Skatterett  Fradrag  Skatteloven § 6-1
1 Sakens bakgrunn Saken gjelder gyldigheten av to vedtak fattet av Oljeskattekontoret, rettet mot den ankende part, Fortis Petroleum Norway A S (F PN). Den ankende part kjøpte i perioden 2010 2011 seismiske tjenester fra Petroleum Geo Services A S (P GS) for 95 millioner kroner. Oljeskattekontoret varslet i brev 20 juni 2017 om at F PN ikke hadde fradragsrett for kostnadene til kjøp av seismikk fra P GS, jamfør skatteforvaltningsloven 5 6 første ledd. Oljeskattekontoret ba i brev 21 oktober 2016 og 16 januar 2017 om tilleggsopplysninger fra F PN med hjemmel i skatteforvaltningsloven 10 1 hva gjelder F PNs kjøp av administrative tjenester fra Consema A S (Consema) og terminering av denne avtalen. Brevene ble besvart av F PN, henholdsvis 1 november 2016 og 3 mars 2017Oljeskattekontoret varslet om at F PN ikke hadde fradragsrett for kostnadene til kjøp av administrative tjenester fra Consema i brev 21 juni 2017Den 21 november 2018 avsa Oljeskattekontoret to vedtak mot F PN. I det ene vedtaket, som gjaldt inntektsårene 2009 til 2012, ble F PN nektet fradrag for kjøp av seismiske tjenester fra P GS og renter på tilknyttet selgerkreditt, samt ilagt ordinær og skjerpet tilleggsskatt (heretter seismikk vedtaket ). I det andre vedtaket ble ankende parts krav på fradrag for kjøp av administrative tjenester fra Consema for inntektsårene 2011 og 2012 skjønnsmessig redusert, og F PN ble også nektet fradrag for kostnadene for tjenestene samt fradrag for termineringsgebyr (heretter Consema vedtaket ). F PN tok ut søksmål mot staten v Oljeskattekontoret ved Oslo tingrett 18 mai 2019 hva gjaldt skattefastsettelsen og ileggelsen av tilleggsskatt for kjøpene av seismikk i inntektsårene 2010 og 2011 samt skattefastsettelsen for kjøp av administrative tjenester for inntektsårene 2011 og 2012I tingrettens dom side 2 gis det følgende korte oppsummering av saken og aktørene: Saken har sitt utgangspunkt i at Skeie selskapet E P Holding A S (heretter E PH ) og P GS Geophysical A S (heretter P GS ) i desember 2009 ble enige om å stifte et felles oljeselskap. Bakgrunnen for samarbeidet var at E PH ikke var i stand til å gjøre opp gjeld som selskapet hadde til P GS etter å ha kjøpt seismikk fra P GS i 2008 Som oppgjør, skulle P GS få aksjer i det nye oljeselskapet. Oljeselskapet skulle være et joint venture samarbeid hvor oljeselskapet skulle kjøpe seismikk fra P GS. Eierne av E PH skulle tilføre letelisenser til det nye selskapet. E PH var på tidspunktet for planleggingen av det nye selskapet eid med 68 av Skeie Technology A S (heretter Skeie Technology), 14 av Valcreco A S (heretter Valcreco ) og 12 av Consema A S (heretter Consema ). Consema var igjen eid med 45 av selskapet Norsupply A S og 45 av Valcreco. Norsupply A S var igjen også eid av Skeie Technology. Styreleder i Consema var N1. N1 var også eier og styreleder i Valcreco samt daglig leder i E PH. Våren og sommeren 2010 etablerte Consema og P GS en konsernstruktur med et nyopprettet selskap, Fortis Petroleum Company A S (heretter F PC ), som morselskap. Ved stiftelsen ble det utstedt 1 000 000 aksjer, hver pålydende kr. 1,. E PHs utestående gjeld til P GS på 40 M NO K ble ved opprettelsen av F PC omgjort til 200 000 aksjer i F PC. Selskapet fikk med dette følgende eierfordeling: Consema med 40, 8, P GS med 20 og ledelsen i selskapet med til sammen 39, 2. Videre ervervet F PC alle aksjene i selskapet Excel Expro A S (heretter E EN ). Dette selskapet ble opprinnelig stiftet i november 2006, da under navnet Flying High Norway A S, med formål å drive leting etter, og utvinning av petroleum på den norske kontinentalsokkelen. E EN ble prekvalifisert som lisenshaver i august 2007 og var et rent leteselskap. E EN var i desember 2009 eid av Norsk Mineralutvikling A S med 57 og N2 med 43. Selskapet ble imidlertid overdratt fra N2 til N MU i april 2010 Prisen per aksje var på dette tidspunkt satt til kr. 1,. Aksjene i E EN ble deretter kjøpt fra N MU i september 2010, og E EN byttet navn til Fortis Petroleum Norway A S (heretter F PN ). Vederlaget utgjorde 174 2 92 tegningsretter a kr. 1, i F PC. N1 var på ervervstidspunktet styreleder og daglig leder i E EN, men i november 2010 ble N3 valgt som ny daglig leder. N4 ble samtidig valgt som ny styreleder. N MU utøvde sine tegningsretter 31 desember 2010, og etter registreringen i Brønnøysundregisteret den 16 februar 2011 var F PC eid med cirka 17 av P GS, cirka 34, 7 av Consema, cirka 14, 8 av N MU og ledelsen med til sammen cirka 33, 4. F PC ble også for fullstendighetens skyld eier av det britiske datterselskapet Fortis Petroleum U K Ltd, som hadde som mål å utvikle en lisensportefølje på britisk sokkel. Den britiske og internasjonale satsingen ble det imidlertid ikke noe av. Lagmannsretten tiltrer denne beskrivelsen. Oslo tingrett avsa 11 desember 2020 dom med slik domsslutning: 1. Staten ved Oljeskattekontoret frifinnes. 2. Fortis Petroleum Norway A S dømmes til å betale sakskostnader med kr. 790 250 syvhundreognittitusentohundreogfemtikroner til staten ved Oljeskattekontoret innen to uker fra dommens forkynnelse. Fortis Petroleum Norway A S har anket dommen til Borgarting lagmannsrett. Ankeforhandling er holdt 11 26 januar 2022 i Borgarting lagmannsretts hus. Partene møtte sammen med sine prosessfullmektiger og avga forklaring. Det ble avhørt fem vitner. Om bevisføringen for øvrig vises til rettsboken. 2 Partenes anførsler og påstander2. 1 Ankende part har i det vesentlige anført: 2. 1. 1 Seismikk vedtaket Seismikk vedtaket er delvis ugyldig. Det skal gis fradrag for kjøp av seismikk i 2010 og 2011 Det er uansett ikke adgang til å ilegge ordinær eller skjerpet tilleggsskatt knyttet til fradrag for kjøp av seismikk. Det foreligger heller ikke endringsadgang. F PN hadde til tross for tynn kapitalisering et godt kommersielt grunnlag med finansielt solide eiere som kunne tilføre ledende seismikk og gi tilgang til lisenser. Samtidig etablerte selskapet raskt en erfaren gruppe med ansette geologer. Som alle andre leteselskap var F PN avhengig av eierfinansiering, og for F PNs dei bie dette gjort ved usikret selgerkreditt fra P GS. Skatteloven setter ingen konkrete krav til hvordan et selskap finansierer sine anskaffelser og gjør opp sin 22 prosent kostnadsandel. For alle leteselskap er seismikk en nødvendig investering. F PNs anskaffelse av seismikk var til enhver tid tilpasset selskapets aktivitet og la grunnlaget for utvikling av en betydelig lisensportefølje. F PN har bidratt med slik ønsket leteaktivitet og til utvikling av lisenser. Flere av disse lisensene vil med all sannsynlighet resultere i inntekter som beskattes med 78 prosent. Det ble drevet seriøs letevirksomhet, slik en rekke vitner har forklart seg om, og det var relevant å anskaffe den aktuelle seismikken. Det er heller ikke omtvistet at seismikken ble anskaffet til markedsverdi. Petroleumsskattesystemet er i stor grad basert på et nøytralitetsprinsipp. En nektelse av fradrag for nødvendige letekostnader vil innebære at staten oppnår ønsket leteaktivitet uten å ta noen del av kostnadene. I henhold til petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd skal det gis leterefusjon for kostnader til undersøkelse etter petroleumsforekomster som tilfredsstiller vilkårene for fradragsrett etter skattelovgivningen for øvrig. Det er på det rene at kostnader til seismikk er kostnader til undersøkelse etter petroleumsforekomster. Hvorvidt seismikkjøp gir grunnlag for leterefusjon, beror dermed på om de alminnelige vilkårene for fradrag er oppfylt. Staten har akseptert at tilknytningskravet ville vært oppfylt. Kjernen i oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 er at det må finne sted en reduksjon i skattyters formuesstilling. Det er på det rene at oppofrelsesvilkåret kan oppfylles på annen måte enn ved kontant betaling. F PNs kjøp av seismikk fra P GS ble finansiert ved at F PN trakk på en låneramme fra morselskapet F PC, som igjen trakk på en låneramme fra P GS. Det følger av petroleumsskatteforskriften at det er anledning til å utgiftsføre hele anskaffelsen i anskaffelsesåret. Denne anskaffelsen, med tilhørende gjeldsforpliktelse, reduserte derfor F PNs formuesstilling. Oppofrelsesvilkåret er følgelig oppfylt. Sakens kjerne er om finansieringen fra P GS, kombinert med kjøp av seismikk fra P GS, innebærer misbruk av leterefusjonsordningen. Etter F PNs syn er det uten betydning for fradragsretten at finansieringen kom fra P GS, og at den ble gitt i form av lånekapital. Dersom anskaffelsen er hovedsakelig motivert av finansieringseffektene av leterefusjonsordningen, vil dette kunne gi grunnlag for ulovfestet gjennomskjæring. Dersom seismikken selges til høyere pris enn det som ville ha blitt avtalt mellom uavhengige parter, vil prisen for skatteformål kunne reduseres til markedspris, jamfør skatteloven 13 1 Ingen av disse grunnlagene er anført av Oljeskattekontoret. Nektelsen av fradrag i 2009 og godtagelsen av dette kan ikke tillegges vekt. F PN var fra 2010 et nytt selskap, og N1 hadde ikke lenger samme rolle. Oljeskattekontoret har anført to alternative grunnlag for å nekte fradrag med hjemmel i skatteloven 13 1I vedtaket har Oljeskattekontoret for det første brukt det såkalte substansunntaket i O EC Ds retningslinjer 2010 punkt 165 Kjernen i Oljeskattekontorets begrunnelse for å nekte fradrag er at F PN ikke hadde finansiell evne til å ta opp lån. Det er enighet mellom partene om at F PN manglet lånekapasitet, det vil si at selskapet ikke ville ha fått et usikret lån på 95 millioner kroner fra en uavhengig långiver. Det gjelder generelt for rene leteselskap. Det er sikker rett at skatteloven 13 1 i slike tilfeller gir grunnlag for å omklassifisere lånet til egenkapital, noe som medfører at det ikke kan kreves fradrag for renter. Dette aksepteres av F PN. For skattemessige formål behandles altså lånet som om det var egenkapital, jamfør blant annet Zimmer, Lærebok i skatterett, side 419 420 Det samme følger av bestemmelsen O EC Ds retningslinjer 2010 som vedtaket bygger på. Spørsmålet saken reiser, er om skatteloven 13 1 også gir grunnlag for å se bort fra lånet, det vil si behandle selskapet skattemessig som om det ikke hadde finansiering. Oljeskattekontoret og tingretten har lagt til grunn at F PN skattemessig skal behandles som om det ikke hadde finansiering og dermed ikke har kjøpt seismikk. En slik anvendelse av substansunntaket er i strid med langvarig praksis og O EC Ds retningslinjer. Det vises også til Bullens doktoravhandling om strukturelle justeringer, Arm s Length Transaction Structures, 2011, side 365Realiteten er at P GS har overført seismikk verdt 95 millioner kroner til F PN. Seismikken ble brukt i F PNs letevirksomhet. Det er også en realitet at P GS har finansiert denne anskaffelsen. Substansunntaket kan ikke begrunne at man behandler F PN som om selskapet ikke har anskaffet og forbrukt seismikk i sin virksomhet. Det andre nektelsesgrunnlaget for staten er rasjonalitetsunntaket. Den klare hovedregelen er at transaksjonens innhold skal legges til grunn for prisfastsettingen. På strenge vilkår åpner likevel O EC Ds retningslinjer for at den kontrollerte transaksjonen kan settes til side og erstattes med en annen. Det vises til Zimmer, Internasjonal inntektsskatterett, 2017, side 173 P GS har solgt den samme seismikken til uavhengige selskap. Oljeskattekontoret har ikke anvendt rasjonalitetsunntaket i samsvar med O EC Ds retningslinjer. Rasjonalitetsvurderingen i vedtaket har karakter av være en overprøving av forretningsmessige beslutninger. Det er dermed ikke grunnlag for å sette transaksjonen til side. Dersom vilkårene for å sette transaksjonen til side er oppfylt, skal den erstattes med en transaksjon som ligger så nær den kontrollerte som mulig, jamfør O EC Ds retningslinjer 2017 punkt 1124 Oljeskattekontoret har nektet fradrag i sin helhet. Andre alternativer ligger tettere opp til den faktiske transaksjonen. Disse vil alle lede til det samme skattemessige resultat, nemlig at det gis fradrag for utgifter til seismikk. Oljeskattekontoret har videre anført fire alternative grunnlag for å nekte fradrag med hjemmel i skatteloven 6 1Staten hevder at F PN var sikret mot risiko for å måtte betale kjøpesummen. Dette er ikke riktig. Kjøpesummen ble gjort opp ved at F PN påtok seg en gjeldsforpliktelse. Til støtte for sitt syn har staten vist til Rt 1996 1226 (Libæk), Rt 1996 1270 (Nopec) og Rt 1998 46 (Scott). Disse sakene gjaldt spørsmålet om skattyter kunne kreve fradrag for verdireduksjon (avskrivninger) i en situasjon hvor skattyter var rettslig beskyttet mot verdireduksjon. Dette er ikke tilfelle i vår sak. Oljeskattekontoret synes feilaktig å legge til grunn at en kjøpesum ikke blir betalt dersom gjeldsforpliktelsen senere blir konvertert til egenkapital. Det er heller ikke riktig at F PN hadde sikkerhet for at gjeldsforpliktelsen ville bli konvertert til egenkapital. Dette ville uansett ikke gitt grunnlag for å nekte fradrag. Det er verdien av seismikken og bruken av seismikken, ikke aksjenes verdi, som er avgjørende for F PNs krav på fradrag, jamfør Rt 1995 1674 (Viking Supply Ships). Det hevdes videre av staten at F PN aldri har sittet på noe som kan oppofres. Forutsetningen for Oljeskattekontorets resonnement må være at man for skatteformål setter denne privatrettslige disposisjonen til side. Grunnlag nummer 4 synes i realiteten å være en dublering av grunnlag nummer 1Det er riktig at F PN som de fleste rene leteselskaper og svært mange andre selskaper, ikke ville ha vært i stand til å erverve seismikken uten lånefinansiering fra en av eierne. Det finnes ingen skattercttslig regel som går ut på man skal nekte fradrag for kjøp som ikke ville ha vært mulige dersom man ser bort fra finansieringen fra eierne, eller at man bare skal ta hensyn til den delen av eierfinansieringen som privatrettslig har status som egenkapital. Det er helt ordinært at såkalte eierlån (med eller uten renter) benyttes som et surrogat for egenkapital, jamfør for eksempel Rt 2007 1025 (Statoil Angola). Skatteloven stiller ingen krav til hvordan eiere av leteselskap skal finansiere leteselskapet for å kunne oppnå fradrag for kjøp av seismikk. Staten har videre anført at F PN har aldri betalt for seismikken. Kjøpesummen ble gjort opp ved at F PN påtok seg en gjeldsforpliktelse. Det er langvarig praksis for at fradragsretten består, men at fordelen det er å bli fritatt for betalingsforpliktelsen etter omstendighetene kan være skattepliktig, jamfør blant a. Rt 1978 1001 (V BK) og L B 2017 59419 (Comvie). Ettersom P GS ikke etterga fordringen, oppstår ikke dette spørsmålet i vår sak. P GS motregnet fordringen i forbindelse med tegning av aksjer. Tegning av aksjer er skattefritt for selskapet. Det gjelder også tegning av aksjer til overkurs, jamfør Rt 1917 627 (Tromsø Privatbank). Vår sak er dessuten begrenset til nektelse av fradrag. Det forelå her en reell gjeldsforpliktelse knyttet til tilført seismikk. Det forhold at gjelden senere ble valgt innfridd ved konvertering, påvirker ikke fradragsretten. Oljeskattekontoret har videre lagt til grunn at det forelå en underhåndsavtale om at P GS pliktet å konvertere fordringen til aksjer i F PC og at dette gir grunnlag for å nekte fradrag. Dette er beskrevet som proforma alternativet. Denne beskrivelsen er upresis. Vedtaket er ikke basert på at fordringen aldri skulle gjøres opp, dvs proforma, men på at P GS ikke hadde valgfrihet med hensyn til oppgjørsform. Oljeskattekontorets konklusjon om at fradrag kan nektes, bygger dermed på et premiss om at det forelå en underhåndsavtale om at P GS pliktet å konvertere fordringen til aksjer. Saken er avklart gjennom T GS dommen, der lagmannsretten fant at det ikke forelå bevismessig grunnlag for en underhåndsavtale. Det er enighet om at det skriftlige avtaleverket ikke etablerte en plikt til å konvertere. Heads of Agreement kansellerte alle tidligere avtaler og ble inngått etter konsultasjon med juridisk avdeling i P GS. Det var kun en begrenset rett for Consema til å kreve at P GS utøvde opsjonen i aksjonæravtalen. Det har heller ikke eksistert en underhåndsavtale om en slik plikt. Staten overdriver dessuten N1s rolle. Det er heller ingen holdepunkter i den etterfølgende adferd for at P GS var forpliktet til å konvertere utover reguleringen i aksjonæravtalen. Tegningskursen bygget på forretningsmessige avveininger. F PN viser videre til lagmannsrettens angivelse av vurderingstemaet og føringer for den konkrete vurderingen i T GS dommen. Saken er for øvrig i stor grad avklart gjennom T GS dommen, der lagmannsretten fant at det ikke forelå bevismessig grunnlag for en underhåndsavtale. Forventninger, intensjoner eller eventuelle planer som ikke har karakter av en rettslig forpliktelse, er ikke avgjørende. Det er følgelig ingen bcvismessige holdepunkter for at partene hadde en omforent forståelse om at de hadde avtalt noe annet enn det som fulgte av de skriftlige avtalene. Konverteringen ble også foretatt først etter at det var fremmet et krav fra ny investor, Azimuth, basert på kommersielle forhandlinger mellom partene. 2. 1. 2 Tilleggsskatt og endringsadgang Tilleggsskatt er straff etter E MK art 6 Det er ikke grunnlag for å ilegge tilleggsskatt. Det kan under enhver omstendighet ikke være grunnlag for skjerpet tilleggsskatt med forhøyet sats. Vilkåret om opplysningssvikt i skatteloven 14 3 er ikke oppfylt. Skatteyter har ikke gitt et fortegnet eller ufullstendig bilde av de underliggende realiteter. Opplysningssvikten må videre ha kunnet føre til skattemessige fordeler. Det gis bare tilleggsskatt dersom opplysningene var nødvendige for å vurdere det rettslige grunnlaget for fravikelsen. Vurderingen av om F PN har gitt uriktige eller ufullstendige opplysninger vil dermed måtte ta utgangspunkt i det rettslige og faktiske grunnlaget for fravikelsen. Imidlertid innebærer forskjellen i beviskravet at det rettslige og faktiske grunnlaget for fravikelsen ikke nødvendigvis kan legges til grunn for spørsmålet om tilleggsskatt. Det vises til T GS dommen. Skjerpet tilleggsskatt kan bare ilegges dersom lagmannsretten finner det bevist at det forelå en underhåndsavtale mellom partene om konverteringsplikt og at dette gir grunnlag for å nekte fradrag. F PN bestrider på det sterkeste at det forelå en underhåndsavtale. Det er derfor heller ikke opplyst om dette i selvangivelsen. F PN har opptrådt lojalt ovenfor skattemyndighetene og gitt de opplysninger det var naturlig å gi, slik situasjonen var for selskapet i inntektsårene 2010 og 2011 Det vises til Loffland standarden og T GS dommen. Vedtaket inneholder en manglende drøftelse av innvirkningsvilkårene. De ulike tilfellene av påstått opplysningssvikt beskrevet i punktene a) til k) er ikke vurdert opp mot de ulike rettslige grunnlagene. Det er ikke skilt mellom substansunntaket og rasjonalitetsunntaket. Hvert enkelt inntekstår er ikke vurdert hver for seg. Skyldkravet ved skjerpet tilleggsskatt må være oppfylt hos skatteyter selv. Det er ikke nok at skatteyters medhjelper har opptrådt forsettlig eller grovt uaktsomt. Tingretten vektla at låneavtalen mellom P GS og F PC ikke ble fremlagt. Vilkårene ville ikke påvirket F PNs finansielle stilling. Under forutsetning av at det er grunnlag for å nekte fradrag for inntektsårene 2010 og 2011, men ikke grunnlag for skjerpet tilleggsskatt, vil F PN gjøre gjeldende at endringsfristen er utløpt. Under disse forutsetningene er det enighet om at endringsfristen er utløpt for inntektsåret 2010 For inntektsåret 2011 har Oljeskattekontoret derimot lagt til grunn at det ble varslet fristavbrytelse ved kontorets varsel 13 desember 2013 Varselet hadde ikke fristavbrytende virkning for skattefastsettingen knyttet til selskapets kjøp av seismikk. Varselet gjaldt tjenester, og multiklientseismikk er ikke en tjeneste, men en vare. I tillegg var varselet kort og generelt, slik at selskapet ikke kunne forstå rekkevidden av varselet. Endringsadgangen er dermed tapt. 2. 1. 3 Consema vedtaket Consema vedtaket er ugyldig i sin helhet. F PN må gis fradrag for kjøp av administrative tjenester og utbetalt termineringsgebyr i samsvar med påstanden i selvangivelsen. I Consema vedtaket har Oljeskattekontoret med hjemmel i skatteloven 13 1 nektet fradrag for henholdsvis 4 413 898 kroner i inntektsåret 2011 og 615 621 kroner i inntektsåret 2012 Fravikelsen gjelder dels en prisjustering knyttet til kjøp av administrative tjenester og dels en tilsidesettelse av et termineringsgebyr. Det er verken grunnlag for å justere prisen på de administrative tjenestene eller sette termineringsgebyret til side. Oljeskattekontoret har i hovedsak begrunnet prisjusteringen med at Consemas marginalkostnader knyttet til levering av tjenestene var for lave. Dette er uholdbart. Også mellom uavhengige parter er det hva markedet er villig til å betale for en tjeneste, ikke tjenesteyters marginalkostnader, som avgjør hva som er markedsmessig pris. Prisen på de administrative tjenestene fra Consema tilsvarte prisene til andre leverandører. Det foreligger dermed ingen inntektsreduksjon. Når det gjelder tilsidesettelsen av termineringsgebyret, synes Oljeskattekontoret særlig å ha begrunnet tilsidesettelsen med at termineringsgebyret ikke reflekterte Consemas økonomiske tap som følge av termineringen. Heller ikke dette er holdbart. Termineringen var et resultat av et meget anstrengt samarbeidsforhold mellom aksjonærene i Fortis. I en slik sammenheng er det ønskelig med raske løsninger for å unngå lange og vanskelige prosesser. Det er ordinært at man betaler for å slippe dette, uavhengig av det faktiske tapet. I en situasjon med eierkonflikt var de øvrige aksjonærene i F PN ikke interessert i å tilgodese Consema. Utbetaling av termineringsgebyret var en forretningsmessig beslutning, og F PN ville opptrådt på samme måte overfor en uavhengig. Vilkårene for en strukturell justering er på denne bakgrunn ikke oppfylt. Oljeskattekontorets gjennomgang av saksforholdet i Consema vedtaket viser at fravikelsen for kjøp av de administrative tjenestene bygger på de samme uriktige resonnementene som i seismikk vedtaket. Dersom F PN får medhold i at seismikk vedtaket er ugyldig, må også Consema vedtaket oppheves på grunn av uriktige faktiske forutsetninger. 2. 1. 4 Påstand: Det er lagt ned slik påstand: 1. Skattefastsettingen for Fortis Petroleum Norway A S for inntektsårene 2010 og 2011 oppheves for så vidt gjelder nektelsen av fradrag for kostnader knyttet til kjøp av seismikk og ileggelse av tilleggsskatt. 2. Skattefastsettingen for Fortis Petroleum Norway A S for inntektsårene 2011 og 2012 oppheves for så vidt gjelder nektelsen av fradrag for kostnader knyttet til kjøp av administrative tjenester fra Consema. 3. Fortis Petroleum Norway A S tilkjennes sakskostnader for tingretten og lagmannsretten. 2. 2 Staten har i det vesentlige anført: Staten er enig med tingretten i at begge vedtak er gyldige. 2. 2. 1 Seismikk vedtaket FP Ns virksomhet i årene saken gjelder har bestått av leting etter petroleumsforekomster på norsk kontinentalsokkel. Det norske petroleumsskatteregimet innebærer at staten tar en betydelig andel av inntektene (78 prosent beskatning av overskuddet), men samtidig tar på seg en like stor andel av risikoen for prosjekter selskaper som ikke blir lønnsomme (78 prosent fradrag for underskuddet). Systemet innebærer at staten og det enkelte selskap skal dele den betydelige risikoen for at virksomhet knyttet til leting etter petroleum ikke resulterer i funn. Den ankende part kjøpte i perioden 2009 2011 seismiske tjenester fra Petroleum Geo Services A S (P GS) for over 100 millioner kroner. Kjøpene ble gjort uten at F PN hadde finansiell evne, eller vilje, til å gjøre opp de fakturerte beløpene. F PN brukte leterefusjonsordningen til å få utbetalt svært betydelige beløp fra fellesskapet. Den særskilte leterefusjonsordningen i petroleumsskatteregimet innebærer at selskaper som ikke er i skatteposisjon, og derfor ikke kan føre fradragsberettigede letekostnader mot skattepliktige petroleumsinntekter, kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av fradragsberettigede letekostnader. Leterefusjonsordningen innebærer at et selskap som ikke betaler mer enn skatteverdien av pålydende på leterefusjonsberettigede kostnader, ender opp med å få nettotilskudd gjennom leterefusjonsordningen. Kjernen i saken er at F PN og P GS har benyttet leterefusjonsordningen til å drive en skattekarusell: F PN har ved hjelp av fakturaene fra P GS fått utbetalt betydelige beløp i leterefusjon, som har gitt selskapet likviditet til å drive videre. Samtidig har P GS gitt F PN selgerkreditt, som aldri fullt ut er gjort opp. F PN satt da igjen med en differanse som F PN brukte til å drive selskapet. For P GS, som kun solgte seismikk til F PN som allerede var innhentet, var det tilnærmet ingen kostnad å overføre seismikken, og P GS fikk salg som P GS ellers ikke ville fått. Øvelsen ble gjentatt flere ganger, slik at F PN og dets eiere ikke trengte å satse egne midler på den risikable leteaktiviteten. Alle kostnadene ble dekket av staten. Et slik arrangement der hele nedsiderisikoen skyves over på staten, strider mot den grunnleggende risikofordelingen leterefusjonsordningen bygger på, der skattyter skal bære 22 prosent av risikoen. Kjøpene ble gjort uten at F PN hadde finansiell evne til å gjøre opp de fakturerte beløpene. Årsaken til at dette arrangementet var mulig lå i leterefusjonsordningen i petroleumsskatteregimet. F PN brukte dermed leterefusjonsordningen til å få utbetalt beløp fra fellesskapet. Seismikkjøpene må sees i lys av et større handlingsmønster som strekker seg tilbake til 2008 og på tvers av ulike leteselskaper, og hvor blant annet tidligere styreleder i F PN, N1, har vært en sentral aktør. Seismikk vedtaket gjelder F PNs kjøp av seismikk fra P GS i perioden 2009 2011 Det første kjøpet skattemyndighetene har nektet fradrag for, fant sted i 20091 dette tilfellet etterga P GS, noen måneder etter kjøpet på selgerkreditt, nøyaktig 22 prosent av fakturabeløpet altså den delen av pålydende som ikke var dekket av leterefusjonsutbetalingen fra staten. Denne delen av vedtaket har F PN valgt ikke å angripe for domstolene. Det ble inngått en låneavtale mellom P GS og F PNs morselskap, F PC, hvor P GS ga F PC et rammelån på 95 millioner kroner. Samtidig ble det etablert et tilsvarende lån fra F PC til F PN, slik at F PN kunne få lån hver gang F PN kjøpte seismikk fra P GS. tekst utelatt Hele kredittrammen på 95 millioner kroner ble trukket opp. Leterefusjonen ble brukt til å drifte selskapets leteaktivitet, og var den eneste kilden til likviditet i de aktuelle årene. Det medførte at hele driften ble finansiert av staten. Rammelånet fra P GS var konvertibelt, og tegningskursen ble i 2010 låst til 167 kroner per aksje (568 627 tegningsretter). Da F PN F PC hadde trukket opp hele lånerammen i 2012, utøvde P GS tegningsrettene med den forhåndsbestemte kursen på 167 kroner, som ble gjort opp ved motregning mot lånefasiliteten. F PN slapp da å bruke penger på å betale noe av seismikken, slik partene også hadde forutsatt, og som F PN uansett ikke hadde finansiell evne til. Det er på det rene at tegningskursen på 167 kroner på ingen måte svarte til den reelle verdien av F PN, verken på avtale eller konverteringstidspunktet. F PN har under forvaltningsbehandlingen av saken opplyst til Oljeskattekontoret at konverteringskursen på 167 kroner bygger på (i) kommersielle forhandlinger mellom partene, ii) basert på en antatt verdioppbygging i selskapet som (iii) var realistisk. Oljeskattekontorets undersøkelser avdekket at dette ikke er riktig. Tegningskursen er ikke satt for at P GS skal bli tilført verdier minst tilsvarende kjøpesummen på 95 millioner kroner. Andre hensyn har vært avgjørende nemlig at P GS eierskap maksimalt skal bli 49 prosent (av regulatoriske hensyn), samtidig som hele P GS fordring mot ankende part på 95 millioner kroner ble motregnet mot fordringen, slik at F PN slapp å bruke penger på å betale for seismikken. Forutsetningen var derfor aldri at tegningskursen skulle gi P GS fullt oppgjør for seismikkjøpene, og det ble heller ikke resultatet. Konverteringen innebar at P GS ikke fikk betalt mer enn 78 prosent av kjøpesummen for seismikken. Det foreligger seks selvstendige grunnlag for å nekte F PN fradragsrett for seismikkjøpene fra P GS. Videre er det endringsadgang for inntektsårene 2010 og 2011, idet vilkårene for skjerpet tilleggsskatt er oppfylt. Skatteloven 13 1 gir adgang til skjønnsfastsettelse dersom F PNs inntekt er redusert på grunn av interessefellesskap med en annen aktør, jf bestemmelsens første ledd. Domstolene kan fullt ut prøve om vilkårene for slik skjønnsfastsettelse er oppfylt. F PN har erkjent at det foreligger interessefellesskap mellom F PN og P GS, men bestrider at det foreligger adgang til skjønnsfastsettelse fordi det gjøres gjeldende at det ikke er en inntektsreduksjon på F PNs hånd. Så vidt staten kan se, har ikke F PN fremmet selvstendige innsigelser til selve skjønnsfastsettelsen etter tredje ledd. Tingretten fant at den manglende finansielle evnen innebar at det ikke kunne gis fradrag, og trengte derfor ikke ta stilling til de alternative rettslige grunnlagene for å nekte fradrag. Etter statens syn er det klart at fradrag må nektes på dette grunnlaget, som også er det prinsipale grunnlaget i seismikk vedtaket. F PNs forsøk på å fremstille dette som et uklart og prinsipielt spørsmål, må forstås som et forsøk på å ta fokus bort fra hvor opplagt løsningen faktisk er. Det er også adgang til å foreta en strukturell justering der transaksjonene som skattyter knytter fradragsretten til, ikke er forretningsmessig rimelige og naturlige, men bare kan forklares med interessefellesskapet. F PN kunne ikke betale for seismikken, men P GS ga F PN en selgerkreditt på nesten 100 millioner kroner. Denne selgerkreditten ble ikke på noe tidspunkt trukket tilbake, og P GS forsøkte ikke å skaffe seg oppgjør på annen måte enn gjennom konvertering til en tegningskurs (167 kroner) som var fullstendig uegnet til å gi fullt oppgjør, og som også skulle ivareta andre hensyn enn å gi fullt oppgjør. Heller ikke omfanget av seismikkjøp ble fastsatt ut fra F PNs operasjonelle behov eller finansielle evne, men ut fra N1s vurdering av selskapets likviditetsbehov. Fakturaene fra P GS genererte krav på kontanter fra staten som kunne pantsettes. Dette er et arrangement som er kommersielt irrasjonelt når det sees bort fra interessefellesskapet, og som det derfor kan sees bort fra for skatteformål. Det er uansett en grunnleggende forutsetning for fradragsrett at det foreligger en oppofrelse på skattyters hånd. Dette innebærer at det må være en reduksjon i skattyters formuesstilling, jamfør skatteloven 6 1 første ledd som forutsetter en kostnad. Noen slik oppofrelse foreligger ikke i vår sak. Det er fire selvstendige grunner til dette. Den konkrete utformingen av avtaleverket mellom aktørene, med de rettigheter som Consema (kontrollert av N1) var gitt, innebar at F PN var sikret mot økonomisk risiko knyttet til seismikkjøpene. Consema kunne legge ned veto mot låneopptak og kapitalforhøyelse på F PNs hånd, og kunne også kreve at P GS konverterte ved kapitalforhøyelse over 100 millioner kroner. F PN var dermed i realiteten sikret mot å måtte betale gjelden til P GS. Har man ikke pådratt seg noen økonomisk risiko, har man ikke pådratt seg kostnad i lovens forstand, og fradrag skal nektes. Dette er sikker rett, jamfør for eksempel H R 2017 2248 A (Ai Lease). I det alminnelige skatteregimet vil det, utenfor tilfeller av interessefellesskap, ikke være mulig å pådra seg en kostnad man ikke har finansiell evne til å bære 100 av (ved egenkapital og eller låneevne hos en uavhengig kreditor). I petroleumsskatteregimet innebærer leterefusjons ordningen at skattyter bare må bære deler av nedsiderisikoen selv. Hvis skattyter ikke har finansiell evne til å bære denne andelen, blir konsekvensen at skattyter ikke sitter på noen del av nedsiderisikoen. Det innebærer samtidig at det ikke foreligger noen oppofrelse, og at fradrag må nektes. Vilkåret om oppofrelse i skatteloven 6 1 første ledd forutsetter at skattyter før eller senere må dekke den aktuelle kostnaden. Der dette ikke skjer, foreligger ingen oppofrelse, og det skatterettslige utgangspunktet er da at fradragsføring må reverseres. F PN må nektes fradragsrett for kostnader som F PN aldri har hatt. Det er videre, som et selvstendig grunnlag, sannsynlighetsovervekt for at det forelå en subjektiv felles forståelse mellom de involverte aktørene om at seismikken ikke skulle gjøres opp med reelle verdier, altså et proforma arrangement, og at P GS i stedet skulle konvertere til den ikke markedsmessige kursen på 167 kroner når lånerammen var brukt opp. Det er vanskelig å se noen annen forklaring på at P GS faktisk konverterte i juli 2012 Statens syn bygger på grundige undersøkelser fra Oljeskattekontorets side. F PN har gjort gjeldende at selskapet har krav på fradrag selv om lagmannsretten skulle komme til at gjelden er proforma. Staten er ikke enig i det, og kan ikke se noen rettslige holdepunkter for at en anførsel om fradrag for fiktiv gjeld skal føre frem. 2. 2. 2 Tilleggsskatt og endringsadgang Når det gjelder endringsadgangen for 2010 og 2011, er denne i behold fordi fristen på 10 år i skatteforvaltningsloven 12 6 andre ledd kommer til anvendelse ettersom F PN er ilagt skjerpet tilleggsskatt. Når det gjelder endringsadgangen for 2011, er endringsadgangen uansett i behold fordi F PN ble varslet om endringssak i brev av 13 desember 2013 Det er innenfor den alminnelige fristen på fem år i skatteforvaltningsloven 12 6 første ledd. F PN kan ikke høres med at dette varselet etter sitt innhold ikke er fristavbrytende. Det følger faktisk direkte av varselet at det gjelder kjøp av tjenester fra P GS. Den ankende part er ilagt ordinær og skjerpet tilleggsskatt på til sammen 60 prosent, beregnet på grunnlag av de uriktig fradragsførte seismikkjøpene. F PN har gitt uriktige og ufullstendige opplysninger til Oljeskattekontoret om selskapets finansielle evne og om interessefellesskapet med P GS. F PN har også under forvaltningsbehandlingen gitt uriktige og ufullstendige opplysninger om hvordan konverteringskursen på 167 kroner ble fastsatt. Det er snakk om grove brudd på F PNs opplysningsplikt, og de aktuelle skyld og beviskrav er klart oppfylt. Staten forstår F PN slik at ankende part ikke bestrider de delene av seismikk vedtaket som ikke er særskilt omtalt over. Det omfatter fradrag for rentene under selgerkreditten fra P GS grunnet sin mangel på finansiell evne, jamfør skatteloven 13 1223 Consema vedtaket Consema vedtaket er gyldig. Gjennom sin utnyttelse av leterefusjonsordningen, muliggjort av arrangementet med P GS, fikk F PN tilgang til likvide midler fra staten som kunne finansiere selskapets øvrige drift på statens risiko. En del av disse midlene ble benyttet til å foreta betalinger til n av F PNs aksjonærer, Consema, med N1 som sentral eier. Betalingene knyttet seg til kjøp av administrative tjenester fra Consema, jamfør avtale 10 september 20101 denne avtalen forpliktet F PC, ikke F PN, seg til å kjøpe administrative tjenester fra Consema over en periode på tre år. Den 6 desember 2011 ble avtalen førtidig terminert av F PC. I Consema vedtaket er F PNs fradrag i 2011 og 2012 knyttet til kjøp av tjenester fra Consema redusert med hjemmel i skatteloven 13 1 Partene er enige om at det foreligger et interessefellesskap mellom F PN og Consema. Dette interessefellesskapet har ført til en inntektsreduksjon på F PNs hånd, jamfør skatteloven 13 1 første ledd, og det er følgelig foreligger skjønnsadgang etter 13 1 tredje ledd. Heller ikke her synes F PN å ha selvstendige innsigelser til det frie forvaltningsskjønnet som er utøvet. Det foreligger to grunnlag for å anvende 13 1 i dette tilfellet: For det første har tjenestene vært priset langt høyere enn hva som ville vært avtalt mellom uavhengige parter (markedspris). I slike tilfeller gir skatteloven 13 1 hjemmel for å skjønnsfastsette prisen til et markedsmessig nivå. Consema fikk en skyhøy fortjeneste på 86 prosent og 95 prosent, mens fortjenestemarginen hos den uavhengige leverandøren Accepta A S (som overtok oppdraget etter Consema A S) var langt lavere. Dette viser med all tydelighet at det foreligger en inntektsreduksjon som følge av interessefellesskapet. Ved fastsettelsen av armlengdes pris har Oljeskattekontoret tatt utgangspunkt i de kostnadene som Consema har pådratt seg for å yte tjenestene, for deretter å legge til en armlengdemessig fortjeneste. For det andre har F PN betalt et termineringsgebyr til Consema på 3, 5 millioner kroner, som etter statens syn ikke er armlengdemessig. F PN hadde ingen privatrettslig forpliktelse til å betale Consema erstatning ved førtidig opphør av avtalen. Bindingstiden på tre år var også en følge av interessefellesskapet, og ikke noe uavhengige parter ville avtalt. I alle tilfelle synes størrelsen på beløpet helt tilfeldig, og ikke knyttet til erstatningsmessig tap hos Consema. 2. 2. 4 Påstand Staten v Oljeskattekontoret har lagt ned slik påstand: 1. Anken forkastes. 2. Staten v Oljeskattekontoret tilkjennes sakskostnader for lagmannsretten. 3 Overordnet om lagmannsrettens syn på saken3. 1 Innledende merknader Lagmannsretten har kommet til det samme resultatet som tingretten, for både seismikk vedtaket og Consema vedtaket, men på et noe annet grunnlag. Lagmannsretten kan imidlertid i hovedsak slutte seg til tingrettens vurderinger, som er relevante også for lagmannsrettens drøftelser. Seismikk vedtaket gjelder nektelse av fradrag for letekostnader etter leterefusjonsordningen for skatteårene 2010 og 2011 Lagmannsrettens konklusjon bygger på at kravet i skatteloven 6 1 om at skatteyter må ha hatt en oppofrelse for å komme i posisjon til å kreve fradrag ikke er oppfylt, som følge av et proforma arrangement. Skatteloven 13 1, som også er påberopt av staten, vil på denne bakgrunn ikke bli behandlet i dommen. Det er også kun proforma grunnlaget som drøftes under skatteloven 6 1, idet drøftelse av de øvrige anførte grunnlag er overflødige for resultatet. 3. 2 Domstolsprøvingen Utgangspunktet for hva domstolen kan prøve følger av de alminnelige prinsipper for prøving av forvaltningsvedtak. Det gjelder imidlertid en særregel i skattesaker ved at skattyter har hovedrisikoen for faktum og en begrenset adgang til å komme med nye opplysninger for domstolene, med unntak for vurderingen av tilleggsskatt. Særregelen gjelder også forklaringer, jamfør blant annet Rt 2006 404 (Invensys) avsnitt 63For øvrig gjelder de alminnelige prinsipper for bevisbedømmelsen også i skattesaker. Tidsnære bevis må etter rettspraksis tillegges betydelig vekt, jamfør blant annet Rt 2009 1632 (Camegie) avsnitt 57 Etterfølgende forklaringer fra parter og andre med interesse i tvisten har på den andre siden mindre vekt. 3. 3 Bevissituasjonen Saken er bredt lagt opp av partene, og det har vært foretatt meget omfattende bevisførsel for lagmannsretten. Saken er dessuten en del av et større sakskompleks, hvor det har vært avsagt en rekke rettsavgjørelser, både i sivilsaker og straffesaker. Det er i hovedsak enighet mellom partene om følgende faktiske grunnlag: I både seismikk vedtaket og Consema vedtaket er det snakk om kjøp av tjenester der det forelå et interessefellesskap mellom kjøper og selger, henholdsvis leteselskapet F PN og seismikkselskapet P GS i seismikk vedtaket, og F PN og Consema i Consema vedtaket. Videre er partene enige om den overordnede økonomiske beskrivelsen av hvordan finansieringen skjedde, nemlig ved at P GS bidro med seismikk og selgerkreditt, og at F PN fikk kontanter til å finansiere øvrige innsatsfaktorer via leterefusjonen og letelån fra bank. Det er også enighet om at tekst utelatt til F PC, F PN morselskap. Også den overordnede beskrivelsen av kjøpene av seismikk, kravene på leterefusjon og utbetaling av letelån er i stor grad uomtvistet. Partene er videre enige om at lagmannsretten kan legge en rekarakterisert transaksjonskjede til grunn, slik at man kan se bort fra F PC som mellomledd. Tvisten knytter seg først og fremst til om oppofrelsesvilkårene for fradrag etter skatteloven 6 1 er oppfylt, alternativt om skatteloven 13 1 gir adgang til skjønnsfastsettelse. 3. 4 Kort om leterefusjonsordningen på norsk sokkel Sentralt i saken står leterefusjonsordningen på norsk sokkel. Denne innebærer i hovedtrekk at leteselskaper kan kreve kontant utbetaling av skatteverdien av letekostnader, jamfør petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd. Hvis skattyter ikke har inntekter å føre en letekostnad mot, får selskapet utbetalt refundert skatteverdien fra staten. Seismikk vedtaket gjelder nektelse av fradrag for letekostnader etter leterefusjonsordningen. I tingrettens dom side 5 heter det om ordningen: Petroleumsskattesystemet er lagt opp slik at selskaper som driver petroleumsvirksomhet i tillegg til ordinær skatt, ilegges en særskatt til staten, jamfør petroleumsskatteloven 5 For slike selskaper vil den samlede skattesatsen være på 78. Leterefusjonsordningen ble innført i Norge i 2005 Før dette, hadde norsk sokkel vært dominert av de store internasjonale oljeselskapene. I motsetning til de etablerte selskapene i skatteposisjon, hadde nystartede leteselskaper ikke inntekter som kunne benyttes til å fradragsføre letekostnader. Selskap utenfor skatteposisjon måtte bære 100 av letekostnadene frem til selskapet eventuelt fikk inntekter som underskudd kunne avregnes mot. Dette skapte en høy inngangsbarriere for mindre selskaper som ønsket å fokusere på letevirksomhet på norsk sokkel. For å oppnå økt aktivitet på norsk sokkel, ønsket lovgiver å gi mindre, nystartede selskaper uten særlige inntekter mulighet til å operere på norsk sokkel på tilnærmet like vilkår som de etablerte selskapene som allerede var i skatteposisjon. Av Ot. prp. nr. 1 (2004 2005) s. 122 fremgår følgende: Formålet med pctroleumsskattelovens særbestemmelse om fremføring av underskudd med tillegg av rente, er å bidra til skattemessig likestilling mellom selskaper i og utenfor skatteposisjon. Rentetillegget skal kompensere for ulempen ved ikke å kunne føre underskuddet umiddelbart til fradrag mot skattbar inntekt(... )For å redusere eventuelle inngangsbarrierer for deltakelse i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel for nye aktører, og legge til rette for samfunnsøkonomisk lønnsom leting, foreslår departementet en ordning med årlig utbetaling fra staten av skatteverdien av undersøkelsesutgifter til selskap som ikke er i skatteposisjon. Forslaget medfører i praksis at selskaper utenfor skatteposisjon (typisk nye aktører) i enda større grad enn i dag likestilles med selskaper i skatteposisjon (typisk etablerte selskaper). Petroleumsskatteloven 3 bokstav c, femte ledd gir rett til en årlig utbetaling av skatteverdien av undersøkelses leteutgifter for det tilfellet at man ikke har skattbar inntekt å kunne fradragsføre utgifter mot. Leterefusjonsordningen må dermed anses som en form for forskudd på fradrag av letekostnadene. Utbetalingen er begrenset oppad til skatteverdien av skattyters underskudd. Dette innebærer at staten i forbindelse med den årlige skattefastsettelsen utbetaler 78 av undersøkelsesutgiftene. Dersom selskapet senere ikke skulle oppnå inntekter som kostnadene kan fradragsføres mot, vil forskuddet i realiteten være en kontantutbetaling som staten ikke får tilbake. De resterende 22 må dekkes på annen måte av selskapet selv. Lagmannsretten er enig i denne beskrivelsen og bemerker særlig at selve risikofordelingen, der staten tar 78 prosent av risikoen for letekostnadene, mens 22 prosent skal bæres av leteselskapet selv ved oppofrelse, er sakens kjerne. Skattemyndighetene hevder at ankende part har utnyttet denne ordningen, ved at de 22 prosentene aldri er gjort opp, og staten derved har tatt 100 prosent av risikoen. Ankende part mener at det har skjedd en rettmessig risikofordeling. Lagmannsretten vil komme nærmere inn på leterefusjonens skattemessige særstilling i punkt 3835 Kort om seismikk Seismikk er en geofysisk metode for å undersøke berggrunnen som foretas av seismikkselskaper. Disse er ikke er underlagt særskatteplikt, men har en alminnelig selskapsskattesats. Seismikken selges så til særskattepliktige selskaper, herunder leteselskaper eller oljeselskaper. Multiklientseismikk cx seismikk som seismikkselskapene samler inn til sine databibliotek, og som de selger til flest mulige kunder. Oljeselskapet leteselskapet kjøper da en ikke eksklusiv bruksrett til seismiske data. Kjøp av seismikk behandles i Borgarting lagmannsretts dom 16 april 2020 (L B 2018 191783, senere kalt T GS dommen). Dommen er en del av det nevnte sakskomplekset og gjaldt selskapet Skeie Energy A S kjøp av seismikk fra et annet seismikkselskap. Lagmannsretten kommer tilbake til betydningen av denne dommen i neste punkt. Det gis i dommens side 11 flg. en grundig beskrivelse av seismikkjøp, som begge parter er enige i: Saken gjelder kjøp av seismiske data og tilknyttede produkter. Seismiske data hentes inn ved bruk av kabler som blir tauet etter skip. Akustiske bølger skytes inn i undergrunnen. Bølgene returneres i forskjellige vinkler og frekvenser avhengig av substansene i undergrunnen. Man skiller mellom 2 D seismikk og 3 D seismikk. 2 D seismikk viser et todimensjonalt tverrsnitt av undergrunnen. Ved skyting av 3 D seismikk benyttes flere kilder og linjer med mottakspunkter, og man får da et tredimensjonalt bilde av undergrunnen. Eldre 2 D data omtales gjeme som vintage data. Disse handles gjeme til en stadig større rabatt etter hvert som dataene blir eldre. Lagmannsretten har fått opplyst at seismiske data etter gjeldende lovregler i hovedsak må frigis etter ti år, og kan deretter hentes i en statlig database kalt Diskos........ Seismikk kan også klassifiseres etter kontraktstype. Ved såkalt kontraktsseismikk bestiller ett eller flere oljeselskaper en seismisk undersøkelse, og får enerett på de innsamlede dataene. Multiklientseismikk er seismikk som seismikkselskapene selv samler inn til sine databibliotek, og som de så selger til flest mulige kunder. Salg av multiklientseismikk kan skje både før og etter at innsamlingen har skjedd. Kjøperne omtales i så fall som enten early participant (E P) eller late participant (L P). Slike salg kan også omtales som early sales (E S) eller late sales (L S). L P salg har en lav marginalkostnad for seismikkselskapene, siden dataene allerede foreligger og det kun er tale om å gi kunden tilgang til dataene. Prisen for multiklientseismikk består normalt i en fast pris når kunden får tilgang til dataene. I tillegg kan det avtales en uplift, som er et tilleggsvederlag dersom oljeselskapet tildeles en lisens innenfor området for seismikken. Seismiske data benyttes av oljeselskapene til å avgjøre hvor de skal bore brønner og hvilke områder de skal satse på ved videre leting og ved utlysning av lisenser. Utlysning av lisenser skjer særlig gjennom to metoder, såkalte A PA tildelinger eller i regulære konsesjonsrunder. A PA står for Awards in Predefined Area. På norsk heter dette Tildeling i Forhåndsdefinert Område (T FO). Disse utlysningene og tildelingene skjedde utenom de vanlige konsesjonsrundene, og omfattet regulært ledige blokker i modne områder. Nominasjonsrundene ble normalt utlyst annet hvert år. Disse omfattet ofte mer umodne områder. I forkant av nominasjonsrundene inviterte myndighetene oljeselskapene til å nominere blokker som de ønsket skulle være en del av utlysningen. Vår sak gjelder kjøp og salg av multiklientseismikk, der F PN hovedsakelig var late participant. Dette var altså en type seismikk som allerede fantes hos P GS, og som kunne leies ut til leteselskap fra et seismikkbibliotek. 3. 6 Nærmere om T GS dommen TG S dommen gjelder en straffesak i samme sakskompleks, men mellom andre parter. I denne saken hadde Økokrim tiltalt to personer, hvorav tidligere styreleder i F PN, N1, og seismikk selskapet T GS Nopec Geophysical A SA (T GS) for å ha utnyttet leterefusjonsordningen i petroleumsvirksomheten, ved at oljeselskapet Skeie Energy A S (senere E P Holding A S) som en av de tiltalte var daglig leder for, krevde fradrag for utgifter til kjøp av seismikk. Det straffbare forholdet etter tiltalen var å gi uriktige eller ufullstendige opplysninger til skattemyndighetene i forbindelse med selvangivelsen for 2009, eller medvirke til dette. Retten fant at vilkårene for fradragsrett etter skatteloven 61 var oppfylt, men at det var grunnlag for å nekte fradrag basert på skatterettslig gjennomskjæring. Retten la til grunn at det ikke var foretatt noen konvertering av gjeld og at det heller ikke var funnet tilstrekkelig bevis for en underhåndsavtale. Det var ikke grunnlag for straff, da det ikke ble funnet bevist at oljeselskapet hadde gitt skattemyndighetene uriktige eller ufullstendige opplysninger. Retten mente det ikke var plikt til å opplyse om formålet med transaksjonen og frifant de tiltalte. Økokrims anke vedrørende straffesaken mot N1 ble forkastet av Høyesterett (H R 2020 2200 A). T GS dommen berører flere av de samme personer som i saken her, men lagmannsretten kan likevel ikke se at dommen kan få noen avgjørende betydning for vår sak. Den inneholder konkrete vurderinger av andre transaksjoner, mellom andre parter, og gjelder en strafferettslig kontekst. Det skjedde dessuten ingen konvertering av gjelden i T GS saken, i motsetning til i saken her, der det ble foretatt en konvertering til en så pass høy tegningskurs at det kunne innebære en ettergivelse av gjelden. I T GS saken ble det gjort opp et beløp på 134 millioner kontant. Lagmannsretten mener at dette kan ha hatt innflytelse på rettens bevisvurdering av hva som var avtalt mellom aktørene i T GS dommen. For subsumsjonen i saken her gir T GS dommen dermed ikke noen direkte veiledning. 3. 7 Nærmere om de rettslige rammer for seismikk vedtaket3. 7. 1 Oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 Lagmannsretten bemerker innledningsvis at det ikke er omstridt at bestemmelsen i skatteloven 6 1 om hva det kan kreves fradrag for, også får anvendelse i petroleumsskatteregimet og ved kjøp av seismiske data. Bestemmelsen lyder slik: 6 1 Hovedregel om fradrag Det gis fradrag for kostnad som er pådratt for å erverve, vedlikeholde eller sikre skattepliktig inntekt. Bestemmelser som presiserer, utvider eller innskrenker fradragsretten for kostnader som nevnt i forrige punktum er gitt i 6 10 til 6 32Av regelen kan det utledes to vilkår for fradragsrett for kostnader i skattyters bruttoinntekt. Det ene vilkåret er det såkalte oppofrelsesvilkåret, som innebærer at en kostnad må være oppofret, jamfør ordlyden pådratt. Det andre vilkåret er tilknytningsvilkåret, nemlig at kostnaden må være pådratt for å erverve, vedlikeholde eller sikre skattepliktig inntekt. Vilkåret innebærer at det må foreligge en tilstrekkelig nær tilknytning mellom kostnaden og den skattepliktige inntekten. Den ankende part har anført at det fremgår forutsetningsvis av seismikk vedtaket at tilknytningsvilkåret er oppfylt. Staten er uenig og har anført at det ikke er tatt stilling til dette vilkåret i vedtaket. På grunn av det resultat lagmannsretten er kommet til, er det uansett ikke nødvendig for lagmannsretten å komme nærmere inn på dette vilkåret. Vilkåret pådratt innebærer at det må finne sted en reduksjon i skattyters formuesstilling, jamfør Rt 2015 367 (Orkla Lilleborg) avsnitt 32 Det er ikke tilstrekkelig at det skjer en ren ombytting av verdier, da dette ikke vil føre til en reell reduksjon i skattyters formuesstilling, men kun til en endring i formuens sammensetning, jamfør Rt 2014 108 (Statoil Angola 2) avsnitt 48 med videre henvisninger. Vilkåret kostnad innebærer at skattyter må ha hatt en fordel som er oppofret, det vil si gitt endelig avkall på, jamfør Ot. prp. nr. 86 (1997 1998), side 49 Skattleggingen skal baseres på hva som er den privatrettslige realiteten, jamfør H R 2016 1179 A (Herkules) avsnitt 50Vilkårets nærmere innhold er tolket i rettspraksis. Er man i realiteten sikret mot å gi avkall på en fordel, foreligger det ingen oppofrelse reduksjon i skattyters formuesstilling, jamfør Rt 1996 1256 (Libæk), på side 12641 avgjørelsen legger Høyesterett til grunn at det gjelder som et alminnelig vilkår for avskrivningsfradrag at eierens økonomiske interesse utsettes for tap blir oppofret som følge av driftsmidlets verdiforringelse over tid.... Vilkåret om at eierens økonomiske interesse utsettes for tap innebærer etter lagmannsrettens syn at det må foreligge en økonomisk risiko på skattyters hånd. Er skattyter sikret mot slik risiko gjennom avtale, foreligger det heller ingen oppofrelse. I Rt 1996 1270 (Nopec), på side 1276, fant Høyesterett at det ikke forelå noen oppofrelse når skattyter var sikret tilnærmet full restitusjon av sin investering. Tilsvarende, i Rt 1998 46 (Scott), på sidene 54 og 55, kom Høyesterett til at det ikke forelå noen oppofrelse når skattyter gjennom opsjonserklæringene (... ) sikret tilnærmet full restitusjon av sin investering kostprisen på skipsandelene. Høyesterett har i Scott dommen presisert at oppofrelsessynspunktet har sammenheng med det alminnelige utgiftsbegrep i skatteloven 44, som i dag er kostnadsbegrepet i skatteloven 6 1 Lagmannsretten viser også til H R 2017 2248 A (Ai Lease) avsnitt 22 og 34 35 med videre henvisninger. Her fant Høyesterett at oppofrelse var betinget av at skattyteren virkelig har risikoen for slikt verdifall. Dommene forutsetter dessuten at det er foretatte reelle transaksjoner. I de nevnte sakene var riktignok spørsmålet hvorvidt skattyter kunne kreve fradrag for verdireduksjon (avskrivninger) i en situasjon hvor skattyter var rettslig beskyttet mot verdireduksjon. Lagmannsretten mener imidlertid at dommene også generelt sett er relevante for tolkningen av oppofrelsesvilkåret. Oppgjørsformen er ikke avgjørende for om det har skjedd en oppofrelse. En betalingsforpliktelse kan være nok. Oppgjør ved etablering av en selgerkreditt, der kjøper pådrar seg en gjeldsforpliktelse, vil altså kunne utgjøre en oppofrelse. Dette forutsetter imidlertid, slik lagmannsretten ser det, at gjeldsforpliktelsen er reell. 3. 7. 2 Skattlegging av petroleumsvirksomhet og etableringen av leterefusjon FP Ns virksomhet har vært leting etter petroleum, som er underlagt det særskilte petroleumsskatteregimet, jamfør petroleumsskatteloven av 1975, jamfør 1. Loven gjelder skattlegging av undersøkelse etter (... ) undersjøiske petroleumsforekomster og dertil knyttet virksomhet og arbeid. Det samfunnsøkonomiske formålet er at leting ikke skal forhindres av skattesystemet, jamfør Ot. prp. nr. 1 (2004 2005), punkt 1422I N OU 2000: 18 Skattlegging av petroleumsvirksomhet vurderte et utvalg petroleumsskattesystemet, herunder om skattesystemet unødig skaper inngangsbarrierer for nye selskaper, jamfør mandatet til utvalget som er gjengitt på side 10 Et flertall i utvalget foreslo å gi adgang til underskuddsfremføring med renter, se side 156 Departementet fant at dette vil bidra til større grad av likestilling mellom selskapene i og utenfor skatteposisjon. Dette oppnås ved at rentetillegget kompenserer for ulempen av å ikke kunne føre underskuddet til fradrag umiddelbart, se Ot. prp. nr. 86 (2000 2001) side 36 Adgangen til underskuddsfremføring ble tatt inn i petroleumsskatteloven 3 bokstav c) første ledd. Med virkning fra 2005 ble adgangen til underskuddsfradrag utvidet. For det første ble det innført en ordning for utbetaling av den skattemessige verdien av selskapenes udekkede underskudd og overskytende friinntekt ved opphør av utvinningsvirksomheten, se Ot. prp. nr. 1 (2004 2005) side 124 Bestemmelsen om dette ble inntatt i petroleumsskatteloven 3 bokstav c) fjerde ledd. For det andre ble leterefusjonsordningen innført. I nevnte proposisjon heter det om dette følgende på side 122: En viktig side ved et nøytralt petroleumsskattesystem er at skattereglene ikke er til hinder for samfunnsøkonomisk ønsket leting på norsk sokkel. Etter departementets vurdering vil reglene om fremføring av underskudd med tillegg av rente, adgangen til overføring av udekket underskudd ved samlet realisasjon av virksomhet og fusjon, samt departementets forslag nedenfor om utbetaling av skattemessig verdi av underskudd ved opphør av virksomhet, gi sikkerhet for skattemessig fradrag for leteutgifter for selskaper utenfor skatteposisjon. Selv om disse selskapene er sikret å få tilbake skatteverdien av leteutgiftene senest ved opphør av virksomheten, kan likevel gjeldende system innebære en likviditetsulempe for selskaper utenfor skatteposisjon. Mindre aktører i en oppbyggingsfase kan ha begrenset kapitaltilgang og dermed svakere evne til å vente på fremtidige skattefradrag selv om selskapet kompenseres verdimessig. Dette kan typisk gjelde nye aktører som ønsker å delta i lete eller utbyggingsaktivitet på norsk sokkel. For i større grad å likestille selskaper i og utenfor skatteposisjon, foreslår departementet en ny ordning innenfor petroleumsskatteregimet der selskaper utenfor skatteposisjon kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av pådratte undersøkelsesutgifter (leteutgifter) i særskattepliktig virksomhet begrenset oppad til skattemessig underskudd i sokkelvirksomheten for det aktuelle inntektsårel. Bestemmelsen om fradragsrett ved leterefusjon ble tatt inn i petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd, som fikk følgende ordlyd: Den skattepliktige kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av direkte og indirekte utgifter (med unntak av finansutgifter) til undersøkelse etter petroleumsforekomster, for så vidt beløpet ikke overstiger årets underskudd i henholdsvis alminnelig inntekt i sokkeldistriktet og grunnlaget for særskatt. Skatteverdien av undersøkelsesutgiftene fastsettes ved å multiplisere de fradragsberettigede utgiftene i alminnelig inntekt og i særskattegrunnlaget med gjeldende skattesatser for året da undersøkelsesutgiftene er pådratt. Beløpet fastsettes av ligningsmyndighetene ved ligningen for det aktuelle inntektsår. Når skatteverdien av undersøkelsesutgifter kreves utbetalt etter dette ledd, skal utgiftene ikke inngå i underskudd som behandles etter andre bestemmelser i 3 c. Vilkåret for fradrag etter bestemmelsen er at det er tale om direkte og indirekte utgifter (med unntak av finansutgifter) til undersøkelse etter petroleumsforekomster. I foran nevnte proposisjon står det følgende om avgrensningen av dette, også på side 122: Direkte utgifter til undersøkelse etter petroleumsforekomster på sokkelen vil typisk være utgifter til kartlegging og analyse av eventuelle petroleumsforekomster, anskaffelse av data, seismologiske og geofysiske undersøkelser, boring av undersøkelsesbrønner og visse avgrensningsbrønner, samt andre direkte kostnader knyttet til undersøkelsesaktiviteten. Fra og med inntektsåret 2007 ble det åpnet for muligheten til å pantsette eller overdra kravet på utbetaling av leterefusjon, se skattebetalingsloven 10 1 tredje ledd. Av forarbeidene til endringen fremkommer det at departementet mente at dette ville være i tråd med formålet med ordningen, se Ot. prp. nr. 1 (2006 2007) side 117373 Særlige hensyn ved petroleumsskatteregimet Petroleumsskatteregimet er et eget skatteregime med andre formål og hensyn enn i det vanlige skatteregimet. Det kjennetegnes ved en rekke særtrekk i skattyters favør. Lagmannsretten er enig med staten i at disse særtrekkene og særlige hensyn må tas i betraktning ved tolkningen av de alminnelige skattebestemmelser, herunder ved tolkningen av oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 Petroleumsskatteloven 2 og 8 står ikke i veien for det. Det er etter lagmannsrettens syn tale om å anvende alminnelige lovtolkningsprinsipper. Lagmannsretten vil begrense gjennomgangen av særtrekk til de som gjelder leterefusjonsordningen. Utbetalingen av leterefusjon er etter petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd begrenset oppad til skatteverdien av skattyters underskudd. Det innebærer at staten i forbindelse med den årlige skattefastsettelsen utbetaler 78 prosent av undersøkelsesutgiftene. Dersom selskapet senere ikke skulle oppnå inntekter som kostnadene kan fradragsføres mot, vil forskuddet være en kontantutbetaling som staten ikke får tilbake. De resterende 22 prosentene må imidlertid dekkes på annen måte av selskapet selv. Systemet innebærer at staten deler risikoen med oljeselskapet. For utgifter til leting etter petroleum følger det av forskrift om skattlegging av inntekt vunnet ved utvinning og rørledningstransport av petroleum 3 at slike kostnader ikke kreves aktivert og avskrevet. Det gis fradrag med en gang. Dette gjelder typisk utgifter til leteboring, kjøp av seismikk og til feltevaluering. Leterefusjonsordningen innebærer negativ skatt, det vil si en kontantstrømskatt ved kontant utbetaling av skatteverdien av letekostnader, jamfør 3 bokstav c) femte ledd. Dersom skattyter ikke har inntekter å føre en letekostnad mot, får selskapet utbetalt refundert skatteverdien fra staten. Det betyr at en fradragsposisjon for en kostnad skaper en positiv kontantstrøm for skattyter. Dette skiller seg fra det vanlige skatteregime, hvor fradraget bare kan utnyttes hvis selskapet senere får skattepliktige inntekter. Leterefusjonsordningen sikrer også mulighet for mellomfinansiering frem til utbetaling. Leterefusjonen utbetales etter skattefastsettingen for inntektsåret, det vil si i slutten av året etter at kostnaden er pådratt. Men fakturaen fra seismikkselskapet kan umiddelbart benyttes til å trekke opp lån hos eksterne banker ved såkalte letelån. Banken får da pant i kravet mot staten på utbetaling av leterefusjon, jamfør skattebetalingsloven 10 1 tredje ledd og petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd. Dermed ble det mulig for oljeselskapene å frigjøre mye av den likviditetstilførselen som ordningen innebar. Selskapet får ved letelån ikke lånt opp hele skatteverdien, som er 78 prosent av pålydende, fordi bankene tar høyde for at enkelte letekostnader ikke blir refundert. Aktørene i vår sak forutsatte at ankende part ville få letelån på cirka 65 prosent av letekostnadene. 3. 7. 4 Sak for E SA Bellona brakte i 2017 leterefusjonsordningen inn for E SA som ulovlig statsstøtte. E SA fant at denne ikke utgjør ulovlig statsstøtte etter E ØS avtalen artikkel 61 første ledd, jamfør vedtak fra E SA 20 mars 2019 Prinsippet om nøytralitet i petroleumsskatteregimet ble avgjørende for at Norge ble frifunnet, jamfør E SAs avgjørelse, avsnitt 89, 90 og 123 Avgjørelsen bygget særlig på at petroleumsskatteregimet er et eget skattesystem. Lagmannsretten mener imidlertid at avgjørelsen fra E SA ikke åpner for at det kan gis refusjon utovsr 78 prosent, jamfør særlig vedtaket side 106 Myndighetene må altsa sikre at de gunstige særtrekkene ikke gjør at leting, som ikke er lønnsom før skatt, blir lønnsom etter skatt, jamfør særlig Finansdepartementets brev til E SA 9 februar 2018, hvor det heter:... emphasize the importance of a tax system that does not distort petroleum companies decisions (neutrality)... A neutral tax system will ensure that petroleum resources that are profitable to develop before tax, are profitable for companies after tax, and vice versa. Leterefusjonsordningen skal følgelig ikke gi tilskudd eller skape mer leting enn det som er bedriftsøkonomisk lønnsomt. Dette er et relevant tolkningsmoment, jamfør presumsjonsprinsippet i E ØS avtalen artikkel 2375 Gjelder skatteloven 6 1 fullt ut ved leterefusjon? Ankende part har anført at skatteloven ikke stiller noen konkrete krav om hvordan et selskap finansierer sine anskaffelser og gjør opp sin 22 prosent kostnadsandel. Lagmannsretten finner ikke dette avgjørende og bemerker her at i og med at staten betaler 78 prosent av letekostnadene som fradragsføres, må skatteyter under enhver omstendighet, for å oppfylle skatteloven 6 1, fylle vilkårene for fradrag for de resterende 22 prosent. Dette er nødvendig for å skape den forutsatte skattemessige symmetri og nøytralitet. Selskapet kan derfor etter lagmannsrettens syn ikke velge bort nedsiderisikoen og må oppofre denne delen på ordinær måte for å komme i fradragsposisjon. 3. 7. 6 Begrepet skattekarusell Oljeskattekontorets formulering skattemessig drevet karusell henspiller på uttrykkene momskarusell og karusellsvindel fra mervcrdiavgiftsretten, der det er muligheten for negativ skatt som er drivkraften. Statens syn er, slik lagmannsretten oppfatter det, følgende: Petroleumsskattesystemet forutsetter en risikofordeling mellom skattyter og staten. Dersom selskapet ikke betaler noe og heller ikke kan betale sin andel, er dette en drift bygget på en skattekarusell. F PN kjøpte seismikk fra P GS på selgerkreditt for et betydelig beløp. F PN hadde ingen forutsetninger for å gjøre opp kjøpesummen. F PN og P GS delte leterefusjonen fra staten mellom seg. P GS krevde heller aldri fullt oppgjør av kjøpesummen, uavhengig av om gjelden var reell eller ikke, og konverteringen var en gjeldsettergivelse, uavhengig av om det var en plikt eller rett. Resultatet av denne skattekarusellen var at verken F PN eller andre dekker den forutsatte andel på 22 prosent. Slik ble hjulene holdt i gang frem til F PN etter vår tidsregning skulle lykkes i å gjøre drivverdige funn. Dette ville ikke vært godtatt av E SA og er i strid med leterefusjonsordningens sentrale rettslige utgangspunkter. Ankende part har på sin side blant annet fremholdt at F PN bare har fulgt de muligheter som lå i leterefusjonsordningen, på en rettmessig måte, og at det ikke er noe ved fremgangsmåten som skiller F PN fra andre leteselskaper. Lagmannsretten mener som nevnt at det er en forutsetning i petroleumsskatteloven, jamfør 3 bokstav c) femte ledd, at 22 prosent skulle dekkes av leteselskapet selv, og at dersom driften i stedet er fullfinansiert av statlige midler, er dette i strid med lovens intensjon. Dersom dette utgjør et pågående mønster over år, der beløpet som skulle vært oppofret, brukes til å sikre driften, vil begrepet skattekarusell etter lagmannsretten syn kunne være en illustrerende beskrivelse. Det er imidlertid ikke nødvendig for lagmannsretten å ta stilling til om denne karakteristikken er treffende i vår sak. 3. 7. 7 Proforma grunnlaget Ved skattlegging skal det reelle forholdet mellom partene legges til grunn. Et av grunnlagene som er påberopt fra statens side, er at gjelden ikke var reell, men et proforma arrangement, og dermed ikke en oppofrelse. Dette danner grunnlag for lagmannsrettens videre drøftelser. Som proforma regnes en felles forståelse mellom avtalepartene om at det reelle forholdet innad er et annet enn det som det skiltes med utad, jamfør Amholm, Privatrett I I Avtaler side 290 Den sentrale problemstillingen er dermed om det forelå en felles forståelse innad mellom F PN og P GS om at seismikken ikke ville bli gjort opp fullt ut og med reelle verdier, slik at F PN ikke skulle betale mer enn 78 prosent av fakturaen til P GS. I tillegg kreves at partene utad skilter med en annen forståelse. Hvorvidt det forelå en slik felles forståelse mellom partene, er et bevisspørsmål, jamfør Rt 2001 187 (Media Bergen) og beror på hva som er mest sannsynlig faktum. Dommen gir på side 192 følgende retningslinjer for bevisvurderingen: Hvorvidt avtalen av 24 mars 1992 er reell eller proforma, er et bevisspørsmål, og svaret beror på en totalvurdering av bevisene i saken. For Høyesterett er spørsmålet om ligningen bygger på et riktig faktisk grunnlag. Ligningsloven har ikke lovfestet noen bevisbyrderegel. Men det er i forarbeidene klart gitt uttrykk for a ligningsloven 8 1 og 8 2 skal forstås slik at det som hovedregel er det mest sannsynlige faktum som skal legges til grunn. Ligningsmyndighetene må legge til grunn det faktiske forhold som de etter en samlet vurdering anser som det sannsynlig riktige, jamfør Ot. prp. nr. 29 (1978 1979) side 100Materialet for å fastsette det faktiske grunnlag for ligningen, skal primært fremskaffes av skattyter. Skattyter plikter å bidra til at hans skatteplikt i rett tid blir klarlagt og oppfylt, og å gjøre ligningsmyndigheten oppmerksom på feil ved ligningen og skatteoppgjøret som han er klar over, jamfør ligningsloven 4 1 nummer 1 Det følger av 4 1 nummer 2 at den som leverer forenklet selvangivelse, skal varsle vedkommende myndighet om feil som han oppdager i ligningsutkastet. Finner ligningsmyndighetene grunn til å kreve nærmere opplysninger om privatrettslige disposisjoner som kan få skattevirkninger, må partene være forberedt på å gi nærmere dokumentasjon. Ikke minst gjelder det hvor partene, som i denne saken, er nærstående, jamfør Rt 1998 383, Vrybloed dommen, Side 193 på side 392 og Rt 2000 1739 Forsømmelse av opplysningsplikten kan tillegges betydning ved bevisbedømmelsen. Partenes subjektive oppfatninger vil ha avgjørende betydning ved avtaletolkningen, jamfør Woxholt, Avtalerett, (11. utgave 2021) side 481, hvor det heter: Prinsippet om objektiv fortolking må underkastes modifikasjon hvis på avtaleinngåelsestidspunktet har hatt en felles oppfatning av kontraktens forståelse, og dette kan påvises. I tilfelle blir denne felles oppfatningen alltid avgjørende uten hensyn til ordlyden, jf jf Rt 2002 1155 (s 1159) (U NI DR OI T Principles art 41 (1 ): A contract shall be interpreted according to the common intention of the parties. ). I disse tilfellene har jo partene ikke bare villet disponere, men også villet det innhold avtalen har fått, til tross for at de har valgt en språkbruk som avviker fra det normale. 4 Lagmannsrettens vurderinger av seismikk vedtaket4. 1 Innledning og det videre opplegg Lagmannsretten vil i det følgende gjennomgå bevisene i saken med særlig henblikk på om F PN bar den økonomiske risikoen for de 22 prosentene av kostnadene ved seismikkjøpene i 2010 O G 2011, eller om det var en proforma avtale som man gjorde gjeldende overfor skattemyndighetene, men som ikke gjaldt det interne forholdet. En del av bevisførselen har vært knyttet til spørsmålet om F PN drev reell letevirksomhet og benyttet seismikken til et slikt formål. Lagmannsretten finner det imidlertid ikke avgjørende hvorvidt F PN hadde et reelt behov for å kjøpe seismikk for å kunne operere som leteselskap, eller om seismikken ble benyttet på en rimelig og fornuftig måte. Det er i hovedsak ikke bestridt at seismikken ble brukt til leting, eller at selskapet var i drift som leteselskap og fikk utviklet lisenser. Denne delen av sakens bevisførsel har lagmannsretten altså ikke funnet det påkrevd å utdype eller kommentere ytterligere. Sakens sentrale bevismessige tema er etter lagmannsrettens syn et annet, nemlig en mulig asymmetrisk risiko forskyvning som innebar at staten satt igjen med 100 prosent risiko for nedsiden, dersom det ikke ble gjort funn. De ulike fasene av seismikkjøp og avtalestruktur overlapper hverandre tidsmessig. Sakens kjerne er F PNs kjøp av seismikk fra P GS i 2010 og 2011, men også E ENs kjøp av seismikk fra P GS i 2009 har betydning. 4. 2 Forhistorien4. 2. 1 Selskapet E PH og kjøp av seismikk i 2008 I desember 2008 kjøpte E PH seismikk for 82, 2 millioner kroner fra P GS. Formålet var å finansiere videre drift i E PH, jamfør Gulating lagmannsretts dom 14 januar 2019 (L G 2017 93016) side 6: Status høsten 2008 var at E PH hadde overtatt alle aksjene i Noble (P EC AS), og hadde en gjeld til Skeie Technology på cirka 144 millioner kroner. E ønsket at lånet skulle reduseres, og E PH nedbetalte lånet med 33 millioner kroner 20 november 2008 Samme dag oppsummerte A de betalingsforpliktelser E PH kunne vente de neste tre månedene. Egenkapital behovet var på 31 til 34 millioner kroner. E meldte tilbake at han står fast på at vi stopper opp snarest mulig. I tiden som fulgte hadde E vekslende syn på spørsmålet om nedleggelse eller fortsatt drift av E PH. I slutten av november 2008 kom tanken om et strategisk samarbeid med et seismikkselskap opp for første gang, blant annet på bakgrunn av en dialog Jon Einar Tellefsen (letesjef geolog i E PH) hadde med P GS. I e post 26 november 2008 skrev N1, daglig leder i E PH, følgende til N5, styreleder i E PH: Her er et forslag til en deal som bør være enkel for P GS å gjennomføre. Si at vi kjøper seismikk fra P GS for ca 90 millioner. Hvis de gir oss et lån på tilsvarende beløp så vil vi etter kjøpet av seismikken fortsatt ha cirka 60 millioner igjen i egenkapital (siden vi gearer seismikk kjøpet opp med letelån det vil si ca 66 av 90 millioner) Dette er tilstrekkelig til å drive organisasjonen, letelisensene og i worst case også bore Bream brønnen hvis salg eller farm down trekker ut.... Den 23 desember 2008 inngikk E PH avtale med P GS om kjøp av seismikk for 82, 2 millioner kroner. E PH ble gitt utsatt frist for betaling til desember 2009 for 57, 2 millioner kroner. Kjøpesummen forfalt med 25 millioner kroner 31 januar 2009 og med 57, 3 millioner kroner 20 desember 2009I en e post 29 november 2008 uttalte N1 at avtalen er i utgangspunktet kun ment som en kortsiktig finansieringskilde slik at vi slipper å gå i default med våre partnere i lisensene. En uke etter avtaleinngåelsen med P GS betalte E PH ned på lånet fra majoritetseier Skeie Technology med 11 millioner kroner. I løpet av kort tid ble lånet fra Skeie Technology redusert med ytterligere 35 millioner kroner til 65 millioner. Våren 2009 var det igjen behov for mer kapital i E PH, og det ble innledet forhandlinger om kjøp av mer seismikk fra P GS med utsatt betaling. Virkninger av kjøpet var at E PH fikk utbetalt cirka 53, 4 millioner kroner i letelån. E PH betalte P GS 25 millioner kroner i februar 2009, det vil si 30 prosent. Klagenemnda for petroleumsskatt nektet E PH fradrag for hele beløpet i vedtak 9 april 2018Det er uomstridt at bakgrunnen for opprettelsen av F PN var at P GS og E PH ønsket å finne en måte å gjøre opp resten av gjelden fra 2008 kjøpet, som utgjorde 40 millioner kroner. 4. 2. 2 Våren 2009 Våren 2009 forhandlet E PH og P GS om seismikkjøp fra T GS på cirka 900 millioner kroner over tre år. På denne måten ville man gjøre opp den nevnte gjelden. Det var fortsatt et akutt likviditetsbehov i E PH, jamfør L G 2017 93016 Formålet med kjøpet var også å bruke det til å utvikle et felleseid oljeselskap, som ville falle innenfor leterefusjonsordningen. 4. 2. 3 E PHs kjøp av seismikk fra T GS mai juni 2009 EP H vurderte også fmansering ved kjøp fra andre seismikkselskap, herunder T GS. I L G 2017 93016 side 7 heter det om dette: Forhandlingene med P GS trakk ut i tid. I april 2009 fikk A en antydning fra seismikkselskapet om at man ikke ville komme i mål med en avtale før tidligst 1 juni. A foreslo derfor for E å ta parallelt kontakt med T GS og tilby dem samme avtale. E var enig i forslaget, og ba A ta kontakt med T GS snarest. Det gjorde A i epost 13 april 2009 til B (T GS). Det viste seg at T GS hadde en annen forretningsmodell enn P GS. Mens P GS i hovedsak satset på skyting av ny seismikk i modne områder, hadde T GS hovedfokus på bibliotekseismikk over hele norsk sokkel. Styret i E PH vedtok 22 april 2009 revidert strategi og inngåelse av avtale med en strategisk samarbeidspartner P GS eller T GS. A foreslo at selskapet i tillegg til å videreutvikle de eksisterende lisensene, skulle starte arbeid med å bygge opp en attraktiv portefølje av nye letelisenser i attraktive områder nord for Haltenbanken. En slik strategi ville ifølge protokollen kreve tilgang til store mengder seismiske data. Styret vedtok å gi A fullmakt til å vurdere hvilket seismikkselskap som vil kunne tilføre best verdi for selskapet, og til å inngå en eksklusivitetsavtale med dette selskapet, med mål om å fremforhandle en samarbeidsavtale innen utgangen av juni 2009I mai juni 2009 kjøpte E PH seismikk fra T GS for 399 millioner kroner. Bakgrunn for kjøpet var fortsatte likviditetsutfordringer i E PH, jamfør T GS dommen side 11: Skeie Energys strategi fra oppstarten i 2007 var, som nevnt, å være et oppstrøms oljeselskap som skulle bidra til å utvikle marginale funn til kommersielle felt. Da finanskrisen med tilhørende dramatisk oljefall inntraff høsten 2008, hadde Skeie Energy eierandeler i flere utvinningstillatelser som ville kreve betydelig kapital til både leting og utvikling. Alle blokkene lå i Nordsjøen. Skeie Energys hovedaksjonær, N5, ønsket ikke å bidra med ytterligere kapital. Flere forsøk på å skaffe kapital fra investorer hadde strandet. Våren 2009 var Skeie Energys likviditetssituasjon meget presset, slik at også lønnsutbetalinger til ansatte ble utsatt. I denne situasjonen vedtok styret i Skeie Energy en strategiendring til også å satse på letevirksomhet, og inngikk i mai 2009 en rammeavtale med T GS om mulig kjøp av seismikk til leteformål over en 3 års periode for N OK 900 millioner. Gjennom 2009 kjøpte Skeie Energy seismikk for omkring N OK 400 millioner fra T GS, dels på kreditt. Som et resultat av reglene for refusjon under oljeskattereglene, muligheten for låneopptak i bank av refusjonskravet og betalingsbetingelsene med T GS, frigjorde kjøpene likviditet på omkring N OK 115 millioner for Skeie Energy, som Skeie Energy kunne benytte til andre formål. I tillegg ga finansieringsordningen Skeie Energy likviditet til å betale kontantandelen til T GS. Sammenhengen kan illustreres slik (omtrentlige tall): 1. Skeie Energy kjøpte seismikk fra T GS for N OK 399 millioner. T GS fakturerte dette beløpet. N OK 144 millioner (tilsvarende 36 prosent) ble betalt kontant per 30 dager. N OK 255 millioner ble gitt i selgerkreditt med forfall i desember 20102Basert på fakturaene på N OK 399 millioner fikk Skeie Energy ved fakturautstedelsene utbetalt N OK 260 millioner på en letelånskreditt hos D NB (tilsvarende 65 prosent). N OK 144 millioner ble brukt til å betale kontantandelen til T GS. Resten, N OK 115 millioner, benyttet Skeie Energy til andre formål. 3. Ved utløpet av 2010 mottok Skeie Energy N OK 291 millioner i leterefusjon fra staten. Det vesentligste av dette ble benyttet til nedbetaling på letelånsfasiliteten hos D NB. Ingen deler ble brukt til å betale restgjelden til T GS. Store deler av seismikken som ble solgt til Skeie Energy hadde T GS allerede samlet inn med sikte på generelt salg til andre kunder. T GS direkte kostnad ved salget var derved begrenset. I tillegg måtte T GS betale inntektsskatt på salget. Betalingsbetingelsene var satt slik at kontantdelen som Skeie Energy betalte til T GS, dekket noe ut over T GS variable kostnader og inntektsskatt. Hvis Skeie Energy ikke lyktes med sine planer og ikke klarte å gjøre opp gjelden til T GS, ville således ikke T GS lide noe direkte tap ved transaksjonen samlet sett. Retten fant at det hovedsakelige formålet med kjøpet var å finansiere drift av E PH gjennom leterefusjon: Ved denne vurderingen må alle elementer i transaksjonen mellom Skeie Energy og T GS ses i sammenheng. Transaksjonsstrukturen innebar at Skeie Energy fikk tilført likviditet som ble brukt til å dekke eksisterende forpliktelser og løpende drift. Lagmannsretten mener at restgjelden var reell, ved at den utgjorde en rettslig bindende forpliktelse. Både Skeie Energy og T GS var imidlertid klar over at restfordringen var usikker, og at betaling av gjelden ville kreve ytterligere tilførsel av kapital, eventuelt salg av selskapets aktiva. Omfanget av transaksjonen og tidfestingen av de enkelte kjøp viser også tydelig at begge disse elementene var styrt av likviditetsbehovet. Lagmannsretten er således enig med Økokrim i at finansiering (det vil i denne sammenheng bety skattefordelen) var drivkraften og motivasjonen bak transaksjonen og de enkelte kjøp. En nærmere beskrivelse av arrangementet, slik det fremkom i e poster fra N1 ( A ) til T GS, er gjengitt slik i L G 2017 93016 side 34: Spørsmål om kjøp av seismikk i et slikt omfang fra T GS, kom første gang opp i As epost til T GS 13 april 2009 A skrev til B (T GS), med kopi til blant annet E: Basert på den norske stats iver etter å utforske norsk kontinentalsokkel så mener vi at det er store muligheter for å etablere et spennende samarbeid mellom T GS Nopec som seismikk selskap og Skeie Energy E PH som prekvalifisert oljeselskap med adgang til letefinansiering. Vi ser for oss at kan vi tilby dere seimikkontrakter i størrelsesorden 7 900 millioner kroner over en tre årsperiode. Dagen etter utdypet A den mulige avtalen i e post til B og Kjell Trommestad i T GS. A skrev ikke noe om hvilken type seismikk E PH trengte, eller hvilke områder selskapet ønsket å dekke. Kun totalomfanget og den finansielle siden av saken er omtalt. A skrev bl. a.: Det vi har regnet på er muligheten for å teame opp med et seismikk selskap og konstruere en deal slik at skattesystemet gjør det mulig å; 1)Gi seismikkselskapet kontrakter hvor de i det minste får dekket sine kostnader knyttet til skyting av ny seismikk og2)Dekke Skeie Energy E PH sine driftskostnader uten at E (eller seismikkselskapet) trenger å tilføre kapital. Ved at Skeie Energy E PH har en letelånsfasilitet hos D NB på 500 mill så har vi mulighet for å betale seismikkselskapet sine kostnader umiddelbart og trenger ikke vente på at skatterefusjonen skal komme 1 2 år senere. (... )Med andre ord hvis vi kan få dette til å fungere så kan vi oppnå følgende; 1. T GS får kontrakter med Skeie Energy E PH på totalt ca 900 millioner kroner (ca 300 x tre år)2. T GS får som minimum betalt sine kostnader knyttet til seismikkjobbene (ca 300 millioner basert på eksempelet over). 3. Hverken T GS eller E trenger å skyte inn cash for å drive Skeie Energy E PH videre de neste 3 år. 4. T GS får en 40 eierandel i et oljeselskap uten å måtte investere en krone. Internt i T GS kommenterte Knut Agersborg forslaget fra A slik 15 april 2009: Interessant høres nesten for smart ut. Spesiellt dersom de kan kjøpe eksisterende data i stor grad. A skrev 17 april 2009 at E PH holdt på med å redusere det faste kostnadsnivået noe, at han ville sende T GS et oppdatert budsjett for 2009 2012, og at: Jeg vil da også simulere cash behovet (som vi må prøve å dekke med seismikken) fra kvartal til kvartal. Den 21 april 2009 sendte A et regneark til T GS, med et eksempel på hvordan en seismikk deal kan finansiere Skeie Energy E PH fremover. Forutsetningene A la til grunn var blant annet kjøp av eksisterende seismikk ( late sales ) for totalt 160 millioner kroner og ny seismikk for totalt 900 millioner kroner. Det står ikke noe om hvilken type seismikk E PH trengte, eller hvilke områder selskapet ønsket å dekke. A synes på dette tidspunktet ikke å ha vært kjent med at T GS i motsetning til P GS i hovedsak kunne tilby bibliotekseismikk. Etter at B snakket med A 24 april 2009, var han interessert i å kjøpe eksisterende seismikk. B skrev i en intern e post samme dag: Det med E P og L P er underordnet ihht modellen, men vi må finne ut hva som passer oss best. Denne handelen utløste cirka 238 millioner kroner i letelån til E PH og 290 millioner kroner i leterefusjon. E PH betalte cirka 134 millioner kontant til T GS (36 prosent). Selgerkreditt for restbeløpet med forfall desember 2010 ble aldri gjort opp. T GS konverterte ikke fordringen. Klagenemnda for petroleumsskatt nektet E PH fradrag for seismikkjøpene i vedtak 14 desember 2015 Denne avgjørelsen ble ikke brakt inn for domstolen. 4. 2. 4 Planen om opprettelsen av et nytt leteselskap (New Co, senere E EN og F PN)I august september 2009 fortsatte E PH og P GS forhandlingene om kjøp av mer seismikk. I august 2009 ble det foreslått etablering av et Joint Venture (New Co) som skulle kjøpe mer seismikk fra P GS, som en løsning på finansieringsproblemene. Planen innebar å finansiere nedbetaling av E PHs gjeld til P GS og New Cos løpende drift, gjennom leterefusjonen. tekst utelatt I september november 2009 valgte E PH og P GS å bruke E EN (senere F PN) som New Co, for å få gjort opp E PH gjelden. E EN var stiftet i november 2006 som Flying High Norway A S og skiftet navn til Excel Expro Norge A S (E EN) i august 2007 E EN skiftet navn til Fortis Petroleum Norway (F PN) 13 september 2010Lagmannsretten mener, hensett til sakens beviser, at E EN var tilnærmelsesvis verdiløst høsten 2009 Egenkapitalen var tapt, jamfør selvangivelsen for 2009 Alle ansatte var permittert. Selskapet klarte ikke å dekke løpende forpliktelser, jamfør brev fra selskapets advokat 15 desember 2009 Selskapets revisor varslet 11 mai 2009 styret om dets handleplikt. Manglende finansiell evne gjorde at E EN ikke fikk tildelt petroleumslisenser. Allerede ved prekvalifisering 21 august 2007 forutsatte O ED al E EN måtte innhente mer kapital. E ENs styre anslo selv et kapitalbehov på 200 millioner kroner for å få tildelt lisenser, jamfør årsregnskap for 2008425 Valget av selskapet E EN som skall PG S og E PH valgte selskapei E EN som skall for å gjøre opp E PH gjelden. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Av tidsnær dokumentasjon følger at E PH og P GS anslo verdien av E EN til cirka null kroner. P GS og E PH visste dermed at E ENs prekvalifiseringsstatus var svært usikker, men tok likevel ikke noen initiativ overfor petroleumsmyndighetene for å avklare om selskapet fortsatt var ansett som kvalifisert som rettighetshaver. Den økonomiske situasjonen for E EN sto dermed i kontrast til de opplysningene som ble gitt til skattemyndighetene om at det foregikk leting i selskapet. Det ble ikke opplyst noe om at prekvalifiseringsstatusen var vurdert som usikker, og at reell verdi var null kroner. tekst utelatt tekst utelatt 426 Opprettelsen av Fortis strukturen i april juli 2010 Morselskapet Fortis Petroleum Corporation A S (F PC) ble stiftet 29 april 2010 Det var to datterselskap: F PN og Fortis Petroleum U K Ltd. F PC hadde 1 million i aksjekapital. N1 ble registrert som styreleder i F PC 29 mai 20101 september 2010 tok F PC over E EN. Ved stiftelsen ble det utstedt 1 000 000 aksjer, hver pålydende kr. 1,. E PHs utestående gjeld til P GS på 40 millioner kroner ble ved opprettelsen av F PC omgjort til 200 000 aksjer i F PC. Selskapet fikk følgende eierfordeling: Consema med 40, 8 prosent, P GS med 20 prosent og ledelsen i selskapet med til sammen 39, 2 prosent. 4. 2. 7 Kjøpet av seismikk fra P GS i desember 2009 Denne delen av seismikk vedtaket er som nevnt ikke angrepet for domstolen. Lagmannsretten mener imidlertid at det er klare likheter mellom 2009 kjøpet og kjøpene som fant sted senere i 2010 og 2011 Kjøpet gjaldt samme tjeneste, nemlig kjøp av multiklientseismikk fra P GS. Det var også samme kjøper og selger, nemlig E EN F PN og PG S. De samme personer var involvert i forhandlingene. Også transaksjonsstrukturen forble lik, i form av kjøp på selgerkreditt fra P GS. Ankende part har anført at det var etablert en helt ny virksomhet i Fortis sommeren 2010, og at dette må få avgjørende betydning for subsumsjonen. Lagmannsretten mener imidlertid at dette ikke er tilstrekkelig sannsynliggjort gjennom bevisførselen. Det var den samme tjenesten, samme parter, persongalleri, transaksjonsstruktur og dessuten et klart tidsmessig overlapp. Fradrag ble nektet i 2009 som følge av proforma og manglende oppofrelse. Ankende parts røde strek mellom P GS interne presentasjon 21 mai 2010 og Heads of Agrement fra 25 mai 2010 var dermed et tidsskille som lagmannsretten ikke kan se hadde noen klar forankring i faktum. Det skjedde ingen endring i persongalleriet, planer eller i hva som skulle omsettes. I e postene forut bestemte man hva som skulle stå i Heads of Agreement. P GS etterga dessuten 22 prosent av 2009 kjøpet 28 mai 2010Lagmannsretten mener at N1 ikke hadde noen reell rolle i de involverte selskapene etter mai 20101 mai 2010 var han styreleder i Consema, F PC og E EN, samt styremedlem i F PU K, og daglig leder i E PH. Han var også leder og eier av Valcreco A S som eide deler av Consema og E PH. Han satt dermed på alle sider av bordet. Hans roller ble riktignok noe endret etter at seismikkjøpene startet høsten 2010 Han var imidlertid styremedlem i F PC UK frem til januar 2011 og fungerte for N6 som styremedlem i F PN og F PC hele høsten 2011 N1 ble også registrert som styremedlem i F PN og F PC i perioden januar til juli 2012 frem til konverteringen. N1s rolle etter Heads of Agreement var dermed langt på vei den samme som da avtaleverket ble inngått i juli 2010 Han opptrådde dermed etter lagmannsrettens syn ikke som det anføres av ankende part, bare på vegne av n av eierne. Bakgrunnen for avtalen om kjøp av seismikk i 2009 var som nevnt opprinnelig at E PH, der N1 var styreleder og daglig leder, ikke var i stand til å gjøre opp gjelden som selskapet hadde til P GS, etter å ha kjøpt seismikk fra P GS i 2008 Som et mulig oppgjør skulle P GS få aksjer i et nystiftet leteselskapet. Leteselskapet skulle være et joint venture samarbeid, hvor det nye selskapet skulle kjøpe seismikk fra P GS. Eierne av E PH skulle på sin side tilføre letelisenser til det nye selskapet. Det nye selskapet, E EN, kjøpte seismikk fra P GS 18 desember 2009 for 11 millioner kroner med forfall 28 desember 2010 etter utbetaling av leterefusjon. Hele beløpet ble gitt som selgerkreditt. Beslutningen ble tatt i N1s første styremøte som styreleder i E EN 14 desember 2009 P GS etterga senere 22 prosent av denne fakturaen 28 mai 2010Oljeskattekontoret kom til at kjøpet i 2009 var et proforma arrangement og en forskyvning av økonomisk risiko. Det rettslige grunnlag for å nekte fradrag i sin helhet i vedtaket var at oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 ikke var oppfylt, og ordningen derfor var i strid med formålet for reglene om leterefusjon. Lagmannsretten påpeker at det også var noen forskjeller mellom dette kjøpet og de senere. E EN og P GS var ikke ennå i interessefellesskap i 2009 Videre var det tale om en ren ettergivelse, versus konverteringen av gjeld som ble benyttet i 2010 og 201143 Nærmere om kjøpene av seismikk i 2010 og 2011431 Planleggingsfasen Bakteppet for kjøpet av seismikk i 2010 var blant annet at P GS hadde store utestående beløp i Skeie Energy, og at E PH nærmet seg konkurs. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt I svaret i e post fra N1 tekst utelatt het det: tekst utelatt P GS gets funding for their seismic activities (plus an additional value creation opportunity through ownership in an oil company)Skeie Energy gets funding for their activities All paid by the tax system Lagmannsretten mener at det her, i henhold til den direkte ordlyden, ble gitt utrykk for en skattemessig tilpasning, der hele risikoen for nedsiden ved letingen ble lagt på staten, jf, uttrykket the most efficient from a tax perspective og særlig konklusjonen All paid by the tax system Dette ble fortsatt presentert som et formål ved opprettelsen av New Co utover høsten 2009 tekst utelatt tekst utelatt Her ble 78 prosent nevnt utrykkelig. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Det fremgikk dermed at nytt leteselskap skulle etableres uten å måtte betale en krone, og at ingen av partene måtte putte inn mer cash. Man skulle altså i henhold til partenes eget syn ikke risikere tap utover det leterefusjonen ville dekke. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Uttalelsene underbygger etter lagmannsrettens syn at P GS i forhandlingene sto fast ved den intensjonen som tidligere hadde blitt formidlet i august 2009, om å få gjort opp gjelden fra Skeie ved å opprette et nytt leteseskap og gi selgerkreditt for kjøp av seismikk, all paid by the tax system. tekst utelatt I vedtaket fra Oljeskattekontoret het det om dette: tekst utelatt Lagmannsretten er enig i denne beskrivelsen av de faktiske omstendighetene. tekst utelatt tekst utelatt Det pågikk med andre ord parallelle forhandlinger om ettergivelse og nye seismikkjøp. tekst utelatt tekst utelatt Daglig leder N2 i E EN reagerte på opplegget og truet i e post 27 april 2010 P GS med å melde 2009 kjøpet inn til myndighetene: I documented the circumstances behind the P GS seismic purchase for the Excel Expro board and Mr. N1 on 14 April, stating that There is enough evidence indicating financial and ethical misconduct here to warrant asking the authorities to investigate both Skeie and P GS for unfairly taking advantage of N1s position of trust in E EN. I will summarize this in an attachment for your information. Further, the board has not denied or even responded to my conclusions. P GS aksepterte likevel å konvertere 22 prosent av 2009 fakturaen mot 30 prosent av aksjene i E EN i e post 28 april 2010 P GS fikk dermed betalt akkurat 78 prosent av pålydende. P GS mottok aldri vedcrlagsaksjene. E PH, F PC, Consema og P GS forhandlet så om Heads of Agreement, der det nye selskapet F PN skulle finansieres gjennom nye seismikkjøp fra P GS. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Lagmannsretten mener at uttrykket no cash deal bekreftet at det ikke var meningen at noen av partene i interessefellesskapet skulle inn med frisk kapital. Presentasjonen holdt i P GS av N7 20 mai 2010 bekreftet oppgjøret ved konvertering og en dekning på 65 prosent og lød slik: Build a company valued at 4 600 m NO K in 2 years Get 9 ready to drill licenses in U K and Norway over two years After two years, restructure company to finance drilling campaign (e. g. I PO, seil, merge) Next three years: Drill P GS objective: reduce ownership and get a return on investments (cash, data) of at least 100 before drilling Ownership: F PC will initially be owned by Consema and Management (N3) After transfer of minimum of 50 of Skeie Energy s ownership in P L556, P L509 S, P L500 and P L455, P GS will receive 49 ownership in F PC. Management will then own 25 and Consema 26 Note: S E Consema currently owes P GS 40 m NO K, with guarantee in 3 of S E shares, S E does not have cash to pay this, and we have not included anything from this in our late sales prognosis or books (N V regards 49 in Fortis as a better opportunity then 3 in S E) Financing: F PC aims to establish Exploration loan of l OOm NO K with backing in convertible loan from P GS (services data with P GS veto right) (services will be 65 paid for by F PC while Library will be 100 financed through the loan) If more funds are needed in Phase 1, this will be sought from additional owners investors N8 i P GS svarte N1 i e post 20 mai 2010 følgende om avtaleutformingen: Jeg tror at det siste utkastet er veldig nært akseptabelt. En liten ting som kan være greit å få med er at P GS forbeholder seg retten til å ha siste ord ifm bruk av det ansvarlige lånet Fortis får av P GS. I tillegg er kunne det være greit om dere kunne redegjøre litt for hvorfor lånebeløpet er større enn det som tidligere er nevnt. Revidert utkast fra N1 til F PN fulgte deretter av e post 20 mai 2010: N3, kan du også sende budsjettet til N9 slik at han ser hvordan vi kommer frem til de ulike beløpene. Men i prinsippet så gir 95 mill ca 60 mill i cash. Hvis vi søker om en ramme på 100 mill til dnb så vil det kreve ca 50 mill i egenkapital (fri cash). Ved at vi må lage en forretningsplan som starter 1/7/2010 og slutter i desember 2012 så trenger vi litt mer og prøver oss derfor på 60 mill i cash noe som derfor krever seismikk for ca 95 D NB virker klare for å gjøre business og jeg tror N3 allerede har avtalt møte med dem tidlig i neste uke.... så vi stoler på dere nå. Oppsummert er det lagmannsrettens syn at de dokumenterte e postene i 2009 og 2010 viser at aktørene avtalte å etablere et nytt leteselskap basert på leterefusjonsordningen, og ga uttrykk for at dette skulle gjøres uten kostnader for aktørene. Selgerkreditten på 95 millioner kroner ble videre fastsatt med det klare utgangspunkt i den likviditeten F PN trengte, ikke seismikkbehovet, og skulle så konverteres. 4. 3. 2 Opplysningene til ligningsmyndighetene om lånet til seismikkjøp Tingretten skrev om dette i dommen på side 29: Slik retten leser dette, var det ikke meningen at selskapet skulle tilføres frie midler som skulle brukes til å drifte selskapet. Lånet skulle kun brukes til å dekke utgifter til kjøp av seismikk fra P GS. P GS hadde også en vetorett knyttet til hva lånet kunne brukes til. En slik forståelse støttes også av en e post fra advokat N10 i P GS til Skeie Energy datert 15 juni 2010... F PN ble heller aldri tilført likvide midler fra verken P GS eller F PC, og lånefasiliteten ble kun trukket opp hver gang F PN kjøpte seismikk fra P GS. Opplysningen om at selskapet gjennom lånet fra P GS ble gitt tilgang til midler og kapital som ville bli benyttet til å finansiere selskapets generelle aktiviteter og arbeidskapital, er dermed en direkte uriktig opplysning som skapte et inntrykk av at F PNs finansielle stilling var bedre enn den var. Det er også etter rettens syn gitt ufullstendige opplysninger når P GS lånet i selvangivelsene omtales som et konvertibelt lån og som en trekkfasilitet. Dette gir inntrykk av at det var gitt et ordinært lån hvor låntaker selv kunne bestemme hva lånet kunne brukes til. Dette var imidlertid ikke riktig. Trekkfasiliteten kunne som gjennomgått over bare brukes til kjøp av seismikk fra P GS. Det skulle heller aldri tilføres kontanter til selskapet. Det feilaktige inntrykket styrkes videre ved at det i vedlegg til selvangivelsen for 2010 fremgår at Selskapet arbeidet videre med nominerte blokker 21 runde frem til søknadsfristen 3 november 201 0, men Etter en grundig evaluering besluttet selskapet å avstå fra å levere søknaden i forbindelse med 21 runde. Dette gir inntrykk av at det var ordinær drift i selskapet og at selskapet på dette tidspunktet jobbet aktivt for å søke om lisenser. Som gjennomgått i punkt 411 over hadde imidlertid ikke selskapet økonomiske evne på dette tidspunktet, og de fleste ansatte var permittert. tekst utelatt De eneste likvide midlene som ble tilført selskapet var fra letelånet som selskapet hadde i D NB med grunnlag i det krav F PN hadde på leterefusjon fra staten etter kjøp av seismikk fra P GS. Dette ble det imidlertid ikke opplyst noe om i selvangivelsene for 2010 eller 2011 Retten finner etter dette det bevist utover enhver rimelig tvil at det er gitt opplysninger til skattemyndighetene som gir et klart inntrykk av at P GS ville tilføre midler for å drifte selskapet, mens dette lånet i virkeligheten kun var ment brukt til å kjøpe multiklientseismikk fra P US. Informasjonen som ble gitt var dels uriktig og dels ufullstendig, og var egnet til å villede skattemyndighetene til å tro selskapet hadde en bedre finansiell evne enn det i virkeligheten hadde. Lagmannsretten tiltrer tingrettens vurdering og mener at denne beskrivelsen underbygger at letekostnadene for seismikken utover leterefusjonen ikke utgjorde en reell gjeld. 4. 3. 3 Overordnet om avtalene Den 25 mai 2010 ble intensjonsavtalen Heads of Agreement mellom P GS, Consema, F PC og E PH inngått. Ifølge avtalen skulle egenkapitalen for lånet dekkes av et konvertibelt lån på 95 millioner kroner fra P GS, som skulle brukes til å kjøpe seismikk: Subject to the terms of this Agreement, the Lender will make available to the Borrower a loan facility up to the amount of N OK 95, 000, 000. E PH skulle ikke bli aksjonær i F PC, men inngå samarbeidsavtale med selskapet om lisenser. Ledelsen skulle bli aksjonærer. Etter konvertering skulle P GS eie 44, 1 prosent av aksjene (49 prosent hvis N MU ikke tiltrådte sine tegningsretter). Grensen for krav om utstedelse av morselskapsgaranti til O ED etter petroleumsloven 10 7 første ledd var under 50 prosent. Samlet vederlag innebar følgelig at P GS overdro fordringen på 40 millioner kroner og solgte seismikk for 95 millioner kroner, mot maksimalt 49 prosent av aksjene i F PC. Den 28 mai 2010 etterga P GS akkurat 22 prosent av fakturaen fra 2009 kjøpet av seismikk. Heads of Agreement ble fulgt opp av fire avtaler datert 15 juli 2010, som kommenteres kort i det følgende: Det fulgte av avtale om tegningsretter i F PC mellom F PC (utsteder), P GS og Consema (aksjonærer) 15 juli 2010 at det skulle utstedes 568 627 tegningsretter å 167 kroner i F PC til fordel for P GS som kunne motregnes mot låneavtalen. Konverteringskursen på 167 kroner må sees i lys av eierbrøken. P GS skulle ved konvertering gå fra å eie 20 prosent til maks 49 prosent av aksjene (1 000 000 x (49 20 ) (1 49 )) som ga 568 627 tegningsretter. Tegningsrettene skulle betale for 95 millioner kroner i seismikk. En sum på 95 millioner 568 627 tegningsretter var lik 167 kroner per tegningsrett. I aksjonæravtale for F PC mellom P GS, Consema ledelsen og F PC 15 juli 2010 ble det gitt en begrenset rett for Consema til å kreve at P GS utøvde opsjonen. Dette følger av art. 6, og gjaldt dersom i) F PC ble børsnotert ( I PO ), ii) verdien av F PC oversteg 300 millioner kroner og iii) det ble gjennomført en kapitalforhøyelse på mer enn 100 millioner. Det var ikke gitt at noen av disse betingelsene ville inntreffe innenfor tegningsrettenes løpetid. De inntraff heller ikke, og lånet ble konvertert av P GS da lånerammene var trukket opp til den avtalte konverteringskursen på 167 kroner. Låneavtalen mellom F PC (låntager) og P GS (långiver) 15 juli 2010 ga en låneramme på 95 millioner kroner tilsvarende de planlagte seismikkjøpene i e post fra N1 21 mai 2010, Heads of Agreement og aksjonæravtalen, jamfør art 21 Intensjonen i Heads of. Agreement ble også videreført ved at det i forordet fremgikk under punkt A: The Parties will enter into one or several multi client seismic data and services license agreements pursuant to which the Borrower will purchase sue data and services which are covered therein from the Lender... tekst utelatt Lånet ble heller ikke brukt til noe annet enn å kjøpe multiklientseismikk fra P GS. Det skulle heller ikke trekkes kontanter under lånet, altså fortsatt en no cash deal, jamfør også e post fra juridisk direktør N10 i P GS 15 juni 2010, der dette ble bekreftet. tekst utelatt Varighet var 36 måneder, art 31 jamfør 11 tekst utelatt Lagmannsretten mener at avtalene og deres innhold må tolkes i lys av interessefellesskapet og planleggingsfasen. Lagmannsretten finner at aktørene var innforstått med at 22 prosent av seismikkjøpet ikke skulle gjøres opp, og at de holdt fast ved dette formålet. 4. 3. 4 N1s formel Staten hevder at det ble brukt en N1s formel om hvor mye seismikk man måtte kjøpe for å kunne drive et selskap utelukkende på letelån, som så omtrent slik ut: Ønsket likviditet delt på 65 ganger 100 er lik antall kr seismikk man må kjøpe Lagmannsretten mener at dette gir en dekkende beskrivelse av prosessen, også i 2010 og 2011 N1 redegjorde for eksempel detaljert for hvorfor det trengtes seismikk til 95 millioner kroner i e post til P GS 21 mai 2010 Denne viste etter lagmannsretten syn at omfanget av seismikkjøpet fra P GS ble fastsatt ut fra likviditetsbehovet i F PN og ikke dets finansielle evne: Basert på forretningsplanen så trenger vi ca 95 mill i lån fra dere til å kjøpe seismikk som vil generere ca 60 mill i free cash. Dette vil gi oss fleksibilitet til å holde på helt frem til desember 2012 før vi henter eksterne penger (I PO). Jeg tror imidlertid at vi vil ha en god portefølje på plass tidligere enn dette og at vi derfor bør ta sikte på å hente penger tidlig i 2012 Frem til våren 2012 så har vi ifl N3s budsjett brukt ca 35 40 mill i cash. Noe som fører til at vi må ha kjøpt seismikk for 50 60 mill (dette vil da også være størrelsen på lånet). Også her ble konverteringen av restgjelden nevnt uten noen form for forbehold: Når det gjelder mekanismen bak lånet så tror jeg at vi får med oss Dn B på en modell hvor1)Det lages en konvertibel låneavtale med P GS som vi kan bruke i forhold til myndigheter etc for å bekrefte at det er forpliktet penger til selskapet. M EN, det vil aldri bli trukket penger fysisk under denne avtalen. 2)Når vi kjøper seismikk så gir dere oss betalingsutsettelse til januar året etter kjøpet. Forutsetningen er at vi skal hente inn penger og betale fakturaen. Men, når vi kommer til januar og ikke har hentet inn penger så blir vi enige om å overføre den ubetalte regningen til det konvertible lånet (mao kun en papirtransaksjon). Når vi går på børs gjør en emisjon så vil dere kunne konvertere det konvertible lånet til aksjer i Fortis. Ordlyden tilsier at det ble avtalt at F PN skulle kjøpe seismikk som både kjøper og selger var innforstått med at det ikke skulle betales fullt ut for, utover en konvertering som ordrett ble opplyst å være en papirtransaksjon. 4. 3. 5 Gjennomføringsfasen PG S konverterte i 2012 selgerkreditten til den forhåndsavtalte kursen på 167 kroner. Konverteringen fant sted på det tidspunkt lånerammen for seismikkjøpene var trukket opp. Det har ikke vært ført bevis for en prosess knyttet til om P GS vurderte å innkreve hele eller deler av lånet eller sikre seg på annen måte. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt 44 Betydningen av den finansielle evnen til F PN Også den finansielle evnen til F PN gir etter lagmannsrettens syn et relevant bakteppe for hva partene avtalte om oppgjøret. 4. 4. 1 2009 2010 I desember 2009 kjøpte E EN F PN seismikk fra P GS for 11 millioner kroner på selgerkreditt. P GS visste da at selskapet kunne gå under, og har akseptert risikoen for at restbeløpet ikke blir betalt dersom driften av E EN skulle opphøre, jamfør styreprotokoll 14 desember 2009 Samtidig som selskapet kjøpte seismikk av P GS, klarte det ikke betale andre leverandører. Styret i selskapet anså seg i januar 2010 forpliktet til avvikling oppbud dersom ikke finansiering av videre drift kom på plass. Lønn kunne i april 2010 ikke betales, og selskapet måtte avvente leterefusjon for å betale full lønn. Revisor påpekte at det var knapt med likviditet og vanskeligheter med å betale gjeld. Styret måtte enten iverksette nødvendige tiltak eller begjære oppbud i april 2010 P GS visste følgelig at prekvalifiseringen var høyst usikker, jamfør e post juli 2010 (sitert foran). Etter O Ds vurdering var F PN det selskapet med dårligst finansiell stilling av alle søkerne i T FO A PA 2010 og 21 konsesjonsrunde, jamfør redegjørelse høsten 2010 dokumentert for lagmannsretten. Selskapet måtte, slik lagmannsretten har forstått det, låne penger av aksjonærer, herunder P GS, for å holde driften i F PN i gang, frem til letelånet var på plass. 4. 4. 2 November 2010 FP N kjøpte seismikk fra P GS for 34, 8 millioner kroner på selgerkreditt 17 november 2010 Ved utgangen av 2010 hadde F PN gjeld på 62, 3 millioner kroner. O D forutsatte at eierne vil skyte inn mer penger i selskapet. Dette må sees i lys av at F PN hadde opplyst at lånet vil bli konvertert til aksjekapital, og at P GS eide 44, 1 prosent. Ny egenkapital var eneste måte å redde F PN på, jamfør styreprotokoll 27 mai 2011 Seismikkjøpet førte til en utbetaling av letelån på 27, 1 millioner kroner 29 november 2011 Lagmannsretten mener at seismikkjøpet dermed må ses i nær sammenheng med likviditetsproblemene i F PN. 4. 4. 3 Mai 2011 FP N kjøpte ny seismikk fra P GS for 24, I millioner kroner på selgerkreditt i mai juni 2011 tekst utelatt I styremøte 24 november 2011 ønsket styreformannen innskudd fra eierne for å dekke opp at kassabeholdningen ved utgangen av 2012 ellers ville vært minus 45 millioner kroner. tekst utelatt tekst utelatt Den 6 desember 2011 tekst utelatt Dette var den samme dagen som F PN overtok de samme lisensene fra E PH. Revisor varslet 22 desember 2011 om at F PN ikke har sikret full finansiering av selskapets drift ut 2012, og at styret måtte ta grep og vurdere handleplikten. 4. 4. 4 Desember 2011 FP N kjøpte seismikk fra P GS for 36, 1 millioner kroner på selgerkreditt i desember 2011 26 millioner kroner var uplift for E PH lisensene. Ved utgangen av 2011 hadde F PN gjeld på 169 millioner kroner. Oppsummert viser gjennomgangen at F PN etter lagmannsrettens syn ikke ved noen av kjøpene av seismikk hadde finansiell evne til å kjøpe for egen risiko. P GS skulle ifølge egen juridisk avdeling ikke inn med frisk kapital eller kontanter. Heller ikke F PC (morselskapet) hadde noen finansiell evne. Det forelå ingen andre finansieringskilder og ingen utsikt til bedret finansiell evne. Lagmannsretten mener samlet sett at den svake finansielle evnen taler mot at de 22 prosentene innad var ment å gjøres opp og dermed kan anses oppofret i form av en reell kostnad eller økonomisk risiko. 4. 5 Særlig om oppgjøret av selgerkreditten4. 5. 1 Konvertering av selgerkreditten Staten har blant annet argumentert med at det var avtalt at P GS skulle konvertere til en kunstig høy kurs, mens ankende part har anført at det uansett bare var en forretningsmessig rett, som kunne sikret P GS en oppside, og at denne retten dessuten ble overført til Consema i og med aksjonæravtalen og låneavtalen 15 juli 2010, som gjengitt overfor. I utkastene til avtaleverket hadde P GS etter lagmannsrettens syn avtalemessig påtatt seg å konvertere gjelden, uavhengig av verdien av vederlagsaksjene, og dermed ikke innfordrc hele gjelden. I Heads of Agreement 25 mai 2010 het det: The parties have agreed that after the share transfer from Consema has taken place and the convertible loan has been converted the ownership structure of the Company shall be the following: Management 25, Consema 26 and P GS 49. This shall therefore be the ownership structure at the end of phase 1 prior to any phase 2 fund raising. If additional funds have to be raised from a third party during phase 1 the parties have agreed that the ownerships described above shall be diluted proportionally. Lagmannsretten mener at avtalen bare var muliggjort av interessefellesskapet, og må ses i lys av at P GS tre dager senere etterga akkurat 22 prosent av fakturaen fra 2009 kjøpet. Ankende part på sin side har påpekt at det i avtaleverket 15 juli 2010 ikke var nedfelt noen plikt til å konvertere lånet, etter råd fra juridisk avdeling i P GS. Lagmannsretten er for så vidt enig i at låneavtalen mellom P GS og F PC F PN ble forelagt juridisk avdeling. I e post tra juridisk direktør N10 i P GS 15 juni 2010 til daglig leder N3 i F PN het det: Låneavtalen gir inntrykk av at det skal lånes ut kontanter, noe som ikke er tilfellet. Det er mulig dette er ment ihensyntatt ved at P GS skal ha styrerepresentasjon, at det ikke kan trekkes på lånet før en enstemmig styrebeslutning regulerer hva lånet skal brukes, og at det gjennom dette antakelig kan besluttes at lånet skal brukes til å kjøpe seismikk der betalingen gjøres opp gjennom motregning med låneutbetalingen. Dette er i så fall lite transparent. Det forhold at lånet i realiteten ikke er et lån i kontanter kan videre være et problem ettersom aksjelovens bestemmelser om konvertible lån muligens forutsetter kontantlån og ikke lån i form av tilskudd av seismiske data. Det er for øvrig neppe i samsvar med aksjelovens bestemmelser om konvertible lån at låntaker Fortis kan kreve konvertering. Det reelle innholdet av avtalene hva gjaldt intensjonen om oppgjøret av F PNs restgjeld, forble imidlertid etter lagmannsrettens syn i store trekk den samme. Skulle F PN betale tilbake alt, måtte F PN tilføres kapital. Hvordan det skulle skje, er ikke klarlagt nærmere, og i lys av interessefellesskapet anser lagmannsretten dette for mindre sannsynlig. P GS sikret seg heller ikke noen form for alternativt oppgjør i form av pant i leterefusjonen eller i F PCs fordring på og aksjer i F PN. Dersom det ikke var en konverteringsplikt, slik ankende part hevder, men en avtale som ga en mulighet for P GS til fritt å kreve hele selgerkreditten, skulle i så fall lånet formodentlig tilbakebetales basert på den markedsmessige verdien. P GS hadde da etter lagmannsrettens syn bedre handlingsalternativer enn konvertering som ikke ble benyttet, enten som kreditor eller ved å styrke sin eierposisjon. P GS kunne for det første krevd mer av lånet tilbakebetalt. Kontantbeholdningen i F PN var på konverteringstidspunktet i 2012 på 39, 4 millioner kroner. Vederlaget P GS fikk ved konverteringen var kun 23, 4 millioner kroner. P GS var den eneste og største kreditoren i F PC og kunne fått alle aksjene i F PC og solgt deler videre. P Gs kunne også konvertert bare deler av fordringen og krevd deloppgjør. Ved konverteringen ga P GS fra seg muligheten for full betaling. Dette vurderes slik i vedtaket fra Oljeskattekontoret: P GS har ikke sørget for å iverksette selv enkle tiltak for å sikre oppgjøret for seismikken, for eksempel ved å kreve pant i leterefusjon eller F PCs fordring på, og aksjer i, F PN. Da låneavtalen med F PC (saksdokument 49, jamfør punkt 28) ble inngått den 15 juli 2010 hadde D NB ikke pant i leterefusjonen til F PN. 121 Låneavtalen med D NB ble inngått den 27 oktober 2010 og notis om pantsettelse i favør av D NB ble sendt den 5 november 2010122 Etter at D NB hadde fått førsteprioritets pant i leterefusjonen var det heller ikke noe i veien for at P GS kunne krevd andreprioritets pant i leterefusjonen. Slikt pant kan også gis med beløpsbegrensninger, slik E EN hadde gjort tidligere. P GS kunne dessuten ha forsikret seg om at fakturaene ikke ble benyttet som grunnlag for opptrekk av letelån i D NB eller unnlatt å gi betalingsutsettelse for en større andel av betalingen enn det som ikke lot seg finansiere via letelånet. Kontorets syn er at pant ikke ble krevd fordi formålet til F PN og P GS var at letelån på bakgrunn av økt forventet leterefusjon fra kjøpet av seismikk skulle erstatte behovet for egenkapital, slik at staten altså finansierte driften av F PN i sin helhet. Konverteringskursen kunne, hvis formålet var å sikre oppgjøret av fakturaene, vært fastsatt basert på virkelig verdi på konverteringstidspunktet i stedet for på avtaletidspunktet Lagmannsretten tiltrer denne vurderingen. Lagmannsretten vektlegger at det ikke er fremlagt noen tidsnær dokumentasjon på en annen forståelse av avtalen. 4. 5. 2 Hva bygget konverteringskursen på 167 kroner på? Det følger som nevnt at avtalen om tegningskurs var 167 kroner. Det samlede vederlaget i avtalen sto etter lagmannsrettens syn ikke i forhold til verdien av seismikken P GS hadde solgt. Det er heller ikke fremlagt tidsnær dokumentasjon om at det pågikk reelle forretningsmessige forhandlinger om kursen. Den tidsnære dokumentasjonen underbygger dermed at konverteringskursen ikke var fastsatt forretningsmessig eller for å gi P GS oppgjør, men for at P GS eierandel ikke skulle overstige 49 prosent. I vedtaket fra Oljeskattekontoret heter det: Oljeskattekontorets vurdering er at konverteringskursen ikke ble fastsatt med tanke på at den skulle være forretningsmessig, men for at eierandelen til P GS ikke skulle overstige 49 av aksjene i F PC. 96 Kontoret viser til aksjonæravtalen (saks Dok. nr. 46) som angir at P GS etter konvertering skal ha 44, 1 av aksjene i F PC, eventuelt 49 dersom ervervet av E EN ikke blir gjennomført og N MU ikke blir en av aksjonærene. N10 uttalte i en e post den 15 juni 2010 (saks Dok. nr. 83) om et utkast til avtaleverk at P GS går kun fra 40 til 60 for 95 millioner i seismikk eller til 49 når det justeres for warrants og at det ser ikke ut til at det er tatt høyde for konvertering av renter i oppstillingen som gir P GS 49 uansett konverteringstidspunkt?. N3 videresendte e posten til N1 m. fl. senere samme dag, sammen med et regneark som viste hvordan konvertering og warrants skulle enda med at P GS eide 49. At eierandelen til P GS skulle inntil 49 fremgår også i en presentasjon fra N7 den 20 mai 2010 og i heads of agreement den 25 mai 20101 en styreprotokoll for F PC den 31 mai 2010 fremgår at N3 holdt en presentasjon av the company with focus on Strategy, Goals and the Financing needed to implement this in a 5 year perspective, og i den vedlagte presentasjonen at eierandelen til P GS skulle bli 49 etter to år. Det kan også vises til en e post fra N1 den 31 august 2011 der det om et forslag til restrukturering ble uttalt at P GS vil aldri komme over 50 eierandel med de konsekvenser det kan få for seismikk kjøp mm. Kontorets syn er at N1 her videreførte beslutningskriteriet fra 2010 ved forhandlingene om aksjonæravtalen den gang. Lagmannsretten er enig i denne fremstillingen. Den underbygges av at det ikke påløp renter på P GS lånet. Regnestykket ville da ikke gått opp. tekst utelatt Det finnes imidlertid ingen fremlagt dokumentasjon av slike kommersielle forhandlinger. For lagmannsretten anførte ankende part at kursen skulle oppfylle tre kriterier: Hele hovedstolen kunne konverteres til aksjer, P GS ville maksimalt få en eierandel på 49 pst, Tegningskursen reflekterte en forventet verdiutvikling. Dette er et nytt bevistema for lagmannsretten som først ble tatt opp ved avsluttet saksforberedelse. Lagmannsretten påpeker at F PN i den aktuelle perioden som nevnt hadde dårligst eller nest dårligst finansiell stilling av alle selskap som søkte på lisenser. F PN hadde dessuten i perioden irregulært høy leverandørgjeld, jamfør vedtaket side 139Lagmannsretten mener på denne bakgrunn at kursen ikke representerte verdien av aksjene, verken på avtaletidspunktet eller ved konverteringen, og at påstått verdiutvikling ikke kan ha virket inn på partenes disposisjoner. 4. 5. 3 Tidligere oppgjør av seismikkjøp Lagmannsretten mener at det må tillegges vekt at det avtegnet seg et mønster for oppgjøret, som både N1 og P GS hadde full oversikt over. Det man planla å gjøre med F PN og det som faktisk skjedde, i 2010 og 2011, hadde man allerede gjort tidligere. I bortimot alle seismikktransaksjonene N1 og P GS var involvert i, endte kjøper med å betale mindre enn 78 av pålydende. P GS etterga akkurat 22 prosent av 2009 kjøpet. P GS etterga også 49 prosent av E PHs 2008 kjøp ved oppgjør i aksjer i F PC. 4. 5. 4 Etterfølgende adferd Også aktørenes etterfølgende disposisjoner har bevismessig verdi og underbygger etter lagmannsrettens syn at det var en felles forståelse om at F PN ikke skulle betale seismikken til pålydende, men kun et beløp tilsvarende leterefusjonen. P GS innrettet seg etter at gjelden ikke skulle gjøres opp til reelle verdier. tekst utelatt P GS gjorde heller ikke noe forsøk på å forhindre at F PN trakk opp lånet, selv om P GS var kjent med at selskapet kunne gå konkurs. Det ble heller ikke gjort forsøk på å inndrive gjelden til reelle verdier før konvertering. P GS aksepterte videre at Consema fikk verdier ut av selskapet, selv om verdien av P GS lånet var langt større enn verdien av F PN. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt F PN opplyste til petroleumsmyndighetene at lånet skulle konverteres. I opplysninger til O D oktober 2010 het det at P GS lånet vil bli konvertert til aksjekapital. Ankende part har slik lagmannsretten forstår det, ikke besvart statens begjæring om fremleggelse av den dokumentasjon som ble forelagt O D. 4. 5. 5 Skal hele fradraget bortfalle selv om 78 prosent er gjort opp? Innledningsvis bemerkes at det er noe uklart hva partene har anført når det gjelder dette spørsmålet. Oljeskattekontoret konkluderte i seismikk vedtaket med at bruddet på oppofrelsesvilkåret medfører at hele fradraget bortfalt og viste til følgende: I en kjennelse fra desember 2015 uttalte Klagenemnda følgende om vurderingen av en transaksjon etter den andre tilnærmingen til oppofrelsesvilkåret beskrevet ovenfor: Videre er det slik at petroleumsskattesystemet bygger på en forutsetning om at skattyter skal bære en andel av risikoen. Klagenemnda finner at selskapet har innrettet både den formelle og den underliggende avtalen slik at den økonomiske risikoen ble skjøvet over på skattekreditor. Dette gjelder uavhengig av om gjelden var reell, da selskapet ikke la opp til å kunne dekke forpliktelsene. I stedet ble letelån basert på forventet utbetaling av leterefusjon benyttet til å dekke andre driftskostnader. Selskapet innrettet seg slik at det foreligger en negativ oppofrelse som følge av leterefusjonsutbetalingen. En slik bevisst forskyvning av risikofordelingen kan ikke få andre konsekvenser enn at fradraget nektes i sin helhet. I vedtaket på side 107 heter det videre: Petroleumsskattesystemet bygger på en forutsetning om at skattyter skal bære en andel av risikoen. Klagenemnda finner at selskapet har innrettet avtalen slik at den økonomiske risikoen ble skjøvet over på skattekreditor. Dette gjelder uavhengig av om gjelden var reell, da selskapet ikke la opp til å kunne dekke forpliktelsene. I stedet ble det fastsatt fortjenestepåslag som skulle gi lønnsomhet for leverandørene basert på forventet utbetaling av leterefusjon. Selskapet innrettet seg slik at det foreligger en negativ oppofrelse som følge av leterefusjonsutbetalingen. En slik bevisst forskyvning av risikofordelingen må få som konsekvens at fradraget nektes i sin helhet. Ankende part har påpekt at dersom selskapet skal dekke 100 prosent, som nå, fordi det ikke gis noe fradrag, blir dette skattemessig usymmetrisk ved at staten senere tar 78 prosent av inntektene. Da får staten utført gratis leting. Lagmannsretten finner imidlertid at et proforma arrangement uansett vil ramme hele transaksjonen og i seg selv ikke kan være skattemessig nøytralt. En eventuell manglende symmetri som oppstår som følge av ankende parts proforma arrangement er ikke relevant i relasjon til de spørsmål saken reiser. 4. 6 Oppsummering og konklusjon om oppofrelsesvilkåret er oppfylt Lagmannsretten har funnet det bevist at det var avtalt at F PN kun skulle gjøre opp den delen av seismikkjøpet som skulle dekkes av leterefusjonen fra staten, og at det dermed var tale om et proforma arrangement hva angikk egen oppofrelse. Lagmannsretten bygger på en helhetsvurdering av de ulike faser av avtalen om selgerkreditten for seismikk mellom P GS og F PN. Innledningsvis vises det til de delkonklusjoner som lagmannsretten har trukket underveis i subsumsjonen. I det følgende oppsummeres lagmannsrettens hovedfunn. Interessefelleskapet mellom P GS og F PN er uomvistet. Kjøpet av seismikk fra P GS var drivende for å etablere F PN og få tildelt leterefusjonen. Lagmannsretten mener også at det er påvist en meget nær sammenheng mellom P GS fordring på F PN fra tidligere seismikkjøp, kapitalbehovet til F PN og mengden av seismikk som ble kjøpt. Det er dessuten i det vesentlige uomtvistet at F PN ikke selv hadde finansiell evne til å betale sin drift eller til å prekvalifisere seg til leting, men at selskapet kom til å bli fullfinansiert av leterefusjonen. F PN hadde ingen finansiell evne til å betale seismikken til pålydende, og skulle heller ikke tilføres kontanter av P GS. Lagmannsretten bemerker at avtalen om ikke å bidra med frisk kapital er klar, og at det ikke finnes noen dokumentasjon på at de 22 prosentene var tenkt gjort opp eller ble det, eller at det var noen reell risiko for at restgjelden ville bli innkrevet av P GS. Lagmannsretten påpeker videre at verken for F PN, som dermed fikk sine letekostnader dekket av staten, eller for P GS, som i hovedsak hadde lånt ut til F PN fra sitt seismikkbibliotek til en avtalt pris, var det tale om å påta seg risiko for noe reelt tap. Basert på sakens omfattende bevisførsel, og da særlig de tidsnære bevis, har lagmannsretten funnet at det forelå en felles subjektiv forståelse mellom F PN og P GS, både på planleggingsstadiet, under avtaleinngåelsen, ved gjennomføring av seismikkjøpene og i den etterfølgende prosess, om at oppgjøret av selgerkreditten skulle skje ved konvertering til en tegningskurs som ikke var markedsmessig. Seismikken ville følgelig ikke bli gjort opp med reelle verdier. Dette var muliggjort gjennom interessefellesskapet. Partene tok heller aldri markert avstand fra denne avtalen. Lagmannsretten har hørt vitneforklaringer fra ledelsen i P GS og F PN, men kan ikke se at disse medfører noe annet syn på spørsmålet om hva som var avtalt. Lånet ble aldri gjort opp, og til slutt ble det konvertert til den forhåndsavtalte kursen på 167 kroner. Det finnes etter lagmannsrettens syn ingen annen rasjonell forklaring på denne kursen enn at den var nøye tilpasset finanseringen gjennom 78 prosent av leterefusjonen. Aksjeverdien på konverteringstidspunktet var ned mot null. Lagmannsretten er enig med staten i at alle konverteringskurser mellom 167 og 0 kroner ville gitt en aksjepris som reflekterte verdien i F PN bedre og som følgelig hadde gitt P GS et bedre oppgjør. Lagmannsretten mener på denne bakgrunn at konverteringskursen ikke dekket de 22 prosentene, og at det var en felles oppfatning av at dette var i tråd med formålet ved stiftelsen av F PN, nemlig ikke å erlegge en krone av frisk kapital. Lagmannsretten har også vektlagt at det samme som skjedde i 2009, gjentok seg i 2010 og 2011 For 2009 kom Oljeskattekontoret til at det var tale om et proforma arrangement og en forskyvning av økonomisk risiko. De samme aktørene benyttet i 2010 og 2011 den samme strukturen og fremgangsmåten for å finansiere alle kostnadene fra staten. Det er altså lagmannsrettens syn at det var en felles forståelse mellom avtalepartene om at det reelle forholdet innad var et annet enn det som det ble skiltet med til skattemyndighetene om oppofrelse og som ga grunnlaget for fradraget. Videre var lånetransaksjonene etter lagmannsrettens syn ikke skattemessig nøytrale. Seismikkjøpene utgjorde den eneste likviditetskilden og ble i sin helhet dekket av staten. I lys av E SAs avgjørelse fra 2018 som tolkningselement vil et slikt tap av skattemessig nøytralitet tilsi at når selskapet dermed ikke selv har båret noen risiko, har oppofring heller ikke funnet sted. Selv om gjelden hadde vært reell, forutsatt et salg uten interessefellesskap, kan det etter lagmannsrettens syn i skattemessig sammenheng ikke være avgjørende, så lenge 22 prosent ikke var tenkt innfridd mellom P GS og F PN. Lagmannsretten er ikke enig at det eksisterer et krav om at underhåndsavtalen ble inngått mellom legitimerte personer. Spørsmålet er den felles forståelsen mellom partene. Uansett var N7 legitimert i P GS. Han inngikk andre avtaler på vegne av P GS. Etter dette anses seismikk vedtaket gyldig, og anken forkastes. 4. 7 Tilleggsskatt for seismikk vedtaket4. 7. 1 Innledning FP N er i seismikk vedtaket ilagt en skjerpet tilleggsskatt på 40 prosent i tillegg til en ordinær tilleggsskatt på 20 prosent for ligningsårene 2010 og 2011 Ankende part bestrider at det er grunnlag for ileggelse av tilleggsskatt. 4. 7. 2 Rettslige rammer Reglene om tilleggsskatt er regulert i skatteforvaltningsloven 14 3 og 14 6 om henholdsvis ordinær tilleggsskatt og skjerpet tilleggsskatt. Av skatteforvaltningsloven 14 3 første ledd følger: Tilleggsskatt ilegges skattepliktig og trekkpliktig som nevnt i 8 8 første og annet ledd, som gir uriktig eller ufullstendig opplysning til skattemyndighetene eller unnlater å gi pliktig opplysning, når opplysningssvikten kan føre til skattemessige fordeler. Ileggelse av ordinær tilleggsskatt forutsetter for det første at det må det foreligge en opplysningssvikt. For det andre må opplysningssvikten gjelde faktiske forhold som kunne føre til skattemessige fordeler. Bestemmelsen innebærer en objektiv vurdering av om det er gitt uriktige eller ufullstendige opplysninger. Skjerpet tilleggsskatt er regulert i skatteforvaltningsloven 14 6 første ledd som lyder: Skjerpet tilleggsskatt ilegges skattepliktig og trekkpliktig som nevnt i 8 8 første og annet ledd, som forsettlig eller grovt uaktsomt gir skattemyndighetene uriktig eller ufullstendig opplysning, eller unnlater å gi pliktig opplysning, når vedkommende forstår eller bør forstå at det kan føre til skattemessige fordeler. Skjerpet tilleggsskatt kan bare ilegges i tillegg til tilleggsskatt etter 14 3Vilkårene for skjerpet tilleggsskatt er dermed de samme som for ordinær tilleggsskatt. I tillegg må skatteyter ha opptrådt forsettlig eller grovt uaktsomt. Det innebærer et krav om at den skattepliktige forstod eller burde forstått at opplysningssvikten kunne ført til en skattemessig fordel. Skatteyter har hovedansvaret for sakens opplysning, jamfør Rt 1999 1087 (Baker Hughes) side 1097 Vurderingen av om selskapet har gitt uriktige eller ufullstendige opplysninger må ta utgangspunkt i selskapets opplysningsplikt. Høyesterett har lagt til grunn at skatteyter har gitt riktige og fullstendige opplysninger når han har gitt alle de opplysninger som han etter en objektiv vurdering burde ha gitt, jamfør Rt 1992 1588 (Loffland). Aktsomhets og lojalitetsstandarden som rettslig norm er streng, jamfør Prop. 1 L (2009 2010) side 63I Ot. prp. nr. 82 (2008 2009) fremgår det at uriktige opplysninger er opplysninger som ikke stemmer med de faktiske forhold, mens begrepet ufullstendige opplysninger favner videre. Opplysninger vil være ufullstendige når skatteyter gir et fortegnet eller ufullstendig bilde av de underliggende realiteter, og skatteyter skulle gitt flere opplysninger. Det er videre et krav at de uriktige eller ufullstendige opplysningene har ført til eller kunne ha ført til fastsetting av for lav skatt. Beviskravet er forskjellig, avhengig av hva som vurderes. Ved vurderingen av vilkårene for å ilegge ordinær tilleggsskatt, er kravet klar sannsynlighetsovervekt. Ved vurderingen av skjerpet tilleggsskatt gjelder prinsippet om at det må være bevist utover enhver rimelig tvil at alle vilkårene er oppfylt. Det vises i denne sammenheng til Ot. prp. nr. 82 sidene 55 57 og 62 63473 Subsumsjonen Lagmannsretten har kommet til at vedtaket om å nekte fradrag var gyldig, som følge av at avtalen om nedbetaling av hele lånet var proforma. Lagmannsretten finner etter en samlet vurdering at dette er bevist utover enhver rimelig tvil og viser til gjennomgangen foran. F PN må dermed anses for å ha gitt skattemyndighetene uriktige eller ufullstendige opplysninger som førte til en skattemessig fordel. Lagmannsretten mener videre at det er hevet over enhver tvil at opplysningene som ble gitt, dannet et feilaktig og fortegnet bilde av den reelle situasjonen. Opplysningene var videre klart egnet til å gi F PN skattemessige fordeler ved at selskapet kom i skattemessig posisjon til å kreve skattefradrag for 100 prosent av seismikkutgiftene uten å ta noen nedside. Dersom F PN hadde gitt korrekte opplysninger, ville det ikke ha blitt utbetalt leterefusjon til selskapet. Lagmannsretten finner det videre bevist utover enhver rimelig tvil at de subjektive vilkårene for ileggelse av skjerpet tilleggsskatt er oppfylt. Lagmannsretten tar her utgangspunkt både i opprettelsen av F PN, avtaleverket og gjennomføringen, samt e postutvekslingen som fant sted i 2008 2010 Lagmannsretten mener på denne bakgrunn at ledelsen i F PN var innforstått med hvilken finansiell situasjon selskapet var i, og at leterefusjonsordningen ble brukt til å finansiere selskapets drift utover den skattefordel leterefusjonen ga tilgang på. Formålet var å utnytte skattesystemet. Ledelsen forsto at opplysningene var egnet til å villede skattemyndighetene, herunder om selskapet hadde hatt en reell oppofrelse på 22 prosent. Lagmannsretten mener at selskapet opptrådte forsettlig. Lagmannsretten mener videre at det ikke er grunnlag for ikke å identifisere skatteyter med denne prosessen. 4. 7. 4 Konklusjon Oppsummert har lagmannsretten kommet til at vilkårene for å ilegge ordinær og skjerpet tilleggsskatt er til stede. Seismikk vedtaket er dermed heller ikke ugyldig på dette punktet og anken forkastes. 4. 7. 5 Endringsadgang Partene er enige om at Oljeskattekontoret har anledning til å endre tidligere skattevedtak når vilkårene for skjerpet tilleggsskatt er oppfylt. Lagmannsretten trenger følgelig ikke ta stilling til dette spørsmålet. 5 Consema vedtaket5. 1 Innledning Ankende part har bestridt gyldigheten av Consema vedtaket. Det anføres at det ikke er anledning til å nekte fradrag for henholdsvis 4 413 898 kroner i inntektsåret 2011 og 615 621 kroner i inntektsåret 2012Kostnadene gjelder både et termineringsgebyr som ble betalt fra F PN til Consema og prisjustering knyttet til kjøp av administrative tjenester. Nektelsen av fradraget er gitt med hjemmel i skatteloven 13 1 Om sakens bakgrunn heter det i tingrettens dom sidene 7 8: Den 10 september 2010 inngikk Consema en rammeavtale med F PC om levering av integrerte administrative tjenester til F PC og dets datterselskaper. Avtalen omfattet Høyesterett tjenester, I T tjenester, økonomitjenester samt diverse administrative tjenester. I henhold til punkt 8 i avtalen hadde den en varighet fra 1 juni 2010 til 1 juni 2013Videre fremgår at partenes intensjon var at avtalen etter dette tidspunktet skulle fornyes med 3 år. Avtalen var videre timebasert, jamfør vedlegg til avtalen, og kunne i henhold til punkt 9 heves dersom den annen part vesentlig misligholdt sine forpliktelser og forholdet ikke var brukt i orden innen 30 dager etter mottak av skriftlig varsel. Den 5 desember 2011 inngikk F PC og Consema en termineringsavtale hvor det fremgår at det var enighet om at avtalen skulle avsluttes med virkning fra og med 1 juni 2012 F PC forpliktet seg videre til å betale et termineringsgebyr på kr. 3 500 000, samt kr. 300 000, for fortsatt bruk av en økonomimodell som var utviklet av Consema. F PN var ikke part i verken rammeavtalen eller termineringsavtalen, men i rammeavtalens punkt 2 fremgår at den også gjelder for alle datterselskaper av F PC. Problemstillingen er både skjønnsfastsettelse av prisen på tjenestene og spørsmålet om avtalt pris er justert til armlengdemessig pris. Dernest gjelder saken nektelse av fradrag for termineringsgebyret på 3, 5 millioner kroner. Hjemmel for den rettslige vurderingen er skatteloven 13 1 og det alminnelige tilordningsprinsippet. Oljeskattekontorets vedtak bygger på to forhold, nemlig at Consema gjennom avtalen tok seg vesentlig for godt betalt for tjenestene som de tilbød, samt at termineringsgebyret ikke står i rimelig forhold til en armlengdemessig tapt fortjeneste. I henhold til skatteloven 13 1 første ledd er det anledning til å foreta en strukturell justering og tilhørende skjønnsfastsettelse hvis følgende tre vilkår er oppfylt: Det må for det første være tale om et interessefellesskap mellom skattyteren og en annen person eller selskap. Det må for det andre foreligge en reduksjon av skattyters formue eller inntekt. For det tredje må denne reduksjonen, direkte eller indirekte, skyldes interessefellesskapet. Det er ikke uenighet om at det forelå et interessefellesskap mellom Consema og F PC F PN. Det første vilkåret for skjønnsfastsettelse er med dette oppfylt. Spørsmålet blir imidlertid om F PNs formue og inntekt er redusert, på grunn av interessefellesskapet. 5. 2 Prising av de administrative tjenestene Lagmannsretten ser først på om spørsmålet om Consema tok seg for godt betalt for tjenestene. Ankende part mener at Oljeskattekontorets vedtak hva gjelder prisjusteringen bygger på uriktige faktiske forutsetninger. Dette er noe retten har anledning til å prøve, jf. Rt 2012 1025 (Norland) avsnitt 68 Ankende part gjør gjeldende at F PN har kjøpt helt ordinære og nødvendige administrative tjenester. Oljeskattekontoret tok feil når det i vedtaket ble lagt til grunn at F PN ikke hadde kapital til å betale for tjenestene, utover det kundene forventet å motta i leterefusjon for tjenestene og eventuelt leterefusjon for fakturaer fra andre leverandører, som ikke ble gjort opp. Videre er det feil at fakturaene fra P GS ikke skulle betales kontant, men gjøres opp ved at et lån fra P GS ble konvertert til en forutbestemt aksjepris på 167 kroner. Lagmannsretten er ikke enig i dette. Lagmannsretten mener for det første at F PNs inntekt er redusert som følge av interessefellesskapet, ved at tjenestene har vært klart overpriset. Consemas fortjenestemargin var svært høy, sammenlignet med hva for eksempel Accepta, en uavhengig tjenesteleverandør av tilsvarende tjenester, ville fått. Consema hadde fortjenestemarginer på 85, 6 prosent i 2011 og 94, 5 prosent i 2012 Accepta hadde fortjenestemarginer på i snitt 4, 3 prosent i 2011 og 2012 Det forhold at Consema hadde en så høy fortjenestemargin taler etter lagmannsrettens syn med styrke for at prisen Consema belastet F PN med, ikke var markedsmessig. Sett i sammenheng med selskapets svake finansielle stilling og hvordan selskapet skulle driftes, var dette etter lagmannsretten syn ikke en forretningsmessig rimelig transaksjon, men derimot en transaksjon som kun kan forklares i lys av interessefellesskapet som forelå mellom Consema og F PN. Dette gjelder uavhengig av om tjenestene som ble kjøpt, var reelle eller ikke. Når O SK fant grunn til å anta at det forelå inntektsreduksjon som skyldtes interessefellesskap, og det dessuten var en klar presumsjon for overprising ved en skyhøy fortjenestemargin, er det opp til F PN å påvise at det ikke er riktig, jamfør blant annet Rt 1999 1087 (Baker Hughes). Lagmannsretten kan ikke se at F PN har ført bevis for at det ikke forelå inntektsreduksjon. Vilkårene for skjønnsadgang var dermed oppfylt, jamfør skatteloven 13 1 første ledd. 5. 3 Skjønnsfastsettelsen Ved skjønnsfastsettelse skal prisen settes som om som om interessefellesskap ikke hadde foreligget, jamfør skatteloven 13 1 tredje ledd. Dette hører under det frie forvaltningsskjønn, jamfør Rt 2012 1025 (Norland) avsnitt 62Oljeskattekontorets skjønnsfastsettelse bygget på markedsmessig pris, noe som tilsvarer leverandørens kostnader pluss fortjenestepåslag, den såkalte Transactional Net Margin metoden T NM M metoden, definert i O EC Ds retningslinjer. F PN har ikke anført at denne metoden er brukt på en feil måte. Spørsmålet er inngående behandlet i tingrettens dom. Lagmannsretten kan ikke se at det under ankeforhandlingene er fremkommet nye momenter av avgjørende betydning. Lagmannsretten er videre enig i den fremstillingen som gis i tingrettens dom side 32, der det heter: Oljeskattekontoret har i dette tilfellet benyttet en kost pluss metode eller Transactional Net Margin metoden (T NM M) hvor det tas utgangspunkt i fortjenesten for å beregne forretningsmessigheten av transaksjonen. Dette i motsetning til C UP metoden hvor prisen på tjenesten sammenliknes med observerte priser i andre ukontrollerte transaksjoner. Kostpluss metoden eller T NM M metoden er også anerkjente beregningsmetoder etter O EC Ds retningslinjer side 262 flg. Dette ble også vurdert og gjennomgått i Borgarting lagmannsretts dom L B 2006 88410 (Hydro) hvor det fremgår: O EC Ds retningslinjer gir anvisning på ulike metoder som kan benyttes ved bedømmelse av kontrollerte transaksjoner. Metodene kan imidlertid tillempes den konkrete sak, og det er på det rene at skatteloven 54 tillater bruk av forskjellige metoder for å komme frem til armlengdeprisen, jamfør Rt 2001 1265 (Agrip). I denne saken er det spørsmål om anvendeligheten av kostplussmetoden som tar utgangspunkt i selgers kostnader med påslag for fortjeneste med mer (retningslinjene punkt 232 flg), i forhold til S UP metoden (Sammenlignbar Ukontrollert Prisretningslinjene punkt 26 flg) som i hovedsak innebærer en sammenligning av poliser. En forutsetning for å kunne sammenligne en kontrollert transaksjon med en ukontrollert transaksjon er at de relevante økonomiske aspekter er tilstrekkelig sammenlignbare. Det innebærer at ingen av de forskjeller som foreligger i vesentlig grad vii kunne påvirke prisen, jamfør retningslinjene pkt 115Skatteloven 54 som ble vurdert i lagmannsrettens dom tilsvarer dagens skattelov 13 1 Forutsetningen for å benytte C UP metoden er altså at det foreligger et relevant sammenlikningsgrunnlag, noe Oljeskattekontoret ikke kunne se forelå i dette tilfellet. Nå Oljeskattekontoret har valgt kost pluss metoden eller T NM M metoden, skyldtes dette at Consema ikke hadde kunder utenfor interessefellesskapet som det var mulig å sammenlikne priser medicinae Det forelå heller ingen tilstrekkelige sammenliknbare priser fra andre leverandører som var fastsatt under tilsvarende omstendigheter. Retten kan ikke se at det er godgjort fra saksøkers side at Oljeskattekontoret har benyttet feil metode i dette tilfellet. Retten kan heller ikke se at det er tatt utgangspunkt i et uriktig faktisk grunnlag når det er lagt vekt på det spesielle forholdet som forelå mellom F PN, Consema og E PH. Det er på det rene at styreleder i Consema, N1, hadde eller hadde hatt sentrale roller i alle tre selskaper. Etter at N1 trådte ut av F PN og F PC, representerte han fortsatt aksjonæren Consema. Alle Consemas kunder, herunder F PC og deres datterselskaper, lå innenfor interessefellesskapet. Disse kundene hadde også det til felles at de alle hadde en svak finansiell stilling, hadde krevd leterefusjon fra staten og hadde også blitt nektet skattefradrag og leterefusjon. Lagmannsretten er enig i at F PNs ønskede prisingsmetode (C UP metoden) bare kan brukes hvis den i det konkrete tilfellet er minst like treffsikker ( equally reliable manner ) som andre metoder, jamfør O EC Ds retningslinjer punkt 23 C UP metoden forutsetter at man finner et relevant sammenligningsgrunnlag, jamfør retningslinjene punkt 214 Et relevant sammenligningsgrunnlag mangler i saken her og har heller ikke vært gjenstand for bevisføring i retten. Consema hadde ingen eksterne kunder man kunne sammenlignet medicinae Virksomheten rettet seg utelukkende mot kunder som var i interessefellesskap med Consema. Det foreligger heller ingen tilstrekkelig sammenlignbare timepriser fra andre leverandører fastsatt under tilsvarende omstendigheter. Det eksisterte i alle tilfelle et spesielt forhold mellom Consema og E PH gjennom N1. N1 hadde en nøkkelrolle i Consema, E PH og F PN. Alle Consemas kunder var innenfor interessefellesskapet. Kundene hadde det til felles at de krevde leterefusjon, at de hadde en svak finansiell stilling, og at de ikke kunne betale Consema uten leterefusjonen. Avtalen mellom Consema og F PC ble inngått omtrent samtidig som N1 trådte ut av styret i F PN. Lagmannsretten mener at det er svært usikkert om det ble levert tjenester i et slikt omfang som påstått. tekst utelatt tekst utelatt I N1s e post 22 september 2010 het det: Kjøp av tjenester fra C ON (og P GS) bidrar til cash i banken ved å trekke opp letelån Av N1s e post 16 oktober 2010 fulgte at Consema tilsynelatende fortsatte å levere tjenester uten å få betalt, det vil si at det ble gitt utsettelse pluss lån frem til letelånet ble utbetalt. tekst utelatt Tjenestekjøpene fra Consema var en del av samme pakke som seismikkjøpene, jamfør Heads of Agreement 25 mai 2010 og aksjekjøpsavtalen 15 juli 2010 Det var forutsatt at de skulle få selge tjenester, men uklart hvor mye de leverte. Lagmannsretten er på denne bakgrunn enig med staten i at det er rimelig å se hen til denne usikkerheten rundt antall opplyste solgte timer i selve metodevalget, og at T NM M metoden i en slik situasjon gir et mer presist bilde enn C UP metoden. Oppsummert mener lagmannsretten at vedtaket ikke bygger på uriktige faktiske forutsetninger, og at det derfor ikke er grunnlag for å sette den skjønnsmessige prisingen til side. 5. 4 Termineringsgebyret Innledningsvis bemerkes at det forelå en termineringsavtale mellom F PC og Consema 6 desember 2011, hvor F PC skulle betale tre millioner ved førtidig avvikling av rammeavtalen. Rammeavtalen mellom F PC og Consema ble avsluttet ett år før utløpsdatoen. F PC forpliktet seg da til å betale Consema 3, 5 millioner kroner som kompensasjon for førtidig avvikling av Rammeavtalen. F PN var ikke part i termineringsavtalen. F PN var heller ikke part i rammeavtalen som blir terminert. Likevel krevde F PN fradrag for termineringsgebyret. I tingrettens dom side 34 heter det: Det neste spørsmålet er om det er anledning til å nekte fradrag for termineringsgebyret. Også på dette punkt har saksøker vist til at Oljeskattekontorets vedtak bygger på de samme uriktige faktiske forutsetningene som i Seismikk vedtaket og for vurderingen av prisfastsettelsen i Consema vedtaket. Det er videre anført at termineringsgebyret uansett ikke er et resultat av interessefellesskapet. Oljeskattekontoret har i Consema vedtaket på side 31 33 begrunnet tilsidesettelsen med at termineringsgebyret har medført en reduksjon av selskapets inntekter som skyldes interessefellesskapet. Det kan dermed foretas en strukturell justering som innebærer at termineringsgebyret settes til side for skattemessige formål, jamfør skatteloven 13 1 Retten kan heller ikke her se at saksøker har godtgjort at det foreligger feil ved den vurdering som Oljeskattekontoret har foretatt. Det spesielle forholdet som forelå mellom aksjonæren Consema og datterselskapet F PC og F PN må tillegges vekt også i denne sammenheng. Som tidligere redegjort for, synes det klart at F PN og F PC utelukkende skulle få likvide midler til drift gjennom å kreve fradrag for kostnader og få utbetalt leterefusjon. F PC og F PN manglet etter rettens syn finansiell evne til å inngå en slik avtale som de gjorde med Consema, og det vises i denne sammenheng til at avtalen ble inngått i en periode hvor spørsmålet om å begjære opphør stadig var til diskusjon. Det vises først til brevet fra revisor N11 datert 13 april 2010 til F PN der det fremgikk at selskapet måtte iverksette nødvendige tiltak til sikring av kreditorenes interesser og fortsatt drift i selskapet. Hvis slike tiltak ikke kunne gjennomføres, måtte selskapet begjære oppbud. Videre vises til møtereferat fra styremøtet 24 november 2011, sitert over, hvor den kritiske finansielle situasjonen ble diskutert. Det fremstår da lite rasjonelt for selskapet å binde seg til en tre års avtale med intensjon om fornyelse i tre nye år med Consema i en periode hvor selskapet vurderte om det var grunnlag for videre drift. Det forhold at F PN manglet evne til å betale for de administrative (tjenestene som de hadde gått til anskaffelse av fremgår blant annet i toe poster fra N1 til N3, daglig leder i F PN, henholdsvis 22 september 2010 og 16 oktober 2010 Temaet i e postene var mellomfmansiering av F PNs utgifter frem til selskapet fikk utbetalt letelån fra D NB som var sikret i kravet på leterefusjon. Av e posten av 22 september 2010 fremgår: Jeg kan bekrefte at Consema vil toppe opp P OS sitt N OK 2, 5 mill lån med N OK 1, 5 mill som mellomfmansiering inntil lete lånet blir utbetalt fra D NB. Jeg ønsker ikke å være vanskelig, men synes det kan være greit å poengtere et par fakta og utfordringer i saken: Utover aksjekapitalen på 1 mill innbetalt av samtlige aksjonærer (litt mindre når N MU kommer inn) så skulle selskapet ene og alene fundes med letelån fra D NB og en konvertibel lånefasilitet fra P GS P GS skulle ha veto i styret ang bruk av lånefasiliteten og vi har alle (i alle fall jeg) vært klar over hvilke begrensninger som ligger i dette (mao det må kjøpes spesifikke produkter tjenester et cetera som geares med letelån for at denne fasiliteten skal kunne utnyttes). Med andre ord så er det ikke bare lete lånet som må på plass før vi har cash i banken vi må også kunne kjøpe produkter tjenester som tillater dette fint hvis vi kan diskutere dette i morgen slik at vi er sikre på at det er en back to back løsning så snart lete lånet er fritt... (... ) Uansett så har vi en utfordring med kortsiktig finansiering. Dette burde vi vært klar over tidligere (basert på punktene over) og flagget ovenfor samtlige aksjonærer et mulig behov for å måtte gå inn med risikokapital på kort sikt. I e post 16 oktober 2010 bekreftet også N1 at Consema i en mellomperiode ikke ville ta seg betalt for de tjenester som de solgte til F PN: Further to aur discussion regarding short term financing of Fortis I propose and confirm the following: (... )3. Further, Consema will not demand payment of its invoices until the D NB loan has been released. 4. Consema is also progressing the 1, 5 mill loan application for short term financing and expect to have such a facility approved within the next 3 4 weeks. E postene bekrefter etter rettens syn at F PC og F PN ikke var i noen posisjon til å inngå den aktuelle avtalen om kjøp av administrative tjenester fra Consema. Avtalen med bindingstid i tre år, og med en intensjon om forlengelse i ytterligere tre år fremstår ikke forretningsmessig rimelig eller naturlig sett i lys av selskapets finansielle posisjon, men kan bare forklares i det interessefellesskapet som forelå mellom selskapet, og behovet selskapet hadde i å få tilgang til likviditet til videre drift gjennom utbetaling av leterefusjon. Det forhold at det oppstod en konflikt mellom Consema og F PN og de øvrige aksjonærene på et senere tidspunkt, er etter rettens syn av mindre betydning all den tid termineringsgebyret har sitt utgangspunkt i en forpliktelse som ikke anses forretningsmessig rimelig eller naturlig. Retten er etter dette enig i Oljeskattekontorets vurdering i Consema vedtaket side 34 om at termineringsgebyret kan settes til side for skattemessige formål, og at F PN nektes fradrag for denne kostnaden. Retten kan da heller ikke se at Consema vedtaket er ugyldig på dette punkt. Lagmannsretten er enig i tingrettens fremstilling og kan ikke se at bevisførselen under ankeforhandlingene stiller saken i noe annet lys. Videre bemerkes særlig: Det følger for det første av ulovfestede tilordningsprinsipper at fradraget bare kan kreves av den som er privatrettslig forpliktet. Det er ingen avtale om viderebelastning fra F PC til F PN og ingen andre bevis som forklarer slik viderebelastning. I den grad det i skattemessig forstand eksisterte en forpliktelse til å betale termineringsgebyret, lå den derfor hos F PC, og ikke hos F PN. Et etter vår tidsregning fradrag måtte da tilordnes F PC, og ikke F PN. Konklusjonen er etter lagmannsrettens syn at ankende part ikke kan fradragsføre termineringsgebyret. Rammeavtalens bestemmelse om tre års bindingstid er også tilsidesatt etter skatteloven 13 1, jamfør O EC Ds retningslinjer punkt 165 om strukturell justering. Dette er grundig vurdert i vedtaket, og lagmannsretten slutter seg til denne vurderingen. Lagmannsretten er enig med staten i at uavhengige parter ikke ville forpliktet seg til en treårig avtale under de aktuelle omstendigheter, da det ikke fantes noe kommersielt rasjonelt grunnlag for det. Det var ikke avtalt noen motytelse til F PN. Når F PN dessuten manglet finansiell evne til å betjene avtalen, var det ikke rasjonelt å binde seg i tre år. Uansett var det hensett til interessefellesskapet ingen grunn til å frykte at utløp av bindingstid ville føre til at man mistet Consema som leverandør. Lagmannsretten påpeker videre at Consema ble varslet seks måneder i forveien og hadde en tapsbegrensningsplikt. Engangsvederlaget sto etter lagmannsrettens syn dessuten ikke i et rimelig forhold til en tapt fortjeneste, basert på riktig prising. Denne er, slik lagmannsretten har fått opplyst, 324 ganger så høyt som Consemas forventede fortjeneste i gjenværende kontraktsperiode, med prising basert på 2011 tall. Det er ikke dokumentert at Consema pådro seg noen kostnader som følge av den førtidige termineringen. tekst utelatt Lagmannsretten har bygget på et annet rettsgrunnlag, som leder til samme resultat, men er også enig i den vurderingen tingretten gjør. Ankende part har også anført at utbetalingen av termineringsgebyret ikke var en konsekvens av interessefellesskapet, men skyldtes uenighet mellom aksjonærene. Lagmannsretten har ikke funnet noen bevismessig dekning for dette og påpeker at bindingsperioden på tre år i rammeavtalen var avtalt før det tilsynelatende oppsto uenighet mellom aksjonærene. Oppsummert kan ikke lagmannsretten se at vedtaket er ugyldig og anken forkastes. 6 Konklusjon og sakskostnader Anken har etter dette ikke ført frem. Staten v Oljeskattekontoret har for lagmannsretten fått medhold fullt ut, og skal etter hovedregelen i tvisteloven 20 2 første ledd, jamfør annet ledd, ha full erstatning for sine sakskostnader. Det foreligger ikke grunnlag for å frita ankende part helt eller delvis fra erstatningsansvaret etter tvisteloven 20 2 tredje ledd. Statens prosessfullmektig har krevd dekket sakskostnader for lagmannsretten med 764 800 kroner. Kostnadene er rimelige og nødvendige, jamfør tvisteloven 20 5 første ledd. Det tilkjennes derfor erstatning for sakskostnader for lagmannsretten som krevd. Dommen er enstemmig. Dommen er ikke avsagt innen lovens frist da saken har vært arbeidskrevende. D OM SS LU TN IN G: 1. Anken forkastes. 2. Fortis Petroleum Norway A S erstatter sakskostnadene til staten ved Oljeskattekontoret for lagmannsretten med 764 800 syvhundreogsekstifiretusen åttehundre kroner senest to uker etter at dommen er forkynt. 
1 Sakens bakgrunn Saken gjelder gyldigheten av to vedtak fattet av Oljeskattekontoret, rettet mot den ankende part, Fortis Petroleum Norway A S (F PN). Den ankende part kjøpte i perioden 2010 2011 seismiske tjenester fra Petroleum Geo Services A S (P GS) for 95 millioner kroner. Oljeskattekontoret varslet i brev 20 juni 2017 om at F PN ikke hadde fradragsrett for kostnadene til kjøp av seismikk fra P GS, jamfør skatteforvaltningsloven 5 6 første ledd. Oljeskattekontoret ba i brev 21 oktober 2016 og 16 januar 2017 om tilleggsopplysninger fra F PN med hjemmel i skatteforvaltningsloven 10 1 hva gjelder F PNs kjøp av administrative tjenester fra Consema A S (Consema) og terminering av denne avtalen. Brevene ble besvart av F PN, henholdsvis 1 november 2016 og 3 mars 2017Oljeskattekontoret varslet om at F PN ikke hadde fradragsrett for kostnadene til kjøp av administrative tjenester fra Consema i brev 21 juni 2017Den 21 november 2018 avsa Oljeskattekontoret to vedtak mot F PN. I det ene vedtaket, som gjaldt inntektsårene 2009 til 2012, ble F PN nektet fradrag for kjøp av seismiske tjenester fra P GS og renter på tilknyttet selgerkreditt, samt ilagt ordinær og skjerpet tilleggsskatt (heretter seismikk vedtaket ). I det andre vedtaket ble ankende parts krav på fradrag for kjøp av administrative tjenester fra Consema for inntektsårene 2011 og 2012 skjønnsmessig redusert, og F PN ble også nektet fradrag for kostnadene for tjenestene samt fradrag for termineringsgebyr (heretter Consema vedtaket ). F PN tok ut søksmål mot staten v Oljeskattekontoret ved Oslo tingrett 18 mai 2019 hva gjaldt skattefastsettelsen og ileggelsen av tilleggsskatt for kjøpene av seismikk i inntektsårene 2010 og 2011 samt skattefastsettelsen for kjøp av administrative tjenester for inntektsårene 2011 og 2012I tingrettens dom side 2 gis det følgende korte oppsummering av saken og aktørene: Saken har sitt utgangspunkt i at Skeie selskapet E P Holding A S (heretter E PH ) og P GS Geophysical A S (heretter P GS ) i desember 2009 ble enige om å stifte et felles oljeselskap. Bakgrunnen for samarbeidet var at E PH ikke var i stand til å gjøre opp gjeld som selskapet hadde til P GS etter å ha kjøpt seismikk fra P GS i 2008 Som oppgjør, skulle P GS få aksjer i det nye oljeselskapet. Oljeselskapet skulle være et joint venture samarbeid hvor oljeselskapet skulle kjøpe seismikk fra P GS. Eierne av E PH skulle tilføre letelisenser til det nye selskapet. E PH var på tidspunktet for planleggingen av det nye selskapet eid med 68 av Skeie Technology A S (heretter Skeie Technology), 14 av Valcreco A S (heretter Valcreco ) og 12 av Consema A S (heretter Consema ). Consema var igjen eid med 45 av selskapet Norsupply A S og 45 av Valcreco. Norsupply A S var igjen også eid av Skeie Technology. Styreleder i Consema var N1. N1 var også eier og styreleder i Valcreco samt daglig leder i E PH. Våren og sommeren 2010 etablerte Consema og P GS en konsernstruktur med et nyopprettet selskap, Fortis Petroleum Company A S (heretter F PC ), som morselskap. Ved stiftelsen ble det utstedt 1 000 000 aksjer, hver pålydende kr. E PHs utestående gjeld til P GS på 40 M NO K ble ved opprettelsen av F PC omgjort til 200 000 aksjer i F PC. Selskapet fikk med dette følgende eierfordeling: Consema med 40, 8, P GS med 20 og ledelsen i selskapet med til sammen 39, 2. Videre ervervet F PC alle aksjene i selskapet Excel Expro A S (heretter E EN ). Dette selskapet ble opprinnelig stiftet i november 2006, da under navnet Flying High Norway A S, med formål å drive leting etter, og utvinning av petroleum på den norske kontinentalsokkelen. E EN ble prekvalifisert som lisenshaver i august 2007 og var et rent leteselskap. E EN var i desember 2009 eid av Norsk Mineralutvikling A S med 57 og N2 med 43. Selskapet ble imidlertid overdratt fra N2 til N MU i april 2010 Prisen per aksje var på dette tidspunkt satt til kr. Aksjene i E EN ble deretter kjøpt fra N MU i september 2010, og E EN byttet navn til Fortis Petroleum Norway A S (heretter F PN ). Vederlaget utgjorde 174 2 92 tegningsretter a kr. 1, i F PC. N1 var på ervervstidspunktet styreleder og daglig leder i E EN, men i november 2010 ble N3 valgt som ny daglig leder. N4 ble samtidig valgt som ny styreleder. N MU utøvde sine tegningsretter 31 desember 2010, og etter registreringen i Brønnøysundregisteret den 16 februar 2011 var F PC eid med cirka 17 av P GS, cirka 34, 7 av Consema, cirka 14, 8 av N MU og ledelsen med til sammen cirka 33, 4. F PC ble også for fullstendighetens skyld eier av det britiske datterselskapet Fortis Petroleum U K Ltd, som hadde som mål å utvikle en lisensportefølje på britisk sokkel. Den britiske og internasjonale satsingen ble det imidlertid ikke noe av. Lagmannsretten tiltrer denne beskrivelsen. Oslo tingrett avsa 11 desember 2020 dom med slik domsslutning: 1. Staten ved Oljeskattekontoret frifinnes. Fortis Petroleum Norway A S dømmes til å betale sakskostnader med kr. 790 250 syvhundreognittitusentohundreogfemtikroner til staten ved Oljeskattekontoret innen to uker fra dommens forkynnelse. Fortis Petroleum Norway A S har anket dommen til Borgarting lagmannsrett. Ankeforhandling er holdt 11 26 januar 2022 i Borgarting lagmannsretts hus. Partene møtte sammen med sine prosessfullmektiger og avga forklaring. Det ble avhørt fem vitner. Om bevisføringen for øvrig vises til rettsboken. 2 Partenes anførsler og påstander2. 1 Ankende part har i det vesentlige anført: 2. 1 Seismikk vedtaket Seismikk vedtaket er delvis ugyldig. Det skal gis fradrag for kjøp av seismikk i 2010 og 2011 Det er uansett ikke adgang til å ilegge ordinær eller skjerpet tilleggsskatt knyttet til fradrag for kjøp av seismikk. Det foreligger heller ikke endringsadgang. F PN hadde til tross for tynn kapitalisering et godt kommersielt grunnlag med finansielt solide eiere som kunne tilføre ledende seismikk og gi tilgang til lisenser. Samtidig etablerte selskapet raskt en erfaren gruppe med ansette geologer. Som alle andre leteselskap var F PN avhengig av eierfinansiering, og for F PNs dei bie dette gjort ved usikret selgerkreditt fra P GS. Skatteloven setter ingen konkrete krav til hvordan et selskap finansierer sine anskaffelser og gjør opp sin 22 prosent kostnadsandel. For alle leteselskap er seismikk en nødvendig investering. F PNs anskaffelse av seismikk var til enhver tid tilpasset selskapets aktivitet og la grunnlaget for utvikling av en betydelig lisensportefølje. F PN har bidratt med slik ønsket leteaktivitet og til utvikling av lisenser. Flere av disse lisensene vil med all sannsynlighet resultere i inntekter som beskattes med 78 prosent. Det ble drevet seriøs letevirksomhet, slik en rekke vitner har forklart seg om, og det var relevant å anskaffe den aktuelle seismikken. Det er heller ikke omtvistet at seismikken ble anskaffet til markedsverdi. Petroleumsskattesystemet er i stor grad basert på et nøytralitetsprinsipp. En nektelse av fradrag for nødvendige letekostnader vil innebære at staten oppnår ønsket leteaktivitet uten å ta noen del av kostnadene. I henhold til petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd skal det gis leterefusjon for kostnader til undersøkelse etter petroleumsforekomster som tilfredsstiller vilkårene for fradragsrett etter skattelovgivningen for øvrig. Det er på det rene at kostnader til seismikk er kostnader til undersøkelse etter petroleumsforekomster. Hvorvidt seismikkjøp gir grunnlag for leterefusjon, beror dermed på om de alminnelige vilkårene for fradrag er oppfylt. Staten har akseptert at tilknytningskravet ville vært oppfylt. Kjernen i oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 er at det må finne sted en reduksjon i skattyters formuesstilling. Det er på det rene at oppofrelsesvilkåret kan oppfylles på annen måte enn ved kontant betaling. F PNs kjøp av seismikk fra P GS ble finansiert ved at F PN trakk på en låneramme fra morselskapet F PC, som igjen trakk på en låneramme fra P GS. Det følger av petroleumsskatteforskriften at det er anledning til å utgiftsføre hele anskaffelsen i anskaffelsesåret. Denne anskaffelsen, med tilhørende gjeldsforpliktelse, reduserte derfor F PNs formuesstilling. Oppofrelsesvilkåret er følgelig oppfylt. Sakens kjerne er om finansieringen fra P GS, kombinert med kjøp av seismikk fra P GS, innebærer misbruk av leterefusjonsordningen. Etter F PNs syn er det uten betydning for fradragsretten at finansieringen kom fra P GS, og at den ble gitt i form av lånekapital. Dersom anskaffelsen er hovedsakelig motivert av finansieringseffektene av leterefusjonsordningen, vil dette kunne gi grunnlag for ulovfestet gjennomskjæring. Dersom seismikken selges til høyere pris enn det som ville ha blitt avtalt mellom uavhengige parter, vil prisen for skatteformål kunne reduseres til markedspris, jamfør skatteloven 13 1 Ingen av disse grunnlagene er anført av Oljeskattekontoret. Nektelsen av fradrag i 2009 og godtagelsen av dette kan ikke tillegges vekt. F PN var fra 2010 et nytt selskap, og N1 hadde ikke lenger samme rolle. Oljeskattekontoret har anført to alternative grunnlag for å nekte fradrag med hjemmel i skatteloven 13 1I vedtaket har Oljeskattekontoret for det første brukt det såkalte substansunntaket i O EC Ds retningslinjer 2010 punkt 165 Kjernen i Oljeskattekontorets begrunnelse for å nekte fradrag er at F PN ikke hadde finansiell evne til å ta opp lån. Det er enighet mellom partene om at F PN manglet lånekapasitet, det vil si at selskapet ikke ville ha fått et usikret lån på 95 millioner kroner fra en uavhengig långiver. Det gjelder generelt for rene leteselskap. Det er sikker rett at skatteloven 13 1 i slike tilfeller gir grunnlag for å omklassifisere lånet til egenkapital, noe som medfører at det ikke kan kreves fradrag for renter. Dette aksepteres av F PN. For skattemessige formål behandles altså lånet som om det var egenkapital, jamfør blant annet Zimmer, Lærebok i skatterett, side 419 420 Det samme følger av bestemmelsen O EC Ds retningslinjer 2010 som vedtaket bygger på. Spørsmålet saken reiser, er om skatteloven 13 1 også gir grunnlag for å se bort fra lånet, det vil si behandle selskapet skattemessig som om det ikke hadde finansiering. Oljeskattekontoret og tingretten har lagt til grunn at F PN skattemessig skal behandles som om det ikke hadde finansiering og dermed ikke har kjøpt seismikk. En slik anvendelse av substansunntaket er i strid med langvarig praksis og O EC Ds retningslinjer. Det vises også til Bullens doktoravhandling om strukturelle justeringer, Arm s Length Transaction Structures, 2011, side 365Realiteten er at P GS har overført seismikk verdt 95 millioner kroner til F PN. Seismikken ble brukt i F PNs letevirksomhet. Det er også en realitet at P GS har finansiert denne anskaffelsen. Substansunntaket kan ikke begrunne at man behandler F PN som om selskapet ikke har anskaffet og forbrukt seismikk i sin virksomhet. Det andre nektelsesgrunnlaget for staten er rasjonalitetsunntaket. Den klare hovedregelen er at transaksjonens innhold skal legges til grunn for prisfastsettingen. På strenge vilkår åpner likevel O EC Ds retningslinjer for at den kontrollerte transaksjonen kan settes til side og erstattes med en annen. Det vises til Zimmer, Internasjonal inntektsskatterett, 2017, side 173 P GS har solgt den samme seismikken til uavhengige selskap. Oljeskattekontoret har ikke anvendt rasjonalitetsunntaket i samsvar med O EC Ds retningslinjer. Rasjonalitetsvurderingen i vedtaket har karakter av være en overprøving av forretningsmessige beslutninger. Det er dermed ikke grunnlag for å sette transaksjonen til side. Dersom vilkårene for å sette transaksjonen til side er oppfylt, skal den erstattes med en transaksjon som ligger så nær den kontrollerte som mulig, jamfør O EC Ds retningslinjer 2017 punkt 1124 Oljeskattekontoret har nektet fradrag i sin helhet. Andre alternativer ligger tettere opp til den faktiske transaksjonen. Disse vil alle lede til det samme skattemessige resultat, nemlig at det gis fradrag for utgifter til seismikk. Oljeskattekontoret har videre anført fire alternative grunnlag for å nekte fradrag med hjemmel i skatteloven 6 1Staten hevder at F PN var sikret mot risiko for å måtte betale kjøpesummen. Dette er ikke riktig. Kjøpesummen ble gjort opp ved at F PN påtok seg en gjeldsforpliktelse. Til støtte for sitt syn har staten vist til Rt 1996 1226 (Libæk), Rt 1996 1270 (Nopec) og Rt 1998 46 (Scott). Disse sakene gjaldt spørsmålet om skattyter kunne kreve fradrag for verdireduksjon (avskrivninger) i en situasjon hvor skattyter var rettslig beskyttet mot verdireduksjon. Dette er ikke tilfelle i vår sak. Oljeskattekontoret synes feilaktig å legge til grunn at en kjøpesum ikke blir betalt dersom gjeldsforpliktelsen senere blir konvertert til egenkapital. Det er heller ikke riktig at F PN hadde sikkerhet for at gjeldsforpliktelsen ville bli konvertert til egenkapital. Dette ville uansett ikke gitt grunnlag for å nekte fradrag. Det er verdien av seismikken og bruken av seismikken, ikke aksjenes verdi, som er avgjørende for F PNs krav på fradrag, jamfør Rt 1995 1674 (Viking Supply Ships). Det hevdes videre av staten at F PN aldri har sittet på noe som kan oppofres. Forutsetningen for Oljeskattekontorets resonnement må være at man for skatteformål setter denne privatrettslige disposisjonen til side. Grunnlag nummer 4 synes i realiteten å være en dublering av grunnlag nummer 1Det er riktig at F PN som de fleste rene leteselskaper og svært mange andre selskaper, ikke ville ha vært i stand til å erverve seismikken uten lånefinansiering fra en av eierne. Det finnes ingen skattercttslig regel som går ut på man skal nekte fradrag for kjøp som ikke ville ha vært mulige dersom man ser bort fra finansieringen fra eierne, eller at man bare skal ta hensyn til den delen av eierfinansieringen som privatrettslig har status som egenkapital. Det er helt ordinært at såkalte eierlån (med eller uten renter) benyttes som et surrogat for egenkapital, jamfør for eksempel Rt 2007 1025 (Statoil Angola). Skatteloven stiller ingen krav til hvordan eiere av leteselskap skal finansiere leteselskapet for å kunne oppnå fradrag for kjøp av seismikk. Staten har videre anført at F PN har aldri betalt for seismikken. Kjøpesummen ble gjort opp ved at F PN påtok seg en gjeldsforpliktelse. Det er langvarig praksis for at fradragsretten består, men at fordelen det er å bli fritatt for betalingsforpliktelsen etter omstendighetene kan være skattepliktig, jamfør blant a. Rt 1978 1001 (V BK) og L B 2017 59419 (Comvie). Ettersom P GS ikke etterga fordringen, oppstår ikke dette spørsmålet i vår sak. P GS motregnet fordringen i forbindelse med tegning av aksjer. Tegning av aksjer er skattefritt for selskapet. Det gjelder også tegning av aksjer til overkurs, jamfør Rt 1917 627 (Tromsø Privatbank). Vår sak er dessuten begrenset til nektelse av fradrag. Det forelå her en reell gjeldsforpliktelse knyttet til tilført seismikk. Det forhold at gjelden senere ble valgt innfridd ved konvertering, påvirker ikke fradragsretten. Oljeskattekontoret har videre lagt til grunn at det forelå en underhåndsavtale om at P GS pliktet å konvertere fordringen til aksjer i F PC og at dette gir grunnlag for å nekte fradrag. Dette er beskrevet som proforma alternativet. Denne beskrivelsen er upresis. Vedtaket er ikke basert på at fordringen aldri skulle gjøres opp, dvs proforma, men på at P GS ikke hadde valgfrihet med hensyn til oppgjørsform. Oljeskattekontorets konklusjon om at fradrag kan nektes, bygger dermed på et premiss om at det forelå en underhåndsavtale om at P GS pliktet å konvertere fordringen til aksjer. Saken er avklart gjennom T GS dommen, der lagmannsretten fant at det ikke forelå bevismessig grunnlag for en underhåndsavtale. Det er enighet om at det skriftlige avtaleverket ikke etablerte en plikt til å konvertere. Heads of Agreement kansellerte alle tidligere avtaler og ble inngått etter konsultasjon med juridisk avdeling i P GS. Det var kun en begrenset rett for Consema til å kreve at P GS utøvde opsjonen i aksjonæravtalen. Det har heller ikke eksistert en underhåndsavtale om en slik plikt. Staten overdriver dessuten N1s rolle. Det er heller ingen holdepunkter i den etterfølgende adferd for at P GS var forpliktet til å konvertere utover reguleringen i aksjonæravtalen. Tegningskursen bygget på forretningsmessige avveininger. F PN viser videre til lagmannsrettens angivelse av vurderingstemaet og føringer for den konkrete vurderingen i T GS dommen. Saken er for øvrig i stor grad avklart gjennom T GS dommen, der lagmannsretten fant at det ikke forelå bevismessig grunnlag for en underhåndsavtale. Forventninger, intensjoner eller eventuelle planer som ikke har karakter av en rettslig forpliktelse, er ikke avgjørende. Det er følgelig ingen bcvismessige holdepunkter for at partene hadde en omforent forståelse om at de hadde avtalt noe annet enn det som fulgte av de skriftlige avtalene. Konverteringen ble også foretatt først etter at det var fremmet et krav fra ny investor, Azimuth, basert på kommersielle forhandlinger mellom partene. 2 Tilleggsskatt og endringsadgang Tilleggsskatt er straff etter E MK art 6 Det er ikke grunnlag for å ilegge tilleggsskatt. Det kan under enhver omstendighet ikke være grunnlag for skjerpet tilleggsskatt med forhøyet sats. Vilkåret om opplysningssvikt i skatteloven 14 3 er ikke oppfylt. Skatteyter har ikke gitt et fortegnet eller ufullstendig bilde av de underliggende realiteter. Opplysningssvikten må videre ha kunnet føre til skattemessige fordeler. Det gis bare tilleggsskatt dersom opplysningene var nødvendige for å vurdere det rettslige grunnlaget for fravikelsen. Vurderingen av om F PN har gitt uriktige eller ufullstendige opplysninger vil dermed måtte ta utgangspunkt i det rettslige og faktiske grunnlaget for fravikelsen. Imidlertid innebærer forskjellen i beviskravet at det rettslige og faktiske grunnlaget for fravikelsen ikke nødvendigvis kan legges til grunn for spørsmålet om tilleggsskatt. Det vises til T GS dommen. Skjerpet tilleggsskatt kan bare ilegges dersom lagmannsretten finner det bevist at det forelå en underhåndsavtale mellom partene om konverteringsplikt og at dette gir grunnlag for å nekte fradrag. F PN bestrider på det sterkeste at det forelå en underhåndsavtale. Det er derfor heller ikke opplyst om dette i selvangivelsen. F PN har opptrådt lojalt ovenfor skattemyndighetene og gitt de opplysninger det var naturlig å gi, slik situasjonen var for selskapet i inntektsårene 2010 og 2011 Det vises til Loffland standarden og T GS dommen. Vedtaket inneholder en manglende drøftelse av innvirkningsvilkårene. De ulike tilfellene av påstått opplysningssvikt beskrevet i punktene a) til k) er ikke vurdert opp mot de ulike rettslige grunnlagene. Det er ikke skilt mellom substansunntaket og rasjonalitetsunntaket. Hvert enkelt inntekstår er ikke vurdert hver for seg. Skyldkravet ved skjerpet tilleggsskatt må være oppfylt hos skatteyter selv. Det er ikke nok at skatteyters medhjelper har opptrådt forsettlig eller grovt uaktsomt. Tingretten vektla at låneavtalen mellom P GS og F PC ikke ble fremlagt. Vilkårene ville ikke påvirket F PNs finansielle stilling. Under forutsetning av at det er grunnlag for å nekte fradrag for inntektsårene 2010 og 2011, men ikke grunnlag for skjerpet tilleggsskatt, vil F PN gjøre gjeldende at endringsfristen er utløpt. Under disse forutsetningene er det enighet om at endringsfristen er utløpt for inntektsåret 2010 For inntektsåret 2011 har Oljeskattekontoret derimot lagt til grunn at det ble varslet fristavbrytelse ved kontorets varsel 13 desember 2013 Varselet hadde ikke fristavbrytende virkning for skattefastsettingen knyttet til selskapets kjøp av seismikk. Varselet gjaldt tjenester, og multiklientseismikk er ikke en tjeneste, men en vare. I tillegg var varselet kort og generelt, slik at selskapet ikke kunne forstå rekkevidden av varselet. Endringsadgangen er dermed tapt. 3 Consema vedtaket Consema vedtaket er ugyldig i sin helhet. F PN må gis fradrag for kjøp av administrative tjenester og utbetalt termineringsgebyr i samsvar med påstanden i selvangivelsen. I Consema vedtaket har Oljeskattekontoret med hjemmel i skatteloven 13 1 nektet fradrag for henholdsvis 4 413 898 kroner i inntektsåret 2011 og 615 621 kroner i inntektsåret 2012 Fravikelsen gjelder dels en prisjustering knyttet til kjøp av administrative tjenester og dels en tilsidesettelse av et termineringsgebyr. Det er verken grunnlag for å justere prisen på de administrative tjenestene eller sette termineringsgebyret til side. Oljeskattekontoret har i hovedsak begrunnet prisjusteringen med at Consemas marginalkostnader knyttet til levering av tjenestene var for lave. Også mellom uavhengige parter er det hva markedet er villig til å betale for en tjeneste, ikke tjenesteyters marginalkostnader, som avgjør hva som er markedsmessig pris. Prisen på de administrative tjenestene fra Consema tilsvarte prisene til andre leverandører. Det foreligger dermed ingen inntektsreduksjon. Når det gjelder tilsidesettelsen av termineringsgebyret, synes Oljeskattekontoret særlig å ha begrunnet tilsidesettelsen med at termineringsgebyret ikke reflekterte Consemas økonomiske tap som følge av termineringen. Heller ikke dette er holdbart. Termineringen var et resultat av et meget anstrengt samarbeidsforhold mellom aksjonærene i Fortis. I en slik sammenheng er det ønskelig med raske løsninger for å unngå lange og vanskelige prosesser. Det er ordinært at man betaler for å slippe dette, uavhengig av det faktiske tapet. I en situasjon med eierkonflikt var de øvrige aksjonærene i F PN ikke interessert i å tilgodese Consema. Utbetaling av termineringsgebyret var en forretningsmessig beslutning, og F PN ville opptrådt på samme måte overfor en uavhengig. Vilkårene for en strukturell justering er på denne bakgrunn ikke oppfylt. Oljeskattekontorets gjennomgang av saksforholdet i Consema vedtaket viser at fravikelsen for kjøp av de administrative tjenestene bygger på de samme uriktige resonnementene som i seismikk vedtaket. Dersom F PN får medhold i at seismikk vedtaket er ugyldig, må også Consema vedtaket oppheves på grunn av uriktige faktiske forutsetninger. 4 Påstand: Det er lagt ned slik påstand: 1. Skattefastsettingen for Fortis Petroleum Norway A S for inntektsårene 2010 og 2011 oppheves for så vidt gjelder nektelsen av fradrag for kostnader knyttet til kjøp av seismikk og ileggelse av tilleggsskatt. Skattefastsettingen for Fortis Petroleum Norway A S for inntektsårene 2011 og 2012 oppheves for så vidt gjelder nektelsen av fradrag for kostnader knyttet til kjøp av administrative tjenester fra Consema. Fortis Petroleum Norway A S tilkjennes sakskostnader for tingretten og lagmannsretten. 2 Staten har i det vesentlige anført: Staten er enig med tingretten i at begge vedtak er gyldige. 1 Seismikk vedtaket FP Ns virksomhet i årene saken gjelder har bestått av leting etter petroleumsforekomster på norsk kontinentalsokkel. Det norske petroleumsskatteregimet innebærer at staten tar en betydelig andel av inntektene (78 prosent beskatning av overskuddet), men samtidig tar på seg en like stor andel av risikoen for prosjekter selskaper som ikke blir lønnsomme (78 prosent fradrag for underskuddet). Systemet innebærer at staten og det enkelte selskap skal dele den betydelige risikoen for at virksomhet knyttet til leting etter petroleum ikke resulterer i funn. Den ankende part kjøpte i perioden 2009 2011 seismiske tjenester fra Petroleum Geo Services A S (P GS) for over 100 millioner kroner. Kjøpene ble gjort uten at F PN hadde finansiell evne, eller vilje, til å gjøre opp de fakturerte beløpene. F PN brukte leterefusjonsordningen til å få utbetalt svært betydelige beløp fra fellesskapet. Den særskilte leterefusjonsordningen i petroleumsskatteregimet innebærer at selskaper som ikke er i skatteposisjon, og derfor ikke kan føre fradragsberettigede letekostnader mot skattepliktige petroleumsinntekter, kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av fradragsberettigede letekostnader. Leterefusjonsordningen innebærer at et selskap som ikke betaler mer enn skatteverdien av pålydende på leterefusjonsberettigede kostnader, ender opp med å få nettotilskudd gjennom leterefusjonsordningen. Kjernen i saken er at F PN og P GS har benyttet leterefusjonsordningen til å drive en skattekarusell: F PN har ved hjelp av fakturaene fra P GS fått utbetalt betydelige beløp i leterefusjon, som har gitt selskapet likviditet til å drive videre. Samtidig har P GS gitt F PN selgerkreditt, som aldri fullt ut er gjort opp. F PN satt da igjen med en differanse som F PN brukte til å drive selskapet. For P GS, som kun solgte seismikk til F PN som allerede var innhentet, var det tilnærmet ingen kostnad å overføre seismikken, og P GS fikk salg som P GS ellers ikke ville fått. Øvelsen ble gjentatt flere ganger, slik at F PN og dets eiere ikke trengte å satse egne midler på den risikable leteaktiviteten. Alle kostnadene ble dekket av staten. Et slik arrangement der hele nedsiderisikoen skyves over på staten, strider mot den grunnleggende risikofordelingen leterefusjonsordningen bygger på, der skattyter skal bære 22 prosent av risikoen. Kjøpene ble gjort uten at F PN hadde finansiell evne til å gjøre opp de fakturerte beløpene. Årsaken til at dette arrangementet var mulig lå i leterefusjonsordningen i petroleumsskatteregimet. F PN brukte dermed leterefusjonsordningen til å få utbetalt beløp fra fellesskapet. Seismikkjøpene må sees i lys av et større handlingsmønster som strekker seg tilbake til 2008 og på tvers av ulike leteselskaper, og hvor blant annet tidligere styreleder i F PN, N1, har vært en sentral aktør. Seismikk vedtaket gjelder F PNs kjøp av seismikk fra P GS i perioden 2009 2011 Det første kjøpet skattemyndighetene har nektet fradrag for, fant sted i 20091 dette tilfellet etterga P GS, noen måneder etter kjøpet på selgerkreditt, nøyaktig 22 prosent av fakturabeløpet altså den delen av pålydende som ikke var dekket av leterefusjonsutbetalingen fra staten. Denne delen av vedtaket har F PN valgt ikke å angripe for domstolene. Det ble inngått en låneavtale mellom P GS og F PNs morselskap, F PC, hvor P GS ga F PC et rammelån på 95 millioner kroner. Samtidig ble det etablert et tilsvarende lån fra F PC til F PN, slik at F PN kunne få lån hver gang F PN kjøpte seismikk fra P GS. tekst utelatt Hele kredittrammen på 95 millioner kroner ble trukket opp. Leterefusjonen ble brukt til å drifte selskapets leteaktivitet, og var den eneste kilden til likviditet i de aktuelle årene. Det medførte at hele driften ble finansiert av staten. Rammelånet fra P GS var konvertibelt, og tegningskursen ble i 2010 låst til 167 kroner per aksje (568 627 tegningsretter). Da F PN F PC hadde trukket opp hele lånerammen i 2012, utøvde P GS tegningsrettene med den forhåndsbestemte kursen på 167 kroner, som ble gjort opp ved motregning mot lånefasiliteten. F PN slapp da å bruke penger på å betale noe av seismikken, slik partene også hadde forutsatt, og som F PN uansett ikke hadde finansiell evne til. Det er på det rene at tegningskursen på 167 kroner på ingen måte svarte til den reelle verdien av F PN, verken på avtale eller konverteringstidspunktet. F PN har under forvaltningsbehandlingen av saken opplyst til Oljeskattekontoret at konverteringskursen på 167 kroner bygger på (i) kommersielle forhandlinger mellom partene, ii) basert på en antatt verdioppbygging i selskapet som (iii) var realistisk. Oljeskattekontorets undersøkelser avdekket at dette ikke er riktig. Tegningskursen er ikke satt for at P GS skal bli tilført verdier minst tilsvarende kjøpesummen på 95 millioner kroner. Andre hensyn har vært avgjørende nemlig at P GS eierskap maksimalt skal bli 49 prosent (av regulatoriske hensyn), samtidig som hele P GS fordring mot ankende part på 95 millioner kroner ble motregnet mot fordringen, slik at F PN slapp å bruke penger på å betale for seismikken. Forutsetningen var derfor aldri at tegningskursen skulle gi P GS fullt oppgjør for seismikkjøpene, og det ble heller ikke resultatet. Konverteringen innebar at P GS ikke fikk betalt mer enn 78 prosent av kjøpesummen for seismikken. Det foreligger seks selvstendige grunnlag for å nekte F PN fradragsrett for seismikkjøpene fra P GS. Videre er det endringsadgang for inntektsårene 2010 og 2011, idet vilkårene for skjerpet tilleggsskatt er oppfylt. Skatteloven 13 1 gir adgang til skjønnsfastsettelse dersom F PNs inntekt er redusert på grunn av interessefellesskap med en annen aktør, jf bestemmelsens første ledd. Domstolene kan fullt ut prøve om vilkårene for slik skjønnsfastsettelse er oppfylt. F PN har erkjent at det foreligger interessefellesskap mellom F PN og P GS, men bestrider at det foreligger adgang til skjønnsfastsettelse fordi det gjøres gjeldende at det ikke er en inntektsreduksjon på F PNs hånd. Så vidt staten kan se, har ikke F PN fremmet selvstendige innsigelser til selve skjønnsfastsettelsen etter tredje ledd. Tingretten fant at den manglende finansielle evnen innebar at det ikke kunne gis fradrag, og trengte derfor ikke ta stilling til de alternative rettslige grunnlagene for å nekte fradrag. Etter statens syn er det klart at fradrag må nektes på dette grunnlaget, som også er det prinsipale grunnlaget i seismikk vedtaket. F PNs forsøk på å fremstille dette som et uklart og prinsipielt spørsmål, må forstås som et forsøk på å ta fokus bort fra hvor opplagt løsningen faktisk er. Det er også adgang til å foreta en strukturell justering der transaksjonene som skattyter knytter fradragsretten til, ikke er forretningsmessig rimelige og naturlige, men bare kan forklares med interessefellesskapet. F PN kunne ikke betale for seismikken, men P GS ga F PN en selgerkreditt på nesten 100 millioner kroner. Denne selgerkreditten ble ikke på noe tidspunkt trukket tilbake, og P GS forsøkte ikke å skaffe seg oppgjør på annen måte enn gjennom konvertering til en tegningskurs (167 kroner) som var fullstendig uegnet til å gi fullt oppgjør, og som også skulle ivareta andre hensyn enn å gi fullt oppgjør. Heller ikke omfanget av seismikkjøp ble fastsatt ut fra F PNs operasjonelle behov eller finansielle evne, men ut fra N1s vurdering av selskapets likviditetsbehov. Fakturaene fra P GS genererte krav på kontanter fra staten som kunne pantsettes. Dette er et arrangement som er kommersielt irrasjonelt når det sees bort fra interessefellesskapet, og som det derfor kan sees bort fra for skatteformål. Det er uansett en grunnleggende forutsetning for fradragsrett at det foreligger en oppofrelse på skattyters hånd. Dette innebærer at det må være en reduksjon i skattyters formuesstilling, jamfør skatteloven 6 1 første ledd som forutsetter en kostnad. Noen slik oppofrelse foreligger ikke i vår sak. Det er fire selvstendige grunner til dette. Den konkrete utformingen av avtaleverket mellom aktørene, med de rettigheter som Consema (kontrollert av N1) var gitt, innebar at F PN var sikret mot økonomisk risiko knyttet til seismikkjøpene. Consema kunne legge ned veto mot låneopptak og kapitalforhøyelse på F PNs hånd, og kunne også kreve at P GS konverterte ved kapitalforhøyelse over 100 millioner kroner. F PN var dermed i realiteten sikret mot å måtte betale gjelden til P GS. Har man ikke pådratt seg noen økonomisk risiko, har man ikke pådratt seg kostnad i lovens forstand, og fradrag skal nektes. Dette er sikker rett, jamfør for eksempel H R 2017 2248 A (Ai Lease). I det alminnelige skatteregimet vil det, utenfor tilfeller av interessefellesskap, ikke være mulig å pådra seg en kostnad man ikke har finansiell evne til å bære 100 av (ved egenkapital og eller låneevne hos en uavhengig kreditor). I petroleumsskatteregimet innebærer leterefusjons ordningen at skattyter bare må bære deler av nedsiderisikoen selv. Hvis skattyter ikke har finansiell evne til å bære denne andelen, blir konsekvensen at skattyter ikke sitter på noen del av nedsiderisikoen. Det innebærer samtidig at det ikke foreligger noen oppofrelse, og at fradrag må nektes. Vilkåret om oppofrelse i skatteloven 6 1 første ledd forutsetter at skattyter før eller senere må dekke den aktuelle kostnaden. Der dette ikke skjer, foreligger ingen oppofrelse, og det skatterettslige utgangspunktet er da at fradragsføring må reverseres. F PN må nektes fradragsrett for kostnader som F PN aldri har hatt. Det er videre, som et selvstendig grunnlag, sannsynlighetsovervekt for at det forelå en subjektiv felles forståelse mellom de involverte aktørene om at seismikken ikke skulle gjøres opp med reelle verdier, altså et proforma arrangement, og at P GS i stedet skulle konvertere til den ikke markedsmessige kursen på 167 kroner når lånerammen var brukt opp. Det er vanskelig å se noen annen forklaring på at P GS faktisk konverterte i juli 2012 Statens syn bygger på grundige undersøkelser fra Oljeskattekontorets side. F PN har gjort gjeldende at selskapet har krav på fradrag selv om lagmannsretten skulle komme til at gjelden er proforma. Staten er ikke enig i det, og kan ikke se noen rettslige holdepunkter for at en anførsel om fradrag for fiktiv gjeld skal føre frem. 2 Tilleggsskatt og endringsadgang Når det gjelder endringsadgangen for 2010 og 2011, er denne i behold fordi fristen på 10 år i skatteforvaltningsloven 12 6 andre ledd kommer til anvendelse ettersom F PN er ilagt skjerpet tilleggsskatt. Når det gjelder endringsadgangen for 2011, er endringsadgangen uansett i behold fordi F PN ble varslet om endringssak i brev av 13 desember 2013 Det er innenfor den alminnelige fristen på fem år i skatteforvaltningsloven 12 6 første ledd. F PN kan ikke høres med at dette varselet etter sitt innhold ikke er fristavbrytende. Det følger faktisk direkte av varselet at det gjelder kjøp av tjenester fra P GS. Den ankende part er ilagt ordinær og skjerpet tilleggsskatt på til sammen 60 prosent, beregnet på grunnlag av de uriktig fradragsførte seismikkjøpene. F PN har gitt uriktige og ufullstendige opplysninger til Oljeskattekontoret om selskapets finansielle evne og om interessefellesskapet med P GS. F PN har også under forvaltningsbehandlingen gitt uriktige og ufullstendige opplysninger om hvordan konverteringskursen på 167 kroner ble fastsatt. Det er snakk om grove brudd på F PNs opplysningsplikt, og de aktuelle skyld og beviskrav er klart oppfylt. Staten forstår F PN slik at ankende part ikke bestrider de delene av seismikk vedtaket som ikke er særskilt omtalt over. Det omfatter fradrag for rentene under selgerkreditten fra P GS grunnet sin mangel på finansiell evne, jamfør skatteloven 13 1223 Consema vedtaket Consema vedtaket er gyldig. Gjennom sin utnyttelse av leterefusjonsordningen, muliggjort av arrangementet med P GS, fikk F PN tilgang til likvide midler fra staten som kunne finansiere selskapets øvrige drift på statens risiko. En del av disse midlene ble benyttet til å foreta betalinger til n av F PNs aksjonærer, Consema, med N1 som sentral eier. Betalingene knyttet seg til kjøp av administrative tjenester fra Consema, jamfør avtale 10 september 20101 denne avtalen forpliktet F PC, ikke F PN, seg til å kjøpe administrative tjenester fra Consema over en periode på tre år. Den 6 desember 2011 ble avtalen førtidig terminert av F PC. I Consema vedtaket er F PNs fradrag i 2011 og 2012 knyttet til kjøp av tjenester fra Consema redusert med hjemmel i skatteloven 13 1 Partene er enige om at det foreligger et interessefellesskap mellom F PN og Consema. Dette interessefellesskapet har ført til en inntektsreduksjon på F PNs hånd, jamfør skatteloven 13 1 første ledd, og det er følgelig foreligger skjønnsadgang etter 13 1 tredje ledd. Heller ikke her synes F PN å ha selvstendige innsigelser til det frie forvaltningsskjønnet som er utøvet. Det foreligger to grunnlag for å anvende 13 1 i dette tilfellet: For det første har tjenestene vært priset langt høyere enn hva som ville vært avtalt mellom uavhengige parter (markedspris). I slike tilfeller gir skatteloven 13 1 hjemmel for å skjønnsfastsette prisen til et markedsmessig nivå. Consema fikk en skyhøy fortjeneste på 86 prosent og 95 prosent, mens fortjenestemarginen hos den uavhengige leverandøren Accepta A S (som overtok oppdraget etter Consema A S) var langt lavere. Dette viser med all tydelighet at det foreligger en inntektsreduksjon som følge av interessefellesskapet. Ved fastsettelsen av armlengdes pris har Oljeskattekontoret tatt utgangspunkt i de kostnadene som Consema har pådratt seg for å yte tjenestene, for deretter å legge til en armlengdemessig fortjeneste. For det andre har F PN betalt et termineringsgebyr til Consema på 3, 5 millioner kroner, som etter statens syn ikke er armlengdemessig. F PN hadde ingen privatrettslig forpliktelse til å betale Consema erstatning ved førtidig opphør av avtalen. Bindingstiden på tre år var også en følge av interessefellesskapet, og ikke noe uavhengige parter ville avtalt. I alle tilfelle synes størrelsen på beløpet helt tilfeldig, og ikke knyttet til erstatningsmessig tap hos Consema. 4 Påstand Staten v Oljeskattekontoret har lagt ned slik påstand: 1. Staten v Oljeskattekontoret tilkjennes sakskostnader for lagmannsretten. 3 Overordnet om lagmannsrettens syn på saken3. 1 Innledende merknader Lagmannsretten har kommet til det samme resultatet som tingretten, for både seismikk vedtaket og Consema vedtaket, men på et noe annet grunnlag. Lagmannsretten kan imidlertid i hovedsak slutte seg til tingrettens vurderinger, som er relevante også for lagmannsrettens drøftelser. Seismikk vedtaket gjelder nektelse av fradrag for letekostnader etter leterefusjonsordningen for skatteårene 2010 og 2011 Lagmannsrettens konklusjon bygger på at kravet i skatteloven 6 1 om at skatteyter må ha hatt en oppofrelse for å komme i posisjon til å kreve fradrag ikke er oppfylt, som følge av et proforma arrangement. Skatteloven 13 1, som også er påberopt av staten, vil på denne bakgrunn ikke bli behandlet i dommen. Det er også kun proforma grunnlaget som drøftes under skatteloven 6 1, idet drøftelse av de øvrige anførte grunnlag er overflødige for resultatet. 2 Domstolsprøvingen Utgangspunktet for hva domstolen kan prøve følger av de alminnelige prinsipper for prøving av forvaltningsvedtak. Det gjelder imidlertid en særregel i skattesaker ved at skattyter har hovedrisikoen for faktum og en begrenset adgang til å komme med nye opplysninger for domstolene, med unntak for vurderingen av tilleggsskatt. Særregelen gjelder også forklaringer, jamfør blant annet Rt 2006 404 (Invensys) avsnitt 63For øvrig gjelder de alminnelige prinsipper for bevisbedømmelsen også i skattesaker. Tidsnære bevis må etter rettspraksis tillegges betydelig vekt, jamfør blant annet Rt 2009 1632 (Camegie) avsnitt 57 Etterfølgende forklaringer fra parter og andre med interesse i tvisten har på den andre siden mindre vekt. 3 Bevissituasjonen Saken er bredt lagt opp av partene, og det har vært foretatt meget omfattende bevisførsel for lagmannsretten. Saken er dessuten en del av et større sakskompleks, hvor det har vært avsagt en rekke rettsavgjørelser, både i sivilsaker og straffesaker. Det er i hovedsak enighet mellom partene om følgende faktiske grunnlag: I både seismikk vedtaket og Consema vedtaket er det snakk om kjøp av tjenester der det forelå et interessefellesskap mellom kjøper og selger, henholdsvis leteselskapet F PN og seismikkselskapet P GS i seismikk vedtaket, og F PN og Consema i Consema vedtaket. Videre er partene enige om den overordnede økonomiske beskrivelsen av hvordan finansieringen skjedde, nemlig ved at P GS bidro med seismikk og selgerkreditt, og at F PN fikk kontanter til å finansiere øvrige innsatsfaktorer via leterefusjonen og letelån fra bank. Det er også enighet om at tekst utelatt til F PC, F PN morselskap. Også den overordnede beskrivelsen av kjøpene av seismikk, kravene på leterefusjon og utbetaling av letelån er i stor grad uomtvistet. Partene er videre enige om at lagmannsretten kan legge en rekarakterisert transaksjonskjede til grunn, slik at man kan se bort fra F PC som mellomledd. Tvisten knytter seg først og fremst til om oppofrelsesvilkårene for fradrag etter skatteloven 6 1 er oppfylt, alternativt om skatteloven 13 1 gir adgang til skjønnsfastsettelse. 4 Kort om leterefusjonsordningen på norsk sokkel Sentralt i saken står leterefusjonsordningen på norsk sokkel. Denne innebærer i hovedtrekk at leteselskaper kan kreve kontant utbetaling av skatteverdien av letekostnader, jamfør petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd. Hvis skattyter ikke har inntekter å føre en letekostnad mot, får selskapet utbetalt refundert skatteverdien fra staten. Seismikk vedtaket gjelder nektelse av fradrag for letekostnader etter leterefusjonsordningen. I tingrettens dom side 5 heter det om ordningen: Petroleumsskattesystemet er lagt opp slik at selskaper som driver petroleumsvirksomhet i tillegg til ordinær skatt, ilegges en særskatt til staten, jamfør petroleumsskatteloven 5 For slike selskaper vil den samlede skattesatsen være på 78. Leterefusjonsordningen ble innført i Norge i 2005 Før dette, hadde norsk sokkel vært dominert av de store internasjonale oljeselskapene. I motsetning til de etablerte selskapene i skatteposisjon, hadde nystartede leteselskaper ikke inntekter som kunne benyttes til å fradragsføre letekostnader. Selskap utenfor skatteposisjon måtte bære 100 av letekostnadene frem til selskapet eventuelt fikk inntekter som underskudd kunne avregnes mot. Dette skapte en høy inngangsbarriere for mindre selskaper som ønsket å fokusere på letevirksomhet på norsk sokkel. For å oppnå økt aktivitet på norsk sokkel, ønsket lovgiver å gi mindre, nystartede selskaper uten særlige inntekter mulighet til å operere på norsk sokkel på tilnærmet like vilkår som de etablerte selskapene som allerede var i skatteposisjon. nr. 1 (2004 2005) s. 122 fremgår følgende: Formålet med pctroleumsskattelovens særbestemmelse om fremføring av underskudd med tillegg av rente, er å bidra til skattemessig likestilling mellom selskaper i og utenfor skatteposisjon. Rentetillegget skal kompensere for ulempen ved ikke å kunne føre underskuddet umiddelbart til fradrag mot skattbar inntekt(... )For å redusere eventuelle inngangsbarrierer for deltakelse i petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel for nye aktører, og legge til rette for samfunnsøkonomisk lønnsom leting, foreslår departementet en ordning med årlig utbetaling fra staten av skatteverdien av undersøkelsesutgifter til selskap som ikke er i skatteposisjon. Forslaget medfører i praksis at selskaper utenfor skatteposisjon (typisk nye aktører) i enda større grad enn i dag likestilles med selskaper i skatteposisjon (typisk etablerte selskaper). Petroleumsskatteloven 3 bokstav c, femte ledd gir rett til en årlig utbetaling av skatteverdien av undersøkelses leteutgifter for det tilfellet at man ikke har skattbar inntekt å kunne fradragsføre utgifter mot. Leterefusjonsordningen må dermed anses som en form for forskudd på fradrag av letekostnadene. Utbetalingen er begrenset oppad til skatteverdien av skattyters underskudd. Dette innebærer at staten i forbindelse med den årlige skattefastsettelsen utbetaler 78 av undersøkelsesutgiftene. Dersom selskapet senere ikke skulle oppnå inntekter som kostnadene kan fradragsføres mot, vil forskuddet i realiteten være en kontantutbetaling som staten ikke får tilbake. De resterende 22 må dekkes på annen måte av selskapet selv. Lagmannsretten er enig i denne beskrivelsen og bemerker særlig at selve risikofordelingen, der staten tar 78 prosent av risikoen for letekostnadene, mens 22 prosent skal bæres av leteselskapet selv ved oppofrelse, er sakens kjerne. Skattemyndighetene hevder at ankende part har utnyttet denne ordningen, ved at de 22 prosentene aldri er gjort opp, og staten derved har tatt 100 prosent av risikoen. Ankende part mener at det har skjedd en rettmessig risikofordeling. Lagmannsretten vil komme nærmere inn på leterefusjonens skattemessige særstilling i punkt 3835 Kort om seismikk Seismikk er en geofysisk metode for å undersøke berggrunnen som foretas av seismikkselskaper. Disse er ikke er underlagt særskatteplikt, men har en alminnelig selskapsskattesats. Seismikken selges så til særskattepliktige selskaper, herunder leteselskaper eller oljeselskaper. Multiklientseismikk cx seismikk som seismikkselskapene samler inn til sine databibliotek, og som de selger til flest mulige kunder. Oljeselskapet leteselskapet kjøper da en ikke eksklusiv bruksrett til seismiske data. Kjøp av seismikk behandles i Borgarting lagmannsretts dom 16 april 2020 (L B 2018 191783, senere kalt T GS dommen). Dommen er en del av det nevnte sakskomplekset og gjaldt selskapet Skeie Energy A S kjøp av seismikk fra et annet seismikkselskap. Lagmannsretten kommer tilbake til betydningen av denne dommen i neste punkt. Det gis i dommens side 11 flg. en grundig beskrivelse av seismikkjøp, som begge parter er enige i: Saken gjelder kjøp av seismiske data og tilknyttede produkter. Seismiske data hentes inn ved bruk av kabler som blir tauet etter skip. Akustiske bølger skytes inn i undergrunnen. Bølgene returneres i forskjellige vinkler og frekvenser avhengig av substansene i undergrunnen. Man skiller mellom 2 D seismikk og 3 D seismikk. 2 D seismikk viser et todimensjonalt tverrsnitt av undergrunnen. Ved skyting av 3 D seismikk benyttes flere kilder og linjer med mottakspunkter, og man får da et tredimensjonalt bilde av undergrunnen. Eldre 2 D data omtales gjeme som vintage data. Disse handles gjeme til en stadig større rabatt etter hvert som dataene blir eldre. Lagmannsretten har fått opplyst at seismiske data etter gjeldende lovregler i hovedsak må frigis etter ti år, og kan deretter hentes i en statlig database kalt Diskos........ Seismikk kan også klassifiseres etter kontraktstype. Ved såkalt kontraktsseismikk bestiller ett eller flere oljeselskaper en seismisk undersøkelse, og får enerett på de innsamlede dataene. Multiklientseismikk er seismikk som seismikkselskapene selv samler inn til sine databibliotek, og som de så selger til flest mulige kunder. Salg av multiklientseismikk kan skje både før og etter at innsamlingen har skjedd. Kjøperne omtales i så fall som enten early participant (E P) eller late participant (L P). Slike salg kan også omtales som early sales (E S) eller late sales (L S). L P salg har en lav marginalkostnad for seismikkselskapene, siden dataene allerede foreligger og det kun er tale om å gi kunden tilgang til dataene. Prisen for multiklientseismikk består normalt i en fast pris når kunden får tilgang til dataene. I tillegg kan det avtales en uplift, som er et tilleggsvederlag dersom oljeselskapet tildeles en lisens innenfor området for seismikken. Seismiske data benyttes av oljeselskapene til å avgjøre hvor de skal bore brønner og hvilke områder de skal satse på ved videre leting og ved utlysning av lisenser. Utlysning av lisenser skjer særlig gjennom to metoder, såkalte A PA tildelinger eller i regulære konsesjonsrunder. A PA står for Awards in Predefined Area. På norsk heter dette Tildeling i Forhåndsdefinert Område (T FO). Disse utlysningene og tildelingene skjedde utenom de vanlige konsesjonsrundene, og omfattet regulært ledige blokker i modne områder. Nominasjonsrundene ble normalt utlyst annet hvert år. Disse omfattet ofte mer umodne områder. I forkant av nominasjonsrundene inviterte myndighetene oljeselskapene til å nominere blokker som de ønsket skulle være en del av utlysningen. Vår sak gjelder kjøp og salg av multiklientseismikk, der F PN hovedsakelig var late participant. Dette var altså en type seismikk som allerede fantes hos P GS, og som kunne leies ut til leteselskap fra et seismikkbibliotek. 6 Nærmere om T GS dommen TG S dommen gjelder en straffesak i samme sakskompleks, men mellom andre parter. I denne saken hadde Økokrim tiltalt to personer, hvorav tidligere styreleder i F PN, N1, og seismikk selskapet T GS Nopec Geophysical A SA (T GS) for å ha utnyttet leterefusjonsordningen i petroleumsvirksomheten, ved at oljeselskapet Skeie Energy A S (senere E P Holding A S) som en av de tiltalte var daglig leder for, krevde fradrag for utgifter til kjøp av seismikk. Det straffbare forholdet etter tiltalen var å gi uriktige eller ufullstendige opplysninger til skattemyndighetene i forbindelse med selvangivelsen for 2009, eller medvirke til dette. Retten fant at vilkårene for fradragsrett etter skatteloven 61 var oppfylt, men at det var grunnlag for å nekte fradrag basert på skatterettslig gjennomskjæring. Retten la til grunn at det ikke var foretatt noen konvertering av gjeld og at det heller ikke var funnet tilstrekkelig bevis for en underhåndsavtale. Det var ikke grunnlag for straff, da det ikke ble funnet bevist at oljeselskapet hadde gitt skattemyndighetene uriktige eller ufullstendige opplysninger. Retten mente det ikke var plikt til å opplyse om formålet med transaksjonen og frifant de tiltalte. Økokrims anke vedrørende straffesaken mot N1 ble forkastet av Høyesterett (H R 2020 2200 A). T GS dommen berører flere av de samme personer som i saken her, men lagmannsretten kan likevel ikke se at dommen kan få noen avgjørende betydning for vår sak. Den inneholder konkrete vurderinger av andre transaksjoner, mellom andre parter, og gjelder en strafferettslig kontekst. Det skjedde dessuten ingen konvertering av gjelden i T GS saken, i motsetning til i saken her, der det ble foretatt en konvertering til en så pass høy tegningskurs at det kunne innebære en ettergivelse av gjelden. I T GS saken ble det gjort opp et beløp på 134 millioner kontant. Lagmannsretten mener at dette kan ha hatt innflytelse på rettens bevisvurdering av hva som var avtalt mellom aktørene i T GS dommen. For subsumsjonen i saken her gir T GS dommen dermed ikke noen direkte veiledning. 7 Nærmere om de rettslige rammer for seismikk vedtaket3. 1 Oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 Lagmannsretten bemerker innledningsvis at det ikke er omstridt at bestemmelsen i skatteloven 6 1 om hva det kan kreves fradrag for, også får anvendelse i petroleumsskatteregimet og ved kjøp av seismiske data. Bestemmelsen lyder slik: 6 1 Hovedregel om fradrag Det gis fradrag for kostnad som er pådratt for å erverve, vedlikeholde eller sikre skattepliktig inntekt. Bestemmelser som presiserer, utvider eller innskrenker fradragsretten for kostnader som nevnt i forrige punktum er gitt i 6 10 til 6 32Av regelen kan det utledes to vilkår for fradragsrett for kostnader i skattyters bruttoinntekt. Det ene vilkåret er det såkalte oppofrelsesvilkåret, som innebærer at en kostnad må være oppofret, jamfør ordlyden pådratt. Det andre vilkåret er tilknytningsvilkåret, nemlig at kostnaden må være pådratt for å erverve, vedlikeholde eller sikre skattepliktig inntekt. Vilkåret innebærer at det må foreligge en tilstrekkelig nær tilknytning mellom kostnaden og den skattepliktige inntekten. Den ankende part har anført at det fremgår forutsetningsvis av seismikk vedtaket at tilknytningsvilkåret er oppfylt. Staten er uenig og har anført at det ikke er tatt stilling til dette vilkåret i vedtaket. På grunn av det resultat lagmannsretten er kommet til, er det uansett ikke nødvendig for lagmannsretten å komme nærmere inn på dette vilkåret. Vilkåret pådratt innebærer at det må finne sted en reduksjon i skattyters formuesstilling, jamfør Rt 2015 367 (Orkla Lilleborg) avsnitt 32 Det er ikke tilstrekkelig at det skjer en ren ombytting av verdier, da dette ikke vil føre til en reell reduksjon i skattyters formuesstilling, men kun til en endring i formuens sammensetning, jamfør Rt 2014 108 (Statoil Angola 2) avsnitt 48 med videre henvisninger. Vilkåret kostnad innebærer at skattyter må ha hatt en fordel som er oppofret, det vil si gitt endelig avkall på, jamfør Ot. nr. 86 (1997 1998), side 49 Skattleggingen skal baseres på hva som er den privatrettslige realiteten, jamfør H R 2016 1179 A (Herkules) avsnitt 50Vilkårets nærmere innhold er tolket i rettspraksis. Er man i realiteten sikret mot å gi avkall på en fordel, foreligger det ingen oppofrelse reduksjon i skattyters formuesstilling, jamfør Rt 1996 1256 (Libæk), på side 12641 avgjørelsen legger Høyesterett til grunn at det gjelder som et alminnelig vilkår for avskrivningsfradrag at eierens økonomiske interesse utsettes for tap blir oppofret som følge av driftsmidlets verdiforringelse over tid.... Vilkåret om at eierens økonomiske interesse utsettes for tap innebærer etter lagmannsrettens syn at det må foreligge en økonomisk risiko på skattyters hånd. Er skattyter sikret mot slik risiko gjennom avtale, foreligger det heller ingen oppofrelse. I Rt 1996 1270 (Nopec), på side 1276, fant Høyesterett at det ikke forelå noen oppofrelse når skattyter var sikret tilnærmet full restitusjon av sin investering. Tilsvarende, i Rt 1998 46 (Scott), på sidene 54 og 55, kom Høyesterett til at det ikke forelå noen oppofrelse når skattyter gjennom opsjonserklæringene (... ) sikret tilnærmet full restitusjon av sin investering kostprisen på skipsandelene. Høyesterett har i Scott dommen presisert at oppofrelsessynspunktet har sammenheng med det alminnelige utgiftsbegrep i skatteloven 44, som i dag er kostnadsbegrepet i skatteloven 6 1 Lagmannsretten viser også til H R 2017 2248 A (Ai Lease) avsnitt 22 og 34 35 med videre henvisninger. Her fant Høyesterett at oppofrelse var betinget av at skattyteren virkelig har risikoen for slikt verdifall. Dommene forutsetter dessuten at det er foretatte reelle transaksjoner. I de nevnte sakene var riktignok spørsmålet hvorvidt skattyter kunne kreve fradrag for verdireduksjon (avskrivninger) i en situasjon hvor skattyter var rettslig beskyttet mot verdireduksjon. Lagmannsretten mener imidlertid at dommene også generelt sett er relevante for tolkningen av oppofrelsesvilkåret. Oppgjørsformen er ikke avgjørende for om det har skjedd en oppofrelse. En betalingsforpliktelse kan være nok. Oppgjør ved etablering av en selgerkreditt, der kjøper pådrar seg en gjeldsforpliktelse, vil altså kunne utgjøre en oppofrelse. Dette forutsetter imidlertid, slik lagmannsretten ser det, at gjeldsforpliktelsen er reell. 2 Skattlegging av petroleumsvirksomhet og etableringen av leterefusjon FP Ns virksomhet har vært leting etter petroleum, som er underlagt det særskilte petroleumsskatteregimet, jamfør petroleumsskatteloven av 1975, jamfør 1. Loven gjelder skattlegging av undersøkelse etter (... ) undersjøiske petroleumsforekomster og dertil knyttet virksomhet og arbeid. Det samfunnsøkonomiske formålet er at leting ikke skal forhindres av skattesystemet, jamfør Ot. nr. 1 (2004 2005), punkt 1422I N OU 2000: 18 Skattlegging av petroleumsvirksomhet vurderte et utvalg petroleumsskattesystemet, herunder om skattesystemet unødig skaper inngangsbarrierer for nye selskaper, jamfør mandatet til utvalget som er gjengitt på side 10 Et flertall i utvalget foreslo å gi adgang til underskuddsfremføring med renter, se side 156 Departementet fant at dette vil bidra til større grad av likestilling mellom selskapene i og utenfor skatteposisjon. Dette oppnås ved at rentetillegget kompenserer for ulempen av å ikke kunne føre underskuddet til fradrag umiddelbart, se Ot. nr. 86 (2000 2001) side 36 Adgangen til underskuddsfremføring ble tatt inn i petroleumsskatteloven 3 bokstav c) første ledd. Med virkning fra 2005 ble adgangen til underskuddsfradrag utvidet. For det første ble det innført en ordning for utbetaling av den skattemessige verdien av selskapenes udekkede underskudd og overskytende friinntekt ved opphør av utvinningsvirksomheten, se Ot. nr. 1 (2004 2005) side 124 Bestemmelsen om dette ble inntatt i petroleumsskatteloven 3 bokstav c) fjerde ledd. For det andre ble leterefusjonsordningen innført. I nevnte proposisjon heter det om dette følgende på side 122: En viktig side ved et nøytralt petroleumsskattesystem er at skattereglene ikke er til hinder for samfunnsøkonomisk ønsket leting på norsk sokkel. Etter departementets vurdering vil reglene om fremføring av underskudd med tillegg av rente, adgangen til overføring av udekket underskudd ved samlet realisasjon av virksomhet og fusjon, samt departementets forslag nedenfor om utbetaling av skattemessig verdi av underskudd ved opphør av virksomhet, gi sikkerhet for skattemessig fradrag for leteutgifter for selskaper utenfor skatteposisjon. Selv om disse selskapene er sikret å få tilbake skatteverdien av leteutgiftene senest ved opphør av virksomheten, kan likevel gjeldende system innebære en likviditetsulempe for selskaper utenfor skatteposisjon. Mindre aktører i en oppbyggingsfase kan ha begrenset kapitaltilgang og dermed svakere evne til å vente på fremtidige skattefradrag selv om selskapet kompenseres verdimessig. Dette kan typisk gjelde nye aktører som ønsker å delta i lete eller utbyggingsaktivitet på norsk sokkel. For i større grad å likestille selskaper i og utenfor skatteposisjon, foreslår departementet en ny ordning innenfor petroleumsskatteregimet der selskaper utenfor skatteposisjon kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av pådratte undersøkelsesutgifter (leteutgifter) i særskattepliktig virksomhet begrenset oppad til skattemessig underskudd i sokkelvirksomheten for det aktuelle inntektsårel. Bestemmelsen om fradragsrett ved leterefusjon ble tatt inn i petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd, som fikk følgende ordlyd: Den skattepliktige kan kreve utbetalt fra staten skatteverdien av direkte og indirekte utgifter (med unntak av finansutgifter) til undersøkelse etter petroleumsforekomster, for så vidt beløpet ikke overstiger årets underskudd i henholdsvis alminnelig inntekt i sokkeldistriktet og grunnlaget for særskatt. Skatteverdien av undersøkelsesutgiftene fastsettes ved å multiplisere de fradragsberettigede utgiftene i alminnelig inntekt og i særskattegrunnlaget med gjeldende skattesatser for året da undersøkelsesutgiftene er pådratt. Beløpet fastsettes av ligningsmyndighetene ved ligningen for det aktuelle inntektsår. Når skatteverdien av undersøkelsesutgifter kreves utbetalt etter dette ledd, skal utgiftene ikke inngå i underskudd som behandles etter andre bestemmelser i 3 c. Vilkåret for fradrag etter bestemmelsen er at det er tale om direkte og indirekte utgifter (med unntak av finansutgifter) til undersøkelse etter petroleumsforekomster. I foran nevnte proposisjon står det følgende om avgrensningen av dette, også på side 122: Direkte utgifter til undersøkelse etter petroleumsforekomster på sokkelen vil typisk være utgifter til kartlegging og analyse av eventuelle petroleumsforekomster, anskaffelse av data, seismologiske og geofysiske undersøkelser, boring av undersøkelsesbrønner og visse avgrensningsbrønner, samt andre direkte kostnader knyttet til undersøkelsesaktiviteten. Fra og med inntektsåret 2007 ble det åpnet for muligheten til å pantsette eller overdra kravet på utbetaling av leterefusjon, se skattebetalingsloven 10 1 tredje ledd. Av forarbeidene til endringen fremkommer det at departementet mente at dette ville være i tråd med formålet med ordningen, se Ot. nr. 1 (2006 2007) side 117373 Særlige hensyn ved petroleumsskatteregimet Petroleumsskatteregimet er et eget skatteregime med andre formål og hensyn enn i det vanlige skatteregimet. Det kjennetegnes ved en rekke særtrekk i skattyters favør. Lagmannsretten er enig med staten i at disse særtrekkene og særlige hensyn må tas i betraktning ved tolkningen av de alminnelige skattebestemmelser, herunder ved tolkningen av oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 Petroleumsskatteloven 2 og 8 står ikke i veien for det. Det er etter lagmannsrettens syn tale om å anvende alminnelige lovtolkningsprinsipper. Lagmannsretten vil begrense gjennomgangen av særtrekk til de som gjelder leterefusjonsordningen. Utbetalingen av leterefusjon er etter petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd begrenset oppad til skatteverdien av skattyters underskudd. Det innebærer at staten i forbindelse med den årlige skattefastsettelsen utbetaler 78 prosent av undersøkelsesutgiftene. Dersom selskapet senere ikke skulle oppnå inntekter som kostnadene kan fradragsføres mot, vil forskuddet være en kontantutbetaling som staten ikke får tilbake. De resterende 22 prosentene må imidlertid dekkes på annen måte av selskapet selv. Systemet innebærer at staten deler risikoen med oljeselskapet. For utgifter til leting etter petroleum følger det av forskrift om skattlegging av inntekt vunnet ved utvinning og rørledningstransport av petroleum 3 at slike kostnader ikke kreves aktivert og avskrevet. Det gis fradrag med en gang. Dette gjelder typisk utgifter til leteboring, kjøp av seismikk og til feltevaluering. Leterefusjonsordningen innebærer negativ skatt, det vil si en kontantstrømskatt ved kontant utbetaling av skatteverdien av letekostnader, jamfør 3 bokstav c) femte ledd. Dersom skattyter ikke har inntekter å føre en letekostnad mot, får selskapet utbetalt refundert skatteverdien fra staten. Det betyr at en fradragsposisjon for en kostnad skaper en positiv kontantstrøm for skattyter. Dette skiller seg fra det vanlige skatteregime, hvor fradraget bare kan utnyttes hvis selskapet senere får skattepliktige inntekter. Leterefusjonsordningen sikrer også mulighet for mellomfinansiering frem til utbetaling. Leterefusjonen utbetales etter skattefastsettingen for inntektsåret, det vil si i slutten av året etter at kostnaden er pådratt. Men fakturaen fra seismikkselskapet kan umiddelbart benyttes til å trekke opp lån hos eksterne banker ved såkalte letelån. Banken får da pant i kravet mot staten på utbetaling av leterefusjon, jamfør skattebetalingsloven 10 1 tredje ledd og petroleumsskatteloven 3 bokstav c) femte ledd. Dermed ble det mulig for oljeselskapene å frigjøre mye av den likviditetstilførselen som ordningen innebar. Selskapet får ved letelån ikke lånt opp hele skatteverdien, som er 78 prosent av pålydende, fordi bankene tar høyde for at enkelte letekostnader ikke blir refundert. Aktørene i vår sak forutsatte at ankende part ville få letelån på cirka 65 prosent av letekostnadene. 4 Sak for E SA Bellona brakte i 2017 leterefusjonsordningen inn for E SA som ulovlig statsstøtte. E SA fant at denne ikke utgjør ulovlig statsstøtte etter E ØS avtalen artikkel 61 første ledd, jamfør vedtak fra E SA 20 mars 2019 Prinsippet om nøytralitet i petroleumsskatteregimet ble avgjørende for at Norge ble frifunnet, jamfør E SAs avgjørelse, avsnitt 89, 90 og 123 Avgjørelsen bygget særlig på at petroleumsskatteregimet er et eget skattesystem. Lagmannsretten mener imidlertid at avgjørelsen fra E SA ikke åpner for at det kan gis refusjon utovsr 78 prosent, jamfør særlig vedtaket side 106 Myndighetene må altsa sikre at de gunstige særtrekkene ikke gjør at leting, som ikke er lønnsom før skatt, blir lønnsom etter skatt, jamfør særlig Finansdepartementets brev til E SA 9 februar 2018, hvor det heter:... emphasize the importance of a tax system that does not distort petroleum companies decisions (neutrality)... A neutral tax system will ensure that petroleum resources that are profitable to develop before tax, are profitable for companies after tax, and vice versa. Leterefusjonsordningen skal følgelig ikke gi tilskudd eller skape mer leting enn det som er bedriftsøkonomisk lønnsomt. Dette er et relevant tolkningsmoment, jamfør presumsjonsprinsippet i E ØS avtalen artikkel 2375 Gjelder skatteloven 6 1 fullt ut ved leterefusjon? Ankende part har anført at skatteloven ikke stiller noen konkrete krav om hvordan et selskap finansierer sine anskaffelser og gjør opp sin 22 prosent kostnadsandel. Lagmannsretten finner ikke dette avgjørende og bemerker her at i og med at staten betaler 78 prosent av letekostnadene som fradragsføres, må skatteyter under enhver omstendighet, for å oppfylle skatteloven 6 1, fylle vilkårene for fradrag for de resterende 22 prosent. Dette er nødvendig for å skape den forutsatte skattemessige symmetri og nøytralitet. Selskapet kan derfor etter lagmannsrettens syn ikke velge bort nedsiderisikoen og må oppofre denne delen på ordinær måte for å komme i fradragsposisjon. 6 Begrepet skattekarusell Oljeskattekontorets formulering skattemessig drevet karusell henspiller på uttrykkene momskarusell og karusellsvindel fra mervcrdiavgiftsretten, der det er muligheten for negativ skatt som er drivkraften. Statens syn er, slik lagmannsretten oppfatter det, følgende: Petroleumsskattesystemet forutsetter en risikofordeling mellom skattyter og staten. Dersom selskapet ikke betaler noe og heller ikke kan betale sin andel, er dette en drift bygget på en skattekarusell. F PN kjøpte seismikk fra P GS på selgerkreditt for et betydelig beløp. F PN hadde ingen forutsetninger for å gjøre opp kjøpesummen. F PN og P GS delte leterefusjonen fra staten mellom seg. P GS krevde heller aldri fullt oppgjør av kjøpesummen, uavhengig av om gjelden var reell eller ikke, og konverteringen var en gjeldsettergivelse, uavhengig av om det var en plikt eller rett. Resultatet av denne skattekarusellen var at verken F PN eller andre dekker den forutsatte andel på 22 prosent. Slik ble hjulene holdt i gang frem til F PN etter vår tidsregning skulle lykkes i å gjøre drivverdige funn. Dette ville ikke vært godtatt av E SA og er i strid med leterefusjonsordningens sentrale rettslige utgangspunkter. Ankende part har på sin side blant annet fremholdt at F PN bare har fulgt de muligheter som lå i leterefusjonsordningen, på en rettmessig måte, og at det ikke er noe ved fremgangsmåten som skiller F PN fra andre leteselskaper. Lagmannsretten mener som nevnt at det er en forutsetning i petroleumsskatteloven, jamfør 3 bokstav c) femte ledd, at 22 prosent skulle dekkes av leteselskapet selv, og at dersom driften i stedet er fullfinansiert av statlige midler, er dette i strid med lovens intensjon. Dersom dette utgjør et pågående mønster over år, der beløpet som skulle vært oppofret, brukes til å sikre driften, vil begrepet skattekarusell etter lagmannsretten syn kunne være en illustrerende beskrivelse. Det er imidlertid ikke nødvendig for lagmannsretten å ta stilling til om denne karakteristikken er treffende i vår sak. 7 Proforma grunnlaget Ved skattlegging skal det reelle forholdet mellom partene legges til grunn. Et av grunnlagene som er påberopt fra statens side, er at gjelden ikke var reell, men et proforma arrangement, og dermed ikke en oppofrelse. Dette danner grunnlag for lagmannsrettens videre drøftelser. Som proforma regnes en felles forståelse mellom avtalepartene om at det reelle forholdet innad er et annet enn det som det skiltes med utad, jamfør Amholm, Privatrett I I Avtaler side 290 Den sentrale problemstillingen er dermed om det forelå en felles forståelse innad mellom F PN og P GS om at seismikken ikke ville bli gjort opp fullt ut og med reelle verdier, slik at F PN ikke skulle betale mer enn 78 prosent av fakturaen til P GS. I tillegg kreves at partene utad skilter med en annen forståelse. Hvorvidt det forelå en slik felles forståelse mellom partene, er et bevisspørsmål, jamfør Rt 2001 187 (Media Bergen) og beror på hva som er mest sannsynlig faktum. Dommen gir på side 192 følgende retningslinjer for bevisvurderingen: Hvorvidt avtalen av 24 mars 1992 er reell eller proforma, er et bevisspørsmål, og svaret beror på en totalvurdering av bevisene i saken. For Høyesterett er spørsmålet om ligningen bygger på et riktig faktisk grunnlag. Ligningsloven har ikke lovfestet noen bevisbyrderegel. Men det er i forarbeidene klart gitt uttrykk for a ligningsloven 8 1 og 8 2 skal forstås slik at det som hovedregel er det mest sannsynlige faktum som skal legges til grunn. Ligningsmyndighetene må legge til grunn det faktiske forhold som de etter en samlet vurdering anser som det sannsynlig riktige, jamfør Ot. nr. 29 (1978 1979) side 100Materialet for å fastsette det faktiske grunnlag for ligningen, skal primært fremskaffes av skattyter. Skattyter plikter å bidra til at hans skatteplikt i rett tid blir klarlagt og oppfylt, og å gjøre ligningsmyndigheten oppmerksom på feil ved ligningen og skatteoppgjøret som han er klar over, jamfør ligningsloven 4 1 nummer 1 Det følger av 4 1 nummer 2 at den som leverer forenklet selvangivelse, skal varsle vedkommende myndighet om feil som han oppdager i ligningsutkastet. Finner ligningsmyndighetene grunn til å kreve nærmere opplysninger om privatrettslige disposisjoner som kan få skattevirkninger, må partene være forberedt på å gi nærmere dokumentasjon. Ikke minst gjelder det hvor partene, som i denne saken, er nærstående, jamfør Rt 1998 383, Vrybloed dommen, Side 193 på side 392 og Rt 2000 1739 Forsømmelse av opplysningsplikten kan tillegges betydning ved bevisbedømmelsen. Partenes subjektive oppfatninger vil ha avgjørende betydning ved avtaletolkningen, jamfør Woxholt, Avtalerett, (11. utgave 2021) side 481, hvor det heter: Prinsippet om objektiv fortolking må underkastes modifikasjon hvis på avtaleinngåelsestidspunktet har hatt en felles oppfatning av kontraktens forståelse, og dette kan påvises. I tilfelle blir denne felles oppfatningen alltid avgjørende uten hensyn til ordlyden, jf jf Rt 2002 1155 (s 1159) (U NI DR OI T Principles art 41 (1 ): A contract shall be interpreted according to the common intention of the parties. I disse tilfellene har jo partene ikke bare villet disponere, men også villet det innhold avtalen har fått, til tross for at de har valgt en språkbruk som avviker fra det normale. 4 Lagmannsrettens vurderinger av seismikk vedtaket4. 1 Innledning og det videre opplegg Lagmannsretten vil i det følgende gjennomgå bevisene i saken med særlig henblikk på om F PN bar den økonomiske risikoen for de 22 prosentene av kostnadene ved seismikkjøpene i 2010 O G 2011, eller om det var en proforma avtale som man gjorde gjeldende overfor skattemyndighetene, men som ikke gjaldt det interne forholdet. En del av bevisførselen har vært knyttet til spørsmålet om F PN drev reell letevirksomhet og benyttet seismikken til et slikt formål. Lagmannsretten finner det imidlertid ikke avgjørende hvorvidt F PN hadde et reelt behov for å kjøpe seismikk for å kunne operere som leteselskap, eller om seismikken ble benyttet på en rimelig og fornuftig måte. Det er i hovedsak ikke bestridt at seismikken ble brukt til leting, eller at selskapet var i drift som leteselskap og fikk utviklet lisenser. Denne delen av sakens bevisførsel har lagmannsretten altså ikke funnet det påkrevd å utdype eller kommentere ytterligere. Sakens sentrale bevismessige tema er etter lagmannsrettens syn et annet, nemlig en mulig asymmetrisk risiko forskyvning som innebar at staten satt igjen med 100 prosent risiko for nedsiden, dersom det ikke ble gjort funn. De ulike fasene av seismikkjøp og avtalestruktur overlapper hverandre tidsmessig. Sakens kjerne er F PNs kjøp av seismikk fra P GS i 2010 og 2011, men også E ENs kjøp av seismikk fra P GS i 2009 har betydning. 1 Selskapet E PH og kjøp av seismikk i 2008 I desember 2008 kjøpte E PH seismikk for 82, 2 millioner kroner fra P GS. Formålet var å finansiere videre drift i E PH, jamfør Gulating lagmannsretts dom 14 januar 2019 (L G 2017 93016) side 6: Status høsten 2008 var at E PH hadde overtatt alle aksjene i Noble (P EC AS), og hadde en gjeld til Skeie Technology på cirka 144 millioner kroner. E ønsket at lånet skulle reduseres, og E PH nedbetalte lånet med 33 millioner kroner 20 november 2008 Samme dag oppsummerte A de betalingsforpliktelser E PH kunne vente de neste tre månedene. Egenkapital behovet var på 31 til 34 millioner kroner. E meldte tilbake at han står fast på at vi stopper opp snarest mulig. I tiden som fulgte hadde E vekslende syn på spørsmålet om nedleggelse eller fortsatt drift av E PH. I slutten av november 2008 kom tanken om et strategisk samarbeid med et seismikkselskap opp for første gang, blant annet på bakgrunn av en dialog Jon Einar Tellefsen (letesjef geolog i E PH) hadde med P GS. I e post 26 november 2008 skrev N1, daglig leder i E PH, følgende til N5, styreleder i E PH: Her er et forslag til en deal som bør være enkel for P GS å gjennomføre. Si at vi kjøper seismikk fra P GS for ca 90 millioner. Hvis de gir oss et lån på tilsvarende beløp så vil vi etter kjøpet av seismikken fortsatt ha cirka 60 millioner igjen i egenkapital (siden vi gearer seismikk kjøpet opp med letelån det vil si ca 66 av 90 millioner) Dette er tilstrekkelig til å drive organisasjonen, letelisensene og i worst case også bore Bream brønnen hvis salg eller farm down trekker ut.... Den 23 desember 2008 inngikk E PH avtale med P GS om kjøp av seismikk for 82, 2 millioner kroner. E PH ble gitt utsatt frist for betaling til desember 2009 for 57, 2 millioner kroner. Kjøpesummen forfalt med 25 millioner kroner 31 januar 2009 og med 57, 3 millioner kroner 20 desember 2009I en e post 29 november 2008 uttalte N1 at avtalen er i utgangspunktet kun ment som en kortsiktig finansieringskilde slik at vi slipper å gå i default med våre partnere i lisensene. En uke etter avtaleinngåelsen med P GS betalte E PH ned på lånet fra majoritetseier Skeie Technology med 11 millioner kroner. I løpet av kort tid ble lånet fra Skeie Technology redusert med ytterligere 35 millioner kroner til 65 millioner. Våren 2009 var det igjen behov for mer kapital i E PH, og det ble innledet forhandlinger om kjøp av mer seismikk fra P GS med utsatt betaling. Virkninger av kjøpet var at E PH fikk utbetalt cirka 53, 4 millioner kroner i letelån. E PH betalte P GS 25 millioner kroner i februar 2009, det vil si 30 prosent. Klagenemnda for petroleumsskatt nektet E PH fradrag for hele beløpet i vedtak 9 april 2018Det er uomstridt at bakgrunnen for opprettelsen av F PN var at P GS og E PH ønsket å finne en måte å gjøre opp resten av gjelden fra 2008 kjøpet, som utgjorde 40 millioner kroner. 2 Våren 2009 Våren 2009 forhandlet E PH og P GS om seismikkjøp fra T GS på cirka 900 millioner kroner over tre år. På denne måten ville man gjøre opp den nevnte gjelden. Det var fortsatt et akutt likviditetsbehov i E PH, jamfør L G 2017 93016 Formålet med kjøpet var også å bruke det til å utvikle et felleseid oljeselskap, som ville falle innenfor leterefusjonsordningen. 3 E PHs kjøp av seismikk fra T GS mai juni 2009 EP H vurderte også fmansering ved kjøp fra andre seismikkselskap, herunder T GS. I L G 2017 93016 side 7 heter det om dette: Forhandlingene med P GS trakk ut i tid. I april 2009 fikk A en antydning fra seismikkselskapet om at man ikke ville komme i mål med en avtale før tidligst 1 juni. A foreslo derfor for E å ta parallelt kontakt med T GS og tilby dem samme avtale. E var enig i forslaget, og ba A ta kontakt med T GS snarest. Det gjorde A i epost 13 april 2009 til B (T GS). Det viste seg at T GS hadde en annen forretningsmodell enn P GS. Mens P GS i hovedsak satset på skyting av ny seismikk i modne områder, hadde T GS hovedfokus på bibliotekseismikk over hele norsk sokkel. Styret i E PH vedtok 22 april 2009 revidert strategi og inngåelse av avtale med en strategisk samarbeidspartner P GS eller T GS. A foreslo at selskapet i tillegg til å videreutvikle de eksisterende lisensene, skulle starte arbeid med å bygge opp en attraktiv portefølje av nye letelisenser i attraktive områder nord for Haltenbanken. En slik strategi ville ifølge protokollen kreve tilgang til store mengder seismiske data. Styret vedtok å gi A fullmakt til å vurdere hvilket seismikkselskap som vil kunne tilføre best verdi for selskapet, og til å inngå en eksklusivitetsavtale med dette selskapet, med mål om å fremforhandle en samarbeidsavtale innen utgangen av juni 2009I mai juni 2009 kjøpte E PH seismikk fra T GS for 399 millioner kroner. Bakgrunn for kjøpet var fortsatte likviditetsutfordringer i E PH, jamfør T GS dommen side 11: Skeie Energys strategi fra oppstarten i 2007 var, som nevnt, å være et oppstrøms oljeselskap som skulle bidra til å utvikle marginale funn til kommersielle felt. Da finanskrisen med tilhørende dramatisk oljefall inntraff høsten 2008, hadde Skeie Energy eierandeler i flere utvinningstillatelser som ville kreve betydelig kapital til både leting og utvikling. Alle blokkene lå i Nordsjøen. Skeie Energys hovedaksjonær, N5, ønsket ikke å bidra med ytterligere kapital. Flere forsøk på å skaffe kapital fra investorer hadde strandet. Våren 2009 var Skeie Energys likviditetssituasjon meget presset, slik at også lønnsutbetalinger til ansatte ble utsatt. I denne situasjonen vedtok styret i Skeie Energy en strategiendring til også å satse på letevirksomhet, og inngikk i mai 2009 en rammeavtale med T GS om mulig kjøp av seismikk til leteformål over en 3 års periode for N OK 900 millioner. Gjennom 2009 kjøpte Skeie Energy seismikk for omkring N OK 400 millioner fra T GS, dels på kreditt. Som et resultat av reglene for refusjon under oljeskattereglene, muligheten for låneopptak i bank av refusjonskravet og betalingsbetingelsene med T GS, frigjorde kjøpene likviditet på omkring N OK 115 millioner for Skeie Energy, som Skeie Energy kunne benytte til andre formål. I tillegg ga finansieringsordningen Skeie Energy likviditet til å betale kontantandelen til T GS. Sammenhengen kan illustreres slik (omtrentlige tall): 1. Skeie Energy kjøpte seismikk fra T GS for N OK 399 millioner. T GS fakturerte dette beløpet. N OK 144 millioner (tilsvarende 36 prosent) ble betalt kontant per 30 dager. N OK 255 millioner ble gitt i selgerkreditt med forfall i desember 20102Basert på fakturaene på N OK 399 millioner fikk Skeie Energy ved fakturautstedelsene utbetalt N OK 260 millioner på en letelånskreditt hos D NB (tilsvarende 65 prosent). N OK 144 millioner ble brukt til å betale kontantandelen til T GS. Resten, N OK 115 millioner, benyttet Skeie Energy til andre formål. Ved utløpet av 2010 mottok Skeie Energy N OK 291 millioner i leterefusjon fra staten. Det vesentligste av dette ble benyttet til nedbetaling på letelånsfasiliteten hos D NB. Ingen deler ble brukt til å betale restgjelden til T GS. Store deler av seismikken som ble solgt til Skeie Energy hadde T GS allerede samlet inn med sikte på generelt salg til andre kunder. T GS direkte kostnad ved salget var derved begrenset. I tillegg måtte T GS betale inntektsskatt på salget. Betalingsbetingelsene var satt slik at kontantdelen som Skeie Energy betalte til T GS, dekket noe ut over T GS variable kostnader og inntektsskatt. Hvis Skeie Energy ikke lyktes med sine planer og ikke klarte å gjøre opp gjelden til T GS, ville således ikke T GS lide noe direkte tap ved transaksjonen samlet sett. Retten fant at det hovedsakelige formålet med kjøpet var å finansiere drift av E PH gjennom leterefusjon: Ved denne vurderingen må alle elementer i transaksjonen mellom Skeie Energy og T GS ses i sammenheng. Transaksjonsstrukturen innebar at Skeie Energy fikk tilført likviditet som ble brukt til å dekke eksisterende forpliktelser og løpende drift. Lagmannsretten mener at restgjelden var reell, ved at den utgjorde en rettslig bindende forpliktelse. Både Skeie Energy og T GS var imidlertid klar over at restfordringen var usikker, og at betaling av gjelden ville kreve ytterligere tilførsel av kapital, eventuelt salg av selskapets aktiva. Omfanget av transaksjonen og tidfestingen av de enkelte kjøp viser også tydelig at begge disse elementene var styrt av likviditetsbehovet. Lagmannsretten er således enig med Økokrim i at finansiering (det vil i denne sammenheng bety skattefordelen) var drivkraften og motivasjonen bak transaksjonen og de enkelte kjøp. En nærmere beskrivelse av arrangementet, slik det fremkom i e poster fra N1 ( A ) til T GS, er gjengitt slik i L G 2017 93016 side 34: Spørsmål om kjøp av seismikk i et slikt omfang fra T GS, kom første gang opp i As epost til T GS 13 april 2009 A skrev til B (T GS), med kopi til blant annet E: Basert på den norske stats iver etter å utforske norsk kontinentalsokkel så mener vi at det er store muligheter for å etablere et spennende samarbeid mellom T GS Nopec som seismikk selskap og Skeie Energy E PH som prekvalifisert oljeselskap med adgang til letefinansiering. Vi ser for oss at kan vi tilby dere seimikkontrakter i størrelsesorden 7 900 millioner kroner over en tre årsperiode. Dagen etter utdypet A den mulige avtalen i e post til B og Kjell Trommestad i T GS. A skrev ikke noe om hvilken type seismikk E PH trengte, eller hvilke områder selskapet ønsket å dekke. Kun totalomfanget og den finansielle siden av saken er omtalt. a.: Det vi har regnet på er muligheten for å teame opp med et seismikk selskap og konstruere en deal slik at skattesystemet gjør det mulig å; 1)Gi seismikkselskapet kontrakter hvor de i det minste får dekket sine kostnader knyttet til skyting av ny seismikk og2)Dekke Skeie Energy E PH sine driftskostnader uten at E (eller seismikkselskapet) trenger å tilføre kapital. Ved at Skeie Energy E PH har en letelånsfasilitet hos D NB på 500 mill så har vi mulighet for å betale seismikkselskapet sine kostnader umiddelbart og trenger ikke vente på at skatterefusjonen skal komme 1 2 år senere. (... )Med andre ord hvis vi kan få dette til å fungere så kan vi oppnå følgende; 1. T GS får kontrakter med Skeie Energy E PH på totalt ca 900 millioner kroner (ca 300 x tre år)2. T GS får som minimum betalt sine kostnader knyttet til seismikkjobbene (ca 300 millioner basert på eksempelet over). Hverken T GS eller E trenger å skyte inn cash for å drive Skeie Energy E PH videre de neste 3 år. T GS får en 40 eierandel i et oljeselskap uten å måtte investere en krone. Internt i T GS kommenterte Knut Agersborg forslaget fra A slik 15 april 2009: Interessant høres nesten for smart ut. Spesiellt dersom de kan kjøpe eksisterende data i stor grad. A skrev 17 april 2009 at E PH holdt på med å redusere det faste kostnadsnivået noe, at han ville sende T GS et oppdatert budsjett for 2009 2012, og at: Jeg vil da også simulere cash behovet (som vi må prøve å dekke med seismikken) fra kvartal til kvartal. Den 21 april 2009 sendte A et regneark til T GS, med et eksempel på hvordan en seismikk deal kan finansiere Skeie Energy E PH fremover. Forutsetningene A la til grunn var blant annet kjøp av eksisterende seismikk ( late sales ) for totalt 160 millioner kroner og ny seismikk for totalt 900 millioner kroner. Det står ikke noe om hvilken type seismikk E PH trengte, eller hvilke områder selskapet ønsket å dekke. A synes på dette tidspunktet ikke å ha vært kjent med at T GS i motsetning til P GS i hovedsak kunne tilby bibliotekseismikk. Etter at B snakket med A 24 april 2009, var han interessert i å kjøpe eksisterende seismikk. B skrev i en intern e post samme dag: Det med E P og L P er underordnet ihht modellen, men vi må finne ut hva som passer oss best. Denne handelen utløste cirka 238 millioner kroner i letelån til E PH og 290 millioner kroner i leterefusjon. E PH betalte cirka 134 millioner kontant til T GS (36 prosent). Selgerkreditt for restbeløpet med forfall desember 2010 ble aldri gjort opp. T GS konverterte ikke fordringen. Klagenemnda for petroleumsskatt nektet E PH fradrag for seismikkjøpene i vedtak 14 desember 2015 Denne avgjørelsen ble ikke brakt inn for domstolen. 4 Planen om opprettelsen av et nytt leteselskap (New Co, senere E EN og F PN)I august september 2009 fortsatte E PH og P GS forhandlingene om kjøp av mer seismikk. I august 2009 ble det foreslått etablering av et Joint Venture (New Co) som skulle kjøpe mer seismikk fra P GS, som en løsning på finansieringsproblemene. Planen innebar å finansiere nedbetaling av E PHs gjeld til P GS og New Cos løpende drift, gjennom leterefusjonen. tekst utelatt I september november 2009 valgte E PH og P GS å bruke E EN (senere F PN) som New Co, for å få gjort opp E PH gjelden. E EN var stiftet i november 2006 som Flying High Norway A S og skiftet navn til Excel Expro Norge A S (E EN) i august 2007 E EN skiftet navn til Fortis Petroleum Norway (F PN) 13 september 2010Lagmannsretten mener, hensett til sakens beviser, at E EN var tilnærmelsesvis verdiløst høsten 2009 Egenkapitalen var tapt, jamfør selvangivelsen for 2009 Alle ansatte var permittert. Selskapet klarte ikke å dekke løpende forpliktelser, jamfør brev fra selskapets advokat 15 desember 2009 Selskapets revisor varslet 11 mai 2009 styret om dets handleplikt. Manglende finansiell evne gjorde at E EN ikke fikk tildelt petroleumslisenser. Allerede ved prekvalifisering 21 august 2007 forutsatte O ED al E EN måtte innhente mer kapital. E ENs styre anslo selv et kapitalbehov på 200 millioner kroner for å få tildelt lisenser, jamfør årsregnskap for 2008425 Valget av selskapet E EN som skall PG S og E PH valgte selskapei E EN som skall for å gjøre opp E PH gjelden. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Av tidsnær dokumentasjon følger at E PH og P GS anslo verdien av E EN til cirka null kroner. P GS og E PH visste dermed at E ENs prekvalifiseringsstatus var svært usikker, men tok likevel ikke noen initiativ overfor petroleumsmyndighetene for å avklare om selskapet fortsatt var ansett som kvalifisert som rettighetshaver. Den økonomiske situasjonen for E EN sto dermed i kontrast til de opplysningene som ble gitt til skattemyndighetene om at det foregikk leting i selskapet. Det ble ikke opplyst noe om at prekvalifiseringsstatusen var vurdert som usikker, og at reell verdi var null kroner. tekst utelatt tekst utelatt 426 Opprettelsen av Fortis strukturen i april juli 2010 Morselskapet Fortis Petroleum Corporation A S (F PC) ble stiftet 29 april 2010 Det var to datterselskap: F PN og Fortis Petroleum U K Ltd. F PC hadde 1 million i aksjekapital. N1 ble registrert som styreleder i F PC 29 mai 20101 september 2010 tok F PC over E EN. Ved stiftelsen ble det utstedt 1 000 000 aksjer, hver pålydende kr. E PHs utestående gjeld til P GS på 40 millioner kroner ble ved opprettelsen av F PC omgjort til 200 000 aksjer i F PC. Selskapet fikk følgende eierfordeling: Consema med 40, 8 prosent, P GS med 20 prosent og ledelsen i selskapet med til sammen 39, 2 prosent. 7 Kjøpet av seismikk fra P GS i desember 2009 Denne delen av seismikk vedtaket er som nevnt ikke angrepet for domstolen. Lagmannsretten mener imidlertid at det er klare likheter mellom 2009 kjøpet og kjøpene som fant sted senere i 2010 og 2011 Kjøpet gjaldt samme tjeneste, nemlig kjøp av multiklientseismikk fra P GS. Det var også samme kjøper og selger, nemlig E EN F PN og PG S. De samme personer var involvert i forhandlingene. Også transaksjonsstrukturen forble lik, i form av kjøp på selgerkreditt fra P GS. Ankende part har anført at det var etablert en helt ny virksomhet i Fortis sommeren 2010, og at dette må få avgjørende betydning for subsumsjonen. Lagmannsretten mener imidlertid at dette ikke er tilstrekkelig sannsynliggjort gjennom bevisførselen. Det var den samme tjenesten, samme parter, persongalleri, transaksjonsstruktur og dessuten et klart tidsmessig overlapp. Fradrag ble nektet i 2009 som følge av proforma og manglende oppofrelse. Ankende parts røde strek mellom P GS interne presentasjon 21 mai 2010 og Heads of Agrement fra 25 mai 2010 var dermed et tidsskille som lagmannsretten ikke kan se hadde noen klar forankring i faktum. Det skjedde ingen endring i persongalleriet, planer eller i hva som skulle omsettes. I e postene forut bestemte man hva som skulle stå i Heads of Agreement. P GS etterga dessuten 22 prosent av 2009 kjøpet 28 mai 2010Lagmannsretten mener at N1 ikke hadde noen reell rolle i de involverte selskapene etter mai 20101 mai 2010 var han styreleder i Consema, F PC og E EN, samt styremedlem i F PU K, og daglig leder i E PH. Han var også leder og eier av Valcreco A S som eide deler av Consema og E PH. Han satt dermed på alle sider av bordet. Hans roller ble riktignok noe endret etter at seismikkjøpene startet høsten 2010 Han var imidlertid styremedlem i F PC UK frem til januar 2011 og fungerte for N6 som styremedlem i F PN og F PC hele høsten 2011 N1 ble også registrert som styremedlem i F PN og F PC i perioden januar til juli 2012 frem til konverteringen. N1s rolle etter Heads of Agreement var dermed langt på vei den samme som da avtaleverket ble inngått i juli 2010 Han opptrådde dermed etter lagmannsrettens syn ikke som det anføres av ankende part, bare på vegne av n av eierne. Bakgrunnen for avtalen om kjøp av seismikk i 2009 var som nevnt opprinnelig at E PH, der N1 var styreleder og daglig leder, ikke var i stand til å gjøre opp gjelden som selskapet hadde til P GS, etter å ha kjøpt seismikk fra P GS i 2008 Som et mulig oppgjør skulle P GS få aksjer i et nystiftet leteselskapet. Leteselskapet skulle være et joint venture samarbeid, hvor det nye selskapet skulle kjøpe seismikk fra P GS. Eierne av E PH skulle på sin side tilføre letelisenser til det nye selskapet. Det nye selskapet, E EN, kjøpte seismikk fra P GS 18 desember 2009 for 11 millioner kroner med forfall 28 desember 2010 etter utbetaling av leterefusjon. Hele beløpet ble gitt som selgerkreditt. Beslutningen ble tatt i N1s første styremøte som styreleder i E EN 14 desember 2009 P GS etterga senere 22 prosent av denne fakturaen 28 mai 2010Oljeskattekontoret kom til at kjøpet i 2009 var et proforma arrangement og en forskyvning av økonomisk risiko. Det rettslige grunnlag for å nekte fradrag i sin helhet i vedtaket var at oppofrelsesvilkåret i skatteloven 6 1 ikke var oppfylt, og ordningen derfor var i strid med formålet for reglene om leterefusjon. Lagmannsretten påpeker at det også var noen forskjeller mellom dette kjøpet og de senere. E EN og P GS var ikke ennå i interessefellesskap i 2009 Videre var det tale om en ren ettergivelse, versus konverteringen av gjeld som ble benyttet i 2010 og 201143 Nærmere om kjøpene av seismikk i 2010 og 2011431 Planleggingsfasen Bakteppet for kjøpet av seismikk i 2010 var blant annet at P GS hadde store utestående beløp i Skeie Energy, og at E PH nærmet seg konkurs. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt I svaret i e post fra N1 tekst utelatt het det: tekst utelatt P GS gets funding for their seismic activities (plus an additional value creation opportunity through ownership in an oil company)Skeie Energy gets funding for their activities All paid by the tax system Lagmannsretten mener at det her, i henhold til den direkte ordlyden, ble gitt utrykk for en skattemessig tilpasning, der hele risikoen for nedsiden ved letingen ble lagt på staten, jf, uttrykket the most efficient from a tax perspective og særlig konklusjonen All paid by the tax system Dette ble fortsatt presentert som et formål ved opprettelsen av New Co utover høsten 2009 tekst utelatt tekst utelatt Her ble 78 prosent nevnt utrykkelig. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Det fremgikk dermed at nytt leteselskap skulle etableres uten å måtte betale en krone, og at ingen av partene måtte putte inn mer cash. Man skulle altså i henhold til partenes eget syn ikke risikere tap utover det leterefusjonen ville dekke. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Uttalelsene underbygger etter lagmannsrettens syn at P GS i forhandlingene sto fast ved den intensjonen som tidligere hadde blitt formidlet i august 2009, om å få gjort opp gjelden fra Skeie ved å opprette et nytt leteseskap og gi selgerkreditt for kjøp av seismikk, all paid by the tax system. tekst utelatt I vedtaket fra Oljeskattekontoret het det om dette: tekst utelatt Lagmannsretten er enig i denne beskrivelsen av de faktiske omstendighetene. tekst utelatt tekst utelatt Det pågikk med andre ord parallelle forhandlinger om ettergivelse og nye seismikkjøp. tekst utelatt tekst utelatt Daglig leder N2 i E EN reagerte på opplegget og truet i e post 27 april 2010 P GS med å melde 2009 kjøpet inn til myndighetene: I documented the circumstances behind the P GS seismic purchase for the Excel Expro board and Mr. N1 on 14 April, stating that There is enough evidence indicating financial and ethical misconduct here to warrant asking the authorities to investigate both Skeie and P GS for unfairly taking advantage of N1s position of trust in E EN. I will summarize this in an attachment for your information. Further, the board has not denied or even responded to my conclusions. P GS aksepterte likevel å konvertere 22 prosent av 2009 fakturaen mot 30 prosent av aksjene i E EN i e post 28 april 2010 P GS fikk dermed betalt akkurat 78 prosent av pålydende. P GS mottok aldri vedcrlagsaksjene. E PH, F PC, Consema og P GS forhandlet så om Heads of Agreement, der det nye selskapet F PN skulle finansieres gjennom nye seismikkjøp fra P GS. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt Lagmannsretten mener at uttrykket no cash deal bekreftet at det ikke var meningen at noen av partene i interessefellesskapet skulle inn med frisk kapital. Presentasjonen holdt i P GS av N7 20 mai 2010 bekreftet oppgjøret ved konvertering og en dekning på 65 prosent og lød slik: Build a company valued at 4 600 m NO K in 2 years Get 9 ready to drill licenses in U K and Norway over two years After two years, restructure company to finance drilling campaign (e. g. I PO, seil, merge) Next three years: Drill P GS objective: reduce ownership and get a return on investments (cash, data) of at least 100 before drilling Ownership: F PC will initially be owned by Consema and Management (N3) After transfer of minimum of 50 of Skeie Energy s ownership in P L556, P L509 S, P L500 and P L455, P GS will receive 49 ownership in F PC. Management will then own 25 and Consema 26 Note: S E Consema currently owes P GS 40 m NO K, with guarantee in 3 of S E shares, S E does not have cash to pay this, and we have not included anything from this in our late sales prognosis or books (N V regards 49 in Fortis as a better opportunity then 3 in S E) Financing: F PC aims to establish Exploration loan of l OOm NO K with backing in convertible loan from P GS (services data with P GS veto right) (services will be 65 paid for by F PC while Library will be 100 financed through the loan) If more funds are needed in Phase 1, this will be sought from additional owners investors N8 i P GS svarte N1 i e post 20 mai 2010 følgende om avtaleutformingen: Jeg tror at det siste utkastet er veldig nært akseptabelt. En liten ting som kan være greit å få med er at P GS forbeholder seg retten til å ha siste ord ifm bruk av det ansvarlige lånet Fortis får av P GS. I tillegg er kunne det være greit om dere kunne redegjøre litt for hvorfor lånebeløpet er større enn det som tidligere er nevnt. Revidert utkast fra N1 til F PN fulgte deretter av e post 20 mai 2010: N3, kan du også sende budsjettet til N9 slik at han ser hvordan vi kommer frem til de ulike beløpene. Men i prinsippet så gir 95 mill ca 60 mill i cash. Hvis vi søker om en ramme på 100 mill til dnb så vil det kreve ca 50 mill i egenkapital (fri cash). Ved at vi må lage en forretningsplan som starter 1/7/2010 og slutter i desember 2012 så trenger vi litt mer og prøver oss derfor på 60 mill i cash noe som derfor krever seismikk for ca 95 D NB virker klare for å gjøre business og jeg tror N3 allerede har avtalt møte med dem tidlig i neste uke.... så vi stoler på dere nå. Oppsummert er det lagmannsrettens syn at de dokumenterte e postene i 2009 og 2010 viser at aktørene avtalte å etablere et nytt leteselskap basert på leterefusjonsordningen, og ga uttrykk for at dette skulle gjøres uten kostnader for aktørene. Selgerkreditten på 95 millioner kroner ble videre fastsatt med det klare utgangspunkt i den likviditeten F PN trengte, ikke seismikkbehovet, og skulle så konverteres. 2 Opplysningene til ligningsmyndighetene om lånet til seismikkjøp Tingretten skrev om dette i dommen på side 29: Slik retten leser dette, var det ikke meningen at selskapet skulle tilføres frie midler som skulle brukes til å drifte selskapet. Lånet skulle kun brukes til å dekke utgifter til kjøp av seismikk fra P GS. P GS hadde også en vetorett knyttet til hva lånet kunne brukes til. En slik forståelse støttes også av en e post fra advokat N10 i P GS til Skeie Energy datert 15 juni 2010... F PN ble heller aldri tilført likvide midler fra verken P GS eller F PC, og lånefasiliteten ble kun trukket opp hver gang F PN kjøpte seismikk fra P GS. Opplysningen om at selskapet gjennom lånet fra P GS ble gitt tilgang til midler og kapital som ville bli benyttet til å finansiere selskapets generelle aktiviteter og arbeidskapital, er dermed en direkte uriktig opplysning som skapte et inntrykk av at F PNs finansielle stilling var bedre enn den var. Det er også etter rettens syn gitt ufullstendige opplysninger når P GS lånet i selvangivelsene omtales som et konvertibelt lån og som en trekkfasilitet. Dette gir inntrykk av at det var gitt et ordinært lån hvor låntaker selv kunne bestemme hva lånet kunne brukes til. Dette var imidlertid ikke riktig. Trekkfasiliteten kunne som gjennomgått over bare brukes til kjøp av seismikk fra P GS. Det skulle heller aldri tilføres kontanter til selskapet. Det feilaktige inntrykket styrkes videre ved at det i vedlegg til selvangivelsen for 2010 fremgår at Selskapet arbeidet videre med nominerte blokker 21 runde frem til søknadsfristen 3 november 201 0, men Etter en grundig evaluering besluttet selskapet å avstå fra å levere søknaden i forbindelse med 21 runde. Dette gir inntrykk av at det var ordinær drift i selskapet og at selskapet på dette tidspunktet jobbet aktivt for å søke om lisenser. Som gjennomgått i punkt 411 over hadde imidlertid ikke selskapet økonomiske evne på dette tidspunktet, og de fleste ansatte var permittert. tekst utelatt De eneste likvide midlene som ble tilført selskapet var fra letelånet som selskapet hadde i D NB med grunnlag i det krav F PN hadde på leterefusjon fra staten etter kjøp av seismikk fra P GS. Dette ble det imidlertid ikke opplyst noe om i selvangivelsene for 2010 eller 2011 Retten finner etter dette det bevist utover enhver rimelig tvil at det er gitt opplysninger til skattemyndighetene som gir et klart inntrykk av at P GS ville tilføre midler for å drifte selskapet, mens dette lånet i virkeligheten kun var ment brukt til å kjøpe multiklientseismikk fra P US. Informasjonen som ble gitt var dels uriktig og dels ufullstendig, og var egnet til å villede skattemyndighetene til å tro selskapet hadde en bedre finansiell evne enn det i virkeligheten hadde. Lagmannsretten tiltrer tingrettens vurdering og mener at denne beskrivelsen underbygger at letekostnadene for seismikken utover leterefusjonen ikke utgjorde en reell gjeld. 3 Overordnet om avtalene Den 25 mai 2010 ble intensjonsavtalen Heads of Agreement mellom P GS, Consema, F PC og E PH inngått. Ifølge avtalen skulle egenkapitalen for lånet dekkes av et konvertibelt lån på 95 millioner kroner fra P GS, som skulle brukes til å kjøpe seismikk: Subject to the terms of this Agreement, the Lender will make available to the Borrower a loan facility up to the amount of N OK 95, 000, 000. E PH skulle ikke bli aksjonær i F PC, men inngå samarbeidsavtale med selskapet om lisenser. Ledelsen skulle bli aksjonærer. Etter konvertering skulle P GS eie 44, 1 prosent av aksjene (49 prosent hvis N MU ikke tiltrådte sine tegningsretter). Grensen for krav om utstedelse av morselskapsgaranti til O ED etter petroleumsloven 10 7 første ledd var under 50 prosent. Samlet vederlag innebar følgelig at P GS overdro fordringen på 40 millioner kroner og solgte seismikk for 95 millioner kroner, mot maksimalt 49 prosent av aksjene i F PC. Den 28 mai 2010 etterga P GS akkurat 22 prosent av fakturaen fra 2009 kjøpet av seismikk. Heads of Agreement ble fulgt opp av fire avtaler datert 15 juli 2010, som kommenteres kort i det følgende: Det fulgte av avtale om tegningsretter i F PC mellom F PC (utsteder), P GS og Consema (aksjonærer) 15 juli 2010 at det skulle utstedes 568 627 tegningsretter å 167 kroner i F PC til fordel for P GS som kunne motregnes mot låneavtalen. Konverteringskursen på 167 kroner må sees i lys av eierbrøken. P GS skulle ved konvertering gå fra å eie 20 prosent til maks 49 prosent av aksjene (1 000 000 x (49 20 ) (1 49 )) som ga 568 627 tegningsretter. Tegningsrettene skulle betale for 95 millioner kroner i seismikk. En sum på 95 millioner 568 627 tegningsretter var lik 167 kroner per tegningsrett. I aksjonæravtale for F PC mellom P GS, Consema ledelsen og F PC 15 juli 2010 ble det gitt en begrenset rett for Consema til å kreve at P GS utøvde opsjonen. Dette følger av art. 6, og gjaldt dersom i) F PC ble børsnotert ( I PO ), ii) verdien av F PC oversteg 300 millioner kroner og iii) det ble gjennomført en kapitalforhøyelse på mer enn 100 millioner. Det var ikke gitt at noen av disse betingelsene ville inntreffe innenfor tegningsrettenes løpetid. De inntraff heller ikke, og lånet ble konvertert av P GS da lånerammene var trukket opp til den avtalte konverteringskursen på 167 kroner. Låneavtalen mellom F PC (låntager) og P GS (långiver) 15 juli 2010 ga en låneramme på 95 millioner kroner tilsvarende de planlagte seismikkjøpene i e post fra N1 21 mai 2010, Heads of Agreement og aksjonæravtalen, jamfør art 21 Intensjonen i Heads of. Agreement ble også videreført ved at det i forordet fremgikk under punkt A: The Parties will enter into one or several multi client seismic data and services license agreements pursuant to which the Borrower will purchase sue data and services which are covered therein from the Lender... tekst utelatt Lånet ble heller ikke brukt til noe annet enn å kjøpe multiklientseismikk fra P GS. Det skulle heller ikke trekkes kontanter under lånet, altså fortsatt en no cash deal, jamfør også e post fra juridisk direktør N10 i P GS 15 juni 2010, der dette ble bekreftet. tekst utelatt Varighet var 36 måneder, art 31 jamfør 11 tekst utelatt Lagmannsretten mener at avtalene og deres innhold må tolkes i lys av interessefellesskapet og planleggingsfasen. Lagmannsretten finner at aktørene var innforstått med at 22 prosent av seismikkjøpet ikke skulle gjøres opp, og at de holdt fast ved dette formålet. 4 N1s formel Staten hevder at det ble brukt en N1s formel om hvor mye seismikk man måtte kjøpe for å kunne drive et selskap utelukkende på letelån, som så omtrent slik ut: Ønsket likviditet delt på 65 ganger 100 er lik antall kr seismikk man må kjøpe Lagmannsretten mener at dette gir en dekkende beskrivelse av prosessen, også i 2010 og 2011 N1 redegjorde for eksempel detaljert for hvorfor det trengtes seismikk til 95 millioner kroner i e post til P GS 21 mai 2010 Denne viste etter lagmannsretten syn at omfanget av seismikkjøpet fra P GS ble fastsatt ut fra likviditetsbehovet i F PN og ikke dets finansielle evne: Basert på forretningsplanen så trenger vi ca 95 mill i lån fra dere til å kjøpe seismikk som vil generere ca 60 mill i free cash. Dette vil gi oss fleksibilitet til å holde på helt frem til desember 2012 før vi henter eksterne penger (I PO). Jeg tror imidlertid at vi vil ha en god portefølje på plass tidligere enn dette og at vi derfor bør ta sikte på å hente penger tidlig i 2012 Frem til våren 2012 så har vi ifl N3s budsjett brukt ca 35 40 mill i cash. Noe som fører til at vi må ha kjøpt seismikk for 50 60 mill (dette vil da også være størrelsen på lånet). Også her ble konverteringen av restgjelden nevnt uten noen form for forbehold: Når det gjelder mekanismen bak lånet så tror jeg at vi får med oss Dn B på en modell hvor1)Det lages en konvertibel låneavtale med P GS som vi kan bruke i forhold til myndigheter etc for å bekrefte at det er forpliktet penger til selskapet. M EN, det vil aldri bli trukket penger fysisk under denne avtalen. 2)Når vi kjøper seismikk så gir dere oss betalingsutsettelse til januar året etter kjøpet. Forutsetningen er at vi skal hente inn penger og betale fakturaen. Men, når vi kommer til januar og ikke har hentet inn penger så blir vi enige om å overføre den ubetalte regningen til det konvertible lånet (mao kun en papirtransaksjon). Når vi går på børs gjør en emisjon så vil dere kunne konvertere det konvertible lånet til aksjer i Fortis. Ordlyden tilsier at det ble avtalt at F PN skulle kjøpe seismikk som både kjøper og selger var innforstått med at det ikke skulle betales fullt ut for, utover en konvertering som ordrett ble opplyst å være en papirtransaksjon. 5 Gjennomføringsfasen PG S konverterte i 2012 selgerkreditten til den forhåndsavtalte kursen på 167 kroner. Konverteringen fant sted på det tidspunkt lånerammen for seismikkjøpene var trukket opp. Det har ikke vært ført bevis for en prosess knyttet til om P GS vurderte å innkreve hele eller deler av lånet eller sikre seg på annen måte. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt 44 Betydningen av den finansielle evnen til F PN Også den finansielle evnen til F PN gir etter lagmannsrettens syn et relevant bakteppe for hva partene avtalte om oppgjøret. 1 2009 2010 I desember 2009 kjøpte E EN F PN seismikk fra P GS for 11 millioner kroner på selgerkreditt. P GS visste da at selskapet kunne gå under, og har akseptert risikoen for at restbeløpet ikke blir betalt dersom driften av E EN skulle opphøre, jamfør styreprotokoll 14 desember 2009 Samtidig som selskapet kjøpte seismikk av P GS, klarte det ikke betale andre leverandører. Styret i selskapet anså seg i januar 2010 forpliktet til avvikling oppbud dersom ikke finansiering av videre drift kom på plass. Lønn kunne i april 2010 ikke betales, og selskapet måtte avvente leterefusjon for å betale full lønn. Revisor påpekte at det var knapt med likviditet og vanskeligheter med å betale gjeld. Styret måtte enten iverksette nødvendige tiltak eller begjære oppbud i april 2010 P GS visste følgelig at prekvalifiseringen var høyst usikker, jamfør e post juli 2010 (sitert foran). Etter O Ds vurdering var F PN det selskapet med dårligst finansiell stilling av alle søkerne i T FO A PA 2010 og 21 konsesjonsrunde, jamfør redegjørelse høsten 2010 dokumentert for lagmannsretten. Selskapet måtte, slik lagmannsretten har forstått det, låne penger av aksjonærer, herunder P GS, for å holde driften i F PN i gang, frem til letelånet var på plass. 2 November 2010 FP N kjøpte seismikk fra P GS for 34, 8 millioner kroner på selgerkreditt 17 november 2010 Ved utgangen av 2010 hadde F PN gjeld på 62, 3 millioner kroner. O D forutsatte at eierne vil skyte inn mer penger i selskapet. Dette må sees i lys av at F PN hadde opplyst at lånet vil bli konvertert til aksjekapital, og at P GS eide 44, 1 prosent. Ny egenkapital var eneste måte å redde F PN på, jamfør styreprotokoll 27 mai 2011 Seismikkjøpet førte til en utbetaling av letelån på 27, 1 millioner kroner 29 november 2011 Lagmannsretten mener at seismikkjøpet dermed må ses i nær sammenheng med likviditetsproblemene i F PN. 3 Mai 2011 FP N kjøpte ny seismikk fra P GS for 24, I millioner kroner på selgerkreditt i mai juni 2011 tekst utelatt I styremøte 24 november 2011 ønsket styreformannen innskudd fra eierne for å dekke opp at kassabeholdningen ved utgangen av 2012 ellers ville vært minus 45 millioner kroner. tekst utelatt tekst utelatt Den 6 desember 2011 tekst utelatt Dette var den samme dagen som F PN overtok de samme lisensene fra E PH. Revisor varslet 22 desember 2011 om at F PN ikke har sikret full finansiering av selskapets drift ut 2012, og at styret måtte ta grep og vurdere handleplikten. 4 Desember 2011 FP N kjøpte seismikk fra P GS for 36, 1 millioner kroner på selgerkreditt i desember 2011 26 millioner kroner var uplift for E PH lisensene. Ved utgangen av 2011 hadde F PN gjeld på 169 millioner kroner. Oppsummert viser gjennomgangen at F PN etter lagmannsrettens syn ikke ved noen av kjøpene av seismikk hadde finansiell evne til å kjøpe for egen risiko. P GS skulle ifølge egen juridisk avdeling ikke inn med frisk kapital eller kontanter. Heller ikke F PC (morselskapet) hadde noen finansiell evne. Det forelå ingen andre finansieringskilder og ingen utsikt til bedret finansiell evne. Lagmannsretten mener samlet sett at den svake finansielle evnen taler mot at de 22 prosentene innad var ment å gjøres opp og dermed kan anses oppofret i form av en reell kostnad eller økonomisk risiko. 5 Særlig om oppgjøret av selgerkreditten4. 1 Konvertering av selgerkreditten Staten har blant annet argumentert med at det var avtalt at P GS skulle konvertere til en kunstig høy kurs, mens ankende part har anført at det uansett bare var en forretningsmessig rett, som kunne sikret P GS en oppside, og at denne retten dessuten ble overført til Consema i og med aksjonæravtalen og låneavtalen 15 juli 2010, som gjengitt overfor. I utkastene til avtaleverket hadde P GS etter lagmannsrettens syn avtalemessig påtatt seg å konvertere gjelden, uavhengig av verdien av vederlagsaksjene, og dermed ikke innfordrc hele gjelden. I Heads of Agreement 25 mai 2010 het det: The parties have agreed that after the share transfer from Consema has taken place and the convertible loan has been converted the ownership structure of the Company shall be the following: Management 25, Consema 26 and P GS 49. This shall therefore be the ownership structure at the end of phase 1 prior to any phase 2 fund raising. If additional funds have to be raised from a third party during phase 1 the parties have agreed that the ownerships described above shall be diluted proportionally. Lagmannsretten mener at avtalen bare var muliggjort av interessefellesskapet, og må ses i lys av at P GS tre dager senere etterga akkurat 22 prosent av fakturaen fra 2009 kjøpet. Ankende part på sin side har påpekt at det i avtaleverket 15 juli 2010 ikke var nedfelt noen plikt til å konvertere lånet, etter råd fra juridisk avdeling i P GS. Lagmannsretten er for så vidt enig i at låneavtalen mellom P GS og F PC F PN ble forelagt juridisk avdeling. I e post tra juridisk direktør N10 i P GS 15 juni 2010 til daglig leder N3 i F PN het det: Låneavtalen gir inntrykk av at det skal lånes ut kontanter, noe som ikke er tilfellet. Det er mulig dette er ment ihensyntatt ved at P GS skal ha styrerepresentasjon, at det ikke kan trekkes på lånet før en enstemmig styrebeslutning regulerer hva lånet skal brukes, og at det gjennom dette antakelig kan besluttes at lånet skal brukes til å kjøpe seismikk der betalingen gjøres opp gjennom motregning med låneutbetalingen. Dette er i så fall lite transparent. Det forhold at lånet i realiteten ikke er et lån i kontanter kan videre være et problem ettersom aksjelovens bestemmelser om konvertible lån muligens forutsetter kontantlån og ikke lån i form av tilskudd av seismiske data. Det er for øvrig neppe i samsvar med aksjelovens bestemmelser om konvertible lån at låntaker Fortis kan kreve konvertering. Det reelle innholdet av avtalene hva gjaldt intensjonen om oppgjøret av F PNs restgjeld, forble imidlertid etter lagmannsrettens syn i store trekk den samme. Skulle F PN betale tilbake alt, måtte F PN tilføres kapital. Hvordan det skulle skje, er ikke klarlagt nærmere, og i lys av interessefellesskapet anser lagmannsretten dette for mindre sannsynlig. P GS sikret seg heller ikke noen form for alternativt oppgjør i form av pant i leterefusjonen eller i F PCs fordring på og aksjer i F PN. Dersom det ikke var en konverteringsplikt, slik ankende part hevder, men en avtale som ga en mulighet for P GS til fritt å kreve hele selgerkreditten, skulle i så fall lånet formodentlig tilbakebetales basert på den markedsmessige verdien. P GS hadde da etter lagmannsrettens syn bedre handlingsalternativer enn konvertering som ikke ble benyttet, enten som kreditor eller ved å styrke sin eierposisjon. P GS kunne for det første krevd mer av lånet tilbakebetalt. Kontantbeholdningen i F PN var på konverteringstidspunktet i 2012 på 39, 4 millioner kroner. Vederlaget P GS fikk ved konverteringen var kun 23, 4 millioner kroner. P GS var den eneste og største kreditoren i F PC og kunne fått alle aksjene i F PC og solgt deler videre. P Gs kunne også konvertert bare deler av fordringen og krevd deloppgjør. Ved konverteringen ga P GS fra seg muligheten for full betaling. Dette vurderes slik i vedtaket fra Oljeskattekontoret: P GS har ikke sørget for å iverksette selv enkle tiltak for å sikre oppgjøret for seismikken, for eksempel ved å kreve pant i leterefusjon eller F PCs fordring på, og aksjer i, F PN. Da låneavtalen med F PC (saksdokument 49, jamfør punkt 28) ble inngått den 15 juli 2010 hadde D NB ikke pant i leterefusjonen til F PN. 121 Låneavtalen med D NB ble inngått den 27 oktober 2010 og notis om pantsettelse i favør av D NB ble sendt den 5 november 2010122 Etter at D NB hadde fått førsteprioritets pant i leterefusjonen var det heller ikke noe i veien for at P GS kunne krevd andreprioritets pant i leterefusjonen. Slikt pant kan også gis med beløpsbegrensninger, slik E EN hadde gjort tidligere. P GS kunne dessuten ha forsikret seg om at fakturaene ikke ble benyttet som grunnlag for opptrekk av letelån i D NB eller unnlatt å gi betalingsutsettelse for en større andel av betalingen enn det som ikke lot seg finansiere via letelånet. Kontorets syn er at pant ikke ble krevd fordi formålet til F PN og P GS var at letelån på bakgrunn av økt forventet leterefusjon fra kjøpet av seismikk skulle erstatte behovet for egenkapital, slik at staten altså finansierte driften av F PN i sin helhet. Konverteringskursen kunne, hvis formålet var å sikre oppgjøret av fakturaene, vært fastsatt basert på virkelig verdi på konverteringstidspunktet i stedet for på avtaletidspunktet Lagmannsretten tiltrer denne vurderingen. Lagmannsretten vektlegger at det ikke er fremlagt noen tidsnær dokumentasjon på en annen forståelse av avtalen. 2 Hva bygget konverteringskursen på 167 kroner på? Det følger som nevnt at avtalen om tegningskurs var 167 kroner. Det samlede vederlaget i avtalen sto etter lagmannsrettens syn ikke i forhold til verdien av seismikken P GS hadde solgt. Det er heller ikke fremlagt tidsnær dokumentasjon om at det pågikk reelle forretningsmessige forhandlinger om kursen. Den tidsnære dokumentasjonen underbygger dermed at konverteringskursen ikke var fastsatt forretningsmessig eller for å gi P GS oppgjør, men for at P GS eierandel ikke skulle overstige 49 prosent. I vedtaket fra Oljeskattekontoret heter det: Oljeskattekontorets vurdering er at konverteringskursen ikke ble fastsatt med tanke på at den skulle være forretningsmessig, men for at eierandelen til P GS ikke skulle overstige 49 av aksjene i F PC. 96 Kontoret viser til aksjonæravtalen (saks Dok. nr. 46) som angir at P GS etter konvertering skal ha 44, 1 av aksjene i F PC, eventuelt 49 dersom ervervet av E EN ikke blir gjennomført og N MU ikke blir en av aksjonærene. N10 uttalte i en e post den 15 juni 2010 (saks Dok. nr. 83) om et utkast til avtaleverk at P GS går kun fra 40 til 60 for 95 millioner i seismikk eller til 49 når det justeres for warrants og at det ser ikke ut til at det er tatt høyde for konvertering av renter i oppstillingen som gir P GS 49 uansett konverteringstidspunkt?. N3 videresendte e posten til N1 m. fl. senere samme dag, sammen med et regneark som viste hvordan konvertering og warrants skulle enda med at P GS eide 49. At eierandelen til P GS skulle inntil 49 fremgår også i en presentasjon fra N7 den 20 mai 2010 og i heads of agreement den 25 mai 20101 en styreprotokoll for F PC den 31 mai 2010 fremgår at N3 holdt en presentasjon av the company with focus on Strategy, Goals and the Financing needed to implement this in a 5 year perspective, og i den vedlagte presentasjonen at eierandelen til P GS skulle bli 49 etter to år. Det kan også vises til en e post fra N1 den 31 august 2011 der det om et forslag til restrukturering ble uttalt at P GS vil aldri komme over 50 eierandel med de konsekvenser det kan få for seismikk kjøp mm. Kontorets syn er at N1 her videreførte beslutningskriteriet fra 2010 ved forhandlingene om aksjonæravtalen den gang. Lagmannsretten er enig i denne fremstillingen. Den underbygges av at det ikke påløp renter på P GS lånet. Regnestykket ville da ikke gått opp. tekst utelatt Det finnes imidlertid ingen fremlagt dokumentasjon av slike kommersielle forhandlinger. For lagmannsretten anførte ankende part at kursen skulle oppfylle tre kriterier: Hele hovedstolen kunne konverteres til aksjer, P GS ville maksimalt få en eierandel på 49 pst, Tegningskursen reflekterte en forventet verdiutvikling. Dette er et nytt bevistema for lagmannsretten som først ble tatt opp ved avsluttet saksforberedelse. Lagmannsretten påpeker at F PN i den aktuelle perioden som nevnt hadde dårligst eller nest dårligst finansiell stilling av alle selskap som søkte på lisenser. F PN hadde dessuten i perioden irregulært høy leverandørgjeld, jamfør vedtaket side 139Lagmannsretten mener på denne bakgrunn at kursen ikke representerte verdien av aksjene, verken på avtaletidspunktet eller ved konverteringen, og at påstått verdiutvikling ikke kan ha virket inn på partenes disposisjoner. 3 Tidligere oppgjør av seismikkjøp Lagmannsretten mener at det må tillegges vekt at det avtegnet seg et mønster for oppgjøret, som både N1 og P GS hadde full oversikt over. Det man planla å gjøre med F PN og det som faktisk skjedde, i 2010 og 2011, hadde man allerede gjort tidligere. I bortimot alle seismikktransaksjonene N1 og P GS var involvert i, endte kjøper med å betale mindre enn 78 av pålydende. P GS etterga akkurat 22 prosent av 2009 kjøpet. P GS etterga også 49 prosent av E PHs 2008 kjøp ved oppgjør i aksjer i F PC. 4 Etterfølgende adferd Også aktørenes etterfølgende disposisjoner har bevismessig verdi og underbygger etter lagmannsrettens syn at det var en felles forståelse om at F PN ikke skulle betale seismikken til pålydende, men kun et beløp tilsvarende leterefusjonen. P GS innrettet seg etter at gjelden ikke skulle gjøres opp til reelle verdier. tekst utelatt P GS gjorde heller ikke noe forsøk på å forhindre at F PN trakk opp lånet, selv om P GS var kjent med at selskapet kunne gå konkurs. Det ble heller ikke gjort forsøk på å inndrive gjelden til reelle verdier før konvertering. P GS aksepterte videre at Consema fikk verdier ut av selskapet, selv om verdien av P GS lånet var langt større enn verdien av F PN. tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt tekst utelatt F PN opplyste til petroleumsmyndighetene at lånet skulle konverteres. I opplysninger til O D oktober 2010 het det at P GS lånet vil bli konvertert til aksjekapital. Ankende part har slik lagmannsretten forstår det, ikke besvart statens begjæring om fremleggelse av den dokumentasjon som ble forelagt O D. 5 Skal hele fradraget bortfalle selv om 78 prosent er gjort opp? Innledningsvis bemerkes at det er noe uklart hva partene har anført når det gjelder dette spørsmålet. Oljeskattekontoret konkluderte i seismikk vedtaket med at bruddet på oppofrelsesvilkåret medfører at hele fradraget bortfalt og viste til følgende: I en kjennelse fra desember 2015 uttalte Klagenemnda følgende om vurderingen av en transaksjon etter den andre tilnærmingen til oppofrelsesvilkåret beskrevet ovenfor: Videre er det slik at petroleumsskattesystemet bygger på en forutsetning om at skattyter skal bære en andel av risikoen. Klagenemnda finner at selskapet har innrettet både den formelle og den underliggende avtalen slik at den økonomiske risikoen ble skjøvet over på skattekreditor. Dette gjelder uavhengig av om gjelden var reell, da selskapet ikke la opp til å kunne dekke forpliktelsene. I stedet ble letelån basert på forventet utbetaling av leterefusjon benyttet til å dekke andre driftskostnader. Selskapet innrettet seg slik at det foreligger en negativ oppofrelse som følge av leterefusjonsutbetalingen. En slik bevisst forskyvning av risikofordelingen kan ikke få andre konsekvenser enn at fradraget nektes i sin helhet. I vedtaket på side 107 heter det videre: Petroleumsskattesystemet bygger på en forutsetning om at skattyter skal bære en andel av risikoen. Klagenemnda finner at selskapet har innrettet avtalen slik at den økonomiske risikoen ble skjøvet over på skattekreditor. Dette gjelder uavhengig av om gjelden var reell, da selskapet ikke la opp til å kunne dekke forpliktelsene. I stedet ble det fastsatt fortjenestepåslag som skulle gi lønnsomhet for leverandørene basert på forventet utbetaling av leterefusjon. Selskapet innrettet seg slik at det foreligger en negativ oppofrelse som følge av leterefusjonsutbetalingen. En slik bevisst forskyvning av risikofordelingen må få som konsekvens at fradraget nektes i sin helhet. Ankende part har påpekt at dersom selskapet skal dekke 100 prosent, som nå, fordi det ikke gis noe fradrag, blir dette skattemessig usymmetrisk ved at staten senere tar 78 prosent av inntektene. Da får staten utført gratis leting. Lagmannsretten finner imidlertid at et proforma arrangement uansett vil ramme hele transaksjonen og i seg selv ikke kan være skattemessig nøytralt. En eventuell manglende symmetri som oppstår som følge av ankende parts proforma arrangement er ikke relevant i relasjon til de spørsmål saken reiser. 6 Oppsummering og konklusjon om oppofrelsesvilkåret er oppfylt Lagmannsretten har funnet det bevist at det var avtalt at F PN kun skulle gjøre opp den delen av seismikkjøpet som skulle dekkes av leterefusjonen fra staten, og at det dermed var tale om et proforma arrangement hva angikk egen oppofrelse. Lagmannsretten bygger på en helhetsvurdering av de ulike faser av avtalen om selgerkreditten for seismikk mellom P GS og F PN. Innledningsvis vises det til de delkonklusjoner som lagmannsretten har trukket underveis i subsumsjonen. I det følgende oppsummeres lagmannsrettens hovedfunn. Interessefelleskapet mellom P GS og F PN er uomvistet. Kjøpet av seismikk fra P GS var drivende for å etablere F PN og få tildelt leterefusjonen. Lagmannsretten mener også at det er påvist en meget nær sammenheng mellom P GS fordring på F PN fra tidligere seismikkjøp, kapitalbehovet til F PN og mengden av seismikk som ble kjøpt. Det er dessuten i det vesentlige uomtvistet at F PN ikke selv hadde finansiell evne til å betale sin drift eller til å prekvalifisere seg til leting, men at selskapet kom til å bli fullfinansiert av leterefusjonen. F PN hadde ingen finansiell evne til å betale seismikken til pålydende, og skulle heller ikke tilføres kontanter av P GS. Lagmannsretten bemerker at avtalen om ikke å bidra med frisk kapital er klar, og at det ikke finnes noen dokumentasjon på at de 22 prosentene var tenkt gjort opp eller ble det, eller at det var noen reell risiko for at restgjelden ville bli innkrevet av P GS. Lagmannsretten påpeker videre at verken for F PN, som dermed fikk sine letekostnader dekket av staten, eller for P GS, som i hovedsak hadde lånt ut til F PN fra sitt seismikkbibliotek til en avtalt pris, var det tale om å påta seg risiko for noe reelt tap. Basert på sakens omfattende bevisførsel, og da særlig de tidsnære bevis, har lagmannsretten funnet at det forelå en felles subjektiv forståelse mellom F PN og P GS, både på planleggingsstadiet, under avtaleinngåelsen, ved gjennomføring av seismikkjøpene og i den etterfølgende prosess, om at oppgjøret av selgerkreditten skulle skje ved konvertering til en tegningskurs som ikke var markedsmessig. Seismikken ville følgelig ikke bli gjort opp med reelle verdier. Dette var muliggjort gjennom interessefellesskapet. Partene tok heller aldri markert avstand fra denne avtalen. Lagmannsretten har hørt vitneforklaringer fra ledelsen i P GS og F PN, men kan ikke se at disse medfører noe annet syn på spørsmålet om hva som var avtalt. Lånet ble aldri gjort opp, og til slutt ble det konvertert til den forhåndsavtalte kursen på 167 kroner. Det finnes etter lagmannsrettens syn ingen annen rasjonell forklaring på denne kursen enn at den var nøye tilpasset finanseringen gjennom 78 prosent av leterefusjonen. Aksjeverdien på konverteringstidspunktet var ned mot null. Lagmannsretten er enig med staten i at alle konverteringskurser mellom 167 og 0 kroner ville gitt en aksjepris som reflekterte verdien i F PN bedre og som følgelig hadde gitt P GS et bedre oppgjør. Lagmannsretten mener på denne bakgrunn at konverteringskursen ikke dekket de 22 prosentene, og at det var en felles oppfatning av at dette var i tråd med formålet ved stiftelsen av F PN, nemlig ikke å erlegge en krone av frisk kapital. Lagmannsretten har også vektlagt at det samme som skjedde i 2009, gjentok seg i 2010 og 2011 For 2009 kom Oljeskattekontoret til at det var tale om et proforma arrangement og en forskyvning av økonomisk risiko. De samme aktørene benyttet i 2010 og 2011 den samme strukturen og fremgangsmåten for å finansiere alle kostnadene fra staten. Det er altså lagmannsrettens syn at det var en felles forståelse mellom avtalepartene om at det reelle forholdet innad var et annet enn det som det ble skiltet med til skattemyndighetene om oppofrelse og som ga grunnlaget for fradraget. Videre var lånetransaksjonene etter lagmannsrettens syn ikke skattemessig nøytrale. Seismikkjøpene utgjorde den eneste likviditetskilden og ble i sin helhet dekket av staten. I lys av E SAs avgjørelse fra 2018 som tolkningselement vil et slikt tap av skattemessig nøytralitet tilsi at når selskapet dermed ikke selv har båret noen risiko, har oppofring heller ikke funnet sted. Selv om gjelden hadde vært reell, forutsatt et salg uten interessefellesskap, kan det etter lagmannsrettens syn i skattemessig sammenheng ikke være avgjørende, så lenge 22 prosent ikke var tenkt innfridd mellom P GS og F PN. Lagmannsretten er ikke enig at det eksisterer et krav om at underhåndsavtalen ble inngått mellom legitimerte personer. Spørsmålet er den felles forståelsen mellom partene. Uansett var N7 legitimert i P GS. Han inngikk andre avtaler på vegne av P GS. Etter dette anses seismikk vedtaket gyldig, og anken forkastes. 7 Tilleggsskatt for seismikk vedtaket4. 1 Innledning FP N er i seismikk vedtaket ilagt en skjerpet tilleggsskatt på 40 prosent i tillegg til en ordinær tilleggsskatt på 20 prosent for ligningsårene 2010 og 2011 Ankende part bestrider at det er grunnlag for ileggelse av tilleggsskatt. 2 Rettslige rammer Reglene om tilleggsskatt er regulert i skatteforvaltningsloven 14 3 og 14 6 om henholdsvis ordinær tilleggsskatt og skjerpet tilleggsskatt. Av skatteforvaltningsloven 14 3 første ledd følger: Tilleggsskatt ilegges skattepliktig og trekkpliktig som nevnt i 8 8 første og annet ledd, som gir uriktig eller ufullstendig opplysning til skattemyndighetene eller unnlater å gi pliktig opplysning, når opplysningssvikten kan føre til skattemessige fordeler. Ileggelse av ordinær tilleggsskatt forutsetter for det første at det må det foreligge en opplysningssvikt. For det andre må opplysningssvikten gjelde faktiske forhold som kunne føre til skattemessige fordeler. Bestemmelsen innebærer en objektiv vurdering av om det er gitt uriktige eller ufullstendige opplysninger. Skjerpet tilleggsskatt er regulert i skatteforvaltningsloven 14 6 første ledd som lyder: Skjerpet tilleggsskatt ilegges skattepliktig og trekkpliktig som nevnt i 8 8 første og annet ledd, som forsettlig eller grovt uaktsomt gir skattemyndighetene uriktig eller ufullstendig opplysning, eller unnlater å gi pliktig opplysning, når vedkommende forstår eller bør forstå at det kan føre til skattemessige fordeler. Skjerpet tilleggsskatt kan bare ilegges i tillegg til tilleggsskatt etter 14 3Vilkårene for skjerpet tilleggsskatt er dermed de samme som for ordinær tilleggsskatt. I tillegg må skatteyter ha opptrådt forsettlig eller grovt uaktsomt. Det innebærer et krav om at den skattepliktige forstod eller burde forstått at opplysningssvikten kunne ført til en skattemessig fordel. Skatteyter har hovedansvaret for sakens opplysning, jamfør Rt 1999 1087 (Baker Hughes) side 1097 Vurderingen av om selskapet har gitt uriktige eller ufullstendige opplysninger må ta utgangspunkt i selskapets opplysningsplikt. Høyesterett har lagt til grunn at skatteyter har gitt riktige og fullstendige opplysninger når han har gitt alle de opplysninger som han etter en objektiv vurdering burde ha gitt, jamfør Rt 1992 1588 (Loffland). Aktsomhets og lojalitetsstandarden som rettslig norm er streng, jamfør Prop. 1 L (2009 2010) side 63I Ot. nr. 82 (2008 2009) fremgår det at uriktige opplysninger er opplysninger som ikke stemmer med de faktiske forhold, mens begrepet ufullstendige opplysninger favner videre. Opplysninger vil være ufullstendige når skatteyter gir et fortegnet eller ufullstendig bilde av de underliggende realiteter, og skatteyter skulle gitt flere opplysninger. Det er videre et krav at de uriktige eller ufullstendige opplysningene har ført til eller kunne ha ført til fastsetting av for lav skatt. Beviskravet er forskjellig, avhengig av hva som vurderes. Ved vurderingen av vilkårene for å ilegge ordinær tilleggsskatt, er kravet klar sannsynlighetsovervekt. Ved vurderingen av skjerpet tilleggsskatt gjelder prinsippet om at det må være bevist utover enhver rimelig tvil at alle vilkårene er oppfylt. Det vises i denne sammenheng til Ot. nr. 82 sidene 55 57 og 62 63473 Subsumsjonen Lagmannsretten har kommet til at vedtaket om å nekte fradrag var gyldig, som følge av at avtalen om nedbetaling av hele lånet var proforma. Lagmannsretten finner etter en samlet vurdering at dette er bevist utover enhver rimelig tvil og viser til gjennomgangen foran. F PN må dermed anses for å ha gitt skattemyndighetene uriktige eller ufullstendige opplysninger som førte til en skattemessig fordel. Lagmannsretten mener videre at det er hevet over enhver tvil at opplysningene som ble gitt, dannet et feilaktig og fortegnet bilde av den reelle situasjonen. Opplysningene var videre klart egnet til å gi F PN skattemessige fordeler ved at selskapet kom i skattemessig posisjon til å kreve skattefradrag for 100 prosent av seismikkutgiftene uten å ta noen nedside. Dersom F PN hadde gitt korrekte opplysninger, ville det ikke ha blitt utbetalt leterefusjon til selskapet. Lagmannsretten finner det videre bevist utover enhver rimelig tvil at de subjektive vilkårene for ileggelse av skjerpet tilleggsskatt er oppfylt. Lagmannsretten tar her utgangspunkt både i opprettelsen av F PN, avtaleverket og gjennomføringen, samt e postutvekslingen som fant sted i 2008 2010 Lagmannsretten mener på denne bakgrunn at ledelsen i F PN var innforstått med hvilken finansiell situasjon selskapet var i, og at leterefusjonsordningen ble brukt til å finansiere selskapets drift utover den skattefordel leterefusjonen ga tilgang på. Formålet var å utnytte skattesystemet. Ledelsen forsto at opplysningene var egnet til å villede skattemyndighetene, herunder om selskapet hadde hatt en reell oppofrelse på 22 prosent. Lagmannsretten mener at selskapet opptrådte forsettlig. Lagmannsretten mener videre at det ikke er grunnlag for ikke å identifisere skatteyter med denne prosessen. 4 Konklusjon Oppsummert har lagmannsretten kommet til at vilkårene for å ilegge ordinær og skjerpet tilleggsskatt er til stede. Seismikk vedtaket er dermed heller ikke ugyldig på dette punktet og anken forkastes. 5 Endringsadgang Partene er enige om at Oljeskattekontoret har anledning til å endre tidligere skattevedtak når vilkårene for skjerpet tilleggsskatt er oppfylt. Lagmannsretten trenger følgelig ikke ta stilling til dette spørsmålet. 1 Innledning Ankende part har bestridt gyldigheten av Consema vedtaket. Det anføres at det ikke er anledning til å nekte fradrag for henholdsvis 4 413 898 kroner i inntektsåret 2011 og 615 621 kroner i inntektsåret 2012Kostnadene gjelder både et termineringsgebyr som ble betalt fra F PN til Consema og prisjustering knyttet til kjøp av administrative tjenester. Nektelsen av fradraget er gitt med hjemmel i skatteloven 13 1 Om sakens bakgrunn heter det i tingrettens dom sidene 7 8: Den 10 september 2010 inngikk Consema en rammeavtale med F PC om levering av integrerte administrative tjenester til F PC og dets datterselskaper. Avtalen omfattet Høyesterett tjenester, I T tjenester, økonomitjenester samt diverse administrative tjenester. I henhold til punkt 8 i avtalen hadde den en varighet fra 1 juni 2010 til 1 juni 2013Videre fremgår at partenes intensjon var at avtalen etter dette tidspunktet skulle fornyes med 3 år. Avtalen var videre timebasert, jamfør vedlegg til avtalen, og kunne i henhold til punkt 9 heves dersom den annen part vesentlig misligholdt sine forpliktelser og forholdet ikke var brukt i orden innen 30 dager etter mottak av skriftlig varsel. Den 5 desember 2011 inngikk F PC og Consema en termineringsavtale hvor det fremgår at det var enighet om at avtalen skulle avsluttes med virkning fra og med 1 juni 2012 F PC forpliktet seg videre til å betale et termineringsgebyr på kr. 3 500 000, samt kr. 300 000, for fortsatt bruk av en økonomimodell som var utviklet av Consema. F PN var ikke part i verken rammeavtalen eller termineringsavtalen, men i rammeavtalens punkt 2 fremgår at den også gjelder for alle datterselskaper av F PC. Problemstillingen er både skjønnsfastsettelse av prisen på tjenestene og spørsmålet om avtalt pris er justert til armlengdemessig pris. Dernest gjelder saken nektelse av fradrag for termineringsgebyret på 3, 5 millioner kroner. Hjemmel for den rettslige vurderingen er skatteloven 13 1 og det alminnelige tilordningsprinsippet. Oljeskattekontorets vedtak bygger på to forhold, nemlig at Consema gjennom avtalen tok seg vesentlig for godt betalt for tjenestene som de tilbød, samt at termineringsgebyret ikke står i rimelig forhold til en armlengdemessig tapt fortjeneste. I henhold til skatteloven 13 1 første ledd er det anledning til å foreta en strukturell justering og tilhørende skjønnsfastsettelse hvis følgende tre vilkår er oppfylt: Det må for det første være tale om et interessefellesskap mellom skattyteren og en annen person eller selskap. Det må for det andre foreligge en reduksjon av skattyters formue eller inntekt. For det tredje må denne reduksjonen, direkte eller indirekte, skyldes interessefellesskapet. Det er ikke uenighet om at det forelå et interessefellesskap mellom Consema og F PC F PN. Det første vilkåret for skjønnsfastsettelse er med dette oppfylt. Spørsmålet blir imidlertid om F PNs formue og inntekt er redusert, på grunn av interessefellesskapet. 2 Prising av de administrative tjenestene Lagmannsretten ser først på om spørsmålet om Consema tok seg for godt betalt for tjenestene. Ankende part mener at Oljeskattekontorets vedtak hva gjelder prisjusteringen bygger på uriktige faktiske forutsetninger. Dette er noe retten har anledning til å prøve, jf. Rt 2012 1025 (Norland) avsnitt 68 Ankende part gjør gjeldende at F PN har kjøpt helt ordinære og nødvendige administrative tjenester. Oljeskattekontoret tok feil når det i vedtaket ble lagt til grunn at F PN ikke hadde kapital til å betale for tjenestene, utover det kundene forventet å motta i leterefusjon for tjenestene og eventuelt leterefusjon for fakturaer fra andre leverandører, som ikke ble gjort opp. Videre er det feil at fakturaene fra P GS ikke skulle betales kontant, men gjøres opp ved at et lån fra P GS ble konvertert til en forutbestemt aksjepris på 167 kroner. Lagmannsretten er ikke enig i dette. Lagmannsretten mener for det første at F PNs inntekt er redusert som følge av interessefellesskapet, ved at tjenestene har vært klart overpriset. Consemas fortjenestemargin var svært høy, sammenlignet med hva for eksempel Accepta, en uavhengig tjenesteleverandør av tilsvarende tjenester, ville fått. Consema hadde fortjenestemarginer på 85, 6 prosent i 2011 og 94, 5 prosent i 2012 Accepta hadde fortjenestemarginer på i snitt 4, 3 prosent i 2011 og 2012 Det forhold at Consema hadde en så høy fortjenestemargin taler etter lagmannsrettens syn med styrke for at prisen Consema belastet F PN med, ikke var markedsmessig. Sett i sammenheng med selskapets svake finansielle stilling og hvordan selskapet skulle driftes, var dette etter lagmannsretten syn ikke en forretningsmessig rimelig transaksjon, men derimot en transaksjon som kun kan forklares i lys av interessefellesskapet som forelå mellom Consema og F PN. Dette gjelder uavhengig av om tjenestene som ble kjøpt, var reelle eller ikke. Når O SK fant grunn til å anta at det forelå inntektsreduksjon som skyldtes interessefellesskap, og det dessuten var en klar presumsjon for overprising ved en skyhøy fortjenestemargin, er det opp til F PN å påvise at det ikke er riktig, jamfør blant annet Rt 1999 1087 (Baker Hughes). Lagmannsretten kan ikke se at F PN har ført bevis for at det ikke forelå inntektsreduksjon. Vilkårene for skjønnsadgang var dermed oppfylt, jamfør skatteloven 13 1 første ledd. 3 Skjønnsfastsettelsen Ved skjønnsfastsettelse skal prisen settes som om som om interessefellesskap ikke hadde foreligget, jamfør skatteloven 13 1 tredje ledd. Dette hører under det frie forvaltningsskjønn, jamfør Rt 2012 1025 (Norland) avsnitt 62Oljeskattekontorets skjønnsfastsettelse bygget på markedsmessig pris, noe som tilsvarer leverandørens kostnader pluss fortjenestepåslag, den såkalte Transactional Net Margin metoden T NM M metoden, definert i O EC Ds retningslinjer. F PN har ikke anført at denne metoden er brukt på en feil måte. Spørsmålet er inngående behandlet i tingrettens dom. Lagmannsretten kan ikke se at det under ankeforhandlingene er fremkommet nye momenter av avgjørende betydning. Lagmannsretten er videre enig i den fremstillingen som gis i tingrettens dom side 32, der det heter: Oljeskattekontoret har i dette tilfellet benyttet en kost pluss metode eller Transactional Net Margin metoden (T NM M) hvor det tas utgangspunkt i fortjenesten for å beregne forretningsmessigheten av transaksjonen. Dette i motsetning til C UP metoden hvor prisen på tjenesten sammenliknes med observerte priser i andre ukontrollerte transaksjoner. Kostpluss metoden eller T NM M metoden er også anerkjente beregningsmetoder etter O EC Ds retningslinjer side 262 flg. Dette ble også vurdert og gjennomgått i Borgarting lagmannsretts dom L B 2006 88410 (Hydro) hvor det fremgår: O EC Ds retningslinjer gir anvisning på ulike metoder som kan benyttes ved bedømmelse av kontrollerte transaksjoner. Metodene kan imidlertid tillempes den konkrete sak, og det er på det rene at skatteloven 54 tillater bruk av forskjellige metoder for å komme frem til armlengdeprisen, jamfør Rt 2001 1265 (Agrip). I denne saken er det spørsmål om anvendeligheten av kostplussmetoden som tar utgangspunkt i selgers kostnader med påslag for fortjeneste med mer (retningslinjene punkt 232 flg), i forhold til S UP metoden (Sammenlignbar Ukontrollert Prisretningslinjene punkt 26 flg) som i hovedsak innebærer en sammenligning av poliser. En forutsetning for å kunne sammenligne en kontrollert transaksjon med en ukontrollert transaksjon er at de relevante økonomiske aspekter er tilstrekkelig sammenlignbare. Det innebærer at ingen av de forskjeller som foreligger i vesentlig grad vii kunne påvirke prisen, jamfør retningslinjene pkt 115Skatteloven 54 som ble vurdert i lagmannsrettens dom tilsvarer dagens skattelov 13 1 Forutsetningen for å benytte C UP metoden er altså at det foreligger et relevant sammenlikningsgrunnlag, noe Oljeskattekontoret ikke kunne se forelå i dette tilfellet. Nå Oljeskattekontoret har valgt kost pluss metoden eller T NM M metoden, skyldtes dette at Consema ikke hadde kunder utenfor interessefellesskapet som det var mulig å sammenlikne priser medicinae Det forelå heller ingen tilstrekkelige sammenliknbare priser fra andre leverandører som var fastsatt under tilsvarende omstendigheter. Retten kan ikke se at det er godgjort fra saksøkers side at Oljeskattekontoret har benyttet feil metode i dette tilfellet. Retten kan heller ikke se at det er tatt utgangspunkt i et uriktig faktisk grunnlag når det er lagt vekt på det spesielle forholdet som forelå mellom F PN, Consema og E PH. Det er på det rene at styreleder i Consema, N1, hadde eller hadde hatt sentrale roller i alle tre selskaper. Etter at N1 trådte ut av F PN og F PC, representerte han fortsatt aksjonæren Consema. Alle Consemas kunder, herunder F PC og deres datterselskaper, lå innenfor interessefellesskapet. Disse kundene hadde også det til felles at de alle hadde en svak finansiell stilling, hadde krevd leterefusjon fra staten og hadde også blitt nektet skattefradrag og leterefusjon. Lagmannsretten er enig i at F PNs ønskede prisingsmetode (C UP metoden) bare kan brukes hvis den i det konkrete tilfellet er minst like treffsikker ( equally reliable manner ) som andre metoder, jamfør O EC Ds retningslinjer punkt 23 C UP metoden forutsetter at man finner et relevant sammenligningsgrunnlag, jamfør retningslinjene punkt 214 Et relevant sammenligningsgrunnlag mangler i saken her og har heller ikke vært gjenstand for bevisføring i retten. Consema hadde ingen eksterne kunder man kunne sammenlignet medicinae Virksomheten rettet seg utelukkende mot kunder som var i interessefellesskap med Consema. Det foreligger heller ingen tilstrekkelig sammenlignbare timepriser fra andre leverandører fastsatt under tilsvarende omstendigheter. Det eksisterte i alle tilfelle et spesielt forhold mellom Consema og E PH gjennom N1. N1 hadde en nøkkelrolle i Consema, E PH og F PN. Alle Consemas kunder var innenfor interessefellesskapet. Kundene hadde det til felles at de krevde leterefusjon, at de hadde en svak finansiell stilling, og at de ikke kunne betale Consema uten leterefusjonen. Avtalen mellom Consema og F PC ble inngått omtrent samtidig som N1 trådte ut av styret i F PN. Lagmannsretten mener at det er svært usikkert om det ble levert tjenester i et slikt omfang som påstått. tekst utelatt tekst utelatt I N1s e post 22 september 2010 het det: Kjøp av tjenester fra C ON (og P GS) bidrar til cash i banken ved å trekke opp letelån Av N1s e post 16 oktober 2010 fulgte at Consema tilsynelatende fortsatte å levere tjenester uten å få betalt, det vil si at det ble gitt utsettelse pluss lån frem til letelånet ble utbetalt. tekst utelatt Tjenestekjøpene fra Consema var en del av samme pakke som seismikkjøpene, jamfør Heads of Agreement 25 mai 2010 og aksjekjøpsavtalen 15 juli 2010 Det var forutsatt at de skulle få selge tjenester, men uklart hvor mye de leverte. Lagmannsretten er på denne bakgrunn enig med staten i at det er rimelig å se hen til denne usikkerheten rundt antall opplyste solgte timer i selve metodevalget, og at T NM M metoden i en slik situasjon gir et mer presist bilde enn C UP metoden. Oppsummert mener lagmannsretten at vedtaket ikke bygger på uriktige faktiske forutsetninger, og at det derfor ikke er grunnlag for å sette den skjønnsmessige prisingen til side. 4 Termineringsgebyret Innledningsvis bemerkes at det forelå en termineringsavtale mellom F PC og Consema 6 desember 2011, hvor F PC skulle betale tre millioner ved førtidig avvikling av rammeavtalen. Rammeavtalen mellom F PC og Consema ble avsluttet ett år før utløpsdatoen. F PC forpliktet seg da til å betale Consema 3, 5 millioner kroner som kompensasjon for førtidig avvikling av Rammeavtalen. F PN var ikke part i termineringsavtalen. F PN var heller ikke part i rammeavtalen som blir terminert. Likevel krevde F PN fradrag for termineringsgebyret. I tingrettens dom side 34 heter det: Det neste spørsmålet er om det er anledning til å nekte fradrag for termineringsgebyret. Også på dette punkt har saksøker vist til at Oljeskattekontorets vedtak bygger på de samme uriktige faktiske forutsetningene som i Seismikk vedtaket og for vurderingen av prisfastsettelsen i Consema vedtaket. Det er videre anført at termineringsgebyret uansett ikke er et resultat av interessefellesskapet. Oljeskattekontoret har i Consema vedtaket på side 31 33 begrunnet tilsidesettelsen med at termineringsgebyret har medført en reduksjon av selskapets inntekter som skyldes interessefellesskapet. Det kan dermed foretas en strukturell justering som innebærer at termineringsgebyret settes til side for skattemessige formål, jamfør skatteloven 13 1 Retten kan heller ikke her se at saksøker har godtgjort at det foreligger feil ved den vurdering som Oljeskattekontoret har foretatt. Det spesielle forholdet som forelå mellom aksjonæren Consema og datterselskapet F PC og F PN må tillegges vekt også i denne sammenheng. Som tidligere redegjort for, synes det klart at F PN og F PC utelukkende skulle få likvide midler til drift gjennom å kreve fradrag for kostnader og få utbetalt leterefusjon. F PC og F PN manglet etter rettens syn finansiell evne til å inngå en slik avtale som de gjorde med Consema, og det vises i denne sammenheng til at avtalen ble inngått i en periode hvor spørsmålet om å begjære opphør stadig var til diskusjon. Det vises først til brevet fra revisor N11 datert 13 april 2010 til F PN der det fremgikk at selskapet måtte iverksette nødvendige tiltak til sikring av kreditorenes interesser og fortsatt drift i selskapet. Hvis slike tiltak ikke kunne gjennomføres, måtte selskapet begjære oppbud. Videre vises til møtereferat fra styremøtet 24 november 2011, sitert over, hvor den kritiske finansielle situasjonen ble diskutert. Det fremstår da lite rasjonelt for selskapet å binde seg til en tre års avtale med intensjon om fornyelse i tre nye år med Consema i en periode hvor selskapet vurderte om det var grunnlag for videre drift. Det forhold at F PN manglet evne til å betale for de administrative (tjenestene som de hadde gått til anskaffelse av fremgår blant annet i toe poster fra N1 til N3, daglig leder i F PN, henholdsvis 22 september 2010 og 16 oktober 2010 Temaet i e postene var mellomfmansiering av F PNs utgifter frem til selskapet fikk utbetalt letelån fra D NB som var sikret i kravet på leterefusjon. Av e posten av 22 september 2010 fremgår: Jeg kan bekrefte at Consema vil toppe opp P OS sitt N OK 2, 5 mill lån med N OK 1, 5 mill som mellomfmansiering inntil lete lånet blir utbetalt fra D NB. Jeg ønsker ikke å være vanskelig, men synes det kan være greit å poengtere et par fakta og utfordringer i saken: Utover aksjekapitalen på 1 mill innbetalt av samtlige aksjonærer (litt mindre når N MU kommer inn) så skulle selskapet ene og alene fundes med letelån fra D NB og en konvertibel lånefasilitet fra P GS P GS skulle ha veto i styret ang bruk av lånefasiliteten og vi har alle (i alle fall jeg) vært klar over hvilke begrensninger som ligger i dette (mao det må kjøpes spesifikke produkter tjenester et cetera som geares med letelån for at denne fasiliteten skal kunne utnyttes). Med andre ord så er det ikke bare lete lånet som må på plass før vi har cash i banken vi må også kunne kjøpe produkter tjenester som tillater dette fint hvis vi kan diskutere dette i morgen slik at vi er sikre på at det er en back to back løsning så snart lete lånet er fritt... (... ) Uansett så har vi en utfordring med kortsiktig finansiering. Dette burde vi vært klar over tidligere (basert på punktene over) og flagget ovenfor samtlige aksjonærer et mulig behov for å måtte gå inn med risikokapital på kort sikt. I e post 16 oktober 2010 bekreftet også N1 at Consema i en mellomperiode ikke ville ta seg betalt for de tjenester som de solgte til F PN: Further to aur discussion regarding short term financing of Fortis I propose and confirm the following: (... )3. Further, Consema will not demand payment of its invoices until the D NB loan has been released. Consema is also progressing the 1, 5 mill loan application for short term financing and expect to have such a facility approved within the next 3 4 weeks. E postene bekrefter etter rettens syn at F PC og F PN ikke var i noen posisjon til å inngå den aktuelle avtalen om kjøp av administrative tjenester fra Consema. Avtalen med bindingstid i tre år, og med en intensjon om forlengelse i ytterligere tre år fremstår ikke forretningsmessig rimelig eller naturlig sett i lys av selskapets finansielle posisjon, men kan bare forklares i det interessefellesskapet som forelå mellom selskapet, og behovet selskapet hadde i å få tilgang til likviditet til videre drift gjennom utbetaling av leterefusjon. Det forhold at det oppstod en konflikt mellom Consema og F PN og de øvrige aksjonærene på et senere tidspunkt, er etter rettens syn av mindre betydning all den tid termineringsgebyret har sitt utgangspunkt i en forpliktelse som ikke anses forretningsmessig rimelig eller naturlig. Retten er etter dette enig i Oljeskattekontorets vurdering i Consema vedtaket side 34 om at termineringsgebyret kan settes til side for skattemessige formål, og at F PN nektes fradrag for denne kostnaden. Retten kan da heller ikke se at Consema vedtaket er ugyldig på dette punkt. Lagmannsretten er enig i tingrettens fremstilling og kan ikke se at bevisførselen under ankeforhandlingene stiller saken i noe annet lys. Videre bemerkes særlig: Det følger for det første av ulovfestede tilordningsprinsipper at fradraget bare kan kreves av den som er privatrettslig forpliktet. Det er ingen avtale om viderebelastning fra F PC til F PN og ingen andre bevis som forklarer slik viderebelastning. I den grad det i skattemessig forstand eksisterte en forpliktelse til å betale termineringsgebyret, lå den derfor hos F PC, og ikke hos F PN. Et etter vår tidsregning fradrag måtte da tilordnes F PC, og ikke F PN. Konklusjonen er etter lagmannsrettens syn at ankende part ikke kan fradragsføre termineringsgebyret. Rammeavtalens bestemmelse om tre års bindingstid er også tilsidesatt etter skatteloven 13 1, jamfør O EC Ds retningslinjer punkt 165 om strukturell justering. Dette er grundig vurdert i vedtaket, og lagmannsretten slutter seg til denne vurderingen. Lagmannsretten er enig med staten i at uavhengige parter ikke ville forpliktet seg til en treårig avtale under de aktuelle omstendigheter, da det ikke fantes noe kommersielt rasjonelt grunnlag for det. Det var ikke avtalt noen motytelse til F PN. Når F PN dessuten manglet finansiell evne til å betjene avtalen, var det ikke rasjonelt å binde seg i tre år. Uansett var det hensett til interessefellesskapet ingen grunn til å frykte at utløp av bindingstid ville føre til at man mistet Consema som leverandør. Lagmannsretten påpeker videre at Consema ble varslet seks måneder i forveien og hadde en tapsbegrensningsplikt. Engangsvederlaget sto etter lagmannsrettens syn dessuten ikke i et rimelig forhold til en tapt fortjeneste, basert på riktig prising. Denne er, slik lagmannsretten har fått opplyst, 324 ganger så høyt som Consemas forventede fortjeneste i gjenværende kontraktsperiode, med prising basert på 2011 tall. Det er ikke dokumentert at Consema pådro seg noen kostnader som følge av den førtidige termineringen. tekst utelatt Lagmannsretten har bygget på et annet rettsgrunnlag, som leder til samme resultat, men er også enig i den vurderingen tingretten gjør. Ankende part har også anført at utbetalingen av termineringsgebyret ikke var en konsekvens av interessefellesskapet, men skyldtes uenighet mellom aksjonærene. Lagmannsretten har ikke funnet noen bevismessig dekning for dette og påpeker at bindingsperioden på tre år i rammeavtalen var avtalt før det tilsynelatende oppsto uenighet mellom aksjonærene. Oppsummert kan ikke lagmannsretten se at vedtaket er ugyldig og anken forkastes. 6 Konklusjon og sakskostnader Anken har etter dette ikke ført frem. Staten v Oljeskattekontoret har for lagmannsretten fått medhold fullt ut, og skal etter hovedregelen i tvisteloven 20 2 første ledd, jamfør annet ledd, ha full erstatning for sine sakskostnader. Det foreligger ikke grunnlag for å frita ankende part helt eller delvis fra erstatningsansvaret etter tvisteloven 20 2 tredje ledd. Statens prosessfullmektig har krevd dekket sakskostnader for lagmannsretten med 764 800 kroner. Kostnadene er rimelige og nødvendige, jamfør tvisteloven 20 5 første ledd. Det tilkjennes derfor erstatning for sakskostnader for lagmannsretten som krevd. Dommen er ikke avsagt innen lovens frist da saken har vært arbeidskrevende. D OM SS LU TN IN G: 1. Fortis Petroleum Norway A S erstatter sakskostnadene til staten ved Oljeskattekontoret for lagmannsretten med 764 800 syvhundreogsekstifiretusen åttehundre kroner senest to uker etter at dommen er forkynt.
Oljeskattekontoret fattet vedtak om å nekte et oljeselskap fradrag for kjøp av seismiske data knyttet til leting etter olje i Nordsjøen og ileggelse av skjerpet tilleggsskatt, samt vedtak om å nekte selskapet fradrag for blant annet administrative tjenester. Lagmannsretten kom til at vilkåret for fradrag i skatteloven 6 1 om pådratte kostnader fra skatteyters side ikke var oppfylt, og at det var grunnlag for å ilegge ordinær og skjerpet tilleggskatt. Lagmannsretten fant videre at de administrative tjenester og et termineringsgebyr var fastsatt i et interessefellesskap og for et skattemessig formål ikke armlengdemessig priset. Vedtakene ble ansett som gyldige. Henvisninger: Skatteloven 6 1