Olje- og gassøkonomi 8200027759 [PDF]

Zitiervorschau

Olav Bjerkholt, Øystein Olsen og Steinar Øivind Strøm

Olje- og gassøkonomi Utgitt i samarbeid med Statistisk sentralbyrå

Universitetsforlaget NBft CZPQTBIBUOTEKET POSTBOKS 278 ' 8601 MO

© Universitetsforlaget AS 1990 ISBN 82-00-02775-9

Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven og fotografiloven eller i strid med avtaler om kopiering inngått med Kopinor, interesseorganisasjon for rettighetshavere til åndsverk.

Omslag: Anca Grafisk Design A/S

Henvendelser om denne boka kan rettes til: Universitetsforlaget Boks 2959 - Tøyen 0608 Oslo 6 Universitetsforlaget tar ansvar for miljøet og har trykket denne boka på Hunsfos NATURBOK. Papiret er fremstilt helt uten bruk av klor eller klorforbindelser.

Printed in Norway by A.s Verbum/Aase Grafiske A/S, Stavanger

Forord

Denne boka er laget som et biprodukt av en omfattende forskningsinn­ sats utført i Statistisk sentralbyrås Forskningsavdeling og ved Senter for anvendt forskning ved Sosialøkonomisk institutt under forsknings­ programmet Olje og samfunn. Dette programmet startet i 1982 under Rådet for forskning for samfunnsplanlegging (RFSP) som den gang var en del av Norges almenvitenskapelige forskningsråd (NAVF), men som fra 1987 gikk opp i det nye forskningsrådet kalt Norges råd for an­ vendt samfunnsforskning (NORAS). NORAS har lagt betydelig vekt på at resultatene av forskningsinnsatsen skal formidles til norsk all­ mennhet. Vi håper at vi med denne boka gir et bidrag til slik formid­ ling, og vi vil samtidig takke NORAS for den verdifulle støtte Rådet har gitt til prosjekter vi har kunnet utnytte i arbeidet og til utarbeidin­ gen av denne boka. Boka sikter i første rekke mot å gi en solid bakgrunn for de som søker en bedre teoretisk forståelse av de økonomiske mekanismer og forhold som preger virkeligheten i og omkring en «oljeøkonomi». Samtidig gir boka ajourførte statistiske data for verdens ressurs­ situasjon mht olje og gass, norsk petroleumssektor og utviklingen i norsk økonomi siden oljeepoken startet. Boka er skrevet som en inn­ føring i sentrale temaer knyttet til analysen av olje- og gassmarkeder og virkningene på norsk økonomi ved å ha en stor petroleumssektor. Boka er rettet inn mot undervisning på universiteter og høyskoler, både for spesialiserte kurs i petroleumsøkonomi, ressursøkonomi o.l. og for mer allmenn innføring i en viktig del av norsk nærings- og sam­ funnsøkonomi. En liknende bok, Olje og gass i norsk økonomi, ble publisert av Uni­ versitetsforlaget i 1985. Den nye boka bygger bare i begrenset grad på forgjengeren. Problemstillingene som tas opp i boka er preget av ut­ viklingen som har skjedd i energimarkedene og i norsk økonomi de siste årene. I stor grad bygger boka på resultater av nyere norsk og in­ ternasjonal forskning.

I arbeidet med boka har forfatterne trukket på forskningresultater fra sitt nærmiljø i Statistisk sentralbyrå og Sosialøkonomisk institutt og også fått råd og bistand i arbeidet av kolleger. Mens forfatterne alene står ansvarlige for det faglige innholdet i sluttproduktet slik det forelig­ ger her, må likevel æren for å ha frambragt det deles med lulie Aslak­ sen, Kjell Berger, Kjell Arne Brekke, Ådne Cappelen, John K. Dagsvik, Dag Morten Dalen, Eystein Gjelsvik, Rolf Golombek, Michael Hoel, Bjart Holtsmark, Steinar Holden, Lorents Lorensen, Ingvild Svendsen, Bjørn Helge Vatne og Jon Vislie, som alle har bidratt som forfattere av arbeider som er utnyttet i boka og noen også på andre måter. I det praktiske arbeidet med boka har dessuten Kjell Berger vært til meget stor hjelp for å få til figurene, skaffe fram data og som kritisk leser av enkelte avsnitt. Vi takker også Anne Strandli og Kari Anne Lysell for teknisk assistanse og Jamie Zamanian for uvurderlig bistand i en viktig fase av arbeidet. Oslo/Berkeley, 15. mars 1990 Olav Bjerkholt, Øystein Olsen og Steinar Strøm

Innhold

11 11 19 19 24 26 33 33 35 41

1

Innledning............................................................................................... 1.1 Olje og gass i norsk økonomi.................................................... 1.2 Utviklingen i norsk petroleumsvirksomhet.............................. 1.2.1 Hovedtrekk fra lete- og utbyggingsvirksomheten................... 1.2.2 Organisering av petroleumsvirksomheten .............................. 1.2.3 Den økonomiske betydningen av oljevirksomheten............... 1.3 Norges økonomi fra 1970 og fram til i dag.............................. 1.3.1 Internasjonal bakgrunn............................................................. 1.3.2 Den økonomiske utviklingen i Norge....................................... 1.3.3 Næringsstruktur og sysselsetting ..............................................

2

Olje.......................................................................................................... 48 2.1 Historisk tilbakeblikk på oljemarkedet................................... 48 2.1.1 Produksjon og reserver............................................................. 50 2.1.2 Tidlige kartelldannelser............................................................. 51 2.1.3 OPEC.......................................................................................... 53 2.1.4 Fra OPEC I til OPEC II........................................................... 54 2.1.5 Utviklingen i oljemarkedet 1980-1989 ..................................... 56 2.2 Teorier for oljemarkedet........................................................... 59 2.2.1 Formuesforvaltning og Hotellings regel................................... 61 2.2.2 Hotellings regel med utvinningskostnader og «back-stop»teknologi........................................................................... 65 2.2.3 Ufullkommen konkurranse i ressursmarkeder........................ 70 2.2.4 Nærmere om teorier for OPECs atferd................................... 76 2.3 Langsiktige perspektiver på oljemarkedet............................... 87 2.3.1 Scenarier for oljemarkedet fram til 2015................................. 89 2.3.2 Beregningsresultater for oljepris, tilbud og etterspørsel 1990-2015 ........................................................................ 92 2.3.3 Kommentarer til beregningsresultatene................................... 94 2.4 Forholdet mellom OPEC og andre oljeprodusenter............... 97 2.4.1 Hva skjer dersom OPEC bryter sammen?..................... 97 2.4.2 Alternativet: samarbeid med OPEC? ..................................... 100 2.4.3 Hvor stabil er en samarbeidsløsning?....................................... 102

3

Naturgass ............................................................................................... 104 3.1 Naturgass som global naturressurs........................................... 104 3.1.1 Hovedtall for det vest-europeiske gassmarkedet................... 106

Teorier for prisdannelse og konkurranseforhold i gassmarkeder ................................................... 109 3.2.1 Tilbudssiden i et gassmarked..................................................... 3.2.2 Transport og distribusjon av naturgass..................................... 3.2.3 Transmisjonsselskapenes rolle................................................... 3.2.4 Etterspørselen etter gass på kort og lang sikt.......................... 3.2.5 Gassmarkedet som et forhandlingsmarked............................... 3.3 Gassmarkedet i USA: en leksjon i regulering......................... 3.3.1 Føderale reguleringer tar til..................................................... 3.3.2 Den store etterkrigsekspansjonen............................................ 3.3.3 Prisregulering og markedskrefter.............................................. 3.4 Perspektiver for naturgass i Vest-Europa................................. 3.4.1 Framveksten av det vest-europeiske gassmarkedet ................ 3.4.2 Reservesituasjon og framtidsutsikter........................................ 3.4.3 «Åpen adgang» i det europeiske naturgassmarkedet............. 3.4.4 Spill mellom tilbydere................................................... 3.5 Anvendelser av norsk naturgass................................................. 3.5.1 Naturgass som energikilde i husholdninger og bedrifter......... 3.5.2 Naturgass til elektrisitetsproduksjon..................................... 3.5.3 Naturgass som råstoff i petrokjemiproduksjon........................ 3.5.4 Eksport av naturgass....................................................... 3.5.5 Naturgasseksport til Sverige?..................................................... 3.6 Hva er verdien av norsk naturgass?...................................... 3.6.1 Optimal utvinning og bruk av norsk naturgass........................ 3.2

Petroleumsvirksomheten i norsk økonomi........................................ 4.1 Innledning....................................... 4.2 Omstillingsproblemer i en oljeøkonomi.................................. 4.3 En kontrafaktisk analyse av norsk økonomi 1971-1988 ........ 4.3.1 Norge uten olje! .................................................. 4.3.2 Oljefond ................................................................... 4.4 Nasjonalformuen og optimal ressursforvaltning..................... 4.4.1 Nasjonalformuens komponenter........................................ 4.4.2 En optimaliseringsmodell for en liten, åpen økonomi med petroleumsreserver ................................... 4.5 Makroøkonomisk planlegging i en oljeøkonomi, langsiktige hensyn og usikkerhet............................... 4.5.1 Holdninger til risiko .................................................... 4.5.2 Forsikringsordninger............................................... 4.5.3 Usikkerhet og langsiktig planlegging: strategier..................... 4.5.4 Strategitankegangen ......................................................

Referanser

UO 117 H9 124 130 138 138 141 142 146 146 149 152 I55 157 158 159 162 163 164 168 169 174 174 175 179 180 181 185 186 188

207 208 211 213 213 216

Tabeller Tabell 1.2.1 Tabell 1.2.2 Tabell 1.2.3 Tabell 1.2.4 Tabell 1.3.1 Tabell 1.3.2 Tabell 1.3.3

Tabell 1.3.4 Tabell 2.1.1 Tabell 3.3.1 Tabell 3.3.2 Tabell 3.4.1 Tabell 3.4.2 Tabell 3.4.3 Tabell 3.5.1

Tabell 3.5.2 Tabell 4.1

Tabell 4.2 Tabell 4.3

Tabell 4.4

Figurer Figur 1.2.1 Figur 1.2.2 Figur 1.2.3 Figur 1.2.4 Figur 1.3.1 Figur 1.3.2 Figur 2.1.1

Figur Figur Figur Figur Figur

2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.2.1 2.2.2

Oversikt over olje- og gassfelt i produksjon Felt under utbygging (pr 1/1-89) Noen hovedtall fra oljevirksomheten, 1972-1989 Oljeinntektene 1976-1989 Vekstrater for makrostørrelser og arbeidsledighet i Norge Sysselsetting etter næring. 1962-1988. Prosentvis fordeling Bruttoprodukt etter næring. 1962-1988. Prosentvis forde­ ling Makroøkonomisk utvikling i utvalgte europeiske land Reserver av råolje, naturgass og kull. 1988 Transmisjonsselskapets kontraktsportefølje Transmisjonsselskapets omsetning Gassforbruk, Vest-Europa, 1965-87 Produksjon og reserveanslag for naturgass. 1988 Kostnader ved å levere gass til Vest-Europa. 1984 US$/mill btu Noen sentrale tekniske og øknonomiske størrelser i gass­ kraftverk Kostnadstall for gasskraft basert på naturgass fra Halten­ banken (Midgard) produsert i Sverige og Norge. Virkninger på driftsbalanse og nettogjeld til utlandet av å ta bort oljesektoren uten å foreta politikkendringer Oljerenten og oljefond 1973-88. Løpende priser, mrd kr Makroøkonomiske virkninger av å bruke avkastningen på oljefondet til innenlandsk forbruk sammenliknet med den historiske utviklingen. Avvik i prosent. 1975-1988 Petroleumsformue, permanent inntekt fra oljeformuen og «driftsbalansedifferanse», mrd kr

Olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel Rørledninger for olje og gass i Nordsjøen Felt under vurdering, reserver av olje og gass Bruttoinvesteringer i petroleumsvirksomheten BNP-vekst og arbeidsledighet i OECD-Europa og Norge Norges driftsbalanse og netto fordringer på utlandet Verdens energiforbruk, 1960-88. Mill tonn oljeekvivalenter Oljeforbruk etter geografisk område. Mill fat pr dag Råoljeproduksjon etter geografisk område. Mill fat pr dag Prisutviklingen på råolje, i løpende og faste (1988-) US$ Pris- og volumutvikling ved full dynamisk likevekt Markedstilpasning med en «back-stop»-teknologi

Figur 2.2.3 Figur 2.2.4 Figur 2.2.5 (a,b)

Prisbane med monopoltilpasning Monopoltilpasning med «back-stop»-teknologi Modell med begrenset absorpsjonsevne - sammenhengen mellom investeringsnivå og oljeproduksjon Figur 2.2.6 Prisbaner med ulike diskonteringsrater Figur 2.2.7 Marginalkostnad for en oljeprodusent Figur 2.2.8 Eksempel på reaksjonsfunksjon Figur 2.3.1 Faktiske og predikerte oljepriser, 1985 US$ pr fat Figur 2.3.2 Råoljeprisen i faste priser Figur 2.3.3 (a,b) Tilbud av råolje. Referansebanen (a), Lavprisbanen (b) Figur 2.3.4 (a,b) Forbruksutviklingen av oljeprodukter. Referansebanen (a), Lavprisbanen (b) Figur 2.4.1 Sammenbrudd: Endringer i råoljetilbudet i forhold til re­ feransebanen. Mill fat pr dag Figur 2.4.2 Råoljeprisen med OPEC-sammenbrudd (1988 US$/fat) Figur 2.4.3 Samarbeid: Endringer i råoljeprisen i forhold til referan­ sebanen (1988 US$/fat) Figur 2.4.4 Samarbeid: Endringer i råoljeproduksjonen, mill fat pr dag Figur 3.1.1 Verdens forbruk av naturgass, 1960-87. Mtoe Figur 3.1.2 Produksjon av naturgass, 1987. Mrd Sm3 Figur 3.1.3 Forbruket av naturgass i Vest-Europa Figur 3.1.4 Forbruket av naturgass fordelt på land, 1988. Prosent Figur 3.1.5 Tilbudet av gass til Vest-Europa, 1988. Nettoeksport (Mrd Sm3) og påviste reserver (1000 Mrd Sm3) Figur 3.2.1 (a-c) Ulike tilpasninger for et transmisjonsselskap. Monopoltil­ pasning (a), Perfekt prisdiskriminering (b), Kostnadsdek­ ning (c) Figur 3.2.2 Energietterspørsel og absolutte energipriser Figur 3.2.3 (a,b) Likevekt i et forhandlingsmarked. Gasskjøperen maksime­ rer konsumentoverskuddet (a), Gasskjøperen maksimerer profitten (b) Figur 3.4.1 Ulike tilpasninger i gassmarkedet Figur 3.4.2 Framskrivninger av gassforbruket i Vest-Europa Figur 4.4.1 Gjennomsnittlig og marginal rentesats Figur 4.4.2 Langtidslikevekt med Y* < 0 Figur 4.4.3 Langtidslikevekt med Y* = 0 Figur 4.4.4 Langtidslikevekt med Y* > 0

1 Innledning

«Det er venteligt at i Havet, ligsom på Jorden, utgyde seg her og der nogle rindende Olie-bekke eller Strømme af Petrolero, Naptha, Svovel, Steen-KulFedme og andre bitumineuse og olieaktige Safter» (Erich Pontoppidan i «Norges Naturlige Historie» (1752)).

«Man kan se bort fra muligheten av at det skulle fin­ nes kull, olje eller svovel på kontinentalsokkelen langs den norske kyst» (Norges geologiske under­ søkelser (1958)).

1.1 Olje og gass i norsk økonomi Den første råoljen ble utvunnet på norsk kontinentalsokkel i 1971. I løpet av 1970- og 1980-årene ble Norge både en av verdens største olje­ produsenter og en helt sentral forsyningskilde for det vesteuropeiske gassmarkedet. Oljeepoken i norsk økonomisk historie spenner, selv om den er kort, over de mest dramatiske begivenhetene i det internasjonale ol­ jemarkedets historie. OPECs prisøkning i 1973-74 utløste en ny opp­ merksomhet omkring verdens energiproblemer og utnyttingen av jor­ das fossile energiressurser. Allmenne antakelser om forestående energikrise basert på industrilandenes avhengighet av energi og knappe tilganger på olje, ble imidlertid raskt gjort til skamme. I løpet av få år viste virkningene av høyere energipriser seg både ved at forholdet mel­ lom BNP-vekst og energiforbruksvekst i de store industrilandene ble dramatisk endret og ved at oljemarkedet nærmest flommet over pga nye funn. OPECs nye prisøkninger i 1979-80 ledet til nye antakelser om at ver­ den sto foran betydelige oljeprisøkninger. Mange oljeprisprognoser fra 11

denne tiden varslet om oljepriser på godt over 100 dollar pr fat tidlig på 1990-tallet. Men slik gikk det ikke. 1980-årene har vært en lærerik periode både for OPEC-land og andre og har klart demonstrert at ikke alle har rasjonelle forventninger! Oljeepoken i norsk historie har også skjedd samtidig med framveks­ ten av et europeisk gassmarked. Norske gassleveranser har vært med på å realisere dette. Gjennom 1980-årene har markedet blitt betydelig mer integrert gjennom et utbygd nett av gassrørledninger. Olje og gass er begge fossile brensler, med liknende kjemisk sammensetning og er nære substitutter i mange anvendelser. Markedsforholdene for gass i Vest-Europa er imidlertid svært forskjellige fra det internasjonale olje­ marked. Langsiktige kontrakter, oligopolistiske markedsrelasjoner, regional oppdeling, omfattende investeringer i rørledninger og for­ handlinger om prisbetingelser er blant de karakteristiske trekk ved gassmarkeder og som skiller dem fra oljemarkedet. Hensikten med denne boka er først og fremst å gi en innledning til teoretisk forståelse av de forhold som preger virkeligheten i og om­ kring en «oljeøkonomi». Teorien som anvendes på de feltene som be­ handles i boka, er for en stor del utviklet i løpet av den perioden Norge har hatt olje og gass, til dels gjennom anvendelse av mer generelle økonomiske teorier, selv om enkelte «røtter» kan føres lengre tilbake i historien. Norske økonomer har tatt del i petroleumsøkonomisk forsk­ ning, og boka utnytter resultater fra norske og utenlandske studier. De teoretiske resonnementene skjer i tilknytning til presentasjon av fak­ tiske forhold og drøfting av aktuelle problemstillinger. Boka er delt inn i tre hovedkapitler som behandler problemstillinger og analyser i tilknytning til henholdsvis olje (kapittel 2), naturgass (ka­ pittel 3) og petroleumsvirksomhetens rolle i norsk økonomi (kapittel 4). I de to øvrige avsnitt i innledningskapitlet gis det en oversikt over utviklingen i norsk petroleumsvirksomhet (avsnitt 1.2) og i Norges økonomi fra 1970 og fram til i dag (avsnitt 1.3).

I avsnitt 1.2 deles petroleumsvirksomheten i Norge hittil inn i tre tids­ perioder: en letefase fra 1963/64 til 1970, en oppbyggingsfase fra 1971 til 1980 og en produksjons- og videreutviklingsfase fra 1981 av. Avsnit­ tet gir ellers en oversikt over utviklingen av olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel som helhet og de viktigste olje- og gassfeltene, både de som er i produksjon, under utbygging og under vurdering. 1970årene bragte norsk petroleumsproduksjon opp på et nivå på 50 mtoe ved inngangen til 1980-tallet, dvs et produksjonsnivå som gjorde Norge verdt å regne med blant verdens olje- og gassprodusenter. 12

Petroleumsvirksomheten ble med dette også en av våre viktigste næ­ ringsgrener med en valutainntjening på linje med tradisjonell eksport. Etter noen år med relativt uendret produksjon, har det i siste del av 1980-tallet skjedd en betydelig opptrapping. Den samlede petroleums­ produksjonen ventes å kommme opp i hele 120 mtoe tidlig på 1990-tallet. Norge vil da være blant de største eksportørene av råolje i verden og samtidig - etter Sovjetunionen - den viktigste eksportør av natur­ gass til Vest-Europa. Avsnitt 1.2 gir også hovedtall for den økonomiske betydningen av oljevirksomheten. Inntektene for det norsk samfunnet av olje- og gass­ virksomheten, har økt betydelig sterkere enn omfanget av produksjo­ nen som følge av den sterke prisveksten fram til begynnelsen av 1980tallet. De samlede verdiskapningene i oljevirksomheten - målt ved bruttoproduktet - nådde nesten 20 prosent av bruttonasjonalproduktet på midten av 1980-tallet før prisene falt. Den tilsvarende andel er i dag om lag det halve. Selv om oljevirksomheten er en sterkt utadrettet næring, har virksomheten gitt betydelige impulser til resten av norsk økonomi, i første rekke gjennom investeringsvirksomheten. Slike im­ pulser er ikke et ubetinget gode i et lands økonomi. På grunn av om­ fanget av de enkelte utbyggingsprosjektene i petroleumssektoren og tendensen til samvariasjon mellom de enkelte oljeselskapers interesse for utbygging, vil investeringsimpulsene lett skape etterspørselsbølger som skaper store problemer for en liten økonomi som den norske. Oljevirksomheten har fått betydning for resten av det norske sam­ funn på flere måter, men den klart viktigste påvirkning er gjennom den store lønnsomheten i olje- og gassvirksomheten. Den har gitt Norge som nasjon inntekter som langt overstiger kostnadene ved ressursinn­ satsen i produksjonen. Denne merinntekten, som kalles oljerenten, gir nasjonen en «tilgodelapp» med fritt valg på varer og tjenester fra res­ ten av verdenssamfunnet. Oljerenten kan ikke observeres direkte som en inntektsstrøm, men er i avsnitt 1.2 beregnet for en rekke år. (I ka­ pittel 2 er årsaker til at det skal eksistere en oljerente drøftet.) Olje­ renten har variert betydelig fra år til år, og variasjonen følger i alt ve­ sentlig prisbevegelsene. I 1985 nådde oljerenten en topp på hele 63,3 mrd kroner eller 13 prosent av nasjonalproduktet. Regnet pr innbyg­ ger utgjorde dette rundt 17 000 kroner. I avsnitt 1.2 gis det også en kort oversikt over organiseringen av oljevirksomheten. Oppdagelsen av store olje- og gassforekomster på norsk territorium og utvinning av dem, innebar på flere måter at langsiktige utviklings­ linjer i norsk etterkrigsøkonomi ble brutt. Avsnitt 1.3 trekker ut fra denne synsvinkelen fram viktige hovedtrekk ved utviklingen i norsk 13

økonomi siden 1970. For det første innebar oppdagelsene av nye «råvarenæringer» et avvik fra den forventede næringsutviklingen og på sett og vis et brudd med det tradisjonelle utviklingsmønsteret for en liten, åpen industriøkonomi. For det andre innebar oljeprissjokkene at den nye virksomheten var enormt lønnsom, innbragte staten store inn­ tekter og ga landet større handlefrihet på kort sikt. For det tredje inne­ bar oljeepoken i norsk økonomisk historie at Norges økonomiske situasjon med ett ble vesentlig forskjellig fra de land vi var vant til å sammenlikne oss med og i betydelig grad også «gå i takt med». Disse andre landene var ikke bare uten olje- og gassressurser, de ble også be­ tydelig berørt på en negativ måte av oljeprissjokkene. Utviklingen i norsk økonomi kom til å avvike mye fra gjennomsnittet av OECD-landene fra midten av 1970-tallet og fram til i dag. Avsnitt 1.3 gir en kort oversikt over noen hovedtrekk i den interna­ sjonale økonomiske utviklingen og utviklingen i Norge. Det så tidlig ut som om Norge ved hjelp av oljepenger, til dels brukt på forskudd, skulle slippe det som for de fleste land vi kan sammenlikne oss med, ble en smertefull innstramning og omstilling i løpet av 1970-årene med betydelig økning i arbeidsledighet som resultat. Mot slutten av 1980årene, etter fallet i oljeprisene, ble det imidlertid Norges tur. Arbeids­ ledigheten nådde rekordhøyde i Norge, mens andre land etter mange år endelig så en reduksjon i køene av arbeidsledige. Fossile brensler har spilt en avgjørende rolle i utviklingen av de mo­ derne industrisamfunn siden den industrielle revolusjon. Opprinnelig var kull den dominerende energikilden, men fra 1859 startet utvinning av råolje i Pennsylvania. I kapittel 2 gis det først et historisk tilbake­ blikk på oljemarkedet, i første rekke slik det har utviklet seg etter annen verdenskrig. Oversikten over verdens reserver av fossile brens­ ler viser at Midtøsten har hele 62 prosent av oljereservene, mens Sov­ jetunionen har 38 prosent av naturgassreservene. OPEC ble dannet i 1960, men oppnådde ikke særlig stor innflytelse i markedet før om lag ti år senere. Før OPEC rådet de store oljeselskapene grunnen alene. Gjennom 1960-tallet økte verdens energiforbruk forholdsvis jevnt, men det skjedde en betydelig forskyvning mellom energibærerne ved at oljens andel økte meget sterkt. Dette hang bl.a. sammen med sterk vekst i privat bilbruk. Den sterke etterspørselsveksten på olje la grunnlaget for OPECs innflytelse i markedet slik det kom til uttrykk ved priseksplosjon og trusler om oljeboikott i 1973-74 (OPEC I) og seks år senere i 1979-80 (OPEC II). Som følge av høye oljepriser, som på 1970-tallet var led­ saget av en allmenn frykt for at det snart kunne bli mangel på olje, ble

14

det satt i gang utviklingstendenser som kom til å få stor betydning for oljemarkedet på 1980-tallet. I en rekke industriland ble trenden brutt i forholdet mellom aktivitetsnivå og energiforbruk som følge av vridning mellom næringer og større energiøkonomisering. De høye prisene ga sterke impulser til å sette i gang oljeleting og oljeutvinning i en rekke land utenfor OPEC, derunder Norge, med langt høyere kostnadsnivå enn OPEC-landene. Dessuten ga oljeprisene sterke impulser til tekno­ logisk forskning for å redusere energiforbruket, særlig i transport, og til å ta i bruk andre energibærere enn olje. I første halvdel av 1980-tallet var oljeprisene fallende inntil bunnen nærmeste falt ut av markedet i begynnelsen av 1986. Mange hadde nok ventet at dette ville være slutten for OPEC, men organisasjonen over­ rasket de fleste ved å bevare en kartell-liknende kontroll over marke­ det i årene som fulgte. I avsnitt 2.2 drøftes ulike teorier for oljemarkedet. Sentrale elemen­ ter i slike teorier er at olje er en ikke-fornybar ressurs og at konsentra­ sjonen av oljereserver i verden har lagt grunnlag for betydelig kartellisering i markedet. Et viktig trekk ved oljemarkedet er at de to nevnte elementene begge bidrar til å gi oljeproduksjonen enorm lønnsomhet for land som har olje som kan utvinnes til lave kostnader. Også for høykostområder som Nordsjøen, var oljevirksomheten svært lønnsom mens prisene var på det høyeste. Teorien om likevekt i markeder for ikke-fornybare naturressurser, bygger fortsatt på et arbeid av Harold Hotelling fra 1931. Han formu­ lerer et krav til likevektsprisen i slike markeder som i ettertid ofte vises til som «Hotellings regel». Noen sentrale elementer i den Hotellinginspirerte teorien er drøftet i avsnitt 2.2, som også kommer nærmere inn på mer spesifikke teorier for OPECs atferd. I avsnitt 2.3 drøftes langsiktige perspektiver for oljemarkedet ved hjelp av en økonometrisk modell konstruert av Statistisk sentralbyrå. Avsnittet tar sikte på å gi en innføring i hvilke momenter som er vik­ tige i en vurdering av framtidig oljeprisutvikling og peker også på de betydelige feil som er gjort i tidligere anslag, særlig omkring 1980. Det er laget to scenarier for utviklingen av oljepris, tilbud og etterspørsel fram til århundreskiftet og videre til 2015. En viktig faktor for oljemar­ kedet framover er u-landenes økonomiske situasjon. En sterkere indu­ striell utvikling i mange u-land vil gi et betydelig bidrag til oljeetterspørsel og dermed også høyere priser. OPECs sentrale rolle i oljemarkedet og Norges framtredende posi­ sjon som en av de aller største oljeeksporterende landene ved inngan­ gen til 1990-tallet, gjør det naturlig å vie forholdet mellom OPEC og

15

andre oljeprodusenter spesiell oppmerksomhet. Norge har som kjent inngått en ensidig avtale med OPEC ved å la være å utnytte en del av produksjonskapasiteten for råolje. I avsnitt 2.4 diskuteres det hva som vil skje hvis OPEC bryter sammen og grunnlaget for samarbeid - eller i praksis produksjonsbegrensende avtaler - mellom OPEC og andre oljeprodusenter bortfaller. Norge er her gruppert sammen med sju andre land, bl.a. Mexico og Malaysia, som har uttrykt villighet til å spille en aktiv rolle i oljemarkedet, f.eks. i samarbeid med OPEC. Av­ snittet gir anslag for utviklingen av oljeprisen på 1990-tallet for ulike konstellasjoner av samarbeid i markedet. Naturgass som er temaet i kapittel 3, er kjent fra langt tilbake i his­ torien, men utnyttingen av naturgass har inntil relativt nylig i indust­ rilandenes historie vært sterkt geografisk avgrenset til området der kil­ den finnes. Utnytting som en kilde for energi i husholdninger og be­ drifter på bred basis ble en realitet i USA, etter sterk framvekst for gass i de første tiårene etter annen verdenskrig. I Vest-Europa har naturgass blitt en viktig kilde i energiforsyningen i løpet av de siste 2025 år. Lenge var forekomstene av gass sterkt undervurdert, men etter at det er klart at forekomstene som Vest-Europa kan nyttiggjøre seg. er meget store, er det klart at naturgass vil ytterligere styrke sin stilling i forhold til de fleste energikilder. Teknologien når det gjelder trans­ port av gass, har også hatt store framskritt i de siste par tiår, noe som har gjort det regningssvarende å transportere gass over flere tusen kilometer og i undersjøiske rørledninger, såsant det kan skje i tilstrek­ kelig stor skala. Avsnitt 3.2 gir en innføring i teorier for prisdannelse og konkurran­ seforhold i gassmarkeder. Mens naturgass både i kjemisk sammenset­ ning og mht til utvinningsteknologi har store likhetspunkter med olje, er markedsforholdene helt annerledes. Det er en følge av de store transportkostnadene som er knyttet til naturgass og de omfattende infrastrukturinvesteringene i rørledninger, kompressorstasjoner mv. som må foretas for å bringe naturgassen fra utvinningsstedet til slutt­ brukerne. Mens en for olje kan snakke om et verdensmarked, blir naturgass omsatt i regionale markeder. Tilbyderne vil derfor typisk være færre i et gassmarked enn i verdens oljemarked. Til Vest-Europa er det bare fire land som eksporterer gass: Norge, Sovjetunionen, Nederland og Algerie. Konkurransen mellom disse får ofte en form som best kan be­ skrives ved en spillteoretisk tilnærming. Et annet viktig trekk som skiller gassmarkedet fra oljemarkedet, er forekomsten av transmisjonsselskaper som kontrollerer rørledningska-

16

pasiteten og opptrer som mellommenn mellom produsentene og slutt­ brukerne. Vanligvis er det bare ett eller få transmisjonsselskaper i hvert land. Ofte går disse sammen i forhandlinger om kjøp av gass fra produsentlandene. Avsnitt 3.2 formidler noen viktige resonnementer om hvordan gassmarkeder fungerer, bl.a. omkring utfallet av slike for­ handlinger. Også på sluttbrukernes side vil overgang til gass være av­ hengige av infrastrukturinvesteringer, både i å bringe gass fram til hus­ vegg eller bedriftsområde og i utstyr for å utnytte gass som energikilde for oppvarming og annet. Avsnitt 3.3 gir en oversikt over den historiske utviklingen av gass­ markedet i USA, særlig om de viktigste reguleringene av markedet som har vært satt i verk av de føderale myndigheter. Erfaringene fra USA er nyttige i en vurdering av utviklingen i Vest-Europa, der gass­ markedet fortsatt må karakteriseres som «umodent». Avsnitt 3.4 trek­ ker opp noen perspektiver for naturgass i Vest-Europa med særlig vekt på hva som vil skje etter en deregulering som fjerner grunnlaget for transmisjonsselskapenes kontroll over markedet. En måte dette kan gjøres på, og som har vært drøftet av EF-myndighetene, er å erklære «åpen adgang» i transmisjonsnettet på kontinentet. Det vil si at eierne av transmisjonsledningene og transmisjonsselskapene, må slippe til alle som ønsker transport uten diskriminering. Kanskje vil transmi­ sjonsselskapene heller ikke bli tillatt å drive gasshandel for egen reg­ ning. Avsnitt 3.4 gir en del beregningsresultater for en slik deregulering og viser at det vil senke prisen og øke volumet betydelig på gassomsetning til alminnelig forsyning i Vest-Europa. I avsnitt 3.5 drøftes ulike mulige anvendelser av norsk naturgass. Særlig aktuelle alternativer er naturgasseksport til Sverige som energi­ kilde til erstatning for kjernekraft, og bruk av gass innenlands for elek­ trisitetsproduksjon («gasskraft»). Framstillingen bygger på de siste ut­ redninger som foreligger om disse viktige energipolitiske alternativer i Norden. Avsnitt 3.6 formulerer - i formelle termer - et optimaliseringsproblem for utnytting av norsk naturgass. I problemformuleringen inngår de ulike mulige anvendelser for norsk naturgass, og det utledes krite­ rier for hva prisforholdene må være i ulike anvendelser for at krite­ riene for en optimal utnytting skal være oppfylt. I kapittel 4 rettes oppmerksomheten mot petroleumsvirksomhetens virkninger på norsk økonomi og de makroøkonomiske utfordringer et lite land med en relativt stor petroleumssektor blir stilt overfor. Norge sto klar som olje- og gassprodusent omtrent samtidig med at OPECs 17

oljeprishevninger rystet den øvrige industrialiserte verden. Land vi ellers er vant til å sammenlikne oss med, fikk betydelige underskudd i sin utenriksøkonomi og reagerte på dette med innstramninger for å redusere importen og med omfattende arbeidsledighet som resultat. Men heller ikke en oljenasjon unngår omstillingsproblemer. Noen av disse kan ikke unngås hvis vi i det hele tatt skal ha noen glede av petroleumsinntektene. Avsnitt 4.2 gir en prinsipiell drøfting av omstillingsproblemene i en oljeøkonomi. Hvis innbyggerne skal få noen glede av oljeinntektene, må det skje en omstilling mellom ulike næringer. Næringer som tidli­ gere produserte for eksportmarkedet eller for hjemmemarkedet i kon­ kurranse med import, må gi avkall på arbeidskraft for å skaffe dekning for økt ekspansjon i skjermede næringer og offentlig sektor. Denne omstillingen vil være kjennetegnet av svekket konkurransevne og redusert omfang i industrien. Ved fallende oljeinntekter eller uttømming av petroleumsreservene skal den samme prosessen reverseres, og erfaring fra flere land — også fra Norge — tyder på at det er mye vanske­ ligere å få til dette uten betydelige omstillingstap. Omstillingen til en oljeøkonomi fra midten av 1970-tallet, skjedde samtidig med en sterk vekst i kvinners sysselsetting. En kan ikke utelukke at dette var mer enn en tilfeldig sammenheng. Hvordan ville Norge ha klart seg uten olje? Dette er et av flere spørsmål om «hvordan det kunne ha gått» som blir besvart i avsnitt 4.3, på bakgrunn av en omfattende kontrafaktisk analyse av norsk øko­ nomi i perioden 1971-1988. I analysen som utnytter en av Statistisk sentralbyrås makroøkonomiske modeller, er det drøftet tre alternati­ ver for «hvordan det kunne ha gått». Det første av disse er at det ikke ble funnet olje på norsk sokkel. Det ville ha spart landet for store in­ vesteringskostnader på 1970-tallet og derved styrket balansen i utenriksregnskapet vesentlig. På den annen side ville Norges befolkning da heller ikke fått noen del i de store inntektene som etter hvert tok til å strømme inn, særlig på begynnelsen av 1980-tallet. De to andre alternativene uttrykker regler for hvor mye oljeinntek­ ter som skal tas inn i økonomien. Det ene alternativet tar utgangs­ punktet i idéen om et oljefond basert på oppsamling av nettoverdien av olje- og gassutvinning i et fond plassert i utlandet. Inntektsbruken begrenses til realavkastningen i dette fondet. Det tredje alternativet lar inntektsbruken bestemmes av forventet avkastning på den uutvunnede petroleumsformuen. I dette alternativet vil bruken av oljeinntekter bli sterkt påvirket av forventninger om oljeprisen framover. Spørsmålet om optimal utnytting av en ikke-fornybar naturressurs i 18

en liten åpen økonomi, har ikke noen enkle svar som de politiske myn­ digheter kan holde seg til. Innen økonomisk teori er spørsmålet mye drøftet for en lukket økonomi, men i liten grad behandlet for en åpen økonomi. Avsnitt 4.4 gir en stringent behandling av disse spørsmålene innenfor en sterkt formalisert modell. Framstillingen er krevende, men hovedresultatene er forsøkt formidlet i ikke-tekniske termer. Modellresonnementet gir også en stringent definisjon av nasjonalformuen, inkl ikke utvunnede petroleumsressurser, og viser under forutsetning av uendret befolkning og ingen teknisk framgang at konsum og formue vil være konstante over tid i den optimale banen. Konsumet vil da være lik formuen ganger den marginale renten landet er stilt overfor inter­ nasjonalt. Mens modelldrøftingen i avsnitt 4.4 ikke omfatter usikkerhet i noen av størrelsene, er dette gjort til særskilt tema i avsnitt 4.5. Her dreier det seg om hvordan langsiktige hensyn og usikkerhet skal innpasses i den makroøkonomiske planlegging i en oljeøkonomi. Visse tiltak som kan redusere usikkerheten en oljeøkonomi er stilt overfor, kan klassifi­ seres som forsikringsordninger. Som et mer generelt virkemiddel eller tilnærming til problemstillingen, er en strategitankegang drøftet. Dette innebærer at en søker en handlingsregel som bestemmer optimalt kon­ sum, dvs. også optimal bruk av oljeinntekter innenlands, ut fra den in­ formasjon som er til stede på det tidspunktet denne beslutningen må tas. Alternativene som ble drøftet i avsnitt 4.3 kan tolkes som forslag til slike handlingsregler, men som vist der, kan de ikke sies å være sær­ lig tilfredsstillende.

1.2 Utviklingen i norsk petroleumsvirksomhet 1.2.1 Hovedtrekk fra lete- og utbyggingsvirksomheten Oljevirksomheten i Norge hittil kan deles inn i tre tidsperioder: en lete­ fase fra 1963/64 til 1970, en oppbyggingsfase fra 1971 til 1980 og en produksjons- og videreutbyggingsfase fra og med 1981. I 1962 og 1963 innkom søknader fra internasjonale oljeselskaper om leting etter petroleum på den norske kontinentalsokkelen. Det ble gitt tillatelser til å foreta visse forberedende undersøkelser. Den første konsesjons­ runden for retten til boring og utvinning ble utlyst i april 1965, og borevirksomheten startet opp vel et år senere. Påvisningen av Ekofiskfel19

tet i desember 1969 og utforskningen av dette området, gjorde det klart at oljevirksomheten i Norge ville få et betydelig omfang. Fram til og med 1970 ble det anvendt tilsammen vel 1,5 milliarder kr (løpende) til investeringer i oljevirksomheten. 1971 var det første året med produksjon av råolje fra norsk kontinentalsokkel, beskjedne 301 000 tonn til en verdi åv 62 mill kr. Deretter utviklet oljeproduksjo­ nen seg raskt som vist i figur 1.2.1. I 1975 var den kommet opp i 9,2 mill. tonn. Et par år senere ble gassproduksjonen startet opp. I 1980 hadde oljeproduksjonen nådd 24,4 mill tonn, og gassproduksjonen regnet i oljeekvivalenter, var enda større med 26,1 mill tonn.

Figur 1.2.1 Olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel

I løpet av oppbyggingsfasen vokste utvinningen av olje og gass fra null til om lag 50 mtoe. Ekofiskfeltet, som ligger i den sørlige delen av kon­ tinentalsokkelen, var i denne perioden det klart dominerende produksjonsfeltet, spesielt for olje. Se tabell 1.2.1. Fram til 1975 ble oljen fra Ekofiskområdet bøyelastet, men etter at oljerørledningen i Norpipesystemet ble ferdig, blir oljen transportert til Teesside i England. Pro­ duksjonen av naturgass på Ekofiskfeltet startet opp i 1977. Gassen føres i rørledning til Emden i Vest-Tyskland. Produksjonen av olje og gass samlet fra Ekofiskfeltet, passerte en topp i 1980 (37,5 mtoe). Ved hjelp av vanninjisering har operatørene oppnådd å øke de utvinnbare reservene, slik at Ekofiskfeltet vil produsere betydelige mengder olje og gass godt utover utvinningstillatelsens utløp i 2011.

20

Gassproduksjonen fra Friggfeltet startet også opp i 1977. Til tider har produksjonen fra dette feltet utgjort om lag halvparten av norsk gassproduksjon. Gassen fra Frigg transporteres gjennom rørledning til St. Fergus i Skottland.

o

Ar

Produksjon 1971-80 Produksjon 1981-88 Gjenværende ressur­ ser pr 31/12-88

Ekofisk2 Frigg3 Statfjord Murchison Vallhall Heimdal Oseberg Ula Gullfaks Sum 1) 2) 3) 4)

Olje1 lOOOt

Gass mill Sm3

Olje1 1000t

Gass mill Sm3

Olje1 1000t

Gass mill Sm3

Påvist

Produk­ sjons start

98 880 0 3 054 81 0 0 0 0 0 102 015

41 828 23 710 46 0 0 0 0 0 0 65 584

91 586 248 163 448 7 784 14 136 1 074 1 9034 9 263 11 309 300 751

93 703 96 929 14 418 372 2 722 9 512 0 843 959 219 458

219 976 235 259 059 3 629 40 700 3 529 270 588 51 394 232 941 1 082 051

139 900 29 150 39 000 0 9 900 24 000 92 000 2 600 13 000 349 550

1968 1969 1973 1975 1975 1972 1979 1976 1978

1971 1977 1979 1980 1980 1986 1988 1986 1987

Inkl NGL og kondensat Inkl Albueskjell, Cod, Edda, Ekofisk, Eldfisk, Tor, Vest-Ekofisk Inkl Nordøst Frigg, Odin og Øst-Frigg Prøveproduksjon fra «Petrojarl»

Oljeproduksjon 1971-88: 402,8 mill tonn Gassproduksjon 1977-88: 285,0 mrd Sm3 Se Kvartalsstat. fra SSB og Faktaheftet 1989 (s. 56), Olje- og energidepartementet.

Tabell 1.2.1 Oversikt over olje- og gassfelt i produksjon

Statfjordfeltet ble påvist i 1973, og produksjonen tok til i 1979. Dette feltet er det største oljefeltet som til nå er oppdaget i Nordsjøen. Pr 31.12.88 var samlede gjenværende oljereserver anslått til rundt 259 mill tonn, og produksjonskapasiteten var kommet opp i 850 000 fat olje/dag. Vel 84 prosent av ressursene ligger på den norske kontinen­ talsokkelen, resten på britisk side. Oljen fra Statfjordfeltet bøyelastes ombord på skip, mens gass fra feltet fra og med 1985 blir transportert gjennom Statpipe-systemet, dvs til Kårstø i Rogaland, der våtgassen skilles ut og tørrgassen transporteres videre til Emden via Norpipe.

21

Figur 1.2.2 Rørledninger for olje og gass i Nordsjøen

En rekke andre olje- og gassfunn i Nordsjøen ble gjort i løpet av 1970årene, som Murchison, Valhall, Odin, Heimdal, Nordøst-Frigg og Gullfaks. Den samlede petroleumsproduksjonen lå om lag uendret på rundt 50 mtoe de første par-tre årene på 1980-tallet, som en følge av at akti­ viteten på felter som Ekofisk og Frigg hadde nådd platåproduksjonen. Fra 1983 har imidlertid produksjonen av råolje økt kraftig. Se figur 22

1.2.1. Dette reflekterer i første rekke den sterkt tiltakende oljeutvin­ ningen på Statfjordfeltet. Oppstarting av produksjonsvirksomheten på de andre feltene nevnt ovenfor har også bidratt positivt. Spesielt de sist igangsatte feltene, Gullfaks i 1987 og Oseberg i desember 1988, har gitt norsk oljeproduksjon et nytt kraftig puff oppover. Av figur 1.2.1 ses at i 1988 var den samlede norske petroleumsproduksjonen kommet opp i 86 mtoe, dvs. nær det produksjonsnivået på 90 mtoe som i den første «oljemeldingen», St.meld. 25, 1974—75, ble omtalt som et «moderat utvinningstempo». Produksjonen av råolje fortsatte å vokse sterkt i 1989, og foreløpige anslag for dette året viser en samlet petroleums­ produksjon på hele 106 mtoe, dvs. en vekst på 23 prosent fra 1988. Allerede i 1990 vil oljeproduksjonen øke ytterligere i henhold til nå­ værende produksjonsplaner (Gullfaks C settes i produksjon), og den samlede petroleumsproduksjonen vil ventelig nå opp i 120 mtoe tidlig på 1990-tallet. Også etter 1980 er det gjort flere store nye funn på den norske konti­ nentalsokkelen, og viktige beslutninger om utnyttelse er fattet. Av størst betydning er nok oppdagelsen av de enorme gassmengdene i Trollfeltet (1280 milliarder Sm3), og avtalen med gasskjøpere på konti­ nentet om leveranser fra Troll fra 1996 og det mindre Sleipnerfeltet (produksjonsstart 1993). Gassen fra Troll/Sleipner vil gå dels gjennom Statpipe/Norpipe sys­ temet til Emden, og dels gjennom en ny rørledning som vil bli ført fram til Zeebriigge i Belgia. Foreløpig er det gass fra Sleipner og den østlige delen av Trollfeltet (fase 1) som er sikret avsetning. Produksjo­ nen fra dette området vil komme opp i en platåproduksjon på rundt 27 mrd Sm3 pr år, og vil således alene nesten kunne erstatte leveransene fra igangværende gassfelt. Etter 1980 har letevirksomheten etter olje og gass ekspandert nord­ over. På Haltenbanken er det påvist store reserver av olje og gass. De totale reserver av gass er av Oljedirektoratet anslått til 276 mrd Sm3. Feltene på Haltenbanken kan deles inn i tre kategorier, Dalen (1989): -Felt som hovedsakelig inneholder olje, men som har mindre meng­ der gass: Draugen, Heidrun og Njord. -Felt med kondensat/lettolje og større mengder gass: Smørbukk, Smørbukk Sør og Tyrihans. - Felt hovedsakelig med tørr gass: Midgard. Flere av feltene på Haltenbanken vil trolig bli satt i drift i løpet av 1990-årene. Ilandføringen av gassen er tenkt gjennomført ved en rør­ ledning fra Heidrun og Midgard fram til en terminal i Møre.

23

På Tromsøflaket er det først og fremst funnet gass (230 milliarder Sm3 ifølge anslag fra Oljedirektoratet). Lange transportavstander og begrensete avsetningsmuligheter gjør at utnytting av disse ressursene neppe vil være lønnsomt de nærmeste 10-15 årene. Dersom det åpnes for LNG-eksport av gass fra Norge til amerikanske kontinentet, vil imidlertid utnytting av disse gassreservene aktualiseres. En oversikt over reservene av olje og naturgass i felt hvor det ennå ikke er fattet utbyggingsbeslutning er gitt i figur 1.2.3. En oversikt over en del viktige ikke-igangsatte felt er gitt i tabell 1.2.2. Blant disse feltene foreligger det utbyggingsbeslutninger for Veslefrikk, Gyda og Snorre. Prinsippvedtak om utbygging av feltene Heidrun og Draugen på Haltenbanken er fattet av Stortinget. Utvinnbare reserver Olje mill Sm3

Hod Gyda Sleipner Øst Troll fase 1 1 roll-Oseberg inj Veslefrikk Snorre Draugen

4,04 32,00 — 41,00 — 36,00 108,00 68,00

Kondensat mill Sm3

Gass mrd Sm3

Vanndyp i meter

Produksj. start

Investering mrd 1988-kroner

0,52 — 19,55 — — — — —

0,88 3,00 51,00 1288,00 2,60 3,00 6,50 5,00

70 66 80 300-350 303 170 300-350 270

1990 1990 1993 1996 1991 1989 1992 1993

06 84 17 9 25 3 3,2 6 5 30 0 10,1

Kilde: Faktahefte 1989, OED.

Tabell 1.2.2 Felt under utbygging (1.1.89)

1.2.2 Organisering av petroleumsvirksomheten Etter forespørsel fra Phillips Petroleum Company om leting etter petroleum utenfor norskekysten, proklamerte norske myndigheter i mai 1963 råderett over kontinentalsokkelen med hensyn til utnytting ay undersjøiske naturressurser. Avtaler om deling av sokkelen ble inn­ gått i 1965 med Danmark og Storbritannia. Kongelige resolusjoner om regulering av petroleumsvirksomheten ble vedtatt både i 1965 og 1972, og sist avløst av Petroleumsloven fra 1985. Denne loven fastslår at petroleumsforekomstene på norsk kontinen­ talsokkel tilhører staten, og regulerer videre undersøkelser, utvinning og transport av norske olje- og gassressurser. Olje- og energideparte-

24

Mill tonn oljeekvivalenter

Figur 1.2.3 Felt under vurdering, reserver av olje og gass

mentet (OED), som ble opprettet i 1979 har det overordnede ansvaret med forvaltningen av norske petroleumsressurser. Oljedirektoratet (OD) er et kontroll- og rådgivningsorgan for myndighetene når det gjelder tekniske, økonomiske og sikkerhetsmessige sider ved oljevirk­ somheten. Et sentralt styringsverktøy for myndighetene er konsesjonssystemet. Etter forundersøkelser og en bred vurdering av miljømessige og øko­ nomiske sider, er prosedyren at et område (et visst antall blokker) lyses ut for leteboring og utvinning. Det eller de selskapene som får ut­ vinningstillatelse (normalt er det flere), får enerett til aktivitetene i området og eierrett til produksjonen i 40 år. Normalt blir ett selskap utpekt som operatør for området. Konsesjon til et utbyggingsområde innebærer klart definerte forpliktelser for rettighetshaverne, både plik­ ter vis a vis staten og krav til samarbeidsformer mellom deltakende sel­ skaper. En utvinningstillatelse inneholder også bestemmelser om prosjektløsninger og om statens andel av investeringer og produksjon. Den første konsesjonsrunden ble utlyst i 1965, og besto av hele 278 blokker, alle i Ekofiskområdet. Den andre runden ble avviklet i 1969/ 71, og førte blant annet til påvisning av feltene Frigg, Heimdal og Odin. Den 12. og foreløpig siste konsesjonsrunden ble utlyst i 1988. Første del av denne tildelingsrunden besto av 16 blokker i Nordsjøen, mens annen del (B) omfattet 13 blokker nord for 62° N, deriblant 8 nøkkelblokker i Barentshavet. 25

I 1972 ble Statoil opprettet som et 100 prosent statseid oljeselskap. Dette selskapet fikk ansvaret for å ivareta statens rettigheter og en­ gasjement i oljevirksomheten, både utvinning, transport og markeds­ føring. Sammen med Mobil fikk Statoil i 1973 utvinningstillatelse for Statfjordfeltet. En statsdeltakelse på minst 50 prosent gjennom Statoil ble retningsgivende for senere konsesjonsrunder. I tillegg har det vært vanlig å ha med vilkår om såkalt glideskala i utbyggingstillatelsene. Dette innebærer at Statoil har mulighet til å øke sin andel av et felt opp til et visst nivå. 1 1985 ble det innført et skille mellom de eierandeler som Statoil selv disponerer og må svare for utgifter og inntekter av, og de resterende prosentandeler som Statoil disponerer for staten. Den sistnevnte pos­ ten kalles statens direkte økonomiske engasjement i et felt, og inne­ bærer at en viss andel av Statoils inntekter/utgifter automatisk overføres/belastes staten. Skattesystemet for petroleumssektoren er utformet særskilt for å sikre staten en andel av de betydelige inntektene som skapes i utvin­ ningen av olje og gass (se neste avsnitt). For det første betaler rettig­ hetshaverne en produksjonsavgift (royalty) på grunnlag av produsert volum. For utvinningstillatelser gitt før 1972 er satsen 10 prosent, mens den for senere utbygginger varierer mellom 8 og 16 prosent (12,5 pro­ sent for gass). Når det gjelder selskapsbeskatningen, ble det i 1975 inn­ ført en særskatt pa inntekt pa 25 prosent, med visse fradragsregler (fri­ inntekt). I 1980 ble særskattesatsen økt til 35 prosent. Etter det kraftige prisfallet på råolje vinteren 1985/86 kom det signa­ ler fra oljeselskapene om en vesentlig mer avventende holdning til å delta i nye lete- og utbyggingsprosjekter. For å stimulere til fortsatt letevirksomhet og bidra til et stabilt aktivitetsnivå i den samlede produksjonsvirksomheten, ble det fra 1980 gjennomført visse endrin­ ger i beskatningen. Særskatten ble redusert til 30 prosent, avskrivnin­ ger kan na beregnes fra første investeringsår (mot tidligere første produksjonsår), royaltysatsen ble satt til null for petroleumsforekoms­ ter godkjent etter januar 1986, og forpliktelsen for utenlandske selska­ per til å «betale dobbelt» for letekostnader falt bort.

1.2.3 Den økonomiske betydningen av oljevirksomheten Oljevirksomheten påvirker norsk økonomi på flere måter. For det første krever aktivitetene på kontinentalsokkelen innsats- og investeringsvarer i betydelig omfang. Selv om deler av disse leveransene kom­

26

mer fra utlandet, innebærer dette en betydelig etterspørselsstimulans for andre deler av norsk økonomi. Av størst omfang er investeringsvareetterspørselen, rettet i første rekke mot skipsbyggings- og verkstedsindustrien, men også vareinnsats til driftsutgifter og vedlikehold gir opphav til betydelige leveranser fra norske underleverandører. For det andre virker oljevirksomheten indirekte på resten av norsk økonomi gjennom disponeringen av de inntekter som virksomheten skaper. Ved bruk av disse inntektene til skattelettelser og offentlig kjøp av varer og tjenester påvirkes etterspørsel, produksjon og inntektsdannelse i mange deler av økonomien. Disse ringvirkningene vil blant annet avhenge av kapasitetsutnyttingen i økonomien. Hvis det i utgangspunktet er full sysselsetting og normal kapasitetsutnytting, vil etterspørselsvirkningene fra oljevirksomheten ikke kunne øke totalproduksjonen i økonomien vesentlig, men endre sammensetningen av den. Virkningene vil slå ut i økt import eller redusert eksport av andre varer enn petroleumsprodukter. Økt etterspørsel etter privat og offentlig konsum finansiert av oljeinntekter medfører at etterspørselen i skjermet konsumvareproduksjon og i offentlig sektor vil øke. Ar­ beidskraft vil måtte avgis i de bedrifter som får sin lønnsomhet presset, fortrinnsvis i konkurranseutsatt sektor som dermed vil oppleve redu­ serte markedsandeler både på hjemmemarkedet og eksportmarkedet. Ringvirkninger og omstillingseffekter i økonomien - både direkte og indirekte - som en følge av petroleumssektorens inntreden og etter­ hvert sentrale stilling, blir viet mer oppmerksomhet i neste avsnitt, og blir drøftet fra en mer teoretisk synsvinkel i kapittel 4. I det følgende skal vi imidlertid søke å gi en mer partiell oversikt over betydningen av oljevirksomheten ved å studere noen talloppgaver som mer direkte knytter seg til omfanget av sektoren. I det norske nasjonalregnskapet omfatter oljevirksomheten tre sek­ torer; leting, utvinning og rørtransport. Også andre deler av norsk næringsliv har nær tilknytning til det som foregår på norsk kontinental­ sokkel, f.eks. gjennom leveranser av varer og tjenester til oljevirksom­ heten eller ved raffinering, men regnes ikke med til sektoren som sådan. Norges petroleumsinntekter utgjøres av bruttoproduktet i alle oljeselskaper som opererer på norsk kontinentalsokkel fratrukket aksjeutbyttet som utenlandske selskaper tar ut av landet. Framveksten av oljevirksomheten i norsk økonomi kan illustreres ved tallseriene i tabellene 1.2.3 og 1.2.4. Det framgår av disse at olje­ virksomhetens bidrag til den samlede verdiskapningen i Norge - målt ved bruttonasjonalproduktet - økte sterkt gjennom 1970-årene og på begynnelsen av 1980-tallet. Det samlede bruttoproduktet i oljevirksom27

heten utgjorde 2,9 prosent av bruttonasjonalproduktet i 1975, 15,1 prosent i 1980 og hele 19 prosent i 1984. Utvinningssektoren sto for storparten av denne økningen i verdiskapningen. Av tabell 1.2.4 ses at bruttoproduktet i utvinning av norsk olje og gass utgjorde hele 90 mil­ liarder kroner i 1985. Dette tilsvarte om lag 18 prosent av bruttonasjo­ nalproduktet. Olje og gassektorens andel (i prosent) av: Bruttonasjo­ nalprodukt Totale brut­ toinvesteringer Total eksport Total sysselset­ ting

1972

1975

1978

1980

1982

1984

1986

1988

0,2

2,9

6,4

15,1

16,0

19,0

11,0

8,7

4,5

15,1

13,1

9,2

12,6

29,4

24,8

19,5

15,6 0,25

30,7 0,37

32,4 0,37

36,6 0,50

27,3 0,68

22,7 0,77

0,5 0,01

6,7 0,15

Tabell 1.2.3 Noen hovedtall fra oljevirksomheten

Brutto­ Oljerente Oljeprodukt i rentens utv.-sekto­ andel av ren brutto­ nasjonal­ produktet

Mrd kr

1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989

6,1 7,4 12,8 20,8 41,0 51,0 55,3 66,9 83,4 89,7 51,0 51,1 45,1 70,8

3,3 2,8 7,0 13,7 31,8 36,4 37,8 48,0 59,5 62,3 18,3 13,5 2,1 21,9

Prosent 1,9 1,5 3,3 5,7 11,2 11,1 10,4 11,9 13,2 12,7 3,5 2,5 0,4 3,5

Tabell 1.2.4 Oljeinntektene 1976-1989

Som vist i figur 1.2.1 fant det sted en sterk vekst i volumet av oljepro­ duksjonen fra norsk sokkel fra 1974/75. De raskt økende inntektene fra oljeutvinningen i perioden fram til 1985 skyldtes imidlertid i enda

28

sterkere grad den sterke prisstigningen på petroleum, spesielt som følge av OPECs prishøyninger i 1973/74 og 1979/80. Mens verdien av et tonn råolje produsert i Norge var om lag 165 kroner i 1972, var gjen­ nomsnittsprisen for olje og gass i 1985 kommet opp i rundt 1700 kroner pr toe. Allerede tidlig på 1980-tallet begynte imidlertid prisene på det inter­ nasjonale råoljemarkedet å vise tegn til stagnasjon eller svak nedgang. Prisen i dollar pr fat sank fra det toppnivået den nådde under oljeboomen i 1979/80 allerede i 1981. Inntektene i norske kroner ble imid­ lertid holdt oppe og økte til dels som følge av en kursstigning på ameri­ kanske dollar. Vinteren 1985/86 falt imidlertid råoljeprisene drama­ tisk; fra et prisleie på rundt 27 US$/fat raste prisen i løpet av noen få måneder ned til rundt 10 US$/fat. Riktignok tok oljeprisene seg noe opp igjen i løpet av høsten 1986 etter at OPEC igjen hadde blitt enig om å gå tilbake til kvoter og offisielle salgspriser, men selv om prisene i deler av 1987 lå forholdsvis stabile på et nivå rundt 17-18 US$/fat, var dette om lag 10 US$/fat lavere enn et par år i forveien. Siden har olje­ prisene variert noe mellom 12-13 US$/fat og 18-19 USS/fat1. Virknin­ gene av oljeprisfallet på inntektene av norsk olje- og gassproduksjon framgår av tabell 1.2.3 og 1.2.4. Bruttoproduktet i utvinningssektoren sank fra knapt 90 mrd kroner i 1985 til rundt 50 mrd i 1986. Gjennom­ snittlig oljepris steg noe fra 1986 til 1987, mens gassprisene falt som en følge av etterslepet i forhold til oljeprisene. Alt i alt steg derfor brutto­ produktet bare svakt til vel 52 mrd kroner i 1987. Som andel av brutto­ nasjonalproduktet ble verdiskapningen i oljevirksomheten redusert fra 19,9 prosent i 1984 til under 9 prosent i 1988. Oljesektorens andel av det totale arbeidskråftforbruket i Norge har vært forholdsvis beskjeden, som vist i tabell 1.2.3. Sysselsettingsande­ len har imidlertid økt ganske markert over tid, parallelt med opptrap­ pingen av lete- og utvinningsaktiviteten. I 1988 utgjorde sysselsettin­ gen i oljesektoren i underkant av 1 prosent av totalen, eller vel 64 000 personer. I en vurdering av den makroøkonomiske betydningen av oljevirksomheten, bør det også nevnes at virkningen for lønns- og pris­ dannelsen i økonomien trolig har vært betydelig større enn den for­ holdsvis beskjedne sysselsettingsandelen skulle tilsi; de store inntek­ tene i petroleumsvirksomheten (kombinert med høye skattesatser på inntekt), har ført til at både lønnstakere og underleverandører i perio­ der har kunnet ta ut betydelige inntektstillegg, som i sin tur har gitt smitteeffekter til resten av økonomien. 1 En mer detaljert gjennomgang av prisutviklingen på det internasjonale oljemarkedet er gitt i avsnitt 2.1.5.

29

Bruttoinvesteringene i petroleumsvirksomheten har etter hvert fått et betydelig omfang; som andel av Norges totale investeringer har de lig­ get mellom 20 og 30 prosent de siste årene. Investeringsforløpet i olje­ virksomheten fra 1975 til 1988 er vist i figur 1.2.4. Tidligere ble en be­ tydelig andel av investeringsvareleveransene importert fra utlandet; i 1978 var den direkte importen til oljevirksomheten som andel av på­ løpte investeringskostnader i utvinningssektoren oppe i hele 55 pro­ sent. Dette bidro til at Norge opparbeidet et betydelig underskudd på handelsbalansen i annen halvdel av 1970-årene. På 1980-tallet har hjemmeleveransene til investeringsaktiviteten på kontinentalsokkelen gått opp, og andelen av direkte import har svingt mellom 5 og 20 pro­ sent (Svendsen, 1988). Milliarder faste 1980-kroner

Figur 1.2.4 Bruttoinvesteringer i petroleumsvirksomheten

Investeringsaktiviteten i oljevirksomheten gir dermed betydelige etterspørselsimpulser til andre innenlandske sektorer. Utgifter til drift og vedlikehold i petroleumsindustrien har tradisjonelt vært av mindre om­ fang. Vare- og tjenesteinnsatsen har imidlertid økt forholdsvis sterkt de siste årene. Dette kan innebære at det skapes sterke etterspørselsimpulser til den innenlandske leverandørindustrien, ikke bare i en investeringsfase, men også i driftsfasen. I så fall er det en fare for at en på mer permanent basis binder opp store ressurser i oljesektoren og til­ knyttede virksomheter, og en vil kunne oppleve omstillingsproblemer den dag det er behov for å overføre ressurser fra oljerelatert virksom­ 30

het til andre sektorer i økonomien (slike problemstillinger drøftes nær­ mere i kapittel 4). Alt i alt må en konkludere med at de direkte virknin­ gene fra oljesektoren på norsk økonomi har fått økt betydning de siste årene, og at disse har vist seg å være viktigere enn forutsett i tidlige planleggingsdokumenter for petroleumsvirksomheten. Oljevirksomheten har gitt Norge som nasjon inntekter som langt overstiger kostnadene ved ressursinnsatsen i produksjonene. Denne meravkastningen kalles oljerenten. Mer presist kan oljerenten define­ res som den delen av de samlede produksjonsinntektene ved utvinning av olje og gass som oppnås utover løpende kostnader (til arbeidskraft, vareinnsats og kapitalslit) og en normal avkastning på investert kapital. Det kan i prinsippet være flere kilder til at det oppstår et slikt over­ skudd i olje- og gassutvinningen: ✓

- Råolje og naturgass er ikke-fornybare naturressurser. Fra økonomisk teori er det velkjent at det i slike virksomheter oppstår en ressurs­ rente, som kan tolkes som en skyggepris på den knappe ressurs­ beholdningen. Vi kommer nærmere tilbake til dette begrepet i av­ snitt 2.2. - Selv uten en bestemt fysisk skranke på beholdningene av petroleumsressurser er det naturlig med en viss renprofitt i uttappingsvirksomheten fordi kostnadene varierer med feltets egenskaper og til­ gjengelighet. Hvis en er i en likevektssituasjon der prisen på ver­ densmarkedet er bestemt av enhetskostnadene på de dyreste feltene i drift, vil det for rimeligere, tidligere utbygde felt oppstå en positiv differanse mellom pris og enhetskostnad, dvs en differensialrente. - På det internasjonale råoljemarkedet har OPEC hatt en domine­ rende rolle de siste 15 årene. Selv om det hersker uenighet om denne organisasjonen faktisk har fungert som kartell (jf drøftingen i av­ snitt 2.2.4), er det klart at OPEC i visse perioder har utnyttet sin markedsposisjon, drevet oljeprisene opp godt over reelle kostnader inkl ressursrente og skapt en monopolrente i oljeproduksjon. Også i gassmarkedet er det klare elementer av ufullkommen konkurranse som har resultert i ekstra profittmarginer både i produksjons- og distribusjonsledd.

Utviklingen i oljerenten på norsk kontinentalsokkel er vist i tabell 1.2.4. I disse beregningene er den normale kapitalavkastningsraten fastsatt til 7 prosent. Dette svarer om lag til den gjennomsnittlige av­ kastningen på realkapital i norsk industri de siste 10 årene (Bye og Frenger 1986). Tabell 1.2.4 viser at det fant sted en sammenhengende 31

sterk økning i oljerenten fram til og med 1985. Et markert hopp kan observeres fra 1979 til 1980, som en følge av at OPEC gjennomførte nye kraftige prisøkninger på råolje. Som andel av nasjonalproduktet steg oljerenten 5,7 prosent i 1979 til 11,2 prosent i 1980 og videre til knapt 13 prosent i 1985. Disse ekstrainntektene var da kommet opp i hele 63,3 milliarder kroner, eller rundt 17 000 kroner pr innbygger. Prisfallet på råolje vinteren 1986 førte til en drastisk reduksjon av overskuddet i oljevirksomheten, og oljerenten gikk ytterligere noe ned i 1987 og 1988 som en følge av at prisfallet forplantet seg til gassprisene og ny oljeprisnedgang i 1988. I forhold til 1985 var oljerenten i 1988 kraftig redusert, og regnet pr innbygger var denne inntekten falt ned til rundt 1000 kroner. Dette understreker den dramatiske effekten olje­ prisfallet har hatt på norsk økonomi. Uten en framtidig oppgang i olje­ prisene vil lønnsomheten i olje- og gassproduksjon kunne gå ytterli­ gere ned fordi vi er i ferd med å bygge ut felt med høyere enhetskost­ nader enn de prosjektene som hittil har gitt oss inntekter. På den annen side er det tegn til at det nye, lavere prisleiet for oljeprisene har ført til økt kostnadsbevissthet hos selskapene, og dette vil også kunne framskynde nye teknologiske løsninger i lete- og utvinningsaktivi­ tetene. Svingningene i råoljeprisen de siste årene understreker usikkerheten som eksisterer i dette markedet og dermed i Norges inntekter fra petroleumsvirksomheten. Denne usikkerheten er det svært viktig å ta eksplisitt hensyn til både ved beslutninger om investeringer og utvinningstempo i oljesektoren og i utformingen av den økonomiske politik­ ken. Ideelt sett bør petroleumsreservene betraktes som en del av Nor­ ges nasjonalformue. I den økonomiske politikken bør en søke å for­ valte denne formuen best mulig. Dette omfatter blant annet å finne det optimale tidspunktet for å gjennomføre utbygging av et olje- eller gass­ felt. Med usikkerhet vil målet være å innrette seg slik at forventet av­ kastning blir størst mulig. Et annet hovedspørsmål er hvor mye av inn­ tektene fra petroleumsvirksomhetene som skal kanaliseres inn i øko­ nomien, dvs. brukes til å øke innenlandsk etterspørsel. Usikkerhet, spesielt om framtidig oljeprisutvikling, og dermed avkastning av petroleumsformuen, vanskeliggjør slike vurderinger i betydelig grad. Et annet problem i denne sammenheng er at det kan være vanskelig å skille inntektsopptjening og inntektsanvendelse i tid. Slike spørsmål blir nærmere drøftet i kapittel 4.

32

1.3 Norges økonomi fra 1970 og fram til i dag 1.3.1 Internasjonal bakgrunn Som en liten åpen økonomi, har Norge alltid vært sterkt avhengig av internasjonale begivenheter og økonomisk utvikling. Framveksten av en betydelig eksportrettet petroleumssektor har bare forsterket dette forholdet. Mens funn av olje og gass på kontinentalsokkelen ga klare vekstimpulser til norsk økonomi utover på 1970-tallet, gikk de fleste andre OECD-landene inn i en periode med markert lavere økonomisk vekst enn det en hadde vært vant med i de første 25 etterkrigsårene. Den reduserte økonomiske veksten i OECD-området førte etter hvert til en sterk økning i arbeidsløsheten. Prishoppene på råolje i 1973 og 1979 bidro klart til denne utviklingen, men det var også skjedd andre grunnleggende endringer i internasjonal økonomi som kan forklare stagnasjonstendensene. Figur 1.3.1 viser hvordan BNP-veksten i de europeiske OECD-landene ble kraftig redusert utover i 1970-åra, samtidig som arbeidsledig­ heten økte dramatisk. Fra en produksjonsvekst på 4,8 prosent pr. år i perioden 1960-1973 ble veksten redusert til vel 2 prosent i perioden fra 1974 til 1977. Bunnen ble nådd i 1981 med en negativ BNP-vekst på —0,1 prosent pr. år. I 1960-1973 lå arbeidsledigheten i OECD-Europa i gjennomsnitt på rundt 3 prosent. I de neste ti årene steg antall ar­ beidsledige markert og kom opp i over 10 prosent av arbeidsstyrken tidlig på 1980-tallet. Figur 1.3.1 viser også at Norge har hatt en klart avvikende utvikling fra mange andre OECD-land de siste 15 årene. Mens produksjonsveksten i de europeiske OECD-landene samlet fla­ tet ut mot slutten av 1970-tallet, «skar» Norge gjennom den internasjo­ nale lavkonjunkturen rundt 1980. Utviklingen i Norge drøftes nærmere i avsnitt 1.3.2. Utover på 1980-tallet tok produksjonsveksten i OECD-landene seg gradvis opp igjen, men uten å nå opp i veksttakten fra perioden 1960årene. Sammen med en forholdsvis sterk vekst i arbeidsstyrken, har dette bidratt til at arbeidsledigheten har blitt liggende på et - historisk sett - svært høyt nivå.1 Det var flere årsaker til den økte prisstigningen og arbeidsledigheten som oppsto i OECD-landene på 1970-tallet. Et viktig moment er at 1 Det bør understrekes at tallene for OECD-Europa skjuler betydelige forskjeller mellom ulike land. Andre OECD-land, som USA og i særlig grad Japan har gjennomgå­ ende opplevd sterkere vekst enn de europeiske økonomiene samlet.

33

Prosent

Figur 1.3.1 BNP-vekst og arbeidsledighet i OECD-Europa og Norge

USAs forsprang på Vest-Europa og Japan når det gjelder teknologi, produktivitet og inntektsnivå var blitt redusert. Det er rimelig at det totale internasjonale vekstpotensialet ble redusert som en følge av dette. Men også utnyttingen av vekstpotensialet i OECD-området er blitt dårligere etter 1970. Samtidig opplevde man en markert økning i inflasjonstakten. Det er flere grunner til dette. Seddelpresse-finansieringen av den amerikanske krigsføringen i Vietnam, var en avgjørende årsak til stigende verdensinflasjon og sammenbruddet av valutasyste­ met (Bretton-Woods) i 1973. Dette førte til mer usikkerhet og ustabili­ tet omkring sentrale økonomiske størrelser som prisstigning, valuta­ kurser og renter. Svikt i verdens jordbruksproduksjon ved starten av 1970-årene førte videre til økte priser på vareinnsatsen til næringsmid­ delindustrien. De isolert sett viktigste begivenhetene var nok likevel oljeprisøkningene i 1973 og 1979; på mange måter virket disse utløsende til proble­ mene med inflasjon, stagnerende produksjon og arbeidsløshet i OECD-landene. For det første førte oljeprisøkningene til økte kostna­ der i bedrifter som brukte olje og oljeprodukter. Noen bedrifter inn­ skrenket produksjonen, andre valgte å fortsette driften som før, men med mindre overskudd eller med underskudd og tæring på egenkapita­ len. Der hvor det var teknisk mulig, ble også produksjonsteknologien etter hvert endret i mindre energiintensiv retning som en følge av olje­ prissjokket. Den svekkede lønnsomheten og ikke minst økt usikkerhet 34

omkring framtidig pris- og kostnadsvekst førte alt i alt til lavere investeringstakt enn i tidligere år i OECD-området. Oljeprisøkningene påvirket også aktivitetsnivået i OECD-landene via etterspørselssiden. De kraftige prisøkningene overførte inntekter fra oljeimporterende til oljeeksporterende land. Flere av disse eksport­ landene hadde en klart lavere kjøpetilbøyelighet i de internasjonale varemarkeder enn de oljeimporterende OECD-landene, og den totale etterspørselen i internasjonale varemarkeder ble følgelig svekket. Et tredje, men ikke minst viktig forhold for stagnasjonsproblemene i 1970-årene og begynnelsen på 1980-tallet, gjelder utformingen av den økonomiske politikken i de oljeimporterende landene. Oljeprisøknin­ gene førte til at mange av disse landene fikk betydelige underskudd på betalingsbalansen og økning i inflasjonstakten. Dette førte til at opp­ merksomheten i den økonomiske politikken i økende grad ble rettet mot å dempe prisstigningen. Viktige industriland som USA, Storbri­ tannia og Vest-Tyskland valgte å føre en stram pengepolitikk. Dette førte til renteoppgang og lavere etterspørselsvekst, og inflasjonsraten ble etter hvert dempet og underskuddene redusert i flere av OECDlandene, med Vest-Tyskland og Japan i fremste rekke. Den etterspørselsdempende politikken førte til at verdensøkonomien gikk inn i en kraftig nedgangskonjunktur i begynnelsen av 1980-årene. De siste årene har den økonomiske politikken blitt markert endret i ekspansiv retning i USA. Oljeprisnedgangen i 1986 var klart medvir­ kende til dette. En analyse av virkningene på verdensøkonomien av lavere oljepriser er gitt i Berger, Cappelen, Knudsen og Roland (1988). Sammen med økt vekst har det også blitt store ubalanser i han­ delen mellom USA på den ene siden (flere år med store underskudd på driftsbalansen) og overskuddslandene Vest-Tyskland og Japan på den andre siden. Det har vist seg vanskelig å få koordinert den økono­ miske politikken i ulike land for å stimulere internasjonal handel og samlet aktivitetsnivå. Prisen for dette har vært en vedvarende høy ar­ beidsløshet i OECD-området.

1.3.2 Den økonomiske utviklingen i Norge De internasjonale nedgangstidene i 1970-årene og tidlig på 1980-tallet ville normalt ha ført til et alvorlig tilbakeslag også for norsk økonomi. Utviklingen av oljevirksomheten i 1970-årene og bruken av økte olje­ inntekter ga imidlertid sterke positive vekstimpulser til økonomien. Ved et lykketreff sto Norge klar som oljeprodusent på et tidspunkt da oljeprisøkninger rystet den øvrige industrialiserte verden. I ly av olje35

inntekter og ikke minst forventninger om betydelige framtidige olje­ inntekter, kunne Norge opprettholde veksten i produksjon og etter­ spørsel. Et viktig poeng i denne sammenheng er at oljevirksomheten ga en betydelig høyere avkastning enn annen produksjonsvirksomhet, jf. drøftingen av oljerenten i avsnitt 1.2.3. Petroleumsvirksomheten er rett og slett en svært lønnsom forretning, og satsing i denne sektoren har gitt Norge inntekter langt utover hva vi ellers ville ha hatt.*2 Tabell 1.3.1 viser utviklingen i noen makroøkonomiske størrelser i Norge. Fram til midten av 1970-årene var BNP-veksten i Norge på nivå med gjennomsnittet for OECD-landene i de gyldne vekstårene på 1960-tallet, jf figur 1.3.1. Og mens arbeidsledigheten var økende i de fleste andre land, var den i Norge på 1970-tallet ikke mye større enn i foregående år. En viktig grunn til dette var den såkalte «motkonjunk­ turpolitikken» som ble ført i årene 1974-77. Oljeinntektene ble tatt inn i økonomien, delvis «tatt på forskudd», og den offentlige budsjett­ balansen ble kraftig svekket. Dette førte til en sterk ekspansjon i skjer­ mete næringer, herunder offentlig sektor. Tabell 1.3.1 viser at veksten i privat og offentlig forbruk klart oversteg veksten i bruttonasjonalpro­ duktet i perioden 1974-77. I tillegg ble næringsstøtten i Norge trappet kraftig opp; tanken var at utsatte næringer som skipsverft og tekstil- og bekledningsindustri skulle hjelpes over den internasjonale lavkonjunk­ turen. Disse selektive tiltakene må antas å ha motvirket næringsmessige omstillinger som ellers ville følge ved bruk av oljeinntektene. 1962- 19741973 1979

BNP1 Privat konsum1 Offentlig konsum1 Konsumpriser1 Arbeidsledighet (nivå)2

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

2,0

0,1

1,2

5,1

4,8

4,2

0,9

0,3

4,6

5,7

5,3

4,2

3,5

3,9

2,3

1,1

1,8

1,5

2,7

9,9

5,7

6,0

5,5

5,4

6,1

3,9

4,6

2,4

3,3

4,5

4,5

0,1

2,5

4,7

6,0

10,0

3,5

11,0

8,4

6,4

5,9

7,6

7,6

6,7

4,4

1,7

1,7

1,7

2,0

2,6

3,4

3,2

2,6

2,0

2,1

3,3

5,2

- 0,8 - 2,3

1) Prosentvis vekst fra foregående år 2) Arbeidsledige i prosent av arbeidsstyrken (AKU-definisjon)

Tabell 1.3.1 Vekstrater for makrostørrelser og arbeidsledighet i Norge 2 Overskuddet i petroleumsvirksomheten, «oljerenten» slik denne ble definert i forrige avsnitt kan ikke betraktes som inntekt i vanlig forstand. Snarere representerer bru­ ken av disse inntektene formuesanvendelse. Dette poenget skal vi komme tilbake til i Kapittel 4.

36

h-

1,9

Det har vært en svak vekst i samlet sysselsetting (målt i antall time­ verk) i Norge i perioden fra 1974 til 1980. Veksten i antall sysselsatte personer har vært sterk siden omfanget av deltidsarbeid har økt sterkt. Særlig har det skjedd en kraftig økning i yrkesaktiviteten blant gifte kvinner. Dels skyldes denne økningen tilbudsfaktorer som inntektsmotiver og økt utdanning, og dels etterspørselsfaktorer som vekst i nærin­ ger som tradisjonelt sysselsetter mange kvinner, framfor alt offentlig og privat tjenesteyting. Motkonjunkturpolitikken og det forhold at oppbyggingen av pro­ duksjonskapasiteten i Nordsjøen krevde betydelige importleveranser, førte i disse årene til store underskudd på driftsbalansen med utlandet. Norges nettogjeld til utlandet kom i 1977 opp i 85 mrd kroner, eller rundt 44 prosent av bruttonasjonalproduktet (figur 1.3.2). Det var denne utviklingen som førte til at flere mente at «vi levde over evne» og hadde tatt «oljepengene på forskudd». Imidlertid krevde oppstar­ tingen og utviklingen av oljevirksomheten store investeringer med be­ tydelig importinnhold og bidro følgelig til de store underskuddene på betalingsbalansen. Dernest bør det også bemerkes at det ut fra rent teoretiske overveininger kan argumenteres med at det var samfunns­ økonomisk fornuftig å ta en del av de framtidige forventede oljeinntek­ tene inn i økonomien. Det problemet som en nå i ettertid kan si ble undervurdert, er usikkerheten i disse inntektene, i kombinasjon med problemer med å venne seg til et lavere forbruksnivå dersom inntek­ tene en gang skulle bli vesentlig redusert. Den sterke veksten i innenlandsk etterspørsel førte til sterk prisstig­ ning og press mot de eksisterende reguleringene på penge- og kreditt­ markedet. For å bremse på denne utviklingen, ble den økonomiske politikken lagt markert om i årene 1978-80. Det ble strammet til på offentlige budsjetter, det ble gjenomført renteøkning, den norske kro­ nen ble devaluert i 1978 og det ble innført pris- og lønnsstopp fra sep­ tember 1978 og ut året 1979. De første årene på 1980-tallet var preget av en sterk opptrapping av oljeproduksjonen og -eksporten fra norsk kontinentalsokkel. Sammen med et nytt hopp i råoljeprisen i 1979/80 (OPEC II) bidro dette til at Norges underskudd på driftsbalansen ble snudd til overskudd, og som det framgår av figur 1.3.2, ble utenlandsgjelden redusert i raskt tempo. På dette tidspunktet var forventningene om stabile høye olje- og gass­ priser helt dominerende, og ut fra dette kan det sies at tanken om å ta noe av oljeinntektene på forhånd og «skjære gjennom» nedgangskon­ junkturen så ut til å ha lykkes svært godt. På 1970-tallet var dessuten realrenten svært lav på verdensmarkedet. 37

Prosent av BNP

Figur 1.3.2 Norges driftsbalanse og netto fordringer på utlandet

Produksjonsutviklingen i «Fastlands-Norge» var imidlertid forholds­ vis svak, på linje med veksten i mange andre OECD-land. Situasjonen på det norske arbeidsmarkedet ble også kraftig forverret utover i 1982; antall registrerte ledige steg til mellom 60-70 000, og ble liggende på dette høye nivået til første halvår av 1984. Høykonjunkturen i verdensøkonomien fra 1984 ble forsterket hjemme ved en ekstraordinær sterk stimulans av den innenlandske etterspørselen, spesielt i årene 1985/86. For det første skjedde det fra 1984 en gradvis deregulering av kredittmarkedet. Det ble bl.a. vesent­ lige lettere å oppta lån enn tidligere. Kombinasjonen av forholdsvis høy prisstigning, lavrentepolitikk og progressiv beskatning (med fra­ dragsrett for renteutgifter), som hadde preget kredittmarkedet i mange ar, innebar en kraftig subsidiering av lånekapital. Da kredittmarkedet ble sluppet mer fri i 1984, var det derfor rimelig å forvente et kraftig hopp i etterspørselen etter private lån. Denne tendensen gjorde seg særlig sterkt gjeldende i årene 1985-87 og førte til en kraftig gjelds­ økning og en markert oppgang i renteutgiftene i husholdningene. For det andre var det rundt 1984/85 blant folk flest forventninger om sterk inntektsvekst. Arbeidsløsheten fra 1983/84 var gått tilbake, næringslivet hadde god inntjening og verdien av petroleumsreservene og framtidige inntekter fra petroleumsvirksomheten var som nevnt anslatt a bh svært høye. For det tredje ble det fra og med 1984 ført en mer ekspansiv politikk i form av reduserte skatter og økte offentlige 38

utgifter. - Forbruksveksten i 1985 og 1986 ble som en følge av oven­ nevnte forhold svært sterk; over disse to årene økte det private forbru­ ket med over 16 prosent. Dette er den desidert sterkeste forbruksveks­ ten som er registrert i Norge etter krigen over så kort tid. Fra årsskiftet 1985/86 og utover våren 1986 ble så oljeprisene prak­ tisk talt halvert. Dette bidro vesentlig til å redusere Norges forventede framtidige inntekter. Det direkte utslaget på overskuddet i oljevirk­ somheten, oljerenten, ble vist i avsnitt 1.2.3.31 kombinasjon med den eksplosjonsartede veksten i innenlandsk etterspørsel førte dette til en dramatisk svekkelse av Norges økonomiske situasjon; fra et solid over­ skudd på driftsbalansen på rundt 25 milliarder kroner i 1985 ble det i 1986 registrert et underskudd på over 30 milliarder kroner. Fallet i oljeprisene og den sterkt svekkede utenriksøkonomien førte til et sterkt press på den norske kronen, noe som gjorde at Norge de­ valuerte nok en gang i 1986. Det eventuelt positive bidraget dette kunne hatt på konkurranseevne og utenriksøkonomi ble imidlertid motvirket av arbeidstidsforkortelsen i 1987 (normalarbeidstiden ble redusert med 2 1/2 time til 37,5 timer pr uke). En kortere normalar­ beidstid fører enten til at det blir produsert mindre enn før, eller til at timelønnskostnadene øker (arbeidstakerne kommer tidligere enn før opp i overtidsgodtgjørelser). På kort sikt innebar derfor arbeidstidsfor­ kortelsen en forverring av Norges konkurranseevne. I 1987 og 1988 ble utenriksøkonomien noe bedret, men fortsatt be­ tydelige underskudd krevde et høyt norsk rentenivå for å opprettholde utlandets interesse for plasseringer i norske kroner. Alternativet ville vært nye devalueringer. Mot slutten av 1988 var utenlandsgjelden kommet opp igjen i 20 prosent av BNP (figur 1.3.2). Den økonomiske politikken ble vesentlig strammet til i 1986-88, først og fremst med sikte på å dempe privat lånefinansiert forbruk. Skattesystemet ble lagt om i retning av økt beskatning av bruttoinn­ tekt, slik at fordelene ved å kunne trekke fra gjeldsrenter på selvangi­ velsen ble redusert. Lønnsveksten ble holdt nede ved at Stortinget ved­ tok lønnslov for 1988. Disse tiltakene har bidratt til en klart svakere ut­ vikling i innenlandsk etterspørsel etter 1986. Dette har i sin tur redu­ sert importen og bidratt til en bedring av utenriksbalansen. I 1989 viste driftsbalansen med utlandet igjen overskudd, mest takket være en sterk økning i eksporten, både av olje og gass og tradisjonelle produk­ ter, som har nytt godt av svært gode internasjonale konjunkturer. «Pri3 En bedre illustrasjon av endringen i Norges framtidige inntektspotensiale, er å studere virkningen av oljeprisfallet på petroleumsformuen (en forventet størrelse). Denne problemstillingen drøftes i kapittel 4.

39

sen>> for innstrammingspolitikken har igjen vært en kraftig forverring av situasjonen på arbeidsmarkedet. Arbeidsløsheten har økt betydelig fra 1987 og nådde høsten 1989 et for etterkrigstiden rekordhøyt nivå, med rundt 80 000 registrerte ledige samtidig som vel 60 000 arbeids­ takere er på ulike arbeidsmarkedstiltak. Med utgangspunkt i tidligere «konsum-boom» og de store under­ skuddene i utenriksøkonomien var en innstramming i økonomien etter 1986 uunngåelig. Som alltid kan en imidlertid stille spørsmål ved «timingen» og doseringen av konjunkturregulerende tiltak. Allerede i 1987 ble veksten i privat forbruk klart dempet, jf tabell 1.3.1. Avdempingen i innenlands etterspørsel etter 1986 kan nok derfor langt på vei ses på som privat sektors egen tilpasning til en ny økonomisk situasjon. Private husholdninger hadde for eksempel i de foregående år anskaffet seg nytt kapitalutstyr og opparbeidet seg store gjeldsforpliktelser, og hadde verken behov for eller muligheter til fortsatt konsumøkning. På denne bakgrunn og med henvisning til den alvorlige arbeidsløsheten som har oppstått, hevder noen at innstrammingen i den økonomiske politikken etter 1986 har vært for sterk. Man kan også finne en viss støtte til et slikt syn ved at myndighetene «kastet på mer kull» igjen i 1989 (og i budsjettet for 1990). På den annen side skal en ikke under­ vurdere de signaleffekter myndighetenes politikk kan ha på private aktørers atferd; det viktigste rundt 1986 var trolig å endre folks for­ ventninger om framtidige inntektsmuligheter. Et beslektet problemstilling til å drøfte nødvendigheten av å stramme til i den økonomiske politikken, er å stille spørsmålet om gjeldsbyrden for landet i 1986-87 var i ferd med å bli for høy. Dette spørsmålet kan ikke besvares bare ut fra statiske betraktninger. Lang­ siktige vurderinger må trekkes inn, så som de framtidige inntekter for landet. Utviklingen i oljesektoren, både volum- og prismessig, er åpen­ bart svært avgjørende. Volummessig ligger Norge godt an; med dagens produksjonsnivå kan en drive produksjon av råolje i 15-20 år til, og vi har gassreserver store nok til mer enn 100 års produksjon på dagens størrelse. Hvordan pris- og kostnadsutviklingen blir på olje- og gass­ markedene, er derimot temmelig usikkert. Selv om det kan føres argu­ menter for en prisutvikling som gir lavere avkastning på oljesektoren enn en tidligere forventet, tyder alt på at olje- og gassreservene vil ut­ gjøre en svært vesentlig og kredittverdig formuesfaktor for norsk øko­ nomi i lang tid fremover. Et sentralt kjennetegn ved norsk økonomi, som også volder planleg­ gende myndigheter en viss bekymring, er at en dominerende andel av Norges eksportrettede næringer er basert på utnytting av naturressur-

40

ser med begrensede vekstpotensiale. I tillegg til olje- og gassvirksom­ heten, er viktige deler av vår tradisjonelle konkurranseutsatte industri basert på utnytting av landets vannkraftressurser. Denne ensidigheten gjør oss svært sårbare overfor svingninger i noen få råvaremarkeder. Riktignok vil lønnsomheten i vannkraft tendere til å være negativt kor­ relert med oljeprisene. Det det har lenge vært en erklært målsetting å styrke andre deler av den konkurranseutsatte virksomheten. Så lenge lønnsomheten er så god som den er i de naturressursbaserte nærin­ gene, kan dette imidlertid være vanskelig å få til, og foreløpig har en også sett få tegn til slike omstillinger. Et kompliserende forhold i styringen av økonomien, er at de lang­ siktige økonomiske rammene også avhenger av hvordan en tilpasser den kortsiktige stabiliseringspolitikken. Faren ved en for ekspansiv politikk, ligger i overoppheting av økonomien og behov for at oppret­ ting av langsiktige balanser krever en tilsvarende sterkere tilstram­ ming. En stram økonomisk politikk kan imidlertid også ha uheldige virkninger på økonomien på lang sikt. Høye renter og forventninger om lav innenlandsk etterspørsel kan dempe investeringene i realkapital og dermed den tekniske fremgangen og den langsiktige veksten i øko­ nomien. Økt arbeidsledighet, spesielt i form av økt varighet av ledig­ hetsperiodene, kan svekke den framtidige arbeidsevnen til den yrkes­ aktive befolkningen. Dette er kostnadene ved innstrammingspolitikken. Gevinstene er en bedret utenriksøkonomi og mindre framtidige rentebetalinger til utenlandske kreditorer.

1.3.3 Næringsstruktur og sysselsetting Som nevnt i avsnitt 1.2.3 er det grunn til å vente at bruken av petroleumsinntektene innenlands vil medføre endringer i den norske næringsstrukturen. Bruken av disse inntektene vil vanligvis øke etter­ spørselen etter både skjermede og konkurranseutsatte produkter, drive opp det innenlandske kostnadsnivået som så fører til en viss avskalling av deler av konkurranseutsatt virksomhet. Tabell 1.3.2 og 1.3.3 viser den prosentvise fordelingen av hhv. sysselsettingen og bruttonasjonal­ produktet på norske produksjonssektorer fra 1962 og fram til i dag. Tabell 1.3.2 viser at sysselsettingen i jordbruket i 1970-årene fort­ satte sin relative tilbakegang fra 1960-årene. Et nytt iøynefallende trekk etter 1970 er den markerte tilbakegangen i industrisysselsettin­ gen og den forsterkete oppgangen i tjenesteytende næringer, ikke minst i offentlig sektor. Fra å utgjøre vel 24 prosent av den totale sys­ selsettingen i 1970, hadde industriens andel sunket til rundt 20 prosent 41

Jordbruk Skogbruk Fiske og fangst Industri og bergverk Bergverk Skjermet Utekonkurrerende Hjemmekonkur. Bygg og anlegg Elektrisitetsforsyning Varehandel Innenriks samferdsel Andre tjen.yt. næringer

Total, utenom utenriks sjø­ fart og oljefakt. Utenriks sjøfart Oljeboring, -utvinning og rørtransport

Alle næringer Herav: Offentlig forv.

1962

1970

1975

1980

1985

1986

1987

1988

15,3 1,4 2,2

10,6 0,9 1,4

8,0 0,7 1,0

6,9 0,5 1,0

5,7 0,4 1,0

5,4 0,4 1,0

5,2 0,4 1,0

5,1 0,4 1,0

23,9 0,6 5,4

24,3 0,6 5,6

23,5 0,6 5,3

20,2 0,4 5,0

17,4 0,4 4,6

17,1 0,4 4,6

16 7 03 4,6

16,2 0,3 4,5

4,0

3,9

3,5

2,9

2,4

2,3

2,2

2,2

14,0

14,4

14,2

11,9

10,1

9,8

9,6

9,2

8,1

8,2

7,9

7,7

7,4

7,8

8,1

8,0

0,8 12,3

0,8 13,4

0,9 13,8

0,9 14,5

0,9 14,5

0,9 14,7

0,9 14,5

0,9 14,3

6,7

6,8

7,0

7,2

7,2

7,2

7,3

7,4

24,7

30,1

34,7

38,7

43,1

43,4

44,1

44,9

95,4

96,6

97,4

97,6

97,6

97,9

98,2

98,2

4,6

3,4

2,5

1,9

1,5

1,3

0,9

0,9

—

—

0,1

0,5

0,9

0,9

0,9

0,9

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

12,8

16,6

19,9

23,2

25,2

24,8

25,2

25,8

Antall sysselsatte ifølge Nasjonalregnskapet

Tabell 1.3.2 Sysselsetting etter næring, 1962-1988. Prosentvis fordeling

i 1980. Denne relative tilbakegangen har fortsatt på 1980-tallet; i 1988 utgjorde industrisysselsettingen vel 16 prosent av totalen. Andelen av sysselsettingen i tjenesteytende virksomhet hadde samtidig økt til hele 66 prosent. Når en ser på produksjonsutviklingen (tabell 1.3.3), er endringen i næringssammensetningen ikke fullt så markert, idet pro­ duktivitetsutviklingen gjennomgående har vært noe sterkere i indu­ strien enn i tjenesteytende virksomheter. Det framgår også at produk­ tivitetsutviklingen har vært forholdsvis svak i bygg og anlegg. Det mest framtredende trekket ved tabell 1.3.3 er imidlertid framveksten av

42

Jordbruk Skogbruk Fiske og fangst Industri og bergverk Bergverk Skjermet Utekonkurrerende Hjemmekonkurr. Bygg og anlegg Elektrisitets­ forsyning Varehandel Innenriks samferdsel Andre tjen.yt. næringer

Total utenom utenriks sjø­ fart og oljefakt. Utenriks sjøfart Oljeboring, -utvinning og rørtransport Alle næringer Herav. Offentlig forv.

1962

1970

1975

1980

1985

1986

1987

1988

4,3 2,1

3,3 0,9

3,0 1,0

2,4 0,6

1,8 0,5

1,8 0,5

1,8 0,6

1,6 0,6

1,5

1,4

0,8

0,8

0,7

0,8

0,9

0,9

21,9 0,8 5

22,3 0,7 4,7

22,3 0,6 3,6

16,4 0,4 2,9

14,3 0,3 3,6

15,0 0,3 4,0

15,4 0,3 4,2

16,4 0,3 4,5

3,9

5,1

5,0

3,8

2,9

2,7

3,0

4,0

11,8

11,8

13,1

9,3

7,4

8,0

7,9

7,6

8,0

7,0

6,5

5,4

4,6

5,5

6,2

2,7 19,7

2,5 20,9

2,8 20,0

2,8 18,1

3,6 17,6

3,7 19,5

3,7 18,4

4,0 17,5

6,6

6,1

5,8

4,9

5,0

5,6

5,7

5,9

24,9

26,9

29,7

29,1

30,6

34,3

35,7

36,4

91,7

91,4

91,9

80,5

78,7

86,7

88,4

89,5

8,3

8,6

5,3

3,8

2,0

1,7

1,1

1,8

—

—

2,9

15,7

19,3

11,6

10,5

8,7

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

9,7

11,8

13,9

13,6

13,6

14,7

15,2

15,5

Kilde: Nasjonalregnskapet

Tabell 1.3.3 Bruttoprodukt etter næring, 1962-1988. Prosentvis fordeling

olje- og gassvirksomheten. Denne utviklingen ble nærmere drøftet i forrige avsnitt. Mens petroleumssektorens andel av sysselsettingen har vært nærmest ubetydelig, økte verdiskapningen i oljeboring, -utvinning og rørtransport sterkt fra tidlig på 1970-tallet, og utgjorde hele 19,3 prosent av bruttonasjonalproduktet i 1985. Nedgangen deretter reflek­ terer først og fremst prisfallet på råolje i 1986. I en vekstprosess er det «normalt» med en gradvis vridning i næringsstrukturen, fra primærnæringer og industri mot et økt innslag av tjenesteproduksjon. Når inntektene øker, retter mer og mer av etterspørselen seg mot tjenesteytende næringer. Innpassingen av olje43

sektoren og bruken av oljeinntekter i Norge fra og med midten av 1970-tallet forsterket disse generelle veksteffektene. Det nye som skjedde, var at en sentral basis for eksportvekst i Norge var oljevirk­ somhet og ikke skipsfart og kraftkrevende industri som i tidligere tider. Dertil kom at inntektene fra olje- og gassproduksjonen var svært betydelige, og dette bidro til at virkningene på resten av økonomien ble særlig merkbare. Den relative tilbakegangen for industrien er av flere blitt tolket som en begynnende «deindustrialisering», og at vi er i ferd med å bli et land hvor vi lever av å «klippe håret på hverandre». Synspunktet er at bru­ ken av oljeinntektene i for sterk grad har trengt ut konkurranseutsatt virksomhet, bl.a. ved heving av det innenlandske kostnadsnivået. Det tenkes her ikke på de kostnader som nødvendigvis alltid må være for­ bundet med omstillinger. Problemet med «deindustrialiseringen» som har vært framhevet, henspeiler imidlertid på et mer langsiktig struktu­ relt problem for et lands økonomi, og går ofte under navnet «hollandsk syke». Dette begrepet stammer fra de erfaringer som er gjort i Neder­ land etter at landet oppdaget sine naturgassreserver og nøt godt av inn­ tektene fra uttappingen av disse naturressursene. Dette førte til store problemer og avskalling av deler av tradisjonell industrivirksomhet. At det kunne være berettiget med betegnelsen «sykdom» ble først klart på et tidspunkt da gassinntektene falt og Nederland fikk behov for å er­ statte disse inntektene med økt produksjon av andre produkter. Mot slutten av 1970-årene og i begynnelsen av 1980-årene var veksten i Nederland lav og i flere år negativ, samtidig som arbeidsledigheten steg raskt. (I 1983-84 var arbeidsledighetsprosenten kommet opp i rundt 15 prosent). Selv om den økonomiske veksten tok seg noe opp, har landet siden hatt vanskelig for å komme ut av en situasjon med høy arbeidsløshet. En nærmere sammenlikning av økonomisk utvikling i Norge og noen andre vest-europeiske land, deriblant Nederland, ble foretatt i en stu­ die av Cappelen og Gjelsvik (1990). Ett av formålene med denne ana­ lysen var å undersøke om det finnes spor i den økonomiske utviklingen som kan bekrefte hypotesen om at «hollandsk syke» har en tendens til a ramme oljeeksporterende industrinasjoner. Vekstrater for noen makroøkonomiske hovedstørrelser for de utvalgte landene i studien til Cappelen og Gjelsvik er gjengitt i tabell 1.3.4. Som påvist tidligere, har Norge etter 1970 hatt en sterkere økono­ misk vekst enn gjennomsnittet av andre land, og dette gjelder spesielt de utvalgte landene i tabell 1.3.4. Veksten i privat konsum var også orholdsvis noe sterkere i Norge i en periode fram til midten av 198044

1970

1980

1985

1988

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

76,1 81,9 82,0 100,3 100,0

70,7 71,1 73,4 99,0 104,0

69,7 78,0 70,6 97,5 111,0

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

78,5 80,1 91,8 129,2 119,0

75,9 74,9 81,3 179,0 140,0

71,1 74,5 78,8 210,1 140,0

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

86,3 99,2 107,2 132,8 100,0

77,0 84,7 91,8 215,6 105,0

75,0 88,5 89,6 267,4 107,0

100,0 100,0 100,0 100,0 100,0

75,5 87,3 112,2 190,7 100,0

70,7 82,4 95,9 277,0 96,0

73,2 95,8 92,7 344,2 106,0

SVERIGE

BNP Pr. konsum Off. konsum Arbeidsl. Ind. for K-sektor DANMARK

BNP Pr. konsum Off. konsum Arbeidsl. Ind. for K-sektor NEDERLAND

BNP Pr. konsum Off. konsum Arbeidsl. Ind. for K-sektor STORBRITANNIA

BNP Pr. konsum Off. konsum Arbeidsl. Ind. for K-sektor

Indekstall normert mot tilsvarende størrelse i Norge. 1970 = 100

Tabell 1.3.4 Makroøkonomisk utvikling i utvalgte europeiske land

tallet, men dette «forspranget» i forhold til de andre landene synes å ha blitt borte i løpet av de siste 2-3 årene. Det bør også bemerkes at som andel av BNP har privat konsum i Norge aldri vært høyt, og konsumandelen har også gått tilbake siden 1970. En markert forskjell i utvikling mellom de tre oljeprodusentene Storbritannia, Nederland og Norge er at oljeinntektene i Norge i ster­ kere grad enn i de to øvrige landene har blitt tatt ut i form av vekst i offentlig konsum. En annen iøynefallende forskjell i landenes utvikling gjelder utviklingen i arbeidsløsheten. I Norge har denne ligget på et svært lavt nivå sammenliknet med både Storbritannia, Nederland og Danmark. Sverige, derimot, har også greid seg godt gjennom store deler av denne perioden uten bruk av «oljepenger». De politiske sty­ ringssystemene og preferansene i Norge og Sverige kan antas å være temmelig like, og tallene i tabell 1.3.4 kan antyde at målsettinger og generell økonomisk politikk har vært like viktig for situasjonen på ar­ beidsmarkedet som adgangen til olje- og gassreserver. 45

Når det gjelder næringsutvikling, er det i tabell 1.3.4 vist en indika­ tor for omfanget av konkurranseutsatt virksomhet i de ulike landene. Fra tabellen framgår det at denne indikatoren i Norge er blitt redusert i sterkere grad enn i både Nederland og Sverige, mens utviklingen for den konkurranseutsatte sektoren i Storbritannia ligger på linje med den norske ifølge disse sammenlikningene. Den historiske utviklingen gir derfor en viss støtte til teorien om deindustrialisering. Et interes­ sant trekk ved tabell 1.3.4 er imidlertid at problemene for den konkur­ ranseutsatte industrien synes å ha vært enda større i Danmark, noe som klart illustrerer at andre faktorer enn bruk av oljeinntekter også er av sentral betydning for næringsutviklingen.

Som konklusjon på dette avsnittet vil vi understreke følgende: næringsforskyvninger er en konsekvens av å bruke oljeinntektene. Så lenge ressursene er fullt utnyttet i utgangspunktet er det bare på denne måten et land reelt sett kan nyte godt av inntektene, dvs. slik at folk får en større tilgang på varer og tjenester. Skal dette skje, må ressur­ sene tas fra et sted. En kan imidlertid ikke utelukke at en derved prø­ ver å få til omstillinger i et for høyt tempo i forhold til hva arbeidsfolk og bedrifter makter, og.at økt arbeidsledighet kan oppstå som følge av dette. En kan heller ikke utelukke at kostnadene blir drevet for høyt opp i forhold til hva som er nødvendig for å få til en ønsket forskyvning av arbeidskraft og andre ressurser fra konkurranseutsatt virksomhet til oljesektoren og til skjermete næringer. Resultatet kan dermed bli lang­ varig økt ledighet. Det bør også bemerkes at etablert industrivirksom­ het kan innebære adgang til bestemte markeder, teknologi og kompe­ tanse, og at slike fortrinn, når de går tapt, ikke raskt lar seg stable på bena igjen. Utfordringen er altså at endringer i næringsstrukturen skjer i et passende omfang og tempo til størrelsen og varigheten på de inn­ tekter det er snakk om. For Norge syntes utsiktene svært lyse på slutten av 1970-tallet og be­ gynnelsen av 1980-årene; petroleumssektoren sto foran sin virkelige høstmgsperiode, oljeprisutsiktene var svært lyse og forventningene om framtidige inntekter deretter. Gitt disse utsiktene er det vanskelig i ettertid å si at vi fram til 1984/85 levde «over evne». Den eksplosjonsartede veksten i 1985-86 må imidlertid betraktes som en «runde på by’n», og denne utviklingen kunne ikke ha fortsatt uansett framtidig inntektsutvikling. Så raste prisene på oljemarkedet, og både vanlige olks forventninger og eksperters oljeprisprognoser ble justert kraftig nedover. Med denne nye erkjennelsen av hvor usikre inntektene fra petroleumsvirksomheten er, er det også naturlig at man har begynt å 46

stille nye spørsmålstegn ved omstillingsprosessen, at økonomien er blitt for oljerelatert og næringsstrukturen for ensidig. I løpet av de siste par årene har Norge opplevd et markert økonomisk tilbakeslag, med en utvikling på arbeidsmarkedet hvor ledigheten (høsten 1989) nærmer seg 5 prosent. Med et høyt kostnadsnivå kan det være vanskelig å få til en styrking av tradisjonell konkurranseutsatt virksomhet. Dette min­ ner en god del om situasjonen i Nederland mot slutten av 1970-årene.

47

2 Olje

2.1 Historisk tilbakeblikk på oljemarkedet Som energikilde for moderne industrisamfunn har fossile brensler spilt en helt avgjørende rolle helt siden den industrielle revolusjon. Til å be­ gynne med og fram til et stykke inn i det 20. århundret var kull den do­ mmerende energikilden. Råolje kom til å spille stor rolle fra slutten av 1800-tallet etter oljefunn i flere deler av verden. Utvinning av råolje startet opp i 1859 i Pennsylvania, USA. Den ommersielle bruken av oljeprodukter spredte seg hurtig i USA, og se­ nere til Europa. I begynnelsen ble utvinning og omsetning tatt hånd om av mange små og uavhengige produsenter. Overskuddstilbud og fallende priser på slutten av 1800-tallet førte imidlertid til monopolise­ ring av oljeproduksjonen i USA. Fram til rundt 1910 hadde Standard il en dommerende rolle i det amerikanske markedet, med utstrakt vertikal integrasjon og kontroll over omsetningen av råolje og oljepro­ dukter. Antitrust-lovgivning førte imidlertid til at dette selskapet ble splittet opp. Samtidig hadde andre amerikanske selskaper og selskaper med sete i Europa (som Royal Dutch, Shell og BP) engasjert seg i leteog produksjonsvirksomhet i andre deler av verden. En økende erkjen­ nelse av oljens strategiske betydning, spesielt etter den første verdens­ krigen, bidro etterhvert til hard kamp om å vinne innpass til nye olje­ kilder. Teknologiske forhold, som stordriftsfordeler i transport og lag­ ring av olje, førte videre til sammenslutninger av oljeselskaper Det in­ ternasjonale oljemarkedet utviklet seg derfor tidlig til et oligopolistisk marked, med noen få store selskaper som dominerende aktører i mar­ kedet (for en nærmere bekrivelse av denne utviklingen, se Bergesen Bjørk og Claes, 1989). I perioden fram til begynnelsen av 1970 økte det totale energiforbru­ ket i verden forholdsvis jevnt, men samtidig skjedde det betydelige 48

endringer i sammensetningen av energiforbruket på energibærere (figur 2.1.1). Forbruket av oljeprodukter skjøt ny fart etter den andre verdenskrigen. Veksten var særlig sterk gjennom 1960-årene (se figur 2.1.2) blant annet som en følge av vekst i transportsektoren og sterk økning i privat bilbruk. Mens det totale energiforbruket økte med rundt 5 prosent årlig i perioden 1960-73, var veksten i oljeforbruket nær 8 prosent i gjennomsnitt. Kullforbruket gikk tilbake, relativt sett. Oljeandelen i det totale energiforbruket økte således fra rundt 36 pro­ sent i 1960 til vel 47 prosent i 1973. Bakgrunnen for den sterke vekst-en i oljeforbruket var endringer i næringsstrukturen og spesielt framveks­ ten av en betydelig transportsektor i mange land. Både en sterk gene­ rell inntektsvekst og fallende realpriser på oljeprodukter stimulerte til denne utviklingen.

9000 8000

7000 6000 5000 4000

3000 2000

1000

0 1960

1962

1964

1966

H Vannkraft

1968

1970

Hl Kjernekraft

1972

1974

1976

ttlH Naturgass

1978

1980

1982

1984

1986

1988

G Kull

Figur 2.1.1 Verdens energiforbruk, 1960-88. Mill tonn oljeekvivalenter

Av figur 2.1.2 ses at veksten i oljeforbruket de siste 30 årene har vært sterk i alle deler av verden, med unntak av Nord-Amerika. Det siste må ses i sammenheng med at olje fikk tidlig innpass som energi­ kilde i USA. En annen viktig årsak til den moderate veksten i oljefor­ bruket i dette området er framveksten av markedet for naturgass, som har kapret en betydelig del av veksten i det totale energiforbruket (se avsnitt 3.3). 49

70

Figur 2.1.2 Oljeforbruk etter geografisk område. Mill fat pr dag

2.1.1 Produksjon og reserver I hele etterkrigstiden har det vært store forskyvninger i råoljeproduksjonens fordeling på geografisk område (figur 2.1.3). I Midt-Østen tok produksjonen til å øke kraftig i begynnelsen av 1950-årene. Allerede i 1965 oversteg utvinningen i dette området oljeproduksjonen i USA, og i flere år midt på 1970-tallet ble 45-50 prosent av verdens råoljeproduksjon pumpet opp i Midt-Østen. Figuren viser også hvordan råoljeproduksjonen i Vest-Europa startet opp i 1970-årene.

Figur 2.1.3 Råoljeproduksjon etter geografisk område. Mill fat pr dag

50

Midt-Østens dominerende stilling som energileverandør framgår også av tabell 2.1.1, som gir en oversikt over de globale reserver av rå­ olje, kull og naturgass fordelt på regioner.

Gass

Olje

Nord-Amerika Latin-Amerika Midt-Østen Vest-Europa Afrika Asia, Stillehavet Sovjet Andre Sum

Kull

103 mtoe

pst

103 mtoe

pst

103 mtoe

pst

5,5 17,1 77,3 2,4 7,5 2,7 8,0 3,3 123,8

4,4 13,8 62,4 1,9 6,1 2,2 6,5 2,7 100,0

7,1 6,0 29,7 5,0 6,3 6,0 37,8 1,5 99,4

7,1 6,0 29,9 5,0 6,3 6,0 38,0 1,5 100,0

133,3 43,4 — 42,6 43,3 45,5 116,1 142,5 523,4

25,5 8,3 — 8,1 8,3 8,7 22,2 27,2 100,0

Kilde: BP Statistical Review of World Energy

Tabell 2.1.1 Reserver av råolje, naturgass og kull, 1988

Tabellen viser at de globale ressursene er ganske skjevt fordelt mel­ lom regioner. Viktige hovedtrekk er Midt-Østens dominans når det gjelder olje med hele 62 prosent av totalreservene og Sovjetunionens sterke stilling mht. naturgass med 38 prosent av reservene. Kullreser­ vene er mer jevnt fordelt på ulike regioner, men USA, Sovjetunionen og Kina skiller seg ut som de tre landene som er utstyrt med de klart største reservene.

2.1.2 Tidlige kartelldannelser Fram til tidlig på 1950-tallet ble produksjon og distribusjon av råolje på verdensmarkedet dominert av de syv selskapene Exxon, BP, Shell, Standard Oil of California, Mobil, Texaco og Gulf («de syv søstre»). De fire største av disse selskapene produserte i 1950 omlag 83 prosent av all råolje utvunnet utenfor Nord-Amerika. De «syv søstres» sterke stilling i oljemarkedet var i stor utstrekning basert på det konsesjonssy­ stemet som ble brukt for utvinning av råolje i Midt-Østen. Den vanlige modellen var at de multinasjonale oljeselskapene opprettet «konsor­ tia» som i sin tur forhandlet med nasjonalstatene om oljeleting og -ut­ vinning. Disse avtalene var gjennomgående svært gunstige for oljesel-

51

skapene; produsentlandenes rolle var stort sett å fungere som skat­ teoppkrevere og skattene var ikke høyere enn at selskapene tjente store profitter. Som eksempel kan nevnes at av en oljepris på rundt 1,80 US$ pr fat rundt 1950 på olje produsert i Midt-Østen (med kost­ nader helt nede i 0,10-0,20 US$) gikk bare ca. 0,60 US$ til produsent­ landene. Det nære forholdet mellom de store oljeselskapene på produsentsiden førte til et nært samarbeid også om markedsføring og salg til ulike markeder. Selskapene fikk følgelig en sterk stilling også i konsumentlandene. Før 1948 ble prisen på råolje basert på det såkalte «single basing point system». Dette innebar at markedsprisen ble byg­ get opp med utgangspunkt i kostnader på olje levert fra Mexico-gulfen. Denne prisen ble brukt som referansepris for all olje, også på leveranser fra Midt-Østen, selv om olje her ble produsert til femte­ delen av kostnadene i den meksikanske gulfen. Utover i 1950-årene ble «de syv søstres» dominerende stilling gradvis svekket. For det første førte de store fortjenestene ved oljeproduksjon til at land som Japan, Frankrike og Italia i begynnelsen av 1950-årene opprettet egne statlige selskaper for å delta i leting, utvinning og om­ setning av råolje og oljeprodukter. I USA ble det etablert flere nye private oljeselskaper. Disse fikk etter hvert konsesjoner på oljeutvin­ ning i land utenfor de tradisjonelle selskapenes «innflytelsesområde» (eksempelvis Nigeria og Libya). For det tredje iverksatte produsent­ landene selv flere skritt for å få bedre kontroll med sine oljereserver og sikre seg en større andel av grunnrenten ved produksjonen. Noen av landene i Midt-Østen opprettet egne nasjonale oljeselskaper. Tidlig på 1950-tallet forhandlet også produsentlandene seg fram til de såkalte 50-50-avtalene, som sikret at overskuddet i produksjonen ble delt 5050 mellom oljeselskap og vertsland.1 Utover på 1950-tallet var altså situasjonen den at landene i MidtØsten hadde bedret sin situasjon vis-a-vis oljeselskapene, og sikret seg en større andel av overskuddet ved oljeutvinning. Samtidig hadde det funnet sted en betydelig økning i reserver og produksjon av olje i nye produsentland, og dette bidro til at markedsandelen for «de syv store» sank fra hele 98 prosent i 1950 til rundt 89 prosent i 1957. Det økte til­ budet og innslaget av konkurranse i oljemarkedet førte til fallende pri­ ser. Med de nye 50-50-avtalene for skatteinnbetalinger rammet dette også produsentlandenes inntekter, og det oppsto press for å øke utvin­ ningen. Forholdene lå således tilrette for nye former for samarbeid i oljemarkedet. 1 Venezuela var først ute med en slik avtale allerede i 1949

52

2.1.3 OPEC Behovet for et nærmere samarbeid mellom produsentlandene hadde vært drøftet uformelt tidligere, og prisnedgangen og inntektsbortfallet på slutten av 1950-tallet gjorde samarbeidstanken sterkere. På et møte i Bagdad i september 1960 møttes så landene Iran, Irak, Kuwait, Saudi-Arabia og Venezuela og dannet OPEC (Organization of Petroleum Exporting Countries). I formålsparagrafen heter det at OPEC skal 1 koordinere oljepolitikken til beste for medlemslandene, og 2 tilstrebe stabilisering av oljeprisene. Etter hvert sluttet 8 andre oljeproduserende land seg til organisasjo­ nen, Qatar (1961), Indonesia og Libya (1962), Emiratene (1967), Algerie (1969), Nigeria (1971), Ecuador og Gabon (1973). Utover på 1960-tallet var OPEC aktiv på flere områder. Det ble gjort visse framstøt for å nasjonalisere oljeindustrien, men selskapenes posisjon ble ikke svekket i vesentlig grad før etter 1970. Koordinerin­ gen av landenes produksjon viste seg også å være vanskelig; fastsatte grenser for vekstrater i landenes råoljeutvinning ble ofte overskredet. Et tredje viktig felt for OPEC var gjennomføring av skatteendringer, og på dette punktet hadde organisasjonen betydelig framgang allerede de første årene. I forhandlinger med selskapene fikk OPEC gjennom­ slag for at skattebetalingene i 50-50-avtalene skulle baseres på en så­ kalt «tax reference price». Denne ble fastsatt ved forhandlinger mel­ lom produsentland og selskap. Mens markedsprisen for råolje fortsatte å synke utover i 1960-årene, lå denne avregningsprisen for skatteinnbetalinger tilnærmet fast. De oljeproduserende landene omgikk på denne måten et stykke på vei problemet med fallende priser og inntek­ ter. OPEC tok også tidlig mål av seg til å bli en viktig politisk maktfak­ tor, og spesielt begivenheter i Midt-Østen skulle få avgjørende konse­ kvenser for oljemarkedet utover på 1960- og 1970-tallet. Etter 6-dagers-krigen med Israel i 1967, som førte til at arabiske områder ble okkupert, ble de oljeproduserende araberlandene lagt under hardt press fra den arabiske verden for å bruke råoljeforsyningen som press­ middel mot Israel og USA. Suez-kanalen ble stengt for gjennomfart­ strafikk. For ytterligere å styrke det arabiske samarbeidet på oljesiden ble OAPEC (Organization of Arab Petroleum Exporting Countries) dannet i 1968. Boikottforsøk mot den vestlige verden fikk imidlertid i første omgang liten effekt.

53

Markedsutviklingen mot slutten av 1960-årene, med sterk vekst i etterspørselen, særlig i USA, førte til at de oljeeksporterende landene styrket sin stilling. Stengningen av Suez-kanalen i 1967 og sabotasje mot den trans-arabiske rørledningen bidro til sterk økning i fraktratene på oljetransport fra Gulfområdet til Europa. En konsekvens av dette var at oljeleveranser fra Libya fikk økt lønnsomhet. De libyske radi­ kale lederne, som hadde kommet til makten i 1969, forlangte økninger i avregningsprisen, og satte makt bak kravene ved å true med nasjona­ lisering og kutt i produksjonen. Libyas forhandlingssituasjon var sterk fordi mange uavhengige oljeselskaper hadde etablert seg i landet og blitt avhengig av aktiviteten der. Selskapene bøyde derfor raskt av for de nye skattekravene. OPEC-landene fikk nå «blod på tann», og i den såkalte Tripoliavtalen i 1971 forhandlet de seg fram til økninger i av­ regningspris og skattesatser. Tiltakende inflasjon i OECD-området førte imidlertid til at denne avtalen raskt ble undergravd, og i oktober 1973 møtte OPEC-landene i Gulfområdet oljeselskapene med krav om at «tax reference price» skulle heves fra 3,01 US$ til 5,12 US$ pr. fat. Før disse forhandlingene var sluttført brøt det ut krig mellom Israel og Egypt/Syria (Yom Kippur-krigen). Dette førte umiddelbart til press i araberverdenen om å gjennomføre oljeboikott mot USA og Vest-Eu­ ropa. Trass i gjentatte erklæringer om kraftige nedskæringer i produk­ sjonen, ble den faktiske reduksjonen i tilbudet av råolje forholdsvis beskjeden (ca. 1 prosent på årsbasis fra 1973 til 1974). På kort sikt er imidlertid etterspørselen etter råolje forholdsvis uelastisk, noe som betyr at selv små reduksjoner i tilbudet kan innebære kraftige endringer i markedsprisen. I den aktuelle situasjonen skapte også erklærin­ gene om oljeboikott av enkelte forbruksland forventninger om prisju­ steringer oppover, og det ble forberedt rasjoneringsordninger i flere land. Utover høsten 1973 viste prisene på spotmarkedene sterk vekst, og på et møte i Teheran i desember samme år vedtok OPEC å heve den offisielle avregningsprisen til hele 11,65 US$ pr. fat. Med dette hadde prisene blitt nesten firedoblet på få måneder.

2.1.4 Fra OPEC I til OPEC II Begivenhetene på oljemarkedet like før og etter 1973 førte til at olje­ industrien i OPEC-området i realiteten ble nasjonalisert (Algerie hadde gått til dette skritt allerede i 1971). Selv om det varte noen år før enkelte land formelt fikk kontroll over sine oljekilder, er det rimelig å hevde at i 1973/1974 var eiendoms- og disposisjonsrettighetene til råoljekildene i disse landene de facto overført fra de multinasjonale sel­

54

skapene til vertslandene. Dette skiftet i eiendomsforholdene medførte endringer i OPECs politikk og markedsstrategi. Framfor å konsentrere seg om utformingen av skattereglene, var det etter 1973 naturlig for organisasjonen å søke å koordinere og om nødvendig innskrenke pro­ duksjonen for å øke sine inntekter. I årene etter 1973 gjennomførte da også OPEC konkrete tiltak for å begrense produksjonen, også etter at den formelle produksjonsbegrensningen ble opphevet i 1974. Råolje­ prisen utover i 1970-årene økte imidlertid bare svakt, og mange obser­ vatører hevder at OPECs ambisjon i denne perioden i første rekke var å støtte opp under det nye, høyere prisnivået i markedet. Den moderate prisutviklingen kan også ses i lys av at landene i OPEC hadde vanskeligheter om å enes om en felles pris- og produksjonsspolitikk. Mens for eksempel Saudi-Arabia kuttet kraftig ned på sitt tilbud av råolje i 1975, økte samtidig produksjonen i Irak betydelig. Senere, rundt 1977, endret Saudi-Arabia strategi, oppga sitt tidligere selvpålagte produksjonstak, og fram mot 1980 økte landet sin andel av samlet OPEC-produksjon betydelig, på bekostning av de andre med­ lemslandene. Heller ikke på prissiden var det noen samlet opptreden i OPEC i disse årene. Saudi-Arabia var gjennomgående mer moderat med hensyn til nye prisøkninger enn andre toneangivende land som Iran, Irak og Libya. I perioder utviklet det seg et system med rabatt­ ordninger, som i realiteten innbar priser under de offisielle OPEC-prisene. Markedsutviklingen etter OPEC I var preget av en klart dempet vekst i etterspørselen etter oljeprodukter i forhold til tendensen i 1960årene, se figur 2.1.2. Høyere energipriser og nedgang i verdensøkono­ mien førte til et fall i det totale oljeforbruket i OECD-området i 197475, og selv rundt 1980 lå samlet oljeforbruk utenfor sentralstyrte økonomier bare vel 5 prosent over nivået fra før oljeprissjokket. På til­ budssiden var det grunn til å vente at prishoppet i 1973 skulle føre til utvidet oljeleting og -produksjon i områder utenfor OPEC-landene. Som vist i figur 2.1.3, skjedde dette også i et visst omfang fram mot 1978/79, men det var først etter at oljemarkedet hadde opplevd et nytt kraftig prishopp at det virkelig ble fart i oljeboring og -utvinning fra nye områder. På samme måte som ved OPEC I var det politiske begivenheter som skulle utløse en ny kraftig økning i råoljeprisen. Den iranske revolu­ sjonen mot slutten av 1978 førte til at landets produksjon i 1979 ble redusert med drøyt 40 prosent (fra 5,2 mill fat pr dag) i forhold til fore­ gående år. Som en følge av krigen med Irak ble produksjonen i begge landene redusert ytterligere i 1980. I løpet av 1979-80 steg prisene i 55

flere etapper fra rundt 12 US$ til over 32 US$ pr fat (offisielle salgspri­ ser - spotprisen nådde enda høyere). Til tross for at enkelte av de andre landene kompenserte for produksjonsbortfallet, fortsatte presset på prisene i 1981, og på spotmarkedet nådde de helt opp i 40 US$. Den offisielle salgsprisen på OPEC-olje ble også justert opp til 36 US$. På mange måter var prishoppene under OPEC II i 1979/80 i enda sterkere grad enn under OPEC I bestemt av disse politiske forholdene og kort­ siktige markedsreaksjoner. Utviklingen var imidlertid i mindre grad forenlig med underliggende økonomiske forhold enn tilfellet var for OPEC I. Fram mot 1978/79 hadde som nevnt etterspørselen flatet noe ut sammenliknet med tidligere perioder, og det var tegn til økende til­ bud av olje utenfor OPEC-området. Enkelte analytikere (se f.eks. Adelman, 1982) hevder at prisutslagene denne gangen var mer bevisst styrt av sentrale land innenfor OPEC, og påpeker blant annet det for­ hold at Saudi-Arabia under de mest intense urolighetene i Iran tidlig i 1979 foretok en innskrenkning i sin produksjon fra over 10 mill fat til ca. 8 mill fat pr dag. Som vi skal diskutere nærmere i avsnitt 2.2.4, eksisterer det ulike syn på hva slags motiver og strategiske overveielser som har ligget, og fortsatt ligger til grunn for atferden i OPEC-landene.

2.1.5 Utviklingen i oljemarkedet 1980 - 1989 De første årene på 1980-tallet gikk verdensøkonomien igjen inn i en lavkonjunktur, dels som en følge av det siste oljeprissjokket. Samtidig hadde oljeprisøkningene på 1970-tallet for alvor satt fart i reaksjonene på etterspørselssiden. Utviklingen var nå preget både av prosesser for å erstatte oljeprodukter med andre energibærere og tendenser til stag­ nasjon eller nedgang i totalt energiforbruk. I OECD-området gikk for­ bruket av oljeprodukter ned med 17 prosent fra 1979 til 1982, mens samlet BNP for disse landene økte med rundt 2,5 prosent. I u-landene fortsatte oljeforbruket å øke, men i et noe langsommere tempo enn på 1970-tallet. Som andel av totalt energiforbruk i verden, sank oljefor­ bruket fra rundt 47 prosent i 1973, til ca 40 prosent i 1982 og videre til i underkant av 38 prosent i 1988 (figur 2.1.1). OPECs hovedstrategi i første halvdel av 1980-årene var å forsvare det høye prisnivået på råolje. Tilpasningen på etterspørselssiden skulle imidlertid etter hvert gjøre dette problematisk. Situasjonen for OPEC ble ytterligere vanskeliggjort ved at det i annen halvdel av 1970-årene og utover på 1980-tallet fant sted en sterk økning i tilbudet av råolje fra land utenfor OPEC. De høye oljeprisene hadde gjort det lønnsomt å 56

bygge ut felt selv i områder med høye produksjonskostnader. Leteakti­ viteten skjøt også fart, og flere nye oljekilder ble kartlagt og gradvis satt i produksjon. Mens samlet produksjon utenfor OPEC lå forholds­ vis jevnt omkring 16 mill fat pr dag i første halvdel av 1970-årene, økte dagsproduksjonen med rundt 1 mill fat årlig i perioden 1976-1985. En stor andel av denne produksjonsveksten stammet fra Nordsjøen, Mexico og Alaska. Etter hvert som tilbudet økte i en rekke land utover på 1980-tallet og etterspørselen totalt sett stagnerte, oppsto et press nedover på prisene. For å støtte opp under en pris på noe over 30 US$ pr fat måtte OPEC stadig redusere sin produksjon; samlet sank denne fra 31 mill fat pr dag i 1979 til ca. 17 mill fat pr dag i 1985. Men selv kraftige produk­ sjonsbegrensninger fra OPECs side var ikke tilstrekkelig til å holde oppe prisnivået fra 1980, og råoljeprisen sank gradvis - først spotprisen og etter hvert også de offisielle salgsprisene, jfr. figur 2.1.4.

— Oljepris-LØP

— Oljepris-FAST

Figur 2.1.4 Prisutviklingen på råolje, i løpende og faste (1988-) US$

Innen OPEC var det i første rekke Saudi-Arabia som hadde påtatt seg rollen som svingprodusent og følgelig innskrenket sitt tilbud av olje på 1980-tallet. I løpet av 1985 kom dagsproduksjonen i dette landet helt ned i 2 mill fat, bare en fjerdedel av produksjonen rundt 1980. Situasjonen for Saudi-Arabia ble etter hvert uholdbar, både i forhold til landets inntektsbehov og for dets posisjon innen OPEC. Mottrekket som ble innført høsten 1985 var oppgivelse av forsvaret av de offisielle salgsprisene, og innføringen av en ny markedsstrategi for kamp om

57

markedsandeler. Råoljeleveranser fra Saudi-Arabia ble tilbudt på så­ kalte «netback-avtaler», som knyttet kontraktsprisen til prisutviklingen på produktsiden. Resultatet av denne endrede strategien var et drama­ tisk fall i råoljeprisen vinteren 1986, til helt ned i 10 US$ pr fat somme­ ren 1986. I løpet av høsten 1986 ble OPEC-landene enige om å gå tilbake til et system med kvoter og offisielle salgspriser. Prisene tok seg etter dette opp igjen og lå forholdsvis stabilt i intervallet 15-18 US$ pr fat gjen­ nom store deler av 1987. For mange av OPEC-landene innebar de nye, lavere prisene store økonomiske problemer. Flere fikk oppleve under­ skudd både i handelen med utlandet og i offentlige budsjetter. Som en følge av dette har det i de siste par årene på ny åpenbart seg indre uenighet i OPEC omkring produksjonskvoter og prisstrategi. Spesielt i 1988 var det mange indikasjoner på at flere av landene overskred sine avtalte kvoter ganske betydelig, med fallende priser som resultat. Nye forhandlinger og avtalte produksjonstak blant OPEC-landene, spe­ sielle tiltak for å skjære ned produksjonen blant andre oljeproduse­ rende land og tegn til tiltakende etterspørsel etter oljeprodukter har fram til sommeren 1989 bidratt til at råoljeprisen har tatt seg noe opp igjen, til rundt 17-18 US$ pr fat. Et interesssant trekk ved raoljemarkedet de siste årene er klare tegn til samarbeid mellom OPEC og flere andre oljeproduserende land. Kontakt med OPEC har lenge vært en viktig del av oljepolitikken for land som Mexico, Egypt og Oman. Det kraftige oljeprisfallet vinteren 1986 skapte store problemer for land som er avhengige av store olje­ inntekter. Etter dette har også andre oljeproduserende land, både enkeltvis og i grupper, signalisert interesse for et nærmere samarbeid med OPEC med sikte på å stabilisere prisutviklingen i oljemarkedet. Norge har siden februar 1987 praktisert en selvpålagt restriksjon å redusere råoljeproduksjonen med 7,5 prosent i forhold, til kapasite­ ten.2 Utover i 1988 tok initiativene og tiltakene fra ikke-OPEC-produsenter mer koordinerte og organiserte former. På et møte i mars 1988 ble en gruppe ikke-OPEC-produsenter (kalt IPEC, «Independent Oil Ex­ porting Countries», PIW (1989a)) enige om å kutte ned på sin produk­ sjon med 5 prosent, forutsatt at dette ble møtt med tilsvarende tiltak fra OPECs side. OPEC på sin side var ikke rede til å imøtekomme dette ønsket umiddelbart, men en prosess mot en sterkere koordine­ 2 Regjeringen har i juli 1990 vedtatt å oppheve denne begrensningen på oljeproduksjo-

58

ring av oljeproduksjonen mellom flere grupper oljeprodusenter var innledet. Etter en lang periode med overproduksjon og synkende pri­ ser ble så OPEC i november 1988 enige om en avtale for å kutte ned på sin oljeproduksjon. IPEC-landene møttes igjen i januar 1989 sam­ men med representanter for Sovjetunionen, og de ble raskt enige om å anbefale sine regjeringer å redusere eksporten av råolje. I løpet av feb­ ruar og mars 1989 foretok Kina, Egypt, Malaysia, Mexico, Brunei, Sovjetunionen og Oman reduksjoner på rundt 5 prosent i sin oljepro­ duksjon. I de kontaktene som har vært mellom OPEC og de uavhengige olje­ produsentene har formålet vært å stabilisere råoljeprisen på et nivå rundt 18 US$/fat. Tiltakene så langt kan sies å ha vært vellykkede, selv om prisene de siste par årene har svingt mellom 11-12 og over 20 US$/ fat. Hva som er de langsiktige virkningene av disse hendelsene, er imidlertid et åpent spørsmål. Vi vil vende tilbake til denne problemstil­ lingen i avsnitt 2.4 nedenfor.

2.2 Teorier for oljemarkedet I dette avsnittet skal vi drøfte teorier og modeller for det internasjo­ nale råoljemarkedet. Spennvidden i de teoriretningene som har vært stilt opp for å forklare utviklingen på oljemarkedet er stor, fra formali­ serte økonomiske modeller som forutsetter rasjonell atferd med «perfect foresight» hos alle aktører, til teorier dominert av politiske og reli­ giøse aspekter. I det følgende skal vi konsentrere oss om hvordan vi kan analysere utviklingen på råoljemarkedet ut fra økonomisk teori. Fortsatt foreligger det imidlertid en rekke forskjellige teoretiske modellrammer å velge mellom. Disse atskiller seg fra hverandre med hen­ syn til ulike antakelser om teknologiske og atfersdmessige forhold i markedet. Det bør imidlertid bemerkes at de ulike teoriretningene ikke nødvendigvis står i motstrid til hverandre; hver for seg kan de vektlegge ulike aspekter ved oljemarkedet, og således gi fragmenter til en helhetlig forståelse av atferden. Blant mange forhold som er av betydning ved en teoretisk drøfting av markedsutviklingen for råolje, er det særlig tre som bør framheves.

(i) For det første er råolje en ikke-fornybar (tømbar) naturressurs. Uttaket av ressursen er følgelig tidsbegrenset, noe som gjør det særlig viktig å analysere utviklingen over flere perioder i sammen­ 59

heng (dynamisk modell). Tilpasningen innenfor denne typen mar­ keder er grundig analysert i økonomisk teori, og bygger på arbei­ der helt tilbake til Gray (1914) og Hotelling (1931). Som vi skal komme tilbake til, er det imidlertid delte meninger om relevansen av denne teorien når det gjelder å analysere den aktuelle utviklin­ gen på oljemarkedet. (ii) Et annet avgjørende aspekt en må ta standpunkt til ved modelle­ ring av oljemarkedet er spørsmålet om strategisk atferd på produsentsiden. Råoljeforekomstene er lokalisert til avgrensede geogra­ fiske områder, der eiendomsretten som oftest tilhører nasjonal­ stater. Det er derfor ikke «fres entry» for nye produsenter. Som vi redegjorde for i avsnittet ovenfor, forteller da også «oljehistorien» om hvordan sterke produsentgrupper alltid har hatt mer eller mindre kontroll over uttapping og omsetning av råolje, og således hatt sterk innflytelse over markedsutviklingen. De siste 20 årene har OPEC og spesielt landene i Midt-Østen hatt en dominerende posisjon i markedet. På grunn av de store oljereservene i dette området er det grunn til å anta at denne situasjonen vil vedvare i flere tiår. Antagelser om OPECs atferd blir derfor svært viktig når en skal analysere oljemarkedet. Opptrer de samlet som et rasjo­ nelt, profittmaksimerende kartell, eller «dras» organisasjonen i flere retninger på grunn av sterke indre motsetninger? Er det lang­ siktige, strategiske vurderinger som ligger til grunn for beslutnin­ ger, eller er det kortsiktige inntektsbehov som bestemmer produksjonspolitikken? Dette er spørsmål vi skal komme tilbake til nedenfor. (ni) Tradisjonelt har oljeproduksjon og -salg gitt rettighetshavere og oljeselskaper store økonomiske overskudd, en oljerente. En kilde til slike overskudd kan som nevnt i avsnitt E2, være begrensninger i ressursgrunnlaget, som gir opphav til en såkalt ressursrente. Oligopolistisk atferd i markedet kan presse prisene ytterligere opp over det fri konkurranse tilsier, og gi produsentene en monopolrente. En tredje kilde til overskudd stammer fra kostnadsforhol­ dene i oljeutvinning. I likhet med annen produksjonsvirksomhet som er avhengig av ressursgrunnlaget, er det avtakende utbytte med hensyn til skalaen i produksjonen, som innebærer at med en «riktig» utbyggingsrekkefølge vil det oppstå en differensialrente i allerede utbygde felt. Normalt vil en ha avtakende skalautbytte innenfor hvert enkelt felt fordi en ved produksjonsøkninger stadig må «ut på dypere vann». Dessuten varierer kostnadsforholdene betydelig mellom de ulike utbyggingsområdene i verden. De bil60

ligste feltene finnes i Midt-Østen, med enhetskostnader helt ned i 1-2 US$ pr fat, mens for eksempel Nordsjøen hører med til de dyrere utbyggingsområdene, med typiske gjennomsnittlige kost­ nader i intervallet 10-20 US$ pr fat. Hvis da oljeprisen er på nivå med gjennomsnittkostnaden i Nordsjøen, vil produsentene i dette området bare såvidt gå i balanse, mens det i Midt-Østen vil kunne høstes en betydelig grunnrente, utelukkende på grunn av kost­ nadsforskjellene.

2.2.1 Formuesforvaltning og Hotellings regel Det sentrale utgangspunktet for den teoribygningen som ble presist formulert av Harold Hotelling i 1931, er at en naturressurs som forelig­ ger i en gitt mengde, kan betraktes som en formuesbeholdning. For en ressurseier kan disponeringen av denne formuen etter teorien analyse­ res som et tradisjonelt porteføljevalg, hvor formuesbeholdningen søkes plassert slik at den totalt sett gir høyest mulig avkastning. En av de første som kom med en presis drøfting av dette problemet var Gray (1914), som studerte hvordan en gruveeier som sto overfor en gitt pris, burde innrette seg for å maksimere fortjenesten på ressursen. Som en forenklet betraktning, har en slik ressurseier to mulige formuesplas­ seringer: 1) Ressursen kan tappes ut og plasseres i finansielle fordrin­ ger til en rente lik r.3 2) Alternativt kan produsenten utsette utvinnin­ gen til senere perioder. Avkastningen på denne «plasseringen» er gitt ved stigningsraten for nettoprisen på ressursen dvs prisen fratrukket marginale utvinningskostnader. En profittmaksimerende produsent vil søke å oppnå likhet mellom disse to formene for avkastning. Uttapping krever at renten er større eller lik vekstraten for nettoprisen. Hvis der­ imot nettoprisen forventes å stige med en rate større enn renten, vil ut­ vinning bli utsatt. Hotellings sentrale bidrag var en analyse av likevekten i markeder for ikke-fornybare ressurser. Med dette forstås ikke bare en betingelse om at tilbud skal være lik etterspørselen på et enkelt tidspunkt; for en endelig ressurs blir spørsmålet om dynamisk likevekt essensielt. Hvis ressursvaren ikke har noe alternativ i produksjon eller konsum (dvs. at det ikke eksisterer noe perfekt substitutt), må uttaket av ressursen strekke seg over hele planleggingshorisonten. Med utgangspunkt i den korte beskrivelsen ovenfor av valg­ situasjonen for en ressurseier, er det intuitivt klart at dynamisk like­ 3 I det enkleste tilfellet kan renten forutsettes kjent og konstant over tid.

61

vekt krever lik avkastning på ulike plasseringer i formuesmarkedet. Hvis ikke det er slik, vil det eksistere arbitrasjemuligheter, ved at en investor kan høste en fortjeneste simpelthen ved å omplassere for­ muen. Skal en investor være indifferent mellom å tappe ut råolje, sette pengene i banken eller investere i andre prosjekter, betyr dette spesielt at nettoprisen på ethvert tidspunkt må stige med en rate lik renten. Dette er den såkalte Hotellingregelen for likevektsprisbanen for en endehg naturressurs. Hvis p angir nettoprisen, dvs. prisen på råolje minus marginale produksjonskostnader, kan betingelsen uttrykkes på følgende måte:4

hvor p angir prisendringen pr tidsenhet for nettoprisen for råolje.5 Endnngsraten for nettoprisen langs likevektsbanen er altså gitt ved (2.1). For at en skal ha oppfylt betingelsen om dynamisk likevekt må i tillegg prisnivået være akkurat passe høyt, dvs slik at etterspørselen «summert» over tidshorisonten akkurat balanserer mot den gitte be­ holdningen. La oss et øyeblikk se bort fra utvinningskostnader, og la x(p) angi samlet etterspørsel etter råolje og So den gitte beholdningen av ressursen. Formelt krever dynamisk likevekt at T

(2.2)

J X (poert) dt = So

Denne betingelsen bestemmer initialprisen p0, og supplert med (2.1) er dermed hele likevektsbanen fastlagt. Den tilhørende uttappingsprofilen finnes ved innsetting i etterspørselsfunksjonen. Den dynamiske tilpasningen er illustrert i figur 2.2.1. Det er viktig å merke seg hva disse likevektsbetingelsene uttrykker. Det Hotelling viste var at likevekt kan eksistere. Teorien kan også be­ traktes som en normativ teoribygning, som peker på hva som kjenne­ tegner en optimal pris- og uttappingstakt for en naturressurs. Den sier derimot ikke noe om hvordan denne likevekten etableres, eventuelt 4 .Bet\n8.ezlsfn r. Mar­ kedslikevekten beskrives ved en prisutvikling som ligger lavere intialt enn konkurranseprisbanen, men som stiger raskere over tid. Et problematisk trekk ved en slik tidsutvikling er at det åpner for spekulasjon med oljeleveranser; det vil være lønnsomt for ledd i handelskjeden å holde lagre av råolje (etter at den uttappet). c) £ øker med p. Den resulterende prisbanen er nå karakterisert ved at p/p < r, dvs. at ressursprisen stiger langsommere enn renten. Prisen ligger over prisbanen under fri konkurranse i en tidlig periode, men er lavere mot slutten. Dette gir en langsommere uttapping av ressurs­ beholdningen, derfor uttrykket fra litteraturen om at «the monopolist is the conservationists’ best friend». Tilpasningen er illu­ strert i figur 2.2.3. Intuitivt kan denne likevekten forklares på føl­ gende måte: den lavere prisfølsomheten tidlig i produksjonsperio­ den motiverer monopolisten til å ta ut en relativt høy pris (i for­ hold til under fri konkurranse). Etter hvert som prisfølsomheten øker (med økende pris) er det forholdsvis mer å tape på å presse prisen. Hele tiden må imidlertid prisstigningen på ressursen balan­ seres mot avkastningen på alternative plasseringer. Dette siste tilfellet anses ofte som den «normale» formen på etterspørselsfunksjonen; elastisiteten (i tallverdi) avtar med kvantum fordi etterspørselen nærmer seg metning. Det er verdt å merke seg at med konstante utvinningskostnader vil også tilfelle a) gi

p/p < r

Også under ulike former for ufullkommen konkurranse blir tilpasnin­ gen påvirket av eksistensen av en back-stop-teknologi. Som ovenfor antas at substituttvaren tilbys av uavhengige produsenter til pris hk (en konstant) enhetskostnad. For å ha et interessant tilfelle, må denne back-stop-prisen ligge over enhetskostnaden ved ressursproduksjonen. 71

En flat gjennomsnittskostnad for substituttvaren virker som et «pristak>> pa tilpasningen. Vi så ovenfor at en slik restriksjon i et perfekt konkurransemarked presser prisbanen nedover. I monopoltilfellet be­ høver ikke dette være tilfelle. Tvert imot kan det vises at innføring av en back-stop-pns ved monopol vil kunne gi en høyere prisbane i en tid­ ig fase av ressursuttappingen. Tilpasningen i monopoltilfellet er illu­ strert i figur 2.2.4.8 I en tidlig fase ([0,^]), vil markedslikevekt være karakterisert ved at grensemntekten (netto) stiger da med rate lik renten, dvs. at (2.9) ovenfor gjelder. Fra og med Tj er prisen låst til enhetskostnaden for oack-stop-varen, og ressurseieren fortsetter å forsyne markedet inntil reservoaret er tømt, ved T2. Fra og med dette tidspunktet overtar subs ituttvareprodusentene hele markedet. Det kan umiddelbart virke overraskende at eksistensen av «konkurranse» fra et perfekt substitutt leder monopohsten til å heve prisbanen for ressursen. Bakgrunnen er imidlertid nettopp at produsenten står overfor en absolutt skranke på 8 «nHoei7i9r7eSranSe S°m dFØfter rnonoPolt^Pasn’ng i et marked med en substituttvare vi iiuci (ly/o).

72

p

Figur 2.2.4 Monopoltilpasning med «back-stop»-teknologi

prisutviklingen. Monopolisten kompenserer for dette pristaket ved å sette prisen høyere i en initial periode. Det internasjonale råoljemarkedet kan neppe karakteriseres som noe rent monopolmarked, selv om multinasjonale selskaper og OPEC i perioder har preget utviklingen i betydelig grad. Følgelig er det behov for å studere markedsformer som ligger mellom monopoltilfellet og fri konkurranse — dvs. oligopoltilpasning. Dette betyr at det er flere aktø­ rer (tilbydere) i markedet. Antallet er likevel såpass begrenset at den enkeltes handling påvirker markedsutviklingen, noe de enkelte aktø­ rene er fullt klar over. Flere forskjellige oligopolmodeller er drøftet i litteraturen med utgangspunkt i teorien for ikke fornybare ressurser. En grunnleggende vanskelighet er at det er et utall spesifikasjoner å velge mellom, både når det gjelder gruppering av aktører, produsente­ nes strategi og likevektsbegreper. Et sett med modeller er basert på så­ kalt Nash-likevekt. Hver ressurseier velger en utvinningsprofil gitt an­ takelser om uttaksprofilene for øvrige produsenter. Alle aktørene har 73

rasjonelle forventninger og kjenner andres produksjons- og kostnads­ struktur samt etterspørselsforholdene i markedet. Det kan vises at markedstilpasningen leder til et sett med likevektsbetingelser som for hver produsent fordrer likhet mellom vekstraten for grenseinntekten og avkastningen på alternative plasseringer, altså en generalisering av (2.9). En drøfting av likevektsbanen for ressursprisen blir helt parallell til monopoltilfellet, men et større antall produsenter innebærer at pris­ banen ligger nærmere banen under frikonkurranse. Et problematisk trekk ved «Nash-modellen» brukt på dagens olje­ marked er den symmetriske behandlingen av antall produsenter, og at løsningen er ikke-kooperativ, noe som synes å stride mot det som kan observeres i markedet. Mer rimelig kan synes en modellramme hvor markedet domineres av et stort kartell (OPEC), som imidlertid ikke har «fritt spillerom» fordi det finnes en konkurransefløy av andre «uav­ hengige» tilbydere i markedet. Et analyseopplegg som kan passe til en shk markedsorganisering, er den såkalte «Stackelberg-modellen». Likevektsløsnmgen innebærer en bestemt beslutningsrekkefølge mellom de ulike aktørene i markedet. Kartellet varsler først sine handlinger, idet de tar hensyn til fløyens reaksjonsmønster. «Fløy-produsentene» tilpasser seg som pristakere gitt kartellets beslutninger. Kartellet vet at i perioder hvor fløyprodusentene også produserer, vil prisutviklingen være «bundet opp» av Hotelling-regelen. Det kan vises at under visse betingelser vil likevekt i et slikt marked innebære at fløy-produsentene tømmer sine reserver først. I tilfellet med konstante enhetskostnader gjelder dette dersom kostnadene for kartellet ikke er «vesentlig høyere» enn for fløyprodusenten. Kartellets tilpasning består da i å av­ veie lav imtialpns (som følge av å «slippe til» de andre produsentene ti hg), mot fordelen av senere å komme i monopolsituasjon. I perio­ den hvor fløyen produserer, vil prisutviklingen på olje være bundet av Hotelling-regelen. Dette gjelder også for kartellet (hvis det tilbyr olje parallelt med fløyprodusentene), som imidlertid justerer sin produk­ sjon shk at grenseinntekten også vokser med en rate lik rentesatsen. Til slutt i dette avsnittet skal vi komme med noen merknader om dynamiske spillmodeller. Selv om de to oligopolmodellene nevnt oven­ for beskrev tilpasninger over tid, var selve spillet rent statisk. Hand­ lingsmønsteret til de ulike aktørene i markedet ble beregnet «en gang or alle» på initialtidspunktet (såkalte «open loop»-strategier). Det vik­ tige aspektet som dermed overses, er mulighetene for sanksjoner og re­ viderte beslutninger. I et dynamisk spillteoretisk opplegg vil handlin­ gene til aktørene måtte beskrives som strategier. Dette innebærer at en kan utsette beslutninger «til de må fattes», og følgelig at dette da skjer 74

på basis av den til enhver tid tilgjengelige informasjon. Anvendelse av slike eksplisitte dynamiske spillmodeller på oljemarkedet vil kvalitativt kunne endre likevektsløsningene. En mulig konsekvens er at det opp­ står kamp om markedsandeler, som igjen kan motivere til å foreta stra­ tegiske investeringer. Grunnen til dette er nettopp at aktørene «tenker flere skritt framover», og spesielt vurderer om man skal foreta nye be­ slutninger på senere tidspunkter («hvis ikke vi investerer nå, vil andre gå inn og kapre markedsandel»). Det kan også nevnes at løsningen som ble antydet for «Stackelberg-modellen» ovenfor, er problematisk i tilfeller der en åpner for strategitenkning og gjentatte beslutninger. I situasjoner hvor Stackelberg-løsningen («open loop») innebærer at fløyprodusenten tapper ut sin beholdning først, vil generelt kartellet ha et incentiv til å avvike den planen som «proklameres» og som fløypro­ dusenten tilpasser seg til. Dette forholdet, kan en hevde, vil gjennom­ skues av fløy-produsenten, og uten bindende kontrakter er dermed Stackelberg-løsningen ikke troverdig. I litteraturen kalles dette proble­ met dynamisk inkonsistens, se for eksempel Newbery (1989). Proble­ met oppstår typisk i modeller der minst en «spiller» har markedsmakt, og hvor det samtidig eksisterer aktører som handler «ikke-strategisk», som fløy-produsentene i Stackelberg-modellen. Hvis alle aktørene til­ passer seg med fleksible strategier, unngår en problemet med dyna­ misk inkonsistens. Alt i alt understreker drøftingen ovenfor at det er en rekke problemer knyttet til «Hotelling-teorien» som deskriptiv teoribygning. Den gir derfor ikke nødvendigvis noen god beskrivelse av faktiske prisbevegelser i råoljemarkedet. Dette betyr derimot ikke at den behøver å være helt uten forklaringskraft. Det kan hevdes at en markedsmodell basert på perfekt konkurranse setter «umulige» krav til intertemporal like­ vekt. Derimot kan det være et større innslag av realisme i modeller med ufullkommen konkurranse, idet det er mer rimelig å anta at et lite antall aktører tenker «dynamisk» og «strategisk». Det sentrale elementet i teorien er ressursknapphet og den virkning dette har for markedet. Bevisstheten om dette kan påvirke markedsut­ viklingen i betydelig grad, uten at utviklingen for pris og ressursuttapping følger så pene og glatte baner som foreskrives av læreboksmodeller. Flere observatører har argumentert med at en allmenn oppfatning av knapphet på råolje i begynnelsen av 1970-årene var en viktig forut­ setning for de prishoppene som fant sted i dette tiåret. Prisøkningene stimulerte imdlertid til oljeleting i nye områder, og satte i gang substitusjon på etterspørselssiden. Samtidig skjedde det endringer i de gene75

reile, økonomiske omgivelsene i verden; svakere økonomisk vekst på­ virket renter og krav til avkastning på investeringer. I dag synes ikke knapphet på råolje å være noen effektiv skranke for markedsutviklin­ gen, i alle fall ikke på kort og mellomlang sikt. Etter noen år med lave priser er det imidlertid tegn til at etterspørselen etter oljeprodukter er økende igjen. Som vi skal se nærmere på i avsnitt 2.3, er veksten i olje­ forbruket i u-landene av spesiell interesse i denne sammenheng. Her er markedene åpenbart ikke «mettet» på samme måte som i den indu­ strialiserte verden. Alt i alt bør en ikke utelukke at en bevissthet om ressursknapphet igjen vil være med å prege utviklingen i råoljemarke­ det. Det er verdt å merke seg at likevektsbanene som beskrives av teo­ rien avhenger essensielt av en rekke sentrale størrelser. Det vil herske usikkerhet omkring disse, og skift i ulike anslag eller forventninger vil påvirke utviklingen i betydelig grad. En lavere rente vil trekke i retning av en flatere prisbane. Endringer i anslag på ressursgrunnlaget vil helt kunne endre oppfatningene om knappheten. Med de klare former for ufullkommen konkurranse i råoljemarkedet som eksisterer, har vi sett at også elastisiteten i etterspørselen, og dermed endringer i denne spil­ ler inn. Sist, men ikke minst, vil den teknologiske utviklingen kunne bevirke sterke skiftninger i markedstilpasningen, enten gjennom nye substituttprodukter eller i form av nye teknikker i leting eller utvin­ ning.

2.2.4 Nærmere om teorier for OPECs atferd Den største svakheten ved teorien for ikke-fornybare ressurser som en deskriptiv markedsteori, er nok behandlingen av tilbudssiden i olje­ markedet. Et hovedelement i de ulike variantene av Hotelling-teorier er eksistensen av rasjonell, optimaliserende atferd hos de ulike aktø­ rene i markedet. Mange analytikere og observatører av oljemarkedet har påpekt at spesielt OPECs atferd ikke kan beskrives særlig tref­ fende innenfor en slik stram modellramme. For det første er det mange indikasjoner på at OPEC ikke fungerer eller har fungert som noe effektivt kartell. Organisasjonen består av en rekke temmelig uensartede land, med ulike interesser, politisk, økonomisk og religiøst. For det andre består oljemarkedet etter hvert av et stort antall aktører. Usikkerheten i markedsforholdene, også for OPEC, er derfor stor, og problemer med informasjon, forventninger, spekulasjonsmotiverte transaksjoner og uventede tiltak gjør seg stadig gjeldende. Moran (1982) uttrykker det slik: «In short, the idea of economic rationality 76

and the pursuit of economic self-interest have not been able to play the role of precise guide to, or constraint on, the determination of OPEC oil policy.» Vi skal i det følgende skissere elementer fra andre «modeller» og teorier som har vært vært foreslått som beskrivelse av tilbudssiden i oljemarkedet, med hovedvekten på OPECs tilpasning. I forhold til «Hotelling-modeller» representerer disse kun bruddstykker av en hel­ hetlig teori. Og mens førstnevnte først og fremst sier noe om den lang­ siktige utviklingen i oljemarkedet, legger modellene nedenfor mer vekt på å beskrive aktuelle trekk og tendenser på kort og mellomlang sikt.

Begrenset absorpsjonsevne Modeller basert på begrenset absorpsjonsevne («target revenue») er basert på at i mange av de oljeproduserende landene styres beslutnin­ ger om utvinningstempo av bestemte krav på de nasjonale budsjet­ tene. For flere av disse landene er det på kort sikt begrenset hvor store oljeinntekter som på en hensiktsmessig måte kan anvendes innenlands, de har begrenset absorpsjonsevne. Dette kan skyldes svakt utbygd infrastruktur og lite utviklede servicenæringer9. Denne analysen gjaldt situasjonen på 1970-tallet med lave realrenter. I 1980-årene har det gjennomgående vært svært høye renter, noe som skulle tilsi raskere vekst i oljeprisen ifølge Hotellings regel, men også økt utvinning. Flere forfattere, bl.a. Cremer og Salehi-Isfahani (1980) og Teece (1982) argumenterer med at avkastningen på finansinvesteringer i utlandet har vært så lav at for de fleste OPEC-landene har dette ikke vært noe interessant plasseringsalternativ. Dette sammen med politiske prefe­ ranser kan ha gjort at valget når det gjelder produksjonstempo har stått mellom løpende innenlandsk bruk eller utsettelse av utvinningen. Formelt blir slike modeller ofte behandlet ved å ta utgangspunkt i en synkende kurve for avkastningen på potensielle, innenlandske investe­ ringsprosjekter, som illustrert i figur 2.2.5a. Det ønskede investerings­ nivået, I*, bestemmes av kravet til avkastning, r*. Oljeinntekter be­ traktes primært som finansieringskilden for disse investeringene. I figur 2.2.5b er det tegnet inn en kurve som gir samlingen av alle kom­ binasjoner oljeproduksjon — pris som kan finansiere dette investerings9 Problemer med begrenset absorpsjonsevne behøver imidlertid ikke utelukkende ha sammenheng med utviklingsnivå. Også industriland som Nederland (og i det siste ogsa Norge) har erfart at det kan oppstå tilpasningsproblemer når store inntekter føres inn i økonomien (jfr. diskusjoner omkring såkalte «hollandsk syke»-problemer).

77

Figur 2.2.5 a,b Modell med begrenset absorpsjonsevne - sammenhengen mel­ lom investeringsnivå og oljeproduksjon

nivået (kurven kan være konveks på grunn av stigende marginale utvmningskostnader). Dette kan tolkes som en tilbudskurve for oliepro usenten. I forhold til vanlige produksjonsteoretiske antakelser har denne «feil helning». Begrenset absorpsjonsevne kan først og fremst betraktes som en kortsiktig skranke pa et lands utvikling. Økonomisk vekst, utbygging fimråTsb iTr °SV' VI1 °Ver tid nOrma1' føre tiI at «tilbudskurven» i gur 2.2.5b skifter utover. Forutsetningen om at investeringer i utlån­ et ikke er aktuelt/ønskehg blir også mer problematisk i et langsiktig mrinP fV' 7 (,d ka" betin«e,ser °8 holdninger til slike finansinvesdet Zå r v,", eS' ■mange aV de St°re °lJePro00

Kravet til utviklingen i nettofordringene er dermed at de må vokse med en rate mindre eller lik realrenten i de internasjonale finansmaredene Hvis fordringene på lang sikt er konstante, er dette kravet til11 vClSS 111 L.

VMg^na tllbake tlJ å anta at renten avhenger av nettofordringene Av (4.25) ser vi at når Y=Y* bestemt ved a

(4.28)

9 = q(y*)

så er Q konstant. Figurene 4.4.2-4.4.4 illustrerer tre alternative løs­ ninger. I figur 4.4.2 er den perspektiviske forkortningsraten så høy at en SKjærer kurven for den marginale renten, p(Y), i et område der Y er mindre enn null. Den langsiktige likevekten innebærer mao. gjeld Siden gjelda skal være konstant, ifølge (4.28), betyr det at driftsover­ skuddet er hk null i denne likevekten. Med nettogjeld og dermed

198

renteutbetalinger, må det være et overskudd i varebalansen, eksport av petroleum inkludert. Marginalrenten er da høyere enn den renten som betales på lånene. I figur 4.4.3 er den perspektiviske forkortningsraten lavere og skjæ­ rer kurven for marginalrenten i det flate partiet av kurven. Her er mar­ ginalrenten lik renten. I dette fordringsintervallet påvirkes ikke renten av fordringenes størrelse. Da blir fordringene ubestemt innenfor et in­ tervall. Det er analytisk «ubekvemt», i hvert fall hvis intervallet er stort. I figur 4.4.4 er den perspektiviske forkortningen så svak at den inne­ bærer en langsiktig likevekt med positive fordringer på andre land. Renten på plasseringene er nå høyere enn marginalrenten. Hva blir den langsiktige likevektsløsningen for konsument? Med Qy konstant, er konsumet konstant i følge (4.14). For å karakterisere nivået på det optimale konsumet er det hensiktsmessig å definere en hjelpestørrelse z, gitt ved

z(t) = Y(t)e Ht. 199

200

På lang sikt vil altså nettofordringene være lik Y*. Det betyr at føl­ gende gjelder (4.29)

lim z(t) = 0, t^oo

dvs. at NPG-betingelsen er oppfylt. Av definisjonen av z følger for­ øvrig at (4.30)

dz/dt = e-^dY/dt-^Y)

Multipliserer vi budsjettbetingelsen (4.1) med e‘>“ på begge sider av likhetstegnet, benytter (4.30) og integrerer på begge sider fra 0 til 0, se figur 4.4.2. Ifølge (4.25) og (4.14) vil da både Qy og grensenytten av konsum være avtakende. Ved å tidsdifferensiere (4.14) og benytte (4.25), får vi (4.40)

(dC/dt)/C = [q(Y)-0]/v(C)>

dInUc/dlnC > 0 og følgelig konsumet voksende. Av (4.18)-(4.19) og (4.23)-(4.24) følger da videre at (0+bj) 0.5 U(Co+h)+O.5U(Co-h)

209

Ved omforming av denne ulikheten kan vi skrive den som

U(Co)-U(Co-h) > U(C0+h)-U(Co) Den siste ulikheten viser at nyttefunksjonen da må være konkav. Til­ svarende er det lett å se at en beslutningstaker som er indifferent mel­ lom det usikre alternativet beskrevet ovenfor og det sikre alternativet, dvs. er risikonøytral, svarer til en lineær nyttefunksjon. En som fore­ trekker det usikre alternativet ovenfor fremfor det sikre, må ha en nyttefunksjon som er konveks i det aktuelle intervallet for konsumet. Graden av risikoaversjon er en kvantitativ karakterisering av hold­ ningen til risiko. En måte å få fram dette på er å spørre etter hvor stor risikopremie en beslutningstaker er villig til å betale for å gjøre det usikre alternativet beskrevet ovenfor likeverdig med et sikkert. La denne riskopremien være M, og den er da implisitt definert ved U(Co-M) = 0,5 U(Co+h) + 0,5 U(C0-h) Ved en 2. ordens tilnærming til nyttefunksjonen kan vi finne et ekspli­ sitt uttrykk for risikopremien M,

M - - 0.5 Ucc(Co)h2/Uc(Co), hvor Uc og Ucc er henholdsvis første- og annenderiverte av nyttefunk­ sjonen. Ved risikoaversjon er nyttefunksjonen altså konkav, dvs. Ucc0, hvor graden av absolutt risikoaversjon er konstant lik |3. Forventnings­ verdien til denne nyttefunksjonen kan regnes ut eksplisitt når C er normalfordelt og er:

E[U(C)] = -B e-KEC-vaÆ» = U(EC-|3varC) Her fås altså den forventede nytten uttrykt ved forventning og varians til konsumet. Spørsmålet om hvordan usikkerheten skal påvirke be­ slutningene blir dermed dels et spørsmål om størrelsen på (3 og dels et spørsmål om politikken påvirker variansen.

4.5.2 Forsikringsordninger Under full sikkerhet viste vi at den optimale sammensetningen av for­ muen er karakterisert ved at de marginale avkastningsratene på ulike formueskomponenter er like og lik den marginale realrenten i interna­ sjonale finansmarkeder. Avkastningen av real- og utdanningskapital er hva disse kapitalstørrelsene kaster av seg i produksjon av varer og tje­ nester. Avkastningen på ikke-utvunnet petroleum er stigningen over tid i nettoprisen for olje og gass. Kravet om at alle avkastningsrater skal være like på marginen er derfor et krav til størrelsen på real- og ut-

211

danningskapital, til størrelsen på nettofordringene i utlandet og til om­ fanget av de gjenværende olje- og gassreservene. For olje og gass som ikke utvinnes, er avkastningen på reservene stigningen i nettoprisen over tid. Dersom olje og gass utvinnes, er av­ kastningen hva en kan oppnå ved å plassere oljerenten i andre aktiva. Et viktig element i planlegging under usikkerheten er å treffe tiltak som reduserer usikkerheten, noe som kan kalles forsikringsordninger. En sammensetning av formuen som er slik at den forventede avkast­ ningen er lik for alle kapitalkategorier, dvs. den samme regelen som vi kom fram til under full sikkerhet, reduserer ingen usikkerhet. Årsaken til at denne sammensetningen av formuen ikke reduserer usikkerheten kan belyses ved følgende eksempel: Betrakt to situasjoner. I den ene situasjonen er alle forventede av­ kastningsrater like og med relativt mye av oljen beholdt som reserver. På grunn av den store usikkerheten knyttet til oljeprisen er det en stor spredning knyttet til den samlede avkastningen av å holde landets for­ mue på denne måten. I den andre situasjonen er mer olje pumpet opp og inntekten er plassert i fordringer ute, som pr. forutsetning gir en sikrere avkastning av totalformuen enn å holde oljen i reservoaret. Forventet avkastning på den samlede formuen er lavere, men usikker­ heten knyttet til den samlede avkastningen er også lavere. En beslut­ ningstaker som har aversjon mot risiko kan da foretrekke den siste situasjonen framfor den første. Hvor mye som vil bli utvunnet, og hvor mye av den totale formuen som vil bli plassert i fordringer på andre land, avhenger av følgende forhold:

-graden av risikoaversjon som beslutningstakeren har; dersom det ikke er risikoaversjon, vil beslutningstakeren innrette seg slik at de forventede avkastningene blir like, — usikkerheten i avkastningen til de enkelte formueskategoriene; jo større denne direkte usikkerheten er, desto mindre av formuen vil vi vente at en beslutningstaker med risikoaversjon vil plassere i den an­ gjeldende kategori (for gitt forventet avkastningsnivå og grad av risi­ koaversjon), - graden av negativ samvariasjon mellom avkastningene på de ulike formueskategoriene. For en oljenasjon kan en investering av oljeinn­ tekter i aksjer i utenlandske bilfabrikker være et eksempel på en for­ sikringsordning, siden en kan anta at bilbruken øker med avtakende oljepris. 212

En tilpasning som innebærer en optimal forsikringsordning vil være ka­ rakterisert ved at de risikojusterte avkastningsrater er like. Justeringen består i å justere for den direkte usikkerheten og samvariasjonen mel­ lom avkastningene, se Aslaksen og Bjerkholt (1986) og Lund (1990).

4.5.3 Usikkerhet og langsiktig planlegging: strategier Et sentralt element i planlegging under usikkerhet kan gis stikkordet strategier. Denne formen for planlegging tar hensyn til mer enn forsikringsaspektet. Her legges det vekt på at beslutningene må sees i et tidsperspektiv og at beslutninger knyttet til tømbare ressurser er ir­ reversible. Usikkerheten løses gradvis opp ved at en oppnår mer infor­ masjon over tid om usikre avkastningsforhold. Denne måten å møte usikkerheten på er således karakterisert ved at en balanserer ønsket om avkastning nå mot gevinsten ved å utsette beslutninger i påvente av ny informasjon. Bruk av strategier i planlegging under usikkerhet vil kunne forhindre at ekstreme utfall får store konsekvenser. Strategier overfor usikkerhet består av to deler. For det første må det på et initialt tidspunkt, dvs. på det tidspunkt en ønsker å utarbeide en langsiktig plan, utarbeides regler som sier hva en vil gjøre «hvis det og det hender». Dette er de egentlige strategiene. For det andre må en på ethvert tidspunkt treffe en optimal beslutning, gitt den informasjo­ nen en har opp til dette beslutningstidspunktet. Hovedpoenget er der­ for at beslutningene ikke fastsettes for flere år fremover basert på den informasjonen en har på et initialt planleggingstidspunkt, men at det utarbeides handlingsregler som sier hvordan beslutningene bør justeres etter hvert som vi ser hvilke utfall som realiseres for de usikre størrel­ sene. Vi utnytter med andre ord informasjon vi får etter hvert til å skaffe oss bedre viten om de usikre størrelsene som påvirker utfallene av våre beslutninger. Av den grunn kan det være optimalt å utsette be­ slutninger så lenge som mulig innenfor planperioden. I resten av dette kapitlet skal vi drøfte denne måten å møte usikkerheten på, men først trenger vi å si noe om holdninger til risiko.

4.5.4 Strategitankegangen For å analysere et problem tilsvarende det vi formulerte i kapittel 4.4, men med usikkerhet f.eks. i framtidige oljepriser, så må vi foreta en dynamisk, stokastisk analyse. Det faller utenfor rammene av denne boken å foreta en nærmere formell behandling av dette. Vi viser derfor

213

til andre kilder, som f.eks. Aslaksen og Bjerkholt (1987). Her skal vi nøye oss med en kort innføring i selve tankegangen. Som i kapittel 4.4 tenker vi oss en sentralmyndighet som har til opp­ gave å påvirke sparingen og sammensetningen av nasjonalformuen slik at neddiskontert nytte av konsum blir størst mulig innenfor de bibetingelser som gjelder: produktfunksjoner, økosirk og budsjettbetingelser. Nyttefunksjonen forutsettes å innebære risikoaversjon, f.eks. en kon­ stant absolutt riskoaversjonsgrad. Den framtidige oljeprisen er usik­ ker, og for å nå fram til relativt presise konklusjoner må vi forutsette noe om den stokastiske prosessen som bestemmer oljeprisen. En van­ lig brukt forutsetning er at vekstraten for oljeprisen er stokastisk uten korrelasjon fra en periode til den neste. Det viktigste resultatet vi kan få ut av den dynamiske optimaliseringen er en beslutningsregel som sier hvordan beslutningene skal fattes ut fra den informasjon som er tilgjengelig på ethvert tidspunkt. En slik regel vil være strategifunksjonen. I vårt tilfelle vil den innebære at det optimale konsumet i en periode vil avhenge av

— den realiserte formuen ved starten på perioden, -forventede framtidige oljepriser fram til utløpet av planperioden, -graden av risikoaversjon, -hva en vil at neste planperiode, f.eks. neste generasjon, skal arve. Strategifunksjonen er derfor først og fremst en handlingsregel som

a.

gir muligheter til prediksjoner av framtidig optimalt konsum innenfor en planperiode,

og b.

sier hvordan det optimale konsumet skal fastsettes etter hvert som en får observasjoner av de usikre oljeprisene.

Det betyr at ved bruk av strategitankegangen får vi klargjort hvordan usikkerhet og langsiktige mål skal påvirke de løpende beslutningene. Imidlertid har en ikke sikker informasjon om hvilken sannsynlighetslov som bestemmer oljeprisenes utvikling. En sentral oppgave i praksis vil derfor være å tolke den faktiske oljeprisutviklingen. Dersom oljeprisene har en trendmessig utvikling som peker en annen vei enn hva en antok ved starten av planperioden, er det optimalt å legge om politikken. Hvis realiseringene av oljeprisene indikerer en sterkere framtidig prisvekst enn tidligere forventet, så gir det grunnlag for ut­ setting av oljeproduksjon og et økt lånefinansiert konsum. Og om-

214

vendt hvis observerte priser gir grunnlag for et sterkere fall i framtidige oljepriser enn tidligere forventet. Dersom realiseringene gir grunnlag for å oppjustere usikkerheten i oljeprisen, vil en optimal reaksjon være å gå mer forsiktig fram med den innenlandske disponeringen av ressur­ sene, dvs. bygge opp fordringer i utlandet når oljeprisene svinger opp, for å ha noe i ryggen når oljeprisen svinger ned. En slik politikk vil gi mindre svingninger i det innenlandske konsumet i forhold til en poli­ tikk som lar det løpende konsumet svinge i takt med variasjonene i oljeprisen. Mer generelt vil bruk av strategitankegangen «glatte» varia­ sjonene i en liten åpen oljeøkonomi mer ut enn en politikk basert på løpende beslutninger ut fra en langsiktig plan, men uten korreksjoner for den nye informasjonen en får etterhvert.

215

Referanser

Adelman, M. (1982): OPEC as a Cartel. I Griffin and Teece (1982). Adelman, M.A., C.R. Blitzer, L.C. Cox, M.C. Lynch, J. Parsons, D.C. White and A. Wright (1986): Western Europe Natural Gas Trade. Final Report, Energy Laboratory, MIT. Ager-Hanssen, H. (1987): Rapport fra et utvalg med vurderinger av betingelsene for utnyttelse av norske gassreserver. Statoil. Amemiya, T. (1981): Qualitative Response Models: A Survey. Journal of Economic Literature, 19. Arrow, K. (1965): Aspects of the Theory of Risk-Bearing. Helsinki. (Yrjo Jahnsson Lectures). Aslaksen, I og O. Bjerkholt (1985a): Certainty Equivalence Procedures in Decision-Making under Uncertainty: An Empirical App­ lication. I Førsund, F.R., M. Hoel og S. Longva (red): Production, Multi-Sectoral Growth and Planning, Essays in Memory of Leif Jo­ hansen, North-Holland, Amsterdam. Aslaksen, I og O. Bjerkholt (1985b): Certainty Equivalence Procedures in the Macroeconomic Planning of an Oil Economy. I Bjerk­ holt og Offerdal (1985). Aslaksen, L, og O. Bjerkholt (1986): Certainty Equivalence Methods in the Macroeconomic Management of Petroleum Resources. I Neary, P. og S. van Wijnbergen (red.): Natural Resources and the Macroeconomy. Basil Blackwell Ltd, Oxford. Aslaksen, I. og O. Bjerkholt (1987): Optimal oil production versus exogenous oil production. A certainty equivalence analysis under risk aversion and uncertain future prices. Memorandum fra Sosial­ økonomisk institutt, nr 14. Aslaksen, L, K.A. Brekke, T.A. Johnsen og A. Aaheim (1990): Petroleum resources and the management of national wealth. I Bjerkholt, Olsen og Vislie (1990). Berger, K., M. Hoel, S. Holden og 0. Olsen (1988): The Oil Market as an Oligopoly, Discussion Paper nr. 32, Statistisk sentralbyrå. 216

Berger, K., O. Bjerkholt og 0. Olsen (1990): The Options for In­ dependent Oil Exporting Countries in the 1990s. I Bjerkholt, Olsen og Vislie (1990). Berger, K. og Å. Cappelen (1990): Olje- og gassrelasjoner i KVARTS og MODAG. Upublisert notat. Statistisk sentralbyrå. Berger, K., Å. Cappelen, V. Knudsen og K. Roland (1988): Effects of a Fall in the Price of Oil: the Case of a Small Oil Exporting Country. I Motamen, H. (red): Economic Modelling in the OECD countries. International Studies in Economic Modelling. Chapman & Hall, London. Bergesen, H.O., O. Bjørk og D.H. Claes (1989): The World Oil Market in the 1990s: Is a New Order Possible? R:005-1989, Fridtjof Nansens Institutt. Bergmann, B. (1988): The horizon for natural gas in Western Europe. OPEC Review, Vol. 12, No 3, Autumn 1988, 239-268. Berndt, E.R., M.A. Fuss og L. Waverman (1977): Dynamic Models of Industrial Demand for Energy. EPRI-Report EA-580, Electric Power Research Institute, Palo Alto. Bertelsen, J. (1983): Kan utbygging på Tromsøflaket gi transport av gass på Nord-Norgebanen. Arbeidsdokument 2117-83, Transport­ økonomisk institutt. Binmore, K. (1987): Bargaining Models. I Golombek, R., M. Hoel og J. Vislie: Natural Gas Markets and Contracts. North Holland Pub­ lishing Company, Amsterdam. Bjerkholt, O. og Offerdal, E. (1985): Macroeconomic Prospects for a Small Oil Exporting Economy. Martinus Nijhoff Publishers, Amsterdam. Bjerkholt, O., E. Offerdal og S. Strøm (1985): Olje og gass i norsk økonomi. Universitetsforlaget. Bjerkholt, O., E. Gjelsvik og 0. Olsen (1989): Gas Trade and De­ mand in Northwest Europe: Regulation, Bargaining and Competition. Discussion Paper nr. 45, Statistisk sentralbyrå. Bjerkholt, O., E. Gjelsvik og 0. Olsen (1990): The Western European Gas Market: Deregulation and Supply Competition. I Bjerkholt, Olsen og Vislie (1990). Bjerkholt, O., 0. Olsen og J. Vislie (1990): Recent Modelling Approaches in Applied Energy Economics. International Studies in Economic Modelling, Chapman & Hall, London. Blanchard, O.J. og S. Fischer (1989): Lectures on Macroeconomics. MIT Press, Cambridge, Mass. Brekke, K.A., I. Aslaksen og K. Thonstad (1989): Optimal saving

217

with intertemporarily dependent preferences. Upublisert notat, Sta­ tistisk sentralbyrå. Brekke, Gjelsvik og Vatne (1987): A Dynamic Supply Side Game Ap­ plied to the European Gas Market. Discussion Paper nr. 22, Statis­ tisk sentralbyrå. Bye, T. og P. Frenger (1986): Relative Rates of Return in Norwegian Manufacturing Industries, 1962-1986. Interne notater nr. 86/6, Sta­ tistisk sentralbyrå. Cappelen, A. og E. Gjelsvik (1990): Oil and Gas Revenues and the Norwegian Economy in Retrospective: Alternative Macroeconomic Policies. I Bjerkholt, Olsen og Vislie (1990). Cappelen, A., E. Offerdal og S. Strøm (1985): Oil Revenues and the Norwegian Economy in the Seventies. I Bjerkholt og Offerdal (1985). Carpenter, P.R., H.D. Jacoby og A.W. Wright (1987): Adapting to Change in Natural Gas Markets. In R.L. Gordon, H.D. Jacoby, and M.B. Zimmerman: Energy Markets and Regulation, The MIT Press, Cambridge, Massachusetts. Cremer, J.D. og Salehi-Isfahani (1980): Competitive Pricing in the Oil Market. Ho w important is OPEC? Upublisert artikkel. Dagsvik, J.K. og 0. Olsen (1990): Fuel Choice and The Availability of Natural Gas. Upublisert notat, Statistisk sentralbyrå. Dalen, D.M. (1989): Kjernekraftavviklingen i Sverige - Norsk natur­ gass et alternativ. SAF Arbeidsnotat nr. 65/1989. Senter for an­ vendt forskning. Dasgupta, P. og G.M. Heal (1979): Economy Theory and Exhaustible Resources. Cambridge University Press. Dasgupta, P. og J.E. Stiglitz (1978): Market Structure and Resource Depletion: A Contribution to the Theory of Intertemporal Monopolistic Competition. Journal of Economic Theory. Dasgupta, P. og J.E..Stiglitz (1981): Resource Depletion under Technological Uncertainty. Econometrica, 49, ss. 85-103. Eckbo, P.L. (1976): The Future of World Oil. Ballinger, Cambridge, Mass. Faktaheftet (1989): Faktaheftet 1989. Utgitt av Olje- og energidepartementet. Frisch, R. (1962): Innledning til produksjonsteorien. 9. utgave. Uni­ versitetsforlaget. Gately, D. (1984): A Ten Year Retrospective: OPEC and the World Oil Market. Journal of Economic Literature, Vol. XXII. 218

Gilbert, R.J. (1978): Dominant Firm Pricing in a Market for an Exhaustible Resource. Bell Journal of Economics, Autumn. Gjelsvik, E. (1989): A Dynamic Adjustment Model of Industrial Natu­ ral Gas Demand in four European Countries. Upublisert notat, Sta­ tistisk sentralbyrå. Golombek, R. og M. Hoel (1990): The Resource Rent for Norwegian Natural Gas. I Bjerkholt, Olsen og Vislie (1990). Gray, L.C. (1914): Rent under the Assumption of Exhaustibility. Quarterly Journal of Economics, Vol. 28, Nr 3, 466-489. Griffin, J.M. og D.J. Teece (1982): OPEC Behaviour and World Oil Prices. George Allen & Unwin Ltd. London. Houthakker, H.S. og Taylor, L.D. (1970): Consumer Demand in the USA: Analysis and Projections. Harvard University Press. Cam­ bridge, Mass. Hnylizia, E. og R.S. Pindyck (1976): Pricing Policies for a Two-Part Exhaustible Resource Cartel. The Case of OPEC. European Economic Review, Vol. 18. Hoel, M. (1978): Resource Extraction, Substitute Products and Monopoly. Journal of Economic Theory, 19, ss. 28-37. Hoel, M. og S. Strøm (1986): The Benefits of Diversifying Natural Gas Import. Memo 1986:5, Sosialøkonomisk institutt, Universitetet i Oslo. Hoel, M., B. Holtsmark og J. Vislie (1990): The European Gas Mar­ ket as a Bargaining Game. I Bjerkholt, Olsen og Vislie (1990). Hotelling, H. (1931): The Economics of Exhaustible Resources. Jour­ nal of Political Economy, Vol. 39, No. 2. IEA (1988): Energy Policies and Programmes of IEA Countries. 1987 Review. OECD/IEA, Paris. Johany, A.D. (1978): OPEC is not a Cartel: A Property Rights Explanation of the Rise in Crude Oil Prices. Ph.D. Memo, University of California, Santa Cruz. Koyck, L.M. (1954): Distributed Lags and Investment Analysis. NorthHolland Publishing Company, Amsterdam. LeBel, P.G. (1982): Energy Economics and Technology. Johns Hopkins University Press, Baltimore. Lorentsen, L. og Roland, K. (1985): Modelling the Crude Oil Market. Oil Price in the Long Term. I Bjerkholt og Offerdal (1985). Lucas, R.E. (1967): Adjustment Costs and the Theory of Supply. Journal of Political Economy. Lund, D. (1990): Social Discount Rates for Norwegian Oil Projects under Uncertainty. I Bjerkholt, Olsen and Vislie (1990).

219

Manne, A. og L. Schrattenholzer (1987): International Energy Work­ shop. OverView of Poll Responses and Frequency Distributions. IIASA, Laxenburg, Østerrike. Moran, T. (1982): Modelling OPEC Behaviour: Economic and Political Alternatives. I Griffin, J.M. og D.J. Teece: OPEC Behaviour and World Oil Prices. George Allen & Unwin Ltd. London. Newbery, D. (1989): Intertemporal Consistency Issues in Depletable Resources. Discussion Papers Series, No. 346, Center for Economic Policy Research, London. Norges geologiske undersøkelser (1958): Høringsbrev til Utenriksde­ partementet, 25. februar 1958. NVE (1989): Kostnader for kraftverksprosjekter. Publikasjon nr. 3, 1989. Odell, P. (1988): The West European Gas market. The Current Position and Alternative Prospects. Energy Policy, Vol. 16, No. 5, October 1988. Olsen, 0. og K. Roland (1988): Modelling Demand for Natural Gas. A Review of Various Approaches. Sosiale og økonomiske studier nr. 67, Statistisk sentralbyrå. Phelps, E.S. og S.G. Winter: Optimal Price Policy under Atomistic Competition. I Phelps, E.S. (red): Macroeconomic Foundations of Employment and Inflation Theory. W.W. Norton & Company, Inc, 1970. PIW (1989a): Petroleum Intelligence Weekly. March 27, 1989. PIW (1989b): Petroleum Intelligence Weekly, August 21, 1989. Pontoppidan, E. (1752): Forsøg paa Norges naturlige Historie, fore­ stillende dette Kongerigets Luft, Grund, Fjelde, Vande, Vækster, Metaler etc. København 1752-53. Purvin & Gertz (1987): Western Europe Natural Gas Industry and Economic Analysis to 2010. Purvin & Gertz, Inc., London. Schilbred, C. og S. Strøm (1975): Gasskraft vurdert mot vannkraft og atomkraft. Sosialøkonomen nr. 6. Statistisk sentralbyrå (1990): Naturressurser og miljø 1989. Rapporter nr. 90/1, Statistisk sentralbyrå. Statkraft (1989): Naturgass til Østlandet. En utredning i regi av Stat­ kraft, Statoil, Saga Petroleum, Oslo Lysverker og Fylkeskraft Øst­ landet. Svendsen, I. (1988): Oljeinvesteringer og norsk økonomi 1987-95. Rapporter nr. 88/07, Statistisk sentralbyrå. Sydsæter, K. (1990): (i samarbeid med A. Seierstad og A. Strøm) Matematisk analyse, bind II. Universitetsforlaget.

220

Teece, D.J. (1982): OPEC Behaviour: An Alternative View. I Griffin og Teece (1982). Tirole, J. (1988): The Theory of Industrial Organization. MIT Press, Cambridge, Massachusetts.