasjoner av petroleumsvirksomheten har vært lite framme før de siste årene.
Olje og gass må fortsatt betraktes som internasjonale strategiske råvarer, slik vi nylig har sett det i konflikter i Kaukasus og områdene rundt det kaspiske havet. Golf-konflikten i 1990/91 kan også oppfattes som en strategisk energikonflikt (Austvik 1991b). Norge har etter hvert blitt svært store både i det europeiske gassmarkedet og i det globale oljemarkedet, samtidig som inntektene fra sektoren har blitt vesentlige for oss selv. Norge kan som petroleumsprodusent bli dratt inn i konflikter langt fra vårt næromåde og komme under press fra flere kanter i en ny internasjonal energikrise.
Samtidig med dette foregår det en sikkerhetspolitisk reorienteringsprosess i Europa. NATO får andre roller, og Europa vil spille en større egenrolle enn tidligere. Norge må generelt orientere seg i denne prosessen, og tillegge energien en større vekt enn før. Dette skyldes dels fordi andre land tillegger forsyning av norsk olje og gass stor betydning for sine egne interesser.
Den spesielle situasjonen i Barentshavet vil om noen år igjen kunne bli politisk aktuell. Det vil være behov for både juridiske, politiske og økonomiske analyserer av hvordan en eventuell petroleumsvirksomhet i området skal utvikles. Den kalde krigen er slutt med et Russland på en mulig langsom vei mot markedsøkonomi som stormakten i området. I en verden med mer liberalisert handel og langt friere kommunikasjon mellom landene, vil også samarbeids- og konfliktpotensialet kunne endre seg og muligens modifiseres. Samtidig består mange av de samme sikkerhetspolitiske, miljømessige og økonomiske skrankene som tidligere.
Internasjonalisering og globalisering
Petroleumsvirksomheten har lenge vært internasjonal, også i Norge. På den annen side har virksomheten egenskaper som har trukket i retning av statlig regulering og selskapskontroll, noe som har bremset effekten av generell globalisering. Norsk petroleumspolitikk var opprinnelig preget av å være et innenrikspolitisk anliggende, der en suveren stat gjennom regulering, eierskap og direkte deltakelse i sektoren kunne sikre rasjonell og lønnsom utnyttelse av nasjonale ressurser. Samlende kan vi si at 1990-tallet i økende grad ble preget av spørsmål som berører kjernen i det norske statsaktivistiske paradigmet og vår tradisjonelle oppfatning av og plassering som økonomisk og politisk småstat.
Det foreligger en betydelig forskningslitteratur som omhandler ulike sider ved petroleumsvirksomheten, og som på ingen måte reflekteres fullt ut i den korte skissen som er presentert ovenfor. Litteraturen har tatt opp og problematisert mange av de utfordringer Norge som olje- og gassnasjon står overfor, og strategiske utfordringer de enkelte selskaper møter. Selv om det er få studier som eksplisitt fokuserer på makt- og demokratiforhold har vi mye kunnskap som tangerer disse problemområdene. Det gjelder særlig forhold knyttet til nasjonal styring overfor oljeselskapene, makroøkonomiske sammenhenger og ulike fordelingspolitiske interesser. En rekke studier av internasjonale endringer og olje- og gassmarkedene berører i tillegg norske påvirknings-muligheter, handlingsrom under nye betingelser og fordelingsvirkninger mellom land og innen landet. Når vi unntar debatten om styringen av Statoil er det på den annen side forholdsvis få studier som drøfter demokrati og påvirkning av petroleumsrelaterte politisk-administrative beslutninger.
Økende økonomisk og politisk globalisering, internasjonal regimebygging og EUs stadig sterkere stilling i Europa skaper nye betingelser for nasjonalstatlige styringsstrategier. Siden begynnelsen av 1980-tallet har det skjedd en betydelig maktforskyvning mellom petroleumseksportører og konsumentland. Det faller i tid sammen med at norsk petroleumsvirksomhet er kommet inn i en moden fase. Slike faktorer skaper nye utfordringer for norsk politikk, i forhold til bruk av petroleumsinntektene og sikring av inntekter gjennom styring og kontroll i sektoren. Disse utfordringene har stor betydning for makt- og demokratiforhold i Norge, og for norske myndigheters muligheter til å påvirke rammebetingelser og internasjonale politiske og kommersielle motparter. Spørsmål om bruk av petroleumsinntekter, og omorganisering av ulike deler av norsk petroleumsvirksomhet skaper betydelig debatt.
Helt siden tidlig på 1970-tallet, før petroleumsinntektene begynte å strømme inn i statskassen, har Finansdepartementet vært opptatt av at slike inntekter ikke må brukes på måter som kan skade norsk økonomi. Forventningene om framtidige inntekter la imidlertid grunnlaget for betydelig pengebruk for å motvirke økonomiske tilbakeslag på 1970-tallet. Også på 1980-tallet viste det seg vanskelig å begrense statlig pengebruk i en situasjon med høye petroleumsinntekter. Kampene for å etablere et petroleumsfond og å styrke den finanspolitiske disiplin har på 1990-tallet slått gjennom. Etableringen av petroleumsfondet ble gjennomført med bred politisk støtte. Det er imidlertid et økende press om å bruke en større del av petroleumsinntektene for å løse ulike samfunnsoppgaver, særlig i helse- og utdanningssektoren. Det framstår i økende grad som et paradoks, og et dilemma for politikerne, at et stadig rikere Norge ikke er i stand til å løse deler av sine velferdsoppgaver på linje med sine naboland.
Denne spenningen mellom offentlig finansdisiplin og uløste samfunns-oppgaver forsterkes av økende internasjonalisering og globalisering, der norske renter og valutakurser er sårbare for reaksjoner i internasjonale finansmarkeder. Det reiser spørsmål om det ikke er mulig å nyansere i større grad mellom ulike statlige utgifter. For det første mellom investeringer, for eksempel i utdanning, og forbruk. For det andre mellom formål med ulik grad av ringvirkninger for det norske samfunnet. Denne debatten må også ses i sammenheng med muligheten for ulike tilknytninger til Euro og Euro-området. En slik tilknytning vil virke stabiliserende på renter og valutakurser, men asymmetrien mellom den norske og de europeiske økonomier betyr at en slik kopling også skaper problemer. Disse utfordringene peker på behov for ny forskning der den makroøkonomiske politikken mer eksplisitt tar hensyn til slike avveininger.
Strukturen i det norske systemet, dominert av sentraladministrasjonen og Statoil som kjernen i selskapsnettverkene, samt leverandørindustrien, har i en viss grad internalisert evaluerings- og endringsprosesser. Internasjonale krav om endringer i organisasjonsform, i retning av større gjennomslag for prinsipper om markedsfunksjonalitet, reiser imidlertid spørsmål om den norske modellens legitimitet og effektivitet. Størrelsen på sektoren i forhold til den øvrige norske økonomien og den betydning norsk olje- og gassalg har fått for kjøperlandene og prissettingen på og tilgangen til petroleum, har politisert vår rolle overfor omverdenen på en ny måte.
Det pågår en debatt om politisk reorientering og strategisk reorganisering av norsk petroleumsvirksomhet. Det gjenspeiler flere trekk ved de internasjonale omgivelsene. For det første Norges betydning som storeksportør i et internasjonalt oljemarked der OPEC i økende grad er blitt en medspiller. For det andre, den økende betydning av internasjonale reguleringer, der særlig EU (gjennom EØS) spiller en hovedrolle. For det tredje, internasjonal miljøpolitikks rolle som premissleverandør for petroleumspolitikken. For det fjerde, den økende bevissthet om sikkerhetsaspekter rundt norsk petroleumsvirksomhet der den kalde krigens fronter er borte. Slike endringskrefter faller sammen med at norsk petroleumsvirksomhet har nådd en stor grad av modenhet, der fallende funnrater og -størrelser skaper press i retning av effektivisering, samtidig som internasjonal petroleumsvirksomhet gjennomgår en omfattende restrukturering.
Dette sammensatte endringsbildet skaper nye utfordringer for norsk politikk og administrasjon:
Forholdet til OPEC rører ved Norges dobbeltrolle som moderne industriland og stor eksportør av olje og gass, og det har klare utenrikspolitiske konsekvenser. Det er flere faktorer som nå peker i retning av at det både er riktig og mulig for Norge å delta i koordinerte handlinger på tilbudssiden i oljemarkedet. Det er viktig for produsentland at prisene ikke faller så lavt over lengre tid at betydelige nye avgifter blir innført. For at norske handlinger skal ha virkning må det skje samordnet med andre eksportland, og handlingene må veies mot øvrige utenrikspolitiske hensyn. Ofte vil slike situasjoner skape stor internasjonal og nasjonal medieoppmerksomhet. Optimalisering av våre nasjonale interesser overfor oljemarkedet gir staten en viktig rolle som ressursforvalter.
En rekke forhold trekker i retning av en mer radikal omorganisering av petroleumsvirksomheten. Mye av utfordringene ligger i at det norske systemet krever omfattende reformer, og at mange av de som sitter sentralt i systemet har interesser av status quo, siden nødvendige endringer ikke uten videre kan håndteres i forlengelsen av det eksisterende system. Delprivatisering av Statoil, sterkere bruk av markedet i en moden norsk petroleumsprovins og reposisjonering av norske gassinteresser (SDØE som hovedinteressent) i forhold til kommende liberalisering av det europeiske gassmarkedet er viktige spørsmål som i ulik grad har slått inn i norsk politikk. Behovet for endring er delvis kommet til uttrykk i den ’amputerte petroleumsmeldingen’ som ble framlagt i juni 2000. Her er det blant annet behovet for å konkurransekraften på norsk sokkel som står sentralt. Internt i sektoren er det behov for reformer som kan styrke effektivisering. Løsninger på sentrale spørsmål rundt SDØE og GFU er imidlertid utsatt.
Petroleumsvirksomheten har ført til at vi har fått et kompetent industrielt system ledet av Statoil (og Norsk Hydro) som står overfor nye oppgaver, samtidig som selskapet bruker sin posisjon på norsk sokkel som springbrett ut i en risikabel verden. Det kan ses som en horisontal ekspansjon som ligger i forlengelsen av ekspansjon og oppbygging i sektoren, men som samtidig øker statlig eksponering for usikkerhet i petroleumsmarkedet, økonomisk så vel som utenrikspolitisk. Debatten om delprivatisering av Statoil berører slike spørsmål, men uavklarte motsetninger, særlig i Arbeiderpartiet, har skapt usikkerhet om tidsplanen og om en slik reorganisering er mulig å få til med det første. En viktig del av Statoil-debatten er hva man bør gjøre med Statens direkte økonomiske engasjement, og forholdet mellom Statoils nasjonale og internasjonale engasjement.
En av de største og vanskeligste utfordringene for norsk petroleumspolitikk de neste årene kommer som følge av liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet og EUs gassdirektiv. Direktivet trer i kraft i EU høsten 2000. Norge arbeider for en utsettelse av implementeringen på norsk sokkel, men har i prinsippet akseptert direktivet som en del av EØS-avtalen. En forutsetning for norsk gasspolitikk har vært samordning av gassproduksjon gjennom Forsyningsutvalget (FU) og salg på norsk sokkel gjennom Gassforhandlingsutvalget (GFU). Det oppfattes at ordningen har sikret en effektiv ressursutnytting og forhandlingsstyrke overfor store europeiske gasskjøpere. Det nye direktivet kan gjøre det vanskelig å opprettholde eksisterende ordninger. Hovedproblemet for norske myndigheter er å finne en alternativ organisasjonsform, der mulighetene for konkurranse mellom norske gasselgere begrenses. En modell er å samle alle statlige eierandeler i dominerende gassfelt i Statoil gjennom overføringer fra statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). En alternativ til dette er å samle alt (fra Statoil og SDØE) i et salgsselskap. Her er det en rekke uavklarte spørsmål.
Miljøpolitikken er blitt en sentral premissleverandør for olje- og gasspolitikken, i Norge og internasjonalt. Krav til redusert forurensning, og ikke minst CO2-utslipp, er en blitt en sentral politisk premiss. I internasjonal sammenheng var EU en viktig pådriver tidlig på 1990-tallet, og Norge var med på å støtte en slik politikk, selv om det på 1990-tallet har blitt klarere at det foreligger en målkonflikt mellom olje- og gasspolitikken, på den ene side, og miljøpolitikken på den annen side. Det siste kommer ikke minst til uttrykk i norsk holdning til handel med CO2-kvoter. Selv om miljøargumenter ofte blir brukt for å innføre eller øke avgifter på petroleum, skyldes den voldsomme avgiftsøkningen på oljeprodukter de siste 10 årene oftest andre forhold. Den kanskje viktigste grunn er fiskal, nemlig at energiskatter har blitt en viktig finansieringskilde for offentlige budsjetter. Såfremt avgifter på oljeprodukter innføres på tvers av forbruksland, har de dessuten den effekt at konsumentprisene presses opp og råoljeprisen presses ned. For Norge er det et problem at forsøk på å redusere miljøutslipp gjennom avgifter på forbruk kan ha store konsekvenser for fordelingen av grunnrente.
Norge forvalter et havområde som er over 6 ganger større en fastlands-Norge. Norsk olje- og gassproduksjon skaper samtidig et avhengighetsforhold med strategiske og sikkerhetspolitiske konsekvenser både for Norge og mottakerlandene. Størrelsen på olje- og gasseksporten gjør at Norge har blitt en strategisk aktør i markeder av vital interesse for Vest-Europas energiforsyninger. Mottakerlandenes økonomiske utvikling og nasjonale sikkerhet er i stor grad avhengig av sikre energileveranser til stabile priser på et akseptabelt nivå. Samtidig er vi selv blitt "oljeavhengige". Den norske petroleumsindustrien har også betydning for NATO. Infrastrukturen knyttet til produksjon og transport av olje og gass er av strategisk viktighet for alliansen. I tillegg skaper situasjonen i Nordområdene spesielle sikkerhetspolitiske utfordringer, som må balanseres inn i våre øvrige allianseforhold. Det kan ha betydning for hvilke selskaper som bør delta i slike områder. En optimal ressursforvaltning omfatter således også sikkerhetspolitiske forhold.
Forskningspolitiske utfordringer
Dagens utfordringer i olje- og gassvirksomheten åpner for omfattende temaer og forskningsspørsmål hvor kunnskapen ennå er forholdsvis begrenset i forhold til det kunnskapsnivå som synes nødvendig. Samlende kan vi si at forskningen om petroleumsvirksomheten kun i liten grad har tatt inn over seg de endringer som er i ferd med å skje i forholdet mellom nasjonal og internasjonal politikk, markedsaktører og nye roller for internasjonale institusjoner. Utfordringene er av industriell, kommersiell, makroøkonomisk, velferdspolitisk såvel som av utenriks- og sikkerhetspolitisk art. Her vil det være viktig med en mer presis avklaring av våre nasjonale interesser på området. Generelt kan en si at de grunnleggende interessene omfatter vår sikkerhet, politiske autonomi og allmenne velferdsutvikling. Det vil gjerne være diskusjon om hvordan dette skal tolkes konkret. Men det er klart at det med veksten av petroleumssektoren og de internasjonale endringene som har foregått på 1990-tallet er nødvendig med en gjennomtenkning av slike grunnspørsmål som basis for å forme nye modeller for innen- og utenrikspolitisk tilpasning.
Et lite land vil i stor utstrekning måtte trekke på arbeider foretatt i andre land for å utvikle sin kompetanse. Det er imidlertid nødvendig med en selvstendig forståelse av disse arbeidenes motiver og rammer og gi kompetansen og politikken en form som evner å ivareta særegne norske nasjonale interesser. Fagmiljøer framstår som mer fragmentert i dag enn tidlig på 1990-tallet, men samtidig er det slik at teknologiutviklingen har gjort at ulike personer og miljøer kan kommunisere med hverandre langt enklere enn for bare få år siden, tross store geografiske avstander innen landet. Det vil være en utfordring å utvikle systemer der personer og miljøer kan kommunisere mer og bedre i slike nettverk for å trekke på hverandres kompetanse i selvstand nasjonal analyse samtidig som kravet om internasjonal høy kvalitet styrkes.
Norge bruker lite penger på forskning og utvikling på
samfunnsfaglige
petroleumsrelaterte spørsmål. Norges forskningsråd
har
lenge hatt egne programmer for dette i størrelsesorden 5-10
millioner
kroner per år. Selskapene og departementer har hatt oppdrag for
avgrensede
konkrete og matnyttige problemstillinger. Bare det siste året har
Olje- og energidepartementet brukt 25 millioner til konsulentvirksomhet
for å utrede ulike sider ved de endringene vi i dag står
overfor.
Mange av analysene foregår fra et unorsk ståsted, ofte i
utenlandske
konsulentselskaper som betjener alle typer kunder i markedet. Dette kan
føre til at de fleste aktørene mener det samme om ulike
spørsmål
der særnorsk problemstilling i hovedsak håndteres internt
og
i lukkede fora i departementer og selskaper. I forhold til sektorenes
viktighet
for norsk samfunns- og demokratiutvikling er imidlertid dette ikke
tilstrekkelig.
Mange land der energispørsmål er mindre viktig for enn for
Norge, har eksempelvis etablert egne energiøkonomiske eller
–politiske
forskningsinstitutter, som gir større kontinuitet enn den
program-
eller prosjektorienterte kunnskapen alene.
Adelman, M.A., 1989: "The Oil Supply and Price Horizon", Energy Policy, October.
Alstad, J.A., 1986: Utenriks- og sikkerhetspolitiske aspekter ved norsk petroleumspolitikk for nordlige områder, NUPI-notat nr. 349.
Andersen, S.S., 1988: British and Norwegian Offshore Industrial Relations. Avebury, Brookfield: Gower.
---, 1989: "Spillet om Troll-avtalen", Nytt norsk tidsskrift, No. 4.
---, 1993 The Struggle Over North Sea Oil and Gas. Oslo: Scandinavian Univerisity Press.
---, 1995: Europeisering av politikk. Oslo: Fagbokforlaget.
---, 1997: East of Markets - West of States. The Energy Charter Treaty Negotiations. Arbeidsnotat. Sandvika: Handelshøyskolen BI.
---, 2000 European integration and the changing paradigm of energy policy. The case of natural gas liberalisation. ARENA Working paper 13 (August) 2000.
Andersen, S.S., og M. Arnestad 1990: ‘The Taming of the Schrewd’, i H.O. Bergesen og A.K. Sydnes (red.): Naive Newcomer or Schrewd Salesman. Oslo: Fridtjof Nansen Stiftelsen.
Andersen, S.S., og Ø. Noreng 1997: Behovet for bredere deltakelse, mer aktive partnere og utvidet konkurranse i Nordsjøen. Utredning for Norsk oljeforening for rettighetshavere (NORRET).
Andvig, J.C., 1999: Corruption in Former USSR Countries and International Oil Business in Azerbaijan. Paper. Oslo: NUPI.
Austvik, O.G., 1984: "Tariffer for rørtransport av naturgass", Statistisk Sentralbyrå August.
---, 1986a: "Om Norges betydning i oljemarkedet", NUPI-notat no.352 April.
---, 1986b: "Får Norge mer betalt for sin gass enn Sovjetunionen?", Internasjonal Politikk no.6 desember. NUPI.
---, 1987a: "Den petroleumspolitiske utfordring", Norsk Utenrikspolitisk Årbok.
---, 1987b: "Oil Prices and the Dollar Dilemma", OPEC Review no. 4 December.
---, 1987c: "The Western European Gas Market. A Security Price Premium for Norwegian Gas?", International Energy Workshop, IIASA Laxenburg/Wien Austria, June 16-18; NUPI-report no.110 July.
---, 1989a (red.): "Norwegian Oil and Foreign Policy", Norwegian Foreign Policy Studies nr. 68, NUPI/Vett & Viten.
---, 1989b: "Strategies for Reducing U.S. Oil Dependency", Seminar Paper Department of Economics. Harvard University Spring 1989; NUPI-report no. 130 July
---, 1990: En vurdering av produksjonskapasiteten for råolje i fem land ved Den persiske gulf, (Rapport til Finansdepartementet), NUPI-rapport nr. 150/1999
---, 1991a: "De strategiske petroleumslagrene (SPR) som oljepolitisk kriseredskap", i Sosialøkonomen nr.1.
---, 1991b: "Stormaktsinteresser og norsk petroleumspolitikk", Internasjonal Politikk nr.1 Februar.
---, 1991c: Norwegian Gas in the New Europe; How Politics Shape Markets, (red.), (Sæter, Matlary, Noreng, Vareberg & Austvik), NUPI/Vett & Viten August, Norwegian Foreign Policy Studies no.76.
---, 1992: "Krigen om oljeprisen. Oljen og konflikten ved Den persiske gulfen", Internasjonal Politikk nr. 3.
---, 1992/93: "Limits to Oil Pricing. Scenario Planning as a Device to Understand Oil Price Developments", Energy Policy vol 20, no.11, pp. 1097-1105. Norsk versjon: «Grenser for oljeprisen. Scenarieplanlegging som metode for å forstå utviklingen i oljeprisen», Sosialøkonomen nr. 3/1993.
---, 1993a: "A View on Economic Theory of Exhaustible Resources", Working Paper (Skriftserien) nr. 89, Oppland DH Lillehammer
---, 1993b: "Norwegian Petroleum and European Integration", i B. Nelsen (red.): Norway and the European Community; The Political Economy of Integration. CT Westport, Connecticut: Praeger Publisher
---, 1995: "Paying for the ’no’? Norwegian petroleum and the European Union", i Geopolitics of Energy, Washington/Calgary January 1995.
---, 1996a: "Avgifter og petroleumspriser. Tar forbrukslandene olje- og gassinntektene?", i Sosialøkonomen nr. 5.
---, 1996b: "Liberalization of the European Gas Market; The workings of Invisible and Visible Hands", HIL-notat no. 31.
---, 1997: "Gas pricing in a liberalized European market; Will the rent be taxed away?", i Energy policy vol 20, no.12, pp. 997-1012
---, 1999a: "Should Norway Join OPEC?", i Proceedings from the 20th Annual North American USAEE IAEE Conference, page 487-496, Orlando / Florida 29.August - 1. September 1999
---, 1999b: "Norges avhengighet av olje- og gassmarkedene", i Internasjonal politikk, nr. 3, side 379-407.
---, 2000a: "Drivkreftene i oljemarkedet." Innlegg på Europaprogrammets rådsmøte 19.10.1999, Stortinget. 37 sider. Utgis februar 2000.
---, 2000b: "Gasspriser under press", Norsk oljemuseums årbok 1999. Mars.
---, 2000c: Economics of Natural Gas Transportation, Forskningsrapport HiL nr. 53. August.
---, 2000d: Norge som storeksportør av gass, Europaprogrammet; Norge i energiens geopolitikk, September/oktober.
Barrell, R. and K.A. Magnussen, 1996: Counterfactual Analyses of Oil Price Shocks using a World Model. Reprint Statistisk Sentralbyrå nr 177
Berger, K., O. Bjerkholt & Ø. Olsen, 1991: The options for independent oil-exporting countries in the 1990s. Reprint Statistisk Sentralbyrå nr. 51.
Bergesen, H.O. & D.H. Claes, 1990: "The European gas market : will the structure survive the 1990s?" Rapport 001. Fridtjof Nansens Institutt.
Bergesen, H.O., J. Estrada, A. Moe & A.K. Sydnes, 1998: Natural Gas in Europe. Markets, Organisation and Politics. Pinter Publisher
Berrefjord, O., og P. Heum, 1993: "Non-market governance of business in a market based economy. The case of Norway." I Sjöstrand, S.E. (red.): Institutional Change - Theory and Empirical Findings. New York: M.E.Sharpe.
Bjørnland, H.C., 1996: The Dynamic Effects of Aggregate Demand, Supply and Oil Price Shocks. Discussion Paper, Statistisk Sentralbyrå nr. 174
---, 1997: Estimating Core Inflation - The Role of Oil Price Shocks and Imported Inflation. Statistisk Sentralbyrå, nr. 200.
Brekke, K.A., 1991: Bruken av oljeinntektene. Statistisk Sentralbyrå
Bjerkholt, O., 1991: Norwegian oil dependence - does the present policy give a proper balance of risks and rewards?, Proceedings from the 12th Bergen Conference on Oil and Economics, Norwegian Petroleum Society, 1991.
Bjerkholt, O., Ø. Olsen og S. Strøm, 1990: Olje- og gassøkonomi. Oslo: Universitetsforlaget
BPAMOCO, årlig: BPAMOCO Statistical Review of World Energy.
Brekke, K.A., E. Gjelsvik & A. Aaheim, 1992: "Forvaltning av oljeinntekter, sparing og fondsoppbygging: Norge sparer mens statens oljefond går med underskudd" (Management of oil revenues, savings and reserve fund: Norway saves while the government fund declines), Sosialøkonomen 7/8.
Cappelen, Å. & T. Eika, 1996: "Konjunkturimpulser fra oljevirksomheten 1973-93" (Business cycle impulses from the oil activity 1973-93), i Forskning om petroleumspolitikk 1991-1995. Norges forskningsråd, Oslo.
Cappelen, Å. & E. Gjelsvik, 1991: Oil and gas revenues and the Norwegian economy in retrospect: alternative macroeconomic policies. Reprint Statistisk Sentralbyrå nr 50.
Carlsnæs, W. 1988,: Energy Vulnerability and National Security. Pinter Publisher.
Claes, D.H., 1997: "Norsk gasseksportpolitikk – håndtering av ytre endring", FNI.
---, 1998/ 2000: The Politics of Oil-Producer Cooperation. Boulder. Co.: Westview Press.
Dasgupta, P.S. & G.M. Heal, 1979: Economic Theory and Exhaustible Resources. Cambridge: Cambridge University Press
Davis, J.D., 1984: Blue Gold. The Political Economy of Natural Gas. George Allen & Unwin.
Dore, J. & R. De Bauw, 1995: The European Energy Charter. Origins, Aims and Prospects. London: The Royal Institute of International Affairs.
ECON, 1999: Internationalisation and structural cahnge in the European Gas Market, ECON-rapport no. 43.
Eika, T. & K.A. Magnussen, 2000: Did Norway gain from the 1979-1985 oil price shock? Economic Modelling 17 (1), 2000, 107-137.
Eika, T. & K. Moum, 1999: Aktivitetsregulering eller stabil valutakurs: Om pengepolitikkens rolle i den norske oljeøkonomien. Rapport 23, Statistisk sentralbyrå.
Energy Information Agency, 1999: World Oil Transit Chokepoints, http://www.eia.doe.gov/emeu/security/choke.html
Engelstad, Fredrik (red.), 1999: Om makt. Teori og kritikk. Oslo: AdNotam.
Eriksen, E.O., 1999: Is democracy possible today? Århus: Magtutredningen.
Estrada, J., H.O. Bergesen, A. More & A.K Sydnes (red.), 1988: Natural Gas In Europe. London: Pinter Publishers.
Estrada, J., A. Moe & K.D. Martinsen, 1995: The Development of European Gas Markets: Environmental, Economic and Political Perspectives. Chichester: Wiley.
European Union, 1997: Restucturing the Community Framework for the Taxation of Energy Products, Proposal for a Council Directive COM (97) 30 Final 97/0111 (CNS) 12.3.1997.
---, 1998: The Single Market for Natural Gas, IGM Directive 98/30 ("Gassdirektivet").
Olje – og energidepartementet, 1999: Faktaheftet.
Finansdepartementet, 1973: St.tingsmelding nr. 25
---, 1998: Nasjonalbudsjettet 1999, St.tingsmelding nr. 1 1998-99.
Forsvarsdepartementet, 1998: Hovedretningslinjer for Forsvarets virksomhet og utvikling 1999-2002, Stortingsmelding nr. 22 1997-98
Godet, M., 1987: Scenarios and Strategic Management, Butterworth Scientific Ltd.
Golombek, R., M. Hoel, og J. Vislie, 1987: Natural Gas Markets and Contracts. North-Holland
Greiner, S, 1997: France and Norway: The Unfulfilled Troll Agreement. FNI Report R:006-1997. Lysaker: Fridtjof Nansens Institutt.
Griffin, J.M. & D.J. Teece, 1982: OPEC Behaviour and World Oil Prices. George Allen & Unvin.
Hallingstad, T., 2000: "Etterretnings- og overvåkningstjenester i en ny tid", Fokus Europa nr. 1, 2000
Hansich, T.J. og G. Nerheim 1992: Fra vantro til overmot? Norsk Oljehistorie 1. Oslo: Norsk petroleumsforening. Ad Notam.
Harding, G., 1968: "The Tragedy of the Commons", Science, vol.162, No.3859, pp. 1243-48.
Heum, P. et al., 1993: "Firm dynamics in a Nordic perspective: large corporations and industrial transformation". SNF-rapport 78/93. Bergen: SNF.
Heum, P., 2000: "Norske selskapers internasjonale strategi". Presentasjon på Makt- og demokratiutredningens rådsmøte, 10. mai, Trondheim.
Hogan, W.W., 1988: Oil Demand and OPECs Recovery, Discussion Paper E-88-02, Energy & Environmental policy Center, John F. Kennedy School of Government, Harvard University.
Hotelling, H., 1931: "The Economics of Exhaustible Resources", Journal of Political Economy, 39, pp. 137-175b.
Hubbard, R.G & R. Weiner, 1982: "The ’Sub-Trigger’ Crisis: An Economic Analysis of Flexible Stock Policies", Discussion Paper H82-07. Energy and Environmental Policy Center, Kennedy School of Government, Harvard University.
International Energy Agency, IEA, 1995: The Energy Charter Treaty. A description of its provisions, By the Legal Counsel of the IEA.
---, 1997: Indicators of energy use and efficiency, Paris.
Hustad, W., 1996: Frå teknologisk innovasjon og standardiserte organisasjonar, til standardisert teknologi og innovative organisasjonar? VF-notat 11/96. Sogndal: Vestlandsforskning.
Hustadnes, H., 2000: "Statoil på lag med korrupt regime". Artikkel.
Isachsen, A.J., 1999: "Euroen og den norske kronens skjebne", I A.J. Isachsen og O.B. Røste (red.): Euroen og den norske kronens skjebne. Oslo: Fagbokforlaget.
Jacobson, B & Andreosso-O’Callaghan, 1996: Industrial economics and organization; A European perspective. McGraw-Hill.
Johansen, Per Richard, 1996: "For stram pengepolitikk i Europa", Økonomiske Analyser nr. 7
Keohane R.O. & J. Nye, 1977: Power and Interdependence; World Politics in Transition. Little, Brown and Company.
Kibsgaard, Bjørnar, 2000: "Transportlinjene til land og til sjøs", Norge i energiens geopolitikk, Europaprogrammet kommer
---, 1999: "Norge som strategisk energileverandør", innlegg på norsk – svensk seminar 6.oktober 1999. Europaprogrammet.
Kibsgaard, A. et al., 1998: Strategi, sikkerhetspolitikk og energiproduksjon. Prosjektrapport Europa-programmet oktober.
Kristiansen, F., 1998: Internasjonalisering og lønnsomhet i norske offshoreleverandører. Arbeidsnotat 16/98. Bergen: Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning.
Lerøen, B.V., 1996: Troll. Gass for generasjoner, Shell/Statoil.
Lønning, I.M., 1997a: Norsk penge- og valutapolitikk i lys av store oljeinntekter. Arbeidsnotat nr. 4, Norges Bank.
---, 1997b: Controlling inflation by use of the interest rate: The critical roles of fiscal policy and government debt, Skriftserien Norges Bank 1997/26
Lillesveen, F., 1999: Vinnerens forbannelse på sokkelen? – Teori, empiri og anvendelse. SNF-rapport 8/99. Bergen: Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning.
Lynch, M.C., 1992: The Fog of Commerce: The Failure of Long-term Oil Market Forecasting. Working Paper 2598 C92/5, Center for International Studies, Massachussets Institute of Technology.
Manne, A. & L. Schrattenholzer, 1987: International Energy Workshop. IIASA/Stanford.
Marbro, R. & I.W. Bond (red.), 1999: Gas to Europe. The Strategies of Four Major Suppliers. Oxford: Oxford University Press
Matlary, J.H., 1991: "Selling Norwegian Gas: From Collective Domestic Strategy Towards Individual Downstream Integration?" i Austvik (ed.): Norwegian Gas in the New Europe; How Politics Shape Markets.Oslo: NUPI.
Mork, K.A., H.T. Mysen & Ø. Olsen, 1991: Business cycles and oil price fluctuations: some evidence for six OECD countries. Reprint Statistisk Sentralbyrå, nr 52.
---, 1995: "Macroeconomic Responses to Oil Price Increases and Decreases in Seven OECD Countries", Reprint Statistisk Sentralbyrå, nr 73.
---, 1994: "Macroeconomic responses to oil price increases and decreases in seven OECD countries", The Energy Journal nr. 15, pp. 19-36.
Mundaca, G., 1999: The effect of interventions on realignment probabilities, Arbeidsnotat Norges Bank 16/1999
Mundaca, G. & J. Strand, 1997: Optimal exchange rate fluctuations under risk aversion and short-run wage rigidity, Arbeidsnotat Norges Bank nr. 05
NAVF, 1990: The Conference on Sustainable Development, Science and Policy. Final Statement, Bergen, May 8-12.5.
Nerheim, G., 1996: En gassnasjon blir til. Norsk Oljehistorie 2. Oslo: Norsk petroleumsforening. Ad Notam.
Nese, G. og K.P. Hagen, 1998: Pricing of Natural Gas Transportation, SNF-rapport no. 64/98, Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning
Noreng, Ø., 1980: The Oil Industry and Government Strategies in the North Sea. London: Croom Helm.
---, 1987: Oil and Islam. London:
Noreng, Ø, S.S Andersen & P. Anker-Nilssen, 1998: Klima for alle pengene. Oslo: Universitetsforlaget.
Norges Bank, Internett, 1999: Om petroleumsfondet: http://www.norges-bank.no/petroleumsfond.
1999/12.
---, 2000: Årsrapport for petroleumsfondet 1999. http://www.norges
bank.no/petroleumsfond/rapporter/1999/
Nyhamar, T., 1999: "Petroleumsalder. Norsk sikkerhetspolitikk etter den kalde krigen", Internasjonal politikk nr. 3, NUPI, Oktober.
---, 2000: "En energieksporterende småstat etter den kalde krigen: Norske nasjonale interesser", Europaprogrammet (kommer).
Næs, B. & B.A. Ødegaard, 1999: Equity Trading by Institutional Investors. To Cross or Not to Cross? The Case of the Norwegian Oil Fund. Arbeidsnotat Norges Bank 1997/05
Olje- og Energidepartementet, OED (årlig): Faktaheftet.
Olje- og energidepartementet, 2000: Olje- og gassvirksomheten. St.tingsmelding 39, 1999-2000.
Olsen, J.P., 1989: Petroleum og politikk. Oslo: Tano.
Olsen, O.E. og J.E. Reisersen (red.), 1991: Svart gull på alles fat?, Kommuneforlaget
OPEC Review, 1982: No. 3.
Osmundsen, T., 1981: Gjøkungen: skal Statoil styre Norge? Oslo: Dreyer forlag.
Ouchi, W.G., 1982: Theory Z : How American Business Can Meet the Japanese Challenge. New York: Avon.
Pindyck, R.S., 1978: "Gains to Producers from the Cartelization of Exhaustible Resources", Review of Economics and Statistics, 60.
Radetzki, M., 1989: "Shocks. Plausible Shocks in World Energy in the 1990s", Energy Policy, August.
Reinsch, A.E., J.I. Considine & E.J. MacKay, 1994: Taxing the Difference; World Oil Market Projections 1994-2009, Canadian Energy Research Institute (CERI), September 1994.
Ristesund, M.R., 1998: Konkurransen mellom norske og britiske leveransebedrifter i olje- og gassindustrien – en anvendt analyse. SNF-rapport 32/98. Bergen: Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning.
Roland, K., 1997a: Modeling gas markets – a survey, ECON-rapport 89.
---, 1997b: ECONGAS-model structure, ECON-rapport 90.
Ryggevik, H. & M. Smith-Solbakken, 1997: Blod, svette, olje. Norsk Oljehistorie 3. Oslo: Norsk petroleumsforening. Ad Notam.
Scott, B.R., 1987a: "Saudi Arabia. You Can Hear it on the Radio", Case Paper, Harvard Business School.
---, 1987b: "Saudi Arabia. Emergence As a World Power, Case Paper", Harvard Business School.
Sejersted, F., 1999: Systemtvang eller politikk: om utviklingen av det oljeindustrielle kompleks i Norge, Oslo: Universitetsforlaget.
Stabell, C.B. & Ø.B. Fjeldstad, 1998: "Configuring Value for Competetive Advantage: On Chains, Shops, and Networks", i Strategic Management Journal, vol. 19:413-437.
Stern, J.P., 1998: Competition and Liberalization in European Gas Markets. A Diversity of Models. London: Royal Institute of International Affairs.
Stortinget, 1973/74:Stortingsmelding nr. 25.
Sunnevåg, K. & G. Nese, 1999: The Framework for Norwegian Gas Sales and European Gas Market Liberalization, Arbeidsnotat no. 54/98, Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning.
Tamnes, R., 1999: Norske petroleumsressurser i et utenrikspolitisk perspektiv, NATO 50 år, Atlanterhavskomiteen. Oslo: Universitetsforlaget.
Tangen, K., 1997: "Nye strukturer i det europeiske gassmarkedet", FNI-notat.
Thøgersen, Ø., 1999: Økonomisk politikk i en moden petroleumsøkonomi: Noen komparative betraktninger og politikk-synspunkter. SNF-rapport 18/99. Bergen: Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning.
--- 1999: "Samfunnsøkonomisk fortrinn ved små selskap i oljeindustrien". Vedlegg til ECON-rapport 61/99. ECON/BI.
US Department of Energy, Energy Information Administration :1999: Annual Energy Outlook.
Wack, P., 1985a: "Scenarios: Unchartered Waters Ahead", Harvard
Business
Review, September - October.
---, 1985b: "Scenarios: Shooting the Rapids", Harvard Business
Review,
November - December.
Weber, M., 1978: Economy and Society. Berkeley, Ca.: University of California Press.
Yergin, D., 1991: The Prize. Pocket Books
Østerud, Ø., F. Engelstad, S. Meyer, P. Selle, og H. Skjeie,1999: Mot en ny maktutredning. Oslo: Ad Notam Gyldendal.
Aakvaag, T., 1998: ‘Har vi et ansvar for råoljeprisene?’, Aftenposten 3.12 1998.
---, 1999: "Norge i det europeiske energidiplomati", Innlegg
på
Europaprogrammets rådsmøte 19.10.1999, Stortinget.
Forskning om petroleumspolitikk i Norge på 1990-tallet.
Petroprogrammet 1991-95
Handelshøyskolen BI
Prosjekt:
EUs olje- og gasspolitikk: Drivkrefter og påvirkningsmuligheter
Svein S. Andersen: Mot en felles energipolitikk i EU. I: Nytt Norsk Tidsskrift. (1993) Nr. 1. ISSN 0800-336X.
Svein S. Andersen: Europeisering. Petroleum, indre marked og miljø. Oslo: Fagbokforlaget, 1995.
Svein S. Andersen: Felles energipolitikk i EU. I: Svein S. Andersen, Kjell A. Eliassen (red.): Det nye Europa, Oslo: TANO Forlag, 1994. ISBN 8251-831911.
Svein S. Andersen: Europeisering av politikk. I: Tidsskrift for samfunnsforskning. (1995) Nr. 4. ISSN 0040-716X.
Svein S. Andersen: European Energy Policy. In: Svein S. Andersen, Kjell A. Eliassen (eds.): Making Policy in Europe, London: SAGE Publications Ltd., 1993. ISBN 0803-989895.
Prosjekt:
EUs olje- og gasspolitikk: Energicharterforhandlingene
Svein S. Andersen: Østenfor marked - vestenfor stat... Handelshøyskolen BI. 1995. Rapport.
Prosjekt:
Omformingen av det europeiske gassmarkedet; EFs reguleringer av transmisjonsnettet for naturgass
Ole Gunnar Austvik: Norwegian Petroleum and European Integration. In: Brent Nelsen (ed.): Norway and the European Community; ThePolitical economy of Integration, Connecticut, USA: Praeger Publisher, 1993. 29p. ISBN 0275-942112.
Jan Petter Hagen: Structural Change in Natural Gas Industries. Norwegian School of Management (BI). 1994. 214 p. Hovedfagsoppgave.
Sigurd d.y. Haavik: Gasstransport i rør på norsk sokkel. Hva blir konsekvensene av en EU-tilpassing? Handelshøyskolen BI. 1994. 103 s. Hovedfagsoppgave.
Cathrine Lous: Rørtransport på norsk sokkel. Handelshøyskolen BI. 1993. 70 s. Hovedfagsoppgave.
Kristin Aase: Meir marknad - mindre styring: EUs indre marked for gass. Institutt for statsvitenskap. Universitetet i Oslo. 1992. 110 s. Hovedfagsoppgave.
Ole Gunnar Austvik: Liberalization of the European Gas Market; A view from non-member Norway. 1994. Study Group, London.
Ole Gunnar Austvik: Norwegian Petroleum and the European Union; Paying for the "no"?. In: Geopolitics of Energy. Vol. 17, (1995) No. 1.. 4-6.
Hans Petter Berge: EUs indre marked for gass. Handelshøyskolen BI. 1992. 60 s. Hovedfagsoppgave.
Terje Lysfjord: The Development of the Norwegian Electricity Sector. Norwegian School of Management (BI). 1991. 120 p. Hovedfagsoppgave.
Ole Gunnar Austvik: Nordic Energy and European Integration. 1993. 74 p. Utgitt av Nord REFO, Stockholm for EU-kommisjonen.
Ole Gunnar Austvik: Avgifter for oljeinntektene. Dagbladet. August 1995. 1 s.
Jan Petter Hagen: Mer marked, mindre regulering ved auksjon over kapasitet. I: Norsk Oljerevy. (1993) Nr. 1. ISSN 0332-5490.
Øystein Noreng, Ole Gunnar Austvik: Liberalisering av det europeiske gassmarkedet. Nærings- og energidepartementet. 1993. Rapport.
Prosjekt:
"Outsourcing" og foretaksstrategi; En eksplorativ studie av norsk oljeindustri
Ola Krohn-Fagervoll: A core competence perspective on business strategy. Saga Petroleum A.S.. Saga rapport. No. R-AS-0024, 1994.
Arne Nygaard, Ola Krohn-Fagervoll, Bård Stillerud: Outsourcing av IT-funksjoner i norsk oljeindustri; problemstillinger og muligheter. I: Praktisk økonomi og ledelse. (1998) Nr. 2:98. s. 103-110. ISSN 0803-4680.
Arne Nygaard, Ola Krohn-Fagervoll, Bård Stillerud: "Outsourcing" og foretaksstrategi; En eksplorativ studie av norsk oljeindustri. Handelshøyskolen BI. 1996. Forskningsrapport.
Ola Krohn-Fagervoll: A core competence perspective on oil & gas company strategy. In: Bransjenytt. (1994) No. 7.
Fridtjof Nansens Institutt (FNI)
Prosjekt:
Internasjonal miljøpolitikk. Følger for energipolitikk og –markeder
Kristian Tangen: The strategies of oil refiners to meet tightening environmental regulations. Fridtjof Nansen Institute. FNI report. No. 4, 1995. 75 p. ISBN 8276131034.
Javier Estrada, Helge Ole Bergesen: Environmental issues and how they affect oil companies. Fridtjof Nansen Institute. FNI report. No. 3, 1994. 120 p. ISBN 8276130623.
Camille Bann: The private sector and global warming mitigation. Fridtjof Nansen Institute. 1993. 26 p. Note.
Javier Estrada: Environmental politics and strategic planning in multinational oil companies. Fridtjof Nansen Institute. FNI report. No. 5, 1995. 85 p. ISBN 8276131042.
Prosjekt:
Russisk olje og gass: Nye institusjonelle og økonomiske rammer
Arild Moe: The Russian oil sector: finding a new role for the state. In: Oil & Gas Law and Taxation Review. (1993) No. 1. ISSN 0263-5070.
Arild Moe: Controlling the Russian oil and gas complex: the regions vs. the centre. Paper presentert på NATOs økonomiske kollokvium 30. juni - 1. juli 1993.
Arild Moe: Energy policies and programs in Russia: new oil in old barrels. In: PlanEcon Energy Outlook for the Former Soviet Republics, Washington DC, 1993.
Prosjekt:
Olje og islam
Ingen registrerte publikasjoner.
Stiftelsen for samfunns- og næringslivsforskning (SNF)
Prosjekt:
Petroleumsformue, økonomisk politikk og den makroøkonomiske utviklingen i Fastlands-Norge
Øystein Thøgersen: Economic policy, macroeconomic performance and the management of the Norwegian petroleum wealth - A survey. Foundation for Research in Economic and Business Administration (SNF). NHH Discussion paper. No. 21, 1994.
Øystein Thøgersen: Uncertain petroleum revenues, the government budget and precautionary saving. Foundation for Research in Economicand Business Administration (SNF). SNF Working paper. No. 84, 1993.
Erling Steigum jr., Øystein Thøgersen: Petroleum wealth, debt policy and intergenerational welfare: The case of Norway. Foundation for Research in Economic and Business Administration (SNF). Working paper. No. 116, 1992.
Øystein Thøgersen: Budsjettpolitikk, usikre petroleumsinntekter og finansiering av velferdsstaten. I: SNF Bulletin. (1994) Nr. 4. s. 8-12. ISSN 0803-3900.
Øystein Thøgersen: International diversification and oil price risk. Foundation for Research in Economic and Business Administration (SNF). SNF Working paper. No. 18, 1994.
Øystein Thøgersen: Gode ønsker og vanskelige utfordringer: Om velferdsstaten i årene som kommer. I: Tidens Tegn. (1995) Nr. 3. s. 32-33. ISSN 0804-2284.
Øystein Thøgersen: Oljeprissjokk, finanspolitikk og håndtering av usikkerhet. I: Sosialøkonomen. (1994) Nr. 3. s. 7-10. ISSN 0038-1624.
Øystein Thøgersen: Five essays on fiscal policy, intergenerational welfare and petroleum wealth. Foundation for Research in Economic and Business Administration (SNF). SNF-rapport. No. 101, 1994. Doktorgradsavhandling.
Øystein Thøgersen: Fiscal policy, structural adjustment and intergenerational welfare. Foundation for Research in Economic and Business Administration (SNF). NHH Discussion paper. No. 22, 1994.
Prosjekt:
Det olje-industrielle miljøet: Kompetanse, konkurranse og vekst
Ingen registrerte publikasjoner.
Prosjekt:
Taxation of Petroleum Companies under Asymmetric Information
Ingen registrerte publikasjoner.
Prosjekt:
Optimal risikodeling mellom staten og oljeselskapene
Ingen registrerte publikasjoner.
Prosjekt:
Økt konkurranse i det europeiske gassmarked
Rolf Golombek, Eystein Gjelsvik, Knut Einar Rosendahl: Increased competition on the supply side of the Western European natural gas market. Department of Economics. University of Oslo. 1996. Memorandum.
Rogalandsforskning
Prosjekt:
Sareptas krukke
Jan Erik Karlsen: Sareptas Krukke og skrinet med det rare i? Norsk oljevirksomhet i sosiologisk perspektiv. Rogalandsforskning. 1995. 22 s. Arbeidsnotat.
Senter for teknologi og menneskelige verdier (TMV)/Rogalandsforskning
Prosjekt:
Oljevirksomheten som teknologiutviklingsprosjekt
Helge Ryggvik: Norsk oljepolitikk mellom det internasjonale og det nasjonale. Senter for teknologi og menneskelige verdier (TMV). TMV-notat. Nr. 79.
Odd Einar Falnes Olsen: Konservativ nyskaping i offshore oljeproduksjon. Rogalandsforskning. RF-notat. Nr. 204, 1994.
Ole Andreas Engen: En evne til å ta imot? Internasjonal oljeteknologi og norsk mottakerkompetanse. Rogalandsforskning. RF-notat. Nr. 205, 1994.
Gunnar Nerheim: Fremveksten av det olje-industrielle kompleks i Norge. Senter for teknologi og menneskelige verdier (TMV). TMV-notat. Nr. 80.
Francis Sejersted: Systemtvang versus politisk styring i petroleumsvirksomheten. Senter for teknologi og menneskelige verdier (TMV). TMV-notat. Nr. 78.
Statistisk sentralbyrå (SSB)
Prosjekt:
Konjunktursvingninger og oljevirksomheten
Torbjørn Eika: Faktorer bak økningen i arbeidsledigheten 1988-1991. Statistisk sentralbyrå (SSB). Økonomiske analyser. Nr. 2, 1993.
Torstein A. Bye, et al.: Noen konsekvenser av petroleumsvirksomheten for norsk økonomi. Statistisk sentralbyrå (SSB). Rapport. Nr. 1, 1994.
Torbjørn Eika: Norsk økonomi 1988-1991: Hvorfor steg arbeidsledigheten så mye? Statistisk sentralbyrå (SSB). Rapport. Nr. 23, 1993.
Prosjekt:
CO2-avgiftenes virkning på petroleumsformuen
Elin Berg, Snorre Kverndokk, Knut Einar Rosendahl: Market power, international CO2 taxation and petroleum wealth. Statistics Norway. Discussion Paper. 1996.
Elin Berg, Snorre Kverndokk, Knut Einar Rosendahl: Markedsmakt, internasjonal CO2-avgift og petroleumsformue. I: Økonomiske analyser. (1996) Nr. 2. ISSN 0800-4110.
Nina Olkvam: CO2-avgift halverer Norges oljeformue. Dagens Næringsliv. 20.02.1995.
Per Ivar Sandvik: Avgift kan spise opp oljeformuen. Aftenposten. 13.02.1995.
Knut Einar Rosendahl: Carbon taxes and the petroleum wealth. In: Journal of Energy Finance & Development. Vol. 1, (1996) No. 2. Også utgitt som Discussion Paper 128, 1994, Statistisk sentralbyrå. ISSN 1085-7443.
Hans Henrik Ramm: Ei god og ei dårlig side ved CO2-avgift. I: Norsk Oljerevy. (1995) Nr. 10. ISSN 0332-5490.
Snorre Kverndokk, Knut Einar Rosendahl: CO2-avgifter og petroleumsformue. I: Økonomiske analyser. (1995) Nr. 1. s. 12-20. ISSN 0800-4110.
Elin Berg: Some results from the literature on impacts of carbon taxes on petroleum wealth. Statistics Norway. Documents. 1996.
Tom Karlsen: Optimal karbonbeskatning og virkning på norsk petroleumsformue. Statistisk sentralbyrå (SSB). Notater. Nr. 15, 1995. 38
Vestlandsforskning
Prosjekt:
Inne i, og ut av organisasjonslæringsprosessen
Ingen registrerte publikasjoner.
Petropol 1996-2001.
" Internasjonalisering og omstilling - nye utfordringer for norsk petroleumsvirksomhet og for det norske samfunn". Norges Forskningsråd.
Programperiode 1.1.1996 til 31.12.2000: Utlisting per januar 2000.
Norsk Utenrikspolitisk Institutt (NUPI):
Prosjekt:
Forholdet mellom politiske islam og sekulære krefter i Midt-Østen og Nord-Afrika
Heradstveit, Daniel (1996): Algerie - mot nederlag for den radikale islamismen?. Internasjonal Politikk nr. 2. ISSN 0020-577X
Heradstveit, Daniel (1996): Attribution theory and Arab images of the Gulf War. Political Psychology vol. 17 no. 2. ISSN 0162-895X
Heradstveit, Daniel (red.) (1997): Tyrkia i det geopolitiske brennpunkt. NUPI-rapport nr. 221
Heradstveit, Daniel (1997): Terrorismen i Algerie. Internasjonal politikk nr. 2 s. 179-209. ISSN 0020-577X
Heradstveit, Daniel (1997): Political Islam in Algeria. Norwegian Institute of International Affairs
Karamé, Kari Helene Hansen (1996): Rekruttering til politisk Islam. Internasjonal politikk nr. 2. ISSN 0020-577X
Karamé, Kari Helene Hansen (1996): The Emirate of Abu Dhabi. NUPI working paper no. 562
Karamé, Kari Helene Hansen (1996): The United Arab Emirates: The question of succession. Paper written for Statoil
Karamé, Kari Helene Hansen (1997): Hva skjer i Syria?. NUPI working paper no. 575
Karamé, Kari Helene Hansen og Torunn L. Tryggestad (red.) (1997): Kvinner i politisk islam: Kvinner, krise, krig. NUPI-rapport nr. 225
Visser, Reidar (1996): The Majid defections, the Sunni community and regime stability in Iraq. NUPI working paper no. 543
Visser, Reidar (1996): Regime stability in Iraq, Iran and Saudi Arabia since the Gulf War. NUPI working paper no. 544
Visser, Reidar (1997): British policy and inter-sectarian relations in Iraq, 1914-1926. Apreliminary study based on documents of the British Government i London. NUPI-rapport no. 222
Visser, Reidar (1997): The crisis in Nothern Iraq august 1996. NUPI working paper no. 572
Visser, Reidar (1997): Regime stability in Iraq after the Gulf War. 1995-1997: A period of increased unrest? Paper written for Statoil
Visser, Reidar (1997): Irak - politiske tendenser sommer-høst 1997. Paper skrevet for Statoil
Prosjekt:
Political stability in the Caspian Sea Region
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
Stiftelsen samfunns- og næringslivsforskning (SNF)
Prosjekt:
Internasjonal skatte- og rammevilkårskonkurranse i petroleumsnæringen
Osmundsen, Petter (1996): Repeated auctions of franchises for nonrenewable resources. Journal of Regulatory Economics, vol. 10, pp. 183-189. ISSN 0801-9215
Osmundsen, Petter (1996): Taxation of internationally mobile individuals. International Tax and Public Finance.
Osmundsen, Petter (1997): Risk sharing and incentives in Norwegian petroleum extraction. SNF Report no. 24. ISBN 827296-7863
Osmundsen, Petter (1997): Petroleum Taxation under Endogenous Mobility. SNF Research Report no. 97/97
Osmundsen, Petter (1998): Muligheten for å opprettholde særbeskatning av petroleumsvirksomheten. Magma, 2, pp. 76-83
Osmundsen, Petter (1998): Dynamic Taxation of Nonrenewable Natural Resources. Asymmetric Information about Reserves. The Canadian Journal of Economics, 34, 4, pp. 933-951
Braut, Oddgeir (1998): Bruk av insentivkontrakter/insentivmekanismer mellom oljeselskap og leverandører. SNF Arbeidsrapport 13/98
Lillesveen, Frank (1999) Vinnerens forbannelse på sokkelen? Teori, empiri og anvendelse. SNF-rapport 8/99
Osmundsen, Petter (1999) Common agency with ouside options; the case of international taxation of an MNE. SNF-rapport 7/99
Prosjekt:
Generasjonskonflikter og politiske prosesser i petroleumsepokens innhøstingsfase
Thøgersen, Øystein (1997): Store petroleumsinntekter - En blandet fornøyelse. SNF Arbeidsnotat nr. 15/1997
Thøgersen, Øystein (1997): Offentlig forvaltning og det politiske spill: Analyse av en overlappende generasjonsmodell hvor skiftende regjeringer benytter budsjettpolitikken strategisk. SNF-rapport 6/98
Thøgersen, Øystein (1998): Offentlig formuesforvaltning og det politiske spill. SNF-rapport 6/98
Thøgersen, Øystein (1998): Borrow and adjust: Fiscal policy and sectoral adjustment in an open economy. SNF-rapport 62/98
Thøgersen, Øystein (1998): Overconsuming the resource wealth: Expansionary welfare state policies and intergenerational welfare. SNF-rapport 63/98
Thøgersen, Øystein (1999): Økonomisk politikk i en moden petroleumsøkonomi: Noen komparative betraktninger og politikk-synspunkter. SNF-rapport 18/99
Prosjekt:
Norsk oljeindustri i utlandet
Kristiansen, Frode (1998): Internasjonalisering og lønnsomhet i norske offshoreleverandører. SNF-arbeidsnotat 16/98
Ristesund, Mona Renate (1998): Konkurransen mellom norske og britiske leverandørbedrifter i olje- og gassindustrien. SNF-arbeidsrapport 32/98
Prosjekt:
Norsk gassalg under endrede rammevilkår
Nese, Gjermund et al (1998): Pricing of Natural Gas Transportation. SNF-rapport 64/98 Sunnevåg, Kjell J. et al (1998): The Framework og Norwegian gas sales and European gas market Liberalization. SNF Arbeidsnotat 54/98
Prosjekt:
Diversifisering av oljeprisrisiko og nasjonaløkonomisk sårbarhet
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
Handelshøyskolen BI
Prosjekt:
Nye modeller for verdiskapning og konkurransefortrinn i petroleumsindustrien
Antonsen, Ann Kristin (1996): Strategic value configuring for competitive advantage: Applying the value shop to petroleum exploration. Norwegian School of Management (BI). Thesis Stabell, Charles B. og Øystein Fjeldstad (1998): Value configuring for competitive advantage: On chains, shops and networks. Strategic Management Journal. In press
Prosjekt:
Oljepriser, markedsmakt og politikk
Noreng, Øystein (1997): L’euro et le marché du pétrole: des problèmes et des perspectives à un horizon pas très lointain. Revue Francaise de Géoéconomie, no. 2
ODA The Organization Development Alliance A/S
Olsen, Bjørn Erik m.fl. (1997): End evaluation of the 2/4 X Alliance. The Science of the Alliance. Norsk Oljerevy, nr. 4 1997
Olsen, Bjørn Erik m.fl. (1998): The ODA model - Incentives, Authority and Trust in Integrated
Offshore Organizations
Fridtjof Nansens Institutt (FNI)
Prosjekt:
Norsk gasspolitikk: Ytre endring og nasjonal tilpasning
Claes, Dag Harald (1997): Norsk gasseksportpolitikk - håndtering av ytre endring. ISBN 8276132022
Grenier, Samuel (1997): France and Norway: The Unfulfilled Troll Agreement. ISBN 8276132154
Tangen, Kristian (1997): Nye strukturer i det europeiske gassmarkedet. FNI-notat.
Prosjekt:
Kyoto-avtalen og kvotehandel
Tangen, Kristian (1999): A step forward or a step backward? FNI-report 3/99
Prosjekt:
Klimapolitiske virkemidler og oljeindustrien:
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner
Prosjekt:
Petroleum states - predatory or developmental?
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner
Vestlandsforskning
Hustad, Wiggo (1994): Organisasjonsteori og kunstig intelligens - eit fruktbart sambuarskap, innlegg i vitenskapsteori, dr.polit.-graden. Universitetet i Bergen, Institutt for Administrasjon og organisasjonsvitenskap, notat 18/94
Det Norske Veritas Research a.s. (1994): Modeling the Learning Project Organization (bidrag). Report no. 94-2031
Hustad, Wiggo (1996): Læringsprosessar i teori og praksis - tilfellet Norne, artikkel til avslutningskonferansen for PETRO-programmet, i Forskning om petroleumspolitikk 1991-1995.
Norges forskningsråd, 1996. VF-notat Hustad, Wiggo (1996): Frå teknologisk innovasjon og standardiserte organisasjonar, til standardisert teknologi og innovative organisasjonar?, innlegg på avslutningskonferansen for PETRO-programmet. VF-notat
Hustad, Wiggo (1996): Inne i og ut av organisasjonslæringsprosessen - tilfellet Norne. Avhandling til dr.polit.-graden ved Universitetet i Bergen, rapport ISSN 0803-0219, ved Vestlandsforskning ISBN 82-428-0133-9 og VF-rapport 12/96
Statistisk sentralbyrå (SSB)
Prosjekt:
Petroleumsfond, risiko og valg av økonomisk-politiske strategier :
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner
Prosjekt:
Økonomisk utvikling i Saudi-Arabia som kritisk faktor for utviklingen i oljemarkedet
Cappelen, Ådne m.fl. (1998): The selection model of Saudi Arabia. SSB 6/98
Lindholt, Lars (1998): Dynamiske oljemodeller: Intertemporal optimering og adferdssimulering.
CICERO
Prosjekt:
Oljeindustrien som klimapolitisk aktør :
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
Prosjekt:
Kyoto-protokollen som nytt rammeverk for petroleumsmarkedene:
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
Christian Michelsens institutt (CMI)
Prosjekt:
Internasjonalisering av norsk petroleumsindustri og det overnasjonale rammeverk:
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
Studier for teknologi, innovasjon og kultur (TIK)
Prosjekt:
Endringer i det petroindustrielle kompleks.
Sejersted, Francis (1999) Systemtvang eller politikk: om utviklingen av det oljeindustrielle kompleks i Norge, Oslo: Universitetsforlaget.
Prosjekt:
System og rammebetingelser: Utivikling av sikkerhetsregimer i Norge og Storbritannia
Ryggvik, Helge et al (1998) Piper Alpha, ten years later
Prosjekt:
Menneskerettigheter og petroleumsindustrien :
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
SINTEF
Prosjekt:
Utfordringer for arbeidet med helse, miljø og sikkerhet (HMS) i norsk petroleumsbransjen:
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
ECON
Prosjekt:
Internasjonalisering og strukturendringer i gassmarkedet
Roland, Kjell (1997) Modelling gas markets – a survey. ECON report 89/97
Roland, Kjell (1997) ECONGAS-model structure. Econ report 90/97
Roland, Kjell et al (1998) Internationalisation and structural change in the European gas market.ECON Report 43/98
Rogalandsforskning
Prosjekt:
NORSOK-land: SMB’ers innovasjons- og konkurranseevne
Steineke, Jon Moxnes: Between the Devil and the Deep, Blue Sea. RF 122/98
Steineke, Jon Moxnes: Procurement as if price mattered? RF 123/98
Steineke, Jon Moxnes: A Probe of the Economic Performance of Petroleum-Related Suppliers. RF124/98
Askevold, Emma Olivieri: A Journey Into the Unknown. RF 128/98
Prosjekt:
NORSOK en reell endringsprosess eller et symbol. En analyse av endring og innovasjon i det petroindustrielle kompleks :
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
Prosjekt:
Endringer i det petroindustrielle miljøet For publikasjoner se under Studier for teknologi, innovasjon og kultur (TIK)
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
Prosjekt:
Forprosjekt - Petroleumssektoren i Nordsjøen.:
Er foreløpig ikke registrert med noen publikasjoner.
