挪威的沿海大陆架地区蕴藏了丰富的石油、天然气资源，造就了其独具特色的海上油气产业。挪国土南北狭长（最南端到最北端直线距离约1750公里），三面环海，领海由南至北依次是北海、挪威海、巴伦支海。其中，已探明的油气储量主要集中于北海地区，占其总储量近70%。

油气产业是挪威经济的支柱，产值占其国民生产总值（GDP）的近四分之一。根据英国能源公司BP发布的《世界能源统计年鉴》，截至2012年底，挪威可采石油储量约占全球储量的0.4%；可采天然气储量约占全球储量的1.1%。因本国经济体量较小，挪威的油气资源主要用于出口，按照能源咨询公司KBC Market Services的统计，2011年挪威是世界第七大石油出口国及第三大天然气出口国。

一、挪威海上油气开发的现状和主要经验

目前，挪威大陆架在产油田总数为76个，61个位于北海，14个位于挪威海，1个位于巴伦支海。这些油田在2012年日产原油190万桶，全年产天然气1110亿立方米。除挪威本国企业外，目前已有近50家外国石油公司在挪威大陆架经营油田，其中包括了英国的BP，荷兰皇家壳牌，法国道达尔，美国雪佛龙、康菲、埃克森美孚，意大利埃尼等世界最大的能源企业。中国的中海油服公司于2008年收购了挪威阿威克海上钻井服务公司全部股权，向挪威国家石油公司提供平台租赁服务，间接地参与了挪威的油气活动，但尚未有企业直接参与挪海上油气的开发。

一直以来，挪威对外国公司参与其海上油气开发态度比较开放，总体持欢迎态度。在其发展海上油气产业的过程中，外国公司起到了积极的推动作用。上世纪60年代末在北海发现的第一块大油田Ekofisk迄今仍由美国的康菲公司作为主运营商。上世纪70年代挪威建立起自己的石油企业后，政府曾一度要求国有资本在每个油气开采项目占到50%股份，但1993年后该项规定被废止，修改为根据实际情况评估是否需要挪威国有资本参与以及参与的份额。

从国际趋势上看，随着陆地油气资源开采峰值已过，海洋油气开采进入黄金期，从陆地向浅海、深海要油气资源已是一大趋势，全球近十年发现的大型油气田中海洋油气田已占60%以上。海洋石油特别是深海石油,是弥补石油供需缺口的重要来源。

挪威的海上油气田项目（尤其是大型油田）投资巨大（可达千亿人民币），布局涵盖了海上平台、采油船、辅助船只、水下工程设备、海底装置、运输管道、近海陆地支持设备等，整体设置科学，管理先进，尤其强调生产过程的安全控制；项目进程包括了前期勘探、开采、维护、扩大再生产乃至后期油田处置，全程注重尽可能减少对环保的负面影响。在长期的生产实践中挪威海上油田的安全生产状况和环境保护措施均处于世界领先水平。

图1  挪大陆架一处海上油田的布局

挪威在发展海上油气过程中形成了一套完善的产业链，在海上油气研发、勘探、开发、油气运输、炼化、环保等方面的技术和管理水平居世界领先地位。有专家认为，从各类工程技术的综合应用角度考虑，挪威是世界上海洋油气技术最好的国家之一。例如：挪威的海上钻井深度一般为1000米以上，3000米钻井技术比较成熟，并且已开始探索5000米的钻井深度；挪威的石油采收率（衡量将储藏于地下的原油从地层采出多少）达50%并计划进一步提高到60%（世界先进水平约45%）。

    挪威油气项目招标过程为油气开发活动的前期顺利进行提供了保障，同时也为下一步开发和经营奠定了良好基础；在油气开采过程中，油气经营者合作关系清晰，权利义务明确，各持证公司之间，持证公司和运营商之间以及持证公司和政府之间的权利、义务与责任等关系都被明确地规定在法律条文和许可条例中，这又为油气开发项目科学有效进行提供了重要条件。

为保证博采众家之长，挪威海上油气很少有单方参与的项目，有些项目参与公司甚至达到十多个。其中既有国际知名的大公司，也有拥有一技之长的中小型公司。共同合作开发的过程，也是相互了解，掌握国际海洋油气领域最新动向的过程。

海上油气开发最大的风险来自勘探的不确定，挪政府为鼓励勘探活动规定勘探费用可以在税前抵扣或由政府按约定的比例直接返还企业。

挪威大陆架海域全部面积约204万平方公里，挪威石油管理局预计约有一半的海域（100万平方公里）下可能蕴藏有油气资源。目前，北海、挪威海一部分及巴伦支海南部已向油气活动放开，面积约52万平方公里（这部分面积中已授予许可证的区域约20%）。挪大陆架仍有广阔区域需要探索，而且随着条件的成熟和技术进步，未来挪政府必然逐步开放更多区域。

图2 挪大陆架海域对油气活动的开放状况

二、挪威油气管理体制

早在海上油气开采之前，挪威政府就明确了国家对油气资源的拥有权及对油气资源的管理权限。随着油气工业的逐步发展，挪政府相应建立了较为完善科学的管理体制，其油气政策的最根本出发点是确保国家通过对资源的合理管理以保障挪威社会及人民的福利。政府要保证相关政策的透明性、可预见性，以便于石油公司做出合理的投资决策。

在整套管理体制中，最为重要的几个部门是议会、石油能源部及石油管理局，政府其他部门履行相应的管理职责。国有独资或控股公司代表国家参与具体经营活动。各单位的关系如下图：

图3  挪油气管理体系中各主体关系图

挪威议会（Stortinget）是油气领域的最高决策机构，其主要工作是立法，制定挪威油气资源管理的政策框架，及审议油气政策执行情况。议会还对油气领域的重大事项有最终决定权，例如开放新的区块进行油气活动，审批重要的开发项目等均要获得议会的许可。

挪威石油能源部（MPE）代表政府贯彻议会制定的政策并对油气资源管理进行监管。其下属的挪威石油管理局（NPD）在油气行业管理中扮演着至关重要的角色。它既是具体实施政策的执行机构，也承担着提供建议的咨询功能，负责许多具体事项的审核及专业研究报告的发布。

除此之外，劳动部下属的挪威石油安全局（PSA）、环境部下属的气候与污染署、渔业部（现划入贸易与工业部）下属的海岸管理局分别负责技术和运营安全、污染控制、工作环境监控、突发事件应对、溢油事件处理等。财政部负责油气行业的税收征管及石油基金的管理。

除行政管理手段，挪威政府还通过国有企业直接参与挪海上油气产业以保障国家利益。其中，挪威国家石油公司（Statoil ASA）是挪威规模最大的企业，在全球30多个国家开展运营活动，也是挪威唯一入选《财富》世界500强公司的企业。国家石油公司创立初始为国有独资企业，经过私有化后挪威政府目前持有该公司67%的股份。国家全资所有的Petoro公司和Gassco公司则分别负责管理国家直接财政收益[1]及天然气运输业务。挪威石油能源部代表国家行使在这三家公司的股东权益。

三、申请许可证

许可证制度是挪油气政策的基石，1996年颁布的29号石油法案是许可证制度的法律基础，此外根据欧洲经济区协议（EEA）[2]，挪威的许可证制度还要遵循欧盟在碳氢化合物能源使用方面的指令。

许可证是企业参与挪海上油气开发的“营业执照”，企业在挪威从事海上油气开发均需获得许可证后方可进行。许可证也是一项“权益”，它赋予了持证公司在规定区域内专有勘探和生产的权利，许可证可以被转让。许可证还是一张“契约”，对持证公司的权利和义务规定了具体的条款和要求。每份许可证可以由一个企业单独持有，也可以由几个企业共同持有。

（一）对持证公司的资格要求

想要申请挪威海上油气经营许可证的企业要满足以下几个基本条件：

其一，申请企业必须是在挪威，或者是在其它欧洲经济区（EEA）成员国注册的股份公司。

其二，注册在挪威的申请企业最低注册本要求为100万挪威克朗。如果是在其它EEA国家注册的公司则要符合注册国的有关要求。

其三，申请企业的母公司必须向石油能源部做出担保承诺：一旦在油气开发过程中出现污染或人员伤亡事故，母公司要承担向挪威政府或第三方机构赔偿的连带责任。

其四，要通过挪威当局的资格审查。挪威当局对持证公司和实际运营商[3]的资质要进行前置审批。申请企业必须具备一定的资金实力及油气行业的专业能力。在专业能力审查中，一般要求申请企业在挪威的员工必须在地质、地理、生产工艺及其他相关技术领域具有专业竞争力。此外，对实际运营商的要求更多，运营商应具备足够的资源和人力从事管理并开展各项运营活动。

资格审查的一般程序是，首先申请企业向石油能源部的勘探部门（Exploration section）提出申请，石油能源部收到申请后将指派石油管理局启动评估程序。石油管理局（NPD）和石油安全局（PSA）将到申请企业召开一次启动会议，听取企业的情况介绍，而NPD和PSA将介绍评估的有关详细信息；双方共同就接下来的估评进程进行协商（日程、会议次数及地点）。一般而言，启动会议后通常还将召开两次评估会议，由申请企业阐述并证明其有关情况及能力。在此过程中，政府可提出一些强制要求并要求申请企业在规定时间前完善。

（二）招标程序

在挪威，只有议会有权决定是否开放某一区域进行油气活动。若政府想在某个新区块进行招标，石油能源部要负责开展评估工作，综合考虑涉及该区域的各种利益，包括油气活动对环境的影响及可能的污染风险、油气活动对工商业的影响及产生的经济和社会效益。在此过程中，地方政府、工商业协会、其他社会组织均可发表意见。石油能源部必须公布评估报告，各相关利益方有3个月的时间提出意见。最终将由议会审议并做出决定。

发放许可证是通过招标完成的，招标程序包括如下步聚：

提名－公布－申请－评估和协商－许可证授予

招标程序启动的第一步是提名拟召标的区域，石油能源部会邀请企业参与提名，企业可在规定期限前提交计划，石油能源部将依据企业的提名来决定最终纳入招标程序的区域。

第二道程序是公布，公布的内容包括招标区域，申请各区块所需要的条件等。石油能源部和石油管理局将在官方网站公布消息，并通过信函的方式通知有关公司。

第三道程序是企业申请，在此过程中一家企业可单独申请，也可几家企业签署区域共同利益协议（AMI）后组成联合体共同申请。在实践中，石油能源部比较倾向于联合体申请的方式，这样可以充分发挥每家公司的专长。

第四道程序是政府对企业评估，双方要进行一系列协商。石油能源部（石油管理局）将根据不同区域的情况对申请者的地质勘察能力、技术水平、资金实力及石油专业能力等方面进行评估，还要与申请者召开会议讨论工作义务、项目启动时间长度、项目进程安排等内容。在此过程中，对以联合体形式提出申请的申请者，石油能源部可以对AMI协议进行调整，加入其他申请者，石油能源部还将指定其中一家企业作为运营商。

评估和协商完成后，石油能源部将通知申请者关于许可证的各项条款及相关利益细节，申请者有一周的时间考虑是否接受。

最终，在政府和企业达成一致的前提下，经由国王出席的御前会议批准，石油能源部将向中标企业授予许可证。

按挪威法律规定，招标程序应遵循客观性、非歧视性以及公开的准则，招标过程更近似于政府与企业共同的协商谈判而非政府单方面的审核。

（三）两种招标制度

挪威首次海上油气项目招标始于1965年。经过多年的实践和发展，现在挪政府将海上油气招标分为一般性招标以及成熟区域招标（APA， Awards in Predefined Areas）。APA制度始于2003年，其招标程序相对简化，但政府在招标条件中对油气开发活动的时间进度要求较严，目的是使颁发出的区域能快速、高效地被勘探和开发。

两者最大的区别在于：一般性招标的区域是不确定性较大的前沿地区，这些区域人类所掌握的地质资料等情报较少，技术挑战大，已建成设施少，但蕴含着重大新发现的前景；而APA区域的特征是地质条件已熟知，技术挑战相对较小，有些区域甚至已有较完善的发展规划或较好的基础设施条件。不同招标制度所颁发的许可证对持证公司的要求也有较大差异，关于这一点后面将详细介绍。

目前，一般性招标每两年举行一次，现在已完成了22轮招标。以第22 轮招标为例，石油能源部于2012年6月底宣布启动招标工作，申请投标截止日期为2012年底，2013年6月石油能源部向29家公司发放了24份许可证。而成熟区域招标每年举行一次，2014年的招标工作已于4月启动。

（四）持证公司的权利和义务

每张许可证授予了持证人在特定地理区域内油气勘探、生产，获得所产油气所有权的独家权利。许可证可以转让，当然受让公司必须符合石油能源部规定的各项条件并通过审核。同时，每张许可证也规定了持证人相应的义务。

在前期阶段，许可证规定持证公司必须在规定时间内按有关程序完成一定的工作任务（包括探测获取地震数据、开钻试验井等）。一般而言，一般性招标授予的许可证将给予6至10年的勘探期，而APA颁发的许可证勘探期最短为3年，长至5－6年。

在勘探期结束前，持证公司必须向石油能源部提交发展和运营计划（PDO，Plan for Development and Operation），如逾期不提交将导致许可证失效。

提交PDO并获得政府主管部门批准后，持证公司须申请将许可证延期，持证公司只能保留提交了PDO计划的区域，许可证中包含的其它区域必须放弃。延期后持证公司方可开始油气开采活动。通常一般性招标授予的许可证的发展与生产期可延长至30年，特殊情况可延至50年。但APA授予的许可证的发展与生产期一般只有10年。

最后，持证公司在许可证到期或项目终止前2－5年需准备停产计划并报石油能源部批准。停产计划应包括设施处置方案以及环境影响评估（EIA），EIA必须征询公众意见。

（五）持证公司的协商机制

如前所述，多个企业中标一份许可证已是常态。在这种情况下，许可证的运作类似于一个不具法人身份的联合体。所有持证公司派代表组成一个管理委员会作为最高权力机构，并根据各自的股份确定投票份额。

获得许可证后30天内，各持证公司必须签订一份经营协议（Agreement on Petroleum Activities）。该协议含两个附件：附件A ——共同经营协议（JOA），附件B ——会计标准协议（AA）。简而言之，经营协议界定了各方的权利、义务及责任，确立了相关议事规则。

与一般意义的商业合同不同，经营协议（包括两个附件）不是由各个持证公司谈判达成的，而是由政府制订的。除个别独立条款，整份协议其实是一份标准化的合同。该协议及其附件的任何修改都必须经过石油能源部的批准。

石油能源部在授予证可证的同时将指定运营商，由其负责油田的日常管理和经营。运营商的行动需遵守有关法律法规、许可证规定的条件、经营协议的约定以及管理委员会的决议。

两个附件中JOA的主要条款包括：管理委员会、经营费用支出、违约条款、经营者变更、油田开发、风险控制、石油产品的处理、开采活动的终止及放弃等，确立了各方按出资比例承担责任的原则。AA则明确了财务会计方面的具体条款。

四、挪威油气行业的税费

自油气行业繁荣后，油气税收一直是挪威最大的财政收入来源。以法国能源巨头道达尔为例，道达尔（挪威）2010年向挪威缴纳了210亿克朗（约合35亿美元）的税款。当然，挪威的油气税收政策的出发点是既保证挪威人民和社会利益，同时也要使公司获得应有的收益。在此原则下，为鼓励企业到挪威大陆架开发油气资源，挪威政府随着情况的发展变化对石油税收体制也一直在进行相应的调整。现在，在挪威大陆架经营的石油公司除缴纳企业所得税（税率28%，2014年起为27%）外，还要缴纳石油特别税（税率50%[4]）。虽然税率偏高但公司可享受各种抵扣以降低实际纳税负担。除所得税外，公司还需缴纳环境税、区域费等。具体内容见下表：

下面，对上表的各项内容作简要介绍：

首先，税务机关计算公司的营运收入[5]时，为避免关联交易等问题，会引入规定价格（Norm Price）制度。目前规定价格主要适用于原油及液化天然气（NGL）的销售，天然气的销售仍以市场价格为主。规定价格由石油价格委员会（PPR，Petroleum Price Council）制订，通常每季度修改一次，如果遇到油价变动频繁的时间段则每月修改。委员会在制订价格前会从企业收集信息并与企业协商。

固定资本折旧是指企业投资于生产设备、运输管道等油气设施方面的费用可以在税前抵扣，折旧率每年为16.67%，分6年抵扣完，且可以从投资发生当年开始抵扣（不必等到设施建设完成时）。实际上一般设施的使用寿命都会超过6年，因此这项规定对企业是有益的。

为降低企业勘探风险，促进技术进步，企业的勘探[6]费用、研发投入、以及停产期间处置相关设施的费用可在税前抵扣。为鼓励新企业进入大陆架以及鼓励更多的油气勘探，自2005年起，处于不纳税年度的企业（无法进行税前抵扣）其勘探费用可以向直接挪政府（石油税办公室）申请返还。企业从挪威政府所能获得最大返还金额为总开支的78%，这样可大幅度降低企业的经营风险。

环境税包括二氧化碳（CO₂）税和氮化物（NO_x）税。持证公司必须为在开采生产过程中排放的二氧化碳和氮化物缴税。二氧化碳税按每立方米天然气或每升石油0.96克朗征收（2013年标准），而氮化物税按每千克氮化物17.01克朗征收（2013年标准）。

区域费（Area Fee）是持证公司在勘探期结束进入开采期后需交纳的费用，按许可证所涵盖的面积缴纳。自2007年起，持证公司第一年按3万克朗/平方公里缴纳，第二年按6万克朗/平方公里缴纳，第三年按不超过12万克朗/平方公里缴纳。持证公司在向石油能源部提交发展和营运计划（PDO）后区域费还有可能被豁免。

以上是关于企业所得税内容，在计算石油特别税时，还要额外扣除特别抵扣项（石油税法案中称之为Uplift）。由于油田的运营是一项长期工作，持证公司必然要持续投资，因此Uplift设置的目的是鼓励企业对油田的持续投入。目前的规定是每年可扣除全部投资（包括固定资产等）的7.5%，期限是4年（从投资发生之年起），这样公司投资总额的30%可以从税前抵扣掉。

需要注意的是，持证公司的固定资产投资实际享受了双重优惠，以折旧的形式从所得税税前抵扣，又以Uplift的形式从特别税税前抵扣了一部分。但上述优惠仅限于公司本身拥有的设施，如果公司采用租赁设备的方式则只能将租金以营运支出的方式抵扣。

[1]国家直接财政收益简称为SDFI，1985年挪威将国家石油公司在挪大陆架上的油气开采股份分成两部分，一部分与国家石油公司商业运行相挂钩，成为公司资本；另一部分则变成国家直接财政利益，由国家委派的公司直接管理，其所得油气收入成为政府直接财政收入。

[2]欧洲经济区（EEA）是欧洲自由贸易联盟（EFTA，成员为挪威、瑞士、冰岛、列支顿士登4国）与欧盟（EU）达成的一项协议后，于1994年1月1日生效，旨在让EFTA的成员国，无需加入欧盟也能参与欧洲的单一市场。现时欧洲经济区成员包括EFTA中的三国（挪、冰、列，瑞士未加入EEA）以及欧盟成员国。

[3] 如果一份许可证有两家及以上持证公司，将指定其中一家企业作为运营商负责油田的日常运作。

[4] 2013年挪威上届政府提出议案将特别税税率提高为51%

[5]石油公司的收入并不是都与油气开采有关联，石油税收方案对哪些经营活动收入列入石油税收对象有明确划分。

[6] 勘探活动包括地震探测、开挖试验井、收集分析地质数据等。