Prop. 80 S (2017–2018) - KonKraft · 2018. 5. 4. · 10 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten flere nye utbyggingsprosjekter

Prop. 80 S(2017 – 2018)

Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak)

Pro

p. 8

0 S (2

01

7–2

01

8)

Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for oljeog gassvirksomheten

Utbygging og drift av Johan C

astberg-feltet med status for oljeog gassvirksom

heten

Bestilling av publikasjoner
Offentlige institusjoner:Departementenes sikkerhets- og serviceorganisasjonInternett: www.publikasjoner.dep.noE-post: [email protected]: 22 24 00 00 Privat sektor:Internett: www.fagbokforlaget.no/offpubE-post: [email protected]: 55 38 66 00 Publikasjonene er også tilgjengelige påwww.regjeringen.no Trykk: 07 Media – 04/2018
07 MEDIA – 2041 0379

MIL

JØ

MERKET TRYKKERI

2 Prop. 80 S 2017–2018Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for oljeog gassvirksomheten

Innhold

Del I Innledning og sammendrag ..... 7

1 Innledning og sammendrag ..... 91.1 Innledning ....................................... 91.2 Status for petroleums-

virksomheten .................................. 91.3 Utbygging og drift av

Johan Castberg-feltet ..................... 10

Del II Status for petroleums-virksomheten ............................... 11

2 Status for petroleums-virksomheten ............................... 13

2.1 Den globale energisituasjonen ..... 132.1.1 Økende befolkning og høyere

levestandard .................................... 132.1.2 Voksende oljeetterspørsel og

høyere oljepris ................................ 142.1.3 Rekordmye norsk gass til Europa 162.1.4 Langsiktig velstandsutvikling og

energiomlegging ............................ 192.1.5 Lønnsomme norske ressurser ...... 222.2 En næring med store fremtids-

muligheter ....................................... 222.2.1 Halvparten av ressursene igjen ..... 232.2.2 Høy verdiskaping og store statlige

inntekter .......................................... 242.2.3 En teknologinæring med 200 000

arbeidsplasser og store ringvirkninger ................................. 25

2.2.4 Sikker og ren leting, utbygging og drift ............................................. 26

2.2.5 Eksisterende felt og nye utbygginger .................................... 30

2.2.6 Leteaktivitet og pågående konsesjonsrunder ........................... 34

2.2.7 Oljeselskaper som både kan og vil 362.3 Regjeringens petroleumspolitikk .. 372.3.1 Fortsatt stabile og forutsigbare

rammebetingelser .......................... 382.3.2 Tildele attraktivt leteareal .............. 392.3.3 Aktiv innsats innen forskning og

utvikling .......................................... 402.3.4 Ren, energieffektiv og lønnsom

produksjon ...................................... 422.3.5 En effektiv og konkurransedyktig

petroleumsnæring .......................... 42

2.3.6 God samhandling med andre brukere av havet ............................ 43

Del III Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet ............................. 45

3 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet ............................. 47

3.1 Innledning ...................................... 473.2 Ressurser og produksjon .............. 473.3 Utbyggingsløsning ........................ 483.4 Investeringer og lønnsomhet ....... 503.5 Vesentlige kontraktsmessige

forpliktelser .................................... 513.6 Områdevurdering .......................... 523.7 Nærmere om en mulig

omlastningsterminal for råolje ..... 523.8 Disponering av innretningen ........ 53

4 Konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet .................. 54

4.1 Innledning ...................................... 544.2 Utslipp til luft .................................. 544.3 Utslipp til sjø ................................... 554.4 Arealbeslag og fysiske inngrep .... 564.5 Samfunnsmessige konsekvenser .. 56

5 Myndighetenes vurdering av plan for utbygging og drift av Johan Castberg-feltet ........... 58

5.1 Arbeids- og sosialdepartementets vurdering ........................................ 58

5.2 Oljedirektoratets vurdering .......... 585.3 Olje- og energidepartementets

vurdering ........................................ 61

6 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE ...................................... 64

7 Konklusjoner og vilkår ............. 65

Forslag til vedtak om utbygging og drift av Johan Castberg-feltet .................... 66

Vedlegg1 Høring av konsekvensutredning

for Johan Castberg-feltet ............... 67

Prop. 80 S(2017–2018)



Tilråding fra Olje- og energidepartementet 10. april 2018, godkjent i statsråd samme dag.

(Regjeringen Solberg)


Del IInnledning og sammendrag


2017–2018 Prop. 80 S 9Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for oljeog gassvirksomheten

1 Innledning og sammendrag

1.1 Innledning

Departementet mottok 5. desember 2017 søknadom godkjenning av plan for utbygging og drift(PUD) av Johan Castberg-feltet. Utbyggingen fore-legges Stortinget gjennom denne proposisjonen.

Petroleumsnæringen har de siste årene værtgjennom en nødvendig omstillingsprosess. Delerav næringen har det fortsatt tøft på grunn av over-kapasitet. Et løft i effektivisering og nyskaping varpåkrevd etter oljeprisfallet i 2014. Sett i lys avdette, gis det i proposisjonen også en status forutviklingstrekk i næringen og på norsk sokkel,samt omtale av regjeringsplattformen. Proposisjo-nens del 1 inneholder et sammendrag av proposi-sjonen. Del 2 gir status for petroleumsvirksomhe-ten, mens planen for utbygging av Castberg-feltetbehandles i del 3.

1.2 Status for petroleums-virksomheten

Petroleumsvirksomheten er vår største næringnår det gjelder ringvirkninger, verdiskaping oginntekter til staten. Petroleumsressursene er detnorske folks eiendom. Petroleumsskattesystemetog Statens direkte økonomiske engasjement(SDØE) sikrer at en stor andel av den ekstraordi-nære avkastningen fra petroleumsutvinningen til-faller fellesskapet. I 2017 bidro olje og gass med168 mrd. kroner til statskassen, eller over 30 000kroner per innbygger. Om lag syv pst. av samletsysselsetting, eller i underkant av 200 000 perso-ner, var tilknyttet petroleumsnæringen i 2016.

Ressursregnskapet indikerer at om lag halv-parten av de totale petroleumsressursene pånorsk sokkel er produsert. Av de gjenværenderessursene er nærmere 44 pst. anslått å ligge ieksisterende felt, drøyt ni pst. i ikke-besluttedefunn, mens om lag 47 pst. gjenstår å finne.

Etterspørselen fra leting, utbygging, drift ognedstengning på norsk sokkel utgjør samlet settet marked på over 200 mrd. kroner per år. Dette eret marked der norskbaserte leverandører harvært konkurransedyktige og derfor har vunnet

mange oppdrag. Siden 2000-tallet har norsk leve-randørindustri også gradvis økt sin aktivitet i uten-landske markeder, og flere norske bedrifter haropparbeidet betydelige markedsposisjoner inter-nasjonalt. I 2016 kom om lag 35 prosent av omset-ningen fra internasjonal virksomhet. Leverandø-rer som helt eller delvis leverer til petroleumsvirk-somheten består av over 1 100 selskaper over helelandet. Denne etterspørselen fra aktiviteten påsokkelen gir følgelig store ringvirkninger på fast-landet. Ressursinnsatsen i utforskning og utvin-ning av petroleum gir positive læringseffekterikke bare mellom leverandørbedrifter, men ogsåmellom bedrifter i petroleumsnæringen og andredeler av økonomien.

Over tid har HMS-nivået i petroleumsvirksom-heten utviklet seg i en positiv retning, og myndig-hetene og partene i næringen er enige om at sik-kerhetsnivået i næringen i Norge er høyt. Hensy-net til det ytre miljø og andre næringer har frastarten vært en integrert del av forvaltningen avaktiviteten på sokkelen. Dette gjelder i alle faserav virksomheten – fra åpning av nye områder, viatildelinger av utvinningstillatelser og til gjennom-føring av leting, utbygging, drift og avslutningenav et felt.

Ved årsskiftet 2017/2018 var det 85 produse-rende felt på norsk sokkel, 66 i Nordsjøen, 17 iNorskehavet og to i Barentshavet. Dette er lønn-somme felt som bidrar med inntekter både til sel-skapene og til staten. Produksjonen er robustogså mot perioder med relativt sett lave priser påolje og gass. Aktivitetsnivået på norsk sokkel erhøyt både i absolutte tall og i historisk perspektiv.Ressurstilveksten fra nye funn har de siste årenevært lav. Dersom det ikke blir gjort nye, størrefunn vil dette medføre redusert investeringsaktivi-tet på mellomlang sikt. Det er god interesse franæringen for videre utforskning av norsk sokkel.

I 2017 ble det fattet investeringsbeslutning ogsendt inn plan for utbygging og drift for ti felt.Disse lønnsomme utbyggingsprosjektene har ensamlet investering på over 120 mrd. kroner. De tiutbyggingene er samlet anslått å gi grunnlag fornesten 110 000 årsverk i Norge fordelt over flereår. Det er forventet investeringsbeslutning på


flere nye utbyggingsprosjekter også i 2018 og2019. De tre største prosjektene som har planlagtinvesteringsbeslutning i 2018 har alene et samletinvesteringsanslag på om lag 70 mrd. kroner.

De siste årene, og særlig etter oljeprisfallet i2014, er det gjennomført en rekke tiltak i nærin-gen for å øke produktivitet og effektivitet og redu-sere kostnadsnivået. Tiltakene har gitt resultaterog vises både i form av lavere investeringskostna-der for nye prosjekter, reduserte kostnader påutvinningsbrønner på felt i drift og i redusertedrifts- og letekostnader. Dette er viktige tiltak for åsikre norsk sokkels konkurransekraft.

Hovedmålet i petroleumspolitikken er å leggetil rette for lønnsom produksjon av olje og gass i etlangsiktig perspektiv. Samtidig skal en stor andel avverdiskapingen tilfalle den norske stat, slik at denkan komme hele samfunnet til gode. Norsk petrole-umspolitikk fungerer godt. Regjeringen vil videre-føre en stabil, langsiktig petroleumspolitikk.

1.3 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

Castberg-feltet er det hittil største oljefeltet som erfunnet i Barentshavet. Feltet omfatter utbyggingav tre funn; Skrugard, Havis og Drivis. Det er ope-ratøren Statoil, på vegne av rettighetshaverne Sta-toil Petroleum AS, Eni Norge AS og Petoro AS,som har levert utbyggingsplanen.

Feltet har fått navnet etter Johan Castberg, enav de mest innflytelsesrike norske politikerne i før-ste del av 1900-tallet. Castberg er særlig knyttet tilkonsesjonslovene for vannkraftutbygging av 1909som blant annet inneholdt hjemfallsretten. Disselovene er ofte kalt «De Castbergske konsesjonslo-ver». Han var Norges første sosialminister og en avde mest markerte sosialpolitikerne i de første tiå-rene av 1900-tallet, og er blant annet kjent for inn-føringen av de såkalte «Castbergske barnelovene».

Castberg-feltet blir den tredje feltutbyggingen iBarentshavet og ligger om lag 240 km nordvest forHammerfest. Snøhvit-feltet ligger om lag 100 kmsør for og Goliat-feltet om lag 150 km sørøst forCastberg-feltet. Det er således lang avstand bådetil land og eksisterende oljerelatert infrastruktur.Vanndypet i området er omtrent 400 meter.

Castberg-feltet planlegges utbygd med et fly-tende produksjons- og lagerskip og et tilknyttethavbunnsanlegg. Utbyggingsløsningen gir godfleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i feltetog til å fase inn eventuelle tilleggsressurser iområdet. Oljen skal lastes fra produksjonsskipetover til skytteltankere for videre transport.

Forventede utvinnbare oljereserver for Cast-berg-feltet er beregnet til 88,7 mill. standardkubikkmeter (Sm3), eller 558 mill. fat olje. Planlagtproduksjonsstart er 4. kvartal 2022, og forventetproduksjonsperiode er 30 år. Totale, forventedeinvesteringer til utbygging av Castberg-feltet belø-per seg til 47,2 mrd. 2017-kroner. Utbyggingen harhøy forventet lønnsomhet. Forventet nåverdi førskatt med syv pst. realrente er beregnet til 74,2mrd. 2017-kroner. Utbyggingen er lønnsom vedoljepriser på over 31 US dollar per fat.

Operatøren planlegger å legge driftsorganisa-sjonen til Harstad og helikopter- og forsyningsba-sen til Hammerfest.

Det er gjennomført konsekvensutredning forutbyggingen. Konsekvensutredningen har ikkeavdekket forhold som tilsier at prosjektet ikke børgjennomføres eller at det bør gjennomføres avbø-tende tiltak utover de omfattende tiltakene somligger til grunn for utbyggingsplanen. Olje- ogenergidepartementet anser utredningsplikten forCastberg-feltet som oppfylt.

I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter,avgifter og SDØE-ordningen vil utbyggingen med-føre betydelige aktiviteter i forbindelse medutbygging og drift, samt gi inntekter og betydeligsysselsetting i norske bedrifter. Nasjonale syssel-settingsvirkninger i utbyggingsfasen er i konse-kvensutredningen beregnet til om lag 47 000årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden2017–2024. I driftsperioden er nasjonale sysselset-tingsvirkninger beregnet til i overkant av 1 700årsverk i et normalt driftsår.

Utbyggingen av feltet vil gi positive ringvirk-ninger for Nord-Norge i både utbyggings- ogdriftsfasen. Samlede regionale sysselsettingsvirk-ninger i Nord-Norge i utbyggingsfasen er av ope-ratøren beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav ioverkant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finn-mark. Årlige, regionale sysselsettingsvirkninger idriftsfasen er beregnet til om lag 470 årsverk i etnormalt driftsår, hvorav 265 årsverk i Nord-Tromsog Finnmark.

Basert på operatørens planer og vurderingergjort av sikkerhetsmyndighetene og Oljedirekto-ratet fremstår utbyggingen av Castberg-feltet somet samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust pro-sjekt som kan gjennomføres samtidig som hensyntil helse, arbeidsmiljø, sikkerhet, det ytre miljø ogfiskeriinteresser ivaretas. Departementet menerderfor at utbyggingsplanen for Castberg-feltet kangodkjennes med de vilkår som fremgår av denneproposisjon. Vilkårene er blant annet knyttet til ålegge til rette for god ressursforvaltning.

Del IIStatus for petroleumsvirksomheten



2 Status for petroleumsvirksomheten

2.1 Den globale energisituasjonen

Verdens befolkning øker og behovet for vel-standsøkning er stort. Det krever tilgang til merenergi. Fortsatt er det omfattende bruk av tradi-sjonelle energiformer i mange land med tilhø-rende store negative konsekvenser for helse ogvelstand. Innsatsen for å nå de globale klimamå-lene må intensiveres. FNs bærekraftsmål speilerhelheten i utfordringene verden står overfor pådisse områdene.

Verdens etterspørsel etter olje og gass har øktde siste årene. Det kreves store, nye investeringer iproduksjonskapasitet globalt bare for å dekke falleti produksjon fra eksisterende felt. Olje fra norsksokkel dekker i underkant av to pst. av verdens olje-etterspørsel, men gir store inntekter og medførertitusenvis av arbeidsplasser i Norge. Gassproduk-sjonen fra norsk sokkel er høyere enn noen gang,og bidrar til sikker og renere energiforsyning hosvåre handelspartnere i Europa. Gjennom en fortsattaktiv petroleumspolitikk vil regjeringen legge tilrette for lønnsom produksjon av oljeog gassresur-sene i et langsiktig perspektiv. Dette vil bidra til godressursforvaltning, langsiktig verdiskaping, fortsattgode velferdsordninger og høy sysselsetting. Gjen-nom å lykkes med dette vil dagens eksportnivå avgass til Europa kunne opprettholdes på et høyt nivåover tid. Dette vil også bidra til at den langsiktigenedgangen i Norges andel av det globale oljemarke-det skjer mer gradvis.

2.1.1 Økende befolkning og høyere levestandard

Det blir stadig flere mennesker i verden. Verdensbefolking har vokst med om lag 1 mrd. mennes-ker fra 2004 til 2016. Siden 1967 er økningen omlag fire mrd., en gjennomsnittlig nettoøkning påom lag 220 000 mennesker pr. dag. På knapt fireuker øker befolkningen i verden tilsvarende antal-let nordmenn og i løpet av ett år tilsvarende Tysk-lands befolkning.

De siste tiårene har det skjedd en positiv vel-ferdsøkning globalt. Antallet mennesker som leveri dypeste fattigdom er redusert, jf. figur 2.1. Antal-

let innbyggere i middelklassen har økt i alle ver-densdeler, men klart sterkest i Asia, der det harøkt med godt over én mrd. mennesker siden 1990.

Økt tilgang på energi har vært avgjørende fordenne utviklingen. Gjennomsnittlig energiforbruki verden har økt fra i overkant av tre kg oljeekviva-lenter (o.e.) per innbygger daglig i 1965 til i over-kant av fem kg i 2015. Siden år 2000 har gjennom-snittlig energiforbruk per innbygger økt med nær-mere 20 pst. Økningen i energietterspørselen harvært sterkest i de fremvoksende økonomiene.Uten økt tilgang til energi ville ikke denne globalevelferdsøkningen og positive sosiale utviklingenfunnet sted.

Det er fortsatt store forskjeller mellom rike ogfattige regioner når det gjelder energibruk, ogenergifattigdom er fortsatt utbredt. Om lag énmrd. mennesker lever uten tilgang til elektrisitet,mens om lag 2,5 mrd. mennesker bruker foruren-sende biomasse til matlaging. Dette utgjør en vik-tig global utfordring som må løses. Et av FNsbærekraftsmål er å sikre tilgang til pålitelig, bære-kraftig og moderne energi til en overkommeligpris for alle.

Kina har siden årtusenskiftet opplevd enenorm velstandsøkning som har globale effekter.

Figur 2.1 Verdens befolkning og antall fattige (US dollar, faste priser og kjøpekraftsparitet (2011), 1980–2040)

Kilde: FN, Verdensbanken

- 1 2 3

4 5 6 7

8 9

10

1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040

Mrd

. men

nesk

er

Under $5,50 per dag

Under $3,20 per dag

Under $1,90 per dag Verdens befolkning


Landets bruttonasjonalprodukt har seksdobletseg til å bli verdens største målt i kjøpekraft, ogenergibruken har tredoblet seg. I 2016 stod Kinafor nærmere en fjerdedel av verdens totale energi-bruk, 40 pst. mer enn det nest største landet somer USA. Samtidig er det gjennomsnittlige vel-standsnivået i Kina i dag fortsatt lavt sammenlig-net med i OECD-landene, og energiforbruket perinnbygger er om lag halvparten av snittet i OECD.

Total energibruk har globalt økt med nær-mere 40 pst. siden årtusenskiftet, jf. figur 2.2. Kull-forbruket har i perioden økt med nesten to trede-ler, men har flatet ut de siste årene. Olje og gassdekker i dag 54 pst. av energietterspørselen, ogbruken har økt med henholdsvis 24 og 44 pst.siden år 2000. Fornybar energi fra sol og vind harøkt kraftig de siste årene, men fra et lavt nivå.

Globale CO2-utslipp har økt siden årtusenskif-tet, særlig som følge av den sterke økningen ibruk av kull. Utslippene har i perioden 2000 til2015 økt med om lag 40 pst. Over 60 pst. av denneutslippsveksten, 5 500 mill. tonn CO2 eller om lag100 ganger de årlige norske utslippene, stammerfra økt kullbruk. I perioden 2014–2016 har utslip-pene flatet ut.

I de seneste årene har sammenhengen mellomøkonomisk vekst og energibruk vært svakere.Dette skyldes blant annet mer effektiv bruk avenergi, samtidig som global økonomisk vekst istørre grad kommer av aktivitet med lavere ener-giintensitet.

2.1.2 Voksende oljeetterspørsel og høyere oljepris

Den globale etterspørselen etter olje har økt overtid, jf. figur 2.3. I perioden 2006–2016 vokste etter-

spørselen med om lag 11 mill. fat per dag, eller omlag seks ganger årlig norsk produksjon. De sisteårene har etterspørselsveksten vært sterkere ennårene før. I 2015, 2016 og 2017 økte etterspørselenmed hhv. 1,9, 1,3 og 1,6 mill. fat per dag. Veksten i2018 forventes også å bli sterk.

Det er tre store oljeproduserende land globalt:Russland, Saudi Arabia og USA, jf figur 2.4. I til-legg er det flere mellomstore og en rekke mindreprodusentland, inklusive Norge.

Oljeproduksjonen på norsk sokkel har faltmed 42 pst. siden toppåret 2001, og norsk oljepro-duksjon utgjør nå om lag 2,1 pst. av verdens olje-produksjon. Denne andelen er i en langsiktig, ned-adgående trend, jf. figur 2.5, men kan øke kortsik-tig når nye store felt, som Sverdrup-feltet, kom-mer i produksjon.

Et viktig utviklingstrekk i oljemarkedet detsiste tiåret er veksten av oljeproduksjon direktefra kildebergartene. Økt tilbud av olje særlig fraskiferoljeproduksjon i USA, men også fra oljesandi Canada, var en hovedårsak til at det oppsto til-budsoverskudd i oljemarkedet og bidro til olje-prisfallet i 2014.

Oljemarkedet er på vei ut av perioden med til-budsoverskudd. Fallet i oljeprisen i 2014 bidro tiløkt etterspørselsvekst etter olje, svakere utviklingi produksjon av skiferolje og et generelt kutt iinvesteringsnivået i næringen. Skiferoljeproduk-sjonen i USA er den delen av den globale produk-sjonen som reagerer raskest på oljeprisendringer.I tillegg inngikk Organisasjonen for oljeeksporte-

Figur 2.2 Vekst i energiforbruk og fordelt på energibærer over tid

Kilde: IEA Key World Statistics 2017

2

4

6

8

10

12

14

16

1971 1977 1983 1989 1995 2001 2007 2013

Mrd

. ton

n ol

jeek

v.

Annet Biobrensler Vannkraft Atomkraft Gass Olje Kull

Figur 2.3 Utviklingen i verdens oljeforbruk fordelt på region siden 1990

Kilde: IEA

-

20

40

60

80

100

1990 2000 2010 2016

Mill

ione

r fat

per

dag

Asia

Afrika

Latin-Amerika

Midtøsten

Tidl. Sovjetunionen

Oseania

Europa

Amerika (OECD)


rende land (OPEC) og ti andre land høsten 2016en avtale om å begrense sin oljeproduksjon.

I 2017 var veksten i oljeetterspørselen betyde-lig. Samtidig var det begrenset vekst i oljeproduk-

sjonen, og kuttavtalen mellom OPEC og ti andreland har i stor grad blitt overholdt. Dette har gitten bedre balanse i oljemarkedet, og er en viktiggrunn til at oljeprisen steg betraktelig i løpet av2017, jf. figur 2.6.

Fundamentale forhold tyder på at det blir enskjør balanse mellom tilbud og etterspørsel av oljei 2018 og 2019. Det forventes robust etterspørsels-vekst, mens tilbudssiden er preget av større usik-kerhet. Det er usikkerhet rundt kuttavtalen,omkring videre produksjonsøkning fra skiferolje,samt risiko for produksjonsbortfall fra oljeprodu-serende land som Libya, Nigeria og Venezuela.

På mellomlang sikt kan det oppstå et tilbuds-underskudd som følge av reduksjonen i oljesel-skapenes investeringer i nye prosjekter etter olje-prisfallet i 2014. Effekten av dette er at færre nyefelt starter opp de nærmeste årene.

Oljefelt er ikke «fabrikker» som produsererjevnt over tid. En typisk produksjonsprofil fra etfelt/prosjekt er avtagende over tid som følge av atreservoarene tømmes som følge av produksjonen.Fallende produksjon fra gjennomførte investerin-ger i produserende oljefelt skaper derfor behovfor investeringer i ytterligere produksjonskapasi-tet for å opprettholde et gitt produksjonsnivå.Dette gjelder også på norsk sokkel. Stadig nyeutbygginger og tiltak for økt utvinning er nødven-dig for å begrense fallet i norsk produksjon overtid. Gjennom den aktive petroleumspolitikkenregjeringen fører vil det være mulig å begrensefallet i norsk oljeproduksjon også etter 2025.

Behovet for nye investeringer globalt er blantannet illustrert i en analyse fra konsulentselskapetIHS Markit. I analysen anslås det at i 2025 vil detvære behov for om lag 22 mill. fat pr. dag oljepro-duksjon fra nye felt/tiltak, jf. figur 2.7. Rundt 16mill. fat trengs for å erstatte forventet fall i produk-sjonen fra dagens produserende felt, mens om lag6 mill. vil dekke forventet etterspørselsvekst framtil 2025. De om lag 22 mill. fat per dag forventes

Figur 2.4 Oljeproduksjon fra utvalgte land (2016)

Kilde: IEA

0 5 10 15

Saudi-Arabia

Irak

Iran

UAE

Kuwait

Qatar

USA

Canada

Mexico

Russland

Kasakhstan

Kina

Nigeria

Algerie

Angola

Libya

Brasil

Venezuela

Norge

Millioner fat per dag

Figur 2.5 Norsk oljeproduksjon som andel av verdens oljeproduksjon over tid

Kilde: Oljedirektoratet og IEA

0 %

1 %

2 %

3 %

4 %

5 %

1990 2000 2010 2020 2030 2040

Historisk "New policies scenario" "Sustainable development scenario"

Figur 2.6 Oljeprisutvikling siden år 2000 (Brent, dollar per fat, løpende priser)

Kilder: Intercontinental exchange (ICE)

- 20 40 60 80 100 120 140 160

2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018

USD

per

fat


delvis å komme fra økt produksjon av skiferolje(4,2 mill.) eller andre pågående feltutbygginger(5,1 mill.). Over halvparten av det økte behovet(12,4 mill. fat pr. dag) må derimot dekkes av nyeinvesteringer i form av utbygginger eller tiltak forøkt utvinning.

2.1.3 Rekordmye norsk gass til Europa

Naturgass er en energikilde med en rekke godeegenskaper og bruksområder. Gass brukes tiloppvarming, som råstoff og energikilde i industri-elle prosesser, som drivstoff i transport og til elek-trisitetsproduksjon. Gass er en rimelig og effektivmåte å dekke energibehovet på og dermed bidratil velstandsutvikling i ulike land. Gass har lavtkarboninnhold sammenliknet med kull og gir der-for reduserte klimagassutslipp når det erstatterkull. Bytte fra kull til gass gir også bedre lokal luft-kvalitet. Lokal luftforurensning er et alvorlig pro-blem i mange storbyer. Gass er en fleksibel og til-gjengelig energikilde som er velegnet også somback-up for variabel, fornybar energiproduksjon.

Gass står for 20–25 pst. av primært energifor-bruk i verden og i Europa, og kan bidra til en merbærekraftig energiutvikling på tre måter: gjennomå gi rimelig og stabil tilgang til energi, gjennom åfortrenge bruk av kull og gjennom å støtte oppunder fornybar energiproduksjon. Gassens kvali-teter og fleksibilitet som energikilde og råstoffgjør at den vil ha en sentral rolle i det globale ener-

gisystemet fremover. Et kommersielt gjennom-brudd for CO2-håndtering vil kunne bidra til å fri-koble brenning av gass og utslipp av CO2.

Norsk gasseksport gjør det enklere for aktøreri Europa å fatte beslutninger om å fase ut kull ikraftforsyningen. Storbritannia, som dekker 40pst. av sitt gassforbruk med import fra Norge, harredusert kullbasert kraftproduksjon med mer enn60 pst. siden 2015, jf figur 2.8. For en stor del erdet gasskraft som har erstattet kull, noe som i2016 alene reduserte CO2-utslippene i Storbritan-nia tilsvarende halvparten av Norges CO2-utslipp.

Figur 2.7 Behov for nye utbygginger globalt frem mot 2025

Kilde: IHS Markit

Mill

ione

r fat

per

dag

76,9

Råoljemarked 2016 Nedgang (eksl.skiferolje)

Endringskiferoljeproduksjon

Felt under utbygging

Felt endaikke besluttet

Råoljemarked2025

(16,0)

4,2

5,1

12,4 82,6

Figur 2.8 Den britiske strømforsyningen fordelt på energikilde

Kilde: UK Department for Business, Energy & Industrial Stra-tegy

0

100

200

300

400

1990

19

92 19

94 19

96 19

98 20

00 20

02 20

04 20

06 20

08 20

10 20

12 20

14 20

16 Te

raw

attim

er (T

Wh)

Kull Olje Gass Kjernekraft Vannkraft Vind og sol Bioenergi Andre kilder Netto import


Norsk gass vil få økende betydning når britiskkullkraft fases ut og vil spille en viktig rolle forfleksibiliteten i det britiske energisystemet.

I USA har samlet gassproduksjon økt kraftigsiden produksjonen av skifergass for alvor skjøtfart i 2008. Den økende tilgangen på rimelig gasshar medført et fall i bruken av kull til elektrisitets-produksjon og har bidratt til store reduksjoner iCO2-utslippene, jf. figur 2.9. Totale amerikanskeutslipp av CO2 var i 2016 på om lag 5 200 mill.tonn, det laveste nivå på 26 år, samtidig som BNP idisse årene økte med over 80 pst.

Norsk gasseksport gjør at Europa importerermindre LNG. Derigjennom frigjøres LNG på ver-densmarkedet som kan brukes til å erstatte kulleksempelvis i Kina. Kina har innført begrensningerpå bruk av kull i deler av landet for å reduserelokal luftforurensning som er svært høy i mangestore byer. Det har skapt et stort behov for gass,og bidro til at Kina økte LNG-importen mednesten 50 pst. i 2017.

De siste årene har gassmarkedet blitt stadigmer globalt. Veksten i gasstransport på skip i formav flytende naturgass (LNG) har i løpet av detsiste tiåret knyttet verdens gassmarkeder tetteresammen. Frem til i dag har det vært store regio-nale forskjeller i gassmarkedene, men med utvik-ling av mer LNG vil prisene på gass ulike steder iverden kunne ligge tettere enn tidligere. Mer flek-sible salgskontrakter og reduserte flaskehalser,blant annet utvidelsen av Panama-kanalen, under-støtter en slik utvikling.

Produksjon av LNG globalt ligger an til å økebetydelig fremover, jf. figur 2.10. Tall fra BP og

andre indikerer at den globale produksjonskapasi-teten kan øke med om lag 150 mrd. standard-kubikkmeter (Sm3) de neste 4 årene, tilsvarendeen økning på 30 pst. Etterspørselen etter LNGutenfor Europa, særlig Asia, øker sterkt. Antalletland som importerer LNG øker også. Også impor-ten av LNG til Europa forventes å øke frem mot2020.

Utviklingen i LNG-produksjonen på litt lengresikt er mer usikker. Relativt lave gasspriser desiste årene har ført til et fall i investeringene i nyeLNG-eksportanlegg og utbygging av gassfelt glo-balt. Utover i 2020-årene må ny produksjonskapa-sitet bygges opp for å erstatte fall fra eksisterendeproduksjon og dekke forventet vekst i etterspør-selen. For at investeringer i ny LNG-kapasitet skalbli lønnsome kreves det et høyere langsiktig pris-nivå enn det som har vært de siste to til tre årene.

Europa er det desidert viktigste markedet forgass fra norsk sokkel. Om lag 95 pst. av norskgass sendes i rørledninger til Europa. Rørtrans-portert gass er meget konkurransedyktig sam-menlignet med LNG i Europa, ettersom prosessenmed å kjøle ned gass til flytende LNG er kost-nadskrevende og det er betydelige kostnaderknyttet til skipstransport.

Etterspørselen etter gass har økt i Europa desiste tre årene etter en etterspørselsnedgang mel-lom 2010 og 2014, jf. figur 2.11. Veksten fra 2014er hovedsakelig knyttet til økt gassforbruk i kraft-sektoren, der gass har styrket sin konkurranse-kraft, spesielt overfor kull. Gassetterspørselen iEuropa forventes å være relativt stabil på kort ogmellomlang sikt. I Europa brukes gassen til opp-

Figur 2.9 Strømforsyningen fordelt på energikilde, samt utviklingen i energirelaterte CO2-utslipp i USA

Kilde: U.S. Energy Information Administration (EIA)

0

500

1000

1500

2000

2500

2000 2005 2010 2015 2020 2025

Tera

wat

ttim

er (T

Wh)

Netto kraftgenerering i USA fra utvalgte kilder

Kull Olje Gass Kjernekraft Fornybart

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2000 2005 2010 2015 2020 2025

Mill

.ton

n C

O2

Energirelaterte CO2-utslipp per sektor i USA

Husholdninger Næring Industri Transport Kraft


varming og annen direkte bruk i boliger ognæringsbygg, som innsatsfaktor i petrokjemi ogandre industrielle prosesser, til produksjon avelektrisitet og til en viss grad i transportsektoren.

Europas gassforsyning kommer i hovedsak fratre kilder: EUs egenproduksjon av gass, import avgass gjennom rørledninger fra Russland, Norgeog Nord-Afrika og import av LNG. Det forventesat Europa vil ha økende behov for import av gass iårene fremover selv i en situasjon der etterspørse-len ikke øker. Det skyldes at EUs egenproduk-sjon, som har vært i jevn tilbakegang de sisteårene, er forventet å falle ytterligere. Dette skyl-des både at eksisterende felt tømmes ut og at pro-

duksjonen fra det store Groeningen-feltet i Neder-land er redusert av nederlandske myndigheter.

Den største leverandøren av gass til Europa erRussland. Gass fra Russland dekker drøyt 30 pst.av etterspørselen. I kraft av sine store gassreser-ver, stor ledig produksjons- og transportkapasitetog lave leveransekostnader, vil Russland fremoverspille en nøkkelrolle i det europeiske gassmarke-det, slik de har gjort de siste tiårene.

Norge er den nest største leverandøren avgass i det europeiske markedet. Norsk gass dek-ker i dag rundt en fjerdedel av gassforbruket iEuropa. Norge er en stabil, sikker og langsiktiggassleverandør, med et forutsigbart og transpa-rent forvaltningssystem. Norsk gass er viktig forenergiforsyningen, energisikkerheten og energi-omleggingen i Europa.

Røreksporten fra Nord-Afrika til Sør-Europa erforventet å holde seg relativt stabil fremover ogdekker i dag rundt ti pst. av det europeiske gass-forbruket. I 2016 ble rundt ti pst. av etterspørseleni Europa dekket av LNG transportert på skip.

Norsk gasseksport har lavere klimagassav-trykk enn annen gass til Europa, jf. figur 2.12.Dette som følge av en effektiv oppstrømsvirksom-het og et transportsystem med lave utslipp. Høyepriser på klimagassutslipp for virksomheten pånorsk sokkel gir sterke insentiver til utslippsredu-serende tiltak. Utslippene av metan fra produk-sjon og transport av petroleum er svært lave pånorsk sokkel.

Figur 2.10 Utviklingen i global LNG-eksport og -import over tid

Kilde: BP Energy Outlook 2017

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1990

20

00

2010

20

20

2030

20

40

Mrd

. Sm

3 per

år

LNG-import

Andre Europa

Andre fremv. mark. Asia OECD Asia India

Kina

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1990

20

00

2010

20

20

2030

20

40

Mrd

. Sm

3 per

år

LNG-eksport

Andre Midt-Østen Australia

Nord-Amerika Afrika Russland

Figur 2.11 Utviklingen i importbehovet for gass i Europa

Kilde: IHS Markit

0

100

200

300

400

500

2016 2017 2018 2019 2020 2021

Mill

iard

er S

m3

Import Produksjon Etterspørsel


Etter 40 år med norsk gasseksport ble det i2017 satt ny eksportrekord fra norsk sokkel. Omlag 122 mrd. standardkubikkmeter gass (Sm3), tilen verdi av om lag 200 mrd. kroner, ble ekspor-tert, i hovedsak til andre land i Europa. De størstebrukerlandene av norsk gass er Storbritannia,Tyskland og Frankrike. Den største økningen ieksport av rørgass var til Storbritannia som øktemed totalt 12 pst. i 2017. Totalt økte røreksportenmed åtte pst. i forhold til 2016. Det ble i 2017 ogsåsatt leveranserekord for en enkeltdag med 376mill. Sm3. Verdien av gassen som ble solgt denneene dagen utgjorde om lag 750 mill. kroner.

Rundt 95 pst. av gasseksporten, eller 117 mrd.Sm3, ble transportert til markedet gjennom ver-dens største og mest avanserte offshore rørled-ningsnettverk. Rørene på norsk sokkel har ensamlet lengde på om lag 8 800 km, og knyttersammen rundt 65 produksjonsfelt på norsk sokkelmed tre prosessanlegg på fastlandet (Kårstø, Koll-snes og Nyhamna) og seks mottaksterminaler iutlandet (i Storbritannia, Tyskland, Belgia ogFrankrike). I tillegg ble om lag 5,5 mrd. Sm3 gass i2017 eksportert som LNG. Energiinnholdet iLNG-eksporten fra Melkøya tilsvarer alene om laghalvparten av Norges elektrisitetsproduksjon.

Norsk gassproduksjon ventes å holde seg påom lag dagens nivå de neste årene. Siden gassek-sporten startet på 70-tallet er drøyt en tredel avforventede utvinnbare ressurser produsert.Eksporten har økt særlig kraftig siden 90-tallet oger nå på et platånivå som ambisjonen er å holdeover tid.

2.1.4 Langsiktig velstandsutvikling og energiomlegging

Verdens befolkning vil fortsette å øke fremover. Iløpet av de neste 40 årene forventes den å økemed 2,5 mrd, som var antallet mennesker i verdeni 1950. Denne veksten tilsvarer nesten dagenssamlede befolkning i verdens to mest folkerikeland; India og Kina. Det forventes fortsatt globaløkonomisk vekst og en økende middelklasse.Flere mennesker vil løftes ut av fattigdom. Asiagenerelt, og Kina og India spesielt, vil være vik-tige drivere for den globale økonomiske vekstenog derfor også for utviklingen i energiforbruketde neste tiårene.

Utfordringen for energipolitikken i ulike landfremover vil være å oppnå en fortsatt positiv vel-standsutvikling samtidig som forpliktelser i Paris-avtalen og andre miljøavtaler overholdes. Viktigemål i energipolitikken er å bidra til å holde kostna-dene ved energiforsyningen nede, fremme energi-effektivisering, sikre at energi er tilgjengelig forbrukerne når de trenger den, unngå lokale mil-jøproblemer og sørge for at klimagassutslippenefra energibruk reduseres.

De mest autoritative anslagene for verdensfremtidige energiutvikling kommer fra Det inter-nasjonale energibyrået (IEA). De utgir årlig publi-kasjonen World Energy Outlook (WEO). I WEOpresenteres flere ulike scenarier for fremtiden.IEAs hovedscenario er gitt navnet «New PoliciesScenario». Dette scenariet legger til grunn deulike lands iverksatte og planlagte energi- ogklimapolitikk, og inkluderer således de konkretepolitikktiltak som de ulike land meldte inn underParisavtalen i 2015. Parisavtalens ambisjonsmeka-nisme innebærer at de nasjonale bidragene underParisavtalen skal opprettholdes eller forsterkeshvert femte år, med første innmelding til FN i2020.

Olje og gass stod i 2016 for henholdsvis 32 pst.og 22 pst. av globalt energiforbruk. IEA anslår isitt hovedscenario at verdens energiforbruk viløke med 27 pst. i perioden 2016–2040. Detteinkluderer betydelig energieffektivisering og ennedgang i oljeforbruket innenfor el-generering,oppvarming og personbiltransport. Samtidig økertungtransport, fly, maritim transport og petro-kjemi bruken av olje. Antallet elbiler i verden vilifølge IEA øke fra dagens to mill. biler (inkludertplug-in hybridbiler) til 280 mill. i 2040. Samlet girdette en lavere veksttakt i forbruket av olje ennhva som har vært historisk. Oljeforbruket er anslåtttil å øke med over 11 mill. fat pr. dag, eller om lag12 pst. fram mot 2040, jf. figur 2.13.

Figur 2.12 Klimagassavtrykk for norsk gass vs. gjennomsnitt for all gass. Leveransepunkt Tyskland/EU sentral

Kilde: Statoil, Natural & bio Gas Vehicle Association (NGVA)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Norsk gass Gjennomsnitt

Kg

CO

2-ekv

. per

gig

ajou

le

Nedstrøm Oppstrøm+midstrøm


For gass venter IEA at det meste av etter-spørselsveksten kommer i fremvoksende økono-mier, spesielt i Kina og India. Byrået venter atgass i økende grad vil erstatte kull for å forbedreluftkvaliteten, spesielt i tett befolkede områder.Innenfor OECD vil veksten i gassetterspørselenskje med et lavere tempo. Veksten i gassbruk desenere årene har vært drevet av den raskt frem-voksende skifergassproduksjonen i USA. Dettehar gitt amerikanske kraftprodusenter og ameri-kansk industri tilgang på store mengder rimeliggass. Gassetterspørselen vil øke i elektrisitetssek-toren og innenfor industri og husholdninger.Gassforbruket anslås å øke med 45 pst. fram mot2040.

I WEO presenteres også et scenario som tarutgangspunkt i videreføring av dagens etablertepolitikk i de ulike landene og ikke tar hensyn tilpolitikktiltak som ennå ikke er innført. Meddagens politikk er energietterspørselen anslått til

å øke med 40 pst. i perioden 2016–2040 , og etter-spørselen etter olje og gass er anslått å øke medhenholdsvis 25 og 56 pst.

I publikasjonen presenteres det også et egetscenario for å illustrere hva som må til for at ver-den skal kunne nå bærekraftmålene om universelltilgang på energi innen 2030, begrensning av kli-maendringene i tråd med Parisavtalen og sterkforbedring av luftkvaliteten. Dette krever at deulike land i verden gjennomfører en helt annenpolitikk enn i dag. I denne analysen beregnes for-bruket av naturgass å flate ut etter 2030, mensoljeetterspørselen er beregnet til å være 25 pst.lavere i 2040 enn i dag. Olje og gass utgjør i dettescenariet 48 pst. av verdens energiforbruk i 2040(henholdsvis 23,4 og 24,5 pst.). Parisavtalens måler å holde økningen i den globale gjennomsnitt-stemperaturen godt under to grader sammenlik-net med førindustrielt nivå, og tilstrebe åbegrense temperaturøkningen til 1,5 grader. Deter gjort svært få modellberegninger for utviklings-baner der global oppvarming kan begrenses nedmot 1,5 °C. Som oppfølging av Parisavtalen arbei-der FNs klimapanel med en spesialrapport omvirkninger og utslippsbaner knyttet til 1,5 gradersglobal oppvarming. Rapporten skal ferdigstillesandre halvår 2018.

Fallet i produksjon fra allerede gjennomførteinvesteringer i oljeog gassproduksjon akkumule-res over tid. Oljeproduksjonen fra eksisterendeinvesteringer i felt er av IEA anslått til drøyt 50mill. fat pr. dag i 2030 og 33 mill. fat pr. dag i 2040.Også etter 2025 vil det derfor være behov for enrekke nye oljeutbygginger globalt for å kunnedekke oljeetterspørselen. Med en oljebruk i 2040som beregnet i «bærekraftsscenariet», 73 mill. fatper dag, kreves det at ny oljeproduksjon tilsva-rende dagens totalproduksjon fra de tre størsteoljeprodusentene (Russland, Saudi Arabia ogUSA) må komme til markedet i 2030 og 2040 for ådekke etterspørselen, jf. figur 2.14.

Figur 2.13 Forbruk av fossile brensler historisk og anslag fremover i tre av IEAs scenarier

Kilde: IEA World Energy Outlook (WEO) 2017

-

1

2

3

4

5

6

2000 2010 2020 2030 2040

Mrd

. ton

n ol

jeek

v.

New Policies ScenarioSustainable Development Scenario Current Policies Scenario

Olje

Kull Gass


Figur 2.14 Produksjon av olje fra dagens produserende felt i forhold til fremtidig forbruk i IEAs tre scenarioer

Kilde: IEA WEO 2017

94,6

50,3 33,4

36,5

39,5

15,4 32,0

6,9 13,9

-

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

2016 2030 2040

Mill

ione

r fat

per

dag

Ytterligere ny produksjon for å møte etterspørselen i Current Policies scenario

Ytterligere ny produksjon for å møte etterspørselen i New Policies scenario

Ny produksjon for å møte etterspørselen i Sustainable Development scenario

Produksjon fra dagens felt

Boks 2.1 Oljebruk – elbiler og innsatsfaktor i industrien

Om lag 50 pst. av verdens oljeforbruk skjer itransportsektoren, og rundt halvparten av detteblir brukt av personbiler. Veksten i antall elbilervil ha en effekt på det totale oljeforbruket deneste 20 årene. Elbiler utgjør i dag under én pst.av verdens nybilsalg og to promille av verdenstotale bilpark. I IEAs hovedscenario anslås antal-let elbiler i verden til 280 mill. i 2040, eller 140ganger antallet i 2016. IEA har anslått at da viloljeforbruk på 2,5 mill. fat per dag bli erstattet avelbiler innen 2040. Tallet er ikke høyere fordidet i alle scenariene legges til grunn store effek-tivitetsforbedringer i vanlige forbrenningsmoto-rer og fordi innfasingen av elbiler tar tid.

Bloomberg New Energy Finance (BNEF),som er blant de mest elbil-optimistiske analyse-byråene, anslår at en tredjedel av verdens bil-park vil være elektrisk i 2040 (inkl. plug-in hybri-der). Dvs. at det fremdeles vil være over én mrd.biler med vanlig forbrenningsmotor i 2040.Dette er om lag samme antall som i dag. IBNEFs scenario vil elbiler bidra til å redusereoljeetterspørselen med 8 mill. fat per dag i 2040.Samlet oljeetterspørsel i dag er til sammenlig-ning nærmere 100 mill. fat per dag.

Oljeforbruket ellers i transportsektoren (fly,tungtransport, skipstransport etc.) forventes åøke, fordi denne delen av transportsektoren ervanskeligere å elektrifisere og/eller omstille tilalternativt drivstoff. Bare innenfor tungtrans-port vil oljeforbruket, ifølge IEA, øke med 4 mill.fat per dag mellom 2016 og 2040.

I tillegg til dette brukes olje som viktig inn-satsfaktor utenfor energisektoren. I 2016 ble omlag 15 pst. av oljen brukt utenfor energisektoren,bl.a. som råstoff i produksjon av petrokjemiskeprodukter. Karbon- og hydrogenmolekylene erbyggeklosser i produksjon av plast, asfalt,møbler, klær, datamaskiner, medisiner med mer.Siden årtusenskiftet har forbruket utenfor ener-gisektoren økt med over 50 pst. IEA anslår atdette forbruket vil øke kraftig også fremover, ogat etterspørselen etter olje til bruk utenfor ener-gisektoren øker med syv mill. fat per dag innen2040 – altså langt mer enn den oljeetterspørselensom erstattes av elbiler i transportsektoren.Dette kommer av at det pr. i dag er få alternativertil petrokjemiske produkter og at det er nær sam-menheng mellom økonomisk vekst og økt etter-spørsel etter petrokjemiske produkter.


2.1.5 Lønnsomme norske ressurser

Verdens oljeog gassressurser har ulike kostna-der knyttet til leting, utbygging og drift. For at nyproduksjon skal utvikles må forventede fremti-dige oljeog gasspriser være så høye at de gjørden aktuelle utbyggingen lønnsom. Den dyresteressursen som bygges ut forventes å gi denavkastning på kapital som kan oppnås i andre sek-torer – «marginal lønnsomhet». På lang sikt vil enforvente en oljepris som gjør det lønnsomt åbygge ut og produsere akkurat så mye olje at for-ventet etterspørsel til samme pris dekkes over tid.

Basert på dette resonnementet kan en trekkeopp en global oljetilbudskurve, jf. figur 2.15. Olje-produksjon fra norsk sokkel er en relativt sett bil-lig måte å bringe ny oljeproduksjon til markedetpå, også fremover. Så lenge næringen unngår sær-norske kostnader og driver effektivt, bør ressur-ser på norsk sokkel være konkurransedyktige oglønnsomme også ved svakere etterspørselsutvik-ling fordi fallet i produksjon fra eksisterende feltuansett må erstattes.

Det vil være et økt behov for import av gass tilEuropa framover. Norske felt sin nærhet til mar-kedet, lave transportkostnader og et integrert ogfleksibelt transportsystem med adgang for alleprodusenter på like vilkår og til lave enhetskostna-der gjør disse meget konkurransedyktige i det

europeiske markedet; herunder mot importertLNG. Norske gassressurser, særlig de som kanutnytte den etablerte transportinfrastrukturen, vilderfor ikke være markedsbegrenset i realistiskescenarier for utvikling av gassmarkedet. I områ-der uten slik infrastruktur vil nye funn måtte værestørre for å kunne bære utbyggingskostnadene.

For både olje og gass vil kostnader og forven-tet lønnsomhet ved leting, utbygging og drift ogsåfremover variere internt på norsk sokkel. Særliggeologiske forhold er viktige for dette, men ogsåteknologiske og markedsmessige forhold spilleren viktig rolle.

2.2 En næring med store fremtidsmuligheter

Petroleumsressursene tilhører det norske folk.Det har vært bred enighet om at de ekstraordi-nære inntektene fra oljeog gassutvinning skalkomme eieren av ressursene – det norske folk – tilgode. Petroleumsskattesystemet og Statensdirekte økonomiske engasjement (SDØE) sikrerat en stor del av verdiskapingen fra petrole-umsvirksomheten tilfaller staten.

Ingen annen næring kan sammenlignes stør-relsesmessig med petroleumsvirksomheten nårdet gjelder ringvirkninger, verdiskaping og inn-

Figur 2.15 Global kostnadskurve

Ressurser i felt og funn. Produksjonskostnad er oppgitt som balansepris, altså den oljeprisen som gir netto nåverdi lik null. Kalkula-sjonsrenten som er brukt er 7,5 pst. reelt.Kilde: Rystad Energy

0 200 400 600 800 1 000 1 200 0

20

40

60

80

100

120

Prod

uksj

onsk

ostn

ad U

SD p

er fa

t

Gjenværende oljeressurser

Nord-amerika, tight oil

Dypvann

Tung olje

Onshore, resten av verden

Onshore, Russland

Produserende felt

Offshore kontintalsokkel

Onshore Midtøsten

Oljesand


tekter til staten. Siden det første oljefunnet på slut-ten av 1960-tallet, har eksporten av norsk olje oggass bidratt til en inntektsutvikling få land haropplevd. Virksomheten har i sum bidratt til i over-kant av 14 000 mrd. kroner i verdiskaping, idagens kroneverdi. Verdier som har gitt velferd,vekst og velstand. I 2017 bidro olje og gass med168 mrd. kroner til staten, eller over 30 000 kronerper innbygger. Statistisk sentralbyrå anslår at omlag syv pst. av samlet sysselsetting, eller i under-kant av 200 000 personer, kunne knyttes til petro-leumsnæringen i 2016.

Oljenæringen er syklisk. Næringen har de sisteårene vært gjennom en nødvendig omstillingspro-sess. Deler av næringen har det fortsatt tøft pågrunn av overkapasitet. Et løft innen effektivise-ring og nyskaping var påkrevd etter oljeprisfallet i2014. Fremtidsutsiktene for norsk sokkel er posi-tive med en konkurransedyktig ressursbase, høyinvesteringstakt og god interesse fra oljeselskaperfor fortsatt leting, utbygging og drift.

Mange deler av næringen er internasjonalt ret-tet. Samtidig er mange bedrifters lokalisering iNorge direkte eller indirekte begrunnet i aktivite-ten i hjemmemarkedet. En positiv videre utviklingpå norsk sokkel er derfor avgjørende for å opp-rettholde og videreutvikle kompetansen – ikkebare i oljeselskaper og leverandørbedrifter, men idet brede, norske miljøet, fra universiteter oginstitutter til tjeneste- og serviceleverandører.

Petroleumsnæringen har stått for noen av destørste industribragdene i Norge de siste 50årene. Den er viktig for innovasjon, er internasjo-

nalt konkurransedyktig og har stor omstillings-evne. Næringen gir i tillegg store, positive ring-virkninger for andre næringer gjennom overfø-ring av industrikompetanse og -kultur, av tekno-logi og gjennom ulik knoppskyting. Mange nor-ske leverandørbedrifter leverer også produkter ogtjenester til andre næringer. Det å ha flere ben åstå på er særlig viktig i perioder når leveransenetil oljeog gassnæringen eller andre av deres mar-kedssegmenter er lavere.

2.2.1 Halvparten av ressursene igjen

Mesteparten av produksjonen på norsk sokkelkommer fra Nordsjøen, men også produksjon fraNorskehavet er betydelig. I tillegg er det to feltsom produserer i Barentshavet. I denne proposi-sjonen presenteres utbyggingen av det tredje,Johan Castberg-feltet. Petroleumsproduksjon pånorsk sokkel er ventet å øke moderat de nestefem årene, jf. figur 2.16.

De nærmeste årene kommer produksjonenhovedsakelig fra allerede produserende felt og feltsom i dag er under utbygging. Fra midten av 2020-tallet synker produksjonen fra disse feltene, og pro-duksjon fra ressurser som i dag er uoppdagedebegynner å gjøre seg gjeldende. Det tar flere år fraet funn gjøres til feltet er i drift. For å opprettholdeproduksjonen på samme nivå etter midten av 2020-tallet, er det derfor behov for raskt å gjøre nye,større funn.

Ressursregnskapet for 2017 indikerer at drøyt45 pst. av de totale petroleumsressursene på

Figur 2.16 Historisk produksjon og produksjonsutsikter fra norsk sokkel

Kilde: Oljedirektoratet

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Mill

. fat

per

dag

Mill

. Sm

o.e

. per

år

Historisk Reserver Ressurser i felt Ressurser i funn Uoppdagede ressurser


norsk sokkel er produsert ved utgangen av 2017.Av de gjenværende ressursene er nærmere 44 pst.anslått å ligge i eksisterende felt, drøyt ni pst. ifunn som ikke er besluttet utbygget, mens om lag47 pst. gjenstår å finne, jf. figur 2.17. De anslåtteuoppdagede oljeressursene på hele norsk sokkeler store nok til å dekke verdens oljebruk, pådagens nivå, i litt over fire måneder.

Om lag 44 pst. av gjenværende ressurser pånorsk sokkel antas å ligge i Nordsjøen. Om lag 36pst. ventes ligge i Barentshavet, mens resten liggeri Norskehavet. For de anslåtte uoppdagede ressur-sene er situasjonen annerledes. Nesten to tredjede-ler av disse ligger i Barentshavet mens resten erfordelt på Norskehavet og Nordsjøen. Oppsidepo-tensialet er desidert størst i Barentshavet der enhar store områder som ikke er utforsket.

2.2.2 Høy verdiskaping og store statlige inntekter

Petroleumsnæringen er Norges største målt i ver-diskaping, statens inntekter, investeringer ogeksportverdi, og er således en bærebjelke fornorsk arbeidsliv og finansiering av velferdssys-temet. Siden det første oljefunnet har virksomhe-ten i sum bidratt til om lag 14 000 mrd. kroner iverdiskaping målt i dagens kroneverdi.

Norge er en havnasjon. Den økonomiske akti-viteten i våre havområder domineres av petrole-umsvirksomheten, herunder en stor del av dennorske maritime næringen, jf. figur 2.18.

Aktiviteten i petroleumsnæringen har gjen-nom flere tiår bidratt vesentlig til velstandsøknin-

gen for nordmenn. Da den første oljen ble produ-sert i 1971, var inntektsnivået i Norge lavt sam-menliknet med andre industriland. I dag er Norgeet av verdens rikeste land. Mens BNP per innbyg-ger i 1971 var nesten 40 pst. lavere i Norge enn iUSA, var nivået i 2015 rundt ti pst. høyere, selvetter det kraftige oljeprisfallet.

Petroleumsindustrien er den enkeltnæringensom står for høyest andel av verdiskapingen; 14pst. av all verdiskaping i Norge kom i 2017 direktefra oljeog gassproduksjonen. Hvis leverandørin-dustrien inkluderes, sysselsetter næringen direkteog indirekte i underkant av 200 000. Verdiskapingper sysselsatt er vesentlig høyere i petroleumsnæ-ringen enn i andre næringer Det må ses i sam-menheng med at virksomhetene baserer seg påen ikke-fornybar ressurs og derfor gir høyereavkastning enn annen virksomhet.

Mesteparten av petroleumsproduksjonen pånorsk sokkel eksporteres, og verdiene står for omlag 40 pst. av total norsk eksport, og nær halvpar-ten av norsk vareeksport. Næringen har siden2002 gitt staten en netto kontantstrøm på over5 000 mrd. i dagens kroneverdi. I 2017 utgjordestatens nettokontantstrøm fra petroleumsvirksom-heten 168 mrd. kroner.

Inntektene er direkte påvirket av råvarepriserog produksjonen på norsk sokkel, og er såledessyklisk av natur. Handlingsregelen innebærer atstatens netto kontantstrøm i sin helhet settes tilside i Statens pensjonsfond utland sammen medavkastningen av fondets eiendeler, mens uttaketover tid skal følge den forventede realavkastnin-gen av fondet, anslått til tre pst. Fondet og hand-lingsregelen bidrar dermed til å skjerme statsbud-

Figur 2.17 Gjenværende ressurser fordelt på felt/funn/uoppdagede


44 %

9 %

47 %

Felt Funn Uoppdagede

Figur 2.18 Havnæringenes verdiskaping i 2014, mrd. kroner

Kilde: Menon Economics

Maritim 183 MRD

Overlapp Olje og gass/Maritim 130 MRD

Olje og gass 668 MRD

Overlapp Sjømat/Olje og gass 0,1 MRD

Sjømat 41 MRD

Overlapp Maritim/Sjømat

1,8 MRD


sjettet fra kortsiktige, sykliske svingninger i olje-prisen. De enorme inntektene som er tilført Sta-tens pensjonsfond utland fra norsk sokkel sidenårtusenskiftet illustrerer det store bidraget tilnordmenns velferd som en aktiv petroleumspoli-tikk har gitt. Overføringene fra fondet til statsbud-sjettet innebærer at vi kan ha et høyere offentligvelferdstilbud enn statens inntekter fra fastlands-økonomien alene tilsier. I 2018 utgjør bruken avoljeinntekter om lag 230 mrd. kroner1. Det tilsva-rer drøyt 43 000 kroner per innbygger eller over174 000 kroner for en familie på fire.

2.2.3 En teknologinæring med 200 000 arbeidsplasser og store ringvirkninger

På tross av at norsk produksjon utgjør under topst. av verdens oljeproduksjon, er norsk sokkel etav verdens største offshoremarkeder. Samlet settutgjør etterspørselen fra leting, utbygging, drift ognedstengning på norsk sokkel et marked på over200 mrd. kroner per år, jf. figur 2.19. Dette er etmarked der norskbaserte leverandører samletsett har vært og er konkurransedyktige og derforhar vunnet mange oppdrag.

Siden 2000-tallet har norsk leverandørindustriogså gradvis økt sin aktivitet i utenlandske marke-der, og flere norske bedrifter har opparbeidetbetydelige markedsposisjoner internasjonalt. I2016 kom om lag 35 prosent av omsetningen frainternasjonal virksomhet, ifølge Rystad Energy.

Utviklingen for norskbaserte oljeteknologibe-drifter og andre leverandører er nært knyttet tilutsiktene for lønnsom aktivitet på norsk sokkel.Norsk sokkel har vært et teknologisk laborato-

rium som har lagt grunnlaget for utviklingen av enhøykompetent og internasjonalt konkurransedyk-tig industri. Det er viktig at dette fortsetter for atnorske leverandører skal være konkurransedyk-tige også fremover. Det beste myndighetene kanbidra med for å sikre en positiv fremtid for alledisse bedriftene og teknologimiljøene er å legge tilrette for fortsatt lønnsom aktivitet på norsk sokkel.

Utvikling av ny kunnskap og teknologi står sen-tralt i forvaltningen av petroleumsressursene pånorsk sokkel. Gjennom forskning, utvikling ogdemonstrasjon av ny teknologi har det siden startenav petroleumsvirksomheten blitt arbeidet for å finnegode løsninger på hvordan man kan oppnå god res-sursforvaltning gjennom effektiv leting, utbyggingog drift. Teknologiutviklingen har vært viktig forbåde å oppnå høyest mulig verdiskaping fra ressur-sene på norsk sokkel og ivareta hensynene til helse,miljø og sikkerhet. Et tett samarbeid mellom oljesel-skap, leverandørbedrifter og forskningsinstitusjo-ner har vært en forutsetning for å lykkes i utviklin-gen av ny teknologi og nye løsninger.

Den bevisste satsingen på forskning og tekno-logiutvikling også fra myndighetssiden har lagtgrunnlaget for næringsutvikling og sysselsetting iNorge. Den norske petroleumsnæringen er i dagpå mange områder verdensledende, og utviklerstadig ny og bedre teknologi som gjør næringen istand til å takle både store og komplekse utfor-dringer, og få fram avanserte, mer effektive ogkostnadsbesparende løsninger. Dette gir konkur-ransefortrinn som næringen utnytter både i hjem-memarkedet og internasjonalt.

Leverandører som helt eller delvis leverer tilpetroleumsvirksomheten består av over 1 100 sel-skaper. Den er Norges største næring målt iomsetning når en ser bort fra salg av olje og gass.I mange lokalsamfunn langs kysten, fra Agder tilNordmøre, er en svært høy andel av befolkningenansatt i eller i tilknytning til leverandørindustrien,jf. figur 2.20. Næringen trekker også stadig lengernordover.

Sterke kunnskapsmiljø innen petroleumsvirk-somhet finnes over hele landet. Rogaland, hvor etbredt spekter av leverandørbedrifter er etablert,er svært viktig. I øvrige deler av landet har leve-randørbedriftene typisk etablert seg med basis ilokal spisskompetanse og etterspørsel. Sørlandethar verdensledende selskaper innen boretekno-logi. Oslo og Akershus har veletablerte miljøerinnen ingeniørtjenester og andre tjenester (f.eks.finans og rådgivning) samt en konsentrasjon avseismikkselskaper. Nord-Vestlandet bidrar meden maritim virksomhet som representerer et kom-plett skipsbygging- og skipsutstyrsnettverk for1 Målt ved det strukturelle, oljekorrigerte underskuddet.

Figur 2.19 Etterspørselen fra norsk sokkel


0

50

100

150

200

250

300

350

2007 2010 2013 2016 2019 2022 Mrd

. kro

ner,

fast

e 20

18-p

riser

Investeringer Driftskostnader

Leting Nedstenging og disponering


blant annet avanserte offshorefartøy. I Buskerud,særlig rundt Kongsberg, finner vi ledende miljøerinnen subsea-teknologi, automasjon og dynamiskposisjonering. Bergensregionen er senter for ved-likehold av plattformer og subseautstyr, mensTrondheim har et sterkt forsknings- og utdan-ningsmiljø. I takt med at aktiviteten til havs harbeveget seg nordover, har det utviklet seg kompe-tansebaser innen en rekke ulike segmenter i denordligste fylkene, som engineering, konstruk-sjon og fabrikasjon, vedlikehold og modifikasjon,sikkerhet og beredskap samt operasjonelle tjenes-ter.

Utforskning og utvinning av oljeog gassres-surser til havs krever solid kunnskap, avansertteknologi og hardt arbeid. Bjørnland, Thorsrudog Torvik (2018)2 påpeker nettopp at ressursinn-satsen i utforskning og utvinning av petroleum girpositive læringseffekter ikke bare mellom leveran-dørbedrifter, men også mellom bedrifter i petrole-umsnæringen og andre deler av økonomien.Petroleumsnæringen har over tid bidratt til enkunnskapsbase som mange andre næringer harhatt nytte av. De viser at petroleumsnæringen harbidratt til økt produktivitet og produksjon ikkebare i tradisjonell konkurranseutsatt fastlandsøko-nomi, men også i skjermet sektor.

Det er en rekke eksempler på at den kompe-tansen som de ulike deler av den norske petrole-

umsklyngen besitter er relevant og viktig forandre næringer i og utenfor energisektoren, framedisin og romfart til informasjonsteknologi, mil-jøovervåking og industriutstyr.

Denne kunnskaps- og teknologioverføringenog de brede læringsprosessene gjør at leverandø-rindustrien blir en vekstmotor og kilde til inn-tektsgenerering i hele økonomien. Det er grunntil å anta at disse læringsprosessene finner sted iutdanningssektoren, forskningsinstitusjonene,næringslivet og gir inspirasjon til innovasjon somfølge av en bred offentlig oppmerksomhet. Slikeprosesser finner sted både jevnt over tid og vedplutselige sjokk i petroleumsaktiviteten. De kanstoppe opp, men blir ikke reversert dersom impul-sene fra petroleumsaktiviteten stopper opp. Sliksett bidrar samspillet mellom leverandørnæringenog den tradisjonelle konkurranseutsatte fastland-sindustrien til en bredere, mer robust og kunn-skapsrik næringsstruktur – i hele landet.

Flere selskaper i leverandørindustrien betje-ner andre næringer, blant annet industri, havbrukog vindkraft til havs. Dette er viktige tilleggsopp-gaver, men oljeog gassvirksomhet vil også frem-over forbli det viktigste kjernemarkedet for defleste leverandørbedriftene.

2.2.4 Sikker og ren leting, utbygging og drift

Forvaltningsansvaret for petroleumssektoren erfordelt på flere departementer og direktorater.Ivaretakelse av helse, miljø og sikkerhet (HMS)har fra starten vært en sentral del av forvaltningenav petroleumsvirksomheten. Arbeids- og sosialde-partementet og Petroleumstilsynet har myndig-hetsansvaret for helse, arbeidsmiljø, sikkerhet ogsikring i alle faser av virksomheten. Regjeringensambisjon er at norsk petroleumsvirksomhet skalvære verdensledende på HMS. Dette er en ambi-sjon som næringen stiller seg bak. Ansvaret forsikkerhetsnivået ligger hos næringen selv.

Over tid har HMS-nivået i petroleumsvirksom-heten utviklet seg i en positiv retning, og myndig-hetene og partene i næringen er enige om at sik-kerhetsnivået i næringen i Norge er høyt. Stor-ulykkeindikatoren var i 2017 på et lavt nivå. Samti-dig er petroleumsvirksomheten en industri medet potensiale for storulykker, og de siste årene hardet vært flere alvorlige ulykker og hendelser.Slike hendelser minner om at sikkerhet er fersk-vare. HMS-situasjonen i petroleumsvirksomhetenmå derfor kontinuerlig stå høyt på dagsorden. Foren nærmere omtale av HMS-aspektene vises dettil Meld. St. 12 (2017–2018) Helse, miljø og sik-kerhet i petroleumsvirksomheten.

2 Bjørnland H., Thorsrud L.A. og Torvik R, 2018, «DutchDisease Dynamics Reconsidered». Dette er i stor grad envidereutvikling av tidligere arbeider som eksempelvisBjørnland og Thorsrud, 2013, «Boom or Gloom? Exami-ning the Dutch Disease in two-speed economies».

Figur 2.20 Sysselsetting fra havnæringene i 2014

Kilde: Menon Economics

400 500

3 400 3 600 4 000 4 200 5 900 6 100 6 100 6 800 7 500 9 000 9 700 11 000

13 000 17 900

25 800 42 500

78 700

Hedmark Oppland

Østfold Telemark

Nord-Trøndelag Aust-Agder

Vestfold Troms

Finnmark Sogn og Fjordane

Buskerud Vest-Agder

Nordland Sør-Trøndelag

Oslo Akershus

Møre og Romsdal Hordaland Rogaland

Olje og gass Olje og gass/maritim Maritim Maritim/sjømat Sjømat Sjømat/olje og gass


Boks 2.2 Teknologioverføring fra petroleumsvirksomheten

Figur 2.21

Kilde: National Oilwell Varco (NOV)

Seabox (nå National Oilwell Varco) har utviklet teknologi forrensing av sjøvann direkte på havbunnen i forbindelse medoljeutvinning. Denne teknologien kan også brukes for å pro-dusere drikkevann. Løsningen har blitt presentert for land iMidtøsten som ser at dette ville kunne gi dem store fordeleri produksjon av drikkevann. Seabox skal bygges og testes påHamek i Harstad.

Figur 2.22

Kilde: Statoil, Øyvind Gravås

Statoils første pilotanlegg for fullskala, flytende havvindmøl-ler skal bruke overvåking- og kontrollsystemer fra olje- oggassnæringen. Origo Solutions har opparbeidet seg en sterkkompetanse på slik systemteknologi som brukes i fastland-sindustrien men som også kan anvendes innenfor markedetfor fornybar energi, slik som dette pilotanlegget.

Figur 2.23

Kilde: Shutterstock

Forskningsmiljøer i Stavanger (SUS, UiS og IRIS) utviklerdatamodeller som simulerer strømning av olje og vann i re-servoarbergarter til å oppdage trange blodårer rundt hjertet.Dette vil kunne erstatte dagens røntgenundersøkelser avhjertets kransårer med kateter ved utredninger av om pasi-enter trenger bypass eller blokking.

Figur 2.24

Kilde: Salmar

SalMar har utviklet et havbasert halvt nedsenkbart oppdretts-anlegg som flyter stabilt på større dyp med mer stabile hav-strømmer. Dette er utviklet i Trondheim i et samarbeid medsentrale leverandører innen havbruksnæringen og offsho-reindustrien. Konseptet testes ut utenfor Trøndelag.


Petroleumsvirksomhet kan påvirke det marinemiljøet negativt gjennom utslipp av utboret stein-masse, tilsatte kjemikalier, olje eller andre natur-lige komponenter til sjø, samt fysisk påvirkning påhavbunnen. Seismiske undersøkelser kan påvirkefisk og marine pattedyr. Petroleumsvirksomhetener også forbundet med en risiko for akutt foru-rensning.

Hensynet til det ytre miljø og andre næringerhar fra starten vært en integrert del av forvaltnin-gen av aktiviteten på sokkelen. Dette gjelder i allefaser av virksomheten – fra åpning av nye områ-der, via tildelinger av utvinningstillatelser og tilgjennomføring av leting, utbygging, drift ogavslutningen av et felt.

Myndighetsansvaret for ytre miljø ligger hosKlima- og miljødepartementet og Miljødirektora-tet. Gjennom HMS-forskriftene og tillatelser etterforurensningsloven setter myndighetene rammerfor utslippene fra virksomheten. Det stillesstrenge krav til at operatørene bruker kjemikaliersom inneholder minst mulig miljøfarlig stoff, atutslippene er så lave som mulig og at operatøreneutvikler ny teknologi. Dette har ført til at mangeav utslippene er mye lavere enn før. Pålagt mil-

jøovervåking bidrar til at effektene av utslippeneholdes under oppsikt.

Det er en risiko for akuttutslipp (uhellsutslipp)av olje ved petroleumsvirksomhet. Det har vært fåstørre utslipp av råolje på norsk sokkel, og det harikke vært uhellsutslipp av olje på norsk sokkelsom har nådd kysten i løpet av de mer enn 50årene med aktivitet. Det er ikke påvist skade påhavmiljøet som følge av de akuttutslipp som harskjedd i perioden. Oljeverntiltak vil redusere kon-sekvensene av eventuelle større, akutte oljeut-slipp. Det stilles derfor krav til oljevernberedskapoverfor rettighetshaverne. I områder med natur-verdier som deler av året er særlig sårbare foroljeutslipp er det også, som et føre-var-tiltak, eta-blert tidsbegrensninger for leteboring i oljefø-rende lag i slike perioder.

Petroleumsvirksomheten er underlagt strengvirkemiddelbruk for å begrense utslippene til luftfra produksjonsaktiviteten, vesentlig strengereenn i andre petroleumsproduserende land. At vir-kemiddelbruken fungerer fremgår av tall som rap-porteres inn til IOGP (International Association ofOil & Gas Producers). Disse tallene viser at nor-ske utslipp er vesentlig lavere per produsert enhet

Figur 2.25 Holdningsarbeid er viktig for å oppnå en trygg arbeidsplass

Kilde: Statoil, Kværner, Øyvind Sætre


enn gjennomsnittet for oljeproduserende land, jf.figur 2.26. Utslippene varierer mellom ulike felt,både i Norge og internasjonalt.

Hovedvirkemidlene i klimapolitikken på norsksokkel er økonomiske. Allerede i 1991 ble det inn-ført en CO2-avgift på norsk sokkel. Virksomhetenhar i dag kvoteplikt under det europeiske kvote-systemet for klimagasser (ETS) i tillegg til CO2-avgift. Avgiftssatsen er høy og kommer på toppenav kvoteplikten. Sammen gir disse økonomiske vir-kemidlene oljeselskapene kontinuerlig en økono-misk egeninteresse av å gjennomføre alle utslipps-reduserende tiltak som har et rimelig kostnads-nivå. Den samlede utslippskostnaden for norsksokkel er nå over 500 kroner per tonn CO2. Detteer vesentlig høyere enn for annen industri.

Kostnaden (kvoter og avgifter) for oljeselska-pene ved klimagassutslipp på norsk sokkel er myehøyere enn i andre produsentland, jf figur 2.27.

Siden norske utslipp per produsert enhet ervesentlig lavere enn gjennomsnittet for andre landvil globale utslipp fra produksjonsleddet øke hvisnorsk petroleumsproduksjon erstattes med pro-duksjon fra disse landene. I tillegg er CO2-utslippfra norsk petroleumsvirksomhet omfattet av deteuropeiske kvotesystemet, slik at utslippernebetaler for utslippene sine og det medfører færrekvoter tilgjengelig andre steder i Europa. I et sliktkvotesystem kan utslippene reduseres kun gjen-nom å redusere kvotemengden tilgjengelig i mar-kedet. Svært lite av verdens øvrige petroleums-produksjon er omfattet av tilsvarende ordninger.

Sentrale elementer i den etablerte oljepolitik-ken bidrar til at det er lave utslipp fra produksjo-nen på norsk sokkel. Av ressursforvaltningsmes-sige hensyn har det helt fra 70-tallet ikke vært til-

latt å brenne gass over fakkel (fakling) utover isikkerhetsøyemed. Det har i tiår vært stor opp-merksomhet mot å unngå lekkasjer og andreutslipp av metan. Det er etablert et effektivt trans-portsystem for naturgass som gjør at transportenskjer med lave utslipp. Det stilles strenge klima-krav til produksjonsfasen på felt på norsk sokkelogså gjennom et krav til bruk av beste tilgjenge-lige teknologi ved nye utbygginger. I tillegg er detkrav om at kraft fra land utredes for nye utbyggin-ger og ved store ombygginger av eksisterendefelt. På sokkelen er det to fullskalaanlegg forutskilling og deponering av CO2 som kommer oppfra reservoaret. Disse er knyttet til Sleipner- ogSnøhvit-feltene. Enova har ordninger som støtterpilotering og demonstrasjon av nye energi- og kli-mateknologier, også i petroleumssektoren. I til-legg er arbeidet med å få etablert et nytt senter forlavutslippsteknologi i gang. Disse tiltakene bidrartil oppmerksomhet mot mer langsiktige løsningerog teknologigjennombrudd, og er en viktig del avvirkemiddellapparatet.

Dette er smart virkemiddelbruk og det virker.Prisingen av utslipp har gitt store resultater i formav reduserte utslipp fra norsk sokkel, anslått tilfem mill. tonn CO2-ekvivalenter årlig i KonKraft-rapporten «Petroleumsnæringen og klimaspørs-mål» fra 2009. Etter dette er ytterligere tiltak gjen-nomført. Næringen la i 2016 frem et klimaveikartmed ambisiøse mål om lavere utslipp samtidigsom man oppnår en positiv produksjonsutviklingpå norsk sokkel.

Norsk petroleumspolitikk og norsk klimapoli-tikk bygger på prinsippet fra det FN-ledede klima-samarbeidet om at hvert land er ansvarlig forutslipp fra sitt territorium og sin økonomiskesone. Norge er derimot ikke ansvarlig for utslipp

Figur 2.26 Utslipp til luft på norsk sokkel sammenlignet med internasjonalt gjennomsnitt

Kilder: International Association of Oil and Gas Producers(IOGP), Epim Environmental Hub (EEH) og Norsk olje og gass

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

CO2 (div. m. 100)

NOx CH4 nmVOC SO2 Kg

per S

m3 o

ljeek

viva

lent

Norsk sokkel 2016 Internasjonalt gjennomsnitt for oljeproduserende land 2016

Figur 2.27 Pris på klimagassutslipp i ulike petroleumsprovinser, kroner per tonn CO2-ekvivalenter, i 2016

Kilde: KPMG

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Norge

Storbritannia Canada - Québec

USA - California Kina - Beijing

Nederland Kina -Tianjin Kina - Hubei

Kina - Guangdong Kina - Shanghai

24 andre land


utenfor eget territorium. Det innebærer at for-bruk i utlandet av petroleum som er produsert iNorge ikke er noe norske myndigheter er forplik-tet til å ta ansvar for. Fra en rent praktisk side erdet ikke mulig for et land å ta formelt ansvar forutslipp i et annet lands territorium, da land ikkehar kontroll på virkemidler (legale, økonomiskeeller andre) i et annet land. Gjennom sin klimapo-litikk ønsker norske myndigheter likevel å stimu-lere til mindre utslipp også i andre land, og førerderfor en aktiv politikk som går langt utover detNorge er folkerettslig forpliktet til å gjøre.

2.2.5 Eksisterende felt og nye utbygginger

Ved årsskiftet 2017/2018 var det 85 produserendefelt på norsk sokkel, 66 i Nordsjøen, 17 i Norske-havet og to i Barentshavet. Dette er lønnsommefelt som bidrar med inntekter både til selskapeneog til staten. Produksjonen er robust også motperioder med relativt sett lave priser på olje oggass. Aktivitetsnivået på norsk sokkel er høytbåde i absolutte tall og i historisk perspektiv selvom investeringene er vesentlig lavere enn i 2013og 2014. Det ble investert 122 mrd. kroner pånorsk sokkel i 2017.

Ressurstilveksten fra nye funn har de sisteårene vært lav. Dersom det ikke blir gjort nye,større funn vil, investeringsaktiviteten bli redu-sert på mellomlang sikt i mangel av nye, størreutbygginger. Tilsvarende vil det være viktig medmodning av nye prosjekter og tiltak for effektivdrift og økt utvinning på felt i drift for å opprett-holde aktivitetsnivå, verdiskaping og sysselsettin-gen over tid.

I 2016 ble fem planer for utbygging og drift(PUD) levert inn til myndighetene: Byrding, Dva-lin, Oda, Trestakk og Utgard. Alle er godkjent ogenten satt i produksjon (Byrding) eller er underutbygging. Det er totalt åtte pågående utbyggingerder utbyggingsplan ble levert før 2017, jf. figur 2.28.Samlede investeringer for disse prosjektene eranslått til om lag 214 mrd. kroner i faste 2017-priser.

Det ble også fattet investeringsbeslutning påen rekke nye utbyggingsprosjekter i 2017. Ti pro-sjekter leverte PUD, med en forventet samletinvestering på over 120 mrd. kroner i faste 2017-priser: Johan Castberg, Ærfugl, Bauge, Njordvidereutvikling, Fenja, Snorre videreutvikling,Skogul, Yme, Ekofisk 2/4 Victor Charlie og Val-hall flanke vest. Disse utbyggingsprosjektene erstore, lønnsomme industriprosjekter i milliard-klassen som en ikke finner i andre deler av norsknæringsliv.

Da norsk leverandørindustri er internasjonaltkonkurransedyktig gir prosjekter på norsk sokkelerfaringsmessig betydelig aktivitet og sysselset-ting på fastlandet. For eksempel er 70 pst. av kon-traktene for Johan Sverdrup første byggetrinn til-delt leverandører med norsk fakturaadresse.Disse bedriftene er lokalisert på mange ulike ste-der i Norge, jf. figur 2.29.

De ti utbyggingene som det ble levert utbyg-gingsplan for i 2017 er i utbyggingsfasen anslått ågi grunnlag for nesten 110 000 årsverk i Norgefordelt over flere år. Oppdrag knyttet til disseutbyggingene er viktig for mange bedrifter rundt ilandet, herunder i de delene av landet som blehardest rammet etter oljeprisfallet i 2014. Opp-drag knyttet til disse ti nye utbyggingene kommeri tillegg til oppdrag knyttet til allerede pågåendeutbygginger, samt ytterligere investeringer og til-tak på eksisterende felt.

For å opprettholde verdiskapingen fra norsksokkel, er det viktig å kontinuerlig identifisere ogmodne frem prosjekter for å videreutvikle felt.Effektiviseringen og nyskapingen som har funnetsted de siste årene gir grunnlag for flere lønn-somme prosjekter og dermed god ressursforvalt-ning og høy verdiskaping. Prosjektene som nåvedtas, forventes å gi solid verdiskaping og vilvære robuste ved oljepriser vesentlig underdagens nivå.

Det arbeides med mange prosjekter på eksis-terende felt som gir betydelig reservetilvekst. Iressursregnskapet for 2017 inngår 284 prosjekterfor økt oljeog/eller gassproduksjon og forlengetlevetid på eksisterende felt. Dette utgjør tilsammen 935 mill. Sm3 o.e.

Det er forventet investeringsbeslutning påflere nye utbyggingsprosjekter også i 2018 og2019. De tre største prosjektene i 2018 – Nova,Johan Sverdrup byggetrinn to og Troll fase tre –har alene et samlet investeringsanslag på om lag70 mrd. kroner.

Det er også flere andre utbyggingsprosjektersom selskapene arbeider med, og hvor det kan blilevert utbyggingsplan i 2018/2019. Det inkluderer:Luno II, Mikkel Sør, Smørbukk Nord, Trell ogTrine, Garantiana, Fogelberg og Tor. Rettighetsha-verne i området mellom Alvheim og Oseberg(North of Alvheim og Krafla/Askja – Noaka) jobbermed å modne frem et robust utbyggingskonsept forområdet. Det arbeides også videre med prosjektersom Alta/Gohta og Wisting i Barentshavet.

Petroleumsnæringen er internasjonal og påvir-kes derfor direkte av internasjonale kostnads- ogkapasitetsforhold som f.eks. endringer i verdens-markedspriser på innsatsfaktorer som stål. Disse


kostnadene er redusert de siste årene. Detsamme er driftskostnadene. En viktig grunn til atde nye investeringsbeslutningene er de tiltakpetroleumsnæringen selv har satt i verk de sisteårene for å redusere kostnadsnivået på norsk sok-kel. Forenkling og forbedringsarbeid har medførtendrede arbeidsprosesser internt og mellom ope-ratør og leverandører. Tiltakene har gitt resultaterog vises både i form av lavere investeringskostna-der for nye prosjekter, reduserte kostnader påutvinningsbrønner på felt i drift og i redusertedrifts- og letekostnader.

Oljedirektoratet sammenlignet i sin res-sursrapport for 2017 operatørselskapenes anslagfor investeringskostnader i syv ulike utbyggings-prosjekter3. Analysen viste stor reduksjon i pro-sjektenes balansepriser, for enkelte mer enn enhalvering. For de sju prosjektene som er under-søkt i ODs ressursrapport er balanseprisen redu-sert til under 40 US dollar per fat oljeekvivalenter,for noen under 30. Denne reduksjonen i investe-ringskostnader gjør nye utbygginger mer robusteogså mot perioder med lavere oljeog gasspriser.

Driftskostnadene er også redusert de sisteårene. En beregning basert på de 67 feltene som

kom i produksjon før 2013 og som fortsatt produ-serte i 2016, viser at den samlede driftskostnadenfalt fra 54 til 40 mrd. kroner fra 2014 til 2016. Detteutgjør en reduksjon på om lag 26 pst.

I driftsfasen er det flere forhold som påvirkerhvor lønnsomt et utbyggingsprosjekt viser seg åbli til slutt. Dette er forhold som oljepris, drifts-kostnader i løpet av produksjonsperioden og hvormye ressurser som blir realisert før nedsteng-ning. På de fleste felt på norsk sokkel har utvinn-bare reserver økt i produksjonsfasen. Dermed for-lenges også levetiden. For felt i drift har gjennom-snittlig levetid økt med 12 år sammenlignet medforventningen i PUD.

Det er viktig at rettighetshaverne tar beslut-ninger som er i tråd med god ressursforvaltning.Kostnadsreduserende tiltak gir ikke bare bedrelønnsomhet på kort sikt, men understøtter ogsålangsiktig verdiskaping. Når forekomster skalbygges ut, er det viktig både at alle relevante alter-nativer blir utredet slik at det velges løsningersom har fleksibilitet til å ivareta fremtidige mulig-heter, og at prosjektene er kvalitetssikret slik atrettighetshaverne har en robust gjennomførings-plan. Selv om det finnes noen unntak, ender defleste prosjektene på norsk sokkel opp med utbyg-gingskostnader innenfor usikkerhetsspennet somer angitt i utbyggingsplanen.

3 Johan Sverdrup byggetrinn II, Johan Castberg, Utgard,Oda, Trestakk, Dvalin og Bauge.

Figur 2.28 Felt under utbygging på norsk sokkel

Kilde: Olje- og energidepartementet

Yme (New development) Repsol

Skogul Aker BP

Snorre (SEP) Statoil

Fenja VNG

Njord (Njord future) Statoil

Ærfugl Aker BP

Ekofisk Sør (2/4 VC) ConocoPhillips

Johan Castberg Statoil

Valhall (flanke vest) Aker BP

Bauge Statoil

Aasta Hansteen Statoil

Dvalin DEA Norge

Trestakk Statoil

Martin Linge Statoil

Oseberg (Vestflanke) Statoil

Johan Sverdrup Statoil

Utgard Statoil

Oda Spirit Energy Norge

Planer for utbygging og drift (PUD) levert i 2017 Pågående utbygginger,

PUD levert før 2017


Boks 2.3 Feltutbygginger som leverte plan for utbygging og drift i 2017

Johan Castberg-feltet i Barentshavet ble påvist i2011 og planlegges utbygd med et flytende pro-duksjons- og lagerskip. Statoil er operatør. Detteer den største av utbyggingene som ble beslut-tet i 2017. Utbyggingen av Castberg-feltet ergrundig beskrevet i proposisjonens del 3.

Ærfugl er et gass- og kondensatfelt påvist i2000 vest for Skarv-feltet i Norskehavet. Ærfuglskal knyttes opp til Skarv. Feltet skal etter pla-nen starte produksjon i 2020 og utvinnbarereserver er 44 mill. standardkubikkmeter (Sm3)oljeekvivalenter (o.e.) Ærfugl er ventet å produ-sere i 15 år og samtidig forlenge levetiden ogøke de utvinnbare reservene på Skarv. Investe-ringene er anslått til 8,5 mrd. kroner1. Aker BPer operatør for feltet. PUD for Ærfugl er god-kjent.

Njord videreutvikling er et oppgraderings-og utviklingsprosjekt i Norskehavet. Njord-inn-retningene skal oppgraderes for å kunne produ-sere fram mot 2040, samt gi mulighet for effek-tiv utbygging av Bauge og Fenja (se under).Gjenværende utvinnbare reserver i Njord-feltet(inkludert tilknyttede Hyme) er 28 mill. Sm3 o.e.Investeringene er anslått til 15,1 mrd. kroner2.Produksjonsstart er planlagt til 4. kvartal 2020.Statoil er operatør. PUD for Njord videreutvik-ling er godkjent.

Bauge er et oljefelt i Norskehavet, som vil blibygget ut med en havbunnsinnretning knyttet tilNjord-plattformen. Utvinnbare reserver er drøyt11 mill. Sm3 o.e., og investeringene er anslått til3,8 mrd. kroner2. Produksjonsstart er planlagttil 4. kvartal 2020. Statoil er operatør. PUD forBauge er godkjent.

Fenja er et oljefelt i Norskehavet, som vil blibygget ut med en havbunnsinnretning knyttet tilNjord-plattformen. Utvinnbare reserver er 15mill. Sm3 o.e., og investeringene er anslått til10,2 mrd. kroner. Planlagt produksjonsstart er i2021. VNG Norge er operatør. PUD for Fenja ergodkjent.

Snorre videreutvikling i Nordsjøen er et avde største prosjektene for økt oljeutvinning på

norsk sokkel. Prosjektet innebærer en omfat-tende havbunnsutbygging med seks nye hav-bunnsrammer koblet opp mot Snorre A som erberegnet å øke utvinningen på Snorre-feltet med31 mill. Sm3 olje. Planlagt produksjonsstart er i2021. Investeringene er anslått til 19,3 mrd. kro-ner. Statoil er operatør.

Skogul er et mindre oljefelt i midtre del avNordsjøen. Utvinnbare reserver er 1,5 mill. Sm3

olje og feltet vil knyttes opp til produksjonsski-pet på Alvheim-feltet. Investeringene er anslåtttil 1,5 mrd. kroner. Forventet produksjonsstarter i 2020. Aker BP er operatør. PUD for Skoguler godkjent.

Yme-feltet i Nordsjøen skal gjenutbyggesmed en oppjekkbar innretning med bore- ogpro-sessanlegg. Utvinnbare reserver er drøyt ti mill.Sm3 o.e, og investeringene er anslått til 8,2 mrd.kroner. Forventet produksjonsstart er i 2020.Repsol er operatør. PUD for Yme er godkjent.

Ekofisk 2/4 Victor Charlie er et økt utvin-ningsprosjekt i Nordsjøen som innebærer en nyhavbunnsramme for vanninjeksjon og boring ogkomplettering av fire nye injeksjonsbrønner.Prosjektet skal øke utvinningen fra Ekofisk med2,7 mill. Sm3 o.e. Investeringene er anslått til 2,3mrd. kroner. Forventet produksjonsstart er motslutten av 2018. ConocoPhillips er operatør.PUD er godkjent.

Valhall flanke vest er et utbyggingsprosjekt iNordsjøen som innebærer utplassering av enubemannet brønnhodeplattform som skal styresfra feltsenteret på Valhall. Den nye innretningenvil ha kapasitet for fremtidige brønner. Utbyg-gingen skal øke utvinnbare reserver med snautti mill. Sm3 o.e. Investeringene er anslått til 5,5mrd. kroner. Produksjonsstart er ventet i 2019.Aker BP er operatør. PUD for Valhall flanke vester godkjent.

1 Alle investeringsbeløp i denne boksen er angitt i faste2017-priser.

2 Det siste oppdaterte investeringsanslaget for utbyggin-gen, jf. Prop. 1 S (2017–2018) for Olje- og energidepart-mentet.


Mange felt på norsk sokkel har etter hvertinfrastruktur med ledig kapasitet, det være seg iprosessanlegg på plattformer og produksjonsskip,i rørledninger eller på landanlegg/terminaler.Denne ledige kapasiteten kan benyttes ved utbyg-ging av nye felt. Innfasing til eksisterende infra-struktur er i mange tilfeller en kostnadseffektiv,og eneste økonomisk lønnsomme, måte å byggeut småfelt på. De senere årene finnes det mangeeksempler på utbygginger som knytter seg tileksisterende felt, blant annet Maria, Trestakk,Dvalin, Byrding, Oda og Utgard.

Innfasing av mindre felt til eksisterende feltin-frastruktur bidrar ofte til forlenget levetid foreksisterende felt og infrastruktur. Derigjennommuliggjøres økt utvinning og høyere verdiskapingogså fra vertsfeltet. En forlengelse av levetiden tilinfrastrukturen gir også insentiver til ytterligerefeltnær leting fordi flere funn kan produseresmens infrastrukturen er på plass og i drift.

Eksisterende felt og infrastruktur på norsksokkel blir gjennom slike utbyggingsløsningerstadig mer sammenvevd. Både rør, feltinnretnin-

ger og andre anlegg brukes oftere og oftere av etstørre antall felt. Denne integrasjonen av felt ska-per først og fremst nye muligheter for god res-sursforvaltning, men medfører også enkelte nyeutfordringer. Det gir utnyttelse av storskalaforde-ler, men betyr også mer kompliserte og avhen-gige kjeder i produksjonen.

For å sikre effektiv bruk av infrastruktur pånorsk sokkel, regulerer myndighetene adgang ogvilkår for bruk. For å gi gode insentiver til leting,utbygging og økt utvinning er et viktig prinsipp atfortjenesten skal tas ut på felt og ikke i infrastruk-turen. Den eksisterende infrastrukturen på norsksokkel er et konkurransefortrinn og gir oss mulig-heten til å utvinne også mindre petroleumsfore-komster på en kostnadseffektiv måte. Myndighe-tene bidrar til å sikre tilgang til infrastrukturen pårimelige vilkår gjennom forskrift om andres brukav innretninger (TPA-forskriften) og reguleringenav gasstransportsystemet. TPA-forskriften erbasert på at eier og bruker av en innretning for-handler frem vilkår for bruk.

Figur 2.29 En rekke bedrifter rundt i landet leverer til Johan Sverdrup-utbyggingen

Kilde: Statoil


2.2.6 Leteaktivitet og pågående konsesjonsrunder

Store deler av produksjonen fram i tid vil kommefra funn som ennå ikke er påvist. En nødvendigforutsetning for å opprettholde produksjonsni-vået over tid er at det gjøres lønnsomme funnregelmessig. Jevn tilførsel av prospektivt letearealer viktig for å opprettholde både leteaktiviteten og

den langsiktige verdiskapingen fra norsk sokkel.For å nå hovedmålet i petroleumspolitikken, erdet derfor viktig å holde et forutsigbart og høyttempo i tildeling av leteareal.

Leting er en kompleks og dynamisk virksom-het. Teknologien videreutvikles, forståelsen forområdene øker og nye ideer skapes. En jevn lete-aktivitet i oljeselskapene gir best grunnlag for å

Boks 2.4 Økt produksjon på Norne

Norne er et eksempel på et felt som både harøkt sine egne reserver og som har faset innmange nye funn over tid. PUD for Norne blegodkjent i 1995. Planen var kun for utvinning avolje, mens mulighetene for å produsere gass varavhengig av nye rør ut fra Norskehavet. Produk-sjon av olje startet i 1997, mens gasseksportstartet i 2001 med en egen rørledning til Åsgardfor videre transport til Europa via Kårstø.

Siden produksjonen fra Norne-feltet avtok på2000-tallet, har feltene Urd, Alve, Marulk ogSkuld blitt faset inn til Norne-innretningen. I dagproduseres det større volumer fra satellitteneenn fra vertsfeltet, jf. figur 2.30. Hittil er totaltsett om lag 80 pst. av produksjonen kommet fraNorne. De siste årene har imidlertid om lag 80pst. kommet fra tilknyttede felt. Det arbeidesogså med å bygge ut ytterligere funn i området.

På utbyggingstidspunktet var forventet levetidfor Norne 2012. I dag, avhengig av hvilke pro-sjekter som besluttes fremover, forventes pro-duksjon over Norne forbi 2025.

Utbyggingen av Norne var svært lønnsomog tilbakebetalt allerede i løpet av det fjerde pro-duksjonsåret. Videreutviklingen av Norne harbidratt til at feltet har gitt langt høyere verdiska-ping enn antatt på utbyggingstidspunktet. For-ventet kontantstrøm på PUD-tidspunktet haddeen total nåverdi, med en kalkulasjonsrente på 7pst. reelt, på om lag 32 mrd. kroner. Den fak-tiske kontantstrømmen har gitt en foreløpignåverdi på 83 mrd. kroner. Om verdier fra tred-jepartsfelt inkluderes, har Norne bidratt til etoverskudd målt ved nåverdi på om lag 92 mrd.kroner. Disse tallene er i faste 2017-kroner.

Figur 2.30 Produksjon fra Norne og tilknyttede felt

Figuren viser kun produksjonsprognose frem til 2025, men det er forventet produksjon også utover 2025Kilde: Oljedirektoratet

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

1997 2001 2005 2009 2013 2017 2021 2025

Mill

ione

r Sm

3 ol

jeek

viva

lent

er p

er å

r

Norne-PUD Norne Tilknyttede felt og funn Prognose totalt


utnytte og bygge den undergrunnskompetansensom er avgjørende for en effektiv leting.

Åpnede områder for petroleumsvirksomhet pånorsk sokkel omfatter areal i Nordsjøen, Norske-havet og sørlig del av Barentshavet, jf. figur 2.31. Ide åpnede områdene forventes det fortsatt å væreuoppdagede ressurser som kan gi grunnlag foraktivitet i mange år fremover. Samtidig er en bety-delig del av potensialet, og i enda større grad opp-siden i ressursestimatet, knyttet til områder som idag ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet.

Det er to likestilte konsesjonsrunder på norsksokkel. Tildeling i forhåndsdefinerte områder(TFO) skjer årlig i de best kjente leteområdene pånorsk sokkel. Disse rundene omfatter størstede-len av åpnet areal på norsk sokkel. I tillegg gjen-nomføres nummererte konsesjonsrunder i demindre kjente leteområdene. I nummererte kon-sesjonsrunder inviteres selskapene til å nominereareal som de ønsker skal inngå i utlysningen.TFO-rundene på sin side omfatter et fast arealsom utvides når kunnskapen om geologien i letea-realet øker. For disse områdene er det derfor ikkebehov for en nominasjonsprosess.

I fjorårets konsesjonsrunde i de best kjenteleteområdene, TFO2017, ble 34 selskaper tilbudtandeler i 75 utvinningstillatelser. Et forslag tilutlysning av årets runde i disse områdene,TFO2018, har vært på høring. For areal i de minst

kjente leteområdene pågår 24. konsesjonsrunde.Ved søknadsfristens utløp 30. november 2017søkte 11 selskaper om areal. Tildeling av nyeutvinningstillatelser i runden er planlagt medio2018.

Leteaktiviteten har holdt seg på et godt nivå desiste to år på tross av fallet i oljeprisen. I 2017 bledet boret 17 letebrønner i Barentshavet, fem iNorskehavet og 12 i Nordsjøen. Det ble gjort 11nye funn, fordelt på seks i Barentshavet, tre i Nor-skehavet og to i Nordsjøen. Ressurstilveksten er istørrelsesorden 13–36 mill. Sm3 olje/kondensatog 11,4–23,2 mrd. Sm3 utvinnbar gass. Dette ermindre enn forventet.

Det forventes at antall letebrønner i 2018 økernoe sammenlignet med 2017. Det planlegges flestletebrønner i Nordsjøen. Det endelige tallet påletebrønner kan variere, siden forsinkelser på enbrønn vil påvirke oppstarten av de andre brøn-nene riggen skal bore.

Høyest mulig verdiskaping gjennom god res-sursforvaltning er en overordnet målsetting ipetroleumspolitikken. Oljedirektoratet har gjorten studie av verdiskapingen på leteaktiviteten iperioden 2008–2017. Studien viser at letevirksom-heten i perioden har tilført samfunnet betydeligeverdier. Forventede fremtidige salgsinntekter forolje og gass fra funnene er anslått å bli om lag 960mrd. kroner høyere enn forventede utbyggings-og driftskostnader, jf figur 2.32. Nåverdien av lete-kostnadene på norsk sokkel i samme periode varom lag 400 mrd. kroner. Inkluderes letekostna-dene i beregningen, er beregnet nåverdi fra letingi perioden om lag 560 mrd. kroner. Dette viser atleteaktiviteten de siste ti årene har vært lønnsom.Konklusjonen gjelder for alle havområdene påsokkelen.

I ODs lønnsomhetsanalyse er det verdiele-menter som ikke er forsøkt tallfestet. Det gjelder

Figur 2.31 Arealstatus norsk sokkel


Figur 2.32 Verdiskaping fra leting 2008–2017


1750

960 560

0

500

1000

1500

2000

Nåverdi bruttoinntekt

Dagens netto nåverdi

Netto nåverdi inkludert alle kostnader

Nåv

erdi

, 7 p

st. r

eelt,

201

7-kr

oner

- 790 mrd. nåverdi utbyggingsog driftskostnader

- 400 mrd. nåverdi letekostnader


blant annet geologisk informasjonsverdi utoverden enkelte brønn og økt verdi fra allerede påvisteog fremtidige funn gjennom felles utbygging/pro-duksjon. Disse verdiene utgjør en oppside og kanvære betydelige.

2.2.7 Oljeselskaper som både kan og vil

Myndighetene styrer petroleumsvirksomhetengjennom overordnede rammer. I den norskemodellen benyttes oljeselskapene til å skape ver-dier for fellesskapet.

Oljeselskapene blir rettighetshavere i utvin-ningstillatelser, noe som medfører plikter og ret-tigheter. De har ansvar for å planlegge og gjen-nomføre aktivitet i alle faser av petroleumsvirk-somheten i en utvinningstillatelse fra leting tileventuell utbygging, drift og nedstenging. Detteer en fornuftig og god rollefordeling da det er olje-selskapene som til enhver tid sitter på best og opp-datert informasjon om geologi, reservoar, og tek-nologi og løsninger for effektiv og sikker leting,utbygging og drift.

For at denne ressursforvaltningsmodellen skalfungere, er det viktig at oljeselskapene i størstmulig grad har egeninteresse av å ta de beslutnin-ger som er best for staten som ressurseier. Dettehar føringer på hele reguleringen av næringen,inklusive utformingen av skatte- og avgiftssys-temet og øvrig regulering. Det er også avgjørendeat rettighetshaverne både har kompetanse og viljetil å gjennomføre alle lønnsomme tiltak på eneffektiv og sikker måte. Et mangfold av oljeselska-per med ulike forretningsmessig strategi leggerbest til rette for at flest mulig av de forretningsmu-lighetene som er på norsk sokkel utnyttes.

Den norske modellen er utformet slik at sel-skapene skal konkurrere når det er bra for res-sursforvaltningen og samarbeide når det er opti-malt. Konkurranse bidrar til å skape innovativeløsninger og fremmer effektivitet, mens samar-beid blant annet bidrar til erfaringsoverføring ogkvalitetskontroll og gir de beste utbyggings- ogtransportløsningene på sokkelen som helhet.

Utvinningstillatelser blir som hovedregel til-delt en gruppe oljeselskaper. Beslutninger i utvin-ningstillatelsen tas i henhold til stemmereglerfastsatt av departementet. Arbeidet i utvinningstil-latelsen organiseres i henhold til en standard sam-arbeidsavtale. En av rettighetshaverne utpekes avdepartementet til operatør og har som oppgave påvegne av rettighetshavergruppen, å stå for plan-legging og gjennomføring av aktiviteten underden enkelte tillatelse. Øvrige rettighetshavere haret påse-ansvar overfor operatøren.

Oljeselskapene kan velge å drive på norsk sok-kel eller i andre oljeprovinser globalt. I tillegg tilforventet lønnsomhet, tilgang til areal og geo-logisk potensiale i ressursbasen, vil også andrefaktorer kunne ha betydning for et oljeselskapsinvesteringsvalg. Det kan være forhold som:– Effektive, stabile og forutsigbare rammer for

virksomheten; et stabilt og effektivt skatte-system som legger til rette for utnyttelse av allesamfunnsøkonomiske ressurser, god tilgang tillovende leteareal og kostnadseffektiv tilgang tilinfrastruktur for nye utbygginger

– Lave inngangsbarrierer i form av ikke-diskri-minerende tildelingskriterier, gratis tilgang tilsokkeldata og et mer utviklet annenhåndsmar-ked for andeler

– Kompetansen både hos lokale leverandør- ogservicebedrifter og i næringskjeden generelt.

– En rasjonell oppfølging av regelverket, samtgodt tillitsbasert samarbeid mellom selskaper,deres ansatte og myndigheter, noe som bidrartil redusert risiko

Antall aktører på norsk sokkel har økt fra midtenav 2000-tallet, blant annet som følge av politikk-endringer for å skape et større mangfold. Desenere årene har mangfoldet også gjort seg gjel-dende for operatørskap for felt, jf. figur 2.33. Iløpet av de siste årene har selskaper som Aker BP,DEA, Eni, Lundin, Spirit og Wintershall blitt ope-ratør for feltutbygginger.

Nye aktører har bidratt til en rekke funn og fel-tutbygginger på norsk sokkel. Det er i dag 43 sel-skap aktive på norsk sokkel. På grunn av restruk-tureringene i næringen de siste årene, er antalletselskaper færre enn for noen år tilbake. Det harvært en rekke sammenslåinger og oppkjøp knyt-tet til selskaper med hovedaktivitet innen leting.Selskaper eid av europeiske energiselskaper har

Figur 2.33 Utvikling i aktørbildet over tid


0

2

4

6

8

10

12

14

16

2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Ant

all s

elsk

ap

Store selskap Mellomstore selskap Små selskap Europeiske gass-/kraftselskap


blitt solgt som del av disse konsernenes restruk-turering. Når det gjelder de største oljeselska-pene, har noen, som BP og ExxonMobil, valgt åikke lenger være operatør for gamle, norske felt.Samtidig har andre større selskaper vært aktive ide siste konsesjonsrundene på norsk sokkel. Sta-toil spiller en viktig rolle på norsk sokkel, og etfortsatt aktivt og effektivt Statoil er viktig for godressursforvaltning på norsk sokkel.

Flere selskaper har som del av denne proses-sen kommet styrket ut. Det gjelder mellomstoreselskaper som satser aktivt på norsk sokkel, her-under AkerBP, DEA, Ineos, Lundin, Neptune,OMV, Point, Repsol, Spirit og Wintershall. Detteer en type selskaper som blir viktige for en positivvidereutvikling av norsk sokkel. Gjennom en fort-satt kombinasjon av erfarne og aktive store ogmellomstore selskaper, mer rendyrkede letesel-skaper og nyetableringer innen både leting ogproduksjon, legges det til rette for å nå målene ipetroleumspolitikken.

2.3 Regjeringens petroleumspolitikk

Norges petroleumsressurser er det norske folkseiendom. Olje- og gassnæringen er, og har vært,en bærebjelke for norsk økonomi de siste tiårene.De kommende årene vil oljeog gassnæringenfortsatt spille en nøkkelrolle i norsk økonomi oggjennom skattesystemet og SDØE-ordningenbidra i betydelig grad til finansieringen av det nor-ske velferdssamfunnet.

Hovedmålet i petroleumspolitikken er å leggetil rette for lønnsom produksjon av olje og gass i etlangsiktig perspektiv. Samtidig skal en stor andelav verdiskapingen tilfalle den norske stat, slik atden kan komme hele samfunnet til gode.

Aktiviteten på norsk sokkel gir store mulighe-ter for en positiv videreutvikling av norsk leveran-dørindustri. Det er i underkant av 200 000 somdirekte er sysselsatt samt knyttet til etterspørse-len fra petroleumsnæringen. Næringen er kompe-tansetung, og teknologisk avansert. Mange norsk-baserte bedrifter er mest konkurransedyktige innmot norsk sokkel. Aktivitet hos disse henger der-for sammen med fremtidige markedsmuligheter ihjemmemarkedet på norsk sokkel. Regjeringenvil tilrettelegge for god ressursforvaltning, høyverdiskaping og høye statlige inntekter gjennom åvidereføre en stabil, langsiktig petroleumspoli-tikk.

Forvaltningen av petroleumsressursene skalskje innenfor forsvarlige rammer når det gjelderhelse, miljø og sikkerhet. Regjeringen vil legge til

rette for at norsk petroleumsindustri fortsatt skalvære ledende innen helse, miljø og sikkerhet, jf.Meld. St. 12 (2017–2018) Helse, miljø og sikker-het i petroleumsvirksomheten. Rollen som petro-leumsprodusent skal også fremover forenes medambisjonen om å være verdensledende i miljø- ogklimapolitikken. Regjeringen vil videreføre kvote-plikt og CO2-avgift som hovedvirkemidler iklimapolitikken på norsk sokkel, og samtidig opp-rettholde strenge miljøkrav til norsk oljeproduk-sjon.

Det er flere mulige utviklingsbaner for norsksokkel, avhengig av blant annet prisutviklingenfor olje og gass, kostnadsnivået på norsk sokkel,teknologi og geologi. Utviklingen er også avhen-gig av en målrettet petroleumspolitikk for å maksi-mere verdiskapingen fra virksomheten.

I St.meld. nr. 38 (2001–2002) som ble lagt fremav Bondevik II-regjeringen i juni 2002, ble dettrukket opp to utviklingsbaner for oljeog gass-produksjonen fra norsk sokkel. Det ble trukketopp en forventningsbane, basert på en petroleums-politikk der en fortsatt la til rette for lønnsom pro-duksjon av oljeog gassressursene i et langsiktigperspektiv, og en «forvitringsbane», der en barehøstet av allerede foretatte investeringer, jf. figur2.34.

En sammenlikning med den langsiktige pro-duksjonsbanen fra 2002 viser at produksjonen nåligger over det man anslo for 15 år siden. Det skyl-des en næring som har grepet de mulighetenemyndighetene har tilbudt godt hjulpet av en peri-ode med gode oljepriser. Det skyldes en aktiv ogstabil petroleumspolitikk der det er lagt til rettefor et aktørbilde og rammevilkår som gjør at allelønnsomme ressurser skal utnyttes.

Det blå området viser den ekstraproduksjonsom næringen har klart å skape og forventesskape ved nye beslutninger siden 2002. Dissebeslutningene har medført høy verdiskaping,store inntekter til samfunnet og omfattende sys-selsetting, og utgjør en stor del av produksjonen idag og fremover. Introduksjonen av TFO- og lete-refusjonsordningen, stabile rammebetingelser,økt mangfold blant oljeselskapene og en effektivregulering av infrastruktur har vært med på åutløse økningen i verdiskaping og produksjon.

Det er ingen grunn til at potensialet for ytterli-gere verdiskaping gjennom en aktiv politikk ermindre i dag enn i 2002. De valg som gjøres nå ogfremover vil være avgjørende for om inntekts-,verdiskapings- og aktivitetsmulighetene som lig-ger i lønnsom utnyttelse av våre petroleumsres-surser blir utnyttet. Ved å videreføre en aktivpetroleumspolitikk legger man best til rette for å


gjenskape den positive utviklingen som er opp-nådd siden 2002. Det står om mange mrd. kroner istatlige inntekter, og produktive kompetansear-beidsplasser i hele landet.

2.3.1 Fortsatt stabile og forutsigbare rammebetingelser

Forvaltningen av sektoren bygger på de sammeprinsippene som forvaltningen av annen nærings-virksomhet i Norge. For å nå målsetningene ipetroleumspolitikken er det etablert en klar ogtydelig ansvarsfordeling mellom myndigheteneog oljeselskapene. Staten eier ressursene og detligger store verdier i vår olje og gass. Derfor harstaten valgt å sikre seg sterkere styringshjemlerfor petroleumsvirksomheten enn for annennæringsvirksomhet.

Myndighetene regulerer sektoren ved å setteklare og forutsigbare rammer. Aktørene i nærin-gen har mest kunnskap, kompetanse og informa-sjon om muligheter og utfordringer i sin aktivitetog forestår derfor den daglige operasjonelle akti-viteten innen leting, utbygging, drift og avslut-ning. Det er selskapene som har det fulle ansvaretfor den operasjonelle aktiviteten, herunder at denutføres i henhold til de rammene myndighetenehar satt. Sektoren er organisert slik at selskapenekonkurrerer i de situasjoner hvor det ivaretarsamfunnets interesser best og samarbeider nårdet gir best resultater.

Gjennom lover og forskrifter krever alle sen-trale aktiviteter i alle faser av petroleumsvirksom-heten tillatelser, samtykker og godkjenninger framyndighetene. Den som ønsker å utvinne petrole-umsressursene på norsk kontinentalsokkel må hakonsesjon (utvinningstillatelse) fra staten. Enutvinningstillatelse gir enerett for rettighetsha-verne til undersøkelse, leteboring og utvinning avpetroleumsforekomster innenfor det området somomfattes av tillatelsen. Tildeling av utvinningstilla-telser gjøres på grunnlag av et bestemt sett av kri-terier som er forankret i EUs konsesjonsdirektiv.Sentrale kriterier er søkers geologiske og teknolo-giske kapasitet og finansielle styrke. Det kan ogsålegges vekt på erfaringen med søkeren. Departe-mentet setter sammen rettighetshavergruppene,fordeler deltakerandelene og utpeker en av rettig-hetshaverne til å være operatør. Operatøren fore-står den daglige ledelsen av virksomheten påvegne av rettighetshavergruppen, og har ethovedansvar for at virksomheten samlet foregårpå en forsvarlig måte og i samsvar med regelver-ket. Arbeidet i utvinningstillatelsene organiseres ihenhold til en standard samarbeidsavtale. Deøvrige rettighetshaverne har plikt til å påse at ope-ratøren etterlever krav, herunder krav gitt i helse-,miljø- og sikkerhetslovgivningen. Beslutninger irettighetshavergruppen tas etter stemmereglerfastsatt av departementet. Andeler i utvinningstil-latelser kan overdras mellom selskaper. Slikeoverdragelser krever samtykke fra myndighetene,det samme gjør overføring av operatørskap.

Figur 2.34 Utviklingsbaner for petroleumsproduksjonen på norsk kontinentalsokkel

Kilder: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet

0

50

100

150

200

250

300

2002 2006 2010 2014 2018 2022 2026 2030

Mill

. Sm

3 olje

ekvi

vale

nter

per

år

Kun produksjon fra prosjekter besluttet før 2002 Forventet produksjon 2002 Forventet produksjon 2018


Blant annet for å sikre klare roller er særskilteoppgaver satt ut til egne statsselskaper – somGassco (operatør av gasstransportsystemet) ogPetoro (ivaretaker av SDØE-porteføljen på kom-mersielt grunnlag).

Oljedirektoratet spiller en sentral rolle i for-valtningen av oljeog gassressursene. Direktora-tet er en aktiv pådriver overfor selskapene for å fårealisert mest mulig av ressurspotensialet på sok-kelen og sikre at gode helhetlige løsninger velges.Dette er viktig for at det skal skapes størst muligverdier for samfunnet.

Så lenge kommersielle selskaper står forleting, utbygging og drift er det avgjørende at debeslutninger som er best for samfunnet i størstmulig grad også er best for selskapene. Dette gjel-der ved alle beslutninger knyttet til leting, utbyg-ging og drift. Ressursforvaltningssystemet, petro-leumsskattesystemet, SDØE-ordningen og miljø-avgiftene er utviklet gjennom 50 år for å leggebest mulig til rette for å nå målene i petroleumspo-litikken.

Systemet for skattelegging av petroleumsres-sursene bygger på reglene for ordinær bedriftsbe-skatning. På grunn av den ekstraordinære lønn-somheten ved utvinning av petroleumsressurser,blir oljeselskapene i tillegg ilagt en særskatt. I2018 er den ordinære skattesatsen 23 pst. og sær-skattesatsen 55 pst. Totalt gir dette en marginalskattesats på 78 pst. Petroleumsskattesystemet erutformet med siktemål at selskapene som tarbeslutninger om leting, utbygging og drift, skalgjennomføre alle forventet samfunnsøkonomisklønnsomme tiltak og prosjekter, men ikke gjen-nomføre ulønnsomme tiltak og prosjekter.

Det er selskapenes netto overskudd på sokke-len som beskattes, noe som blant annet innebærerat alle relevante kostnader kommer til fradrag iskattegrunnlaget, herunder letekostnader. Mulig-het for utbetaling av skatteverdien av letekostna-der – leterefusjonsordningen – ble innført i 2005 forå gi alle petroleumsselskaper lik økonomisk verdiav skattefradraget. Selskaper med positiv nettoskattbar inntekt får umiddelbart fradrag for sineletekostnader. Enkelte selskaper har, eksempelvispå grunn av lete- eller utbyggingsaktivitet, ikkepositiv netto skattbar inntekt ett eller flere år. Sel-skaper som ikke er i skatteposisjon kan velge mel-lom å få utbetalt skatteverdien av letekostnadenumiddelbart fra staten (leterefusjon), eller å frem-føre underskuddet med rente til fradrag senere årnår selskapet har skattbart overskudd.

Det har vært bred politisk enighet om ramme-vilkårene for petroleumsvirksomhet. Dette harbidratt til stabile og forutsigbare rammevilkår

som er viktig for god ressursforvaltning og høyverdiskaping.

Regjeringen vil:

– Legge til rette for lønnsom produksjon av oljeog gass, blant annet gjennom forutsigbare ram-mevilkår

2.3.2 Tildele attraktivt leteareal

En jevn, forutsigbar tilgang på nytt areal i konse-sjonsrunder er viktig for å legge til rette for enfortsatt lønnsom leteaktivitet på norsk sokkel,blant annet gjennom å bidra til effektiv res-sursbruk i oljeselskapene. På norsk sokkel er detto likestilte typer konsesjonsrunder som skallegge til rette for en effektiv og rasjonell utfors-kning av hele norsk sokkel. Det er tildeling i for-håndsdefinerte områder (TFO) i leteområderhvor kunnskapen er høyest og nummererte run-der i øvrig areal. Alle områder som er åpnet og til-gjengelig for petroleumsvirksomhet, kan inklude-res i en konsesjonsrunde.

På størstedelen av norsk sokkel har det værtpetroleumsvirksomhet i flere tiår. Kunnskapenom geologien er god og det eksisterer eller plan-legges infrastruktur. Slike områder er modne ogomfattet av TFO-runder. For å oppnå god ressurs-forvaltning er det viktig å kunne utnytte infra-strukturen godt over tid. Da må det påvises lønn-somme ressurser mens infrastrukturen er påplass. TFO-rundene legger til rette for dette. TFO-rundene gjennomføres årlig innenfor et fast, for-håndsdefinert leteområde. TFO-området utvidesettersom områder modnes. TFO-området har der-for blitt større over tid og omfatter i dag storedeler av åpnet del av norsk sokkel.

I de mindre kjente leteområder på norsk sok-kel er skrittvis utforskning fortsatt viktig. Det sik-rer at relativt store områder kan utforskes med fåletebrønner, noe som bidrar til lavere letekostna-der. Nummererte runder starter med at oljesel-skapene inviteres til å nominere hvilke områderde ønsker inkludert i den forestående konsesjons-runden. Denne nominasjonen danner, sammenmed Oljedirektoratets vurderinger, et viktiggrunnlag for hvilket areal som inkluderes i enrunde. Denne nominasjonsprosessen er hovedfor-skjellen ved gjennomføring av TFO-runder ognummererte runder.

Tildeling av nye utvinningstillatelser gjøres påbakgrunn av innkomne søknader fra selskapene. Iutvinningstillatelsene forplikter rettighetsha-


verne seg til å gjennomføre et arbeidsprogram forå sikre effektiv utforskning.

For å opprettholde sysselsetting, verdiskapingog statlige inntekter over tid, trengs det regelmes-sig store og små funn. Størstedelen av norsk sok-kel har vært åpen for leteaktivitet i flere tiår. Selvom det finnes unntak, gjøres store funn oftest i entidlig utforskningsfase. For å øke sannsynlighetenfor å gjøre store, drivverdige funn er det derforviktig å utforske også nye områder, og at det gjø-res mens kompetansen er til stede.

Størstedelen av de uoppdagede ressursene lig-ger i Barentshavet. Petroleumsvirksomheten iBarentshavet har pågått i snart 40 år. Det er boreten rekke letebrønner, og det tredje feltet i områ-det skal nå bygges ut. En bredere omtale av detteer gitt i Prop. 114 S (2014–2015).

Regjeringen vil fortsette kunnskapsinnhentin-gen gjennom videre kartlegging av petroleums-ressursene, også i områder som ikke er åpnet forpetroleumsvirksomhet. I henhold til regjerings-plattformen vil regjeringen ikke åpne for petrole-umsvirksomhet, eller konsekvensutrede i hen-hold til petroleumsloven, i havområdene utenforLofoten, Vesterålen og Senja i perioden 2017–2021, og ikke iverksette petroleumsvirksomhetved Jan Mayen, iskanten, Skagerrak eller påMørefeltene. Regjeringen vil fastslå definisjonenav iskanten i forbindelse med revidering av for-valtningsplanen for Barentshavet og havområ-dene utenfor Lofoten, og i lys av anbefalinger fraFaglig forum.

I tråd med de rammer Stortinget har sluttetseg til for Barentshavet sørøst, er det, som enekstra beskyttelse av de viktige miljøverdier somfølger iskanten, satt tidsbegrensninger for letebor-ing langs den faktiske/observerte iskanten. Dissetidsbegrensningene er fra 23. konsesjonsrundegjort gjeldende for hele Barentshavet sør, og er endel av rammene for petroleumsvirksomhet inntilny forvaltningsplan blir vedtatt for området.

Regjeringen vil:

– Videreføre dagens praksis med jevnlige konse-sjonsrunder på norsk sokkel for å gi næringentilgang på nye letearealer

– Ved tildeling av utvinningstillatelser i den pågå-ende 24. konsesjonsrunden, legge vekt på mil-jøfaglige råd i eller nær særlig verdifulle områ-der (SVO), herunder vurdere begrensningerpå boring i oljeførende lag i en større radiusrundt Bjørnøya

– Fortsette kunnskapsinnhentingen gjennomvidere kartlegging av petroleumsressursene,

også i områder som ikke er åpnet for petrole-umsvirksomhet

– Ikke åpne for petroleumsvirksomhet, eller kon-sekvensutrede i henhold til petroleumsloven, ihavområdene utenfor Lofoten, Vesterålen ogSenja i perioden 2017–2021, og ikke iverksettepetroleumsvirksomhet ved Jan Mayen, iskan-ten, Skagerrak eller på Mørefeltene. Fastslådefinisjonen av iskanten i forbindelse med revi-dering av forvaltningsplanen for Barentshavetog havområdene utenfor Lofoten, og i lys avanbefalinger fra Faglig forum

– Ikke gjennomføre 25. konsesjonsrunde førrevidering av Forvaltningsplanen for Barents-havet og Lofoten er ferdig behandlet

2.3.3 Aktiv innsats innen forskning og utvikling

Utdanning, forskning og innovasjon er viktig forvidereutvikling av den norske oljeog gassnærin-gen, og er sentralt for å nå målene i petroleumspo-litikken. De er vitkige for å utnytte mer av res-sursbasen, øke effektiviteten, redusere kostnaderog oppnå enda renere produksjon.

Oljeselskapenes forskningsinnsats har de sisteårene vært i størrelsesorden tre til fire mrd. kro-ner årlig. Etter en topp i 2013 på om lag 4,2 mrd.kroner har investeringene falt til vel 3,2 mrd. kro-ner i 2016. Siste tilgjengelige anslag viser envidere nedgang i oljeselskapenes totale FoU-investeringer (forskning og utvikling) i 2017 og2018. Av oljeselskapenes investeringer i 2016 gikk1,2 mrd. kroner til eksterne norske FoU-miljøersom leverandørindustri, institutter og universitets-og høyskole-sektoren (Norges forskningsråd).

Mange leverandørbedrifter har en betydeligFoU-virksomhet. Siden leverandørindustrien ersammensatt av mange ulike næringer, er det van-skelig å fastslå størrelsen på FoU- innsatsen, mentall fra SSB tyder på at den totale egenutførte FoU-innsatsen i leverandørindustrien ligger på omtrentsamme nivå som oljeselskapene i perioden 2014–2016.

Det er leverandørindustrien, i samarbeid medforskningsinstituttene, som utvikler og leverermange av de nye teknologiske løsningene somoljeselskapene er avhengig av. Leverandørbedrif-tene har ikke de samme inntektene fra virksomhe-ten som staten og oljeselskapene, og har hellerikke økonomisk ryggrad til, på egenhånd, å finan-siere store teknologiske prosjekter som kankomme samfunnet for øvrig til nytte. Det er derforavgjørende at leverandørindustrien og insti-


tuttsektoren har målrettede virkemidler for sinFoU-virksomhet.

Gjennom statlige bidrag utløses økt og målret-tet innsats for FoU i næringen. Det er viktig at sta-ten også fremover bidrar med FoU-bevilgningerpå områder som har stor samfunnsøkonomiskverdi, men som ikke prioriteres høyt nok avnæringen selv. Dette gjelder særlig mer grunnleg-gende forskningog utviklingsvirksomhet somikke er markedsnært. Forskning og teknologiut-vikling skal bidra til varige kostnadsreduksjonerpå norsk sokkel og på den måten sikre konkurran-sekraft, verdiskaping og arbeidsplasser. Mer akti-vitet i nordområdene, fallende oljeproduksjon imodne områder og behovet for å minimere klima-og miljøeffektene av virksomheten på norsk sok-kel, øker behovet for ny teknologi og kunnskap.Disse utfordringene krever satsing på så velgrunnleggende forskning som anvendt forskningog teknologiutvikling med tung industriinvolve-ring.

Strategiorganet OG21 er et samarbeid mellomoljeselskaper, universiteter, forskningsinstitusjo-ner, leverandører og myndigheter som skal identi-fisere teknologiske prioriteringer for en effektivog miljøvennlig petroleumsvirksomhet på norsksokkel. Prioriteringene sikrer at petroleumsfors-kningen er relevant for utfordringene på norsksokkel og danner grunnlaget for tildelingene gjen-nom forskningsprogrammene.

Virkemidlene innenfor petroleumsforskninger hovedsakelig programmene PETROMAKS 2og DEMO 2000 i Norges forskningsråd. I tilleggkommer generelle ordninger som skattefunn.PETROMAKS 2 favner bredt, fra forskningspro-sjekter i universiteter og forskningsinstitutter tilinnovasjonsprosjekter ledet av industrien. DEMO2000 bidrar til testing av nye løsninger gjennomstøtte til pilot- og demonstrasjonsprosjekter. Tettnæringsinvolvering bidrar til at forskningsmid-lene går til å dekke behov som er identifisert avnæringen selv.

For å introdusere ny lønnsom teknologi ognye løsninger i markedet, er det behov for godeog treffsikre virkemidler. DEMO 2000 er det mestmarkedsnære virkemiddelet i innovasjonskjedenfor petroleum, og programmet retter seg spesieltmot leverandørindustrien for å pilotere og demon-strere ny teknologi for norsk sokkel. Offentligstøtte gjennom DEMO 2000 er risikoavlastendefor næringsaktørene og utløser prosjekter somellers ikke ville blitt gjennomført eller blitt gjen-nomført i et mindre omfang. Dette bekrefter enevaluering nylig foretatt av Menon Economics,

der høy utløsende effekt på næringens egne FoU-investeringer var en av hovedkonklusjonene. Atny teknologi når markedet raskere, bidrar til åstyrke norsk sokkels konkurranseevne og styrkemarkedsmulighetene til norske leverandører. Eva-lueringen bekrefter også at DEMO 2000-prosjek-ter resulterer i positive sysselsettingseffekter.

Både PETROMAKS 2 og DEMO 2000 er blittstyrket de senere årene, og det er svært mangeprosjektsøknader av høy kvalitet, også blant demsom blir avslått

Et forskningssenter for lavutslippssteknologivil bli etablert i løpet av 2018. Det nye senteret vilkomme i tillegg til ARCEx (Research Centre forArctic Petroleum) ved Universitetet i Tromsø somforsker på arktiske utfordringer, og det nasjonalesenteret for økt utvinning ved Universitetet iStavanger som skal bidra til å øke utvinningsgra-den på norsk sokkel. Petroleumssentrene er rettetmot grunnforskning, men vektlegger industrirele-vans. Sentrene har gjort det mulig å mobiliseresterke nasjonale og internasjonale forskningsmil-jøer til langsiktig og målrettet FoU-innsats i sam-arbeid med oljeselskaper og leverandørindustri.

Et viktig delmål med forskningssatsingen er åsikre rekruttering av relevant kompetanse tilpetroleumssektoren. Innenfor teknologiske fag-disipliner som IKT, engineering, geologi, reservo-arforståelse og reservoartolkning, samt digitalise-ring og prosjektgjennomføring, ligger den norskepetroleumsnæringen i front. Satsingen på rekrut-tering må også fremover følges opp. Det er avgjø-rende at det utdannes og rekrutteres ungdom tilnæringen som gjør norske bedrifter i stand til åløse de teknologiske utfordringene på sokkelen.Det er viktig at oljeog gassnæringen har tilgangpå relevant kompetanse nasjonalt. Forskningssen-trene og PETROMAKS 2 er viktige virkemidlerfor å styrke rekrutteringsgrunnlaget.

Regjeringen vil legge fram en revidert lang-tidsplan for forskning og høyere utdanning (LTP)sammen med statsbudsjettet høsten 2018. Hav,der petroleumsrettet forskning og teknologiutvik-ling inngår, skal fortsatt være ett av de prioriterteområdene.

Regjeringen vil:

– Videreføre satsingen på petroleumsbasertforskning for å øke verdiskapingen, styrkeinternasjonal konkurransekraft og redusereklima- og miljøpåvirkningen fra virksomheten

– Etablere et senter for lavutslippsløsninger iolje- og gassnæringen


2.3.4 Ren, energieffektiv og lønnsom produksjon

Klimautfordringen er global og må løses globalt.Olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel erunderlagt EUs kvotesystem for klimagasser. Olje-selskapene på norsk sokkel vil dermed på lik linjemed bedrifter i EU bidra til å redusere kvoteplik-tige utslipp med 43 pst. fra nivået i 2005 innen2030. I tillegg til dette betaler petroleumsvirksom-heten en høy CO2-avgift. Det er således på plassen sterk virkemiddelbruk for å begrense utslip-pene fra oljeog gassproduksjonen i Norge. Regje-ringen vil videreføre kvoteplikt og CO2-avgift somhovedvirkemidler i klimapolitikken på norsk sok-kel.

Det stilles også strenge klimakrav til produk-sjonsfasen på felt på norsk sokkel ved at det erkrav om bruk av beste tilgjengelige teknologi vednye utbygginger. I tillegg har Enova ordningersom støtter pilotering og demonstrasjon av nyeenergi- og klimateknologier, også i petroleums-sektoren. Arbeidet med å etablere et nytt senterfor lavutslippsteknologi er igangsatt.

Kvoteplikt og CO2-avgift gir oljeselskapene enkontinuerlig egeninteresse av å begrense sineutslipp. Departementet har en klar forventning tilat rettighetshavergruppene identifiserer og gjen-nomfører alle rimelige utslippsreduksjoner, bådestore og små, og samtidig ser etter nye teknologi-gjennombrudd. Reduksjoner i gassbruken pånorsk sokkel vil også frigjøre naturgass foreksport til Europa.

Enkelte mindre utslipp fra petroleumssekto-ren og annen industri er verken kvotepliktig ellerilagt avgift. Det er satt i gang en prosess for å kart-legge slike utslipp som ikke er ilagt avgift ellerkvoteplikt. Jf. Meld. St. 41 (2016–2017) vil regje-ringen for petroleumssektoren vurdere avgift pågenerelt nivå for alle ikke-kvotepliktige utslipp.Dersom avgift ikke vurderes å være tilstrekkeligeller hensiktsmessig virkemiddel, skal andre vir-kemidler som gir tilsvarende insentiver vurderes.

Regjeringen har satt ned et utvalg som skalvurdere klimarelaterte risikofaktorer og deresbetydning for norsk økonomi, herunder finansiellstabilitet. Utvalget skal– Vurdere hvordan en mest hensiktsmessig kan

analysere og fremstille klimarisiko på nasjonaltnivå

– Identifisere antatt viktige globale, klimarela-terte risikofaktorer og vurdere deres betyd-ning for norsk økonomi og finansiell stabilitet

– Vurdere eventuell metodikk for at private ogoffentlige virksomheter, herunder finansinsti-

tusjoner, skal få et faglig grunnlag for å kunneanalysere og håndtere klimarisiko på bestmulig måte.

Retningslinjer for finanspolitikken og investe-ringsstrategien for Statens pensjonsfond utland ernylig vurdert av andre offentlige utvalg, og fallerutenfor mandatet. Utvalget har heller ikke somoppgave å foreslå tiltak for å redusere utslipp avklimagasser, spesifikke tiltak for tilpasninger tilendret klima, eller endringer i petroleumsskatte-systemet eller i norsk petroleumspolitikk. Regje-ringen vil følge opp innstillingen fra klimarisikout-valget etter den er fremlagt.

Regjeringen vil:

– Videreføre kvoteplikt og CO2-avgift som hoved-virkemidler i klimapolitikken på norsk sokkel,og samtidig opprettholde strenge miljøkrav tilnorsk oljeproduksjon

– Stille strenge klimakrav til produksjonsfasenpå felt på norsk sokkel, herunder krav til bestetilgjengelige teknologi

– Følge opp innstillingen fra klimarisikoutvalgetog stille krav til at selskapene synliggjør klima-risiko i sine utbyggingsplaner

2.3.5 En effektiv og konkurransedyktig petroleumsnæring

Petroleumsnæringen er syklisk, global og ståroverfor et bredt spekter av forretningsmuligheter.Dette gjør at aktiviteten på norsk sokkel og inorskbaserte leverandørbedrifter kontinuerlig er iendring eller omstilling. Kjennetegn ved nærin-gen de siste tiårene har vært fleksibilitet, innova-sjons- og omstillingsevne. Petroleumsnæringenleverer avanserte, høyteknologiske løsninger oger internasjonalt konkurransedyktig. Dette frem-går tydelig ved at norske leverandører nylig harvunnet en rekke kontrakter i internasjonal kon-kurranse på norsk sokkel og fått oppdrag knyttettil petroleumsprosjekter i andre land.

Petroleumsnæringen står foran endringer somfølge av den teknologiske utviklingen og den rasktøkende digitaliseringen. Teknologier som kunstigintelligens, robotikk, 3D-printing, stordataanalyse,fjernstyring, automatisering og datablokker vilmedføre endringer. Hva disse endringene vil inne-bære for selskaper og for virksomheten, og hvorraskt det vil skje, er usikkert. McKinsey anslår dettotale potensialet for effektivisering knyttet tildigitalisering på norsk sokkel til et sted mellom 30og 40 mrd. kroner4. Digitalisering kan redusere


kostnader gjennom hele verdikjeden gjennommer effektive prosesser, automatisering av opp-gaver, osv. Det kan også forbedre forståelsen avde geologiske mulighetene på sokkelen og økeutvinningsgrad og reservoarforståelse. Seismiskedata vil kunne tolkes raskere og mer nøyaktig,noe som kan gi færre tørre brønner og flere funn.Boring og brønnoperasjoner kan gjøres betydeligraskere ved å erstatte manuelle operasjoner, ogproduksjonen kan bli mer forutsigbar, stabil ogoptimal. Datainnsamling og analyse gjennomkunstig intelligens og digitale tvillinger kan gjøredet mulig å foreta proaktivt vedlikehold. Dronerutstyrt med ulike sensorer kan brukes til fjern-styrt inspeksjon, noe som gjør kontrollene ras-kere og sikrere.

KonKraft er en samarbeidsarena for Norskolje og gass, Norsk Industri, Norges Rederifor-bund og Landsorganisasjonen i Norge (LO), medLO-forbundene Fellesforbundet og IndustriEnergi. KonKraft er etablert for å være en pre-missleverandør for nasjonale strategier for petro-leumssektoren. Den arbeider for å opprettholdenorsk sokkels konkurranseevne slik at Norge for-blir et attraktivt investeringsområde for norsk oginternasjonal oljeog gassindustri, inkludert leve-randørbedrifter og maritim næring. I den nyligavgitte rapporten «Konkurransekraft – norsk sokkeli endring» pekes det på at hvis næringen skal nåmålene om ytterligere økt konkurransekraft måforbedringsarbeidet i enkeltselskapene fortsettesamtidig som det også skapes effektivitet og pro-duktivitet i verdikjedene i næringen. Avgjørendefor å få til dette er mer effektiv samhandling mel-lom oljeselskaper og deres leverandører og under-leverandører, samt et forsterket standardiserings-og forenklingsarbeid i næringen. Digitalisering ognye samhandlingsformer er viktig for å få til dette.

De fleste forslagene til utvalget angår forhol-det internt i næringen, og departementet forven-ter at næringen aktivt følger opp utvalgets anbefa-linger fremover. Regjeringen vil foreta en vurde-ring av de anbefalingene som involverer myndig-hetssiden.

Digitalisering vil bety omstilling og krav til nykompetanse. Annen type kompetanse må rekrut-teres og dagens ansatte trenger videreutdannelseog oppdatering. En vellykket digitalisering pånorsk sokkel krever aktiv deltakelse og samarbeidmellom akademia, oljeselskaper, leverandører,teknologiselskaper og nyoppstartede selskaper.

Den norske petroleumsnæringen opererer iinternasjonal konkurranse, og er aktiv i utenland-ske markeder. Departementet støtter næringensog enkeltselskapers arbeid med å få fotfeste iinteressante markeder. Regjeringen vil bruke helevirkemiddelapparatet, inkludert Norwegian EnergyPartners og Innovasjon Norge, for å bistå norskeleverandørbedrifter i sine bestrebelser for å oppar-beide markedsposisjoner også utenfor Norge.

Norwegian Energy Partners (Norwep) er etav regjeringens viktigste virkemiddel for åfremme internasjonalisering av blant annet dennorskbaserte petroleumsnæringen. Norwep tilret-telegger for målrettet internasjonal forretningsut-vikling, og bidrar til å spre kunnskap om norskebedrifters kapasiteter, teknologier og kompetansetil nøkkelklienter utenfor Norge. Departementetstøtter Norwep både økonomisk og gjennom del-takelse på ulike arrangementer. Også hele appara-tet til Innovasjon Norge, her hjemme og ute, haren sentral rolle i å bidra til å legge til rette for nor-ske leverandørbedrifters utenlandssatsing.

Regjeringen vil:

– Understøtte næringens arbeid med å øke verdi-skapingen gjennom effektivisering, digitalise-ring og innovasjon

– Bruke hele virkemiddelapparatet, inkludertNorwegian Energy Partners og InnovasjonNorge, for å bistå norske oljeteknologibedrifterinternasjonalt

2.3.6 God samhandling med andre brukere av havet

Norske havområder er rike på naturressurser oghar stor betydning for Norge. Norge er i dag en avverdens ledende havnasjoner og råder over hav-areal som er mer enn seks ganger større enn vårtlandareal. Ressursene i havet og under havbun-nen forvaltes for å sikre verdiskaping og velferd iet langsiktig perspektiv. Norges havbasertenæringer står for til sammen om lag 70 pst. aveksportinntektene, med petroleumsvirksomhe-ten som den dominerende.

Norge er også verdens nest største eksportørav fisk og sjømat. Helt fra petroleumsvirksomhe-ten startet på midten av 1960-tallet, har det vært etviktig mål for myndighetene å sikre god sameksis-tens, der både petroleums- og fiskerinæringenkan utøve sin virksomhet. Respekt for hverandresarbeid og retten til å drive virksomhet på norsksokkel er en forutsetning for godt samarbeid.

4 KonKraft, «Konkurransekraft – norsk sokkel i endring», side58.


En rekke tiltak gjennomføres både ved leting,utbygging og drift for å redusere arealkonfliktenemv. mellom petroleumsvirksomheten og fiskeri-ene. Eksempelvis er undervannsanlegg og rørled-ninger overtrålbare, det er tidsbegrensninger forleteboring i oljeførende lag i enkelte områder ogdet stilles strenge krav til hva som kan slippes uttil sjø fra petroleumsaktiviteten. For å reduserepotensialet for mulige konflikter mellom fiskeri-ene og seismiske undersøkelser, er det i løpet avde senere år gjennomført en rekke tiltak. Olje- ogenergidepartementet og Nærings- og fiskeride-partementet har i felleskap utarbeidet en veiledersom skal bidra til økt forståelse mellom parteneog være klargjørende på hvilke regler og rutinersom gjelder. Det stilles krav om sporing av seis-mikkfartøy og krav om fiskerikyndig om bord påseismikkfartøy. I tillegg har aktørene i næringene

etablert flere arenaer for systematisk dialog.Petroleumsvirksomheten har også flere positiveaspekter for andre brukere av havet, inklusive fis-keriene. Dette er blant annet knyttet til beredskapinnen søk og redning samt oljevern. Erfaringenefra de siste tiårene viser at fiskeri- og petrole-umsvirksomheten kan leve side om side på havet.Det har ikke vært uten problemer, men man har ide aller fleste situasjoner kommet frem til gode,helhetlige løsninger.

Regjeringen vil:

– Legge til rette for å videreutvikle både olje- oggassvirksomheten og andre havnæringer

– Bidra til en god oljevernberedskap, i samar-beid med private aktører

Del IIIUtbygging og drift av Johan Castberg-feltet



3 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

3.1 Innledning

Departementet mottok 5. desember 2017 søknadom godkjenning av plan for utbygging og drift(PUD) av Johan Castberg-feltet. Statoil PetroleumAS1 er operatør for utbyggingen og overlevertesøknaden på vegne av rettighetshaverne i utvin-ningstillatelse 532. Rettighetshaverne som deltar iutbyggingen er Statoil Petroleum AS (50 pst.), EniNorge AS (30 pst.) og Petoro AS (20 pst.). Alle ret-tighetshaverne har tiltrådt utbyggingsplanen.

Feltet har fått navnet etter Johan Castberg, enav de mest innflytelsesrike norske politikerne iførste del av 1900-tallet. Castberg er særlig knyttettil konsesjonslovene for vannkraftutbygging av1909 som blant annet inneholdt hjemfallsretten.Disse lovene er ofte kalt «De Castbergske konse-sjonslover». Han var Norges første sosialministerog en av de mest markerte sosialpolitikerne i de

første tiårene av 1900-tallet, og er blant annet kjentfor innføringen av de såkalte «Castbergske barne-lovene».

Castberg-feltet omfatter utbygging av funneneSkrugard, Havis og Drivis. Alle disse er oljefunnmed en overliggende gasskappe. Skrugard blepåvist i april 2011, Havis i januar 2012 og Drivis imai 2014.

Castberg-feltet ligger om lag 240 km nordvestfor Hammerfest og blir den tredje feltutbyggingeni Barentshavet. Snøhvit-feltet ligger om lag 100km sør for – og Goliat-feltet om lag 150 km sørøstfor Castberg-feltet. Det er således lang avstandbåde til land og til eksisterende oljerelatert infra-struktur. Vanndypet i området er omtrent 400meter.

Forventede utvinnbare oljereserver for Cast-berg-feltet er beregnet til 88,7 mill. standardkubikkmeter (Sm3), eller 558 mill. fat olje. Plan-lagt produksjonsstart er 4. kvartal 2022, og for-ventet produksjonsperiode er 30 år. Totale, for-ventede investeringer til utbygging av Castberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kroner. For-ventet nåverdi før skatt er beregnet til 74,2 mrd.2017-kroner. Balanseprisen før skatt er beregnettil 31 US dollar per fat.

3.2 Ressurser og produksjon

Grunnlaget for Johan Castberg-utbyggingen eroljeressurser i tre separate funn, Skrugard (7220/8-1), Havis (7720/7-1) og Drivis (7220/7-3 S).Utstrekningene av disse vil danne grunnlaget forområdet som er omfattet av plan for utbygging ogdrift av Castberg-feltet.

Reservoaregenskapene er generelt gode.Utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet erberegnet til 88,7 mill. Sm3. Dette tilsvarer 558 mill.fat olje og gir en utvinningsgrad på 51 pst. Planlagtproduksjonsstart er 4. kvartal 2022, og forventetproduksjonsperiode er 30 år. Produksjonskapasi-teten er 30 000 Sm3 olje per dag eller i underkantav 190 000 fat olje.

Den valgte dreneringsstrategien på feltet erhorisontale produksjonsbrønner og trykkstøtte

1 Styret i Statoil har foreslått å endre navnet på selskapet tilEquinor. Forslaget til nytt navn vil bli fremmet til Statoilsgeneralforsamling 15. mai 2018.

Figur 3.1 Geografisk plassering av Johan Castberg-feltet

Kilde: Statoil


ved hjelp av gass- og vanninjeksjon. Produsertvann planlegges reinjisert i kombinasjon med sjø-vann. De påviste gassressursene brukes til injek-sjon og er ikke inkludert i basisestimatet forutvinnbare reserver. Dersom det finnes en lønn-som løsning, kan gassen produseres og eksporte-res mot slutten av feltets levetid. Gassressurseneinngår i potensialet for økt utvinning, som samleter anslått til om lag 27 mill. Sm3 oljeekvivalenter,hvorav om lag halvparten er gass. Dette tilsvarerom lag 170 mill. fat oljeekvivalenter.

3.3 Utbyggingsløsning

Castberg-feltet planlegges utbygd med et flytendeproduksjons- og lagerskip og et havbunnsanlegg.Havbunnsanlegget består av ti standard bunnram-mer med fire brønnslisser på hver ramme (antal-let åpninger det kan kobles brønner opp mot) ogto enkeltstående brønner (satellitter), samt strøm-ningsrør og kontrollkabler som knyttes opp tilproduksjonsskipet via fleksible stigerør. Det skalbores til sammen 30 brønner, hvorav 18 produsen-ter, åtte vanninjektorer og fire gassinjektorer.

Det er 12 ledige brønnslisser som kan benyt-tes til økt utvinning. Havbunnsanlegget er tilrette-lagt for å koble til ytterligere bunnrammer.

Feltinstallasjonene er designet med teknisklevetid på 30 år, med unntak av stigerør, rørlednin-ger, kontrollkabler og utbyttbart undervannsut-styr, som har teknisk levetid på 25 år.

Hovedfunksjonen til produksjonsskipet er åmotta brønnstrømmen fra havbunnsanlegget,separere olje, gass og vann, lagre den stabiliserteoljen og reinjisere gass og vann i reservoarene.

Produksjonsskipet vil bli 295 meter langt og 55meter bredt. Skipet forankres med ankerliner tilen dreieskive, hvor stigerørene også kobles til.Skipet kan dreie fritt rundt sin egen akse og villigge med baugen mot været. Totalvekten på ski-pet er beregnet til om lag 83 000 tonn, hvorav vek-ten på plattformdekket og dreieskiven er hen-holdsvis 17 500 og 7 800 tonn.

Produksjonsskipet har en plass- og vektre-serve på 2 500 tonn, som kan brukes for fremtidigprosessutstyr og eventuell fremtidig import avkraft. Skipet har ti ledige stigerørsslisser og er til-rettelagt for innfasing og prosessering av tilleggs-ressurser, samt gasseksport.

Omfattende datainnsamling og analyse avmeteorologiske data og undersøkelser av havbun-nen danner grunnlaget for rettighetshavernesvalg av design og drifts- og beredskapsstrategi.Videre har erfaringsoverføring fra andre utbyg-ginger langt nord, både nasjonalt og internasjo-

Figur 3.2 Reservoarene i Johan Castberg-feltet

Kilde: Statoil


nalt, og felt med lignende produksjonsskip blittvektlagt.

Ved planlagt oppstart blir Castberg-feltet ver-dens nordligste utbygging til havs, men de opera-sjonelle utfordringene på Castberg-feltet er ikkevesentlig annerledes enn lengre sør på norsk sok-kel. Nye operasjonelle element som må tas hen-syn til er polare stormer, utfordringer knyttet tilberedskap som følge av store avstander og mulig-het for drivende havis i ekstremår. Hensynet tildette er ivaretatt i utbyggingsløsningen.

Produksjonsskipets bærende konstruksjon ogforankringssystem er designet for å kunne hånd-tere eventuell drivende havis. Statistisk er det esti-mert at drivis ved Castberg-feltet vil opptre engang per 10 000 år. Det skal etableres et overvå-kingssystem der isforholdene overvåkes kontinu-erlig. Dersom drivende havis opptrer om lag 60km nord for produksjonsskipet (73°N) og er vars-let å bevege seg videre sørover, vil produksjonenstanses og ikke gjenopptas før det igjen er tilstrek-kelig avstand.

På produksjonsskipet er boligkvarteret oghelikopterdekket lokalisert forut, mens fakkeltår-net, lossesystemet og kraftgenerering er lokali-

sert akterut. Hovedprosessområdet er plassert imidten.

Castberg-feltets kraftbehov vil bli dekket avgassturbiner på produksjonsskipet. To gassturbi-ner på 33 MW vil dekke behovet for elektriskkraft. Kompressor for gassinjeksjon drives meka-nisk av en egen gassturbin på 40 MW. Varmebe-hovet dekkes av tre varmegjenvinningsenheter,som gjenbruker varme fra eksosgassen på gass-turbinene. Dette gir en høy total energivirknings-grad, estimert til 63 pst.

Mesteparten av den elektriske kraften benyt-tes til å drive prosessanlegget. Effektbehovet forelektrisk kraft er maksimalt 50 MW, mens gjen-nomsnittlig behov er 25–30 MW over produk-sjonsperioden. For gassinjeksjonen er effektbeho-vet maksimalt 40 MW og gjennomsnittlig 30 MW.På grunn av lav reservoartemperatur kreves detmye varme for å varme opp brønnstrømmen. I til-legg har innretningen et stort varmebehov pågrunn av klimatiske forhold. Maksimalt effektbe-hov for varme er 70 MW og gjennomsnittlig 40MW.

Produksjonsskipet kan lagre 1,1 mill. fat olje.Oljen lastes over til skytteltankere. Skytteltan-

Figur 3.3 Utbyggingsløsning for Johan Castberg-feltet

Kilde: Statoil


kerne vil være tilpasset de klimatiske forholdeneog planlegges med en kapasitet på 850 000 fat olje.

Boligkvarteret er designet med 120 lugarer,hvor 20 av lugarene er utstyrt med vendbare sen-ger. Dette muliggjør en bemanning på 140 perso-ner for eksempel i installasjonsfasen og underrevisjonsstanser. Normal bemanning på produk-sjonsskipet forventes å være om lag 90 personerfordelt over tre skift.

Operatøren planlegger å legge driftsorganisa-sjonen til Harstad og helikopter- og forsyningsba-sen til Hammerfest.

3.4 Investeringer og lønnsomhet

Totale, forventede investeringer til utbygging avCastberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kro-ner, med produksjonsskipet (om lag 25 mrd.),havbunnsanlegget (om lag 11 mrd.) og brønner(om lag 10 mrd.) som de tre store elementene. Deforventede årlige driftskostnadene vil i gjennom-snitt være om lag 1,3 mrd. 2017-kroner.

Det er usikkerhet i estimatene for investe-ringskostnader. Operatøren anslår med en sikker-het på 80 pst. at de faktiske investeringskostna-dene vil ligge mellom 20 pst. under og 20 pst. overforventningsestimatet.

Utbyggingen har høy forventet lønnsomhet oger robust mot lave oljepriser. Forventet nåverdifør skatt er av operatøren beregnet til 74,2 mrd.2017-kroner2. Balanseprisen belyser hvor robustet prosjekt er mot lavere markedspriser. Balanse-prisen er den gjennomsnittlige fremtidige oljepriset petroleumsfelt må oppnå for å dekke alle fremti-dige kostnader og samtidig gi en gitt forrentningav kapitalen. Balanseprisen for Castberg-prosjek-tet før skatt, med syv pst. realavkastning, er bereg-net til 31 US dollar per fat olje.

Utbyggingsprosjekter står overfor en rekkeusikkerhetsfaktorer av blant annet geologisk, tek-nologisk, prosjektgjennomføringsmessig og mar-kedsmessig art. Operatøren har gjennomførtsensitivitetsanalyser for blant annet endringer idriftskostnader, investeringer, oljepris, utvinn-bare reserver og forsinkelser, jf. figur 3.5. Analy-sen viser at nåverdien forblir positiv for alle detestede nedsidene og er således robust overforendringer. Operatøren har også vurdert verdien

Figur 3.4 Produksjons- og lagerskipet

Kilde: Statoil

2 Nåverdiberegningene er foretatt med en oljepris på 78USD-2017 per fat i 2022 med en jevn, årlig økning til 83USD-2017 i 2030 og deretter flat pris. Forutsatt dollarkurser 8,2 NOK/USD i 2017, 7,3 NOK/USD i 2018, 6,6 NOK/USD i 2019 og 6,0 NOK/USD fra 2020 og fremover. Forut-satt diskonteringsrente er syv pst. Balanseprisen og sensiti-vitetsanalysene baserer seg på samme dollarkurs og dis-konteringsrente.


av mulige oppsider i feltet når det gjelder øktutvinning, gasseksport og letepotensialet rundtfeltet. Analysen viser at det er et betydelig poten-sial for å realisere ytterligere verdier.

Lønnsomheten i prosjektet er mest følsom forendringer i oljepris, utvinnbare reserver og inves-teringskostnader. Sensitivitetsanalysen og balan-seprisen viser at prosjektet tåler en betydeliglavere oljepris enn dagens nivå. Utbyggingen er iså måte også robust mot eventuelt lavere oljeprisenn forventet som følge av klimatiltak (klimari-siko).

På kostnadssiden er lønnsomheten mest føl-som for endringer i investeringene. Endringer idriftskostnadene gir relativt sett små utslag i pro-sjektets lønnsomhet. Dette innebærer at største-parten av risikoen knyttet til kostnader er tatt utved produksjonsstart, og at prosjektet er megetrobust mot eventuelt langsiktige endringer i kost-nadsbildet. Hovedkomponentene i driftskostna-dene er anleggsdrift, vedlikehold av brønner ogutslippskostnader for CO2 og NOx.

3.5 Vesentlige kontraktsmessige forpliktelser

I medhold av petroleumsloven § 4-2 femte leddskal vesentlige kontraktsmessige forpliktelserikke inngås og byggearbeid ikke påbegynnes, førPUD er godkjent, med mindre departementetsamtykker til dette. Eventuelle vesentlige kon-

traktsmessige forpliktelser som inngås før god-kjennelse av PUD skal ha kanselleringsklausuler.

Et samtykke til kontraktsinngåelse eller påbe-gynt byggearbeid legger ikke føringer for myndig-hetenes behandling av PUD. Myndighetene vur-derer planen uavhengig av inngåtte kontraktsmes-sige forpliktelser og påbegynt byggearbeid. Ret-tighetshaverne har det fulle ansvar for den økono-miske risiko som inngåelse av kontrakter ellerpåbegynt byggearbeid før godkjent PUD inne-bærer, herunder hvis myndighetene endrer ellerunnlater å godkjenne PUD.

Det er en fordel at rettighetshaverne jobbertett med leverandørene gjennom hele prosjektlø-pet. Tidlig involvering av leverandørene bidrar tilmer presise kostnadsestimater ved investerings-beslutning og innlevering av PUD, samt lavererisiko for overskridelser og forsinkelser i utbyg-gingsfasen. For å holde kontinuitet i prosjektløpet,og derigjennom legge best til rette for å gjennom-føre prosjektet på kost og tid, vil det derfor oftevære viktig for utbygger å kunne inngå vesentligekontraktsmessige forpliktelser før PUD er god-kjent.

Rettighetshaverne i Castberg-feltet har søktom å få tildele kontrakter før PUD er godkjent forå sikre et godt grunnlag for investeringsbeslutnin-gen, en god prosjektgjennomføring og en effektivfeltutbygging. Inngåelse av kontrakter på et tidligtidspunkt er avgjørende for å rekke planlagt pro-duksjonsstart i 4. kvartal 2022. Utsettelse av opp-

Figur 3.5 Operatørens sensitivitetsberegning

Kilde: Statoil

- 20 40 60 80 100 120 140

FELTUTBYGGINGEN

SENSITIVITETER

Oljepris (-/+ 40 pst.)

Produksjon (P90/P10)

Investeringskostnader (+/- 30 pst.)

Driftskostnader (+/- 30 pst.)

Utsettelse produksjonsstart (1 år)

VERDI AV VOLUMOPPSIDER

Økt utvinning

Gasseksport

Leting

Prosjektverdi og sensitiviteter Nåverdi 7 pst. før skatt - mrd. 2017-kroner

74,2

66,6

8,1

2,1

15,5 99,9

137,610,9

38,6 111,7

85,862,6

70,1 78,4


start vil innebære kostnadsøkninger og svekketlønnsomhet i prosjektet.

En del komponenter og mange av utstyrsmo-dulene har lang leveringstid og skal bygges inn iproduksjonsskipet i en spesiell sekvens. Innkjøps-pakker og materialer representerer nøkkelinfor-masjon fra de ulike leverandørene, som det ernødvendig å ha på plass på et tidlig tidspunkt forat innretningen skal kunne bygges på en trygg ogeffektiv måte.

For å legge til rette for god prosjektgjennomfø-ring og en effektiv feltutbygging har Olje- og ener-gidepartementet samtykket i at rettighetshavernekan inngå kontraktsmessige forpliktelser med enantatt eksponering fram til antatt PUD-godkjen-ning på om lag 2,5 mrd. 2017-kroner, inkludertkanselleringskostnader. Totalomfang av dissekontraktene er på om lag 20,5 mrd. 2017-kroner.

En del kontrakter er allerede inngått. Alle kon-traktstildelinger forutsetter godkjenning av PUDfor Castberg-feltet. Aker Solutions er tildelt kon-trakt for levering av produksjonssystemet på hav-bunnen, og prosjektering og innkjøpsledelse foroverbygget på produksjonsskipet. SembcorpMarine Rigs & Floaters Pte. Ltd er tildelt kontraktfor bygging av produksjonsskipets skrog medintegrert boligkvarter, mens Kværner er tildeltkontrakt for bygging og sammenstilling av de timodulene samt et fakkeltårn og en sentral rør-gate, til overbygget på produksjonsskipet. Kon-trakt for dreieskiven på produksjonsskipet er til-delt til SBM Offshore.

3.6 Områdevurdering

Castberg-feltet ligger i et område med lite infra-struktur. Det er per i dag to andre felt i Barentsha-vet, Snøhvit og Goliat, som ligger henholdsvis omlag 100 km sør og 150 km sørøst for Castberg-fel-tet.

Castberg-feltet er dimensjonert for økt utvin-ning på feltet og at andre funn i området skalkunne fases inn i fremtiden. Basert på dagens for-ståelse av reservoarene og forventet produksjons-profil, antas det å være kapasitet til at nye oljefunnkan fases inn fra 2026.

Vurderinger og gjennomføring av tiltak for øktutvinning vil foregå kontinuerlig gjennom heleproduksjonsperioden. Hvilke tiltak som gjennom-føres vil avhenge av flere faktorer, blant annet pro-duksjonserfaringer, teknologiutvikling, kostnads-nivå og oljepris.

Gasseksport er en fremtidig forretningsmulig-het som vil aktualiseres mot slutten av feltets leve-

tid. Tidspunktet for mulig gasseksport er usik-kert. Dagens informasjon tilsier at bruk av eta-blert infrastruktur på Snøhvit-feltet til gassek-sport, inkludert LNG-anlegget ved Hammerfest,kan være mulig fra 2045.

Innenfor samme utvinningstillatelse som Cast-berg-feltet er det ytterligere to mindre oljefunn,Skavl og Kayak, som ble påvist i henholdsvis 2013og 2017. Begge funnene vil være teknisk mulig åkoble opp til innretningene på Castberg, men pro-duksjonspotensialet er ikke endelig avklart.

Det er et betydelig gjenværende letepotensial iområdet rundt Castberg-feltet. Tidspunkt ogomfang for videre leteboring vurderes av rettig-hetshaverne i aktuelle utvinningstillatelser.

3.7 Nærmere om en mulig omlastningsterminal for råolje

På Castberg-feltet skal råoljen lastes fra produk-sjonsskipet over til skytteltankere for videre trans-port. En omlastningsterminal for råolje på land iFinnmark har vært lansert som en mulig del av enlønnsom transportløsning for olje ut av Barentsha-vet. Skal en slik omlastningsterminal for råolje påland i Finnmark realiseres, er en nødvendig, menikke tilstrekkelig forutsetning, en større samletoljeproduksjon enn den fra Castberg-feltet. Utendette vil ikke en slik terminal være lønnsom. Eneventuell omlastningsterminal er derfor ikke endel av utbyggingsplanen for Castberg-feltet. Alter-nativet til en terminal er å ta oljen direkte fra feltettil markedet slik det gjøres for mange norske felt,herunder Goliat-feltet.

På initiativ fra Statoil – som operatør for Cast-berg-feltet, ble fellesprosjektet Barents Sea OilInfrastructure (BSOI) etablert i februar 2015 for åutrede en slik omlastningsterminal. Fellesprosjek-tet er et samarbeid mellom rettighetshaverne iutvinningstillatelsene som omfatter Goliat- ogCastberg-feltene, samt Alta/Gohta- og Wisting-funnene. Arbeidet ledes av Statoil, mens operatø-rene for Goliat-feltet (Eni) og funnene Alta/Gohta(Lundin) og Wisting (OMV) deltar aktivt i pro-sjektet. Prosjektets formål er å utvikle en kost-nadseffektiv flerbruks omlastningsterminal forråolje på Veidnes i Nordkapp kommune, som skalkunne bli en del av en eksportrute for olje ut avBarentshavet. For at en eventuell uavhengig råol-jeterminal skal være klar til å ta imot oljen fraCastberg-feltet fra produksjonsstart i 2022, harprosjektet lagt til grunn at etablering av en slikterminal må besluttes i 2019.


Statoil og BSOI-partnerne har grundig utredetto ulike terminalkonsepter på Veidnes siden 2015.I mars 2018 konkluderte selskapene med at de toulike terminalkonseptene som er studert girbegrensede reduksjoner i transportkostnader forolje ut fra Barentshavet og usikre øvrige verdiska-pingsbidrag i forhold til transport direkte fra fel-tene til markedet. Videre vil de studerte konsep-tene medføre høye investeringskostnader og bety-delige driftskostnader. Dette sammen med volu-met av råolje som kan forventes å bruke en slikeventuell terminal, gjør at det ikke er samfunns-messig eller industrielt lønnsomt å gå videre medde to studerte terminalkonseptene.

Selskapene ønsker derfor i stedet å se på alter-native muligheter, blant annet en nedskalertomlastningsterminal i kombinasjon med en even-tuell skip-til-skip løsning i Sarnesfjorden. De vilbygge videre på det arbeidet som allerede er gjortmed å finne en optimal infrastrukturløsning foroljeomlastning i Barentshavet. En industriutvik-ling som inkluderer terminal er avhengig av lønn-somhet og volumer. Planlagt leteaktivitet frem-over vil også gi ny informasjon om det totale

volumgrunnlaget. Det utarbeides nå et konkretarbeidsprogram for denne aktiviteten med siktepå å avklare et videre konseptarbeid i løpet av4. kvartal 2018.

En utredning av flere alternativer vil ikke for-ringe muligheten for å ta olje fra Castberg-feltet tilen eventuell fremtidig terminal, selv om det skullemedføre at en eventuell løsning ikke er på plass tilproduksjonsstart i 2022.

3.8 Disponering av innretningen

Disponeringskostnadene for Castberg-feltet erestimert til åtte mrd. 2017-kroner. Nedstenging ogdisponering av feltets innretninger og brønner vilbli utført i henhold til gjeldende regelverk på detaktuelle tidspunkt. En løsning for disponering avfeltets innretninger vil bli beskrevet i avslutnings-planen, som skal leveres til myndighetene tidligstfem år, men senest to år før bruken av innretnin-gene er ventet å bli avviklet.


4 Konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet

4.1 Innledning

Konsekvensutredningen for Castberg-feltet harvært på offentlig høring. Forslaget til program forkonsekvensutredning ble oversendt høringsin-stansene 13. september 2016, med høringsfrist 31.oktober 2016. Basert på forslaget og kommenta-rer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energide-partementet utredningsprogrammet 4. april 2017.

Operatøren, Statoil, har på bakgrunn av detfastsatte utredningsprogrammet utarbeidet enkonsekvensutredning som ble sendt på høring 30.juni 2017, med høringsfrist 25. september 2017.Høringsfristen ble forlenget for enkelte instansertil 12. oktober 2017. En oppsummering av hørings-uttalelsene til konsekvensutredningen med opera-tørens kommentarer er gjengitt i vedlegg 1. Idette kapittelet beskrives hovedtrekkene i konse-kvensutredningen.

Utbyggingen ventes ikke å ha negative konse-kvenser av betydning for naturressurser og miljø.En rekke tiltak for å ivareta miljøhensyn ligger tilgrunn for utbyggingsplanen. Investeringene iCastberg-feltet og inntektene til rettighetsha-verne, leverandørene og staten vil ha positive virk-ninger for samfunnet. Prinsippene i naturmang-foldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjen-nom departementets vurdering av konsekvensu-tredningen, samt supplerende informasjon fraoperatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringenav prosjektet.

4.2 Utslipp til luft

Utbygging og drift av Castberg-feltet vil medføreutslipp til luft av CO2 (karbondioksid), CH4(metan), nmVOC (flyktige organiske forbindelserunntatt metan), NOx (nitrogenoksider), SOx (svo-veloksider), svart karbon og partikler. De størsteutslippene er i form av CO2, NOx og nmVOC.

Totale utslipp i utbyggingsfasen vil være omlag 197 000 tonn CO2, 3 300 tonn NOx og 280 tonnnmVOC. Dette stammer hovedsakelig fra bore- ogbrønnoperasjoner, marine operasjoner ved instal-

lasjon av havbunnsanlegget og transportvirksom-het i utbyggingsfasen.

I driftsfasen vil majoriteten av utslippenestamme fra kraftgenerering ved gassturbiner. Detvil også være diffuse utslipp fra prosessutstyr påproduksjonsskipet og sikkerhetsmessig behov forfakling av gass, samt fra tilknyttet virksomhet iform av skytteltankere, helikopter og forsynings-båter. Drift av feltet forventes å medføre årligegjennomsnittlige utslipp på om lag 315 000 tonnCO2, 540 tonn NOx og 140 tonn nmVOC.

Aktiviteten på feltet vil være omfattet av kvote-plikt under det europeiske kvotesystemet (ETS).Rettighetshaverne vil måtte kjøpe utslippskvoterfor sine utslipp. I et slik system kan utslippenekun reduseres ved å redusere antallet kvoter somutstedes. I tillegg vil det bli betalt CO2- og NOx-avgift som for andre utslipp fra petroleumssekto-ren.

Valg av løsninger og utstyr for å minimereutslippene til luft er basert på analyser av beste til-gjengelige teknikker (BAT).

Operatøren har som alternativ til lokal kraft-generering ved gassturbiner, utredet mulighetenfor helt eller delvis å dekke behovet for kraft ogvarme gjennom tilførsel av kraft fra land eller frahavvindmøller. En løsning basert på havvindmøl-ler er per i dag for umoden og kostbar teknologitil å kunne tas i bruk på Castberg-feltet.

Det er store tekniske utfordringer ved en kraftfra land-løsning, hovedsakelig på grunn av 240 kmavstand til land. Likestrømsteknologi er en egnetteknisk løsning for overføring av kraft over storeavstander. Per i dag eksisterer det imidlertid ikkekvalifisert teknologi for å overføre likestrømdirekte inn på et produksjonsskip. Det medførerat en slik løsning vil kreve en kostbar omformer-stasjon på en egen, dedikert plattform ved sidenav produksjonsskipet. Vekselstrømsteknologiener velkjent, men blir teknisk og operasjonelt utfor-drende jo større avstanden mellom land og felt er,og jo større kraftmengde som skal overføres. Envekselstrømsløsning til Castberg-feltet vil kreveen teknologikvalifiseringsprosess på grunn av denlange avstanden til land. En kraft fra land-løsningtil Castberg-feltet ville tatt en vesentlig del av ny


nettkapasitet i regionen, og i så måte begrensemuligheten for annen forbruksøkning.

Tilleggsinvestering ved en kraft fra land-løs-ning er anslått til 8–12,5 mrd. kroner avhengig avløsning, med tilhørende tiltakskostnad på 5000–8000 kroner per tonn redusert CO2. 1

Den høye tiltakskostnaden og de store tek-niske utfordringene tilsier at tiltaket ikke er hen-siktsmessig å gjennomføre. Operatøren har der-for lagt til grunn en løsning der gassturbiner dek-ker kraftbehovet til elektrisk drevet utstyr og gas-sinjeksjon, mens behovet for varme til prosessan-legget dekkes ved å gjenvinne varme fragassturbineksosen. Samlet vil dette gi god energi-utnyttelse med en virkningsgrad på 63 pst.

Rettighetshavernes valgte løsning innebærerogså fysisk å tilrettelegge skipet for eventuellfremtidig import av kraft. Dersom fremtidig utvik-ling i området eller teknologi skulle vise at kraftfra land eller fra fornybar havbasert energi er ethensiktsmessig tiltak, vil det være mulig å brukevekselstrømsteknologi til å dekke behovet forelektrisk kraft.

Det vil benyttes gassturbiner med lav-NOx-tek-nologi, som vil bidra til å begrense utslipp av NOx.Rettighetshaverne vil ha kontinuerlig oppmerk-somhet på energieffektivisering og vurdere uliketiltak for å minimere energiforbruket og derigjen-nom redusere utslippene som følge av kraftgene-rering.

Fakling vil ikke forekomme under normaldrift. Fakling benyttes når anlegget må trykkav-lastes og tømmes for gass av sikkerhetshensyn.Fakling kan også forekomme i perioder ved opp-start av anlegget etter at gassinjeksjonssystemethar vært ute av drift, spesielt i utbyggingsog opp-startsfasen før anlegget er godt innkjørt. Det erlagt opp til gjenvinning av gass fra separatorer/tanker (fakkelgassgjenvinning), slik at utslipp frafakling minimeres.

Det vil bli installert et anlegg for gjenvinningav nmVOC og metan fra lagertankene på produk-sjonsskipet. Utslipp fra dette anlegget vil kun fore-komme hvis det er nødvendig av sikkerhetshen-syn. Driftsregulariteten antas å være høyere enn95 pst. Det vil også installeres gjenvinningsanleggfor håndtering av nmVOC ved lasting av olje tilskytteltankerne. Operatøren vurderer de valgteløsningene for håndtering av nmVOC og metansom beste tilgjengelige teknikker (BAT). Et pro-gram for å overvåke og utbedre diffuse lekkasjervil bli benyttet i driftsfasen.

4.3 Utslipp til sjø

Castberg-feltet ligger i sørvestre del av Barentsha-vet, nord for Tromsøflaket og Eggakanten og sørfor iskanten og polarfronten som i forvaltningspla-nen for Lofoten-Barentshavet er pekt ut som spesi-elt miljøfølsomme. Feltet ligger 210 km sør forBjørnøya og omtrent 190 km fra sørspissen avnaturreservatet rundt øya. Det er ikke funnet kor-allrev på Castberg-feltet, og det er kun registrertfå og spredte forekomster av svamp.

Det vil være noe utslipp til sjø i forbindelsemed boring og ferdigstillelse av brønnene på Cast-berg-feltet. Utslipp til sjø vil i hovedsak være bore-kaks og borevæske fra boring med vannbasertborevæske og unntaksvis produsert vann.

Borekaks er utboret steinmasse, bestående avpartikler i ulike størrelser som fjernes fra borehul-let etter hvert som brønnen bores. Under boringav brønner blir det benyttet borevæske for åfrakte ut borekaks, smøre og kjøle borekronen, ogfor å kontrollere trykket i brønnen.

Ved boring av de øverste brønnseksjonene vildet bli benyttet vannbasert borevæske. I de merkrevende brønnseksjonene lenger nede vil det blibenyttet oljebasert borevæske. Ved boring avreservoarseksjonene i brønnene blir det benyttetoljebasert borevæske for produsentene og gassin-jektorene, og vannbasert borevæske for vannin-jektorene.

Kjemikaliene som er planlagt benyttet i bore-væsken er klassifisert som grønne i Miljødirekto-ratets klassifiseringssystem. I hydraulikkvæskefor å operere ventiler på havbunnen og i testing avrørledninger vil det bli brukt gule kjemikalier.Gule og grønne kjemikalier regnes ikke som miljø-skadelige.

Det er laget en væskegjenvinningsplan forboreoperasjonene. Brukt vannbasert og olje-basert borevæske som kan brukes på nytt, vil blisendt til land for gjenvinning. Borekaks fra seksjo-ner boret med oljebasert borevæske vil bli trans-portert til land for behandling, gjenvinning avbaseolje og godkjent sluttdisponering av bore-kaks.

Borekaks fra seksjoner boret med vannbasertborevæske vil slippes ut og deponeres lokalt påsjøbunnen. Fra den øverste seksjon pumpes bore-kaks bort fra selve borestedet. De resterendemengdene slippes ut fra boreriggen. Det er esti-mert at det i løpet av boreperioden vil slippes ut ioverkant av 34 200 tonn borekaks og 10 600kubikkmeter vannbasert borevæske. Effektene påbunnmiljøet av disse utslippene er vurdert å være1 Tiltakskostnaden er beregnet med 5 pst. diskonterings-

rente.


liten. Det er videre ikke sannsynlig at utslippenevil ha noen effekt på fisk i området.

Produsert vann er formasjonsvann som følgermed brønnstrømmen fra reservoaret, og som der-fra kan inneholde uorganiske salter, tungmetallerog organiske stoffer, inklusive dispergert olje ogtilsatte kjemikalier.

Alt produsert vann på Castberg-feltet vil i nor-malsituasjonen renses og deretter injiseres ireservoaret for å opprettholde trykket. I de tilfel-ler hvor injeksjonsanlegget er nede eller at det erutfordringer med injektiviteten i brønnene, slip-pes produsert vann til sjø etter rensing. Operatø-ren legger til grunn at injeksjonsanlegget er til-gjengelig 95 pst. av tiden.

Oljeinnholdet i produsert vann som slippes tilsjø skal være så lavt som mulig og skal ikke over-stige 30 mg olje per liter vann som veid gjennom-snitt for en kalendermåned, jf. aktivitetsforskriften§ 60.

Rensing av produsert vann på Castberg-feltetvil bli utført med beste tilgjengelig teknikker(BAT). Renset produsert vann er antatt å ha engjennomsnittlig oljekonsentrasjon på 15 mg/liter.En eventuell vesentlig lavere oljekonsentrasjon vilkreve redesign av hele renseanlegget og tekno-logi som per i dag ikke er kvalifisert for bruk off-shore. Dette vil medføre en høy risiko for øktekostnader og forsinkelse av gjennomførings-planen.

Akutte utslipp til sjø kan komme fra utblåsnin-ger fra feltinnretninger under boring eller drift,lekkasjer fra rør, lekkasjer fra undervannsinstalla-sjoner, prosesslekkasjer eller lekkasjer fra skyttel-tankere eller lasteoperasjoner. Operatøren plan-legger å installere et system for automatisk oppda-ging av olje til sjø.

Et uhellsutslipp av olje fra Castberg-feltetrepresenterer størst miljørisiko for sjøfugl og høy-est for lunde i hekkesesongen. Miljørisiko forandre dyregrupper og sensitive habitater erberegnet som liten, og konsekvens for disse der-som et utslipp skulle skje, vurderes også sombegrenset. Miljørisikoanalysen viser at miljørisi-koen for boring og produksjon av Castberg-felteter innenfor operatørens akseptkriterier.

I planlegging og dimensjonering av oljevern-beredskapen er det tatt høyde for klimatiske for-hold, og feltets plassering i et område langt fraland. For å møte responstiden vil det være tilgjen-gelige oljevernressurser om bord på et dedikertberedskapsfartøy på feltet.

Norsk Oljevernforening for Operatørselskap(NOFO) står for den operative delen av beredska-pen. NOFO har utstyr på depot langs kysten og

egne avtaler med fiskefartøy for å drive kystnæroljevernberedskap. Operatøren planlegger å ha 15fartøy fra NOFO for mekanisk oppsamling til åhåndtere et eventuelt utslipp til havs. For å hånd-tere et eventuelt utslipp i kyst- og strandsonenplanlegger operatøren å ha fire fjordsystemer ogfire kystsystemer fra NOFO.

En utilsiktet gasslekkasje er i større grad ensikkerhetstrussel enn en miljøtrussel. Det vilinstalleres systemer for deteksjon av gass og tiltaksom ivaretar sikkerheten.

4.4 Arealbeslag og fysiske inngrep

Det vil bli opprettet en sikkerhetssone i henholdtil gjeldende regelverk rundt produksjonsskipet,med utstrekning på 500 meter regnet ut fra ski-pets ytterpunkter der denne til enhver tid befinnerseg. Det vil bli opprettet en sikkerhetssone på 500meter med forbud mot fiske med bunnredskap ogoppankring rundt alle bunnrammer/satellitter.

Castberg-feltet ligger i et område med lite fis-keriaktivitet. Området som berøres av feltutbyg-ging og drift er lite egnet for fiske med bunnred-skaper på grunn av bunnforholdene som pregesav brede og dype isskuremerker. Det forventesderfor heller ikke fiske med bunntrål i fremtiden.

Det foregår moderat fiske med konvensjonelleredskaper i området. I hovedsak er dette et fiskemed autoline, et fiske som foregår over storeområder. For denne fartøygruppen vil det kunnevære mindre operasjonelle ulemper som følge avat de må ta hensyn til sikkerhetssonen rundt pro-duksjonsskipet, samt mobile rigger ved brønnope-rasjoner og fartøy som brukes i installasjonsperio-den.

Castberg-feltet ligger utenfor hovedstrøm-mene for skipstrafikk i Barentshavet.

Det har ikke blitt identifisert koraller ellerandre sårbare arter på havbunnen på selve feltlo-kasjonen under de kartleggingene som har blittgjennomført.

4.5 Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingen av Castberg-feltet vil skape storeverdier til fellesskapet. I tillegg til inntekter til sta-ten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningenvil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter iforbindelse med utbygging og drift, samt gi inn-tekter og sysselsetting for norsk industri.

Samlede kostnader for utbygging og 30 årsdrift av Castberg-feltet (inkludert disponerings-


kostnader) er om lag 95 mrd. kroner. Samlede for-ventede inntekter er beregnet til om lag 270 mrd.kroner. Begge disse tallene er i faste 2017-kroner,men er udiskonterte størrelser.

Forventet nåverdi før skatt, neddiskontertmed syv pst. realrente, er beregnet til 74,2 mrd.2017-kroner. Prosjektet er samfunnsøkonomisklønnsomt, og størsteparten av dette overskuddettilfaller det norske samfunnet i form av skatteinn-tekter og kontantstrøm fra SDØE.

Castberg-utbyggingen utgjør en betydeligandel av investeringene på norsk sokkel i årenefremover, og er derfor svært viktig for norsk leve-randørindustri til petroleumsvirksomheten. Basertpå tidligere utbyggingsprosjekter på norsk sokkeler det beregnet at norsk andel av vare- og tjeneste-leveringen til utbyggingen av Castberg-feltet vilvære omtrent halvparten. For driftsperioden, somer anslått til å vare i 30 år, er andelen beregnet til åvære vel 80 pst. Disse tallene representerer leve-ranser fra norske leverandører og underleveran-dører, ikke kontraktsverdier i seg selv. En norskleverandør kan bruke en utenlandsk underleve-randør, og det utenlandske bidraget blir da fra-trukket. Tilsvarende kan en utenlandsk leveran-dør bruke en norsk underleverandør, og det nor-ske bidraget vil da inngå i den norske andelen.

Utbyggingen vil også gjennom konsumvirk-ninger kreve arbeidsinnsats hos leverandørene ogunderleverandørene. Nasjonale sysselsettings-virkninger i utbyggingsfasen er i konsekvens-

utredningen beregnet til om lag 47 000 årsverk inorske bedrifter, fordelt over de åtte årene fra2017–2024. Av disse årsverkene er om lag 70 pst.antatt å komme fra leverandørbedrifter og deresunderleverandører, og resterende årsverk kom-mer fra de omtalte konsumvirkningene. I driftspe-rioden er nasjonale sysselsettingsvirkningerberegnet til i overkant av 1 700 årsverk i et nor-malt driftsår.

Utbyggingen av feltet vil gi positive ringvirk-ninger for Nord-Norge i utbyggingsfasen og sær-lig i driftsfasen. Operatøren er opptatt av å ha godkontakt med regionalt næringsliv gjennom heleprosjektperioden og videre inn i driftsfasen.

Operatøren har beregnet at 6,5 pst. av dennasjonale verdiskapingen i utbyggingsfasen kom-mer regionalt i Nord-Norge. Samlede regionalesysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen erberegnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav i over-kant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finnmark.

Det er beregnet at 40 pst. av den nasjonale ver-diskapingen i driftsfasen kommer regionalt iNord-Norge. Årlige regionale sysselsettingsvirk-ninger i driftsfasen er beregnet til om lag 470årsverk i et normalt driftsår, hvorav 265 årsverk iNord-Troms og Finnmark.

I henhold til etablert praksis skal operatørensenest to år etter at feltet er satt i produksjon gjen-nomføre en analyse av regionale og lokale ring-virkninger av utbyggingen.


5 Myndighetenes vurdering av plan for utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

5.1 Arbeids- og sosialdepartementets vurdering

Arbeids- og sosialdepartementet har innhentetPetroleumstilsynets vurdering av om planene forutbygging av Castberg-feltet er i tråd med HMS-regelverket.

Petroleumstilsynets konklusjon er at de frem-lagte løsningene kan utvikles i tråd med regel-verkets krav. Petroleumstilsynet påpeker at pro-duksjonsskipet er designet med en teknisk levetidpå 30 år, mens stigerør, feltrørledninger, kontroll-kabler og undervannsutstyr er designet med tek-nisk levetid på 25 år. Det vises til at regelverketikke pålegger operatøren en plikt å søke om leve-tidsforlengelse for dette utstyret alene. Det erikke ønskelig at utstyret vil kunne benyttes utoverdesignet levetid, uten at det er krav om å igang-sette en samtykkeprosess. Tilsynet ber derfor omat PUD for Castberg-feltet godkjennes med et vil-kår om at operatøren må søke om samtykke tilbruk av dette utstyret ut over den levetiden somer beskrevet i søknaden og som utløper etter 25år.

Arbeids- og sosialdepartementet legger tilgrunn at operasjoner som innebærer direkte kon-takt med og styring av brønnstrøm skal skje i trådmed regelverket, og viser til at operatøren ogPetroleumstilsynet har kontakt om aktuelle løs-ninger.

Arbeids- og sosialdepartementet har ingenytterligere merknader til planene og anbefaler atPUD for Johan Castberg-feltet godkjennes medfølgende vilkår:– Operatøren må søke Petroleumstilsynet om

samtykke til bruk av stigerør, feltrørledninger,kontrollkabler og undervannsutstyr ut overden levetiden som er beskrevet i PUD.

5.2 Oljedirektoratets vurdering

Oljedirektoratet (OD) baserer sin vurdering på demottatte planene og informasjon mottatt i møter

med operatøren og de andre rettighetshaverne,samt eget teknisk arbeid. Forhold som OD harvært opptatt av i selskapenes arbeid med utbyg-gingsplanen var blant annet knyttet til reservoaru-sikkerhet, permanent reservoarovervåking, dre-neringsstrategi, økt utvinningspotensial og fleksi-bilitet i utbyggingsløsningen.

Undergrunnen

OD mener at rettighetshaverne har gjort et godtgeofaglig arbeid, som er tilstrekkelig til å kunneigangsette utbygging av funnene Skrugard, Havisog Drivis. Etter ODs vurdering er funnene til-fredsstillende avgrenset, og datainnsamlingen ibrønnene er god. Etter ODs vurdering er ressurs-beregningen utført på en grundig og påliteligmåte. Usikkerhetsspennet i tilstedeværende res-surser er relativt sett lite. Etter ODs vurdering erde beregnede usikkerhetene rimelige, sett i for-hold til kompleksiteten i reservoarene og i forholdtil datagrunnlaget.

Rettighetshaverne planlegger å benytte geofy-sisk reservoarmonitorering (GRM) for regelmes-sig å kunne samle informasjon om reservoareneog overliggende lag på Castberg-feltet. Dettebidrar til bedre forståelse av undergrunnen overtid. Rettighetshaverne har vurdert ulike GRM-metoder, og foreløpig lagt til grunn et konseptbasert på konvensjonell teknologi. Overvåking avreservoaret ved hjelp av permanent installerteseismiske sensorer for reservoarmonitorering(permanent reservoarmonitorering, PRM) erogså vurdert og anbefalt av operatøren. Sammen-lignet med konvensjonelle GRM-metoder vil PRMkunne bidra til bedre forståelse av undergrunnen,og derigjennom bedre beslutningsgrunnlag for til-leggsbrønner og andre tiltak for økt utvinning.

Rettighetshaverne planlegger endelig beslut-ning av GRM-metode i løpet av 2018. Basert pådokumentasjonen i PUD vurderer OD at PRM-konseptet gir størst verdi over feltets levetid. ODanbefaler at det stilles vilkår til installasjon avPRM ved godkjennelse av PUD.


OD er enig i den valgte dreneringsstrategienfor Castberg-feltet. Etter ODs vurdering er opera-tørens reservoarvurderinger tilfredsstillendeutført og dokumentert.

Operatøren har etter ODs vurdering gjennom-ført et tilfredsstillende arbeid med å kvantifisereutvinnbare volumer og tilhørende usikkerheter.Forventede utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet er av operatøren beregnet til 88,7 mill. Sm3,noe som tilsvarer en utvinningsgrad på 51 pst.Operatøren har identifisert et potensielt tilleggs-volum på om lag 27 mill. Sm3 oljeekvivalenter,som inkluderer at gass produseres og eksporte-res mot slutten av feltets levetid.

Usikkerhetene i utvinnbare reserver er pri-mært knyttet til usikkerheten i tilstedeværendeolje, permeabilitet, relativ permeabilitet, konnekti-vitet i deler av reservoaret, vanninjeksjonseffekti-vitet og kommunikasjon over forkastninger. ODvurderer usikkerhetsspennet som rimelig anslått.

Den valgte dreneringsstrategien på feltet erhorisontale produksjonsbrønner og trykkstøtteved hjelp av gass- og vanninjeksjon. Redusert van-ninjeksjonseffektivitet på grunn av formasjonsska-der i området rundt brønner og i reservoaret eren sentral risikofaktor i dreneringsstrategien.Operatøren har etter ODs vurdering tilfredsstil-lende planer for å ivareta dette. Operatøren vil hakontinuerlig oppmerksomhet på de kritiske para-meterne for å oppnå ønsket injektivitet. Dersomforkastningskommunikasjonen er dårligere ennforventet, kan enkelte av reservoarformasjoneneikke få nok trykkstøtte. OD har i utbyggingsløpetvært opptatt av at alternative løsninger for optimaldrenering skulle beskrives i PUD. Operatøren hari PUD beskrevet avbøtende tiltak, dersom enkelt-formasjoner ikke mottar nok trykkstøtte.

Operatøren har etter ODs vurdering på en godmåte tatt hensyn til at reservoaret kan væreannerledes enn forventet. Dreneringsstrategienmå vurderes underveis i lys av produksjonserfa-ring og data fra reservoarovervåking for å sikreen optimal verdiskaping på feltet.

Castberg er et stort felt med en lang produk-sjonshorisont og mange muligheter for økt verdi-skaping gjennom kostnadsreduksjon og økt utvin-ning. OD har utfordret operatøren på å utarbeideen plan for identifisering og implementering avteknologier som kan gi økt verdiskaping gjennomfeltets levetid.

OD anbefaler på bakgrunn av dette at det stil-les vilkår ved godkjennelse av PUD knyttet til envurdering av den valgte dreneringsstrategien ogen plan for videre utvikling av ressurspotensialet iutvinningstillatelsen, herunder identifisering og

implementering av teknologier som kan gi øktverdiskaping, når rettighetshaverne har produk-sjonserfaring fra feltet.

Utbyggingsløsning

OD mener at den valgte utbyggingsløsningen girgod fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene iCastberg-feltet og til å fase inn fremtidige tilleggs-ressurser i området. Som første infrastruktur idette området vil feltet være en viktig byggeklossfor fremtidig aktivitet sørvest i Barentshavet ogvidere nordover. OD har vært opptatt av at det vel-ges en fremtidsrettet løsning som i størst muliggrad også legger til rette for å utnytte tilleggsres-surser. Oljen fra Castberg-feltet planlegges lastetover til skytteltankere for transport bort fra feltet.OD har ikke, på ressursforvaltningsmessiggrunnlag, innvendinger mot rettighetshavernesanbefalte lager- og lasteløsning for olje på Cast-berg-feltet.

Totale investeringer er betraktelig redusert iløpet av planleggingsfasen. Enkelte kostnadsesti-mater ligger under nivåene i ODs referansedata-base, blant annet for boring av brønner og hav-bunnsanlegget. Operatøren begrunner disse kost-nadsestimatene med interne optimaliseringspro-sesser, gode markedsutsikter og økt priskonkur-ranse mellom leverandører. Operatøren har hatttett dialog med ulike leverandører i arbeidet medutbyggingsplanen. Dette bidrar til lavere risiko foroverskridelser og forsinkelser i utbyggingsfasen.Inngåelse av kontrakter med leverandørene på ettidlig tidspunkt bidrar til større forutsigbarhet forkostnadene ved utbyggingen. OD vurderer kost-nadsestimatene som forventningsrette med hen-syn til dagens markedsnivå.

Rettighetshaverne har valgt en kontraktstra-tegi som innebærer oppdeling i flere kontrakter.Det forventes at oppdelingen vil bidra til å redu-sere kostnader, minimere planrisiko og å gjøreprosjektgjennomføringen mer fleksibel og robust.Kontraktsstrategien bygger på erfaringer fraandre utbyggingsprosjekter som er gjennomførtpå norsk sokkel og internasjonalt.

Etter ODs vurdering er rettighetshaverneskontrakts- og gjennomføringsstrategi godt gjen-nomarbeidet. I planleggingsfasen fram mot PUDhar OD fulgt opp overfor operatøren at god kvali-tet i prosjekteringsarbeidet vektlegges tilstrekke-lig, for derigjennom å legge best mulig til rette foren god prosjektgjennomføring og et godt under-lag for kostnadsestimatene.

Operatøren har identifisert relevante risikoersom kan medføre kostnadsøkninger og forsinkel-


ser, blant annet knyttet til grensesnitthåndteringav kontraktene og gjenstående arbeid på produk-sjonsskipet ved planlagt uttauing til feltet, og etsystem for å håndtere disse. Gjennomføringspla-nen er etter ODs vurdering realistisk.

Rettighetshavergruppen skal påse at virksom-heten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar medgjeldende lovgivning. Påseplikten er en viktig delav kvalitetssikringen av utbyggingsprosjekter pånorsk sokkel. I forbindelse med innlevering avPUD for Castberg-feltet har partnerne, Eni NorgeAS og Petoro AS, redegjort for hvilke aktiviteterde har gjennomført/planlegger å gjennomføre forå oppfylle påseplikten i tilknytning til utarbeidelseog gjennomføring av PUD. Etter ODs vurderinghar partnerne bidratt aktivt og konstruktivt iarbeidet fram mot innlevering av PUD, og beggehar levert en tilfredsstillende plan for hvordan devil følge opp prosjektet i utbyggingsfasen.

Utslipp og miljø

Kraftgenerering vil være den dominerende kildenfor utslipp til luft. Kraft- og varmebehovet på Cast-berg-feltet vil dekkes av lav-NOx gassturbinermed varmegjenvinningsenheter. Dette gir en høy,total virkningsgrad for turbinene. OD mener atden valgte løsningen for dekning av kraft- og var-mebehov på Castberg-feltet er en effektiv og hen-siktsmessig løsning. Rettighetshaverne har vur-dert flere løsninger for å dekke kraftbehovet, her-under flere alternativer for kraft fra land. De for-skjellige alternativene med kraft fra land gir allesvært høye tiltakskostnader. Videre er det betyde-lige, tekniske utfordringer ved en kraft fra land-løsning. Dette vil kunne påvirke gjennomføringenav prosjektet og øke risikoen for forsinkelser ogkostnadsoverskridelser. Høytrykksfakkelen påproduksjonsskipet vil være lukket med gjenvin-ning til førstetrinnsseparator. Det vil derfor ikkevære utslipp fra denne under normal drift.

Det er lagt til grunn at borekaks fra seksjonerboret med vannbasert borevæske vil slippes ut tilsjø. Kaks fra boring med oljebasert borevæske vilbli transportert til land for behandling og depone-ring. Produsert vann planlegges reinjisert i reser-voaret. Selv om alt produsert vann er planlagtreinjisert, vil det etableres et fullverdig rensean-legg, designet for en oljekonsentrasjon på 15 mg/liter etter rensing, for bruk i perioder der injek-sjon ikke er mulig.

Økonomi

Castberg-prosjektet fremstår etter ODs vurderingsom samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust.OD har utført sensitivitetsberegninger på lønn-somheten for prosjektet. Beregningene viser atprosjektet er økonomisk robust for alle testedekostnadsøkninger, både investeringer og drifts-kostnader. Parameterne med størst effekt pånåverdien er lavt og høyt ressursutfall, produktpri-ser og investeringer. Fremtidig oljepris, særlig iførste del av produksjonsløpet, er viktig for nivåetpå kapitalavkastningen ved utbyggingen. Cast-berg-utbyggingen er robust for vesentlig lavereoljepriser fremover enn dagens nivå.

Utbyggingsløsningen har fleksibilitet til åkunne utvinne ressursene i Castberg-feltet og til åfase inn fremtidige tilleggsressurser i området.Det er et betydelig gjenværende letepotensialeinnad i utvinningstillatelsen for Castberg-feltet ogi tilstøtende tillatelse med samme eierstruktur.Tidspunkt og omfang for videre leteboring erunder vurdering hos rettighetshaverne. Forventetproduksjonsprofil tilsier at 2026 er sannsynlig tids-punkt for når innfasing av nye oljefunn til produk-sjonsskipet kan være aktuelt på grunn av produk-sjonskapasiteten på skipet. OD vurderer det somsvært positivt at utforskingen av ressurspotensia-let i området fortsetter og at prospektene modnesfram mot borebeslutning.

Oljedirektoratets anbefaling

OD anbefaler at PUD for Johan Castberg-feltetgodkjennes med følgende vilkår:– Anlegget for permanent installerte seismiske

sensorer (permanent reservoarmonitorering,PRM), som er beskrevet i PUD, skal være ope-rativt ved produksjonsstart. En meddelelse omat investeringsbeslutning er tatt, og grunnlagetfor beslutningen, skal fremlegges for departe-mentets godkjenning innen 30. september2018.

– Rettighetshaverne skal, basert på oppdatertdatagrunnlag, gjøre en vurdering av den valgtedreneringsstrategien og utarbeide en plan forvidere utvikling av ressurspotensialet i utvin-ningstillatelse 532, herunder identifisering ogimplementering av teknologier som kan gi øktverdiskaping. Planen, med tilhørende vurde-ring, skal fremlegges for departementets god-kjenning innen 1. januar 2025. Departementetkan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvar-lig utnyttelse av ressursene basert på den frem-lagte planen.


5.3 Olje- og energidepartementets vurdering

Olje- og energidepartementet viser til at det erArbeids- og sosialdepartementets vurdering at defremlagte planene kan utvikles i tråd med regel-verkets krav til arbeidsmiljø og sikkerhet.

Departementet og Oljedirektoratet (OD) harhatt dialog med operatøren om utbyggingsløsnin-gen for Castberg-feltet gjennom prosjektløpet,også før overlevering av plan for utbygging ogdrift. Formålet med denne dialogen har vært åsikre at den valgte utbyggingsløsningen gir godressursforvaltning, høy forventet verdiskaping ogat den oppfyller myndighetenes krav. Olje- ogenergidepartementet vurderer den valgte utbyg-gingsløsningen, herunder energiløsningen, somgod.

Ressursforvaltning og verdiskaping

Olje- og energidepartementet viser til ODs vurde-ring av plan for utbygging og drift av Castberg-fel-tet. OD mener at utbyggingsløsningen legger opptil en tilfredsstillende utnyttelse av ressursene ogat det er et samfunnsøkonomisk lønnsomt ogrobust prosjekt.

Departementet er opptatt av at den valgteutbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til åkunne utvinne ressursene i Castberg-feltet og til åfase inn tilleggsressurser i området. Departemen-tet viser til at det for den valgte utbyggingsløsnin-gen er et betydelig antall ledige brønnslisser og atproduksjonsskipet er tilrettelagt for å prosesseretilleggsressurser.

Forventede investeringer til utbygging avCastberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kro-ner. Årlige driftsutgifter er i gjennomsnitt bereg-net til å bli om lag 1,3 mrd. 2017-kroner. Forventetnåverdi før skatt er beregnet til 74,2 mrd. 2017-kroner. Balanseprisen, den fremtidige oljeprissom gir en realavkastning på forventede investe-ringer på syv pst. reelt før skatt for prosjektet, erberegnet til 31 US dollar per fat. Operatøren hargjennomført sensitivitetsanalyser for blant annetendringer i driftskostnader, investeringer, oljepris,utvinnbare reserver og forsinkelser, jf. avsnitt 3.4.Analysen viser at Castberg-utbyggingen er robustoverfor endringer i disse elementene.

Klimarisikoen ved utbyggingen er synliggjortav selskapene i utbyggingsplanen. Det framgår avplanen at prosjektet er robust både mot lavereoljepriser og høyere driftskostnader enn forven-tet. Prosjektet tåler en betydelig lavere oljeprisenn forventet, herunder om dette skulle bli en

effekt av fremtidige globale klimatiltak, og fortsattgi god avkastning på investert kapital. Prosjektetslønnsomhet er også robust mot endringer i drift-skostnader, inkludert utslippskostnader på norsksokkel.

Myndighetene er opptatt av at utbyggingspro-sjektene på norsk sokkel gjennomføres sikkert ogeffektivt. Det er operatørens og øvrige rettighets-haveres ansvar å planlegge og gjennomføre utbyg-ginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende kravtil helse, miljø og sikkerhet, innen planlagt tid ogkostnad, og med god kvalitet. Rettighetshaver-gruppen skal påse at virksomheten kan utøves påforsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgiv-ning og under ivaretakelse av hensynet til god res-sursforvaltning, helse, miljø og sikkerhet. Påse-plikten er en sentral del av kvalitetssikringen avutbyggingsprosjekter på norsk sokkel.

ODs vurdering er at prosjektets gjennomfø-ringsplan er godt gjennomarbeidet og realistisk.Operatørens beregninger viser at prosjektet ersamfunnsøkonomisk lønnsomt og robust. ODsvurdering av prosjektet bekrefter denne konklu-sjonen. Olje- og energidepartementet mener pådenne bakgrunn at utbyggingen av Castberg-fel-tet er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robustprosjekt.

Utbygging av Castberg-feltet er et stort pro-sjekt og den tredje feltutbyggingen i Barentsha-vet. Feltet er forventet å få en lang produksjons-periode på 30 år, og forventes ifølge operatøren åfå en utvinningsgrad på 51 pst. Det er ambisjonerom å øke utvinningen i løpet av driftsperioden.Myndighetene er opptatt av at rettighetshaverneforetar ressursforvaltningsmessige gode valg somfører til at man får realisert alle lønnsomme res-surser og får høyest mulig verdiskaping ut av fel-tet.

Ringvirkninger

Utbyggingen av Castberg-feltet vil skape storeverdier for samfunnet. I tillegg til inntekter til sta-ten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningenvil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter iforbindelse med utbygging og drift, samt gi inn-tekter og betydelig sysselsetting i norske bedrif-ter.

Departementet er opptatt av at nye utbyggin-ger skaper størst mulig verdier for samfunnet ogat de legger til rette for positive, lokale og regio-nale ringvirkninger. Som del av konsekvensutred-ningen er de samfunnsmessige forhold, herunderregionale og lokale ringvirkninger, utredet.


Utbyggingen vil også bidra til aktivitet i norskøkonomi, utover leverandørene og underleveran-dørene, gjennom konsumvirkninger. Nasjonalesysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen er ikonsekvensutredningen beregnet til om lag47 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over peri-oden 2017–2024. Av disse årsverkene er om lag70 pst. antatt å komme fra leverandørbedrifter ogderes underleverandører, og resterende årsverkkommer fra de omtalte konsumvirkningene. Idriftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirknin-ger beregnet til i overkant av 1 700 årsverk i etnormalt driftsår.

Utbyggingen av feltet vil gi positive ringvirk-ninger for Nord-Norge både i utbyggings- ogdriftsfasen. Samlede regionale sysselsettingsvirk-ninger i Nord-Norge i utbyggingsfasen er av ope-ratøren beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav ioverkant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finn-mark. Årlige regionale sysselsettingsvirkninger idriftsfasen er beregnet til om lag 470 årsverk i etnormalt driftsår, hvorav 265 årsverk i Nord-Tromsog Finnmark.

Departementet er opptatt av at det er tidligkontakt mellom operatøren og lokalt/regionaltnæringsliv og relevante myndigheter ved utbyg-ging av funn som Castberg. Departementet haringen innsigelser til at driftsorganisasjonen forCastberg-feltet etableres i Harstad og at helikop-ter- og forsyningsbasene i Hammerfest benyttes.Departementet forventer at selskapene legger tilrette for kvalifisering av relevante lokale/regio-nale leverandører i utbyggingsog driftsfasen forfeltet, og at de etablerer anbudsprosesser somgjør at bedrifter fra landsdelen kan delta.

I et separat industriprosjekt vurderes mulighe-ten for å utvikle en kostnadseffektiv omlastings-terminal for råolje på Veidnes i Nordkapp kom-mune som del av en eksportrute for råolje ut avBarentshavet. Departementet er kjent med at sel-skapene ikke har funnet lønnsomhet i de to termi-nalkonseptene de har studert fram til nå. Departe-mentet er opptatt av at det er et best mulig beslut-ningsgrunnlag i denne saken, og mener derfordet er viktig at selskapene viderefører utrednings-arbeidet slik de har foreslått, med sikte på åavklare et videre konseptarbeid i løpet av 4. kvar-tal 2018. En utredning av flere alternativer vil ikkeforringe muligheten for å ta olje fra Castberg-feltettil en eventuell framtidig terminal, selv om detskulle medføre at en eventuell løsning ikke er påplass til produksjonsstart i 2022. Departementetlegger til grunn at Castberg-feltet skal benytte enomlastningsløsning i Finnmark dersom en slikløsning er lønnsom og blir etablert.

I tråd med Meld. St. 28 (2010–2011) Ennæring for framtida – om petroleumsvirksomheten,skal operatøren, senest to år etter at feltet er satt iproduksjon, gjennomføre en analyse av regionaleog lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Miljøpåvirkning og utredningsplikten

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkningersom følge av utbyggingen av Castberg-feltet medden utbyggingsløsningen som er fremmet av ret-tighetshaverne. Operatøren har i konsekvensu-tredningen vurdert virkningene av utbyggingenog beskrevet hvilke avbøtende tiltak som planleg-ges gjennomført, blant annet for å begrenseutslipp til luft og sjø, arealbeslag og fysiske inn-grep. I høringen av konsekvensutredningen er detikke fremkommet forhold som tilsier at plan forutbygging drift for Castberg-feltet ikke bør god-kjennes. Hvordan operatøren planlegger å følgeopp høringsuttalelsene fremgår av vedlegg 1.

Olje- og energidepartementet vurderer denvalgte energiløsningen som tilfredsstillende. Meden virkningsgrad på 63 pst. er energiutnyttelsengod. Operatøren har gjort grundige analyser avulike energiløsninger for å begrense utslipp tilluft. De forskjellige alternativene med kraft fraland gir alle svært høye tiltakskostnader. Videreer det betydelige tekniske utfordringer ved enkraft fra land-løsning. Dette vil kunne påvirkegjennomføringen av prosjektet og øke risikoen forforsinkelser og kostnadsoverskridelser. En løs-ning med kraft fra land forutsetter at det er sikretutbygging av tilstrekkelig ny kraft eller at detfremføres tilstrekkelig nytt nett, slik at det ikkeoppstår regionale ubalanser på utbyggingstids-punktet. Samtidig må naturmangfoldet og hensy-net til tiltakskostnadene ivaretas. Myndighetenespolitikk på dette området fremgår blant annet iMeld. St. 28 (2010–2011) En næring for framtida –om petroleumsvirksomheten og i klimaforliket, jf.Innst. 390 S (2011–2012).

Produksjonsskipet vil bli tilrettelagt for eventu-ell fremtidig import av vekselstrøm, hvis utviklin-gen innen teknologi eller den økonomiske aktivi-teten i området gjør det til et hensiktsmessig til-tak. CO2-utslippene fra produksjonsskipet vil væreomfattet av det europeiske kvotesystemet. Rettig-hetshaverne må i tillegg betale CO2-avgift. Selska-pene har således kontinuerlig en betydelig økono-misk egeninteresse av å begrense sine utslipp avCO2.

På denne bakgrunn anser Olje- og energide-partementet konsekvensutredningsplikten forprosjekt som oppfylt. Prinsippene i naturmang-


foldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjen-nom departementets vurdering av konsekvens-utredningen, samt supplerende informasjon fraoperatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringenav prosjektet.

Konklusjon

Basert på operatørens planer og vurderinger gjortav Oljedirektoratet fremstår utbyggingen av Cast-berg-feltet som et samfunnsøkonomisk lønnsomtog robust prosjekt som kan gjennomføres, samti-dig som hensyn til ytre miljø og fiskeriinteresserivaretas.

Olje- og energidepartementet mener på dennebakgrunn at utbyggingen av Castberg-feltet er et

økonomisk robust prosjekt som gir god ressurs-forvaltning og god samfunnsøkonomisk lønnsom-het. Myndighetene er opptatt av at det skapesstørst mulig verdier ut av petroleumsressursenepå norsk sokkel. Oljedirektoratet har gjennomgåttrettighetshavernes planer og foreslått vilkår knyt-tet til permanent reservoarmonitorering (PRM)og utvinningsstrategi. Departementet er opptattav å legge til rette for god ressursforvaltning, her-under økt utvinning, og slutter seg til forslagenefra Oljedirektoratet.

Olje- og energidepartementet vil godkjenneutbyggingen av Castberg-feltet i samsvar med pla-nene operatøren har fremlagt og de merknader ogvilkår som fremgår av denne proposisjon.


6 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

Utbyggingen av Johan Castberg-feltet vil på bak-grunn av informasjon gitt av operatøren Statoilmedføre om lag 1 333 mill. kroner i investeringer,om lag 8 mill. kroner i kalkulatoriske renter og 24mill. kroner i driftskostnader for SDØE i inne-

værende år. Det er dekning for disse kostnadeneinnenfor rammene for gjeldende budsjett, jf. Prop.1 S (2017–2018) og Innst. 9 S (2017–2018) hen-holdsvis kap. 2440 post 30 og kap. 5440 post 24.2.


7 Konklusjoner og vilkår

Olje- og energidepartementet vil godkjenne planfor utbygging og drift av Johan Castberg-feltet isamsvar med planene operatøren har fremlagt, demerknadene som fremgår av denne proposisjon,og på følgende vilkår:1. Anlegget for permanent installerte seismiske

sensorer (permanent reservoarmonitorering,PRM), som er beskrevet i PUD, skal være ope-rativt ved produksjonsstart. En meddelelse omat investeringsbeslutning er tatt, og grunnla-get for beslutningen, skal fremlegges fordepartementets godkjenning innen 30. sep-tember 2018.

2. Rettighetshaverne skal, basert på oppdatertdatagrunnlag, gjøre en vurdering av den valgtedreneringsstrategien og utarbeide en plan forvidere utvikling av ressurspotensialet i utvin-ningstillatelse 532, herunder identifisering ogimplementering av teknologier som kan gi økt

verdiskaping. Planen, med tilhørende vurde-ring, skal fremlegges for departementets god-kjenning innen 1. januar 2025. Departementetkan stille ytterligere vilkår knyttet til en for-svarlig utnyttelse av ressursene basert på denfremlagte planen.

3. Operatøren må søke Petroleumstilsynet omsamtykke til bruk av stigerør, feltrørledninger,kontrollkabler og undervannsutstyr ut overden levetiden som er beskrevet i PUD.

Olje- og energidepartementet

t i l r å r :

At Deres Majestet godkjenner og skriverunder et fremlagt forslag til proposisjon til Stortin-get om utbygging og drift av Johan Castberg-feltetmed status for oljeog gassvirksomheten.

Vi HARALD, Norges Konge,

s t a d f e s t e r :

Stortinget blir bedt om å gjøre vedtak om utbygging og drift av Johan Castberg-feltet i samsvar medet vedlagt forslag.


Forslag

til vedtak om utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

I

Stortinget samtykker i at Olje- og energideparte-mentet godkjenner plan for utbygging og drift avJohan Castberg-feltet.

II

Stortinget samtykker i at Petoro AS, som er rettig-hetshaver for statens deltakerandel (SDØE), kandelta i utbygging og drift av Johan Castberg-feltet.


Vedlegg 1

Høring av konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet

Her følger operatørens gjennomgang av hørings-uttalelsene til konsekvensutredningen (KU).Høringsuttalelsene gjennomgås etter en tematiskgruppering:A. Generelle merknader til KU og konsekvensu-

tredningsprosessenB. Miljøverdier og kunnskap om disseC. KulturminnerD. Klima, utslipp til luft, kraftløsning/elektrifise-

ring og BATE. Konsekvenser for marint miljø – bruk av kje-

mikalier, utslipp til sjø og BAT, fysiske inn-grep, undervannsstøy mv.

F. Sikkerhet, miljørisiko og oljevernberedskapG. Fiskeri- og andre næringsinteresserH. Samfunnsmessige konsekvenser / lokalise-

ring av driftsorganisasjon og basetjenesterI. Infrastruktur (luftfart, vegtransport, kystfart,

kaianlegg mv.)J. AnnetK. Ilandføring

Følgende instanser meddelte i høringsprosessenat de ikke hadde merknader til konsekvensutred-ningen: Oljedirektoratet, Arbeids- og sosialdepar-tementet, Havforskningsinstituttet, Samferdsels-departementet, Justis- og beredskapsdepartemen-tet, Utenriksdepartementet, Forsvarsdepartemen-tet, Fylkesmannen i Finnmark, Næringsforenin-gen i Tromsøregionen, Kystrederiene, FiskarlagetNord, Næringslivets Hovedorganisasjon, Sabimaog Nordnorsk Petroleumsråd.

A. Generelle merknader til KU og konsekvensu-tredningsprosessen

Klima- og miljødepartementet (KLD)

Uttalelse:

1. Myndighetsprosesser

Klima- og miljødepartementet påpeker at Statoilmå innhente nødvendige tillatelser til virksomhe-ten før oppstart. KLD anbefaler at Statoil tar tidligkontakt og har en tett dialog med miljømyndighe-tene underveis i prosjektet slik at tiltak som anses

nødvendige for å ivareta hensynet til ytre miljø ogklima kan identifiseres tidlig.

KLD forutsetter at Statoil bidrar med nødven-dig informasjon om løsningene som er valgt for åredusere utslipp til luft, og oppfordrer til god dia-log med Miljødirektoratet for å motvirke at foru-rensning fører til skader eller ulemper for miljøet.

2. Uttalelser fra underetater

KLD viser i tillegg til egne uttalelser også tilhøringsuttalelsene fra Miljødirektoratet, NorskPolarinstitutt, Riksantikvaren og Statens Stråle-vern.

Operatørens svar:

1. Statoil er kjent med gjeldende regelverk for inn-henting av nødvendige tillatelser som kreves for åbygge ut og drive Johan Castberg, jamfør tabell 1-2 ikonsekvensutredningen. Det vil bli lagt opp til entett dialog med miljømyndighetene for å få avklartmyndighetenes forventninger, utarbeidelse av søk-nadsdokument og videre oppfølging gjennom utbyg-ging og drift.

Miljødirektoratet har i sin uttalelse til konse-kvensutredningen for Johan Castberg også signali-sert hvilke områder de forventer at rettighetsha-verne fokuserer på i kommende myndighetsproses-ser. Det er svært nyttig med tidlige avklaringer, ogStatoil, som operatør, vil gå inn i dialog med Miljø-direktoratet og andre relevante parter på et tidligtidspunkt i disse prosessene.

2. Det vises til tilsvar på KLD sine øvrige uttalelseri dette dokumentet, samt til tilsvar på uttalelser fraMiljødirektoratet, Norsk Polarinstitutt, Riksanti-kvaren og Statens Strålevern.

Miljødirektoratet

Uttalelse:

1. Generelt om konsekvensutredningen

Miljødirektoratet mener, på generelt grunnlag, atStatoil har lagt ned mye godt arbeid som underlag


for konsekvensutredningen, men på enkelteområder mener Miljødirektoratet at foreliggendeKU ikke gir god nok eller tilstrekkelig informa-sjon om miljøkonsekvensene ved Johan Castberg.

Operatørens svar:

Merknaden tas til orientering og det vises til til-svar på Miljødirektoratet sine øvrige uttalelser idette dokumentet.

Nasjonalt Institutt for Ernærings- og Sjømatfors-kning (NIFES)

Uttalelse:

1. Mattrygghet i konsekvensutredningen

NIFES registrerer at konsekvensene for mat-trygghet av utilsiktede oljeutslipp og utslipp i for-bindelse med ordinær drift ikke er vurdert i for-hold til nye ressurser fra havet slik som mesopela-gisk fisk, sjøpølser, skjell, snøkrabbe, maneter ogmakroalger. Ressursene i havet vil i fremtiden blienda viktigere for å skaffe nok ernæringsrik mattil verdens befolkning. Vi trenger kunnskap omnye biologiske ressurser i havet som kan bli bruktsom menneskemat eller brukt i akvakultur. Detteer derfor et viktig aspekt som bør inkluderes ifremtidige utredninger.

Operatørens svar:

Det vises til petroleumsforskriftens § 22a og god-kjent utredningsprogram for konsekvensutrednin-gen for Johan Castberg. Rettighetshaverne mener atalle tema som er inkludert i godkjent utredningspro-gram er vurdert i den videre utarbeidelsen av kon-sekvensutredningen.

Alta kommune

Uttalelse:

1. Generelt

Alta kommune uttaler at Stortingets behandlingav PUD for Johan Castberg har gjort sentraleavklaringer på områder som har vært særlig vik-tige for Finnmark. I denne runden, som omhand-ler konsekvensutredningen for PUD, virker ogsåviktige elementer allerede avklart i forhold tillokalisering av ulike drifts- og logistikkløsninger.

Operatørens svar:

Statoil påpeker at PUD del I for Johan Castberg ikkehar blitt forelagt og behandlet i Stortinget, og forstår

referansen til «Stortingets behandling av PUD forJohan Castberg» som OED sin behandling av for-slag til utredningsprogram og fastsettelsen av dette.PUD del I planlegges sendt inn til myndighetsbe-handling av prosjektet innen utgangen av desember2017. Uttalelsen tas til orientering, og det vises tilspesifikke uttalelser og tilsvar for de tema kommu-nen har uttalt seg om.

B. Miljøverdier og kunnskap om disse

Norsk Polarinstitutt (NPI)

Uttalelse:

1. Kunnskapsgrunnlag

Konsekvensutredningen anvender på en relativtgod måte tilgjengelig kunnskap fra eksisterendeprogrammer når det gjelder forekomst av sjøfugl,hovedsakelig SEAPOP og SEATRACK. Konse-kvensutredningen gir en noe mangelfull oversiktover tilgjengelige data for forekomst og en sum-marisk oversikt over potensielle konsekvenser forsjøpattedyr av oljetilsøling. NPI vil derfor gi noentilleggskommentarer når det gjelder forekomst ogpotensielle konsekvenser av uhellsutslipp forsjøfugl og pattedyr.

a. Sjøfugl knyttet til Bjørnøya

Barentshavet er et produktivt hav og har gjennomhele året store konsentrasjoner av sjøfugl. Sjøfugler spesielt sårbare for oljesøl da de er helt avhen-gig av fjærdraktens isolerende egenskaper foroverlevelse. Bjørnøya er et sentralt område i detviktigste hekke- og næringsområdet for sjøfugl inorsk territorium, og har samlet sett blant de stør-ste sjøfuglkoloniene på den nordlige halvkule.Dette er dokumentert gjennom Norsk Polarinsti-tutts overvåking som har pågått siden 1986 oggjennom det nasjonale kartleggings- og overvå-kingsprogrammet SEAPOP (se http://www.seapop.no). I tillegg til at sjøfugl generelt ersårbare for oljesøl, er noen av artene som hekkerpå Bjørnøya under press av andre årsaker. Foreksempel er bestandene av polarmåke og polar-lomvi av ulike årsaker i nedgang, og følgeligekstra sårbare for påvirkning.

Vi har fortsatt svært mangelfull kunnskap ombestandstilhørighet for de ulike bestandene avsjøfugl i Barentshavet. Vi vet at det for noen arterer bestander fra forskjellige områder som har til-hold i Barentshavet til ulike tider av året. Kunn-skap om hvilken bestand som påvirkes er avgjø-rende for å kunne gi svar på hvilke konsekvenseret eventuelt uhellsutslipp vil kunne få. Norsk rød-


liste for arter 2015 1 lister opp 18 fuglearter påSvalbard som truet, hvorav seks av disse potensi-elt vil finnes i havområdene ved Johan Castberg iløpet av året (alke, lunde, lomvi, polarlomvi, kryk-kje, polarmåke). Det er foreløpig uvisst i hvor storgrad rødlistede havdykkender som praktærfuglog havelle bruker området på trekk. I tillegg vilarter som ikke er på rødlista bruke områdene, herer rødnebbterne, joer, måkefugl, havhest og alke-konge de mest tallrike.

SEATRACK er et storskala program som overen treårsperiode skal kartlegge trekkruter og vin-terområder for norske sjøfuglbestander og bestan-der i våre naboland som kommer inn i norske far-vann. Programmet baserer seg på bruk av ny tek-nologi, såkalte lysloggere. Gjennom dette pro-grammet forventer vi å få vesentlig forbedretkunnskap om hvilke bestander som er tilstede iBarentshavet til enhver tid. Således vil vi letterekunne forutsi skadeomfang på bestandsnivå vedeventuelle uhellsutslipp. Generelt viser resultaterfra programmet så langt at mange bestander bru-ker Barentshavet mer enn tidligere antatt gjen-nom hele året. Spesielt er området mellom Bjør-nøya og Barentshavet sørøst viktig for sjøfugl ivintersesongen, mens hekkeområdene ved Bjør-nøya er særlig viktig sommerstid når hele bestan-der er til stede og er i aktivt næringssøk helevåren/sommeren.

Produksjonen vil finne sted ca 150 km fragrensen til Bjørnøya naturreservat, og blant annetpå et tidspunkt når hekkingen er over, og ungeneer ute på sjøen. Johan Castberg-feltet er i et viktigområde for en rekke rødlistede sjøfuglarter, og viantar at det er høy tetthet av disse artene på sjøeni influensområdet.

b. Sjøpattedyr i farvannet rundt Johan Castberg-feltet

En rekke sjøpattedyr vil være i dette området istore deler av året, blant annet trekker flerehvalarter nordover til Barentshavet for å beite.

Når det gjelder akutte oljesøl, er hvalene spesi-elt utsatt for overflateforurensning, da de må tiloverflaten for å puste. Ved overflaten er også for-dampningen av giftige gasser størst (gjelder denførste tiden etter oljeutslippet), og hvalene vil dainnånde giftig gass. Utfallet av dette kan, avhengigav hvalens kondisjon etc., variere fra irritasjon tilrask død. Både huden, slimhinnene i tilknytningtil blåsehullene og øynene er utsatt for direktepåvirkning fra oljesøl på overflaten. Når det gjel-der bardehvaler er disse særlig utsatt, da de finner

mye av maten sin i øvre vannmasser og de kan let-tere svelge olje i forbindelse med at de filtrerernæring fra vannet. I tillegg kan selve bardene blitilsølt, hvilket kan ta lang tid å fjerne. En rekkeselarter lever i farvannene rundt Bjørnøya, blantannet ringsel, storkobbe, grønlandssel og klapp-myss. Samme problematikk mht innånding av gif-tige gasser som beskrevet ovenfor for hval gjelderogså for sel.

Norsk Polarinstitutt anser at deler av kunn-skapsgrunnlaget for høyere trofiske nivåer erfremstilt godt i konsekvensutredningen.

Operatørens svar:

Uttalelsen tas til orientering.

Kystverket

Uttalelse:

1. Bruk av oppdatert miljøinformasjon

Kystverket viser til at miljørisikoanalysene identi-fiserer sjøfugl som den mest utsatte miljøressur-sen ved et utslipp. Analysene har benyttet de nyeSeaTrack dataene som gir et bedre bilde av hvor-dan sjøfugl bruker havområdet. Det er viktig åvære klar over at dette er data samlet inn over enkort periode. Hvilke havområder som blir benyt-tet vil trolig variere mye basert på vind og værfor-hold og tilgangen på næring. Oppdaterte Sea-Track data vil være viktig i vurdering av hvilkeberedskapsstrategier som skal velges i bestemtesituasjoner i framtiden.

Operatørens svar:

Den oppdaterte informasjonen som har blitt gjorttilgjengelig gjennom SeaTrack programmet, harvært svært verdifull i forståelsen av ulike artersutbredelse i Barentshavet gjennom året. SeaTrackpågår fortsatt og oppdatert informasjon blir heletiden tilgjengelig. Konsekvensutredningen for JohanCastberg, og underliggende miljørisikoanalyse, erbasert på de dataene/informasjonen som var til-gjengelig på tidspunktet for gjennomføring av utred-ningen.

Rettighetshaverne er innforstått med at det vilvære mange forhold som til enhver tid spiller inn påutbredelsen av sjøfugl i Barentshavet, noe som ogsåfører til at utbredelsen kan variere fra år til år.Framtidige vurderinger av miljørisiko og bered-skapsstrategier vil benytte all tilgjengelig informa-sjon fra SeaTrack og andre relevante kilder.


C. Kulturminner

Riksantikvaren

Uttalelse:

1. Generelt om konsekvensutredningen

Riksantikvaren er fornøyd med beskrivelsene avforholdet til eventuelle kulturminner i konse-kvensutredningen, og beskrivelsen av de undersø-kelsene som er gjennomført.

2. Plikt til å melde skipsfunn

Riksantikvaren gjør oppmerksom på at finner avskipsfunn m.m. plikter å melde disse til vedkom-mende myndighet jf. Kulturminnelovens §–14tredje ledd.

Operatørens svar:

1. Uttalelsen tas til orientering.

2. Uttalelsen tas til etterretning. Statoil er kjent meddette regelverket og vil følge opp ift. TromsøMuseum, som rette myndighet, dersom det blir gjortfunn av skipsfunn m.m.

Tromsø Museum – Universitetsmuseet

Uttalelse:

1. Marinarkeologisk deltakelse ifm sjøbunnskartleg-ging

Etter kulturminnelovens §–14 er TromsøMuseum rette myndighet for forvaltning av kul-turminner under vann i Nord-Norge.

Etter avtale med Statoil vil det ikke bli krav ommarinarkeologisk deltakelse i den videre planleg-ging eller gjennomføring av sjøbunnkartleggingfor fiberkabelen til Johan Castberg. Oppdaterttrasé skal sendes Tromsø Museum sammen medvideoopptak og rapport i etterkant av undersøkel-sen. Eventuelle funn langs traséen skal innrappor-teres til vurdering. Tromsø Museum er fornøydmed avtalen og avventer nærmere orientering ietterkant av Statoils kartlegging av kabeltraséen.

Operatørens svar:

Uttalelsen tas til etterretning. Undersøkelsene avtraséen er planlagt gjennomført i 2018, og Statoilvil følge opp ift. Tromsø Museum som avtalt.

D. Klima, utslipp til luft, kraftløsning/elektrifise-ring og BAT

Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE)

Uttalelse:

1. Kraftforsyning

NVE påpeker at en utbygging av Johan Castbergikke vil føre til konflikter med planer for have-nergi eller mellomlandsforbindelser. Dersom detblir aktuelt å forsyne Johan Castberg med kraft fraland, må planleggingen av dette skje i samarbeidmed Statnett og regionale netteiere på et tidlig sta-dium for å sikre at videre nettutvikling på fastlan-det tar hensyn til økt uttak og sikrer best muligsystemløsning totalt sett.

Operatørens svar:

Kraft fra land inngår ikke i den valgte utbyggings-løsningen for Johan Castberg. Dersom det ved ensenere anledning vil bli aktuelt med kraftforsyningfra land, enten som en enkeltstående løsning ellerområdeløsning, vil Statoil, som operatør, påse at detnødvendige samarbeidet med Statnett og regionalenetteiere vil gjennomføres slik at de nødvendige hen-syn til den totale systemløsningen ivaretas.


Uttalelse:

1. Elektrifisering, teknologi- status og kvalifisering og tiltakskostnad for sirkulær produksjonsenhet

KLD uttaler at valgt utbyggingsløsning kan med-føre at elektrifisering ikke kan gjennomføres. Til-takskostnader ved elektrifisering av alternativeutbyggingsløsninger, inkludert en sirkulær pro-duksjonsenhet, kunne vært grundigere gjennom-gått i konsekvensutredningen siden Statoil påpe-ker at en tiltakskostnad for en sirkulær produk-sjonsenhet ville vært i samme størrelsesordensom for det valgte konseptet.

Klima- og miljødepartementet forventer at Sta-toil er en aktiv bidragsyter for å få på plass muligeområdeløsninger eller kraftsamkjøring med andrefelt som vil kunne bli bygd ut i området. Det for-ventes også at Statoil bidrar til teknologiutviklingog kvalifisering av teknologi for overføring avstore kraftmengder til produksjonsskip.

2. NMVOC

KLD viser til Miljødirektoratets uttalelse hvor detpåpekes at det må påregnes at det vil kunne bli


nødvendig å innskjerpe utslippsgrensene forutslipp av NMVOC i framtiden.

Operatørens svar:

1. Elektrifisering av Johan Castberg er ikke vurdertsom samfunnsøkonomisk hensiktsmessig (jf. kapittel3.11 og vedlegg B i konsekvensutredningen). Dennekonklusjonen er uavhengig av utbyggingsløsning ogtekniske løsninger for overføring av energi. Avstandfra land, tap av energi i overføring av kraft, behovetfor anlegg og forsterkninger av nettet på land samtutstyr som kreves til havs gir høye investerings- ogdriftskostnader i forhold til utslippsbesparelser. Til-takskostnaden er vesentlig høyere enn en antattfremtidig CO2 kostnad. Rettighetshaverne ser detderfor ikke som naturlig at rettighetshavergruppenskal ta en ledende rolle vedrørende teknologiutvik-ling og kvalifisering av teknologi for overføring avstore kraftmengder til produksjonsskip.

En sirkulær produksjonsenhet ble valgt bort tid-lig i konseptvalgprosessen for Johan Castberg. Enutførlig beskrivelse av konseptvalgprosessen ble gitt iOppsummering av høringsuttalelser og tilsvar tilutredningsprogrammet, svar til Klima- og miljøde-partementet Tema A punkt 1. Det vil være entotalvurdering av sikkerhet, miljø- og samfunnsin-teresser, økonomi, tekniske løsninger, drift og gjen-nomførbarhet som ligger til grunn for valg av utbyg-gingskonsept.

Det valgte utbyggingskonseptet, FPSO, er tilret-telagt for fremtidig elektrifisering av elektriske for-brukere med vekselstrømsteknologi dersom utviklingi området, eller teknologiutvikling i fremtiden skullevise at strøm fra land eller fra fornybar havbasertenergi vil være et sikkert, operasjonelt og et sam-funnsøkonomisk ef fektivt tiltak.

En områdeløsning har som utgangspunkt atflere utbyggingsprosjekt går sammen om en felles løs-ning. Fortrinnsvis bør utbyggingsprosjektene værelokalisert innenfor et relativt begrenset geografiskområde samt ha samme modenhetsgrad med hensynpå dreneringsstrategi, utbyggingsløsninger, planer,etc. Selv om det er gjort andre funn sørvest iBarentshavet er disse av en slik modenhetsgrad aten områdeløsning ikke er aktuelt i dag. Dersom detskulle vise seg at en eller flere av forutsetningeneunder skulle bli en realitet vil Statoil, i samarbeidmed andre operatører, vurdere om en områdeløs-ning vil være samfunnsøkonomisk hensiktsmessig.Forutsetninger som kan virke inn på en slik beslut-ning, alene eller i kombinasjon, inkluderer: flereutbyggingsprosjekter vil bli modnet fram innenfordet samme geografiske området, teknologiutvikling

som radikalt endrer rammebetingelsene, endringer iutslippskostnader og endringer i incentivordninger.

2. Det vises til tilsvar til uttalelser fra Miljødirekto-ratet, tema D, punkt 6.

Miljødirektoratet

Uttalelse:

1. Produksjonsskip med tekniske begrensninger for elektrifisering-teknologiutvikling

Statoil har beregnet CO2-utslippet til i gjennom-snitt 270 000 tonn per år, og 8 millioner tonn overfeltets levetid. Drift av feltet krever mye energi,både på grunn av at det er et behov for trykkstøttefor å øke feltets ressursutnyttelse, og fordi det eret stort varmebehov. CO2-intensiteten er derforhøy for Castberg sammenlignet med mange andrefelt på norsk sokkel. Gjennomsnittlig CO2-intensi-tet over feltets levetid er av Statoil beregnet til iunderkant av 100 kg CO2/Sm3 o.e., mens gjen-nomsnittet for sokkelen er i størrelsesorden 52,5kg CO2/Sm3 o.e. (NOROG 2016).

En skipsformet FPSO har tekniske begrens-ninger mht. elektrifisering siden det roterer rundten dreieskive. Det eksisterer per i dag ikke kvalifi-sert teknologi for å overføre høyspent likestrøm(HVDC) gjennom en slik dreieskive, samt at detogså er begrensninger knyttet til hvor store meng-der vekselstrøm (HVAC) som kan overføres gjen-nom dreieskiven. En sirkulær produksjonsenhethar ikke denne begrensningen.

I vår uttalelse til program for KU ba vi om atutredningen også synliggjorde tiltakskostnadeneved elektrifisering av en sirkulær produksjonsen-het. Statoil uttaler at dette ikke er en aktuellutbyggingsløsning, og at en eventuell beregningav tiltakskostnader ville gitt en tiltakskostnad isamme størrelsesorden som for skipsløsningen.Miljødirektoratet vurderer Statoils redegjørelsefor å være mangelfull.

Valget av utbyggingsløsning kan medføre atelektrifisering av feltet ikke kan gjennomføres.Etter Miljødirektoratets mening er ikke alterna-tive utbyggingsløsninger, og mulighetene for elek-trifisering av feltet med disse, tilstrekkelig utre-det. Vi viser i denne sammenheng til forskrift tillov om petroleumsvirksomhet § 22a første leddbokstav a, hvor det bl.a. fremgår at KU skalbeskrive alternative utbyggingsløsninger som ret-tighetshaver har undersøkt. For at Stortinget skalkunne foreta en reell vurdering av ulike utbyg-gingsløsninger, bør det fremlegges en tilleggsu-


tredning, hvor mulighetene for å elektrifisere medandre utbyggingsløsninger er vurdert.

2. Utvikling og kvalifisering av teknologi for elektri-fisering.

Statoil påpeker at FPSOen er tilrettelagt for fremti-dig elektrifisering dersom det blir mer utbygging iområdet, eller dersom fremtidig teknologiutvik-ling gjør at elektrifisering er et sikkert operasjo-nelt og samfunnsøkonomisk effektivt tiltak.

Ifølge Statoil er det gjennomført studier somviser at det kan være mulig å benytte vekselstrøm-steknologi til del-elektrifisering også for Castbergmed en kabellengde på 265 km, men hvor grundigverifisering gjenstår før gjennomførbarhet kanbekreftes eller avkreftes. Statoil uttaler at ingen avde tekniske alternativene for elektrifisering ellergrader av elektrifisering er vurdert til å være hen-siktsmessige, og at det ikke er realistisk å full-elektrifisere Castberg (overføre større kraft-mengder fra land med vekselstrømsteknologi).Statoil påpeker også at det ikke pågår noe arbeidmed kvalifisering av teknologi for overføring avstørre mengder vekselstrøm.

På bakgrunn av usikkerhet rundt kvalifise-ringsløp og videre arbeid med teknologi, vurderervi muligheten for elektrifisering av en skipsformetFPSO til å være svært usikker, både på kort oglang sikt. Samtidig ser vi at nye utbyggingspro-sjekter i langt større grad nå enn tidligere planleg-ges med skipsformet FPSO.

Teknologiutvikling og kvalifiseringsløp foroverføring av større mengder vekselstrøm fraland eller fornybar havenergi avhenger av at aktø-rene samarbeider. Miljødirektoratet anbefaler der-for at det stilles som vilkår ved eventuell godkjen-ning av utbyggingsplanene at rettighetshaverneinnen en gitt tid skal gjennomføre et program,gjerne i samarbeid med andre aktører, som skalsikre/legge til rette for teknologiutvikling og kva-lifisering av teknologi for overføring av store kraft-mengder til produksjonsskip. I forbindelse medinnsending av PUD bør Statoil fremlegge underla-get som verifiserer overføringstapet ved overfø-ring av kraft til Castberg, som er viktig for detvidere arbeidet med elektrifisering.

3. Områdeløsninger

Miljødirektoratet påpeker at de i uttalelsen tilutredningsprogram for KU ba om at kraftsamkjø-ring/områdeløsninger ble utredet. I konsekvensu-tredningen påpeker Statoil at en utredning avområdeløsning på nåværende tidspunkt vil være

svært usikker, da feltene i regionen har ulik mod-ning og tidsplan i forhold til Castberg utbyggin-gen. Statoil påpeker videre at ved å tilretteleggefor inntak av vekselstrøm på Castberg, har Statoiltilrettelagt for elektrifisering i fremtiden.

Miljødirektoratet forventer at Statoil har enaktiv rolle med å få på plass områdeløsninger/kraftsamkjøring med andre felt som vil kunne blibygd ut i området. Dette inkluderer også alterna-tiv kraftoppdekning til borerigger til erstatning forbruk av diesel. Miljødirektoratet anbefaler derforat det stilles som vilkår ved en eventuell godkjen-ning av utbyggingsplanene at rettighetshaverneskal legge fram en plan for hvordan en områdeløs-ning for kraft fra land kan etableres.

4. Utslipp til luft og generell påvirkning på klima

Miljødirektoratet påpeker at petroleumsaktivitet iBarentshavet kan gi klimapåvirkning både regio-nalt og globalt. I tillegg til utslipp av CO2 ogmetan, gir petroleumsaktivitet utslipp av svart kar-bon (BC) som bidrar til oppvarming både ved åvarme opp atmosfæren og ved at BC avsatt på snøog is øker avsmeltningen. Utslipp av BC i Barents-havet kan gi større effekt og har større konse-kvenser enn tilsvarende utslipp fra felt lenger sør.Norske BC-utslipp har omlag 1,5 ganger høyereklimaeffekt per tonn, målt som temperaturpåvirk-ning i et tiårsperspektiv, enn det globale gjennom-snittet. Utslipp av BC tett opp til iskanten og i snø-og isdekte landområder, vil kunne ha storklimapåvirkning.

Det er generelt gitt lite informasjon om løsnin-gen som er valgt for reduksjoner av utslipp til luft iKU. Vi ber derfor Statoil ta initiativ til møte medMiljødirektoratet der planene presenteres nær-mere, i god tid før innsendelse av søknader om til-latelse etter forurensningsloven.

5. Konsekvenser av utslipp av svart karbon (BC), metan og NMVOC

Miljødirektoratet vurderer fagrapport om utslipptil luft til ikke i tilfredsstillende grad å reflekterenyere kunnskap om utslippskilder og effekter avmetan og svart karbon. Direktoratet henviser tilhandlingsplan (M89/2013) og rapportene M-438/2015 og M-586/2016.

Miljødirektoratet påpeker at for metan skal detbenyttes en faktor på 25, ikke 23 som er benyttet irapporten.

Miljødirektoratet peker videre på at det ikkebare er fakling som fører til utslipp av BC, menogså forbrenning av diesel og bunkersolje i moto-


rer. Diesel benyttes til kraftgenerering om bord påbl.a. mobile rigger, og bunkersolje benyttesombord på bl.a. skytteltankere. Fakling medførerogså utslipp av uforbrente hydrokarboner, bådemetan og NMVOC, og kraftgenerering medfører itillegg til metan også utslipp av NMVOC.

Miljødirektoratet anser derfor rapporten for åvære mangelfull mht. kilder og utslippsomfang,og for ikke å være tilstrekkelig som grunnlag forvurdering av miljøkonsekvenser. Det anbefales atStatoil fremlegger en oppdatert vurdering av milj-økonsekvensene ved utslipp av svart karbon,metan og NMVOC i forbindelse med fremleggingav PUD, slik at Stortinget presenteres for riktiginformasjon om utslippenes størrelse og effekt.

6. Utslippsreduserende tiltak

Miljødirektoratet påpeker at Statoil har valgt Lav-NOx-gassturbiner med varmegjenvinning somenergiforsyningsløsning på Castberg. I tillegg erfakkelsystemet (høytrykks- og lavtrykksfakkel)planlagt med fakkelgassgjenvinning, i tråd meddet som er BAT for nye innretninger. Dette bliransett som gode og viktige tiltak, og Miljødirekto-ratet anbefaler derfor at det stilles vilkår om fak-kelgassgjenvinning og lav-NOx-gassturbiner medvarmegjenvinning, ved en eventuell godkjenningav utbyggingen.

Miljødirektoratet legger videre til grunn athydrokarbonholdige avgasser, som metan ogNMVOC, gjenvinnes der dette er mulig og at Sta-toil implementerer tiltak for å minimere antallpotensielle lekkasjepunkter i prosessen. Det for-ventes at det blir redegjort for dette i en søknadom tillatelse etter forurensningsloven.

Miljødirektoratet har varslet krav om 100 pro-sent gjenvinning av VOC for lagring av råoljeunder normal drift for alle FPSOer i drift per i dag,og det forventes at kravene trer i kraft fra 2018.Det må derfor påregnes tilsvarende krav på JohanCastberg i tillatelser etter forurensningsloven.

Det vises også til at Statoil har inkludertNMVOC-gjenvinningsanlegg for håndtering avNMVOC under lasting av råolje til skytteltankere.Det må påregnes at internasjonale forpliktelser ognasjonale målsetninger vil kunne gjøre det nød-vendig å innskjerpe utslippsgrensen på 0,45 kg/Sm3 lastet olje (BAT) i fremtiden.

7. Energieffektivisering

Miljødirektoratet peker på at de i sin uttalelse tilutredningsprogram for KU ba om en grundigredegjørelse for planlagte tiltak for å sikre energi-

effektiv produksjon på FPSOen i takt medendringer i kraft- og varmebehovet over feltetslevetid, bl.a. bruk av batterier/energilagring ogbruk av flere små turbiner til erstatning for storeturbiner. Miljødirektoratet kan ikke se at disse løs-ningene er vurdert, og anser utredningen for åvære mangelfull på dette punktet.

Miljødirektoratet ønsker en redegjørelse forhvilke vurderinger som foreligger rundt hybridi-sering/energilagring (havvind, batterier og bren-selceller) på mobile rigger siden dette ikke kom-mer klart fram av KUen.

Det blir bedt om at Statoil fremlegger en nær-mere redegjørelse for energieffektiviseringstiltak,både på FPSO og mobile rigger i forbindelse medfremlegging av PUD.

Operatørens svar:

1. Det vises til tilsvarende uttalelser fra KLD, temaD, punkt 1.

2. Det vises til tilsvar til uttalelser fra KLD, tema D,punkt 1. Deler av uttalelsen synes å være rettet tilmyndighetene i forbindelse med godkjenning avPUD, og Statoil finner det ikke naturlig å kommen-tere dette.

3. Det vises til tilsvar til uttalelser fra KLD, tema D,punkt 1. Deler av uttalelsen synes å være rettet tilmyndighetene i forbindelse med godkjenning avPUD, og Statoil finner det ikke naturlig å kommen-tere dette.

4. Uttalelsen tas til orientering. Statoil vil ta initia-tiv til en dialog med Miljødirektoratet for å presen-tere arbeidet som har blitt gjennomført for å redu-sere utslipp til luft fra Johan Castberg. Dette vilfinne sted i god tid før innsending av søknader omtillatelse etter forurensningsloven, slik at Miljødi-rektoratet blir orientert om og kjenner til de uliketiltakene.

5. Uforbrente hydrokarboner (metan og NMVOC)fra fakling og kraftgenerering er inkludert i konse-kvensutredningen og den underliggende fagrappor-ten. Figur 8 i fagrapporten viser de ulike utslippenetil luft, inkludert hvilke kilder som bidrar medutslipp. Her vises både fakling og kraftgenereringsom utslippskilder. Figuren er også inkludert i kon-sekvensutredningsrapporten i kapitlene 6.2 og 6.3.Bidragene fra enkelte utslippskilder er små, og deter derfor gjort en forenkling i tabell 6-1 i konse-kvensutredningen, hvor man ikke har listet bidra-gene fra alle komponentene, kun fra de største.


Endringen i mengde CO2-ekvivalenter som slip-pes ut vil i liten grad påvirkes av om en faktor på 23eller 25 legges til grunn. Statoil mener derfor atrapporten som er presentert tilfredsstiller nyerekunnskap om utslippskilder og effekter av disse nårdet gjelder metan og NMVOC.

Når det gjelder utslipp av BC ble kun faklinginkludert i KU siden man anså at dette var den stør-ste kilden til utslipp. For å få en vurdering av hvilkebidrag forbrenning av diesel har til utslipp av BC,har Johan Castberg prosjektet fått NILU til å utar-beide et tilleggsnotat som omhandler dette og hvilkeeffekter slike utslipp kan få. Utslippene fra JohanCastberg vil være størst i oppstartsfasen (2019–2024) på grunn av boreaktiviteten og fakling, for såå bli betydelig redusert i driftsfasen (fra 2025 ogframover). I forbindelse med opprensking av brøn-ner og oppstart av anlegget på FPSOen vil faklingbenyttes. Det er antatt at produksjonen på JohanCastberg vil stabilisere seg i løpet av 6–måneder, ogat fakkelen etter det normalt vil være slukket. Filoso-fien for fakling tilsier at ved stopp av vitale anleggs-deler skal brønnene stenges umiddelbart.

Det totale beregnede utslippet av BC vil værerelativt beskjedent, og bidraget fra Johan Castbergtil BC-konsentrasjonen i Arktis vurderes som liten.På den bakgrunnen vurderes det også at klimaeffek-ten av disse utslippene alene vil bli små.

NILU-notatet er tilgjengelig i sin helhet på Sta-toils nettsider, www.statoil.com/johancastberg.

6. Den stabiliserte oljen fra Johan Castberg lagres i4 senter- og 10 sidelagringstanker. Under normaldrift vil utslipp fra lagringstankene gå til gjenvin-ning slik at det ikke skal være utslipp av VOC fralagringstankene. Dersom man av sikkerhetsmessigegrunner må redusere trykk i lagringstankene vil detbli utslipp til luft (kald ventilering). Dette vil kunvære unntaksvis dersom man skulle oppleve over-trykk i tanksystemet.

I henhold til vedlikeholdsprogrammet skal lager-tankene inspiseres hvert 5 år. Tankene må av sik-kerhetsmessige grunner gassfries før personell kangå inn i lagertanker for innvendig inspeksjon. Der-som det blir detektert feil i lagertanker vil det ogsåkunne bli nødvendig å gå inn i tankene. Statoil for-utsetter at gassfriing ved tanktømming , -åpning og -ventilering på grunn av nødvendige strukturelleinspeksjoner, renhold og/eller vedlikehold anses somutslipp tillatt av sikkerhetsmessige hensyn. Utslipp iforbinelse med gassfriing ved tanktømming vil ikkepåvirke regulariteten til VOC-anlegget.

VOC-anlegget på Johan Castberg vil være et luk-ket system, og utslipp av gass til luft vil bare skjeunder følgende situasjoner

• dersom trykket i anlegget blir for høyt mot VOC-kompressor

• ved nødvendig forebyggende og/eller korrektivtvedlikehold som medfører at VOC-anlegget måstenges ned.

Statoil forutsetter at utslipp ved situasjoner sombeskrevet over vil anses som tillatte utslipp som ernødvendige av sikkerhetsmessige hensyn. Driftsregu-laritet på VOC-anlegget antas å være høyere enn 95prosent.

Et program for å overvåke og utbedre diffuse lek-kasjer vil bli operasjonalisert i driftsfasen.

Uttalelsen om mulig innskjerping av utslipps-grensen for NMVOC under lasting av råolje til skyt-teltankere tas til orientering. Deler av uttalelsensynes å være rettet til myndighetene i forbindelsemed godkjenning av PUD, og Statoil finner det ikkenaturlig å kommentere dette.

7. Statoil har vurdert og implementert flere energi-ef fektiviseringstiltak for både mobile rigger ogFPSOen, jamfør konsekvensutredningen kap.6.2.2–6.2.3.

Mobile rigger

Ved oppstart av boreoperasjonen på Johan Castbergplanlegges det å bruke Songa Enabler. Songa Ena-bler ankom norsk sokkel i 2016 og siden har Songaog Statoil i fellesskap jobbet med energitiltak. Dakonsekvensutredningen ble sendt på høring var treenergioptimaliseringstiltak for riggen under vurde-ring. Disse omfattet gjenvinning av eksosvarme,temperaturregulering og bedre styring av kjølepum-per. Det er nå besluttet at alle disse tiltakene skalimplementeres. Dersom det blir gjennomført et skiftei valg av borerigg i løpet av perioden for produk-sjonsboring vil det bli stilt krav til en eventuell nyrigg som også tilfredsstiller miljøkravene for boreak-tivitet under arktiske forhold.

Statoil er videre av den oppfatning at dersom nyteknologi med havvind eller brenselsceller skal tas ibruk på norsk sokkel bør man ikke starte medombygging av en borerigg i drift. Statoil har likevelsatt i gang en mulighetsstudie sammen med Songafor en batteri-hybrid løsning der batteriene skalbenyttes som en «spinning reserve» for å kunne fåopp utnyttelsesgraden på dieselgeneratorene.

FPSO

Gjennom prosjektløpet til Johan Castberg har detvært fokus på å identifisere og implementere energi-ef fektive løsninger. Dreneringsstrategien har foku-


sert på energieffektivisering ved å minimere behovetfor injeksjon, samt at det har blitt gjennomført enoptimalisering av antall bunnrammer og energi-bruk relatert til injeksjon. Prosjektet har aktivtbrukt BAT vurderinger for nøkkelelementer somkan være med på å redusere energiforbruket påFPSOen. Følgende tiltak er besluttet implementert1. Varmegjenvinning.

a. Alle gassturbiner installeres med gjenvinningav overskuddsvarme

b. Utstrakt bruk av overskuddsvarme fra proses-sen som brukes til å varme opp innløpssepa-ratoren og vann brukt i sulfatfjerningsanleg-get

2. Omfattende bruk av turtallsregulering på elek-triske pumper og annet utstyr

3. Valg av kompressorteknologi basert på BAT ogkontinuerlig vurdering av forbedring av turbi-ner

4. Bruk av LED lys

Harstad Kommune

Uttalelse:

1. Energieffektivisering

Harstad kommune mener det bør være fokus påenergieffektivisering samt oppfølging av flere avtiltakene nevnt i kapittel 6.2 i konsekvensutrednin-gen, både for FPSOen og for den aktuelle borerig-gen som skal benyttes. BAT må benyttes der deter rom for det.

Operatørens svar:

Det vises til tilsvar til uttalelser fra Miljødirektora-tet, tema D, punkt 7.

Industri energi

Uttalelse:

1. Valg av kraftløsning

Industri Energi viser til at det er gjort en grundigvurdering av kraftløsning for utbyggingen, oguttaler at løsningen med gassturbiner og varme-gjenvinning fremstår som en god og effektiv kraft-løsning. Det er positivt at løsningen gir en vir-kningsgrad på 63 prosent, som i denne sammen-heng er høyt.

Operatørens svar:


Petro Arctic

Uttalelse:

1. Miljøstandard

Petro Arctic peker på Norges rolle som ledendenasjon for internasjonale miljøstandarder for åprodusere og utnytte oljeog gassressursene medminst mulig negativt fottrykk. Utbyggingen avJohan Castberg bør i en slik sammenheng setteen ny standard innen miljøinnovasjon, effektivproduksjon og utslipp til luft.

Operatørens svar:

Statoil har fokus på klimaendringer, og har sommål å spille en aktiv rolle i den globale energi trans-formasjonen. Statoil har utviklet et klimaveikartfram mot 2030. Klimaveikartet setter konkrete målfor Statoil og fokuserer på følgende hovedområder1. Redusere utslippene fra oljeog gassvirksomhe-

ten.Statoil skal redusere egne utslipp betydelig

fram mot 2030. Dagens oljeog gassproduksjoner ansett som en av de mest karboneffektive i ver-den, men Statoil har som mål at den skal ytterli-gere forbedres. Målet er en reduksjon av karbon-intensitet fra dagens 10 kg CO2 per fat ol-jeekvivalent eksportert til 8 kg per fatoljeekvivalent eksportert. Til sammenligning ergjennomsnittet for industrien som helhet 18 kgper fat oljeekvivalent.

Utslipp av metan fra gassverdikjeden for ek-sport til Europa skal minimeres, og ikke over-stige 0,3 prosent av levert gass til markedet. Sta-toil har tatt store skritt innenfor produksjonsfak-ling. Målet er at produksjonsfakling generelt skalavvikles senest i 2030, noe som vil være på linjemed et initiativ fra Verdensbanken – World BankZero Flaring by 2030 initiative. Produksjonsfak-ling skjer i praksis ikke på norsk sokkel.

2. Vokse betydelig i fornybar energi.Statoil har de senere år investert betydelige

beløp i fornybar energi. Innen 2020 skal 25 pro-sent av forskningsmidlene i Statoil finansiereforskning innen fornybar teknologi og energief-fektivitet. I tillegg skal 15–20 prosent av investe-ringene i 2030 gå til prosjekter innenfor fornybarenergiproduksjon.

3. Endre måten vi styrer Statoil på – både gjennomvår strategi og investeringsbeslutninger.

Statoil har endret måten å jobbe med klimapå og inkluderer nå klima i beslutningsprosesserbåde på prosjektnivå og selskapsnivå. Klimari-siko og fotavtrykk har blitt et viktig kriterium for


vurderingene som blir gjort ved konseptvalg i de-sign, i prosjektgjennomføring og driftsoperasjoner.

I investeringsbeslutningene for ethvert pro-sjekt blir en intern karbonpris på minimum US$50 per tonn CO2 inkludert. I land med høyereCO2 beskatning blir den faktiske prisen lagt tilgrunn.

Statoil stresstester porteføljen av prosjektermot energiscenarier skissert av det Internasjo-

nale Energibyrået (IEA). Disse inkluderer enrekke prisforutsetninger for olje, gass og karbon.

Johan Castberg har utviklet et prosjektspesifikt kli-maveikart med fokus på reduksjon av utslipp (jam-før pkt. 1 over) og endring av strategi (jamfør pkt. 3over).

Følgende prosjektspesifikke tiltak er gjennom-ført:

Figur 1.1

De skisserte tiltakene i klimakartet for Johan Cast-berg vil gi reduksjoner i utslipp av CO2. CO2-inten-

siteten pr produsert fat vil reduseres som vist i figu-ren under.

Figur 1.2

FaseKonseptvalg

Forprosjektering

ProsjekteringBygging

Produksjon

Tiltak

• Optimalisering av konsept• Reduksjon av antall turbiner• Varmegjenvinning• Hastighetsregulering på elektriske pumper (VSD)

• BAT/ALARP• Tilrettelegging for framtidig tilknytning til vekselstrøm• LED lys• Optimalisering av turbindrift• Utarbeidelse av sjekklister for energieffektivisering• Tiltak for energieffektivisering på Songa Enabler

• Planlegging og optimalisering av kampanjen for marine installasjoner• Optimalisering av borekampanjen (bruk av anker vs bruk av dynamisk posisjonering)• Strategi for energiplanlegging• Optimalisere energiflyt gjennom bruk av digitalisering• Vurdere hybridteknologiløsninger

• Implementere energiplanlegging• Modifikasjoner

KonseptvalgBAT

Forprosjektering

ProsjekteringBygging

Produksjon

Prosjektfase

CO2 Intensitet


E. Konsekvenser for marint miljø- bruk av kjemi-kalier, utslipp til sjø og BAT, fysiske inngrep, undervannsstøy mv.


Uttalelse:

1. Undervannsstøy og fysiske inngrep

Det planlegges for både tradisjonell seismikkinn-samling og permanent reservoarovervåking derdet skytes seismikk 1–2 ganger i året. Det erkunnskapsmangler knyttet til konsekvenser avseismikk på marine pattedyr. KLD forutsetter der-for at Statoil planlegger gjennomføringen av seis-mikkaktivitetene slik at konsekvenser for marinepattedyr og fisk blir minst mulig. Det pågår etsamarbeid mellom Miljødirektoratet og Oljedirek-toratet der det vurderes behov for krav til seis-mikkinnsamling av hensyn til marine pattedyr.Dette arbeidet kan få betydning for seismikksky-ting på Johan Castberg. Statoil planlegger åbenytte «soft start» og vil vurdere andre avbø-tende tiltak nærmere.

Operatørens svar:

Rettighetshaverne har fokus på effekten av støy i detmarine miljø. Gjennom medlemskapet i det interna-sjonale programmet Joint Industry Program –Sound and Marine Life, har Statoil gjennom flereår støttet forskning som skal bedre forståelsen avhvilke ef fekter støy fra petroleumsindustrien, inklu-dert seismikk, har på marint liv. Det vises også tiltilsvar til uttalelse fra Norges Kystfiskarlag, tema G,punkt 1.

Johan Castberg legger opp til god planlegging avseismikkskyting slik at man i størst mulig grad unn-går migrasjonsperioder for marine pattedyr. I tilleggplanlegges bruk av soft start prosedyre for å reduserevirkningene ytterligere.

Miljødirektoratet

Uttalelse:

1. Reinjeksjon og rensing av produsert vann

Miljødirektoratet anser reinjeksjon av produsertvann, sammen med best mulig rensing av vannet,som beste miljøløsning for håndtering av produ-sert vann og særlig viktig i Barentshavet. Det erderfor positivt at Statoil planlegger med 95 pro-sent reinjeksjon på Johan Castberg. Miljødirekto-ratet ser imidlertid at det er flere felt som til trossfor at PUD og konsekvensutredning er basert påreinjeksjon av produsert vann, ikke har detteimplementert. Det anbefales derfor at 95 prosent

reinjeksjon stilles som vilkår ved en eventuell god-kjenning av utbyggingen.

2. Utslipp av renset produsert vann

Vanninjeksjon benyttes som trykkstøtte, og meng-dene produsert vann vil derfor øke utover i feltetslevetid. Et antatt utslipp på 5 prosent vannmengdevil dermed kunne utgjøre en betydelig tilførsel tilsjø av olje og kjemikalier som følger med det pro-duserte vannet. Miljødirektoratet viser til at valgteløsning, basert på hydrosykloner og kompakteflotasjonsenheter, vil rense vannet slik at oljeinn-holdet blir 15 mg/l vann. Miljødirektoratet sinvurdering er at bruk av BAT for rensing av produ-sert vann på et nytt felt kan gi oljekonsentrasjonerpå under 10 mg/l. Opplysninger innhentet fraleverandører av vannrenseanlegg til offshorein-dustrien gir også grunn til å forvente rensegradsom gir konsentrasjoner under 10 mg/l.

Miljødirektoratet anbefaler derfor at Statoilbør planlegge for ytterligere tiltak, i form av flererensetrinn, bytte av komponenter, endret oppsettav renseanlegget, driftsoptimalisering eller annetdersom 10 mg/l ikke oppnås ved den nåværendeløsningen. Statoil bør kunne redegjøre for hvor-dan dette nivået skal oppnås forut for eller i forbin-delse med framlegging av PUD. Vi vil også vur-dere om det skal fastsettes et særskilt krav på 10mg/l til Johan Castberg når det skal gis tillatelseetter forurensingsloven. Til slutt påpeker Miljødi-rektoratet at de merker seg at kapasiteten på ren-seanlegget vil kunne overskrides dersom nye feltfase inn, og at det bør dokumenters ved framleg-gelse av PUD at det er tilrettelagt for å øke kapasi-teten som nødvendig.

3. Bruk og utslipp av biocid i forbindelse med sulfat-fjerningsanlegget

Miljødirektoratet uttaler at det er planlagt bruk ogutslipp av biocid i sulfatfjerningsanlegget. Bioci-det er miljøfarlig og utslipp ikke er ønskelig. Bioci-det er svært akutt giftig, svært lite nedbrytbart ogman vet lite eller ingenting om effekter av merlangvarig eksponering for lave konsentrasjoner avbiocidet.

Miljødirektoratet påpeker at biocidbruken erakseptabel gitt at viktige tiltak blir gjennomført.Disse tiltakene omfatter offline-behandling, tilset-ning av natriumbisulfitt før utslipp og optimalise-ring av behandling og mest mulig gjenbruk av kje-mikaliet. Det understrekes også at dersom tilta-kene ikke gjennomføres, kan miljøkonsekvensenebli langt større enn hva som nå legges til grunn


ved beslutningen om utbyggingen av Johan Cast-berg. Det vil derfor stilles vilkår for å redusereutslippene ved Miljødirektoratet sine behandlin-ger av tillatelser etter forurensningsloven.

4. Lekkasjedeteksjon på undervannsinstallasjoner

Miljødirektoratet påpeker at små lekkasjer avhydrokarboner og kjemikalier fra undervannsin-stallasjoner over tid kan utvikle seg til store lekka-sjer. Tidlig deteksjon av eventuelle lekkasjer vilredusere omfang og konsekvenser av hendelsen.Selv små utslipp kan medføre skade på sårbarebunnhabitater og organismer i vannsøylen. Miljø-direktoratet anser lokal lekkasjedeteksjon påundervannsinstallasjoner for å være beste tek-niske løsning for å oppdage lekkasjer tidlig. Det erderfor viktig at dette tiltaket gjennomføres slikStatoil har lagt opp til. Vi anbefaler derfor at detved eventuell godkjenning av utbyggingen stilleskrav om at lokal lekkasjedeteksjon installeres.

5. Seismikk – marin støy

Statoil vil gjennomføre en mer detaljert vurderingav mulig påvirkning på marine pattedyr fra seis-mikk, før oppstart av seismikkoperasjonen. Miljø-direktoratet mener det er bra at Statoil har fokuspå seismikk og marine pattedyr, og at det er viktigat Statoil i sin planlegging videre har fokus påulike avbøtende tiltak, som å unngå innsamling avseismikk i vandringsperiodene for hval.

Miljødirektoratet er i dialog med OD om seis-mikk og mulig behov for annen regulering enn idag for å ivareta mulige konsekvenser for marinepattedyr. Resultatene av dette arbeidet kan fåbetydning for seismikkarbeidet på Johan Cast-berg.

Operatørens svar:

1. Merknaden tas til orientering. Deler avuttalelsen synes å være rettet til myndighetene i for-bindelse med godkjenning av PUD, og Statoil finnerdet ikke naturlig å kommentere dette.

2. Reinjeksjon av produsert vann er valgt av miljø-hensyn og er for Johan Castberg ansett som BAT.Sammenlignet med å injisere kun sjøvann, ekspone-rer denne strategien prosjektet for økt risiko for pro-blemer med injektivitet, oppsprekking, samt redu-sert produktivitet. Reinjeksjon av produsert vannlegger derfor strenge føringer for design av rensean-legget uavhengig av de fem prosentene som er for-ventet å bli sluppet til sjø.

Statoil anser valgt løsning for rensing av produ-sert vann for å være det beste som er praktisk muligå få til, både med hensyn til valg av renseteknologiog rekkefølgen på utstyr. Rensesystemet inneholderflere ulike teknologier for fjerning av olje; hydrosy-kloner, kompakte flotasjonsenheter og én avgas-singstank. Teknologien som benyttes er også videre-utviklet i forhold til tilsvarende utstyr som er i driftper i dag.

Produsertvannsystemet er designet for best muligfjerning av dispergert olje og sand. Dette inkludererblant annet følgende tiltak: • Utførte tester av oljens separasjonsegenskaper. • Design av separator, driftstemperatur o.a. er til-

passet Johan Castberg-oljens egenskaper for åoppnå lavest mulig olje i vann og vann i olje.

• Høy fleksibilitet med flere parallelle enheterhydrosykloner og kompakt flotasjons-enheter(CFU-er) som gir mulighet for å håndtere storespenn i vannproduksjon og opprettholde maksi-mal renseeffekt.

• Bruk av CFU-teknologi med multiple gassinjek-sjonspunkter med dokumentert høy virknings-grad.

• Minimalisert pumping og resirkulering av vann-strømmer i systemet (for å redusere problemknyttet til skjærkrefter og emulsjonsdannelse).

• Bruk av lavskjær-pumper (for å begrense oppde-ling av oljedråper).

• Muligheter for optimalisering av kjemikaliedose-ring på alle rensetrinn.

• Bruk av ny kvalifisert teknologi for kjemikaliein-jeksjon som gir optimal dosering og kontroll avalle produksjonskjemikalier. Dette er spesielt vik-tig for kjemikalier som gir negativ påvirkning påolje/vann separasjon.

• Kontroll og rensing av vann fra spyling av sepa-ratorene.

• Bruk av sandsyklon lokalisert i produsertvann-systemet oppstrøms CFU for økt beskyttelse av ogmulig økt ytelse i CFU og avgassingstank.

• Tilgjengelighetsanalyser viser høy grad av oppe-tid på produsertvannsystemet.

• Løsninger som skal minimalisere behov for vedli-kehold og potensielle driftsforstyrrelser (f.eks.inspeksjon, automatisk spyling, materialvalg).

Som nevnt i konsekvensutredningen er det forventeten gjennomsnittlig olje i vann-konsentrasjon på 15mg/l. Det er en viss usikkerhet knyttet til om en sålav konsentrasjon kan oppnås i de første driftsårene,men vannratene er da lave slik at også det totaleutslippet av olje blir lavt. Usikkerhetene i rensegrader i hovedsak knyttet til oljekvalitet, driftsforstyrrel-


ser de første driftsårene med lav vannproduksjon,hyppige brønnoppstarter og innkjøring av anlegg.

Leverandører angir ofte høyere renseeffektivitetenn det man kan legge til grunn i design. En merkonservativ vurdering er basert på bred driftserfa-ring med aktuell teknologi. Leverandører garante-rer bare for enkelte forhold og tar ikke høyde for nor-male operasjonelle svingninger. Vi har i konsekvens-utredningen oppgitt hva vi forventer av rensegrad.

Johan Castberg prosjektet vil til enhver tid hafokus på optimalisering av produsert vann-systemetfor å oppnå best mulig rensegrad, uavhengig av omdet reinjiseres til reservoar eller slippes til sjø. Fra etreservoarsynspunkt er høy kvalitet på vannrensingsvært viktig.

For at Johan Castberg skal kunne oppnå et olje ivann-innhold på 10 mg/liter eller mindre må helevannrenseløsningen bli redesignet og man vil værtavhengig av å ta i bruk ny teknologi som per i dagikke er kvalifisert for bruk offshore. Dette vil med-føre en høy risiko for økte kostnader og forsinkelse avgjennomføringsplanen.

3. Prosjektet har lagt til rette for offline biocid-behandling og bruk av natriumbisulfitt som nøytra-liseringsmedium i design. Det vil bli arbeidet videremed å optimalisere kjemikaliebruk på Johan Cast-berg gjennom detaljplanlegging og drift.

4. Johan Castberg prosjektet bekrefter at det vil bliinstallert metansniffere på havbunnsrammene somskal detektere eventuelle hydrokarbonlekkasjer fraproduksjonsbrønnene. Hydraulikkolje vil bli overvå-ket ved bruk av flowmeter i Hydraulic Power Unit(HPU og i Subsea Control Modul (undervannssty-ringsmodul), samt ved monitorering av tanknivå-måler i HPU.

5. Det vises til uttalelsen og tilsvar til Klima- og mil-jødepartementet, tema E, punkt 1


Uttalelse:

1. Seismikk – marin støy

NPI ønsker å understreke behovet for gode oggjennomarbeidete rutiner for å unngå miljøskade.Det er godt dokumentert at seismiske lydpulserkan forårsake skade på både marine arter nær lyd-kilden, i tillegg til at dyr endrer atferd selv langtunna lydkilden. I disse områdene av Barentsha-vet, hvor blant annet mengden av dykkendesjøfugl er langt større gjennom hele året enn vitidligere har trodd, samt at vi vet det tidvis vilvære ansamlinger av sjøpattedyr til ulike tider, er

det derfor kritisk viktig at seismiske undersøkel-ser gjennomføres iht. best tilgjengelige praksis(f.eks soft start).

Operatørens svar:

Det vises til uttalelsen og tilsvar til Klima- og miljø-departementet, tema E, punkt 1.

Statens Strålevern

Uttalelse:

1. Reinjeksjon av produsert vann

Statens Strålevern registrerer at Johan Castbergvil driftes med høy grad av reinjeksjon av produ-sert vann, noe som er et viktig tiltak for å redusereutslippene av radioaktive stoffer til sjø.

Operatørens svar:

Merknaden tas til orientering.

Nasjonalt Institutt for Ernærings- og Sjømatfors-kning (NIFES)

Uttalelse:

1. Utslipp av produsert vann og ef fekt på fisk

NIFES peker på at det er planlagt rensing og rein-jisering av produsert vann. Utilsiktede oljeutslippkan føre til at fisk fra det forurensede området kanoppnå forhøyede nivåer av uønskede stoffer somtungmetaller og PAH. Erfaringer fra DeepwaterHorizon viser at PAH nivåene i fisk var undergrenseverdiene igjen kort tid etter ulykken. Der-for er det ikke forventet at PAH vil akkumuleres ifisk i den grad at det utgjør en fare for mattrygg-heten. Selv om det ikke er en generell grense-verdi for PAH lenger er det likevel viktig at denregelmessige overvåkningen opprettholdes. Deter heller ikke forventet at akkumulering av tung-metaller vil utgjøre noe fare for matsikkerhetenfordi produsert vann inneholder svært lave nivåerav tungmetaller.

Pr januar 2017 ligger det ingen havbrukslokali-teter nærmere enn 4–5 km fra kommunikasjons-kabelen til Melkøya. Med utgangspunkt i et var-mere havklima er det forventninger til betydeligvekst i lakseoppdrett i Finnmark.

Operatørens svar:

Merknaden tas til orientering. Den fiberoptiskekabelen til Melkøya vurderes å ikke representerenoen forurensningsfare.


F. Sikkerhet, miljørisiko og oljevernberedskap


Uttalelse:

1. Miljørisiko og beredskap

Klima- og miljødepartementet peker på at miljøri-siko for marine pattedyr ved et eventuelt akuttutslipp er vurdert som lav, mens beregnet miljøri-siko for sjøfugl på åpent hav er betydelig, spesieltfor lomvi og lunde. I tillegg kan stranding av oljefå alvorlige konsekvenser for alke og lunde på ogrundt hekkekoloniene. Det har tilkommet nykunnskap om sjøfugl som ikke inngår i risikobe-regningene. Da feltet ligger i et område som ersvært viktig for sjøfugl, bør betydningen den nyekunnskapen får for miljørisikoen synliggjøresnærmere.

KLD understreker at operatørene er ansvar-lige for å ha en tilstrekkelig beredskap mot akuttforurensning, og forutsetter at beredskapen sometableres på Johan Castberg er tilfredsstillende,også om det skulle bli en stor og langvarig aksjon.

Operatørens svar:

Det vises til tilsvar til uttalelsene fra Miljødirektora-tet tema F, punkt 1–4.

Miljødirektoratet

Uttalelse:

1. Modellert scenario

Miljødirektoratet slår fast at størrelsen på detmodellerte utslippsscenariet er tilsvarende Deep-water Horizon. Statoil har lagt til grunn en varig-het på 70 dager, og selv om dette er noe korterevarighet enn Deepwater Horizon vil det gi storemengder olje i og på sjøen.

Oljen gir stabile emulsjoner og lang levetid påsjøen med tilhørende potensial for å skade miljø-verdier innenfor influensområdet og et stortberedskapsbehov. Miljødirektoratet forventer atStatoil i søknad om tillatelse til virksomhet, viserhvilke vurderinger og tiltak som er gjort for åredusere utstrømmingsratene ved en potensiellutblåsning.

2. Miljøkonsekvenser for sjøfugl

Miljødirektoratet peker på at oljedriftsanalysenviser lange drivtider til land og stranding av mode-rate mengder olje. Miljørisikoanalysen viser, somforventet, derfor størst utslag for sjøfugl på åpenthav og med lomvi og lunde som artene som slår

høyest ut. Konsekvensutredningen viser at det erbetydelige forekomster av sjøfugl i området gjen-nom store deler av året som kan påvirkes avutslipp. Med potensielt svært store utslippsmeng-der mener Miljødirektoratet at det kan værebehov for tiltak for å beskytte sjøfugl i perioderhvor risiko er spesielt høy. Aktuelle tiltak er åstyre risikofylt aktivitet, for eksempel under pro-duksjonsboring i reservoarsonene, utenom perio-der hvor sjøfugl er mer utsatt på grunn av storeansamlinger eller sårbare livsstadier.

Miljørisikoanalysen viser at sannsynlighetenfor betydelig eller alvorlig miljøskade er høyest iperioden januar–juli. Utblåsninger fra boring ogkomplettering bidrar mest til den høye miljørisi-koen. De høye ratene spesielt ved produksjons-boring (DFU2 1) bidrar til en betydelig miljørisikofor sjøfugl på åpent hav, og også potensielt storestrandings-mengder av olje, og alvorlige konse-kvenser for alke og lunde på og rundt hekkekolo-niene.

NINA har vurdert konsekvensene av en utbyg-ging av Johan Castberg for sjøfugl. Denne gir engod og nyttig oversikt over kunnskapen omsjøfugl i området. Det er imidlertid viktig å påpekeat ikke all denne kunnskapen er tilgjengelig forkvantitative analyser av miljørisiko. NINA skriverat det er god grunn til å anta at svømmetrekket tillomvi foregår sørøstover fra Bjørnøya, og atmange fugler vil passere nær Castberg. Miljødi-rektoratet vurderer at svømmetrekket vil kunnebidra til at miljørisiko for lomvi i denne periodener høyere enn det miljørisikoanalysene viser, dadenne kunnskapen per i dag ikke inngår i analy-sene.

Miljødirektoratet er av den oppfatning at dehøye utslippsratene er problematiske i et havom-råde som huser sjøfuglbestander av nasjonal oginternasjonal betydning, og som er en viktigsjøfuglregion i global forstand. Dette sammenmed at miljørisiko kan være høyere enn det somframgår av KU gjør at Miljødirektoratet mener aten oppdatering vil være av betydning for Stortin-gets behandling av saken, og bør derfor leggesfram i forbindelse med PUD-innsendelsen. Detviser også behovet for risikoreduserende tiltak.

3. Fremstilling av miljørisiko

Miljørisiko er presentert for sesonger, og sesong-sammenstilling kan midle ut høyere verdier ogsamtidig gi et dårligere grunnlag for risikostyringenn månedssammenstilling. Miljødirektoratet vilderfor i underlaget for søknad om tillatelse også


se miljørisiko presentert for måned, for deutslagsgivende arter og sesonger.

Statoil har vist beregninger av miljørisikobasert på feltspesifikke akseptkriterier. Grunnla-get for disse akseptkriteriene er basert på at et feltbestår av to installasjoner. Dersom Statoil haddebenyttet sine installasjonsspesifikke akseptkrite-rier ville imidlertid den beregnede miljørisikoenha blitt vist som dobbelt så høy (som andel avakseptkriteriet). I tillegg er det Miljødirektoratetsvurdering at Statoil også burde ha synliggjort mil-jørisikoen knyttet til boring av en enkelt produk-sjonsbrønn basert på deres operasjonsspesifikkeakseptkriterier, for å synliggjøre miljørisikonivåetknyttet til boring av produksjonsbrønner hvor deberegnede utblåsningsratene er svært høye.Dette forventer vi gjøres i forbindelse med søknadom produksjonsboring.

4. Beredskap mot akutt forurensning

Miljødirektoratet peker på at konsekvensutred-ningen synliggjør at dimensjonerende utslippsratepå 8100 m3/døgn vil utløse et beredskapsbehovpå 15 systemer for mekanisk bekjempelse i barrie-rene på felt/åpent hav. Bruk av 15 systemer vilkreve 30 fartøyer (oljevernfartøy + slepefartøy),samt systemer for overvåking og koordinering avaksjonen. Dersom høyeste utslippsrate blir benyt-tet vil behovet øke ytterligere.

Statoil har beskrevet i KU at alle de tre oljene iJohan Castberglisensen er egnet for kjemisk dis-pergering og at det vil være dispergeringsmiddeltilgjengelig på feltet og via NOFO. Det er ikkebeskrevet ytelseskrav og beredskapsbehov knyt-tet til kjemisk dispergering, selv om dette kan bliet viktig tiltak. Miljødirektoratet forventer at detteer utførlig beskrevet i beredskapsanalysen somunderlag for søknad etter forurensningsloven.

Miljødirektoratet har etterlyst en bedre doku-mentasjon på om det faktisk er mulig å gjennom-føre en beredskapsaksjon med så mangesystemer. Det beregnede beredskapsbehovet erbasert på flere forutsetninger, som blant annetinnebærer at en stor andel av systemene måbekjempe oljen nær kilden, hvilket vil si innennoen få kilometer fra utslippskilden. Det vil inne-bære store utfordringer å koordinere og manøv-rere et stort antall fartøy og systemer innenfor etbegrenset område. Fartøyene vil kunne fordelesutover et større område, og følge oljen i dens driv-bane, men dersom dette legges til grunn som for-utsetninger, vil beredskapsbehovet øke ytterligerefordi mulig oppsamlet mengde per system vilreduseres.

Vi vil videre påpeke at en beredskapsaksjonmed i alt 15 systemer, som mest sannsynlig vilmåtte erstattes av andre systemer på sokkelen etteren viss tid, vil legge beslag på en betydelig andel avden samlede beredskapen på norsk sokkel. Konse-kvensen av dette vil kunne bli at andre felt ikke kanetterleve sine krav til beredskap og installasjonervil måtte stenge ned produksjonen, med de økono-miske konsekvenser dette vil ha. Vi etterlyser envurdering fra Statoil om i hvilken grad de faktiskhar tilgang til så mange systemer gjennom en len-gre beredskapsaksjon som de har lagt til grunn.Miljødirektoratets vurdering er at Statoil ikke harpresentert tilfredsstillende dokumentasjon påutholdenhet ved en aksjon som krever så mangesystemer som er planlagt for Johan Castberg.

Operatørens svar:

1. Uttalelsen tas til orientering. For å illustrere enenkelthendelse som representerer et verstefallsscena-rio, er det i konsekvensutredningen valgt å vise densimuleringen fra scenariet med størst rate og lengstevarighet som har 95-prosentilen av størst strandetmengde. Dette er et sjøbunnsutslipp med rate på10 000 m3 /døgn, som varer i 70 døgn. Fekvensenfor dette scenariet er en hendelse hvert 350 000 årper brønn. I forbindelse med søknad om tillatelse tilvirksomhet vil rettighetshaverne beskrive hvilke vur-deringer og tiltak som har blitt gjort for å redusereutstrømmingsratene ved en potensiell utblåsning.

2. Miljørisikoanalysen for Johan Castberg er basertpå datagrunnlag for sjøfugl fram til april 2016. Detilgjengelige datasettene kommer fra SEAPOP ogSEATRACK programmene, og dette er pågåendedatainnsamlingsprosjekt som fortløpende vil gene-rere nye datasett. Disse datasettene anses som demest oppdaterte kildene for sjøfugl og deres bevegel-ser i Barentshavet.

Siden nye datasett blir tilgjengelig gjennom pro-sjektets levetid vil Statoil legge opp til å oppdateremiljørisikoanalysen for Johan Castberg i forbindelsemed utarbeidelsen av søknad om produksjonsbor-ing. Statoil vil i tillegg følge med på andreforskningsprogrammer som er/vil bli igangsatt itiden framover, inkludert MARAMBS, for å sørgefor at den oppdaterte miljørisikoanalysen vil blibasert på de beste tilgjengelige data for sjøfugl ogmarine pattedyr.

3. I forbindelse med søknad om produksjonsboringvil Statoil oppdatere miljørisikoanalysen til å inklu-dere miljørisiko presentert pr måned for utslagsgi-vende arter og sesonger.


Feltspesifikke akseptkriterier.

Johan Castberg er planlagt utbygd med en FPSO, 30brønner fordelt på 10 bunnrammer og 2 enkeltstå-ende satellitter. Statoil har bevisst benyttet feltspesi-fikke akseptkriterier fordi utbyggingsløsningenutgjør mer enn to innretninger og mer enn 20 årligeoperasjoner. Når det gjelder bruk av operasjonsspe-sifikke akseptkriterier for produksjonsboring forven-tes miljørisikoen lavere sammenlignet med en lete-boring fordi sannsynlighet for hendelse er i størrel-sesorden 3–4 ganger lavere.

4. Johan Castberg sin beredskapsanalyse omtalerkjemisk dispergering og nødvendig mengde tilgjen-gelig dispergeringsmidler for å møte Statoil sittminimumskrav for håndtering av 500 Sm3 oljeut-slipp innen fem timer fra utslippet er oppdaget.Analysen er konservativ, og baserer seg på olje fraSkrugard som dimensjonerende pga høyest og ras-kest vannopptak. Tabellen under viser beregnetbehov. Beredskapsanalysen er tilgjengelig i sin hel-het på Statoils nettsider, www.statoil.com/johan-castberg.

Ytelseskrav og beredskapsbehov knyttet til kjemiskdispergering vil bli beskrevet i beredskapsanalysensom underlag for søknad etter forurensningsloven.Det henvises for øvrig til tilsvar til uttale fra Kyst-verket, tema F, punkt 1.

På Johan Castberg er det beredskapsbehovet veden utblåsning vinterstid som vil være dimensjone-rende, og dette utgjør 15 systemer i barriere 1 og 23.

I kommunikasjon med myndigheter rapporteresvanligvis det sammenslåtte beredskapsbehovet i bar-riere 1 og 2.

Metodikken for beregning av beredskapsbehovettar videre hensyn til forskjellen mellom barriere 1 og2 når det gjelder olje tilgjengelig for opptak. Påføl-gende tabell viser beredskapsbehovet fordelt mellombarriere 1 og 2 under sommer og vinterforhold.

Ved en hendelse vil det reelle beredskapsbehovet vur-deres fortløpende, og vil kunne variere etter hvertsom hendelsen utvikler seg.

Beredskapen på norsk sokkel er dimensjonert forå kunne takle en enkelt pågående hendelse, påsamme måte som den statlige beredskapen langsnorskekysten er dimensjonert for å kunne bekjempeen enkelt pågående hendelse. NOFO har bygd oppen utstyrspool som er tilgjengelig for operatørene pånorsk sokkel.

Det blir gjort fortløpende vurderinger, på bak-grunn av operatørenes planlagte framtidige aktivi-tetsnivå, av hvor mange systemer som til enhver tidmå være tilgjengelige i denne poolen. Det tilgjenge-lige utstyret er dimensjonert for å kunne opprett-holde en langvarig oljevernaksjon. For å øke robust-heten til oljevernberedskapen på norsk sokkel harNOFO besluttet å gå til innkjøp av ytterligere 5systemer, slik at antall tilgjengelige systemer pånorsk sokkel etter hvert blir 30.

Vinter 5 °C10 m/s vind

Sommer 15 °C5 m/s vind

Utslipp (Sm3) 500 500

Fordampning % (etter 2 timer på sjø) 6 5

Nedblanding % (etter 2 timer på sjø) 3 0

Oljemengde tilgj. for emulsjonsdannelse (Sm3) 455 475

Vannopptak % (etter 2 timer på sjø) 52 21

Emulsjonsmengde tilgjendelig for kjemisk dispergering (Sm3) 948 601

Behov for dispergeringsmiddel (dosering 1:20) (Sm3) 47 30

Vinter 5 °C10 m/s

Sommer 15 °C5 m/s

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 7 5

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 2 8 3

Beregnet behov for NOFO-systemer i barriere 1 og 2 15 8


Diskusjonen rundt parallelle behov for olje-vernressurser er spilt inn til NOFO og vil tydeliggjø-res som en del av pågående oppdatering av planver-ket.

I forbindelse med forberedelsene til letebor-ingskampanjen i Barentshavet sommeren 2017utarbeidet Statoil et dokument som omhandlerutholdenhet og opptrapping av oljevernaksjon ledetav Statoil. Langvarige og komplekse oljevernaksjo-ner krever mye personellressurser og en effektivorganisering av disse.

Vaktgående personell i Statoil og NOFO sineberedskapsorganisasjoner vil kunne håndterebegrensede aksjoner og den innledende fasen av enstørre oljevernaksjon. Vedvarende og større aksjonervil kreve styrking av organisasjonene fra ledelse-snivå til operative nivåer på sjø og eventuelt påland.

Statoil har 6 vaktlag med 16 personer som veden større hendelse vil inngå i en rotasjonsbeman-ning i Statoils Incident Management Team (IMT).I tillegg består IMT av 11 personer med kompetanseinnenfor miljø som vil bli mobilisert i en oljevernak-sjon. Siden 2015/ 2016 har Statoil disponert enkontinuerlig trent beredskapsstyrke på 160 personerkalt GIMAT (Global Incident Management AssistTeam). Styrken består av Statoil-ansatte og dekkeralle posisjoner i en IMT fra øverste ledelse til skade-stedsledelse i felt og dekker bransjene Operasjon,Miljø og Planlegging, Logistikk, Administrasjon itillegg til ledelse- og støttefunksjoner. StatoilsGIMAT vil benyttes til å styrke lokal IMT ved behov.

For mer informasjon om utholdenhet og opp-trapping i en oljevernaksjon vises det til dokumentet«Utholdenhet og opptrapping av oljevernaksjonledet av Statoil» som er tilgjengelig i sin helhet påStatoils nettsider, www.statoil.com/johancastberg.


Uttalelse:

1. Miljørisiko og beredskap

Norsk Polarinstitutt påpeker at DFU 1 er etutslipp som i størrelse og omfang i sin lengstevarighet (70 døgn) omtrent tilsvarer ulykkeshen-delsen på Deepwater Horizon i 2010. Denneutblåsningen varte i 87 døgn og det totale arealethvor oljesøl ble observert på overflaten var på ca115 000 km2, et areal som tilsvarer omtrent entredjedel av det arealet som dekkes av alle blok-kene i Barentshavet, og som tilsvarer influensom-rådet etter oljedriftssimulering i figur 12.1 i konse-kvensutredningen. NPI skulle gjerne sett en meromfattende dokumentasjon på hvordan tilgjenge-

lig beredskap vil håndtere en hendelse av sliktomfang.

Johan Castberg ligger godt sør for SVO’enepolarfront og variabel iskant (hhv 180 og 250 km),og 155 km fra maksimal isutbredelse for april iperioden 1986–2015. Likevel viser oljedriftssimu-leringer, spesielt ved utslippshendelser med langvarighet, at oljen kan treffe iskantsonen, medstørst sannsynlighet i mars-april. Selv om dette erscenarier som har svært lav sannsynlighet for åinntreffe, så er det en reell bekymring i forhold tilkapasiteten på beredskapen, og for at framtidigeuhell kan medføre store konsekvenser for økosys-temene i Barentshavet.

Operatørens svar:

Uttalelsen tas til etterretning. Det vises også tiluttalelsene fra KLD og Miljødirektoratet tema F.Miljørisikoanalysen og beredskapsplaner vil oppda-teres i forbindelse med innsending av søknad omproduksjonsboring.

Kystverket

Uttalelse:

1. Spredningsmodeller

Kystverket savner informasjon om oljens fysiskeog kjemiske egenskaper som grunnlag for spred-ningsmodellene, inkludert levetid på sjø underulike lys og temperaturforhold, oppløsning i vann,fordampning, emulsjonsegenskaper med mer.Siden oljen endrer seg i løpet av produksjonstidener det viktig at oppdaterte data om oljen er tilgjen-gelige. Dette er avgjørende for valg av bekjemp-ningsmetoder og eventuell igangsetting av skjer-ming av spesielt sårbare områder.

2. Oljeinnhold i produsert vann

Kystverket påpeker at det har blitt beregnet enkonsentrasjon med et månedsmiddel dispergertolje på 15 mg/l. I perioder vil utslippet ligge overdette. Kystverket viser til at de har erfaring med atdisse periodene kan gi tydelige indikasjoner viaoljedetekterende satellitter, og særlig under roligevindforhold. I noen tilfeller kan også oljen samles ilange striper på sjøen og oppkonsentreres på over-flaten slik at den kan samles opp eller dispergeres.Områdeberedskapen bør ha en lav terskel for åaksjonere mot olje på sjøen, særlig når miljøsår-bare naturressurser befinner seg i området (eks.svømmetrekk av alkefugl).


3. Sannsynlighet for oljeutslipp

Kystverket påpeker at størst sannsynlighet foroljeutslipp knyttes til omlasting fra FPSO til skyt-teltanker. Overvåking av denne beredskapen,samt automatiske og manuelle avstegningsmeka-nismer må beskrives i beredskapsplanen.

4. Beredskapsplan

Oljevernberedskapen er beskrevet på et overord-net nivå og kun opp mot dimensjonerende scena-rioer. Den endelige beredskapsplanen bør høresmed Kystverket som ansvarlig myndighet nårakutt forurensning oppstår. Den bør også inne-holde planer for hvordan de mest sårbare sjøfugl-koloniene (Bjørnøya, store kolonier på Finn-markskysten) kan skjermes om olje unnslipper deførste barrierene.

Operatørens svar:

1. Statoil har fått utarbeidet en beredskapsanalysefor Johan Castberg. Under følger et utdrag sombeskriver oljenes fysiske og kjemiske egenskaper.Beredskapsanalysen er tilgjengelig i sin helhet påStatoils nettsider, www.statoil.com/johancastberg.

Oljetyper ved Johan Castberg.

Hver av de tre reservoarene på feltet, Skrugard,Havis, og Drivis, har ulike oljetyper, og det utførteget forvitringsstudie for hver. Forvitringsstudiet tilDrivis har sammenlignet de tre oljene, og oppsum-merer at det er Skrugardoljen som er dimensjone-rende i forhold til beredskapsbehov grunnet høyestog raskest vannopptak. For punktutslipp fra FPSOog skytteltanker, vil oljetypen være en blanding avoljene som produseres på gjeldende tidspunkt, og for-

vitringsegenskapene vil dermed kunne variere noeettersom produksjonen endres over tid. Konservativter Skrugardoljen benyttet til beregning av bered-skapsbehov for punktutslipp. I den feltspesifikkeberedskapsplanen vil det være aksjonsplaner forhver type utslipp, med tilhørende oljetype.

Forvitringsstudie av Skrugardolje ble utført avSINTEF i 2012. Skrugardolje er en naftensk oljemed middels tetthet, og lavt asfalten og voksinnhold.Skrugardolje danner stabile emulsjoner og bruk avemulsjonsbryter vil kunne være ef fektivt ved lagringav olje.

Forvitringsstudie av Havis oljen ble utført avSINTEF i 2013. Havis er en parafinsk råolje, medmiddels tetthet (0,850 g/ml), og lavt asfalteninn-hold (0,1 wt–%) og medium voksinnhold (4,5 Wt–%). Havis olje danner stabile emulsjoner og bruk avemulsjonsbryter vil kunne være ef fektivt ved lag-ring.

Forvitringsstudie av Drivisolje i ble utført avSINTEF i 2017. Drivis er en parafinsk olje medmiddels tetthet (0,838 g/ml), og lavt asfalteninn-hold og middels til lavt voksinnhold. Drivis dannerstabile emulsjoner og bruk av emulsjonsbryter vilkunne være ef fektivt ved lagring av olje. Drivis haret relativt rask og høyt vannopptak (80 prosent), oghøy nedblanding og fordampningsgrad.

Forvitringsegenskaper for de tre oljene er angitti Tabell 1.1. Representative forhold i sommerhalvå-ret er satt til en overflatetemperatur på sjøen på 10°C og vindstyrke på 5 m/s, mens for vinterhalvåret ersatt til en sjøtemperatur på overflaten 5°C og vind-styrke på 10m/s. Disse forholdene stemmer overensmed egen rapport for feltspesifikke meteorologiskedata for Johan Castberg, som tilsier en gjennom-snittlig overflatetemperatur på sjøen i desember på4,5°C og 8.2 °C i august. Tidsintervall som tilsva-rer forventet forvitringsgrad i barriere 1 og 2 er satttil 2 timer og 12 timer.


Oljenes egenskaper ved mekanisk oppsamling.

Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen forlekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emul-sjoner med viskositet under 1000 cP. Når viskosite-ten er over 15000 cP vil det kunne være behov forskimmer for høyviskøse oljer. Figur 1.3 oppsumme-rer potensialet for mekanisk oppsamling av Skru-gard, Havis og Drivis ved definerte vinter- og som-merforhold, basert på kun viskositeter.

Emulsjon av Skrugardolje vil ha viskositeterover 1000 cP etter 12 timer ved sommerforhold ogetter 6 timer ved vinterforhold. Det er raskere emul-sjonsdannelse og økning i viskositet med økning ivindstyrke.

Emulsjon av Havisolje vil ha viskositeter over1000 cP ved 24 timer ved sommerforhold og ved 6timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdan-nelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke.

Emulsjon av Drivisolje vil ha viskositeter over1000 cP ved 24 timer ved sommerforhold og ved 6timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjons-dannelse og økning i viskositet med økning i vind-styrke.

Oljenes forvitringsegenskaper tilsier at det ikkeer behov for eget utstyr for høyviskøse oljer (tungolje-skimmere).

Bruk av emulsjonsbryter for alle tre oljer børvurderes ettersom de stabile emulsjonene har høytvannopptak som krever stor tankkapasitet ved opp-samling. De tre oljene er testet for ef fekt av emul-sjonsbryter og dosering i forvitringsstudiene. Emul-sjonsbryter vil skille vann ut av emulsjonen, somkan dreneres ut og vil frigjør lagringskapasitet foroppsamlet emulsjon. Effekten av emulsjonsbryter ervurdert i forvitringsstudiet å være god for alle treoljetyper.

Figur 1.3 Potensiale for mekanisk oppsamling basert på viskositet av oljene på Johan Castberg. Vinterforhold tilsvarer 5 °C og 10 m/s vind, sommerforhold tilsvarer 10 °C og 5 m/s vind.

Tabell 1.1 Forvitringsegenskaper til oljene på feltet ved 2 og 12 timer, vinter (5 °C, 10 m/s vind) og sommer (10 °C, 5 m/s vind)

Skrugard Havis Drivis

Vinter Sommer Vinter Sommer Vinter Sommer

2 tim

er

Fordampning (%) 6 5 14 12 21 18

Nedblanding (%) 3 0 3 0 9 0

Vanninnhold (%) 52 21 21 7 19 6

Viskositet av emulsjon (cP) 439 84 304 110 288 95

Gjenværende olje på overflate (%) 90 94 81 87 68 81

12 ti

mer

Fordampning (%) 13 11 24 22 29 27

Nedblanding (%) 17 1 22 2 27 2

Vanninnhold (%) 79 68 64 34 64 30

Viskositet av emulsjon (cP) 4 580 1 270 2 060 611 2 970 601

Gjenværende olje på overflate (%) 68 87 53 75 42 69

Tid (timer)

SkrugardVinterforhold

Vinterforhold

1 3 1 2 3 4 56 12

VinterforholdSommerforhold

Godt potensial for mekanisk oppsamlingRisiko for lekkasje under lenser grunnet lav viskositetMulig behov for tungoljeskimmere grunnet høy viskositet

Sommerforhold

Sommerforhold

Havis

Drivis

Tid (døgn)


Oljenes egenskaper ved kjemisk dispergering på over-flaten.

Figur 1.4 oppsummerer potensiale for kjemisk dis-pergering av Skrugard, Drivis og Havis ved defi-nerte vinter- og sommerforhold. Alle tre oljer hargodt potensiale for ef fektiv kjemisk dispergering på

havoverflaten, særlig de første timene. Ved et lang-varig utslipp vil kontinuerlig tilførsel av fersk oljeføre til at barriere 1 vil kunne benyttes for kjemiskdispergering. Tidsvindu for dispergering, medantatt effektivitet for hver av oljene ved de definertevinter- og sommerforhold er vist i tabellen under.

Figur 1.4 Dispergeringspotensial for emulsjon av oljene på Johan Castberg. Vinterforhold tilsvarer 5 °C og 10 m/s vind, sommerforhold tilsvarer 10 °C og 5 m/s vind.

Oljenes egenskaper ved subsea dispergering.

Gjeldende krav fra myndigheter oppgir foreløpigikke testkriterier eller innhold i behov for dokumen-tasjon i forhold til oljens egenskaper spesifikt for sub-sea dispergering. Oljeprøver fra overflaten vilkunne benyttes for testing av effekten av subsea dis-pergering.

Bransjen har gjort ef fektivitetstester av subseadispergering med oljer som dekker et bredt spekterav oljetyper på norsk sokkel; parafinsk (Osebergblend), naftensk (Troll), asfaltensk (Grane), voks-rik (Norne) og kondensat (Kobbe). Testene er utførti laboratorie- og mesoskala ved turbulentebetingelser og med ferske oljer som i et undervanns-utslipp [23]. Oljene ble testet med ulike typer disper-geringsmidler, og rangering av effekten fulgte engenerell trend med Corexit C9500 som den beste,etterfulgt av Finasol OSR 52 and Dasic SlickgoneNS.

Det er videre gjort et betydelig arbeid i å utvikleen testmetode for screening av ulike oljetyper og dis-pergeringsmidler i laboratorieskala ved betingelsersom er typisk for et undervannsutslipp (høy turbu-lens og fersk olje). Oseberg A, Brynhild, Ormenlange, Skrugard, Statfjord C, Troll B, Kobbe, Ose-berg Blend, Veslefrikk, Norne og Claire har allevært testet med en eller flere ulike dispergeringsmid-ler (SINTEF (2016) Subsea Dispersant Injection(SSDI) effectiveness as a function of dispersanttype, oil properties and oil temperature. ReportA28017). Alle oljene viser god dispergeringsevne.


3. Uttalelsen tas til etterretning. Johan Castberg vilutarbeide operasjonelle prosedyrer for omlastingsom inkluderer automatiske og manuelle avsteng-ningsmekanismer.

4. Statoil vil ta kontakt med alle relevante instan-ser, inkludert Kystverket, i forbindelse med utarbei-delsen av beredskapsplanen slik at denne blir bestmulig forankret.

Finnmark fylkeskommune (FFK)

Uttalelse:

1. Oljevernberedskap

Finnmark fylkeskommune mener det bør gjen-nomføres nye analyser knyttet til oljevernbered-skap, og påpeker at FFK ikke kan akseptere atJohan Castberg bygges ut uten en beredskap foreventuelt landpåslag av olje. Beredskap i barriere5, strandsanering, må være på plass.

Operatørens svar:

Oljevernberedskapen på land i Norge er organisertgjennom Kystverket, de Interkommunale utvalgenemot akutt forurensning (IUA) og Norsk Oljevern-forening for Operatørselskap (NOFO). I Finnmarkvil det være IUAene Vest-Finnmark, Midt-Finn-mark og Øst-Finnmark som vil involveres i en even-tuell aksjon. Ved en hendelse på Johan Castberg vil

Tid (timer)

SkrugardVinterforhold

1 3 1 2 3 4 56 12

Godt potensial for kjemisk dispergeringRedusert potensial for kjemisk dispergeringLite eller ikke potensial for kjemisk dispergering

SommerforholdVinterforholdSommerforhold

VinterforholdSommerforhold

Havis

Drivis

Tid (døgn)


Statoil samarbeide med organisasjonene over for åbegrense miljøeffektene av hendelsen.

NOFO administrerer tre nasjonale innsatsstyr-ker for ef fektiv oljevernberedskap • Innsatsgruppe Kyst • Innsatsgruppe Strand Akutt • NOFO Spesialteam

Innsatsgruppe Strand Akutt skal bekjempe akuttoljesøl i strandsonen ved eventuelle oljeutslipp fraoperasjoner på norsk sokkel. Gruppen har som opp-gave å begrense skadene av eventuell olje som kom-mer inn mot kysten. Ved akutte hendelser vil inn-satsgruppen settes inn i aktuelle områder med hur-tiggående båter og egnet utstyr for rask og effektivoppsamling av olje i strandsonen.

Innsatsgruppen ble opprettet i desember 2011 oghar vært i operativ beredskapstjeneste fra sen-sommeren 2012. Gruppen har fått spesialopplæringog vil delta i øvelser og er en del av NOFO sin stå-ende beredskap. Konseptet for innsatsgruppen erutviklet av Eni Norge og Statoil i samarbeid medNOFO. Innsatsgruppen er rekruttert fra Finnmarkog er opprettet som et ledd i beredskapsoppbyggingenfor Goliat, men vil også kunne støtte en eventuellberedskapssituasjon på Johan Castberg.

Hammerfest kommune

Uttalelse:

1. Oljevernberedskap

Hammerfest kommune forventer at Statoil påsamme måte som ENI bidrar til å styrke NOFOsamarbeidet der lokal/regional fiskeflåte inngår iberedskapsstyrken ved eventuelle utslipp i forbin-delse med petroleumsvirksomheten på JohanCastberg.

Operatørens svar:

Det vises til uttalelse og tilsvar til FFK, tema F,punkt 1. Det presiseres også at den oppdaterteberedskapsanalysen for Johan Castberg vil væregrunnlag for de tiltak som vurderes.

Harstad kommune

Uttalelse:

1. Kystnær oljevernberedskap

Harstad kommune mener at oljevernberedska-pen ikke er god nok sør for Hammerfest. Sidenoljen transporteres med oljetankere, er hele kys-ten mer utsatt for fare for oljesøl. Statoil bør der-for, sammen med andre aktuelle aktører i Barents-havet, lage og gjennomføre en helhetlig bered-

skap langs hele kysten fra Nordland til Hammer-fest.

Operatørens svar:

I Norge er det Kystverket som er ansvarlig myndig-het for oljevernberedskapen i forhold til skipstrafikklangs kysten. Statoil vil samarbeide med og støtteKystverket i sikring av beredskapen langs kysten.Det henvises for øvrig til tilsvar til uttale fra FFK,tema F, punkt 1.

Det er utarbeidet retningslinjer for skytteltan-kere på norsk sokkel (Norsk Olje og Gass – Guide-line no 140 – Recommended guidelines for OffshoreLoading Shuttle Tankers) som stiller minimum-skrav til fartøyene som skal operere i norske far-vann. Statoil har et integrert system for marineassurance som inkluderer et sett av egne tekniske ogoperasjonelle krav, i tillegg til bransjestandard forshuttletankere på norsk sokkel. Alle fartøy sombenyttes for å transportere petroleumsprodukter forStatoil vil gå gjennom regelmessige verifikasjonerfor å sørge for å opprettholde den høye standardenpå fartøyene og for å avdekke eventuelle avvik på ettidlig tidspunkt.

Lenvik Kommune

Uttalelse:


Lenvik kommune mener at oljevernberedskapenikke er god nok sør for Hammerfest. Siden oljentransporteres med oljetankere, er hele kysten merutsatt for fare for oljesøl. Statoil bør derfor,sammen med andre aktuelle aktører i Barentsha-vet, lage og gjennomføre en helhetlig beredskaplangs hele kysten fra Nordland til Hammerfest.

2. Oljevernbase lokalisert på Senja

Kommunen peker på at Senja omsatte sjømat, sjø-matrelaterte produkter og tjenester for 7 milliar-der i 2016. En bør spesielt se på en oljevernbaselokalisert på Senja for å beskytte denne verdiskap-ningen.

Operatørens svar:

1. Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kom-mune, tema F, punkt 1.

2. Uttalelsen tas til orientering og det vises tiluttalelse og tilsvar til FFK og Harstad kommune,tema F, punkt 1. Deler av uttalelsen synes å være


rettet mot myndighetene, og Statoil finner det ikkenaturlig å kommentere dette.

Nordkapp Kommune

Uttalelse:

1. Beredskap og kompetanse

Nordkapp kommune viser til den fyldige kompe-tansen som finnes på Kystverket avd. Troms ogFinnmark, Nordkapp maritime fagskole og Nord-kapp videregående skole med hensyn til bered-skap. Nordkapp kommune mener det er viktig atJohan Castberg benytter den, og bidrar til at mil-jøet styrkes.

Operatørens svar:

Kystverket er ansvarlig myndighet for å koordinerestatlig, kommunal og privat beredskap i et nasjonaltberedskapssystem. Kystverket vil derfor være heltessensiell i oppbygging av beredskap og gjennomfø-ring av en eventuell beredskapssituasjon. Statoil erav den oppfatning at det ikke er oljeog gassnærin-gens ansvar å styrke beredskapsmiljøet hos Kystver-ket, men går ut i fra at kompetansen hos Kystverketavd. Troms og Finnmark tilfredsstiller de behov somvil være nødvendige på grunn av økt aktivitet iBarentshavet.

Statoil ser et behov for å ytterligere styrke innsat-sen tilknyttet kompetanseutvikling i Nord-Norge.Det har vært gjennomført møter med Finnmark fyl-keskommune og rektorer i videregående skoler iFinnmark for å identifisere tiltak. Se også tilsvar tiluttalelse fra FFK, tema H, punkt 3f.

Harstad regionens næringsforening

Uttalelse:


Harstad regionens næringsforening mener at olje-vernberedskapen ikke er god nok sør for Ham-merfest. Siden oljen transporteres med oljetan-kere, er hele kysten mer utsatt for fare for oljesøl.Statoil bør derfor, sammen med andre aktuelleaktører i Barentshavet, lage og gjennomføre enhelhetlig beredskap langs hele kysten fra Nord-land til Hammerfest.

Operatørens svar:

Det vises til tilsvar til uttalelse fra Harstad kom-mune, tema F, punkt 1.

Industri energi

Uttalelse:

1. Maksimalt antall ombord

LO registrerer at boligkvarteret er planlagt meden maksimal sengekapasitet på 140 personer, og 4livbåter som hver har en kapasitet på 70 personer.Med en sengekapasitet på 140 personer vil 3 livbå-ter dekke behovet for de som er om bord i tilleggtil en livbåt i reserve. LO vil understreke at denbeskrevne lugarkapasiteten tilsier et maksimaltantall om bord på 140.

Operatørens svar:


Landsorganisasjonen (LO)

Uttalelse:

1. Maksimalt antall ombord

LO registrerer at boligkvarteret er planlagt meden maksimal sengekapasitet på 140 personer, og 4livbåter som hver har en kapasitet på 70 personer.Med en sengekapasitet på 140 personer vil 3 livbå-ter dekke behovet for de som er om bord i tilleggtil en livbåt i reserve. LO vil understreke at denbeskrevne lugarkapasiteten tilsier et maksimaltantall om bord på 140.

Operatørens svar:


Troms Høyre

Uttalelse:


Troms Høyre mener at oljevernberedskapen ikkeer god nok sør for Hammerfest. Siden oljen trans-porteres med oljetankere, er hele kysten merutsatt for fare for oljesøl. Statoil bør derfor,sammen med andre aktuelle aktører i Barentsha-vet, lage og gjennomføre en helhetlig beredskaplangs hele kysten fra Nordland til Hammerfest.

2. Oljevernbase lokalisert på Senja

Troms Høyre peker på at Senja omsatte sjømat,sjømatrelaterte produkter og tjenester for 7 milli-arder i 2016. En bør spesielt se på en oljevernbaselokalisert på Senja for å beskytte denne verdiskap-ningen.


Operatørens svar:

1. Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kom-mune, tema F, punkt 1 og FFK tema F, punkt 1.

2. Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad ogLenvik kommuner, tema F, punkt 1.

G. Fiskeri- og andre næringsinteresser

Fiskeridirektoratet

Uttalelse:

1. Havbunnsinstallasjoner

Konsekvensutredningen sier at den kuperte sjø-bunnen på Johan Castberg gjør at rør og kabler istor grad vil ligge eksponert i frie spenn. Fiskeri-direktoratet vil fortsatt påpeke at vi er opptatt av atfrie spenn reduseres til et minimum, samt at engraver ned rør og kabler der det er mulig for åredusere bruk av steinfyllinger. Videre er det vik-tig at helningsvinkel på steininstallasjoner er såliten som mulig slik at trålredskaper lettere kankrysse disse uten å grave med seg steinmassersom kan medføre tap av redskap og/eller fangst.

2. Forbudsområde mot oppankring og fiske med bunnredskap

Arbeids- og sosialdepartementet har innvilget søk-naden om etablering av en sone med radius 500 mrundt hver av de 10 brønnrammene og de to satel-littene med forbud mot oppankring og fiske medbunnredskap. Dette utgjør totalt 9,5 km2 og Fiske-ridirektoratet forventer at det benyttes en løsningsom beslaglegger minst mulig areal i driftsfasen.

3. Avslutning i henhold til OSPAR-beslutning 98/3.

Konsekvensutredningen skisserer at avvikling avfeltet og dets innretninger vil følge de krav somligger i OSPAR-beslutningen 98/3, eller de kravsom gjelder i det aktuelle tidsrommet for avvik-ling. Fiskeridirektoratet vil fortsatt påpeke viktig-heten av at en planlegger fjerning av rørledningeretter endt bruk slik at en unngår unødvendige hef-ter på sjøbunnen på lengre sikt. Hefter kan i ver-ste fall utgjøre en sikkerhetsrisiko.

4. Beskrivelse av fremtidig fiske

Det presenterte ressursgrunnlaget for fremtidigfiske antas å være dekkende for området. Fiskeri-

direktoratet må påpeke at fisket er en dynamiskaktivitet og vil variere alt etter fiskens vandrings-mønster og de til enhver tid gjeldende regulerin-ger. På sikt kan dette føre til en økende fiskeriakti-vitet inn i området.

5. Biologiske ressurser

Eventuelle merknader vedrørende biologiske res-surser antas ivaretatt av Havforskningsinstituttet.

Operatørens svar:

1. Uttalelsen tas til orientering. Den fiberoptiskekabelen til land vil i hovedsak graves eller spylesned, men vil trolig ha behov for steinfyllinger på desiste 20 km mot land og i et område til havs. Stei-ninstallasjon vil gjennomføres slik at ulempene fortrålaktiviteten blir så liten som mulig.

Utforming, traséføring og installasjon av feltin-terne rør og kabler er planlagt slik at behovet forsteininstallasjon minimeres. Dette er i tråd med deinnspill prosjektet tidligere har mottatt fra fiskeriin-teresser. Eksempelvis er traséføring optimalisertmed tanke på å unngå de største ujevnhetene påhavbunnen, og installasjon av rørledninger ogkabler vil utføres med så lavt leggestrekk som muligfor å minimere frie spenn.

Det vil bli lagt opp til god informasjon mot fiske-riinteressene i forkant av steindumping, rør- ogkabellegging.

2. Statoil påpeker at tillatelsen for sikkerhetssonenemed forbud mot oppankring og fiske med bunnred-skap rundt hver bunnramme er gjeldende fra tids-punktet sjøbunnsinnretningene installeres på feltet.I henhold til tillatelsen fra ASD vil Statoil sørge forat kunngjøring, samt nødvendig overvåking og vars-ling skjer i samsvar med rammeforskriften §61.

3. Avslutning av Johan Castberg feltet ligger langtfram i tid. I henhold til gjeldende regelverk skal detforut for avslutning utarbeides en egen avslutnings-plan med tilhørende konsekvensutredning. Konse-kvensutredningen for avslutning og nedstengning avJohan Castberg vil omtale hvilke alternativer somforeligger for disponering av hhv installasjoner ogrørledninger, og utredningen er gjenstand for offent-lig høring.

4. Merknaden tas til orientering.

5. Merknaden tas til orientering.


Kystverket

Uttalelse:

1. Skipstrafikk

Kystverket viser til at tiltaket ser ut til å ha litendirekte innvirkning på skipstrafikken. Overvåkin-gen av denne bygges opp som ved andre plattfor-mer. Etablerte rutiner for kontakt med Kyst-verkets Trafikksentral i Vardø (VTS Nor), somovervåker all skipstrafikk i området må på plass.

Operatørens svar:

Merknaden tas til orientering. Statoil vil legge opptil dialog med Kystverkets Trafikksentral i Vardø forå sørge for at de nødvendige rutiner kommer påplass.


Uttalelse:

1. Dialog med fiskerinæringen

Finnmark fylkeskommune ber Statoil om å til-leggsutrede konkrete tiltak som kan gjennomfø-res for å bidra til verdiskaping i fiskerinæringen,eksempelvis fiskerinæringens deltakelse i olje-vernberedskapen. Dette som en kompensasjonfor den risiko fiskerinæringen bærer som følge avJohan Castberg-utbyggingen.

Operatørens svar:

Det vil bli lagt vekt på å ha en dialog med fiskeriin-teressene gjennom møter og kunngjøringer i forkantav igangsetting av aktiviteter som kan berøre fiske-riene. Konsekvensutredningen for Johan Castbergviser at fiskerinæringen ikke vil bli nevneverdigpåvirket av normale installasjons- og driftsaktivite-ter på feltet.

NOFO har lagt til rette for å benytte lokale fiske-fartøy som en del av oljevernberedskapen, og harinngått avtaler med redere for kystnær fiskeflåte ogservicebåter. I samarbeid med godkjente foretak somPolarkonsult og Nordnorsk Skipskonsult er fartøy-ene godkjent gjennom tilpassing og ombygging ihht.Forskrift om bruk av fartøy i oljevern. Samtidig haret stort antall fartøysmannskap gjennomført olje-vernkurs henholdsvis i Nordkapp, Sandnessjøen ogKristiansund.

Harstad kommune

Uttalelse:

1. Informasjon og tiltak mot fiskeri og fiskeindustri

Harstad kommune peker på at fiskeri og fiskein-dustri må følges opp med tett dialog og behandlesmed respekt. Statoil må anstrenge seg for å mini-mere ulempene for næringene og tilpasse aktivite-ter etter fiskernes sesongvariasjoner, blant annetmå det være ekstra dialog rundt planlagt innsam-ling av seismikk.

Videre må Statoil legge til rette for bruk avmer støysvake innsamlingsmetoder, med utvik-ling av ny teknologi.

Operatørens svar:

Det er ikke fastsatt hvordan og hvor ofte den framti-dige innsamlingen av seismikkdata skal foregå.Hensyn til miljø og samfunn, inkludert fiskeriene,vil bli inkludert som en del av beslutningsgrunnla-get.

Statoil ser behovet for tett og god informasjonom framtidige aktiviteter på Johan Castberg feltetmed alle berørte parter, inkludert fiskeriorganisa-sjonene. Det vil være nødvendig å sørge for at infor-masjon vedrørende innsamling av seismikk blirkommunisert så tidlig at fiskeriene får mulighet tilå ta høyde for dette i sine planer.

Johan Castberg prosjektet har som mål å redu-sere konsekvensene av innsamling av seismikkdata.Dette vil blant annet gjøres ved bruk av soft startprosedyre.

Lenvik kommune

Uttalelse:


Lenvik kommune peker på at fiskeri og fiskein-dustri må følges opp med tett dialog og behandlesmed respekt. Statoil må anstrenge seg for å mini-mere ulempene for næringene og tilpasse aktivite-ter etter fiskernes sesongvariasjoner, blant annetmå det være ekstra dialog rundt planlagt innsam-ling av seismikk.


Operatørens svar:

Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kom-mune, tema G, punkt 1.


Nordkapp kommune

Uttalelse:

1. Arealbeslag

Av hensyn til fiskeriene mener Nordkapp kom-mune man bør være varsom slik at Johan Cast-berg ikke beslaglegger mer areal til sjøs enn nød-vendig.

Operatørens svar:


Norges Fiskarlag

Uttalelse:

1. Fiskeriene er dynamiske

Norges Fiskerlag påpeker at fisket er dynamisk,slik at den beskrevne situasjonen for fiskeriaktivi-teten er begrenset til en kort periode. Selv om fis-keriene ikke benytter disse områdene i dag, ogdet er store skuremerker, kan det ikke utelukkesat det kan bli aktuelt med andre trålredskap ennbunntrål i området. Dette må det tas høyde for veddesign og utvikling av feltet.

Området er aktuelt for linefartøyer, selv omdette kanskje ikke har gitt seg utslag i sporings-statistikken for valgt periode.

2. Rør og kabler

Norges Fiskarlag er opptatt av at frie spenn på rørog kabler blir eliminert, og at det i de tilfeller derdet er påkrevd å dumpe stein, blir denne lagt medså slak vinkel at det ikke medfører skade for fiske-riaktiviteten.

For valg av trasé for kabel mot land vil NorgesFiskarlag be om at fiskerinæringen blir kontaktetslik at en finner den mest optimale traséen for alleredskapsgrupper, og derved sparer både tid ogpenger for prosjektet.

Operatørens svar:

1. Statoil er innforstått med at de innsamlede data-ene for fiskeri kun viser et bilde av fiskeriaktivitetenfor en svært begrenset periode. Hvordan fiskeriakti-viteten rundt Johan Castberg vil utvikle seg gjennomfeltets levetid er uvisst. Statoil har fått innvilget for-budssoner mot oppankring og fiske med bunnredska-per i en radius på 500 meter fra ytterkantene avbunnrammene, for å redusere risiko både for fiskeri-ene og drift av Johan Castberg.

2. Det vises til uttalelse og tilsvar til Fiskeridirekto-ratet, tema G, punkt 1.

Norges Kystfiskarlag

Uttalelse:

1. Konsekvenser for fiskeri

Norges Kystfiskarlag viser til at det i oppsumme-ringen av KU konkluderes med at bygging og driftav Johan Castberg ikke vil ha konsekvenser forfiskeri. Det er Norges Kystfiskarlag uenige i daseismikk i forkant av utbygging vil ha en skrem-meeffekt på viktige kommersielle fiskeslag. Det ervidere ikke undersøkt hva den seismiske aktivite-ten vil ha å si for dette området og hvilke konse-kvenser seismikk-skyting har for de artene sombefinner seg i nord.

Norges Kystfiskarlag savner for øvrig en spesi-fisering av hvilke områder som rammes ved eneventuell utblåsning og hvor oljesølet havner. KUfremstår i perspektiv av dette, samt den begren-sede kunnskapen seismikk sin innvirkning på vik-tige fiskeslag i nord, som mangelfull. På bakgrunnav dette ønsker ikke Norges Kystfiskarlag pådette tidspunktet å gå inn for utbygging av JohanCastberg-feltet i Barentshavet.

Operatørens svar:

Forskning viser ikke et entydig bilde av hvordan lydpåvirker fisk og deres adferd. For å øke kunnskapenpå området støtter Statoil pågående forskningsiniti-ativ, både gjennom industrisamarbeidet «JointIndustry Program – Sound and Marine Life» oggjennom samarbeid med norske og internasjonaleforskningsinstitusjoner. Disse prosjektene fokusererblant annet på kommersielle viktige arter som torskog sei. Johan Castberg vil samle inn seismiske data iløpet av kortere perioder. Basert på dette er virknin-gen på fisk ansett som midlertidig og av liten betyd-ning. Det vises også til tilsvar til uttalelse fra Klima-og miljødepartementet, tema E, punkt 1.

Oljedriftsmodelleringene som er gjennomført iforbindelse med konsekvensutredningen og presen-tert i underlagsrapporter og kapittel 12 i KU (figur12-1 viser største influensområde) viser muligutbredelse av en eventuell utblåsning på Johan Cast-berg feltet.

Troms Høyre

Uttalelse:


Troms Høyre peker på at fiskeri og fiskeindustrimå følges opp med tett dialog og behandles med


respekt. Statoil må anstrenge seg for å minimereulempene for næringene og tilpasse aktiviteteretter fiskernes sesongvariasjoner, blant annet mådet være ekstra dialog rundt planlagt innsamlingav seismikk.


Operatørens svar:

Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kom-mune, tema G, punkt 1.

H. Samfunnsmessige konsekvenser / lokalisering av driftsorganisasjon og basetjenester


Uttalelse:

1. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet

Konsekvensutredningen bør gi en grundig ogtransparent framstilling av de samfunnsøkono-miske konsekvensene av utbyggingen. KLD slut-ter seg til Miljødirektoratets syn om at enkelte ele-menter i konsekvensutredningen er mangelfulltframstilt. Utredningen bør framstille usikkerhets-rommet ved utbyggingen på en systematisk ogtransparent måte, inkludert konsekvensene forlønnsomheten om flere sentrale parametere sam-tidig endrer seg i negativ retning.

Operatørens svar:

Lønnsomhetsvurderinger vil bli dokumentert i PUD(Plan for utbygging og drift) i henhold til gjeldende«Veiledning til plan for utbygging og drift av enpetroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg ogdrift av innretninger for transport og for utnyttelseav petroleum (PAD)». Lønnsomhetsvurderingenevil inneholde sensitiviteter med hensyn på oljepro-duksjon (P10/P90), investeringskostnader (+/–30prosent), driftskostnader (+/–30 prosent) og oljepris(+/–40 prosent).

Miljødirektoratet

Uttalelse:

1. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet – ikke-prissatte miljøkonsekvenser

En utbygging av Johan Castberg vil generere inn-tekter til samfunnet fra salg av olje og gass fra fel-tet. Samtidig vil utvinning av olje og gass medførekostnader for samfunnet i form av investeringer,driftskostnader og påvirkninger på klima og miljø.

I konsekventutredningen presenterer Statoil ennåverdiberegning basert på antakelser om utvinn-bare reserver, samt prissatte inntekter og kostna-der (inkludert kostnader ved utslipp av CO2 fraproduksjonen). Basert på denne beregningenkonkluderer Statoil med at utbygging av JohanCastberg er samfunnsøkonomisk lønnsom.

I en vurdering av samfunnsøkonomisk lønn-somhet skal også ikke-prissatte konsekvenserinngå. Utbygging av Castberg har sammensattemiljøkonsekvenser og innebærer risiko for akutteutslipp av olje og gass i et havområde med betyde-lige naturverdier. I Statoil sin vurdering av sam-funnsøkonomisk lønnsomhet inngår ingen drøf-ting av hvilken betydning det samlede omfangetav ikke-prissatte miljøkonsekvenser har for densamfunnsøkonomiske lønnsomheten av prosjek-tet. Vurderingen av samfunnsøkonomisk lønn-somhet er dermed ufullstendig. Selv om samfunn-søkonomisk analyse ikke er et krav i PUD, menerMiljødirektoratet at dette er viktig informasjon forStortinget, og at en mer fullstendig vurderingburde legges fram når de skal behandle saken.

For at Stortinget skal kunne gjøre en vurde-ring av klimarisiko ved investeringen mener Mil-jødirektoratet at Statoil bør presentere hvordanselskapet vurderer denne, med spesielt fokus påovergangsrisiko og virkningen av markedsmes-sige endringer.

2. Lønnsomhetsberegninger

Både anslag på utvinnbare reserver og framtidigeoljepriser er forbundet med betydelig usikkerhet,og avvik fra forutsetningene om disse elementenevil potensielt ha store utslag på lønnsomheten avutbyggingen.

Konsekvensutredningen presenterer kun énlønnsomhetsberegning basert på middelalternati-vet for utvinnbare volumer. Samtidig vises det tilat andre forutsetninger for oljepris og CO2-kost-nad har blitt testet i underlagsrapporten utarbei-det av Agenda Kaupang, uten at disse har blitt pre-sentert i KU. Vi mener det er en forutsetning atdet presenteres lønnsomhetsvurderinger for bådehøyt og lavt nivå for utvinnbare volumer, herunderogså med ulike oljepriser.

Rask utvikling i nullutslippsteknologier ogstrammere global klimapolitikk øker usikkerhe-ten rundt framtidige oljeog gasspriser. Å nåmålene i Parisavtalen innebærer rask globalavkarbonisering av både kraft- og transportsekto-ren, og dermed et permanent skifte i etterspørse-len etter fossile ressurser. Miljødirektoratet visertil anbefalingene fra G20-landenes Financial Stabi-


lity Board, hvor en hovedanbefalingene er åbenytte ulike scenarier for å vurdere klimarisiko.Det anbefales at virksomheter bruker et togra-dersscenario for å beskrive mulig utvikling medlangt strammere klimapolitikk globalt og/ellerlangt raskere utvikling og implementering av nul-lutslippsteknologier, i tillegg til de framtidsscena-rier som vanligvis benyttes.

I høringsuttalelsene til utredningsprogram forKU etterlyste Miljødirektoratet lønnsomhetsvur-deringer av utbyggingsprosjektet med olje- ogkvoteprisbaner konsistente med at Parisavtalensmål nås. Vi kan ikke se at den etterspurte vurde-ringen gjøres i underlagsrapporten eller i KU. Iunderlagsrapporten vurderes tre ulike oljepriser,hvor også dollarkurs varieres, samt tre ulike CO2priser. Det framgår ikke om disse legger til grunnendringer i etterspørselen, og dermed endringer ioljepris, som kan forventes hvis målene i Parisav-talen innfris.

Etter vårt syn er det viktig at Stortinget pre-senteres for den reelle økonomiske usikkerheteni prosjektet, og ikke kun med én lønnsomhetsbe-regning som baserer seg på forutsetninger hvordet er stor usikkerhet knyttet til hver enkelt forut-setning. Vi ber derfor om at Statoil i forbindelsemed PUD-innsendelse legger frem følsomhetsbe-regninger av lønnsomheten i prosjektet der usik-kerheten i beregnet lønnsomhet ved utbyggingenpresenteres på en mer systematisk og transparentmåte. Som en del av beregningene mener vi at deter naturlig at det presenteres lønnsomhetsvurde-ringer for både høyt og lavt nivå for utvinnbarevolumer med ulike scenarioer for oljepris.

Operatørens svar:

1. Kostnader for miljøeffekter er som påpekt av Mil-jødirektoratet vanskelige å tallfeste. Metodikken forikke-prissatte ef fekter er fortsatt mangelfull for olje-og gassprosjekter, og ikke god nok til å kunne benyt-tes for å kvantifisere disse virkningene i økonomisketermer. Omfanget av slike typer analyser vil ikkekunne forsvares i forhold til usikkerheten i slikeanalyser og den påvirkning på miljøet som JohanCastberg vil kunne ha. Slike analyser vil følgeligikke bli inkludert, noe som også er i tråd med gjel-dende praksis og regelverk.

2. Lønnsomhetsvurderinger vil bli dokumentert iPUD (Plan for utbygging og drift) i henhold til gjel-dende «Veiledning til plan for utbygging og drift aven petroleumsforekomst (PUD) og plan for anleggog drift av innretninger for transport og for utnyt-telse av petroleum (PAD)». Lønnsomhetsvurderin-

gene vil inneholde sensitiviteter med hensyn på olje-produksjon (P10/P90), investeringskostnader (+/–30 prosent), driftskostnader (+/–30 prosent og olje-pris (+/–40 prosent).


Uttalelse:

1. Lokalisering av basefunksjoner

Finnmark fylkeskommune ser svært positivt på atutbyggingen av Johan Castberg vil bidra til envidere utvikling av basestrukturene i Hammer-fest.

2. Lokalisering av driftsorganisasjonen

FFK mener at Stortinget bør forplikte Johan Cast-berg å legge driftsorganisasjonen i sin helhet tilHammerfest. En slik nærhet til feltet mener FFKvil sikre et geografisk og mentalt nært forhold tilområdene man opererer i, muligheter for tett ogfleksibel oppfølgning av drift samt et nært forholdtil HMS-perspektivet. FFK uttaler at man ved flereanledninger har vært tydelig på at driftskontoretfor Johan Castberg må ligge i Hammerfest, noesom vil medføre at utviklingen av Hammerfestsom petroleumsklynge skyter fart. Videre investe-ring i kompetanse til allerede etablert industri-klynge og tilfang av nye aktører vil kunne utviklestil en viktig ressurs for Statoil og andre selskaper iforbindelse med framtidige utbygginger. FFKuttaler videre at etablering av håndfaste ring-virkning vil være viktig for å sikre oljenæringensomdømme og legitimitet.

3. Lokale og regionale ringvirkninger

FFK uttaler at utredningene angående ringvirk-ninger konkluderer med generelle, overordnedestrategier og ikke spesifikke tiltak for Johan Cast-berg, slik fylkeskommunen etterlyser. FFK menerderfor at det må gjøres spesifikke utredninger forå komme fram til konkrete tiltak som vil bidra til åøke ringvirkningene av Johan Castberg.

FFK mener at Hammerfest og Finnmark gårglipp av potensiell næringsutvikling og en viktigmulighet for videre bygging av fagmiljø innen driftsom følge av beslutningen om å legge driftskonto-ret for Johan Castberg til Harstad. FFK mener Sta-toil må kompensere for dette ved å gjennomførefølgende tiltak:a. Utrede effektiv og kostnadsoptimalisert drift,

samfunnsmessige konsekvenser og industri-elle ringvirkninger med å etablere ytterliggerelandbasert subsea-aktivitet i Hammerfest knyt-


tet til vedlikehold og modifikasjon av under-vannsinstallasjoner.

b. Legge en større del av prosjektledelsen iutbyggingsfasen til Hammerfest.

c. Utrede muligheten for at en større del av mon-terings- og ferdigstillelsesarbeidet kan gjøres iHammerfest samt utvikle kontraktsstrategisom tilrettelegger bedre for nordnorske leve-randører, inkludert dele opp/tilpasse kontrak-tene til nordnorske leverandører.

d. Tilrettelegge for at valgte vedlikeholds- ogmodifikasjonskontraktører har/etablerer til-stedeværelse i Finnmark.

e. Legge til rette for en driftsstøtteenhet i Ham-merfest som minimum inneholder vedlike-holds- og modifikasjonsplanlegging, logistikkog innkjøpsfunksjoner samt etablere frem-skutt operativ del av driftsorganisasjonen medminimum 15 ingeniørstillinger i Hammerfest.

f. For å sikre en offshorebemanning med størstmulig rekruttering fra Finnmark bør detigangsattes en mulighetsstudie med klare målom og tiltak for rekruttering til Statoil/JohanCastberg prosjektorganisasjon og driftsorgani-sasjon i Finnmark. Videre ber FFK om at detinngås forpliktende samarbeidsavtaler medvideregående skoler i Finnmark, samt at Sta-toil og dets underleverandører forplikter segtil å jevnlig ta inn et større antall lærlinger fraFinnmark.

Operatørens svar:


2. Rettighetshaverne i Johan Castberg lisensen haretter å ha vurdert flere lokasjoner i Nord-Norgebesluttet at driftsorganisasjon skal lokaliseres i Har-stad. Begrunnelsene for valget er gjort rede for ikonsekvensutredningen.

3. Uttalelsen tas til orientering. Gjennomførte ogplanlagte tiltak for å øke lokale og regionale ring-virkninger er videre konkretisert som følger:a. Statoil vil med utgangspunkt i beslutningen om

å plassere forsynings- og logistikkbasen for JohanCastberg i Hammerfest utføre en rekke aktivite-ter knyttet til subsea og boretjenester i Hammer-fest:

• Mottak og mellomlagring av alt subseautstyr somskal installeres på Johan Castberg, bortsett frarør som leveres direkte til feltet på trommel/kveil.

• Klargjøring og uttesting av ventiltrær før disseinstalleres på feltet.

• Klargjøring og utskipning av foringsrør og pro-duksjonsrør for boreoperasjonene på Johan Cast-berg.

• Mellomlagring og vedlikehold av foringsrør ogproduksjonsrør.

• Lagring og blanding av sement, borevæske ogkompletteringsvæske for Johan Castberg, samtutskipning av dette.

• Det er videre intensjon om at retur av oljebefengtborekaks skjer til Hammerfest for videre håndte-ring.

• Lagring og vedlikehold av verktøy og utstyr forinstallasjon av havbunnsutstyr og boreutstyr.

Statoil vil i samarbeid med andre relevante operatø-rer og leverandører, vurdere hva som trengs av lokalkompetanse samt lager- og verkstedfasiliteter. Detforventes at prosjektets underleverandører vilansette et betydelig antall personer lokalt for å iva-reta oppgavene nevnt over. Denne aktiviteten vilposisjonerer Hammerfest godt i forhold til å til-trekke seg ytterligere aktivitet knyttet til utbygging ogdrift av andre felt i Barentshavet i tillegg til JohanCastberg.b. Statoil leder Johan Castberg utbyggingen fra sine

kontor i Oslo og Harstad. I dag sitter prosjektle-delse innenfor B&B (boring og brønn), petrole-umsteknologi, driftsforberedelser og noen stabs-funksjoner i Harstad, resterende del av prosjekt-ledelsen er lokalisert i Oslo. Tilstedeværelsen avprosjektledelse i selve utbyggingsfasen på andrelokasjoner enn disse vil være styrt av kontrakt-stildelinger.

c. I forbindelse med inngåelse av kontrakter følgerStatoil overordnede prinsipper om konkurransemellom flere tilbydere, objektive tildelingskrite-rier og likebehandling av tilbydere. Ved inngå-else av langsiktige rammekontrakter og størreEPC-kontrakter (Engineering, Procurementand Construction), går Statoil ut med informa-sjon om leveransemuligheter til norsk og inter-nasjonalt næringsliv. Deretter går man ut meden anbudskonkurranse, og velger de leverandør-bedrifter, norske eller utenlandske, som samletsett vurderes som mest konkurransedyktige.

Statoil generelt og Johan Castberg prosjektetspesielt, jobber aktivt mot leverandørindustrien iNord-Norge for å kunne tilrettelegge for regionalverdiskapning. Johan Castberg prosjektet harblant annet i samarbeid med leverandørforenin-gen Petro Arctic, gjennomført et prosjekt for åidentifisere mulighetene for nord-norske leveran-ser i forbindelse med utbyggingsfasen. Dette hardreid seg om del-leveranser inn mot:


• Produksjon og installasjon av havbunnsutstyr(produksjonsutstyr, rørledninger, kontroll- ogstrømkabler) og fabrikasjon av produksjonsski-pet.

• Utstyrslagre • Tilgang til grov grus og stein for understøttelse

eller tildekking av feltinterne rør og installasjo-ner

Resultatet fra arbeidet er overført til de potensiellehovedleverandørene, sammen med en forventningtil dem om å vurdere de nord-norske leverandørenei sine anskaffelsesprosesser. Det er i tillegg arran-gert leverandørsamlinger der relevante nord-norskeleverandører har møtt de potensielle hovedleveran-dørene. Statoil har forventninger til sine leverandø-rer ift ringvirkninger i nord.

Prosjektet planlegger nå en tilsvarende aktivitetsammen med Petro Arctic innenfor boring og drift.

Et av verktøyene som Statoil har tatt i bruk i detsiste er en ny kontraktsform; periodebestillingerinnenfor en ramme eller «Master Service Agree-ments» (MSA). Det er en avtale der Statoil og leve-randør er enige om betingelsene som vil gjelde forStatoils kjøp. Avtalene forplikter ikke Statoil til åbenytte leverandøren, men de forenkler og ef fektivi-serer tilbuds- og innkjøpsprosessen. Gjennom disseMSA-avtalene er det enklere for Statoils operativedriftsmiljø i nord å benytte lokale leverandører nårdisse er konkurransedyktige. Så langt har Statoilinngått ti slike avtaler med nordnorske leverandø-rer (Momek, Svetek, Teknor, BM elektro, Score A/S,Gagama Elektro, Eureka Pumps, Bilfinger, Tess ogBarents Naturgass). Avtalene blir aktivt brukt, ogbåde Statoil og de ulike leverandørene har en gjensi-dig fordel ved at prosessen er ef fektiv og sikrer atrelevante leverandører blir synliggjort og lettere blirbrukt. De inngåtte avtalene omhandler så langtulike varer og tjenester knyttet til driften av Norne-feltet og LNG-anlegget på Melkøya. Den positiveerfaringen med bruken av disse avtalene vil blividereført i Johan Castberg sammenheng. MSA er etverktøy som også vil kunne benyttes i forbindelsemed selve utbyggingen, spesielt i situasjoner der detoppstår ikke planlagte behov for leveranser.

Før noen kontrakter kan tildeles til nordnorskeleverandører må leverandørene være kvalifisert.Innovasjon Norge og Statoil har i årene 2008 til2016 gjennomført et leverandørutviklings- og kom-petansehevingsprogram for potensielle leverandørertil oljeog gassindustrien i landsdelen. Mer enn 300virksomheter har deltatt i programmet som harbestått av ulike kurs og tiltak. Det har vært gjen-nomført i nært samarbeid med Forskningsrådet,leverandørnettverkene og industriinkubatorer i

landsdelen. Formålet har vært å istandsette flestmulig nord-norske virksomheter for deltagelse i kon-kurransen om kontrakter rettet mot virksomhet inord, men også for andre deler av sokkelen, og harvært et viktig verktøy for å styrke lokale leveranserog lokal verdiskaping.

Statoil har i en lengre periode hatt en Industri-koordinator stilling i nord. Industrikoordinatorensine oppgaver er blant annet; • samarbeide med Innovasjon Norge i utvikling og

videreføring av LUNN. • samarbeid med og støtte industriinkubatorene

hvor Statoil har eierskap, samt • leverandørnettverkene Statoil har samarbeid

med. • være tilgjengelig som uformell kommunikasjons-

part og rådgiver for bedrifter med leverandørpo-tensial og ambisjoner.

• veilede andre virksomheter og organisasjonersom ønsker kommunikasjon med og støtte fraStatoil.

Statoil vil sammen med sine hovedleverandører eta-blere en driftsstøtteenhet i Hammerfest, som skalstøtte den økte drift- og logistikkaktiviteten som vilkomme ifm utbygging og drift av Johan Castberg.Statoil vil i den forbindelse styrke det operasjonelleanskaffelsesmiljøet i Hammerfest, samt ha enindustrikoordinatorfunksjon i Finnmark. Statoil vili tillegg til vanlig basedrift etablere funksjoner forkoordinering av topside og subsea vedlikehold.d. Statoil vil som en naturlig oppfølging av beslut-

ningen om å bygge ut Johan Castberg-feltet,foreta en gjennomgang av hvordan nødvendigvedlikehold og modifikasjoner på skipet best kanivaretas gjennom driftsfasen. Gjennomgangenvil omfatt spesifikke vurderinger av hvordaningeniør-, prefabrikasjon-, innkjøp og andrefunksjoner best kan organiseres for å oppnå kost-nadseffektive løsninger, som samtidig understøt-ter og legger til rette for bruk av lokale leveran-dører/underleverandører. Det vil bli stilt kravom at den vedlikeholds- og modifikasjonskon-traktør som tildeles kontrakt for Johan Castberger etablert alternativt etablerer seg i Nord-Norge.

e. Den foreslåtte løsningen med en fremskutt del avdriftsorganisasjon i Hammerfest er ikke en aktu-ell løsning for Johan Castberg. Hovedbegrunnel-sen for dette er at samlokalisering mellom deulike delene av en driftsorganisasjon er vurdertå være særdeles viktig for å kunne levere opti-malt på sikker og ef fektiv drift.

f. Statoil ønsker å rekruttere flere ungdommer fraNord-Norge til petroleumsindustrien. Et viktig


tiltak i den forbindelse har vært lærlingepolitik-ken i selskapet. Statoil tar hvert år inn rundt160 lærlinger fra hele landet innenfor fageneprosess, mekanisk, automasjon, elektro og logis-tikk. Målsettingen er at 1/3 av disse skal kommefra Nord-Norge. Statoil ser et behov for å ytterli-gere styrke innsatsen tilknyttet kompetanseutvik-ling i Nord-Norge. Før man setter retning ogiverksetter tiltak er Statoil opptatt av å få drøftetsaken med relevante aktører i nord. I den forbin-delse har det vært gjennomført møter med Finn-mark fylkeskommune og rektorer i videregåendeskoler i Finnmark. I tillegg er det gjennomførtmøter med skoleverk, utdanningsinstitusjoner ognæringsliv i Hammerfest, Kirkenes og Alta. Idisse møtene er det innhentet en rekke forslag tiltiltak som for tiden er til vurdering.

Statoil initierte ifm fremleggelsen av konse-kvensutredningen for Johan Castberg i juni2017, en dialog med Hammerfest kommune ommulige tiltak for å styrke det totale petrole-umsmiljøet i Hammerfest og Finnmark. Statoilønsker å videreføre dialogen med Hammerfestkommune gjennom etablering av «Samarbeids-gruppe Castberg», som arena for informasjonsut-veksling og samhandling gjennom Johan Cast-berg’s videre prosjektløp. Intensjonen med grup-pen er gjennom tidlig involvering ogkunnskapsdeling å bidra til videreutvikling avpetroleumsrelaterte kompetansearbeidsplasser iFinnmark. Relevante aktører som andre opera-tører og fylke blir inkludert etter behov.

Nordland Fylkeskommune (NFK)

Uttalelse:

1. Generelt

Fylkesrådet i Nordland uttaler at NFK utgangs-punkt er at økning i aktiviteten innen oljeog gas-sektoren i Nord-Norge må sikres legitimitet gjen-nom klare og detaljerte krav i konsesjonene omøkte ringvirkninger lokalt og regionalt. Dagensringvirkninger av aktiviteten på sokkelen utenforNord-Norge er ikke tilstrekkelige for å sikre sliklegitimitet, og må styrkes betydelig.


NFK kommer med følgende innspill til den frem-lagte konsekvensutredningen:a. Statoil må legge til rette for at leverandørin-

dustrien i Nordland kommer i posisjon forkontrakter, samt bidra til at aktører lokalisert iNordland kommer høyere opp i verdikjeden.Videre må kontrakter i utbyggingsog driftsfa-

sen deles opp slik at lokalt og regionaltnæringsliv gis mulighet til å konkurrere omkontraktene.

b. Fylkesrådet i Nordland mener at Statoil ogderes hovedleverandører må etablere direktearbeidsplasser i Nordland, i naturlig tilknyt-ning til regionens leverandørindustri og baser.

c. Statoil må etablere deler av konsernets inn-kjøpsavdeling i Nordland, nær det industrielletyngdepunktet i nord.

d. Statoil må videre følge opp at hovedkontraktø-rer innfrir inngåtte avtaler med sine underleve-randører.

e. Hovedkontraktene for vedlikehold og modifi-kasjon må ha fleksibilitet til bruk av lokaleleverandører.

f. Fylkesrådet i Nordland mener videre at det måutredes muligheter for utviklingskontrakterinnenfor ulike disipliner i utbygging og drift.Dette kan være et viktig virkemiddel for å vide-reutvikle leverandørindustrien i Nord- Norgeog gi flere konkurransedyktige aktører på sikt.

g. Statoil forventes å i større grad utnytte mulig-hetene ved det nye subsea-verkstedet i Sand-nessjøen, og styrke den lokale organisasjoneni regionen i forbindelse med den nye utbyggin-gen i nord.

h. Statoil og partnere må aktivt bidra til teknolo-giutvikling i samarbeid med leverandører iNordland.

i. Videre må operatør bidra til at borerigger somufører operasjoner i nord benytter nordnorskehavner og verft for riggvedlikehold, klargjø-ringsarbeid og opplag.

Operatørens svar:


2.a. Som beskrevet i tilsvar FFK tema H punkt 3c er

det iverksatt flere tiltak for å legge til rette for atleverandørindustri i hele Nord-Norge kommer iposisjon for kontrakter.

b. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har i for-bindelse med Johan Castberg utbygging og driftingen planer om å etablere nye Statoil stillingeri Nordland.

c. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har i for-bindelse med Johan Castberg utbygging og driftingen planer om å etablere deler av konsernetsin innkjøpsavdeling i Nordland.

d. Uttalelsen tas til orientering. Statoil vil følge oppsine hovedkontraktører i henhold til den inn-


gåtte avtalen mellom Statoil og hovedkontrak-tør.

e. Se tilsvar likelydende uttalelse fra FFK, tema Hpunkt 3d.

f. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har per nåingen planer om å etablere utviklingskontrakteri forbindelse med selve Johan Castberg utbyggin-gen. For mer informasjon rundt Statoil sine pro-sesser tilknyttet kontrakter henvises til FFK,tema H punkt 3c.

g. Uttalelsen tas til orientering. Det henvises til til-svar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3a.

h. Uttalelsen tas til orientering. Statoil bidraraktivt til utvikling av ny teknologi. Kompetanse-nivå styrer i stor grad Statoil sine valg av sam-arbeidspartnere innenfor teknologiutvikling.

i. Uttalelsen tas til orientering. Vedlikehold, klas-sing, klargjøringsarbeid og eventuelt opplag avrigger er normalt reders sitt ansvar.

Troms Fylkeskommune

Uttalelse:

1. Lokalisering av driftsorganisasjon

Fylkesrådet i Troms er positiv til at driftsorganisa-sjonen foreslås lokalisert til Harstad og mener atdette bidrar til å styrke Harstad som petroleums-senter.

2. Ringvirkninger i nord

Fylkesrådet i Troms forutsetter at utbyggingenorganiseres og gjennomføres slik at ringvirknin-gene blir størst mulig i nord.

Operatørens svar:



Alta kommune

Uttalelse:

1. Regionale ringvirkninger

Alta uttaler at kommunen hadde forventninger tilstørre ringvirkninger for regionen enn hva dettetilsynelatende ender opp med.

Operatørens svar:


Hammerfest kommune

Uttalelse:

1. Generelt

Hammerfest kommune påpeker at Johan Cast-berg er Statoils første oljefelt i Barentshavet ogforventningene til Statoil har vært og er betyde-lige. De valg Statoil gjør vil legge premisser for alllokal ringvirkning i framtiden.

2. Lokalisering av basefunksjoner

Hammerfest kommune er meget godt fornøydemed at Statoil har valgt Hammerfest som lokalise-ringssted for helikopter- og forsyningsbase.


Hammerfest kommune krever at driftsorganisa-sjonen for Johan Castberg legges i sin helhet tilHammerfest. Når et samlet politisk Finnmark kre-ver at driftsorganisasjonen legges til Finnmark, erdet vanskelig å forstå hvorfor dette ikke er omtaltog drøftet i utredningen. Dersom Stortinget, motformodning, opprettholder Statoils beslutning omå legge driftsorganisasjonen til Harstad, er Ham-merfest kommune sitt sekundære krav at Statoiletablerer en fremskutt operativ del av driftsorgani-sasjonen med minimum 15 ingeniørstillinger iHammerfest, at enheten for innkjøp og logistikketableres og styres fra Hammerfest, og at beslut-ningstakere innenfor disse disiplinene har kontor-plassen sin i Hammerfest.


For å ytterliggere forsterke de positive virknin-gene av Johan Castberg har Hammerfest kom-mune følgende innspill til PUD for Johan Cast-berg:a. Statoil må etablere incentivordninger som

medvirker til at hovedkontraktører, samtøvrige serviceselskaper med store kontrakteretablerer seg i Hammerfest. Engineering skalutføres lokalt i Hammerfest, slik at oppfølgingav kontrakter skjer i tett dialog med den frem-skutte operative delen av driftsorganisasjonensom er lokalisert i Hammerfest.

Statoil etablerer videre lagring/mellomlag-ring av utstyr/konstruksjoner i Hammerfestsom skal benyttes i Barentshavet. Modifikasjo-ner, montering og testing av utstyr som skal be-nyttes i Barentshavet skal så langt det er muligforegå i Hammerfest. Fraktkostnader bereg-


nes «free on board» (FOB) Hammerfest ogpresiseres i kontrakter.

b. Statoil tar initiativ til at det etableres et fullver-dig subsea-senter for Barentshavet i Hammer-fest, som har et fullverdig tilbud rundt drifts-start av Johan Castberg.

c. Statoil må iverksette incentivordninger sommedvirker til at riggene Statoil benytter iBarentshavet også foretar vedlikehold og evt.klassinger i Hammerfest.

d. Statoil etablerer en utskutt FOU-avdeling fra etav sine forskningssentre i Norge i Hammer-fest.

Operatørens svar:



3. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, temaH punkt 2 og FFK tema H punkt 3e.

4.a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,

tema H punkt 3c, 3d og 3eb. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,

tema H punkt 3ac. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra NFK,

tema H punkt 2id. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har et godt

samarbeid med en rekke ulike kompetansemil-jøer i nord, men har ikke noen planer om å eta-blere egen FOU-avdeling i Hammerfest.

Harstad kommune

Uttalelse:

1. Generelt

Harstad kommune påpeker at vi har mange årfremfor oss i nord med oljeaktivitet, men skepsi-sen til næringen vokser i regionen. Med det sombakteppe må mer skje i nord. Alt som forsvarligkan etableres i nord fra Statoil sin side, bør etable-res i nord for å vise at man mener alvor og faktiskvil gjøre det man sier man skal gjøre.

2. Lokalisering av basefunksjoner og driftsorganisa-sjon

Harstad kommune støtter beslutningen vedrø-rende lokalisering av forsyningsbase og helikop-terbase i Hammerfest og driftsorganisasjon i Har-stad, og mener at en slik løsning passer riktig inn i

Statoils nordnorske modell for ringvirkninger tilhele landsdelen.


Harstad kommune mener at følgende momentermå belyses og tas med i PUD for Johan Castberg:a. At det etableres en fullverdig driftsorganisa-

sjon i Harstad.b. At det bygges opp en B&B organisasjon som

er stor nok til å håndtere det operasjonellebehov for alle Statoils brønner i nord fra 2019.Oppbyggingen av B&B organisasjonen måvære ferdig bemannet og operasjonell tilborestart.

c. At det legges til rette for krysstrening og kom-petanseheving mellom de ulike avdelingene,feltene og letemiljøet som er etablert i Har-stad.

d. Etablere fast tilstedeværelse for strategiskeanskaffelser i Harstad, med fokus på å tildelekontrakter til nordnorsk næringsliv til leveran-ser på hele den norske sokkelen.

e. Det må være krav til lokal tilstedeværelse ogfortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle-verandører i så stort omfang som mulig.

f. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har-stad til leverandør av kontrakt for vedlikeholdog modifikasjon (V&M), herunder:i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse og

kapasitet lokalt for gjennomføring av plan-lagte og ikke planlagte oppdrag.

ii. Stille krav til lokal administrasjon og pro-sjektledelse for støtte til leverandør avV&Ms utførende personell.

iii. Stille krav at kontraktsvinner legger til rettefor bruk av underleverandører etablert iNord-Norge.

g. At det satses videre på industriinkubatoreneKunnskapsparken Nord AS og Pro BarentsAS.

h. Videre satsning på Leverandørutviklingspro-grammet LUNN.

i. Tilpassing av kontraktsstrategi til nærings-strukturen i Nord-Norge, blant annet ved åsplitte opp kontrakter.

j. Fortsatt bidrag til at de nordnorske høyereutdanningsinstitusjonene øker sin satsning motpetroleumsbransjen, både innen forskning ogutdanning.

Operatørens svar:




3.a. Rettighetshaverne har besluttet å lokalisere

driftsorganisasjonen i Harstad. Driftsorganisa-sjonen vil være satt sammen og bemannet i hen-hold til den enhver tid gjeldende driftsmodellen iselskapet.

b. Uttalelsen tas til orientering. B&B organisasjo-nen som jobber med planlegging av Johan Cast-berg brønnene er per i dag lokalisert i Harstad.Statoil vil fortsette å utvikle B&B organisasjo-nen i henhold til det totale aktivitetsnivået for ånå våre mål om sikre og ef fektive operasjoner.Johan Castberg og øvrige oppgaver i nord vilvære en viktig del av denne utviklingen.

c. Uttalelsen tas til orientering. Statoil er opptattav en kontinuerlig kompetanseheving av sitt per-sonell. Dette gjelder også på Harstad kontoret.

d. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har i for-bindelse med Johan Castberg utbygging og driftingen planer om å etablere fast tilstedeværelsefor strategiske anskaffelser i Harstad.

e. Uttalelsen tas til orientering. Redegjørelse avStatoils overordnete kontraktprinsipper samthvordan Statoil jobber for å tilrettelegge forlokale og regionale leverandører fremgår i til-svar til FFK, tema H punkt 3c.

f. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,tema H punkt 3d.

g. Uttalelsen tas til orientering. Videre satsning påindustriinkubatorer vil bli individuelt vurdertav Statoil i separate prosesser.

h. Det er besluttet å videreføre LUNN, ref. tilsvarFFK, tema H punkt 3c.

i. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,tema H punkt 3c.

j. Uttalelsen tas til orientering. Dialog mellomStatoil og høyere utdanningsinstitusjoner i nordvil videreføres.

Lenvik Kommune

Uttalelse:


Lenvik kommune støtter beslutningen vedrø-rende lokalisering av forsyningsbase og helikop-terbase i Hammerfest og driftsorganisasjon i Har-stad, og mener at en slik løsning passer riktig inn iStatoils nordnorske modell for ringvirkninger tilhele landsdelen.


Lenvik kommune mener at følgende momentermå belyses og tas med i PUD for Johan Castberg:a. At det etableres en fullverdig driftsorganisa-

sjon i Harstad.b. At all aktivitet nord for 62º nord må planlegges

og gjennomføres fra Harstadkontoret.c. At det etableres en fast tilstedeværelse for stra-

tegiske anskaffelser i Harstad, med hensikt åfå fart på næringslivet i nord.

d. Det må være krav til lokal tilstedeværelse ogfortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle-verandører i så stort omfang som mulig.

e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har-stad til leverandør av kontrakt for vedlikeholdog modifikasjon (V&M), herunder:i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse og


ii. Stille krav til lokal administrasjon og pro-sjektledelse for støtte leverandør av V&Msutførende personell.


f. At det satses videre på industriinkubatoreneKunnskapsparken Nord AS og Pro BarentsAS.

g. Videre satsning på Leverandørutviklingspro-grammet LUNN.

h. Tilpassing av kontraktsstrategi til nærings-strukturen i Nord-Norge, blant annet ved åsplitte opp kontrakter.

Operatørens svar:


2.a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad

Kommune, tema H punkt 3a.b. Uttalelsen tas til orientering.c. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad

Kommune, tema H punkt 3d.d. Uttalelsen tas til orientering. Redegjørelse av

Statoils overordnete kontraktprinsipper samthvordan Statoil jobber for å tilrettelegge forlokale og regionale leverandører fremgår i til-svar til FFK, tema H punkt 3c.

e. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,tema H punkt 3d.

f. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra HarstadKommune, tema H punkt 3g.


g. Det er besluttet å videreføre LUNN, ref. tilsvarFFK, tema H punkt 3c.

h. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,tema H punkt 3c.

Nordkapp kommune

Uttalelse:

1. Generelt

Nordkapp kommune understrekker viktighetenav en langsiktig strategi for oppbygging av et kom-petansemiljø i Finnmark for den kommende utvik-lingen av Barentshavet. Finnmark kan ikke lengreakseptere å være et fylke hvor man henter ut res-surser og tar verdiskapingen med til sentraleområder lengre sør i landet.

2. Lokalisering av driftsorganisasjonen

Nordkapp kommune støtter Hammerfest kommu-nes innspill til høringen og forslag om at Statoilskal etablere driftsorganisasjonen til Johan Cast-berg i Hammerfest.


At ringvirkningene i tiltakssonen primært byggerpå de tradisjonelle håndverkene og da særskilttransport i forbindelse med forsyningsbase oghelikopterbase er ikke tilfredsstillende.a. Nordkapp kommune mener at Statoil i arbei-

det med Johan Castberg-prosjektet bør inngået samarbeid med Nordkapp maritime fag-skole og videregående skole. På denne måtevil man på en bedre måte sikre lokal og regio-nal arbeidskraft, samtidig som man byggeropp viktig lokal kompetanse.

b. Kontraktstrukturer for de store leveransene tilJohan Castberg må være tilrettelagt for lokaleleverandører. Dette kan gjøres ved at størreleveranser kan brytes ned til mindre delleve-ranser, og ved at forsyningssted til ulike leve-ranser settes til Finnmark. Dermed blir lokaltilstedeværelse en viktig faktor i konkurransemed nasjonale og internasjonale selskap oglokasjoner.

c. Nordkapp kommune mener at en utskutt avde-ling fra et av Statoils forskningssentre i Norgelokalisert i Hammerfest med fokus på arktiskeområder, LNG, sikkerhet, etc. ville kunne løfteutviklingsfokuset hos industrien i nord.

Operatørens svar:


2. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, temaH punkt 2 og FFK tema H punkt 3e.

3.a. Samarbeid med Nordkapp maritime fagskole og

videregående skole vil bli vurdert.b. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,

tema H punkt 3c.d. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Hammer-

fest Kommune, tema H punkt 4d.

Arena arktiske vedlikehold (AAV)

Uttalelse:

1. Generelt

AAV uttaler at det er svært viktig at Statoil ogmyndighetene ikke vurderer Castberg-utbyggin-gen som en isolert enkeltutbygging i Barentsha-vet. Castberg er det tredje av mange utviklings-steg for en robust industriutvikling i BarentshavetSørvest. Disse utviklingsstegene består for øye-blikket av eksisterende aktivitet knyttet til Ham-merfest LNG og Goliat, samt fremtidige utbyg-ging og drift av J. Castberg, Alta/Gotha og Wis-ting. Dersom Statoil ved Castberg tar valg sombryter med de eksisterende utbyggingene (Ham-merfest LNG og Goliat) vil dette få stor betydningfor de neste planlagte stegene, og det vil kunneredusere mulighetene for en videre oppbyggingav en konkurransekraftig og robust leverandørin-dustri nært Barentshavet.


AAV kommer med følgende innspill til det viderearbeidet:a. Etablere subseainfrastruktur og kompetanse i

tilknytning til Barentshavet.b. Utdanne regionale og lokale bedrifter i offsho-

rearbeid for oppstart for å redusere mobilise-ringskostnader, samt planlegge kompetanse-hevende tiltak for å sikre en egnet lokal/regio-nal leverandørindustri.

c. Utvikle lokale/regionale lærlinger til offshorearbeid.

Operatørens svar:


2.a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,

tema H punkt 3a.b. Statoil vil i denne sammenheng blant annet

bidra i form av videreføring av LUNN, mer


informasjon er gitt i tilsvar FFK tema H punkt3c.

c. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,tema H punkt 3f.


Uttalelse:


Harstad regionens næringsforening mener at Sta-toil sin beslutning å lokalisere driftsorganisasjon iHarstad er viktig og vil skape et videre grunnlagfor Statoils nordnorske ansvar for ringvirkninger ihele landsdelen.


Harstad regionens næringsforening mener at føl-gende momenter må belyses og tas med i PUD forJohan Castberg:a. At det etableres en fullverdig driftsorganisa-

sjon i Harstad.b. At det startes oppbygging av en større B&B-

organisasjon i Harstad som tar seg av øknin-gen som kommer i nord.

c. At det etableres en fast tilstedeværelse for stra-tegiske anskaffelser i Harstad.


e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har-stad til leverandør av kontrakt for vedlikeholdog modifikasjon (V&M), samt at det stilleskrav at kontraktsvinner legger til rette forbruk av underleverandører etablert i Nord-Norge.

Operatørens svar:


2.a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad

Kommune, tema H punkt 3a.b. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad

Kommune, tema H punkt 3b.c. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad

Kommune, tema H punkt 3d.d. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad

Kommune, tema H punkt 3e.e. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK,

tema H punkt 3d.

Landsorganisasjonen i Norge (LO)

Uttalelse:

1. Ringvirkninger

LO viser til at konsekvensutredningen redegjørfor tiltak som skal legge til rette for regionale oglokale leverandører. Det er LO tilfreds med ogunderstreker betydningen av nasjonale, regionaleog lokale ringvirkninger av aktiviteten på norsksokkel. Statoil har som største operatør på norsksokkel et særskilt ansvar for å legge til rette forringvirkninger i Norge.

2. Lønns- og arbeidsvilkår

LO vil understreke forventningen om at bøyelas-tere, forsynings- og beredskapsskip og installa-sjonsfartøyer driftes med et mannskap som kanbo i Norge. Det krever at norske lønns- ogarbeidsvilkår legges til grunn. LO mener utvin-ning av våre petroleumsressurser ikke skal base-res på sosial dumping.

Operatørens svar:



Olje og gassklynge Helgeland (OGH)

Uttalelse:

1. Generelt

OGH uttaler at det er positivt at Johan Castberg ikonsekvensutredningen definerer Nord-Norgesom geografisk område for regionale leveranserog at dette harmoniserer med St.meld. nr. 28(2010–2011) hvor det heter at regjeringen vil; «atdet ved nye utbygginger etablereres anbudspro-sesser som gjør at bedrifter fra landsdelen hvorutbyggingen er kan delta».


OGH påpeker at leverandørnæringen i Nord-Norge og spesielt Helgeland har hatt en sterkutvikling de siste årene og investert milliardbeløpi infrastruktur, kompetanse og teknologi, og at deter viktig å tilrettelegge for at leverandørindustrienpå Helgeland kommer i posisjon til å konkurrereom kontrakter både i utbyggingsog driftsfase slikat leverandører kan opprettholde et mer stabilt ogbærekraftig aktivitetsnivå.

OGH viser til konsekvensutredningen ogpeker på at LUNN-prosjektet, samarbeid med


Petro Arctic og Master Service Agreements angissom primære tiltak for å tilrettelegge for nordnor-ske leverandører. OGH mener at disse tiltakeneikke er tilstrekkelige og lister følgende konkreteforslag for å øke verdiskapingen i Nord-Norge:a. Kontrakter både i utbyggingsog driftsfasen

bør deles opp slik alt lokalt- og regionaltnæringsliv gis mulighet til å konkurrere omkontraktene.

b. Hovedkontraktene for vedlikehold og modifi-kasjon må ha fleksibilitet til bruk av lokaleleverandører.

c. Operatørselskapene må følge opp at hoved-kontraktører innfrir inngåtte avtaler med sineunderleverandører.

d. Det bør utredes muligheter for utviklingskon-trakter innenfor ulike disipliner i utbygging ogdrift.

e. Bidra aktivt til teknologiutvikling i samarbeidmed nordnorske leverandører.

f. Borerigger som utfører operasjoner i Nord-Norge må bruke nordnorske havner og verftved riggvedlikehold, klargjøringsarbeid ogopplag.

g. Innkjøpsfunksjoner bør etableres nær de storeleverandørmiljøene i nord, inkludert på Helge-land.

h. Subsea- verkstedet i Sandnessjøen må i størregrad utnyttes slik at den lokale organisasjonenstyrkes i forbindelse med Johan Castbergutbyggingen.

Operatørens svar:


2.a. Som beskrevet i tilsvar til uttalelse fra FFK tema

H punkt 3c, er det iverksatt flere tiltak for ålegge til rette for at leverandørindustri i heleNord-Norge kommer i posisjon for kontrakter.

b. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt3d.

c. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt2d.

d. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt 2f.e. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt

2h.f. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt 2i.g. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt

2c.h. Uttalelsen tas til orientering. Det henvises til til-

svar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3a.

Petro Arctic (PA)

Uttalelse:

1. Generelt

PA viser til at en utbygging av Johan Castberg erav meget stor betydning, ikke minst for det lokaleog regionale drifts og leverandørmiljø som harbygd opp kompetanse i tilknytning til dagens akti-vitet. Dersom denne kompetansen ikke skal forvi-tre må utbyggingen komme i gang som planlagtog gi oppdrag, arbeidsplasser og verdiskaping iregionen både i utbyggingsog driftsfasen.


PA mener at nordnorske oljeog gassfelt skal haall drifts- og basestruktur i landsdelen.


PA har følgende kommentarer til konsekvensu-tredningen:a. Det er viktig at lisensen utreder effektiv og

kostnadsoptimalisert drift, samfunnsmessigekonsekvenser og industrielle ringvirkningermed å etablere ytterliggere landbasert subsea-aktivitet i Hammerfest knyttet til vedlikeholdog modifikasjon av undervannsinstallasjoner.

b. Prosjektledelsen er planlagt fra Oslo og Har-stad. Statoil må i langt større grad vise hvor-dan en større andel av dette arbeidet kan gjø-res i Harstad og Hammerfest.

c. Monterings- og ferdigstillelsesarbeid er i KUutredet ved sørnorske verft. Statoil bør tahøyde for at deler av dette arbeidet også kanutføres i Nord-Norge. Kontraksstrukturer ogkrav i tilbudsforespørsler som legger til rettefor regionale og lokale leveranser i utbyggingsog driftsfase vil få stor betydning for denvidere oppbyggingen av petroleumsrettetmiljø i Nord-Norge. Herunder er det viktig ådele opp, alternativt tilrettelegge kontrakteneslik at det blir mulig for lokalt og regionalt eta-blerte bedrifter å gi tilbud.

d. Kontraktsstrategien må tilrettelegges slik atleverandører som vinner sentrale kontrakterinnenfor vedlikehold og modifikasjon er til-stede med sentrale funksjoner i Nord-Norge.

e. I tillegg til de driftsløsninger som er presen-tert i KU bør Statoil legge en driftstøtte enhet iHammerfest, som minimum inneholder vedli-keholds- og modifikasjonsplanlegging, logis-tikk og innkjøpsfunksjoner.


f. Statoil bør i nært samarbeid med kommuner iFinnmark og FFK igangsette en mulighetsstu-die vedrørende rekruttering til offshore orga-nisasjonen fra Finnmark. Studien bør ha klaremål om tiltak for rekruttering til Statoil fraFinnmark og Nord-Norge til klargjøring ogdriftsoppstart 2021–2023.

g. PA mener at tidligere erfaringer ikke er etgodt utgangspunkt for å beregne mulig verdi-skaping i Nord-Norge, dette ettersom det harvært stor utvikling i nord de siste årene og detderfor er et større potensial for ringvirkningeri Nord-Norge i dag enn ved tidligere utbyggin-ger i nord.

h. Teknologiutvikling og utviklingskontrakterhar vært helt avgjørende for nasjonal leveran-dørindustri og dagens ringvirkninger av olje-aktiviteten. EØS avtalen har i mange år vært ethinder for å benytte dette effektive virkemid-delet. Nå er oljeselskapenes investeringer pånorsk sokkel ikke lenger underlagt EØS sittinnkjøpsdirektiv og utviklingskontrakter børderfor igjen tas i bruk på norsk sokkel for åvidereutvikle norsk leverandørindustri i Nord-Norge. PA foreslår at man sammen medøvrige operatører med aktivitet i Barentshavet,leverandørindustri og myndigheter utredermuligheten for minst 3 områder for utviklings-kontrakter: fabrikasjon av SURF-materiell, bor-ing og brønn, og vedlikehold og modifikasjon.

i. PA har over mange år bygget betydelig kom-petanse og nettverk som leverandørnettverk inord. PA forutsetter at det belyses i PUD hvor-dan man gjennom hele utbyggingsperioden ogi en driftsfase skal samarbeide med regionaleaktører i nord for å oppnå ringvirkninger avutbyggings- og driftsfasen av Johan Castberg.

Operatørens svar:


2. Uttalelsen tas til orientering. Rettighetshaverne ilisensen har besluttet å lokalisere basefunksjoner iHammerfest og driftsorganisasjon i Harstad.

3.a. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt

3a.b. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt

3b.c. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c.d. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt

3d.

e. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3cog 3e.

f. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3f.g. Uttalelsen tas til orientering.h. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt 2f.i. Uttalelsen tas til orientering. Med henvisning til

tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c, såer det planlagt videre samarbeid med PA innen-for temaene boring og drift.

Polarkonsult AS

Uttalelse:

1. Generelt

Polarkonsult AS mener at når tyngdepunktet iolje- og gassindustrien skal nordover, bør vi påsikt se større regionale effekter. Vi har mange årfremfor oss med oljeaktivitet, men skepsisen tilnæringen vokser i regionen. Med det som bak-teppe må de regionale effektene bli mer fremtre-dende. Det er viktig at Statoil viser at en faktiskmener alvor med regionale ringvirkninger oghandler i tråd med dette. Alt som kan etableresregionalt, bør etableres regionalt.


Polarkonsult AS mener at følgende momenter måbelyses og tas med i PUD for Johan Castberg:a. Nord-Norge har flere aktører med høy kompe-

tanse innenfor skipsdesign og det forventes atStatoil benytter anledningen til å styrke dissefagmiljøene.

b. Det må etableres en komplett driftsorganisa-sjon i Harstad.

c. Etablere fast tilstedeværelse for strategiskeanskaffelser i Harstad, med fokus på å tildelekontrakter til nordnorsk næringsliv til leveran-ser på hele den norske sokkelen.

d. Det må være krav til lokal tilstedeværelse ogfortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle-verandører i så stort omfang som mulig. Medlokale bedrifter mener vi bedrifter med hoved-kontor og eierskap i nord, ikke store interna-sjonale selskap, som etablerer filialer, høsterog forsvinner så snart det er motgang i marke-det.

e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har-stad til leverandør av kontrakt for vedlikeholdog modifikasjon (V&M), herunder:i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse og




iii. Stille krav at kontraktspartner legger tilrette for bruk av leverandører etablert iNord-Norge.

f. Statoil må fokusere på å tilpasse kontraktsstra-tegiene til næringsstrukturen i Nord-Norge,blant annet ved å splitte opp kontrakter.

Operatørens svar:


2.a. Uttalelsen tas til orientering.b. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune,

tema H punkt 3a.c. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune,

tema H punkt 3d.d. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune,

tema H punkt 3e.e. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt

3d.f. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c.

Troms Høyre

Uttalelse:


Troms Høyre støtter beslutningen vedrørendelokalisering av forsyningsbase og helikopterbase iHammerfest og driftsorganisasjon i Harstad, ogmener at en slik løsning passer riktig inn i Statoilsnordnorske modell for ringvirkninger til helelandsdelen.


Troms Høyre mener at følgende momenter måbelyses og tas med i PUD for Johan Castberg:a. At det etableres en fullverdig driftsorganisa-

sjon i Harstad.b. At all aktivitet nord for 62º nord må planlegges

og gjennomføres fra Harstadkontoret.c. At det etableres en fast tilstedeværelse for stra-

tegiske anskaffelser i Harstad, med hensikt åfå fart på næringslivet i nord.


e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har-stad til leverandør av kontrakt for vedlikeholdog modifikasjon (V&M), herunder:

i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse ogkapasitet lokalt for gjennomføring av plan-lagte og ikke planlagte oppdrag.



f. At det satses videre på industriinkubatoreneKunnskapsparken Nord AS og Pro BarentsAS.

g. Videre satsning på Leverandørutviklingspro-grammet LUNN.

h. Tilpassing av kontraktsstrategi til nærings-strukturen i Nord-Norge, blant annet ved åsplitte opp kontrakter.

Operatørens svar:


2.a. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune,

tema H punkt 3a.b. Uttalelsen tas til orientering.c. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune,

tema H punkt 3d.d. Uttalelsen tas til orientering. Redegjørelse av

Statoils overordnete kontraktprinsipper samthvordan Statoil jobber for å tilrettelegge forlokale og regionale leverandører fremgår i til-svar til FFK, tema H punkt 3c.

e. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt3d.

f. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune,tema H punkt 3g.

g. Det er besluttet å videreføre LUNN, ref. tilsvartil uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c.

h. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c.

I. Infrastruktur (luftfart, vegtransport, kystfart, kaianlegg mv.)

Luftfartstilsynet

Uttalelse:

1. Flysikringstjenester

Luftfartstilsynet peker på at det i konsekvensu-tredningen står lite om helikopterflyginger inn ogut av feltet, samt omfanget av tilførselsflygingerinn og ut av Hammerfest. Manglende tallfestingav trafikk gir lite grunnlag for å uttale seg om kon-sekvensene. Det må likevel antas at en etableringav helikopter- og forsyningsbase i Hammerfest vil


medføre en økt mengde flyginger inn og ut avHammerfest. Dette kan medføre utfordringer,ettersom flere flybevegelser inn og ut av Hammer-fest kan føre til ata. Tjenesteformen for flyplassen i Hammerfest

kan måtte endres med en overgang fra AFIS tilATC.

b. Ressursbruken ved Norway ACC som styrerHammerfest TMA kan måtte økes.

c. Helikopterflyging over havet nordvest forHammerfest kan medføre et behov for å eta-blere overvåkingstjenester på strekningenmellom Hammerfest og Johan Castberg.

Alle disse punktene kan medføre økte kostnader.

2. Bruk av droner

Luftfartstilsynet viser til at energisektoren er enav primæroppdragsgiverne til tilbydere av avan-serte droner. Vi antar at Johan Castberg vil ha etvesentlig behov for inspeksjoner, spesielt av kri-tiske komponenter. Vi registrerer at KU ikke nev-ner noe om droner, eksempelvis i forbindelse medlekkasjedeteksjon, men går imidlertid ut fra atslike løsninger har blitt/vil bli vurdert.

Operatørens svar:


2. Det er korrekt at Johan Castberg vil ha behov forinspeksjoner og det vil bli gjennomført vurderingerav hvordan disse best kan la seg gjennomføre. Brukav droner vil være en av flere teknologier som vur-deres. Statoil vil legge opp til dialog med Luftfarts-tilsynet rundt eventuell bruk av droner.

Avinor

Uttalelse:

1. Lufttrafikktjeneste

Basert på erfaringer fra andre felt og anslått tra-fikkmengde ut fra dette, så har Avinor Flysikring(FS) god kapasitet til å yte lufttrafikktjeneste tilden forventede økningen av helikoptertrafikkmellom Hammerfest og Johan Castberg uten åmåtte øke bemanningen av den trafikksektorensom yter trafikktjeneste til dette offshore-segmen-tet. Avinor AS vil måtte vurdere om økt helikopter-

trafikk får noen konsekvenser for trafikkavviklin-gen på Hammerfest lufthavn.

2. Kommunikasjons- og overvåkingsutstyr

Avinor Flysikring ønsker å sikre muligheten tilplass for VHF-kommunikasjonsutstyr (COM) ogADS-B overvåkingsutstyr (SUR) på Johan Cast-berg. Før det avgjøres om det er nødvendig medslikt utstyr ønsker Avinor Flysikring å foreta engrundigere analyse av behovet for bedring avCOM/SUR-dekning, sett i forhold til planlagtCOM/SUR etablering på Goliat-Plattformen.

3. Luftromsorganisering

Avinor påpeker at det vil være behov for å vurdereendring av infrastruktur for helikoptertrafikkenfra Hammerfest til Goliat og Johan Castberg.Dette kan være etablering av helikopterruter(HR) og eventuell endring av luftrom-klassifise-ring. Alle endringer av luftromsorganisering samttilførsel av nye elementer vil medføre publisering iluftfartspublikasjonen AIP Norge. Avinor Flysik-ring kan bistå med å utføre disse endringene nårdet blir aktuelt, og vi ber om å bli kontaktet forvidere oppfølging som nødvendig.

4. ICAO Flyplasskode

Avinor FS vil ivareta oppgaven med å søke om til-deling av en egen flyplasskode for Johan Castbergpå anmodning fra Statoil.

Operatørens svar:


2. Uttalelsen tas til etterretning. Statoil tar sikte pådialog med Avinor for å avklare og sikre plassbehovfor nødvendig COM/SUR utstyr på Johan CastbergFPSO.

3. Uttalelsen tas til etterretning. Statoil vil videresørge for at Avinor involveres på den mest hensikts-messige måten i det videre arbeidet med eventuellendring av luftromsorganisering.

4. Kommentaren tas til etterretning og Statoil vil takontakt med Avinor når det blir aktuelt å søke om åfå tildelt egen flyplasskode for Johan Castberg.


J. Annet

Industri Energi

Uttalelse:

1. Språk

Industri Energi påpeker at språk ikke er omtalt iKU. Industri Energi vil understreke at norskspråk skal være hovedregelen i norsk arbeidsliv,og at møter, kurs, prosedyrer, retningslinjer oglignende skal være tilgjengelig på norsk. Andrespråk kan brukes i tillegg til norsk når dette erhensiktsmessig for å sikre god kommunikasjon,og for å sikre at sikkerhet og beredskap ivaretasfor alle arbeidstakere. Det er av stor sikkerhets-messig og sosial betydning at alle arbeidstakereforstår instruksene og er i stand til å kommuni-sere med hverandre. Det gjelder særskilt i situa-sjoner med uønskede hendelser.

2. Støypåvirkning

Etter Industri Energi sin mening er KU mangelfullnår det kommer til konsekvenser og avbøtende til-tak for de ansatte. Industri Energi mener at støyog hørselskader for de ansatte er en stor utfor-dring, der utfordringen og løsningene må beskri-ves grundig.

Operatørens svar:

1. Det offisielle språket i Johan Castberg prosjektet,inkludert på FPSOen, vil være norsk. Personell somikke er norsk/skandinavisk talende, må kunne for-stå og gjøre seg forstått på engelsk.

2. Statoil er opptatt av å legge til rette for et godtarbeidsmiljø for de ansatte på installasjonene, her-under også legge til rette for at den enkelte blirutsatt for så lite støy som mulig. Utredning av støysom en arbeidsmiljøutfordring hører typisk ikkehjemme i en konsekvensutredning ihht. Petrole-umsloven, men vil bli behandlet gjennom arbeidetinnenfor helse, arbeidsmiljø og sikkerhet (HMS)som gjøres i prosjektet.

Landsorganisasjonen (LO)

Uttalelse:

1. Språk

LO påpeker at språk ikke er omtalt i KU. LO vilunderstreke at norsk språk skal være hovedrege-len i norsk arbeidsliv, og at møter, kurs, prosedy-rer, retningslinjer og lignende skal være tilgjenge-lig på norsk. Andre språk kan brukes i tillegg til

norsk når dette er hensiktsmessig for å sikre godkommunikasjon, og for å sikre at sikkerhet ogberedskap ivaretas for alle arbeidstakere. Det erav stor sikkerhetsmessig og sosial betydning atalle arbeidstakere forstår instruksene og er i standtil å kommunisere med hverandre. Det gjeldersærskilt i situasjoner med uønskede hendelser.

2. Støypåvirkning

Etter LOs mening er KU mangelfull når det kom-mer til konsekvenser og avbøtende tiltak for deansatte. LO mener at støy og hørselskader for deansatte er en stor utfordring, der utfordringen ogløsningene må beskrives grundig

Operatørens svar:

1. Det vises til tilsvar til Industri Energi, tema J,punkt 1.

2. Det vises til tilsvar til Industri Energi, tema J,punkt 2.

K. Ilandføring

Miljødirektoratet

Uttalelse:

1. Miljødirektoratet påpeker at en eventuell fellesoljeterminal på Veidnes vil kreve en egen myndig-hetsgodkjenning, inkludert konsekvensutredning.

Operatørens svar:

Statoil tar merknaden til orientering og er klar overat en eventuell felles oljeterminal på Veidnes vilkreve egne myndighetsgodkjenninger.


Uttalelse:

1. Utredning om ilandføring av olje til Veidnes

Finnmark fylkeskommune mener Stortinget børforplikte Johan Castberg-prosjektet, samt andreframtidige oljefelt i rimelig nærhet til Johan Cast-berg i Barentshavet, til å benytte en terminal påVeidnes. Dersom Johan Castberg realiseres førterminalen står ferdig, bør en slik forpliktelse fåtilbakevirkende kraft.

Johan Castberg er den viktigste driveren for åfå etablert en oljeterminal på Veidnes. FFK menerat Statoil må integrere utredningen av Veidnessom oljeterminal i KU for Johan Castberg. Utred-ningen knyttet til terminalen og BSOI-prosjektet


går bak lukkede dører, noe som gjør det vanskeligå etterprøve selskapenes vurderinger, eller holdeseg oppdatert på status på prosjektet.

Operatørens svar:

Johan Castberg prosjektet planlegges som et eget pro-sjekt som ikke vil være avhengig av en eventuellomlastingsterminal på Veidnes. Konsekvensutred-ningen er en del av PUD for det planlagte prosjektet,og det er naturlig at KU omhandler samme prosjek-tomfang som det som skal omsøkes gjennom innsen-delse av PUD.

Statoil tok initiativ til fellesprosjektet Barents SeaOil Infrastructure (BSOI), som ble etablert i februar2015. Prosjektplanleggingen av BSOI-prosjektet blirgjennomført i tråd med prosjektutviklingsprosessen iStatoil, beskrevet i Oppsummering av høringsut-talelser og tilsvar til utredningsprogrammet, svar tilKlima- og miljødepartementet Tema A punkt 1.Gjennomføring av BSOI forutsetter en bærekraftig ogkonkurransedyktig prosjektøkonomi sammenlignetmed alternative eksportløsninger for olje.

Den åpne konsekvensutredningsprosessen for eneventuell felles oljeterminal vil skje på et senere tids-punkt. Som del av konsekvensutredningen for enslik mulig terminal vil også de miljømessige konse-kvenser (herunder miljørisikovurderinger og bered-skap av lasting og tankertransport) – og samfunns-messige virkninger (som verdiskapning og sysselset-ting) utredes. Dialog med berørte parter vil ogsågjennomføres i tråd med gjeldende praksis for gjen-nomføring av konsekvensutredninger og ellers etterbehov. Eventuell etablering av en oljeterminal vilutløse krav om utarbeidelse av reguleringsplan ihhtPlan- og bygningsloven, med tilhørende prosess formedvirkning.

Troms Fylkeskommune

Uttalelse:

1. Terminal på Veidnes

Fylkesrådet i Troms forutsetter at Statoil i lagmed de andre aktuelle partene prioriterer arbeidmed mulighetene knyttet til etablering av terminalfor oljeomlasting på Veidnes. Dette vil bidra tiløkte ringvirkninger av petroleumsvirksomheten iNord-Norge og bidra til å redusere etablerings- ogdriftskostnader for feltene i området.

Operatørens svar:

Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K,punkt 1.

Hammerfest kommune

Uttalelse:

1. Terminalløsning

Johan Castberg er den viktigste driveren for å fåetablert en oljeterminal på Veidnes. Hammerfestkommune stiller som krav til Statoil at en bådeutreder og har som mål å føre oljen fra Johan Cast-berg i land på Veidnes i Nordkapp. Hammerfestaksepterer ikke at Statoil vil foreta en delt konse-kvensutredning på dette spørsmålet. Vårt krav omilandføring på Veidnes står fast.

Vurderinger knyttet til hvor store oljevolumersom må til for å realisere en terminal bør væremed i konsekvensutredningen for Johan Castbergfor å kaste lys på beslutningsgrunnlaget for termi-nalen.

Statoil bør gjøre utredningene knyttet til BSOI-prosjektet tilgjengelig.

Operatørens svar:


Harstad kommune

Uttalelse:


Harstad kommune mener at Statoil fortsatt måjobbe for at det fattes en forpliktende beslutningom å investere i en oljeomlastningsterminal påVeidnes så fort som mulig, i samarbeid med andrerelevante aktører i Barentshavet.

Operatørens svar:


Lenvik kommune

Uttalelse:


Lenvik kommune mener at Statoil fortsatt måjobbe for at det fattes en forpliktende beslutningom å investere i en oljeomlastningsterminal påVeidnes så fort som mulig.

Operatørens svar:



Nordkapp kommune

Uttalelse:


Nordkapp kommune mener at Statoil har skaptstore forventninger i Finnmark og Nordkappsam-funnet, gjennom løfter om en realisering av olje-terminal på Veidnes. Kommunen mener at KU tilJohan Castberg ikke tar nok hensyn til de forvent-ningene og muligheter til lokale ringvirkninger,når man løsriver Johan Castberg prosjektet fraVeidnesterminalen. En ilandføring vil gi betyde-lige større lokale ringvirkninger enn en offshore-løsning i dette tilfellet.

Nordkapp kommune mener Departementetbør forplikte Johan Castberg-prosjektet, samtandre framtidige oljefelt i Barentshavet til åbenytte en terminal på Veidnes. En slik forplik-telse bør også ha tilbakevirkende kraft slik at ter-minalen sikres ønskede volumer i fremtiden.

Nordkapp kommune registrerer arbeidet medBarents Sea Oil Infrastructure (BSOI) og at manbehøver mer tid til å komme i mål med en helhet-lig løsning for Barentshavet. Nordkapp kommunemener derimot at det må holdes skarp fremgang idette arbeidet, og at man kan avklare- og konklu-dere før oppstarten av Johan Castberg prosjektet.

Nordkapp kommune er overrasket over at ter-minalløsning på Veidnes ikke er mer omtalt iKUen, samtidig som at begrunnelsen for dettegjøres ut fra at man mener Johan Castberg-pro-sjektet inneholder for lite olje for å gjøre Veidnes-terminalen lønnsom. Kommunen mener at Statoilbør si noe om hvilke mengder olje som behøves,og hvilke omstendigheter som kreves for at Veid-nesterminalen blir aktuell. Kommunen menervidere at man bør belyse hvilke alternativer somkan aktualisere Veidnesterminalen; slik som skat-tepakke, fremtidige forpliktelser av oljeleveranserfra andre oljefelt, infrastrukturselskap, eller andremyndighetsinitierte tiltak.

I tillegg viser Nordkapp kommune til lokalekonsekvenser som har oppstått i etterkant avbeslutningen om å endre konsept for landanleggetpå Veidnes, og oppsplittingen av det opprinneligeprosjektet. Dette inkluderer endringer i boligmar-kedet og frustrasjon i næringslivet.

Operatørens svar:



Uttalelse:


Harstad regionens næringsforening mener at Sta-toil fortsatt må jobbe for at det fattes en forplik-tende beslutning om å investere i en oljeomlast-ningsterminal på Veidnes så fort som mulig, i sam-arbeid med andre relevante aktører i Barentsha-vet.

Operatørens svar:


Industri energi

Uttalelse:

1. Oljeterminal på Veidnes

Industri Energi vil understreke betydningen av atpartene finner en løsning for realisering av lan-danlegget, og ber Statoil som største operatør omå arbeide aktivt for å sikre fremdriften i prosjektet.

Operatørens svar:


Landsorganisasjonen i Norge (LO)

Uttalelse:

1. Utredning av landanlegg

LO vil understreke betydningen av at partene fin-ner en løsning for realisering av landanlegget, ogber Statoil som største operatør om å arbeideaktivt for å sikre fremdriften i prosjektet.

Operatørens svar:


Petro Arctic

Uttalelse:

1. Oljeterminal på Veidnes

Petro Arctic uttaler at Johan Castberg vil værehoveddriver for en mulig felles omlastningstermi-nal for olje på Veidnes. Videre planer må visehvordan FPSO er tilrettelagt for slik omlasting, oghvilke konsekvenser en slik løsning vil ha forJohan Castberg. Vi anbefaler at man på sammetidspunkt som PUD blir levert til myndighetene


også leverer en separat mulighetsstudie med pla-ner for framdrift for en mulig oljeomlastingstermi-nal på Veidnes.

Operatørens svar:

Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K,punkt 1. Johan Castberg FPSO vil være utformet forlossing av olje til skytteltankere, og omlasting er ikkeen aktuell problemstilling for en FPSO-løsning.PUD planlegges sendt til myndighetene i løpet avdesember 2017.

Troms Høyre

Uttalelse:


Troms Høyre mener at Statoil fortsatt må jobbefor at det fattes en forpliktende beslutning om åinvestere i en oljeomlastningsterminal på Veidnesså fort som mulig.

Operatørens svar:


Prop. 80 S(2017 – 2018)


Pro

p. 8

0 S (2

01

7–2

01

8)


Utbygging og drift av Johan C

astberg-feltet med status for oljeog gassvirksom

heten

Bestilling av publikasjoner Offentlige institusjoner:Departementenes sikkerhets- og serviceorganisasjonInternett: www.publikasjoner.dep.noE-post: [email protected]: 22 24 00 00 Privat sektor:Internett: www.fagbokforlaget.no/offpubE-post: [email protected]: 55 38 66 00 Publikasjonene er også tilgjengelige påwww.regjeringen.no Trykk: 07 Media – 04/2018

07 MEDIA – 2041 0379

MIL

JØ

MERKET TRYKKERI

Documents

Prop. 80 S (2017–2018) - KonKraft · 2018. 5. 4. · 10 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten flere nye utbyggingsprosjekter