Prop. 80 S (2017–2018)

Bestilling av publikasjoner Prop. 80 S (2017–2018)

Offentlige institusjoner: Departementenes sikkerhets- og serviceorganisasjon Internett: www.publikasjoner.dep.no E-post: [email protected] Telefon: 22 24 00 00

Privat sektor: Internett: www.fagbokforlaget.no/offpub E-post: [email protected] Telefon: 55 38 66 00

Publikasjonene er også tilgjengelige på Prop. 80 S www.regjeringen.no (2017 – 2018) Trykk: 07 Media – 04/2018 Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

KET T ER RY M K Ø K J E L R I I M

0 7 9 7 M 3 ED 0 IA – 2041 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten 2 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten Innhold

Del I Innledning og sammendrag ..... 7 2.3.6 God samhandling med andre brukere av havet ...... 43 1 Innledning og sammendrag ..... 9 1.1 Innledning ...... 9 Del III Utbygging og drift av Johan 1.2 Status for petroleums- Castberg-feltet ...... 45 virksomheten ...... 9 1.3 Utbygging og drift av 3 Utbygging og drift av Johan Johan Castberg-feltet ...... 10 Castberg-feltet ...... 47 3.1 Innledning ...... 47 Del II Status for petroleums- 3.2 Ressurser og produksjon ...... 47 virksomheten ...... 11 3.3 Utbyggingsløsning ...... 48 3.4 Investeringer og lønnsomhet ...... 50 2 Status for petroleums- 3.5 Vesentlige kontraktsmessige virksomheten ...... 13 forpliktelser ...... 51 2.1 Den globale energisituasjonen ..... 13 3.6 Områdevurdering ...... 52 2.1.1 Økende befolkning og høyere 3.7 Nærmere om en mulig levestandard ...... 13 omlastningsterminal for råolje ..... 52 2.1.2 Voksende oljeetterspørsel og 3.8 Disponering av innretningen ...... 53 høyere oljepris ...... 14 2.1.3 Rekordmye norsk gass til Europa 16 4 Konsekvensutredning for 2.1.4 Langsiktig velstandsutvikling og Johan Castberg-feltet ...... 54 energiomlegging ...... 19 4.1 Innledning ...... 54 2.1.5 Lønnsomme norske ressurser ...... 22 4.2 Utslipp til luft ...... 54 2.2 En næring med store fremtids- 4.3 Utslipp til sjø ...... 55 muligheter ...... 22 4.4 Arealbeslag og fysiske inngrep .... 56 2.2.1 Halvparten av ressursene igjen ..... 23 4.5 Samfunnsmessige konsekvenser .. 56 2.2.2 Høy verdiskaping og store statlige inntekter ...... 24 5 Myndighetenes vurdering av 2.2.3 En teknologinæring med 200 000 plan for utbygging og drift arbeidsplasser og store av Johan Castberg-feltet ...... 58 ringvirkninger ...... 25 5.1 Arbeids- og sosialdepartementets 2.2.4 Sikker og ren leting, utbygging vurdering ...... 58 og drift ...... 26 5.2 Oljedirektoratets vurdering ...... 58 2.2.5 Eksisterende felt og nye 5.3 Olje- og energidepartementets utbygginger ...... 30 vurdering ...... 61 2.2.6 Leteaktivitet og pågående konsesjonsrunder ...... 34 6 Budsjettmessige konsekvenser 2.2.7 Oljeselskaper som både kan og vil 36 for SDØE ...... 64 2.3 Regjeringens petroleumspolitikk .. 37 2.3.1 Fortsatt stabile og forutsigbare 7 Konklusjoner og vilkår ...... 65 rammebetingelser ...... 38 2.3.2 Tildele attraktivt leteareal ...... 39 Forslag til vedtak om utbygging og 2.3.3 Aktiv innsats innen forskning og drift av Johan Castberg-feltet ...... 66 utvikling ...... 40 2.3.4 Ren, energieffektiv og lønnsom Vedlegg produksjon ...... 42 1 Høring av konsekvensutredning 2.3.5 En effektiv og konkurransedyktig for Johan Castberg-feltet ...... 67 petroleumsnæring ...... 42

Prop. 80 S (2017–2018) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak)

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

Tilråding fra Olje- og energidepartementet 10. april 2018, godkjent i statsråd samme dag. (Regjeringen Solberg) 6 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten Del I Innledning og sammendrag 8 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten 2017–2018 Prop. 80 S 9 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

1 Innledning og sammendrag

1.1 Innledning mange oppdrag. Siden 2000-tallet har norsk leve- randørindustri også gradvis økt sin aktivitet i uten- Departementet mottok 5. desember 2017 søknad landske markeder, og flere norske bedrifter har om godkjenning av plan for utbygging og drift opparbeidet betydelige markedsposisjoner inter- (PUD) av Johan Castberg-feltet. Utbyggingen fore- nasjonalt. I 2016 kom om lag 35 prosent av omset- legges Stortinget gjennom denne proposisjonen. ningen fra internasjonal virksomhet. Leverandø- Petroleumsnæringen har de siste årene vært rer som helt eller delvis leverer til petroleumsvirk- gjennom en nødvendig omstillingsprosess. Deler somheten består av over 1 100 selskaper over hele av næringen har det fortsatt tøft på grunn av over- landet. Denne etterspørselen fra aktiviteten på kapasitet. Et løft i effektivisering og nyskaping var sokkelen gir følgelig store ringvirkninger på fast- påkrevd etter oljeprisfallet i 2014. Sett i lys av landet. Ressursinnsatsen i utforskning og utvin- dette, gis det i proposisjonen også en status for ning av petroleum gir positive læringseffekter utviklingstrekk i næringen og på norsk sokkel, ikke bare mellom leverandørbedrifter, men også samt omtale av regjeringsplattformen. Proposisjo- mellom bedrifter i petroleumsnæringen og andre nens del 1 inneholder et sammendrag av proposi- deler av økonomien. sjonen. Del 2 gir status for petroleumsvirksomhe- Over tid har HMS-nivået i petroleumsvirksom- ten, mens planen for utbygging av Castberg-feltet heten utviklet seg i en positiv retning, og myndig- behandles i del 3. 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 fra 1.2 Status for petroleums- starten vært en integrert del av forvaltningen av virksomheten aktiviteten på sokkelen. Dette gjelder i alle faser av virksomheten – fra åpning av nye områder, via Petroleumsvirksomheten er vår største næring tildelinger av utvinningstillatelser og til gjennom- når det gjelder ringvirkninger, verdiskaping og føring av leting, utbygging, drift og avslutningen inntekter til staten. Petroleumsressursene er det av et felt. norske folks eiendom. Petroleumsskattesystemet Ved årsskiftet 2017/2018 var det 85 produse- og Statens direkte økonomiske engasjement rende felt på norsk sokkel, 66 i Nordsjøen, 17 i (SDØE) sikrer at en stor andel av den ekstraordi- Norskehavet og to i Barentshavet. Dette er lønn- nære avkastningen fra petroleumsutvinningen til- somme felt som bidrar med inntekter både til sel- faller fellesskapet. I 2017 bidro olje og gass med skapene og til staten. Produksjonen er robust 168 mrd. kroner til statskassen, eller over 30 000 også mot perioder med relativt sett lave priser på kroner per innbygger. Om lag syv pst. av samlet olje og gass. Aktivitetsnivået på norsk sokkel er sysselsetting, eller i underkant av 200 000 perso- høyt både i absolutte tall og i historisk perspektiv. ner, var tilknyttet petroleumsnæringen i 2016. Ressurstilveksten fra nye funn har de siste årene Ressursregnskapet indikerer at om lag halv- vært lav. Dersom det ikke blir gjort nye, større parten av de totale petroleumsressursene på funn vil dette medføre redusert investeringsaktivi- norsk sokkel er produsert. Av de gjenværende tet på mellomlang sikt. Det er god interesse fra ressursene er nærmere 44 pst. anslått å ligge i næringen for videre utforskning av norsk sokkel. eksisterende felt, drøyt ni pst. i ikke-besluttede I 2017 ble det fattet investeringsbeslutning og funn, mens om lag 47 pst. gjenstår å finne. sendt inn plan for utbygging og drift for ti felt. Etterspørselen fra leting, utbygging, drift og Disse lønnsomme utbyggingsprosjektene har en nedstengning på norsk sokkel utgjør samlet sett samlet investering på over 120 mrd. kroner. De ti et marked på over 200 mrd. kroner per år. Dette er utbyggingene er samlet anslått å gi grunnlag for et marked der norskbaserte leverandører har nesten 110 000 årsverk i Norge fordelt over flere vært konkurransedyktige og derfor har vunnet år. Det er forventet investeringsbeslutning på 10 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten flere nye utbyggingsprosjekter også i 2018 og Forventede utvinnbare oljereserver for Cast- 2019. De tre største prosjektene som har planlagt berg-feltet er beregnet til 88,7 mill. standard investeringsbeslutning i 2018 har alene et samlet kubikkmeter (Sm3), eller 558 mill. fat olje. Planlagt investeringsanslag på om lag 70 mrd. kroner. produksjonsstart er 4. kvartal 2022, og forventet De siste årene, og særlig etter oljeprisfallet i produksjonsperiode er 30 år. Totale, forventede 2014, er det gjennomført en rekke tiltak i nærin- investeringer til utbygging av Castberg-feltet belø- gen for å øke produktivitet og effektivitet og redu- per seg til 47,2 mrd. 2017-kroner. Utbyggingen har sere kostnadsnivået. Tiltakene har gitt resultater høy forventet lønnsomhet. Forventet nåverdi før og vises både i form av lavere investeringskostna- skatt med syv pst. realrente er beregnet til 74,2 der for nye prosjekter, reduserte kostnader på mrd. 2017-kroner. Utbyggingen er lønnsom ved utvinningsbrønner på felt i drift og i reduserte oljepriser på over 31 US dollar per fat. drifts- og letekostnader. Dette er viktige tiltak for å Operatøren planlegger å legge driftsorganisa- sikre norsk sokkels konkurransekraft. sjonen til Harstad og helikopter- og forsyningsba- Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge sen til Hammerfest. til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et Det er gjennomført konsekvensutredning for langsiktig perspektiv. Samtidig skal en stor andel av utbyggingen. Konsekvensutredningen har ikke verdiskapingen tilfalle den norske stat, slik at den avdekket forhold som tilsier at prosjektet ikke bør kan komme hele samfunnet til gode. Norsk petrole- gjennomføres eller at det bør gjennomføres avbø- umspolitikk fungerer godt. Regjeringen vil videre- tende tiltak utover de omfattende tiltakene som føre en stabil, langsiktig petroleumspolitikk. ligger til grunn for utbyggingsplanen. Olje- og energidepartementet anser utredningsplikten for Castberg-feltet som oppfylt. 1.3 Utbygging og drift av Johan I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter, Castberg-feltet avgifter og SDØE-ordningen vil utbyggingen med- føre betydelige aktiviteter i forbindelse med Castberg-feltet er det hittil største oljefeltet som er utbygging og drift, samt gi inntekter og betydelig funnet i Barentshavet. Feltet omfatter utbygging sysselsetting i norske bedrifter. Nasjonale syssel- av tre funn; Skrugard, Havis og Drivis. Det er ope- settingsvirkninger i utbyggingsfasen er i konse- ratøren Statoil, på vegne av rettighetshaverne Sta- kvensutredningen beregnet til om lag 47 000 toil Petroleum AS, Eni Norge AS og Petoro AS, årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden som har levert utbyggingsplanen. 2017–2024. I driftsperioden er nasjonale sysselset- Feltet har fått navnet etter Johan Castberg, en tingsvirkninger beregnet til i overkant av 1 700 av de mest innflytelsesrike norske politikerne i før- årsverk i et normalt driftsår. ste del av 1900-tallet. Castberg er særlig knyttet til Utbyggingen av feltet vil gi positive ringvirk- konsesjonslovene for vannkraftutbygging av 1909 ninger for Nord-Norge i både utbyggings- og som blant annet inneholdt hjemfallsretten. Disse driftsfasen. Samlede regionale sysselsettingsvirk- lovene er ofte kalt «De Castbergske konsesjonslo- ninger i Nord-Norge i utbyggingsfasen er av ope- ver». Han var Norges første sosialminister og en av ratøren beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav i de mest markerte sosialpolitikerne i de første tiå- overkant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finn- rene av 1900-tallet, og er blant annet kjent for inn- mark. Årlige, regionale sysselsettingsvirkninger i føringen av de såkalte «Castbergske barnelovene». driftsfasen er beregnet til om lag 470 årsverk i et Castberg-feltet blir den tredje feltutbyggingen i normalt driftsår, hvorav 265 årsverk i Nord-Troms Barentshavet og ligger om lag 240 km nordvest for og Finnmark. Hammerfest. Snøhvit-feltet ligger om lag 100 km Basert på operatørens planer og vurderinger sør for og Goliat-feltet om lag 150 km sørøst for gjort av sikkerhetsmyndighetene og Oljedirekto- Castberg-feltet. Det er således lang avstand både ratet fremstår utbyggingen av Castberg-feltet som til land og eksisterende oljerelatert infrastruktur. et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust pro- Vanndypet i området er omtrent 400 meter. sjekt som kan gjennomføres samtidig som hensyn Castberg-feltet planlegges utbygd med et fly- til helse, arbeidsmiljø, sikkerhet, det ytre miljø og tende produksjons- og lagerskip og et tilknyttet fiskeriinteresser ivaretas. Departementet mener havbunnsanlegg. Utbyggingsløsningen gir god derfor at utbyggingsplanen for Castberg-feltet kan fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i feltet godkjennes med de vilkår som fremgår av denne og til å fase inn eventuelle tilleggsressurser i proposisjon. Vilkårene er blant annet knyttet til å området. Oljen skal lastes fra produksjonsskipet legge til rette for god ressursforvaltning. over til skytteltankere for videre transport. Del II Status for petroleumsvirksomheten 12 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten 2017–2018 Prop. 80 S 13 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

2 Status for petroleumsvirksomheten

2.1 Den globale energisituasjonen let innbyggere i middelklassen har økt i alle ver- densdeler, men klart sterkest i Asia, der det har Verdens befolkning øker og behovet for vel- økt med godt over én mrd. mennesker siden 1990. standsøkning er stort. Det krever tilgang til mer Økt tilgang på energi har vært avgjørende for energi. Fortsatt er det omfattende bruk av tradi- denne utviklingen. Gjennomsnittlig energiforbruk sjonelle energiformer i mange land med tilhø- i verden har økt fra i overkant av tre kg oljeekviva- rende store negative konsekvenser for helse og lenter (o.e.) per innbygger daglig i 1965 til i over- velstand. Innsatsen for å nå de globale klimamå- kant av fem kg i 2015. Siden år 2000 har gjennom- lene må intensiveres. FNs bærekraftsmål speiler snittlig energiforbruk per innbygger økt med nær- helheten i utfordringene verden står overfor på mere 20 pst. Økningen i energietterspørselen har disse områdene. vært sterkest i de fremvoksende økonomiene. Verdens etterspørsel etter olje og gass har økt Uten økt tilgang til energi ville ikke denne globale de siste årene. Det kreves store, nye investeringer i velferdsøkningen og positive sosiale utviklingen produksjonskapasitet globalt bare for å dekke fallet funnet sted. i produksjon fra eksisterende felt. Olje fra norsk Det er fortsatt store forskjeller mellom rike og sokkel dekker i underkant av to pst. av verdens olje- fattige regioner når det gjelder energibruk, og etterspørsel, men gir store inntekter og medfører energifattigdom er fortsatt utbredt. Om lag én titusenvis av arbeidsplasser i Norge. Gassproduk- mrd. mennesker lever uten tilgang til elektrisitet, sjonen fra norsk sokkel er høyere enn noen gang, mens om lag 2,5 mrd. mennesker bruker foruren- og bidrar til sikker og renere energiforsyning hos sende biomasse til matlaging. Dette utgjør en vik- våre handelspartnere i Europa. Gjennom en fortsatt tig global utfordring som må løses. Et av FNs aktiv petroleumspolitikk vil regjeringen legge til bærekraftsmål er å sikre tilgang til pålitelig, bære- rette for lønnsom produksjon av olje- og gassresur- kraftig og moderne energi til en overkommelig sene i et langsiktig perspektiv. Dette vil bidra til god pris for alle. ressursforvaltning, langsiktig verdiskaping, fortsatt Kina har siden årtusenskiftet opplevd en gode velferdsordninger og høy sysselsetting. Gjen- enorm velstandsøkning som har globale effekter. nom å lykkes med dette vil dagens eksportnivå av gass til Europa kunne opprettholdes på et høyt nivå over tid. Dette vil også bidra til at den langsiktige 10 nedgangen i Norges andel av det globale oljemarke- 9 det skjer mer gradvis. 8 7 6 2.1.1 Økende befolkning og høyere 5 levestandard 4 3 Det blir stadig flere mennesker i verden. Verdens 2 1 befolking har vokst med om lag 1 mrd. mennes- Mrd. mennesker - ker fra 2004 til 2016. Siden 1967 er økningen om 1980 1990 2000 2010 2020 2030 2040 lag fire mrd., en gjennomsnittlig nettoøkning på Verdens befolkning Under $3,20 per dag om lag 220 000 mennesker pr. dag. På knapt fire Under $5,50 per dag Under $1,90 per dag uker øker befolkningen i verden tilsvarende antallet nordmenn og i løpet av ett år tilsvarende Tysk- Figur 2.1 Verdens befolkning og antall fattige lands befolkning. (US dollar, faste priser og kjøpekraftsparitet (2011), De siste tiårene har det skjedd en positiv vel- 1980–2040) ferdsøkning globalt. Antallet mennesker som lever i dypeste fattigdom er redusert, jf. figur 2.1. Antal- Kilde: FN, Verdensbanken 14 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

16 100 14 Annet 80 12 Biobrensler 10 Vannkraft 60 8 Atomkraft 40 6 Gass Olje 4

Millioner fat per dag 20

Mrd. tonn oljeekv. Kull 2 - 1990 2000 2010 2016 1971 1977 1983 1989 1995 2001 2007 2013 Asia Tidl. Sovjetunionen Figur 2.2 Vekst i energiforbruk og fordelt på Afrika Oseania energibærer over tid Latin-Amerika Europa Kilde: IEA Key World Statistics 2017 Midtøsten Amerika (OECD)

Landets bruttonasjonalprodukt har seksdoblet Figur 2.3 Utviklingen i verdens oljeforbruk fordelt seg til å bli verdens største målt i kjøpekraft, og på region siden 1990 energibruken har tredoblet seg. I 2016 stod Kina Kilde: IEA for nærmere en fjerdedel av verdens totale energibruk, 40 pst. mer enn det nest største landet som er USA. Samtidig er det gjennomsnittlige vel- spørselen med om lag 11 mill. fat per dag, eller om standsnivået i Kina i dag fortsatt lavt sammenlig- lag seks ganger årlig norsk produksjon. De siste net med i OECD-landene, og energiforbruket per årene har etterspørselsveksten vært sterkere enn innbygger er om lag halvparten av snittet i OECD. årene før. I 2015, 2016 og 2017 økte etterspørselen Total energibruk har globalt økt med nær- med hhv. 1,9, 1,3 og 1,6 mill. fat per dag. Veksten i mere 40 pst. siden årtusenskiftet, jf. figur 2.2. Kull- 2018 forventes også å bli sterk. forbruket har i perioden økt med nesten to trede- Det er tre store oljeproduserende land globalt: ler, men har flatet ut de siste årene. Olje og gass Russland, Saudi Arabia og USA, jf figur 2.4. I til- dekker i dag 54 pst. av energietterspørselen, og legg er det flere mellomstore og en rekke mindre bruken har økt med henholdsvis 24 og 44 pst. produsentland, inklusive Norge. siden år 2000. Fornybar energi fra sol og vind har Oljeproduksjonen på norsk sokkel har falt økt kraftig de siste årene, men fra et lavt nivå. med 42 pst. siden toppåret 2001, og norsk oljepro- Globale CO2-utslipp har økt siden årtusenskif- duksjon utgjør nå om lag 2,1 pst. av verdens olje- tet, særlig som følge av den sterke økningen i produksjon. Denne andelen er i en langsiktig, ned- bruk av kull. Utslippene har i perioden 2000 til adgående trend, jf. figur 2.5, men kan øke kortsik- 2015 økt med om lag 40 pst. Over 60 pst. av denne tig når nye store felt, som Sverdrup-feltet, kom- utslippsveksten, 5 500 mill. tonn CO2 eller om lag mer i produksjon. 100 ganger de årlige norske utslippene, stammer Et viktig utviklingstrekk i oljemarkedet det fra økt kullbruk. I perioden 2014–2016 har utslip- siste tiåret er veksten av oljeproduksjon direkte pene flatet ut. fra kildebergartene. Økt tilbud av olje særlig fra I de seneste årene har sammenhengen mellom skiferoljeproduksjon i USA, men også fra oljesand økonomisk vekst og energibruk vært svakere. i Canada, var en hovedårsak til at det oppsto til- Dette skyldes blant annet mer effektiv bruk av budsoverskudd i oljemarkedet og bidro til olje- energi, samtidig som global økonomisk vekst i prisfallet i 2014. større grad kommer av aktivitet med lavere ener- Oljemarkedet er på vei ut av perioden med til- giintensitet. budsoverskudd. Fallet i oljeprisen i 2014 bidro til økt etterspørselsvekst etter olje, svakere utvikling i produksjon av skiferolje og et generelt kutt i 2.1.2 Voksende oljeetterspørsel og høyere investeringsnivået i næringen. Skiferoljeproduk- oljepris sjonen i USA er den delen av den globale produk- Den globale etterspørselen etter olje har økt over sjonen som reagerer raskest på oljeprisendringer. tid, jf. figur 2.3. I perioden 2006–2016 vokste etter- I tillegg inngikk Organisasjonen for oljeeksporte- 2017–2018 Prop. 80 S 15 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Millioner fat per dag sjonen, og kuttavtalen mellom OPEC og ti andre land har i stor grad blitt overholdt. Dette har gitt 0 5 10 15 en bedre balanse i oljemarkedet, og er en viktig Saudi-Arabia grunn til at oljeprisen steg betraktelig i løpet av Irak 2017, jf. figur 2.6. Iran Fundamentale forhold tyder på at det blir en UAE skjør balanse mellom tilbud og etterspørsel av olje Kuwait i 2018 og 2019. Det forventes robust etterspørsels- Qatar vekst, mens tilbudssiden er preget av større usik- USA kerhet. Det er usikkerhet rundt kuttavtalen, omkring videre produksjonsøkning fra skiferolje, Canada samt risiko for produksjonsbortfall fra oljeprodu- Mexico serende land som Libya, Nigeria og Venezuela. Russland På mellomlang sikt kan det oppstå et tilbuds- Kasakhstan underskudd som følge av reduksjonen i oljesel- Kina skapenes investeringer i nye prosjekter etter oljeprisfallet i 2014. Effekten av dette er at færre nye Nigeria felt starter opp de nærmeste årene. Algerie Oljefelt er ikke «fabrikker» som produserer Angola jevnt over tid. En typisk produksjonsprofil fra et Libya felt/prosjekt er avtagende over tid som følge av at reservoarene tømmes som følge av produksjonen. Brasil Fallende produksjon fra gjennomførte investerin- Venezuela ger i produserende oljefelt skaper derfor behov Norge for investeringer i ytterligere produksjonskapasitet for å opprettholde et gitt produksjonsnivå. Figur 2.4 Oljeproduksjon fra utvalgte land (2016) Dette gjelder også på norsk sokkel. Stadig nye utbygginger og tiltak for økt utvinning er nødven- Kilde: IEA dig for å begrense fallet i norsk produksjon over tid. Gjennom den aktive petroleumspolitikken regjeringen fører vil det være mulig å begrense 5 % fallet i norsk oljeproduksjon også etter 2025. Behovet for nye investeringer globalt er blant 4 % annet illustrert i en analyse fra konsulentselskapet IHS Markit. I analysen anslås det at i 2025 vil det 3 % være behov for om lag 22 mill. fat pr. dag oljeproduksjon fra nye felt/tiltak, jf. figur 2.7. Rundt 16

2 % mill. fat trengs for å erstatte forventet fall i produksjonen fra dagens produserende felt, mens om lag 6 mill. vil dekke forventet etterspørselsvekst fram 1 % til 2025. De om lag 22 mill. fat per dag forventes

0 % 1990 2000 2010 2020 2030 2040 160 140 Historisk "New policies scenario" 120 "Sustainable development scenario" 100 80 Figur 2.5 Norsk oljeproduksjon som andel av 60 verdens oljeproduksjon over tid USD per fat 40 20 Kilde: Oljedirektoratet og IEA - 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018 rende land (OPEC) og ti andre land høsten 2016 Figur 2.6 Oljeprisutvikling siden år 2000 (Brent, en avtale om å begrense sin oljeproduksjon. dollar per fat, løpende priser) I 2017 var veksten i oljeetterspørselen betydelig. Samtidig var det begrenset vekst i oljeproduk- Kilder: Intercontinental exchange (ICE) 16 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

12,4 82,6 76,9

5,1 4,2

(16,0) Millioner fat per dag Millioner fat

Råoljemarked 2016 Nedgang Endring Felt under Felt enda Råoljemarked (eksl.skiferolje) skiferoljeproduksjon utbygging ikke besluttet 2025

Figur 2.7 Behov for nye utbygginger globalt frem mot 2025 Kilde: IHS Markit delvis å komme fra økt produksjon av skiferolje gisystemet fremover. Et kommersielt gjennom- (4,2 mill.) eller andre pågående feltutbygginger brudd for CO2-håndtering vil kunne bidra til å fri- (5,1 mill.). Over halvparten av det økte behovet koble brenning av gass og utslipp av CO2. (12,4 mill. fat pr. dag) må derimot dekkes av nye Norsk gasseksport gjør det enklere for aktører investeringer i form av utbygginger eller tiltak for i Europa å fatte beslutninger om å fase ut kull i økt utvinning. kraftforsyningen. Storbritannia, som dekker 40 pst. av sitt gassforbruk med import fra Norge, har redusert kullbasert kraftproduksjon med mer enn 2.1.3 Rekordmye norsk gass til Europa 60 pst. siden 2015, jf figur 2.8. For en stor del er Naturgass er en energikilde med en rekke gode det gasskraft som har erstattet kull, noe som i egenskaper og bruksområder. Gass brukes til 2016 alene reduserte CO2-utslippene i Storbritan- oppvarming, som råstoff og energikilde i industri- nia tilsvarende halvparten av Norges CO2-utslipp. elle prosesser, som drivstoff i transport og til elektrisitetsproduksjon. Gass er en rimelig og effektiv 400 måte å dekke energibehovet på og dermed bidra til velstandsutvikling i ulike land. Gass har lavt 300 karboninnhold sammenliknet med kull og gir derfor reduserte klimagassutslipp når det erstatter 200 kull. Bytte fra kull til gass gir også bedre lokal luft- kvalitet. Lokal luftforurensning er et alvorlig pro- 100 blem i mange storbyer. Gass er en fleksibel og til-

gjengelig energikilde som er velegnet også som (TWh) Terawattimer 0 back-up for variabel, fornybar energiproduksjon. 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 Gass står for 20–25 pst. av primært energiforbruk i verden og i Europa, og kan bidra til en mer Kull Olje Gass Kjernekraft Vannkraft bærekraftig energiutvikling på tre måter: gjennom Vind og sol Bioenergi Andre kilder Netto import å gi rimelig og stabil tilgang til energi, gjennom å fortrenge bruk av kull og gjennom å støtte opp Figur 2.8 Den britiske strømforsyningen fordelt på under fornybar energiproduksjon. Gassens kvali- energikilde teter og fleksibilitet som energikilde og råstoff Kilde: UK Department for Business, Energy & Industrial Stra- gjør at den vil ha en sentral rolle i det globale ener- tegy 2017–2018 Prop. 80 S 17 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Norsk gass vil få økende betydning når britisk andre indikerer at den globale produksjonskapasi- kullkraft fases ut og vil spille en viktig rolle for teten kan øke med om lag 150 mrd. standard- fleksibiliteten i det britiske energisystemet. kubikkmeter (Sm3) de neste 4 årene, tilsvarende I USA har samlet gassproduksjon økt kraftig en økning på 30 pst. Etterspørselen etter LNG siden produksjonen av skifergass for alvor skjøt utenfor Europa, særlig Asia, øker sterkt. Antallet fart i 2008. Den økende tilgangen på rimelig gass land som importerer LNG øker også. Også impor- har medført et fall i bruken av kull til elektrisitets- ten av LNG til Europa forventes å øke frem mot produksjon og har bidratt til store reduksjoner i 2020. CO2-utslippene, jf. figur 2.9. Totale amerikanske Utviklingen i LNG-produksjonen på litt lengre utslipp av CO2 var i 2016 på om lag 5 200 mill. sikt er mer usikker. Relativt lave gasspriser de tonn, det laveste nivå på 26 år, samtidig som BNP i siste årene har ført til et fall i investeringene i nye disse årene økte med over 80 pst. LNG-eksportanlegg og utbygging av gassfelt glo- Norsk gasseksport gjør at Europa importerer balt. Utover i 2020-årene må ny produksjonskapa- mindre LNG. Derigjennom frigjøres LNG på ver- sitet bygges opp for å erstatte fall fra eksisterende densmarkedet som kan brukes til å erstatte kull produksjon og dekke forventet vekst i etterspør- eksempelvis i Kina. Kina har innført begrensninger selen. For at investeringer i ny LNG-kapasitet skal på bruk av kull i deler av landet for å redusere bli lønnsome kreves det et høyere langsiktig pris- lokal luftforurensning som er svært høy i mange nivå enn det som har vært de siste to til tre årene. store byer. Det har skapt et stort behov for gass, Europa er det desidert viktigste markedet for og bidro til at Kina økte LNG-importen med gass fra norsk sokkel. Om lag 95 pst. av norsk nesten 50 pst. i 2017. gass sendes i rørledninger til Europa. Rørtrans- De siste årene har gassmarkedet blitt stadig portert gass er meget konkurransedyktig sam- mer globalt. Veksten i gasstransport på skip i form menlignet med LNG i Europa, ettersom prosessen av flytende naturgass (LNG) har i løpet av det med å kjøle ned gass til flytende LNG er kost- siste tiåret knyttet verdens gassmarkeder tettere nadskrevende og det er betydelige kostnader sammen. Frem til i dag har det vært store regio- knyttet til skipstransport. nale forskjeller i gassmarkedene, men med utvik- Etterspørselen etter gass har økt i Europa de ling av mer LNG vil prisene på gass ulike steder i siste tre årene etter en etterspørselsnedgang mel- verden kunne ligge tettere enn tidligere. Mer flek- lom 2010 og 2014, jf. figur 2.11. Veksten fra 2014 sible salgskontrakter og reduserte flaskehalser, er hovedsakelig knyttet til økt gassforbruk i kraft- blant annet utvidelsen av Panama-kanalen, under- sektoren, der gass har styrket sin konkurranse- støtter en slik utvikling. kraft, spesielt overfor kull. Gassetterspørselen i Produksjon av LNG globalt ligger an til å øke Europa forventes å være relativt stabil på kort og betydelig fremover, jf. figur 2.10. Tall fra BP og mellomlang sikt. I Europa brukes gassen til opp-

Netto kraftgenerering i USA fra utvalgte kilder Energirelaterte CO2-utslipp per sektor i USA 2500 3000

2500 2000

2 2000 1500 1500

1000 Mill .tonn CO

Terawatttimer (TWh) Terawatttimer 1000

500 500

0 0 2000 2005 2010 2015 2020 2025 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Kull Olje Gass Kjernekraft Fornybart Husholdninger Næring Industri Transport Kraft

Figur 2.9 Strømforsyningen fordelt på energikilde, samt utviklingen i energirelaterte CO2-utslipp i USA Kilde: U.S. Energy Information Administration (EIA) 18 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

LNG-eksport LNG-import 800 800 700 700

600 600

500 500 per år per år 3 3 400 400

300 300 Mrd. Sm Mrd. Sm 200 200

100 100

0 0

1990 2000 2010 2020 2030 2040 1990 2000 2010 2020 2030 2040

Andre Midt-Østen Australia Andre Europa Kina

Nord-Amerika Afrika Russland Andre fremv. mark. Asia OECD Asia India

Figur 2.10 Utviklingen i global LNG-eksport og -import over tid Kilde: BP Energy Outlook 2017

duksjonen fra det store Groeningen-feltet i Neder- 500 land er redusert av nederlandske myndigheter. 400 Den største leverandøren av gass til Europa er

Russland. Gass fra Russland dekker drøyt 30 pst. 3 300 av etterspørselen. I kraft av sine store gassreser-

200 ver, stor ledig produksjons- og transportkapasitet og lave leveransekostnader, vil Russland fremover 100

Milliarder Sm spille en nøkkelrolle i det europeiske gassmarke-

0 det, slik de har gjort de siste tiårene. 2016 2017 2018 2019 2020 2021 Norge er den nest største leverandøren av Import Produksjon Etterspørsel gass i det europeiske markedet. Norsk gass dekker i dag rundt en fjerdedel av gassforbruket i Figur 2.11 Utviklingen i importbehovet for gass i Europa. Norge er en stabil, sikker og langsiktig Europa gassleverandør, med et forutsigbart og transpa- Kilde: IHS Markit rent forvaltningssystem. Norsk gass er viktig for energiforsyningen, energisikkerheten og energi- omleggingen i Europa. varming og annen direkte bruk i boliger og Røreksporten fra Nord-Afrika til Sør-Europa er næringsbygg, som innsatsfaktor i petrokjemi og forventet å holde seg relativt stabil fremover og andre industrielle prosesser, til produksjon av dekker i dag rundt ti pst. av det europeiske gass- elektrisitet og til en viss grad i transportsektoren. forbruket. I 2016 ble rundt ti pst. av etterspørselen Europas gassforsyning kommer i hovedsak fra i Europa dekket av LNG transportert på skip. tre kilder: EUs egenproduksjon av gass, import av Norsk gasseksport har lavere klimagassav- gass gjennom rørledninger fra Russland, Norge trykk enn annen gass til Europa, jf. figur 2.12. og Nord-Afrika og import av LNG. Det forventes Dette som følge av en effektiv oppstrømsvirksom- at Europa vil ha økende behov for import av gass i het og et transportsystem med lave utslipp. Høye årene fremover selv i en situasjon der etterspørse- priser på klimagassutslipp for virksomheten på len ikke øker. Det skyldes at EUs egenproduk- norsk sokkel gir sterke insentiver til utslippsredu- sjon, som har vært i jevn tilbakegang de siste serende tiltak. Utslippene av metan fra produk- årene, er forventet å falle ytterligere. Dette skyl- sjon og transport av petroleum er svært lave på des både at eksisterende felt tømmes ut og at pro- norsk sokkel. 2017–2018 Prop. 80 S 19 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

8 2.1.4 Langsiktig velstandsutvikling og 7 energiomlegging 6 Verdens befolkning vil fortsette å øke fremover. I 5 løpet av de neste 40 årene forventes den å øke 4 med 2,5 mrd, som var antallet mennesker i verden i 1950. Denne veksten tilsvarer nesten dagens 3 -ekv. per gigajoule -ekv.

2 samlede befolkning i verdens to mest folkerike 2 land; India og Kina. Det forventes fortsatt global 1 Kg CO økonomisk vekst og en økende middelklasse. 0 Flere mennesker vil løftes ut av fattigdom. Asia Norsk gass Gjennomsnitt generelt, og Kina og India spesielt, vil være vik- Nedstrøm Oppstrøm+midstrøm tige drivere for den globale økonomiske veksten og derfor også for utviklingen i energiforbruket Figur 2.12 Klimagassavtrykk for norsk gass vs. de neste tiårene. gjennomsnitt for all gass. Leveransepunkt Tyskland/ Utfordringen for energipolitikken i ulike land EU sentral fremover vil være å oppnå en fortsatt positiv velstandsutvikling samtidig som forpliktelser i Paris- Kilde: Statoil, Natural & bio Gas Vehicle Association (NGVA) avtalen og andre miljøavtaler overholdes. Viktige mål i energipolitikken er å bidra til å holde kostna- Etter 40 år med norsk gasseksport ble det i dene ved energiforsyningen nede, fremme energi- 2017 satt ny eksportrekord fra norsk sokkel. Om effektivisering, sikre at energi er tilgjengelig for 3 lag 122 mrd. standardkubikkmeter gass (Sm ), til brukerne når de trenger den, unngå lokale mil- en verdi av om lag 200 mrd. kroner, ble ekspor- jøproblemer og sørge for at klimagassutslippene tert, i hovedsak til andre land i Europa. De største fra energibruk reduseres. brukerlandene av norsk gass er Storbritannia, De mest autoritative anslagene for verdens Tyskland og Frankrike. Den største økningen i fremtidige energiutvikling kommer fra Det inter- eksport av rørgass var til Storbritannia som økte nasjonale energibyrået (IEA). De utgir årlig publi- med totalt 12 pst. i 2017. Totalt økte røreksporten kasjonen World Energy Outlook (WEO). I WEO med åtte pst. i forhold til 2016. Det ble i 2017 også presenteres flere ulike scenarier for fremtiden. satt leveranserekord for en enkeltdag med 376 IEAs hovedscenario er gitt navnet «New Policies 3 mill. Sm . Verdien av gassen som ble solgt denne Scenario». Dette scenariet legger til grunn de ene dagen utgjorde om lag 750 mill. kroner. ulike lands iverksatte og planlagte energi- og Rundt 95 pst. av gasseksporten, eller 117 mrd. klimapolitikk, og inkluderer således de konkrete 3 Sm , ble transportert til markedet gjennom ver- politikktiltak som de ulike land meldte inn under dens største og mest avanserte offshore rørled- Parisavtalen i 2015. Parisavtalens ambisjonsmeka- ningsnettverk. Rørene på norsk sokkel har en nisme innebærer at de nasjonale bidragene under samlet lengde på om lag 8 800 km, og knytter Parisavtalen skal opprettholdes eller forsterkes sammen rundt 65 produksjonsfelt på norsk sokkel hvert femte år, med første innmelding til FN i med tre prosessanlegg på fastlandet (Kårstø, Koll- 2020. snes og Nyhamna) og seks mottaksterminaler i Olje og gass stod i 2016 for henholdsvis 32 pst. utlandet (i Storbritannia, Tyskland, Belgia og og 22 pst. av globalt energiforbruk. IEA anslår i 3 Frankrike). I tillegg ble om lag 5,5 mrd. Sm gass i sitt hovedscenario at verdens energiforbruk vil 2017 eksportert som LNG. Energiinnholdet i øke med 27 pst. i perioden 2016–2040. Dette LNG-eksporten fra Melkøya tilsvarer alene om lag inkluderer betydelig energieffektivisering og en halvparten av Norges elektrisitetsproduksjon. nedgang i oljeforbruket innenfor el-generering, Norsk gassproduksjon ventes å holde seg på oppvarming og personbiltransport. Samtidig øker om lag dagens nivå de neste årene. Siden gassek- tungtransport, fly, maritim transport og petro- sporten startet på 70-tallet er drøyt en tredel av kjemi bruken av olje. Antallet elbiler i verden vil forventede utvinnbare ressurser produsert. ifølge IEA øke fra dagens to mill. biler (inkludert Eksporten har økt særlig kraftig siden 90-tallet og plug-in hybridbiler) til 280 mill. i 2040. Samlet gir er nå på et platånivå som ambisjonen er å holde dette en lavere veksttakt i forbruket av olje enn over tid. hva som har vært historisk. Oljeforbruket er anslått til å øke med over 11 mill. fat pr. dag, eller om lag 12 pst. fram mot 2040, jf. figur 2.13. 20 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

å øke med 40 pst. i perioden 2016–2040 , og etter- 6 spørselen etter olje og gass er anslått å øke med 5 henholdsvis 25 og 56 pst. I publikasjonen presenteres det også et eget Olje 4 scenario for å illustrere hva som må til for at verden skal kunne nå bærekraftmålene om universell 3 Kull Gass tilgang på energi innen 2030, begrensning av kli- 2 maendringene i tråd med Parisavtalen og sterk forbedring av luftkvaliteten. Dette krever at de Mrd. tonn oljeekv. 1 ulike land i verden gjennomfører en helt annen politikk enn i dag. I denne analysen beregnes for- - 2000 2010 2020 2030 2040 bruket av naturgass å flate ut etter 2030, mens New Policies Scenario oljeetterspørselen er beregnet til å være 25 pst. Sustainable Development Scenario lavere i 2040 enn i dag. Olje og gass utgjør i dette Current Policies Scenario scenariet 48 pst. av verdens energiforbruk i 2040 (henholdsvis 23,4 og 24,5 pst.). Parisavtalens mål Figur 2.13 Forbruk av fossile brensler historisk og er å holde økningen i den globale gjennomsnitt- anslag fremover i tre av IEAs scenarier stemperaturen godt under to grader sammenlik- Kilde: IEA World Energy Outlook (WEO) 2017 net med førindustrielt nivå, og tilstrebe å begrense temperaturøkningen til 1,5 grader. Det er gjort svært få modellberegninger for utviklings- For gass venter IEA at det meste av etter- baner der global oppvarming kan begrenses ned spørselsveksten kommer i fremvoksende økono- mot 1,5 °C. Som oppfølging av Parisavtalen arbei- mier, spesielt i Kina og India. Byrået venter at der FNs klimapanel med en spesialrapport om gass i økende grad vil erstatte kull for å forbedre virkninger og utslippsbaner knyttet til 1,5 graders luftkvaliteten, spesielt i tett befolkede områder. global oppvarming. Rapporten skal ferdigstilles Innenfor OECD vil veksten i gassetterspørselen andre halvår 2018. skje med et lavere tempo. Veksten i gassbruk de Fallet i produksjon fra allerede gjennomførte senere årene har vært drevet av den raskt frem- investeringer i olje- og gassproduksjon akkumule- voksende skifergassproduksjonen i USA. Dette res over tid. Oljeproduksjonen fra eksisterende har gitt amerikanske kraftprodusenter og ameri- investeringer i felt er av IEA anslått til drøyt 50 kansk industri tilgang på store mengder rimelig mill. fat pr. dag i 2030 og 33 mill. fat pr. dag i 2040. gass. Gassetterspørselen vil øke i elektrisitetssek- Også etter 2025 vil det derfor være behov for en toren og innenfor industri og husholdninger. rekke nye oljeutbygginger globalt for å kunne Gassforbruket anslås å øke med 45 pst. fram mot dekke oljeetterspørselen. Med en oljebruk i 2040 2040. som beregnet i «bærekraftsscenariet», 73 mill. fat I WEO presenteres også et scenario som tar per dag, kreves det at ny oljeproduksjon tilsva- utgangspunkt i videreføring av dagens etablerte rende dagens totalproduksjon fra de tre største politikk i de ulike landene og ikke tar hensyn til oljeprodusentene (Russland, Saudi Arabia og politikktiltak som ennå ikke er innført. Med USA) må komme til markedet i 2030 og 2040 for å dagens politikk er energietterspørselen anslått til dekke etterspørselen, jf. figur 2.14. 2017–2018 Prop. 80 S 21 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

140,0

120,0 13,9 6,9 100,0 Ytterligere ny produksjon for å møte 15,4 32,0 etterspørselen i Current Policies scenario 80,0 Ytterligere ny produksjon for å møte etterspørselen i New Policies scenario 36,5 60,0 Ny produksjon for å møte etterspørselen i 39,5 Sustainable Development scenario 94,6 Millioner fat per dag 40,0 Produksjon fra dagens felt

50,3 20,0 33,4

- 2016 2030 2040

Figur 2.14 Produksjon av olje fra dagens produserende felt i forhold til fremtidig forbruk i IEAs tre scenarioer Kilde: IEA WEO 2017

Boks 2.1 Oljebruk – elbiler og innsatsfaktor i industrien Om lag 50 pst. av verdens oljeforbruk skjer i Oljeforbruket ellers i transportsektoren (fly, transportsektoren, og rundt halvparten av dette tungtransport, skipstransport etc.) forventes å blir brukt av personbiler. Veksten i antall elbiler øke, fordi denne delen av transportsektoren er vil ha en effekt på det totale oljeforbruket de vanskeligere å elektrifisere og/eller omstille til neste 20 årene. Elbiler utgjør i dag under én pst. alternativt drivstoff. Bare innenfor tungtrans- av verdens nybilsalg og to promille av verdens port vil oljeforbruket, ifølge IEA, øke med 4 mill. totale bilpark. I IEAs hovedscenario anslås antal- fat per dag mellom 2016 og 2040. let elbiler i verden til 280 mill. i 2040, eller 140 I tillegg til dette brukes olje som viktig inn- ganger antallet i 2016. IEA har anslått at da vil satsfaktor utenfor energisektoren. I 2016 ble om oljeforbruk på 2,5 mill. fat per dag bli erstattet av lag 15 pst. av oljen brukt utenfor energisektoren, elbiler innen 2040. Tallet er ikke høyere fordi bl.a. som råstoff i produksjon av petrokjemiske det i alle scenariene legges til grunn store effek- produkter. Karbon- og hydrogenmolekylene er tivitetsforbedringer i vanlige forbrenningsmoto- byggeklosser i produksjon av plast, asfalt, rer og fordi innfasingen av elbiler tar tid. møbler, klær, datamaskiner, medisiner med mer. Bloomberg New Energy Finance (BNEF), Siden årtusenskiftet har forbruket utenfor ener- som er blant de mest elbil-optimistiske analyse- gisektoren økt med over 50 pst. IEA anslår at byråene, anslår at en tredjedel av verdens bil- dette forbruket vil øke kraftig også fremover, og park vil være elektrisk i 2040 (inkl. plug-in hybri- at etterspørselen etter olje til bruk utenfor ener- der). Dvs. at det fremdeles vil være over én mrd. gisektoren øker med syv mill. fat per dag innen biler med vanlig forbrenningsmotor i 2040. 2040 – altså langt mer enn den oljeetterspørselen Dette er om lag samme antall som i dag. I som erstattes av elbiler i transportsektoren. BNEFs scenario vil elbiler bidra til å redusere Dette kommer av at det pr. i dag er få alternativer oljeetterspørselen med 8 mill. fat per dag i 2040. til petrokjemiske produkter og at det er nær sam- Samlet oljeetterspørsel i dag er til sammenlig- menheng mellom økonomisk vekst og økt etter- ning nærmere 100 mill. fat per dag. spørsel etter petrokjemiske produkter. 22 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

120 Oljesand Onshore, resten av verden 100

80 Tung Nord-amerika, olje tight oil 60 Onshore Midtøsten Produserende felt 40 Dypvann Onshore, Russland Offshore Produksjonskostnad USD per fat 20 kontintalsokkel

0 0 200 400 600 800 1 000 1 200 Gjenværende oljeressurser

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

europeiske markedet; herunder mot importert 2.1.5 Lønnsomme norske ressurser LNG. Norske gassressurser, særlig de som kan Verdens olje- og gassressurser har ulike kostna- utnytte den etablerte transportinfrastrukturen, vil der knyttet til leting, utbygging og drift. For at ny derfor ikke være markedsbegrenset i realistiske produksjon skal utvikles må forventede fremti- scenarier for utvikling av gassmarkedet. I områ- dige olje- og gasspriser være så høye at de gjør der uten slik infrastruktur vil nye funn måtte være den aktuelle utbyggingen lønnsom. Den dyreste større for å kunne bære utbyggingskostnadene. ressursen som bygges ut forventes å gi den For både olje og gass vil kostnader og forven- avkastning på kapital som kan oppnås i andre sek- tet lønnsomhet ved leting, utbygging og drift også torer – «marginal lønnsomhet». På lang sikt vil en fremover variere internt på norsk sokkel. Særlig forvente en oljepris som gjør det lønnsomt å geologiske forhold er viktige for dette, men også bygge ut og produsere akkurat så mye olje at for- teknologiske og markedsmessige forhold spiller ventet etterspørsel til samme pris dekkes over tid. en viktig rolle. Basert på dette resonnementet kan en trekke opp en global oljetilbudskurve, jf. figur 2.15. Olje- produksjon fra norsk sokkel er en relativt sett bil- 2.2 En næring med store lig måte å bringe ny oljeproduksjon til markedet fremtidsmuligheter på, også fremover. Så lenge næringen unngår sær- norske kostnader og driver effektivt, bør ressur- Petroleumsressursene tilhører det norske folk. ser på norsk sokkel være konkurransedyktige og Det har vært bred enighet om at de ekstraordi- lønnsomme også ved svakere etterspørselsutvik- nære inntektene fra olje- og gassutvinning skal ling fordi fallet i produksjon fra eksisterende felt komme eieren av ressursene – det norske folk – til uansett må erstattes. gode. Petroleumsskattesystemet og Statens Det vil være et økt behov for import av gass til direkte økonomiske engasjement (SDØE) sikrer Europa framover. Norske felt sin nærhet til mar- at en stor del av verdiskapingen fra petrole- kedet, lave transportkostnader og et integrert og umsvirksomheten tilfaller staten. fleksibelt transportsystem med adgang for alle Ingen annen næring kan sammenlignes stør- produsenter på like vilkår og til lave enhetskostna- relsesmessig med petroleumsvirksomheten når der gjør disse meget konkurransedyktige i det det gjelder ringvirkninger, verdiskaping og inn- 2017–2018 Prop. 80 S 23 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten tekter til staten. Siden det første oljefunnet på slut- nalt konkurransedyktig og har stor omstillings- ten av 1960-tallet, har eksporten av norsk olje og evne. Næringen gir i tillegg store, positive ring- gass bidratt til en inntektsutvikling få land har virkninger for andre næringer gjennom overfø- opplevd. Virksomheten har i sum bidratt til i over- ring av industrikompetanse og -kultur, av tekno- kant av 14 000 mrd. kroner i verdiskaping, i logi og gjennom ulik knoppskyting. Mange nor- dagens kroneverdi. Verdier som har gitt velferd, ske leverandørbedrifter leverer også produkter og vekst og velstand. I 2017 bidro olje og gass med tjenester til andre næringer. Det å ha flere ben å 168 mrd. kroner til staten, eller over 30 000 kroner stå på er særlig viktig i perioder når leveransene per innbygger. Statistisk sentralbyrå anslår at om til olje- og gassnæringen eller andre av deres mar- lag syv pst. av samlet sysselsetting, eller i under- kedssegmenter er lavere. kant av 200 000 personer, kunne knyttes til petro- leumsnæringen i 2016. Oljenæringen er syklisk. Næringen har de siste 2.2.1 Halvparten av ressursene igjen årene vært gjennom en nødvendig omstillingspro- Mesteparten av produksjonen på norsk sokkel sess. Deler av næringen har det fortsatt tøft på kommer fra Nordsjøen, men også produksjon fra grunn av overkapasitet. Et løft innen effektivise- Norskehavet er betydelig. I tillegg er det to felt ring og nyskaping var påkrevd etter oljeprisfallet i som produserer i Barentshavet. I denne proposi- 2014. Fremtidsutsiktene for norsk sokkel er posi- sjonen presenteres utbyggingen av det tredje, tive med en konkurransedyktig ressursbase, høy Johan Castberg-feltet. Petroleumsproduksjon på investeringstakt og god interesse fra oljeselskaper norsk sokkel er ventet å øke moderat de neste for fortsatt leting, utbygging og drift. fem årene, jf. figur 2.16. Mange deler av næringen er internasjonalt ret- De nærmeste årene kommer produksjonen tet. Samtidig er mange bedrifters lokalisering i hovedsakelig fra allerede produserende felt og felt Norge direkte eller indirekte begrunnet i aktivite- som i dag er under utbygging. Fra midten av 2020- ten i hjemmemarkedet. En positiv videre utvikling tallet synker produksjonen fra disse feltene, og pro- på norsk sokkel er derfor avgjørende for å opp- duksjon fra ressurser som i dag er uoppdagede rettholde og videreutvikle kompetansen – ikke begynner å gjøre seg gjeldende. Det tar flere år fra bare i oljeselskaper og leverandørbedrifter, men i et funn gjøres til feltet er i drift. For å opprettholde det brede, norske miljøet, fra universiteter og produksjonen på samme nivå etter midten av 2020- institutter til tjeneste- og serviceleverandører. tallet, er det derfor behov for raskt å gjøre nye, Petroleumsnæringen har stått for noen av de større funn. største industribragdene i Norge de siste 50 Ressursregnskapet for 2017 indikerer at drøyt årene. Den er viktig for innovasjon, er internasjo- 45 pst. av de totale petroleumsressursene på

300,0 5,00

250,0 4,00

200,0 3,00

o.e. per år 150,0

2,00 100,0 Mill. fat per dag Mill. Sm

1,00 50,0

0,0 0,00 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Historisk Reserver Ressurser i felt Ressurser i funn Uoppdagede ressurser

Figur 2.16 Historisk produksjon og produksjonsutsikter fra norsk sokkel Kilde: Oljedirektoratet 24 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

gen for nordmenn. Da den første oljen ble produsert i 1971, var inntektsnivået i Norge lavt sammenliknet med andre industriland. I dag er Norge et av verdens rikeste land. Mens BNP per innbygger i 1971 var nesten 40 pst. lavere i Norge enn i 44 % USA, var nivået i 2015 rundt ti pst. høyere, selv 47 % etter det kraftige oljeprisfallet. Petroleumsindustrien er den enkeltnæringen som står for høyest andel av verdiskapingen; 14 pst. av all verdiskaping i Norge kom i 2017 direkte fra olje- og gassproduksjonen. Hvis leverandørin- dustrien inkluderes, sysselsetter næringen direkte 9 % og indirekte i underkant av 200 000. Verdiskaping per sysselsatt er vesentlig høyere i petroleumsnæ- Felt Funn Uoppdagede ringen enn i andre næringer Det må ses i sammenheng med at virksomhetene baserer seg på Figur 2.17 Gjenværende ressurser fordelt på felt/ en ikke-fornybar ressurs og derfor gir høyere funn/uoppdagede avkastning enn annen virksomhet. Kilde: Oljedirektoratet Mesteparten av petroleumsproduksjonen på norsk sokkel eksporteres, og verdiene står for om lag 40 pst. av total norsk eksport, og nær halvpar- norsk sokkel er produsert ved utgangen av 2017. ten av norsk vareeksport. Næringen har siden Av de gjenværende ressursene er nærmere 44 pst. 2002 gitt staten en netto kontantstrøm på over anslått å ligge i eksisterende felt, drøyt ni pst. i 5 000 mrd. i dagens kroneverdi. I 2017 utgjorde funn som ikke er besluttet utbygget, mens om lag statens nettokontantstrøm fra petroleumsvirksom- 47 pst. gjenstår å finne, jf. figur 2.17. De anslåtte heten 168 mrd. kroner. uoppdagede oljeressursene på hele norsk sokkel Inntektene er direkte påvirket av råvarepriser er store nok til å dekke verdens oljebruk, på og produksjonen på norsk sokkel, og er således dagens nivå, i litt over fire måneder. syklisk av natur. Handlingsregelen innebærer at Om lag 44 pst. av gjenværende ressurser på statens netto kontantstrøm i sin helhet settes til norsk sokkel antas å ligge i Nordsjøen. Om lag 36 side i Statens pensjonsfond utland sammen med pst. ventes ligge i Barentshavet, mens resten ligger avkastningen av fondets eiendeler, mens uttaket i Norskehavet. For de anslåtte uoppdagede ressur- over tid skal følge den forventede realavkastnin- sene er situasjonen annerledes. Nesten to tredjede- gen av fondet, anslått til tre pst. Fondet og handler av disse ligger i Barentshavet mens resten er lingsregelen bidrar dermed til å skjerme statsbud- fordelt på Norskehavet og Nordsjøen. Oppsidepo- tensialet er desidert størst i Barentshavet der en har store områder som ikke er utforsket. Olje og gass 668 MRD 2.2.2 Høy verdiskaping og store statlige inntekter Petroleumsnæringen er Norges største målt i verdiskaping, statens inntekter, investeringer og Overlapp Olje og gass/Maritim eksportverdi, og er således en bærebjelke for 130 MRD Maritim 183 MRD norsk arbeidsliv og finansiering av velferdssys- temet. Siden det første oljefunnet har virksomhe- Overlapp Maritim/ ten i sum bidratt til om lag 14 000 mrd. kroner i Overlapp Sjømat/Olje og gass Sjømat 0,1 MRD 1,8 MRD verdiskaping målt i dagens kroneverdi. Sjømat Norge er en havnasjon. Den økonomiske akti- 41 MRD viteten i våre havområder domineres av petroleumsvirksomheten, herunder en stor del av den norske maritime næringen, jf. figur 2.18. Figur 2.18 Havnæringenes verdiskaping i 2014, mrd. Aktiviteten i petroleumsnæringen har gjen- kroner nom flere tiår bidratt vesentlig til velstandsøknin- Kilde: Menon Economics 2017–2018 Prop. 80 S 25 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten sjettet fra kortsiktige, sykliske svingninger i olje- rium som har lagt grunnlaget for utviklingen av en prisen. De enorme inntektene som er tilført Sta- høykompetent og internasjonalt konkurransedyk- tens pensjonsfond utland fra norsk sokkel siden tig industri. Det er viktig at dette fortsetter for at årtusenskiftet illustrerer det store bidraget til norske leverandører skal være konkurransedyk- nordmenns velferd som en aktiv petroleumspoli- tige også fremover. Det beste myndighetene kan tikk har gitt. Overføringene fra fondet til statsbud- bidra med for å sikre en positiv fremtid for alle sjettet innebærer at vi kan ha et høyere offentlig disse bedriftene og teknologimiljøene er å legge til velferdstilbud enn statens inntekter fra fastlands- rette for fortsatt lønnsom aktivitet på norsk sokkel. økonomien alene tilsier. I 2018 utgjør bruken av Utvikling av ny kunnskap og teknologi står sen- oljeinntekter om lag 230 mrd. kroner1. Det tilsva- tralt i forvaltningen av petroleumsressursene på rer drøyt 43 000 kroner per innbygger eller over norsk sokkel. Gjennom forskning, utvikling og 174 000 kroner for en familie på fire. demonstrasjon av ny teknologi har det siden starten av petroleumsvirksomheten blitt arbeidet for å finne gode løsninger på hvordan man kan oppnå god res- 2.2.3 En teknologinæring med 200 000 sursforvaltning gjennom effektiv leting, utbygging arbeidsplasser og store ringvirkninger og drift. Teknologiutviklingen har vært viktig for På tross av at norsk produksjon utgjør under to både å oppnå høyest mulig verdiskaping fra ressur- pst. av verdens oljeproduksjon, er norsk sokkel et sene på norsk sokkel og ivareta hensynene til helse, av verdens største offshoremarkeder. Samlet sett miljø og sikkerhet. Et tett samarbeid mellom oljesel- utgjør etterspørselen fra leting, utbygging, drift og skap, leverandørbedrifter og forskningsinstitusjo- nedstengning på norsk sokkel et marked på over ner har vært en forutsetning for å lykkes i utviklin- 200 mrd. kroner per år, jf. figur 2.19. Dette er et gen av ny teknologi og nye løsninger. marked der norskbaserte leverandører samlet Den bevisste satsingen på forskning og tekno- sett har vært og er konkurransedyktige og derfor logiutvikling også fra myndighetssiden har lagt har vunnet mange oppdrag. grunnlaget for næringsutvikling og sysselsetting i Siden 2000-tallet har norsk leverandørindustri Norge. Den norske petroleumsnæringen er i dag også gradvis økt sin aktivitet i utenlandske marke- på mange områder verdensledende, og utvikler der, og flere norske bedrifter har opparbeidet stadig ny og bedre teknologi som gjør næringen i betydelige markedsposisjoner internasjonalt. I stand til å takle både store og komplekse utfor- 2016 kom om lag 35 prosent av omsetningen fra dringer, og få fram avanserte, mer effektive og internasjonal virksomhet, ifølge Rystad Energy. kostnadsbesparende løsninger. Dette gir konkur- Utviklingen for norskbaserte oljeteknologibe- ransefortrinn som næringen utnytter både i hjem- drifter og andre leverandører er nært knyttet til memarkedet og internasjonalt. utsiktene for lønnsom aktivitet på norsk sokkel. Leverandører som helt eller delvis leverer til Norsk sokkel har vært et teknologisk laborato- petroleumsvirksomheten består av over 1 100 selskaper. Den er Norges største næring målt i

350 omsetning når en ser bort fra salg av olje og gass.

300 I mange lokalsamfunn langs kysten, fra Agder til Nordmøre, er en svært høy andel av befolkningen 250 ansatt i eller i tilknytning til leverandørindustrien, 200 jf. figur 2.20. Næringen trekker også stadig lenger 150 nordover. 100 Sterke kunnskapsmiljø innen petroleumsvirksomhet finnes over hele landet. Rogaland, hvor et 50 bredt spekter av leverandørbedrifter er etablert, 0 2007 2010 2013 2016 2019 2022 er svært viktig. I øvrige deler av landet har leve- Mrd. kroner, faste 2018-priser Mrd. kroner, randørbedriftene typisk etablert seg med basis i Investeringer Driftskostnader lokal spisskompetanse og etterspørsel. Sørlandet Leting Nedstenging og disponering har verdensledende selskaper innen boretekno- logi. Oslo og Akershus har veletablerte miljøer Figur 2.19 Etterspørselen fra norsk sokkel innen ingeniørtjenester og andre tjenester (f.eks. Kilde: Oljedirektoratet finans og rådgivning) samt en konsentrasjon av seismikkselskaper. Nord-Vestlandet bidrar med en maritim virksomhet som representerer et kom- 1 Målt ved det strukturelle, oljekorrigerte underskuddet. plett skipsbygging- og skipsutstyrsnettverk for 26 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

umsklyngen besitter er relevant og viktig for Rogaland 78 700 Hordaland 42 500 andre næringer i og utenfor energisektoren, fra Møre og Romsdal 25 800 medisin og romfart til informasjonsteknologi, mil- Akershus 17 900 Oslo 13 000 jøovervåking og industriutstyr. Sør-Trøndelag 11 000 Denne kunnskaps- og teknologioverføringen Nordland 9 700 Vest-Agder 9 000 og de brede læringsprosessene gjør at leverandø- Buskerud 7 500 rindustrien blir en vekstmotor og kilde til inn- Sogn og Fjordane 6 800 Finnmark 6 100 tektsgenerering i hele økonomien. Det er grunn Troms 6 100 Vestfold 5 900 til å anta at disse læringsprosessene finner sted i Aust-Agder 4 200 utdanningssektoren, forskningsinstitusjonene, Nord-Trøndelag 4 000 Telemark 3 600 næringslivet og gir inspirasjon til innovasjon som Østfold 3 400 følge av en bred offentlig oppmerksomhet. Slike Oppland 500 Hedmark 400 prosesser finner sted både jevnt over tid og ved Olje og gass Olje og gass/maritim Maritim plutselige sjokk i petroleumsaktiviteten. De kan Maritim/sjømat Sjømat Sjømat/olje og gass stoppe opp, men blir ikke reversert dersom impul- sene fra petroleumsaktiviteten stopper opp. Slik Figur 2.20 Sysselsetting fra havnæringene i 2014 sett bidrar samspillet mellom leverandørnæringen og den tradisjonelle konkurranseutsatte fastland- Kilde: Menon Economics sindustrien til en bredere, mer robust og kunn- skapsrik næringsstruktur – i hele landet. Flere selskaper i leverandørindustrien betje- blant annet avanserte offshorefartøy. I Buskerud, ner andre næringer, blant annet industri, havbruk særlig rundt Kongsberg, finner vi ledende miljøer og vindkraft til havs. Dette er viktige tilleggsopp- innen subsea-teknologi, automasjon og dynamisk gaver, men olje- og gassvirksomhet vil også frem- posisjonering. Bergensregionen er senter for ved- over forbli det viktigste kjernemarkedet for de likehold av plattformer og subseautstyr, mens fleste leverandørbedriftene. Trondheim har et sterkt forsknings- og utdan- ningsmiljø. I takt med at aktiviteten til havs har beveget seg nordover, har det utviklet seg kompe- 2.2.4 Sikker og ren leting, utbygging og drift tansebaser innen en rekke ulike segmenter i de Forvaltningsansvaret for petroleumssektoren er nordligste fylkene, som engineering, konstruk- fordelt på flere departementer og direktorater. sjon og fabrikasjon, vedlikehold og modifikasjon, Ivaretakelse av helse, miljø og sikkerhet (HMS) sikkerhet og beredskap samt operasjonelle tjenes- har fra starten vært en sentral del av forvaltningen ter. av petroleumsvirksomheten. Arbeids- og sosialde- Utforskning og utvinning av olje- og gassres- partementet og Petroleumstilsynet har myndig- surser til havs krever solid kunnskap, avansert hetsansvaret for helse, arbeidsmiljø, sikkerhet og teknologi og hardt arbeid. Bjørnland, Thorsrud sikring i alle faser av virksomheten. Regjeringens og Torvik (2018)2 påpeker nettopp at ressursinn- ambisjon er at norsk petroleumsvirksomhet skal satsen i utforskning og utvinning av petroleum gir være verdensledende på HMS. Dette er en ambi- positive læringseffekter ikke bare mellom leveran- sjon som næringen stiller seg bak. Ansvaret for dørbedrifter, men også mellom bedrifter i petrole- sikkerhetsnivået ligger hos næringen selv. umsnæringen og andre deler av økonomien. Over tid har HMS-nivået i petroleumsvirksom- Petroleumsnæringen har over tid bidratt til en heten utviklet seg i en positiv retning, og myndig- kunnskapsbase som mange andre næringer har hetene og partene i næringen er enige om at sik- hatt nytte av. De viser at petroleumsnæringen har kerhetsnivået i næringen i Norge er høyt. Stor- bidratt til økt produktivitet og produksjon ikke ulykkeindikatoren var i 2017 på et lavt nivå. Samti- bare i tradisjonell konkurranseutsatt fastlandsøko- dig er petroleumsvirksomheten en industri med nomi, men også i skjermet sektor. et potensiale for storulykker, og de siste årene har Det er en rekke eksempler på at den kompe- det vært flere alvorlige ulykker og hendelser. tansen som de ulike deler av den norske petrole- Slike hendelser minner om at sikkerhet er fersk- vare. HMS-situasjonen i petroleumsvirksomheten 2 Bjørnland H., Thorsrud L.A. og Torvik R, 2018, «Dutch må derfor kontinuerlig stå høyt på dagsorden. For Disease Dynamics Reconsidered». Dette er i stor grad en en nærmere omtale av HMS-aspektene vises det videreutvikling av tidligere arbeider som eksempelvis Bjørnland og Thorsrud, 2013, «Boom or Gloom? Exami- til Meld. St. 12 (2017–2018) Helse, miljø og sik- ning the Dutch Disease in two-speed economies». kerhet i petroleumsvirksomheten. 2017–2018 Prop. 80 S 27 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Boks 2.2 Teknologioverføring fra petroleumsvirksomheten

Figur 2.21 Figur 2.22 Kilde: National Oilwell Varco (NOV) Kilde: Statoil, Øyvind Gravås

Seabox (nå National Oilwell Varco) har utviklet teknologi for Statoils første pilotanlegg for fullskala, flytende havvindmøl- rensing av sjøvann direkte på havbunnen i forbindelse med ler skal bruke overvåking- og kontrollsystemer fra olje- og oljeutvinning. Denne teknologien kan også brukes for å pro- gassnæringen. Origo Solutions har opparbeidet seg en sterk dusere drikkevann. Løsningen har blitt presentert for land i kompetanse på slik systemteknologi som brukes i fastland- Midtøsten som ser at dette ville kunne gi dem store fordeler sindustrien men som også kan anvendes innenfor markedet i produksjon av drikkevann. Seabox skal bygges og testes på for fornybar energi, slik som dette pilotanlegget. Hamek i Harstad.

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 med sentrale leverandører innen havbruksnæringen og offsho- reindustrien. Konseptet testes ut utenfor Trøndelag. Figur 2.23 Kilde: Shutterstock

Forskningsmiljøer i Stavanger (SUS, UiS og IRIS) utvikler datamodeller som simulerer strømning av olje og vann i re- servoarbergarter til å oppdage trange blodårer rundt hjertet. Dette vil kunne erstatte dagens røntgenundersøkelser av hjertets kransårer med kateter ved utredninger av om pasi- enter trenger bypass eller blokking. 28 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Figur 2.25 Holdningsarbeid er viktig for å oppnå en trygg arbeidsplass Kilde: Statoil, Kværner, Øyvind Sætre

Petroleumsvirksomhet kan påvirke det marine jøovervåking bidrar til at effektene av utslippene miljøet negativt gjennom utslipp av utboret stein- holdes under oppsikt. masse, tilsatte kjemikalier, olje eller andre natur- Det er en risiko for akuttutslipp (uhellsutslipp) lige komponenter til sjø, samt fysisk påvirkning på av olje ved petroleumsvirksomhet. Det har vært få havbunnen. Seismiske undersøkelser kan påvirke større utslipp av råolje på norsk sokkel, og det har fisk og marine pattedyr. Petroleumsvirksomheten ikke vært uhellsutslipp av olje på norsk sokkel er også forbundet med en risiko for akutt foru- som har nådd kysten i løpet av de mer enn 50 rensning. årene med aktivitet. Det er ikke påvist skade på Hensynet til det ytre miljø og andre næringer havmiljøet som følge av de akuttutslipp som har har fra starten vært en integrert del av forvaltnin- skjedd i perioden. Oljeverntiltak vil redusere kon- gen av aktiviteten på sokkelen. Dette gjelder i alle sekvensene av eventuelle større, akutte oljeut- faser av virksomheten – fra åpning av nye områ- slipp. Det stilles derfor krav til oljevernberedskap der, via tildelinger av utvinningstillatelser og til overfor rettighetshaverne. I områder med natur- gjennomføring av leting, utbygging, drift og verdier som deler av året er særlig sårbare for avslutningen av et felt. oljeutslipp er det også, som et føre-var-tiltak, eta- Myndighetsansvaret for ytre miljø ligger hos blert tidsbegrensninger for leteboring i oljefø- Klima- og miljødepartementet og Miljødirektora- rende lag i slike perioder. tet. Gjennom HMS-forskriftene og tillatelser etter Petroleumsvirksomheten er underlagt streng forurensningsloven setter myndighetene rammer virkemiddelbruk for å begrense utslippene til luft for utslippene fra virksomheten. Det stilles fra produksjonsaktiviteten, vesentlig strengere strenge krav til at operatørene bruker kjemikalier enn i andre petroleumsproduserende land. At vir- som inneholder minst mulig miljøfarlig stoff, at kemiddelbruken fungerer fremgår av tall som rap- utslippene er så lave som mulig og at operatørene porteres inn til IOGP (International Association of utvikler ny teknologi. Dette har ført til at mange Oil & Gas Producers). Disse tallene viser at nor- av utslippene er mye lavere enn før. Pålagt mil- ske utslipp er vesentlig lavere per produsert enhet 2017–2018 Prop. 80 S 29 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

1,2 0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 Norge 1,0 Storbritannia 0,8 Canada - Québec USA - California 0,6 Kina - Beijing oljeekvivalent 3 0,4 Nederland Kina -Tianjin 0,2 Kina - Hubei 0,0 Kina - Guangdong Kg per Sm CO2 NOx CH4 nmVOC SO2 Kina - Shanghai (div. m. 100) 24 andre land Norsk sokkel 2016 Internasjonalt gjennomsnitt for oljeproduserende land 2016 Figur 2.27 Pris på klimagassutslipp i ulike Figur 2.26 Utslipp til luft på norsk sokkel petroleumsprovinser, kroner per tonn sammenlignet med internasjonalt gjennomsnitt CO2-ekvivalenter, i 2016 Kilde: KPMG Kilder: International Association of Oil and Gas Producers (IOGP), Epim Environmental Hub (EEH) og Norsk olje og gass latt å brenne gass over fakkel (fakling) utover i enn gjennomsnittet for oljeproduserende land, jf. sikkerhetsøyemed. Det har i tiår vært stor opp- figur 2.26. Utslippene varierer mellom ulike felt, merksomhet mot å unngå lekkasjer og andre både i Norge og internasjonalt. utslipp av metan. Det er etablert et effektivt trans- Hovedvirkemidlene i klimapolitikken på norsk portsystem for naturgass som gjør at transporten sokkel er økonomiske. Allerede i 1991 ble det inn- skjer med lave utslipp. Det stilles strenge klima- ført en CO2-avgift på norsk sokkel. Virksomheten krav til produksjonsfasen på felt på norsk sokkel har i dag kvoteplikt under det europeiske kvote- også gjennom et krav til bruk av beste tilgjenge- systemet for klimagasser (ETS) i tillegg til CO2- lige teknologi ved nye utbygginger. I tillegg er det avgift. Avgiftssatsen er høy og kommer på toppen krav om at kraft fra land utredes for nye utbyggin- av kvoteplikten. Sammen gir disse økonomiske vir- ger og ved store ombygginger av eksisterende kemidlene oljeselskapene kontinuerlig en økono- felt. På sokkelen er det to fullskalaanlegg for misk egeninteresse av å gjennomføre alle utslipps- utskilling og deponering av CO2 som kommer opp reduserende tiltak som har et rimelig kostnads- fra reservoaret. Disse er knyttet til Sleipner- og nivå. Den samlede utslippskostnaden for norsk Snøhvit-feltene. Enova har ordninger som støtter sokkel er nå over 500 kroner per tonn CO2. Dette pilotering og demonstrasjon av nye energi- og kli- er vesentlig høyere enn for annen industri. mateknologier, også i petroleumssektoren. I til- Kostnaden (kvoter og avgifter) for oljeselska- legg er arbeidet med å få etablert et nytt senter for pene ved klimagassutslipp på norsk sokkel er mye lavutslippsteknologi i gang. Disse tiltakene bidrar høyere enn i andre produsentland, jf figur 2.27. til oppmerksomhet mot mer langsiktige løsninger Siden norske utslipp per produsert enhet er og teknologigjennombrudd, og er en viktig del av vesentlig lavere enn gjennomsnittet for andre land virkemiddellapparatet. vil globale utslipp fra produksjonsleddet øke hvis Dette er smart virkemiddelbruk og det virker. norsk petroleumsproduksjon erstattes med pro- Prisingen av utslipp har gitt store resultater i form duksjon fra disse landene. I tillegg er CO2-utslipp av reduserte utslipp fra norsk sokkel, anslått til fra norsk petroleumsvirksomhet omfattet av det fem mill. tonn CO2-ekvivalenter årlig i KonKraft- europeiske kvotesystemet, slik at utslipperne rapporten «Petroleumsnæringen og klimaspørs- betaler for utslippene sine og det medfører færre mål» fra 2009. Etter dette er ytterligere tiltak gjen- kvoter tilgjengelig andre steder i Europa. I et slikt nomført. Næringen la i 2016 frem et klimaveikart kvotesystem kan utslippene reduseres kun gjen- med ambisiøse mål om lavere utslipp samtidig nom å redusere kvotemengden tilgjengelig i mar- som man oppnår en positiv produksjonsutvikling kedet. Svært lite av verdens øvrige petroleums- på norsk sokkel. produksjon er omfattet av tilsvarende ordninger. Norsk petroleumspolitikk og norsk klimapoli- Sentrale elementer i den etablerte oljepolitik- tikk bygger på prinsippet fra det FN-ledede klima- ken bidrar til at det er lave utslipp fra produksjo- samarbeidet om at hvert land er ansvarlig for nen på norsk sokkel. Av ressursforvaltningsmes- utslipp fra sitt territorium og sin økonomiske sige hensyn har det helt fra 70-tallet ikke vært til- sone. Norge er derimot ikke ansvarlig for utslipp 30 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten utenfor eget territorium. Det innebærer at for- Da norsk leverandørindustri er internasjonalt bruk i utlandet av petroleum som er produsert i konkurransedyktig gir prosjekter på norsk sokkel Norge ikke er noe norske myndigheter er forplik- erfaringsmessig betydelig aktivitet og sysselset- tet til å ta ansvar for. Fra en rent praktisk side er ting på fastlandet. For eksempel er 70 pst. av kon- det ikke mulig for et land å ta formelt ansvar for traktene for Johan Sverdrup første byggetrinn til- utslipp i et annet lands territorium, da land ikke delt leverandører med norsk fakturaadresse. har kontroll på virkemidler (legale, økonomiske Disse bedriftene er lokalisert på mange ulike ste- eller andre) i et annet land. Gjennom sin klimapo- der i Norge, jf. figur 2.29. litikk ønsker norske myndigheter likevel å stimu- De ti utbyggingene som det ble levert utbyg- lere til mindre utslipp også i andre land, og fører gingsplan for i 2017 er i utbyggingsfasen anslått å derfor en aktiv politikk som går langt utover det gi grunnlag for nesten 110 000 årsverk i Norge Norge er folkerettslig forpliktet til å gjøre. fordelt over flere år. Oppdrag knyttet til disse utbyggingene er viktig for mange bedrifter rundt i landet, herunder i de delene av landet som ble 2.2.5 Eksisterende felt og nye utbygginger hardest rammet etter oljeprisfallet i 2014. Opp- Ved årsskiftet 2017/2018 var det 85 produserende drag knyttet til disse ti nye utbyggingene kommer felt på norsk sokkel, 66 i Nordsjøen, 17 i Norske- i tillegg til oppdrag knyttet til allerede pågående havet og to i Barentshavet. Dette er lønnsomme utbygginger, samt ytterligere investeringer og til- felt som bidrar med inntekter både til selskapene tak på eksisterende felt. og til staten. Produksjonen er robust også mot For å opprettholde verdiskapingen fra norsk perioder med relativt sett lave priser på olje og sokkel, er det viktig å kontinuerlig identifisere og gass. Aktivitetsnivået på norsk sokkel er høyt modne frem prosjekter for å videreutvikle felt. både i absolutte tall og i historisk perspektiv selv Effektiviseringen og nyskapingen som har funnet om investeringene er vesentlig lavere enn i 2013 sted de siste årene gir grunnlag for flere lønn- og 2014. Det ble investert 122 mrd. kroner på somme prosjekter og dermed god ressursforvalt- norsk sokkel i 2017. ning og høy verdiskaping. Prosjektene som nå Ressurstilveksten fra nye funn har de siste vedtas, forventes å gi solid verdiskaping og vil årene vært lav. Dersom det ikke blir gjort nye, være robuste ved oljepriser vesentlig under større funn vil, investeringsaktiviteten bli redu- dagens nivå. sert på mellomlang sikt i mangel av nye, større Det arbeides med mange prosjekter på eksis- utbygginger. Tilsvarende vil det være viktig med terende felt som gir betydelig reservetilvekst. I modning av nye prosjekter og tiltak for effektiv ressursregnskapet for 2017 inngår 284 prosjekter drift og økt utvinning på felt i drift for å opprett- for økt olje- og/eller gassproduksjon og forlenget holde aktivitetsnivå, verdiskaping og sysselsettin- levetid på eksisterende felt. Dette utgjør til gen over tid. sammen 935 mill. Sm3 o.e. I 2016 ble fem planer for utbygging og drift Det er forventet investeringsbeslutning på (PUD) levert inn til myndighetene: Byrding, Dva- flere nye utbyggingsprosjekter også i 2018 og lin, Oda, Trestakk og Utgard. Alle er godkjent og 2019. De tre største prosjektene i 2018 – Nova, enten satt i produksjon (Byrding) eller er under Johan Sverdrup byggetrinn to og Troll fase tre – utbygging. Det er totalt åtte pågående utbygginger har alene et samlet investeringsanslag på om lag der utbyggingsplan ble levert før 2017, jf. figur 2.28. 70 mrd. kroner. Samlede investeringer for disse prosjektene er Det er også flere andre utbyggingsprosjekter anslått til om lag 214 mrd. kroner i faste 2017-priser. som selskapene arbeider med, og hvor det kan bli Det ble også fattet investeringsbeslutning på levert utbyggingsplan i 2018/2019. Det inkluderer: en rekke nye utbyggingsprosjekter i 2017. Ti pro- Luno II, Mikkel Sør, Smørbukk Nord, Trell og sjekter leverte PUD, med en forventet samlet Trine, Garantiana, Fogelberg og Tor. Rettighetsha- investering på over 120 mrd. kroner i faste 2017- verne i området mellom Alvheim og Oseberg priser: Johan Castberg, Ærfugl, Bauge, Njord (North of Alvheim og Krafla/Askja – Noaka) jobber videreutvikling, Fenja, Snorre videreutvikling, med å modne frem et robust utbyggingskonsept for Skogul, Yme, Ekofisk 2/4 Victor Charlie og Val- området. Det arbeides også videre med prosjekter hall flanke vest. Disse utbyggingsprosjektene er som Alta/Gohta og Wisting i Barentshavet. store, lønnsomme industriprosjekter i milliard- Petroleumsnæringen er internasjonal og påvir- klassen som en ikke finner i andre deler av norsk kes derfor direkte av internasjonale kostnads- og næringsliv. kapasitetsforhold som f.eks. endringer i verdens- markedspriser på innsatsfaktorer som stål. Disse 2017–2018 Prop. 80 S 31 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Planer for utbygging og drift (PUD) levert i 2017 Pågående utbygginger, Johan Castberg Statoil PUD levert før 2017 Aasta Hansteen Statoil Ærfugl Aker BP

Bauge Statoil Dvalin DEA Norge

Njord (Njord future) Statoil Trestakk Statoil

Fenja VNG Martin Linge Statoil

Snorre (SEP) Statoil Oseberg (Vestflanke) Statoil

Skogul Aker BP Johan Sverdrup Statoil

Yme (New development) Repsol Utgard Statoil

Ekofisk Sør (2/4 VC) Oda Spirit Energy Norge ConocoPhillips Valhall (flanke vest) Aker BP

Figur 2.28 Felt under utbygging på norsk sokkel Kilde: Olje- og energidepartementet kostnadene er redusert de siste årene. Det kom i produksjon før 2013 og som fortsatt produ- samme er driftskostnadene. En viktig grunn til at serte i 2016, viser at den samlede driftskostnaden de nye investeringsbeslutningene er de tiltak falt fra 54 til 40 mrd. kroner fra 2014 til 2016. Dette petroleumsnæringen selv har satt i verk de siste utgjør en reduksjon på om lag 26 pst. årene for å redusere kostnadsnivået på norsk sok- I driftsfasen er det flere forhold som påvirker kel. Forenkling og forbedringsarbeid har medført hvor lønnsomt et utbyggingsprosjekt viser seg å endrede arbeidsprosesser internt og mellom ope- bli til slutt. Dette er forhold som oljepris, drifts- ratør og leverandører. Tiltakene har gitt resultater kostnader i løpet av produksjonsperioden og hvor og vises både i form av lavere investeringskostna- mye ressurser som blir realisert før nedsteng- der for nye prosjekter, reduserte kostnader på ning. På de fleste felt på norsk sokkel har utvinn- utvinningsbrønner på felt i drift og i reduserte bare reserver økt i produksjonsfasen. Dermed for- drifts- og letekostnader. lenges også levetiden. For felt i drift har gjennom- Oljedirektoratet sammenlignet i sin res- snittlig levetid økt med 12 år sammenlignet med sursrapport for 2017 operatørselskapenes anslag forventningen i PUD. for investeringskostnader i syv ulike utbyggings- Det er viktig at rettighetshaverne tar beslut- prosjekter3. Analysen viste stor reduksjon i pro- ninger som er i tråd med god ressursforvaltning. sjektenes balansepriser, for enkelte mer enn en Kostnadsreduserende tiltak gir ikke bare bedre halvering. For de sju prosjektene som er under- lønnsomhet på kort sikt, men understøtter også søkt i ODs ressursrapport er balanseprisen redu- langsiktig verdiskaping. Når forekomster skal sert til under 40 US dollar per fat oljeekvivalenter, bygges ut, er det viktig både at alle relevante alter- for noen under 30. Denne reduksjonen i investe- nativer blir utredet slik at det velges løsninger ringskostnader gjør nye utbygginger mer robuste som har fleksibilitet til å ivareta fremtidige mulig- også mot perioder med lavere olje- og gasspriser. heter, og at prosjektene er kvalitetssikret slik at Driftskostnadene er også redusert de siste rettighetshaverne har en robust gjennomførings- årene. En beregning basert på de 67 feltene som plan. Selv om det finnes noen unntak, ender de fleste prosjektene på norsk sokkel opp med utbyg- 3 Johan Sverdrup byggetrinn II, Johan Castberg, Utgard, gingskostnader innenfor usikkerhetsspennet som Oda, Trestakk, Dvalin og Bauge. er angitt i utbyggingsplanen. 32 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Boks 2.3 Feltutbygginger som leverte plan for utbygging og drift i 2017 Johan Castberg-feltet i Barentshavet ble påvist i norsk sokkel. Prosjektet innebærer en omfat- 2011 og planlegges utbygd med et flytende pro- tende havbunnsutbygging med seks nye hav- duksjons- og lagerskip. Statoil er operatør. Dette bunnsrammer koblet opp mot Snorre A som er er den største av utbyggingene som ble beslut- beregnet å øke utvinningen på Snorre-feltet med tet i 2017. Utbyggingen av Castberg-feltet er 31 mill. Sm3 olje. Planlagt produksjonsstart er i grundig beskrevet i proposisjonens del 3. 2021. Investeringene er anslått til 19,3 mrd. kro- Ærfugl er et gass- og kondensatfelt påvist i ner. Statoil er operatør. 2000 vest for Skarv-feltet i Norskehavet. Ærfugl Skogul er et mindre oljefelt i midtre del av skal knyttes opp til Skarv. Feltet skal etter pla- Nordsjøen. Utvinnbare reserver er 1,5 mill. Sm3 nen starte produksjon i 2020 og utvinnbare olje og feltet vil knyttes opp til produksjonsski- reserver er 44 mill. standardkubikkmeter (Sm3) pet på Alvheim-feltet. Investeringene er anslått oljeekvivalenter (o.e.) Ærfugl er ventet å produ- til 1,5 mrd. kroner. Forventet produksjonsstart sere i 15 år og samtidig forlenge levetiden og er i 2020. Aker BP er operatør. PUD for Skogul øke de utvinnbare reservene på Skarv. Investe- er godkjent. ringene er anslått til 8,5 mrd. kroner1. Aker BP Yme-feltet i Nordsjøen skal gjenutbygges er operatør for feltet. PUD for Ærfugl er god- med en oppjekkbar innretning med bore- ogpro- kjent. sessanlegg. Utvinnbare reserver er drøyt ti mill. Njord videreutvikling er et oppgraderings- Sm3 o.e, og investeringene er anslått til 8,2 mrd. og utviklingsprosjekt i Norskehavet. Njord-inn- kroner. Forventet produksjonsstart er i 2020. retningene skal oppgraderes for å kunne produ- Repsol er operatør. PUD for Yme er godkjent. sere fram mot 2040, samt gi mulighet for effek- Ekofisk 2/4 Victor Charlie er et økt utvin- tiv utbygging av Bauge og Fenja (se under). ningsprosjekt i Nordsjøen som innebærer en ny Gjenværende utvinnbare reserver i Njord-feltet havbunnsramme for vanninjeksjon og boring og (inkludert tilknyttede Hyme) er 28 mill. Sm3 o.e. komplettering av fire nye injeksjonsbrønner. Investeringene er anslått til 15,1 mrd. kroner2. Prosjektet skal øke utvinningen fra Ekofisk med Produksjonsstart er planlagt til 4. kvartal 2020. 2,7 mill. Sm3 o.e. Investeringene er anslått til 2,3 Statoil er operatør. PUD for Njord videreutvik- mrd. kroner. Forventet produksjonsstart er mot ling er godkjent. slutten av 2018. ConocoPhillips er operatør. Bauge er et oljefelt i Norskehavet, som vil bli PUD er godkjent. bygget ut med en havbunnsinnretning knyttet til Valhall flanke vest er et utbyggingsprosjekt i Njord-plattformen. Utvinnbare reserver er drøyt Nordsjøen som innebærer utplassering av en 11 mill. Sm3 o.e., og investeringene er anslått til ubemannet brønnhodeplattform som skal styres 3,8 mrd. kroner2. Produksjonsstart er planlagt fra feltsenteret på Valhall. Den nye innretningen til 4. kvartal 2020. Statoil er operatør. PUD for vil ha kapasitet for fremtidige brønner. Utbyg- Bauge er godkjent. gingen skal øke utvinnbare reserver med snaut Fenja er et oljefelt i Norskehavet, som vil bli ti mill. Sm3 o.e. Investeringene er anslått til 5,5 bygget ut med en havbunnsinnretning knyttet til mrd. kroner. Produksjonsstart er ventet i 2019. Njord-plattformen. Utvinnbare reserver er 15 Aker BP er operatør. PUD for Valhall flanke vest mill. Sm3 o.e., og investeringene er anslått til er godkjent. 10,2 mrd. kroner. Planlagt produksjonsstart er i 1 2021. VNG Norge er operatør. PUD for Fenja er Alle investeringsbeløp i denne boksen er angitt i faste 2017-priser. godkjent. 2 Det siste oppdaterte investeringsanslaget for utbyggin- Snorre videreutvikling i Nordsjøen er et av gen, jf. Prop. 1 S (2017–2018) for Olje- og energidepart- de største prosjektene for økt oljeutvinning på mentet. 2017–2018 Prop. 80 S 33 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

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

Mange felt på norsk sokkel har etter hvert ger og andre anlegg brukes oftere og oftere av et infrastruktur med ledig kapasitet, det være seg i større antall felt. Denne integrasjonen av felt ska- prosessanlegg på plattformer og produksjonsskip, per først og fremst nye muligheter for god res- i rørledninger eller på landanlegg/terminaler. sursforvaltning, men medfører også enkelte nye Denne ledige kapasiteten kan benyttes ved utbyg- utfordringer. Det gir utnyttelse av storskalaforde- ging av nye felt. Innfasing til eksisterende infra- ler, men betyr også mer kompliserte og avhen- struktur er i mange tilfeller en kostnadseffektiv, gige kjeder i produksjonen. og eneste økonomisk lønnsomme, måte å bygge For å sikre effektiv bruk av infrastruktur på ut småfelt på. De senere årene finnes det mange norsk sokkel, regulerer myndighetene adgang og eksempler på utbygginger som knytter seg til vilkår for bruk. For å gi gode insentiver til leting, eksisterende felt, blant annet Maria, Trestakk, utbygging og økt utvinning er et viktig prinsipp at Dvalin, Byrding, Oda og Utgard. fortjenesten skal tas ut på felt og ikke i infrastruk- Innfasing av mindre felt til eksisterende feltin- turen. Den eksisterende infrastrukturen på norsk frastruktur bidrar ofte til forlenget levetid for sokkel er et konkurransefortrinn og gir oss mulig- eksisterende felt og infrastruktur. Derigjennom heten til å utvinne også mindre petroleumsfore- muliggjøres økt utvinning og høyere verdiskaping komster på en kostnadseffektiv måte. Myndighe- også fra vertsfeltet. En forlengelse av levetiden til tene bidrar til å sikre tilgang til infrastrukturen på infrastrukturen gir også insentiver til ytterligere rimelige vilkår gjennom forskrift om andres bruk feltnær leting fordi flere funn kan produseres av innretninger (TPA-forskriften) og reguleringen mens infrastrukturen er på plass og i drift. av gasstransportsystemet. TPA-forskriften er Eksisterende felt og infrastruktur på norsk basert på at eier og bruker av en innretning for- sokkel blir gjennom slike utbyggingsløsninger handler frem vilkår for bruk. stadig mer sammenvevd. Både rør, feltinnretnin- 34 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Boks 2.4 Økt produksjon på Norne Norne er et eksempel på et felt som både har På utbyggingstidspunktet var forventet levetid økt sine egne reserver og som har faset inn for Norne 2012. I dag, avhengig av hvilke pro- mange nye funn over tid. PUD for Norne ble sjekter som besluttes fremover, forventes pro- godkjent i 1995. Planen var kun for utvinning av duksjon over Norne forbi 2025. olje, mens mulighetene for å produsere gass var Utbyggingen av Norne var svært lønnsom avhengig av nye rør ut fra Norskehavet. Produk- og tilbakebetalt allerede i løpet av det fjerde pro- sjon av olje startet i 1997, mens gasseksport duksjonsåret. Videreutviklingen av Norne har startet i 2001 med en egen rørledning til Åsgard bidratt til at feltet har gitt langt høyere verdiska- for videre transport til Europa via Kårstø. ping enn antatt på utbyggingstidspunktet. For- Siden produksjonen fra Norne-feltet avtok på ventet kontantstrøm på PUD-tidspunktet hadde 2000-tallet, har feltene Urd, Alve, Marulk og en total nåverdi, med en kalkulasjonsrente på 7 Skuld blitt faset inn til Norne-innretningen. I dag pst. reelt, på om lag 32 mrd. kroner. Den fak- produseres det større volumer fra satellittene tiske kontantstrømmen har gitt en foreløpig enn fra vertsfeltet, jf. figur 2.30. Hittil er totalt nåverdi på 83 mrd. kroner. Om verdier fra tred- sett om lag 80 pst. av produksjonen kommet fra jepartsfelt inkluderes, har Norne bidratt til et Norne. De siste årene har imidlertid om lag 80 overskudd målt ved nåverdi på om lag 92 mrd. pst. kommet fra tilknyttede felt. Det arbeides kroner. Disse tallene er i faste 2017-kroner. også med å bygge ut ytterligere funn i området.

14,00

12,00

10,00

8,00

6,00 oljeekvivalenter per år 3 4,00

2,00 Millioner Sm 0,00 1997 2001 2005 2009 2013 2017 2021 2025

Norne-PUD Norne Tilknyttede felt og funn Prognose totalt

Figur 2.30 Produksjon fra Norne og tilknyttede felt Figuren viser kun produksjonsprognose frem til 2025, men det er forventet produksjon også utover 2025 Kilde: Oljedirektoratet

den langsiktige verdiskapingen fra norsk sokkel. 2.2.6 Leteaktivitet og pågående For å nå hovedmålet i petroleumspolitikken, er konsesjonsrunder det derfor viktig å holde et forutsigbart og høyt Store deler av produksjonen fram i tid vil komme tempo i tildeling av leteareal. fra funn som ennå ikke er påvist. En nødvendig Leting er en kompleks og dynamisk virksom- forutsetning for å opprettholde produksjonsni- het. Teknologien videreutvikles, forståelsen for vået over tid er at det gjøres lønnsomme funn områdene øker og nye ideer skapes. En jevn lete- regelmessig. Jevn tilførsel av prospektivt leteareal aktivitet i oljeselskapene gir best grunnlag for å er viktig for å opprettholde både leteaktiviteten og 2017–2018 Prop. 80 S 35 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten utnytte og bygge den undergrunnskompetansen kjente leteområdene pågår 24. konsesjonsrunde. som er avgjørende for en effektiv leting. Ved søknadsfristens utløp 30. november 2017 Åpnede områder for petroleumsvirksomhet på søkte 11 selskaper om areal. Tildeling av nye norsk sokkel omfatter areal i Nordsjøen, Norske- utvinningstillatelser i runden er planlagt medio havet og sørlig del av Barentshavet, jf. figur 2.31. I 2018. de åpnede områdene forventes det fortsatt å være Leteaktiviteten har holdt seg på et godt nivå de uoppdagede ressurser som kan gi grunnlag for siste to år på tross av fallet i oljeprisen. I 2017 ble aktivitet i mange år fremover. Samtidig er en bety- det boret 17 letebrønner i Barentshavet, fem i delig del av potensialet, og i enda større grad opp- Norskehavet og 12 i Nordsjøen. Det ble gjort 11 siden i ressursestimatet, knyttet til områder som i nye funn, fordelt på seks i Barentshavet, tre i Nor- dag ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. skehavet og to i Nordsjøen. Ressurstilveksten er i Det er to likestilte konsesjonsrunder på norsk størrelsesorden 13–36 mill. Sm3 olje/kondensat sokkel. Tildeling i forhåndsdefinerte områder og 11,4–23,2 mrd. Sm3 utvinnbar gass. Dette er (TFO) skjer årlig i de best kjente leteområdene på mindre enn forventet. norsk sokkel. Disse rundene omfatter størstede- Det forventes at antall letebrønner i 2018 øker len av åpnet areal på norsk sokkel. I tillegg gjen- noe sammenlignet med 2017. Det planlegges flest nomføres nummererte konsesjonsrunder i de letebrønner i Nordsjøen. Det endelige tallet på mindre kjente leteområdene. I nummererte kon- letebrønner kan variere, siden forsinkelser på en sesjonsrunder inviteres selskapene til å nominere brønn vil påvirke oppstarten av de andre brøn- areal som de ønsker skal inngå i utlysningen. nene riggen skal bore. TFO-rundene på sin side omfatter et fast areal Høyest mulig verdiskaping gjennom god res- som utvides når kunnskapen om geologien i letea- sursforvaltning er en overordnet målsetting i realet øker. For disse områdene er det derfor ikke petroleumspolitikken. Oljedirektoratet har gjort behov for en nominasjonsprosess. en studie av verdiskapingen på leteaktiviteten i I fjorårets konsesjonsrunde i de best kjente perioden 2008–2017. Studien viser at letevirksom- leteområdene, TFO2017, ble 34 selskaper tilbudt heten i perioden har tilført samfunnet betydelige andeler i 75 utvinningstillatelser. Et forslag til verdier. Forventede fremtidige salgsinntekter for utlysning av årets runde i disse områdene, olje og gass fra funnene er anslått å bli om lag 960 TFO2018, har vært på høring. For areal i de minst mrd. kroner høyere enn forventede utbyggings- og driftskostnader, jf figur 2.32. Nåverdien av lete- kostnadene på norsk sokkel i samme periode var om lag 400 mrd. kroner. Inkluderes letekostna- dene i beregningen, er beregnet nåverdi fra leting i perioden om lag 560 mrd. kroner. Dette viser at leteaktiviteten de siste ti årene har vært lønnsom. Konklusjonen gjelder for alle havområdene på sokkelen. I ODs lønnsomhetsanalyse er det verdiele- menter som ikke er forsøkt tallfestet. Det gjelder

2000 - 790 mrd. nåverdi utbyggings- og 1500 driftskostnader

1000 - 400 mrd. nåverdi 1750 letekostnader

500 960 560

0 Nåverdi, 7 pst. reelt, 2017-kroner Nåverdi Dagens netto Netto nåverdi inkludert bruttoinntekt nåverdi alle kostnader

Figur 2.31 Arealstatus norsk sokkel Figur 2.32 Verdiskaping fra leting 2008–2017 Kilde: Oljedirektoratet Kilde: Oljedirektoratet 36 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

blant annet geologisk informasjonsverdi utover 16 den enkelte brønn og økt verdi fra allerede påviste 14 og fremtidige funn gjennom felles utbygging/pro- 12 duksjon. Disse verdiene utgjør en oppside og kan 10 være betydelige. 8 6 4

2.2.7 Oljeselskaper som både kan og vil 2 Antall selskap 0 Myndighetene styrer petroleumsvirksomheten 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 gjennom overordnede rammer. I den norske Store selskap Mellomstore selskap Små selskap modellen benyttes oljeselskapene til å skape ver- Europeiske gass-/kraftselskap dier for fellesskapet. Oljeselskapene blir rettighetshavere i utvin- Figur 2.33 Utvikling i aktørbildet over tid ningstillatelser, noe som medfører plikter og ret- Kilde: Oljedirektoratet tigheter. De har ansvar for å planlegge og gjen- nomføre aktivitet i alle faser av petroleumsvirk- Oljeselskapene kan velge å drive på norsk sok- somheten i en utvinningstillatelse fra leting til kel eller i andre oljeprovinser globalt. I tillegg til eventuell utbygging, drift og nedstenging. Dette forventet lønnsomhet, tilgang til areal og geo- er en fornuftig og god rollefordeling da det er olje- logisk potensiale i ressursbasen, vil også andre selskapene som til enhver tid sitter på best og opp- faktorer kunne ha betydning for et oljeselskaps datert informasjon om geologi, reservoar, og tek- investeringsvalg. Det kan være forhold som: nologi og løsninger for effektiv og sikker leting, – Effektive, stabile og forutsigbare rammer for utbygging og drift. virksomheten; et stabilt og effektivt skatte- For at denne ressursforvaltningsmodellen skal system som legger til rette for utnyttelse av alle fungere, er det viktig at oljeselskapene i størst samfunnsøkonomiske ressurser, god tilgang til mulig grad har egeninteresse av å ta de beslutnin- lovende leteareal og kostnadseffektiv tilgang til ger som er best for staten som ressurseier. Dette infrastruktur for nye utbygginger har føringer på hele reguleringen av næringen, – Lave inngangsbarrierer i form av ikke-diskri- inklusive utformingen av skatte- og avgiftssys- minerende tildelingskriterier, gratis tilgang til temet og øvrig regulering. Det er også avgjørende sokkeldata og et mer utviklet annenhåndsmar- at rettighetshaverne både har kompetanse og vilje ked for andeler til å gjennomføre alle lønnsomme tiltak på en – Kompetansen både hos lokale leverandør- og effektiv og sikker måte. Et mangfold av oljeselska- servicebedrifter og i næringskjeden generelt. per med ulike forretningsmessig strategi legger – En rasjonell oppfølging av regelverket, samt best til rette for at flest mulig av de forretningsmu- godt tillitsbasert samarbeid mellom selskaper, lighetene som er på norsk sokkel utnyttes. deres ansatte og myndigheter, noe som bidrar Den norske modellen er utformet slik at sel- til redusert risiko skapene skal konkurrere når det er bra for res- sursforvaltningen og samarbeide når det er opti- Antall aktører på norsk sokkel har økt fra midten malt. Konkurranse bidrar til å skape innovative av 2000-tallet, blant annet som følge av politikk- løsninger og fremmer effektivitet, mens samar- endringer for å skape et større mangfold. De beid blant annet bidrar til erfaringsoverføring og senere årene har mangfoldet også gjort seg gjel- kvalitetskontroll og gir de beste utbyggings- og dende for operatørskap for felt, jf. figur 2.33. I transportløsningene på sokkelen som helhet. løpet av de siste årene har selskaper som Aker BP, Utvinningstillatelser blir som hovedregel til- DEA, Eni, Lundin, Spirit og Wintershall blitt ope- delt en gruppe oljeselskaper. Beslutninger i utvin- ratør for feltutbygginger. ningstillatelsen tas i henhold til stemmeregler Nye aktører har bidratt til en rekke funn og fel- fastsatt av departementet. Arbeidet i utvinningstil- tutbygginger på norsk sokkel. Det er i dag 43 sel- latelsen organiseres i henhold til en standard sam- skap aktive på norsk sokkel. På grunn av restruk- arbeidsavtale. En av rettighetshaverne utpekes av tureringene i næringen de siste årene, er antallet departementet til operatør og har som oppgave på selskaper færre enn for noen år tilbake. Det har vegne av rettighetshavergruppen, å stå for plan- vært en rekke sammenslåinger og oppkjøp knyt- legging og gjennomføring av aktiviteten under tet til selskaper med hovedaktivitet innen leting. den enkelte tillatelse. Øvrige rettighetshavere har Selskaper eid av europeiske energiselskaper har et påse-ansvar overfor operatøren. 2017–2018 Prop. 80 S 37 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten blitt solgt som del av disse konsernenes restruk- rette for at norsk petroleumsindustri fortsatt skal turering. Når det gjelder de største oljeselska- være ledende innen helse, miljø og sikkerhet, jf. pene, har noen, som BP og ExxonMobil, valgt å Meld. St. 12 (2017–2018) Helse, miljø og sikker- ikke lenger være operatør for gamle, norske felt. het i petroleumsvirksomheten. Rollen som petro- Samtidig har andre større selskaper vært aktive i leumsprodusent skal også fremover forenes med de siste konsesjonsrundene på norsk sokkel. Sta- ambisjonen om å være verdensledende i miljø- og toil spiller en viktig rolle på norsk sokkel, og et klimapolitikken. Regjeringen vil videreføre kvote- fortsatt aktivt og effektivt Statoil er viktig for god plikt og CO2-avgift som hovedvirkemidler i ressursforvaltning på norsk sokkel. klimapolitikken på norsk sokkel, og samtidig opp- Flere selskaper har som del av denne proses- rettholde strenge miljøkrav til norsk oljeproduk- sen kommet styrket ut. Det gjelder mellomstore sjon. selskaper som satser aktivt på norsk sokkel, her- Det er flere mulige utviklingsbaner for norsk under AkerBP, DEA, Ineos, Lundin, Neptune, sokkel, avhengig av blant annet prisutviklingen OMV, Point, Repsol, Spirit og Wintershall. Dette for olje og gass, kostnadsnivået på norsk sokkel, er en type selskaper som blir viktige for en positiv teknologi og geologi. Utviklingen er også avhen- videreutvikling av norsk sokkel. Gjennom en fort- gig av en målrettet petroleumspolitikk for å maksi- satt kombinasjon av erfarne og aktive store og mere verdiskapingen fra virksomheten. mellomstore selskaper, mer rendyrkede letesel- I St.meld. nr. 38 (2001–2002) som ble lagt frem skaper og nyetableringer innen både leting og av Bondevik II-regjeringen i juni 2002, ble det produksjon, legges det til rette for å nå målene i trukket opp to utviklingsbaner for olje- og gass- petroleumspolitikken. produksjonen fra norsk sokkel. Det ble trukket opp en forventningsbane, basert på en petroleumspolitikk der en fortsatt la til rette for lønnsom pro- 2.3 Regjeringens petroleumspolitikk duksjon av olje- og gassressursene i et langsiktig perspektiv, og en «forvitringsbane», der en bare Norges petroleumsressurser er det norske folks høstet av allerede foretatte investeringer, jf. figur eiendom. Olje- og gassnæringen er, og har vært, 2.34. en bærebjelke for norsk økonomi de siste tiårene. En sammenlikning med den langsiktige pro- De kommende årene vil olje- og gassnæringen duksjonsbanen fra 2002 viser at produksjonen nå fortsatt spille en nøkkelrolle i norsk økonomi og ligger over det man anslo for 15 år siden. Det skyl- gjennom skattesystemet og SDØE-ordningen des en næring som har grepet de mulighetene bidra i betydelig grad til finansieringen av det nor- myndighetene har tilbudt godt hjulpet av en peri- ske velferdssamfunnet. ode med gode oljepriser. Det skyldes en aktiv og Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge stabil petroleumspolitikk der det er lagt til rette til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et for et aktørbilde og rammevilkår som gjør at alle langsiktig perspektiv. Samtidig skal en stor andel lønnsomme ressurser skal utnyttes. av verdiskapingen tilfalle den norske stat, slik at Det blå området viser den ekstraproduksjon den kan komme hele samfunnet til gode. som næringen har klart å skape og forventes Aktiviteten på norsk sokkel gir store mulighe- skape ved nye beslutninger siden 2002. Disse ter for en positiv videreutvikling av norsk leveran- beslutningene har medført høy verdiskaping, dørindustri. Det er i underkant av 200 000 som store inntekter til samfunnet og omfattende sys- direkte er sysselsatt samt knyttet til etterspørse- selsetting, og utgjør en stor del av produksjonen i len fra petroleumsnæringen. Næringen er kompe- dag og fremover. Introduksjonen av TFO- og lete- tansetung, og teknologisk avansert. Mange norsk- refusjonsordningen, stabile rammebetingelser, baserte bedrifter er mest konkurransedyktige inn økt mangfold blant oljeselskapene og en effektiv mot norsk sokkel. Aktivitet hos disse henger der- regulering av infrastruktur har vært med på å for sammen med fremtidige markedsmuligheter i utløse økningen i verdiskaping og produksjon. hjemmemarkedet på norsk sokkel. Regjeringen Det er ingen grunn til at potensialet for ytterli- vil tilrettelegge for god ressursforvaltning, høy gere verdiskaping gjennom en aktiv politikk er verdiskaping og høye statlige inntekter gjennom å mindre i dag enn i 2002. De valg som gjøres nå og videreføre en stabil, langsiktig petroleumspoli- fremover vil være avgjørende for om inntekts-, tikk. verdiskapings- og aktivitetsmulighetene som lig- Forvaltningen av petroleumsressursene skal ger i lønnsom utnyttelse av våre petroleumsres- skje innenfor forsvarlige rammer når det gjelder surser blir utnyttet. Ved å videreføre en aktiv helse, miljø og sikkerhet. Regjeringen vil legge til petroleumspolitikk legger man best til rette for å 38 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

300

250

200

150 oljeekvivalenter per år 3 100

Mill. Sm 50

0 2002 2006 2010 2014 2018 2022 2026 2030 Kun produksjon fra prosjekter besluttet før 2002 Forventet produksjon 2002 Forventet produksjon 2018

Figur 2.34 Utviklingsbaner for petroleumsproduksjonen på norsk kontinentalsokkel Kilder: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet gjenskape den positive utviklingen som er opp- Gjennom lover og forskrifter krever alle sen- nådd siden 2002. Det står om mange mrd. kroner i trale aktiviteter i alle faser av petroleumsvirksom- statlige inntekter, og produktive kompetansear- heten tillatelser, samtykker og godkjenninger fra beidsplasser i hele landet. myndighetene. Den som ønsker å utvinne petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel må ha konsesjon (utvinningstillatelse) fra staten. En 2.3.1 Fortsatt stabile og forutsigbare utvinningstillatelse gir enerett for rettighetsha- rammebetingelser verne til undersøkelse, leteboring og utvinning av Forvaltningen av sektoren bygger på de samme petroleumsforekomster innenfor det området som prinsippene som forvaltningen av annen nærings- omfattes av tillatelsen. Tildeling av utvinningstilla- virksomhet i Norge. For å nå målsetningene i telser gjøres på grunnlag av et bestemt sett av kri- petroleumspolitikken er det etablert en klar og terier som er forankret i EUs konsesjonsdirektiv. tydelig ansvarsfordeling mellom myndighetene Sentrale kriterier er søkers geologiske og teknolo- og oljeselskapene. Staten eier ressursene og det giske kapasitet og finansielle styrke. Det kan også ligger store verdier i vår olje og gass. Derfor har legges vekt på erfaringen med søkeren. Departe- staten valgt å sikre seg sterkere styringshjemler mentet setter sammen rettighetshavergruppene, for petroleumsvirksomheten enn for annen fordeler deltakerandelene og utpeker en av rettig- næringsvirksomhet. hetshaverne til å være operatør. Operatøren fore- Myndighetene regulerer sektoren ved å sette står den daglige ledelsen av virksomheten på klare og forutsigbare rammer. Aktørene i nærin- vegne av rettighetshavergruppen, og har et gen har mest kunnskap, kompetanse og informa- hovedansvar for at virksomheten samlet foregår sjon om muligheter og utfordringer i sin aktivitet på en forsvarlig måte og i samsvar med regelver- og forestår derfor den daglige operasjonelle akti- ket. Arbeidet i utvinningstillatelsene organiseres i viteten innen leting, utbygging, drift og avslut- henhold til en standard samarbeidsavtale. De ning. Det er selskapene som har det fulle ansvaret øvrige rettighetshaverne har plikt til å påse at ope- for den operasjonelle aktiviteten, herunder at den ratøren etterlever krav, herunder krav gitt i helse-, utføres i henhold til de rammene myndighetene miljø- og sikkerhetslovgivningen. Beslutninger i har satt. Sektoren er organisert slik at selskapene rettighetshavergruppen tas etter stemmeregler konkurrerer i de situasjoner hvor det ivaretar fastsatt av departementet. Andeler i utvinningstil- samfunnets interesser best og samarbeider når latelser kan overdras mellom selskaper. Slike det gir best resultater. overdragelser krever samtykke fra myndighetene, det samme gjør overføring av operatørskap. 2017–2018 Prop. 80 S 39 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Blant annet for å sikre klare roller er særskilte som er viktig for god ressursforvaltning og høy oppgaver satt ut til egne statsselskaper – som verdiskaping. Gassco (operatør av gasstransportsystemet) og Petoro (ivaretaker av SDØE-porteføljen på kommersielt grunnlag). Regjeringen vil: Oljedirektoratet spiller en sentral rolle i for- – Legge til rette for lønnsom produksjon av olje valtningen av olje- og gassressursene. Direktora- og gass, blant annet gjennom forutsigbare ram- tet er en aktiv pådriver overfor selskapene for å få mevilkår realisert mest mulig av ressurspotensialet på sokkelen og sikre at gode helhetlige løsninger velges. Dette er viktig for at det skal skapes størst mulig 2.3.2 Tildele attraktivt leteareal verdier for samfunnet. En jevn, forutsigbar tilgang på nytt areal i konse- Så lenge kommersielle selskaper står for sjonsrunder er viktig for å legge til rette for en leting, utbygging og drift er det avgjørende at de fortsatt lønnsom leteaktivitet på norsk sokkel, beslutninger som er best for samfunnet i størst blant annet gjennom å bidra til effektiv res- mulig grad også er best for selskapene. Dette gjel- sursbruk i oljeselskapene. På norsk sokkel er det der ved alle beslutninger knyttet til leting, utbyg- to likestilte typer konsesjonsrunder som skal ging og drift. Ressursforvaltningssystemet, petro- legge til rette for en effektiv og rasjonell utfors- leumsskattesystemet, SDØE-ordningen og miljø- kning av hele norsk sokkel. Det er tildeling i for- avgiftene er utviklet gjennom 50 år for å legge håndsdefinerte områder (TFO) i leteområder best mulig til rette for å nå målene i petroleumspo- hvor kunnskapen er høyest og nummererte run- litikken. der i øvrig areal. Alle områder som er åpnet og til- Systemet for skattelegging av petroleumsres- gjengelig for petroleumsvirksomhet, kan inklude- sursene bygger på reglene for ordinær bedriftsbe- res i en konsesjonsrunde. skatning. På grunn av den ekstraordinære lønn- På størstedelen av norsk sokkel har det vært somheten ved utvinning av petroleumsressurser, petroleumsvirksomhet i flere tiår. Kunnskapen blir oljeselskapene i tillegg ilagt en særskatt. I om geologien er god og det eksisterer eller plan- 2018 er den ordinære skattesatsen 23 pst. og sær- legges infrastruktur. Slike områder er modne og skattesatsen 55 pst. Totalt gir dette en marginal omfattet av TFO-runder. For å oppnå god ressurs- skattesats på 78 pst. Petroleumsskattesystemet er forvaltning er det viktig å kunne utnytte infra- utformet med siktemål at selskapene som tar strukturen godt over tid. Da må det påvises lønn- beslutninger om leting, utbygging og drift, skal somme ressurser mens infrastrukturen er på gjennomføre alle forventet samfunnsøkonomisk plass. TFO-rundene legger til rette for dette. TFO- lønnsomme tiltak og prosjekter, men ikke gjen- rundene gjennomføres årlig innenfor et fast, for- nomføre ulønnsomme tiltak og prosjekter. håndsdefinert leteområde. TFO-området utvides Det er selskapenes netto overskudd på sokke- ettersom områder modnes. TFO-området har der- len som beskattes, noe som blant annet innebærer for blitt større over tid og omfatter i dag store at alle relevante kostnader kommer til fradrag i deler av åpnet del av norsk sokkel. skattegrunnlaget, herunder letekostnader. Mulig- I de mindre kjente leteområder på norsk sok- het for utbetaling av skatteverdien av letekostna- kel er skrittvis utforskning fortsatt viktig. Det sik- der – leterefusjonsordningen – ble innført i 2005 for rer at relativt store områder kan utforskes med få å gi alle petroleumsselskaper lik økonomisk verdi letebrønner, noe som bidrar til lavere letekostna- av skattefradraget. Selskaper med positiv netto der. Nummererte runder starter med at oljesel- skattbar inntekt får umiddelbart fradrag for sine skapene inviteres til å nominere hvilke områder letekostnader. Enkelte selskaper har, eksempelvis de ønsker inkludert i den forestående konsesjons- på grunn av lete- eller utbyggingsaktivitet, ikke runden. Denne nominasjonen danner, sammen positiv netto skattbar inntekt ett eller flere år. Sel- med Oljedirektoratets vurderinger, et viktig skaper som ikke er i skatteposisjon kan velge mel- grunnlag for hvilket areal som inkluderes i en lom å få utbetalt skatteverdien av letekostnaden runde. Denne nominasjonsprosessen er hovedfor- umiddelbart fra staten (leterefusjon), eller å frem- skjellen ved gjennomføring av TFO-runder og føre underskuddet med rente til fradrag senere år nummererte runder. når selskapet har skattbart overskudd. Tildeling av nye utvinningstillatelser gjøres på Det har vært bred politisk enighet om ramme- bakgrunn av innkomne søknader fra selskapene. I vilkårene for petroleumsvirksomhet. Dette har utvinningstillatelsene forplikter rettighetsha- bidratt til stabile og forutsigbare rammevilkår 40 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten verne seg til å gjennomføre et arbeidsprogram for også i områder som ikke er åpnet for petrole- å sikre effektiv utforskning. umsvirksomhet For å opprettholde sysselsetting, verdiskaping – Ikke åpne for petroleumsvirksomhet, eller kon- og statlige inntekter over tid, trengs det regelmes- sekvensutrede i henhold til petroleumsloven, i sig store og små funn. Størstedelen av norsk sok- havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og kel har vært åpen for leteaktivitet i flere tiår. Selv Senja i perioden 2017–2021, og ikke iverksette om det finnes unntak, gjøres store funn oftest i en petroleumsvirksomhet ved Jan Mayen, iskan- tidlig utforskningsfase. For å øke sannsynligheten ten, Skagerrak eller på Mørefeltene. Fastslå for å gjøre store, drivverdige funn er det derfor definisjonen av iskanten i forbindelse med revi- viktig å utforske også nye områder, og at det gjø- dering av forvaltningsplanen for Barentshavet res mens kompetansen er til stede. og havområdene utenfor Lofoten, og i lys av Størstedelen av de uoppdagede ressursene lig- anbefalinger fra Faglig forum ger i Barentshavet. Petroleumsvirksomheten i – Ikke gjennomføre 25. konsesjonsrunde før Barentshavet har pågått i snart 40 år. Det er boret revidering av Forvaltningsplanen for Barents- en rekke letebrønner, og det tredje feltet i områ- havet og Lofoten er ferdig behandlet det skal nå bygges ut. En bredere omtale av dette er gitt i Prop. 114 S (2014–2015). Regjeringen vil fortsette kunnskapsinnhentin- 2.3.3 Aktiv innsats innen forskning og gen gjennom videre kartlegging av petroleums- utvikling ressursene, også i områder som ikke er åpnet for Utdanning, forskning og innovasjon er viktig for petroleumsvirksomhet. I henhold til regjerings- videreutvikling av den norske olje- og gassnærin- plattformen vil regjeringen ikke åpne for petrole- gen, og er sentralt for å nå målene i petroleumspo- umsvirksomhet, eller konsekvensutrede i hen- litikken. De er vitkige for å utnytte mer av res- hold til petroleumsloven, i havområdene utenfor sursbasen, øke effektiviteten, redusere kostnader Lofoten, Vesterålen og Senja i perioden 2017– og oppnå enda renere produksjon. 2021, og ikke iverksette petroleumsvirksomhet Oljeselskapenes forskningsinnsats har de siste ved Jan Mayen, iskanten, Skagerrak eller på årene vært i størrelsesorden tre til fire mrd. kro- Mørefeltene. Regjeringen vil fastslå definisjonen ner årlig. Etter en topp i 2013 på om lag 4,2 mrd. av iskanten i forbindelse med revidering av for- kroner har investeringene falt til vel 3,2 mrd. kro- valtningsplanen for Barentshavet og havområ- ner i 2016. Siste tilgjengelige anslag viser en dene utenfor Lofoten, og i lys av anbefalinger fra videre nedgang i oljeselskapenes totale FoU- Faglig forum. investeringer (forskning og utvikling) i 2017 og I tråd med de rammer Stortinget har sluttet 2018. Av oljeselskapenes investeringer i 2016 gikk seg til for Barentshavet sørøst, er det, som en 1,2 mrd. kroner til eksterne norske FoU-miljøer ekstra beskyttelse av de viktige miljøverdier som som leverandørindustri, institutter og universitets- følger iskanten, satt tidsbegrensninger for letebor- og høyskole-sektoren (Norges forskningsråd). ing langs den faktiske/observerte iskanten. Disse Mange leverandørbedrifter har en betydelig tidsbegrensningene er fra 23. konsesjonsrunde FoU-virksomhet. Siden leverandørindustrien er gjort gjeldende for hele Barentshavet sør, og er en sammensatt av mange ulike næringer, er det van- del av rammene for petroleumsvirksomhet inntil skelig å fastslå størrelsen på FoU- innsatsen, men ny forvaltningsplan blir vedtatt for området. tall fra SSB tyder på at den totale egenutførte FoU- innsatsen i leverandørindustrien ligger på omtrent samme nivå som oljeselskapene i perioden 2014– Regjeringen vil: 2016. – Videreføre dagens praksis med jevnlige konse- Det er leverandørindustrien, i samarbeid med sjonsrunder på norsk sokkel for å gi næringen forskningsinstituttene, som utvikler og leverer tilgang på nye letearealer mange av de nye teknologiske løsningene som – Ved tildeling av utvinningstillatelser i den pågå- oljeselskapene er avhengig av. Leverandørbedrif- ende 24. konsesjonsrunden, legge vekt på mil- tene har ikke de samme inntektene fra virksomhe- jøfaglige råd i eller nær særlig verdifulle områ- ten som staten og oljeselskapene, og har heller der (SVO), herunder vurdere begrensninger ikke økonomisk ryggrad til, på egenhånd, å finan- på boring i oljeførende lag i en større radius siere store teknologiske prosjekter som kan rundt Bjørnøya komme samfunnet for øvrig til nytte. Det er derfor – Fortsette kunnskapsinnhentingen gjennom avgjørende at leverandørindustrien og insti- videre kartlegging av petroleumsressursene, 2017–2018 Prop. 80 S 41 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten tuttsektoren har målrettede virkemidler for sin der høy utløsende effekt på næringens egne FoU- FoU-virksomhet. investeringer var en av hovedkonklusjonene. At Gjennom statlige bidrag utløses økt og målret- ny teknologi når markedet raskere, bidrar til å tet innsats for FoU i næringen. Det er viktig at sta- styrke norsk sokkels konkurranseevne og styrke ten også fremover bidrar med FoU-bevilgninger markedsmulighetene til norske leverandører. Eva- på områder som har stor samfunnsøkonomisk lueringen bekrefter også at DEMO 2000-prosjek- verdi, men som ikke prioriteres høyt nok av ter resulterer i positive sysselsettingseffekter. næringen selv. Dette gjelder særlig mer grunnleg- Både PETROMAKS 2 og DEMO 2000 er blitt gende forskning- og utviklingsvirksomhet som styrket de senere årene, og det er svært mange ikke er markedsnært. Forskning og teknologiut- prosjektsøknader av høy kvalitet, også blant dem vikling skal bidra til varige kostnadsreduksjoner som blir avslått på norsk sokkel og på den måten sikre konkurran- Et forskningssenter for lavutslippssteknologi sekraft, verdiskaping og arbeidsplasser. Mer akti- vil bli etablert i løpet av 2018. Det nye senteret vil vitet i nordområdene, fallende oljeproduksjon i komme i tillegg til ARCEx (Research Centre for modne områder og behovet for å minimere klima- Arctic Petroleum) ved Universitetet i Tromsø som og miljøeffektene av virksomheten på norsk sok- forsker på arktiske utfordringer, og det nasjonale kel, øker behovet for ny teknologi og kunnskap. senteret for økt utvinning ved Universitetet i Disse utfordringene krever satsing på så vel Stavanger som skal bidra til å øke utvinningsgra- grunnleggende forskning som anvendt forskning den på norsk sokkel. Petroleumssentrene er rettet og teknologiutvikling med tung industriinvolve- mot grunnforskning, men vektlegger industrirele- ring. vans. Sentrene har gjort det mulig å mobilisere Strategiorganet OG21 er et samarbeid mellom sterke nasjonale og internasjonale forskningsmil- oljeselskaper, universiteter, forskningsinstitusjo- jøer til langsiktig og målrettet FoU-innsats i sam- ner, leverandører og myndigheter som skal identi- arbeid med oljeselskaper og leverandørindustri. fisere teknologiske prioriteringer for en effektiv Et viktig delmål med forskningssatsingen er å og miljøvennlig petroleumsvirksomhet på norsk sikre rekruttering av relevant kompetanse til sokkel. Prioriteringene sikrer at petroleumsfors- petroleumssektoren. Innenfor teknologiske fag- kningen er relevant for utfordringene på norsk disipliner som IKT, engineering, geologi, reservo- sokkel og danner grunnlaget for tildelingene gjen- arforståelse og reservoartolkning, samt digitalise- nom forskningsprogrammene. ring og prosjektgjennomføring, ligger den norske Virkemidlene innenfor petroleumsforskning petroleumsnæringen i front. Satsingen på rekrut- er hovedsakelig programmene PETROMAKS 2 tering må også fremover følges opp. Det er avgjø- og DEMO 2000 i Norges forskningsråd. I tillegg rende at det utdannes og rekrutteres ungdom til kommer generelle ordninger som skattefunn. næringen som gjør norske bedrifter i stand til å PETROMAKS 2 favner bredt, fra forskningspro- løse de teknologiske utfordringene på sokkelen. sjekter i universiteter og forskningsinstitutter til Det er viktig at olje- og gassnæringen har tilgang innovasjonsprosjekter ledet av industrien. DEMO på relevant kompetanse nasjonalt. Forskningssen- 2000 bidrar til testing av nye løsninger gjennom trene og PETROMAKS 2 er viktige virkemidler støtte til pilot- og demonstrasjonsprosjekter. Tett for å styrke rekrutteringsgrunnlaget. næringsinvolvering bidrar til at forskningsmid- Regjeringen vil legge fram en revidert lang- lene går til å dekke behov som er identifisert av tidsplan for forskning og høyere utdanning (LTP) næringen selv. sammen med statsbudsjettet høsten 2018. Hav, For å introdusere ny lønnsom teknologi og der petroleumsrettet forskning og teknologiutvik- nye løsninger i markedet, er det behov for gode ling inngår, skal fortsatt være ett av de prioriterte og treffsikre virkemidler. DEMO 2000 er det mest områdene. markedsnære virkemiddelet i innovasjonskjeden for petroleum, og programmet retter seg spesielt mot leverandørindustrien for å pilotere og demon- Regjeringen vil: strere ny teknologi for norsk sokkel. Offentlig – Videreføre satsingen på petroleumsbasert støtte gjennom DEMO 2000 er risikoavlastende forskning for å øke verdiskapingen, styrke for næringsaktørene og utløser prosjekter som internasjonal konkurransekraft og redusere ellers ikke ville blitt gjennomført eller blitt gjen- klima- og miljøpåvirkningen fra virksomheten nomført i et mindre omfang. Dette bekrefter en – Etablere et senter for lavutslippsløsninger i evaluering nylig foretatt av Menon Economics, olje- og gassnæringen 42 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

tusjoner, skal få et faglig grunnlag for å kunne 2.3.4 Ren, energieffektiv og lønnsom analysere og håndtere klimarisiko på best produksjon mulig måte. Klimautfordringen er global og må løses globalt. Olje- og gassproduksjonen på norsk sokkel er Retningslinjer for finanspolitikken og investe- underlagt EUs kvotesystem for klimagasser. Olje- ringsstrategien for Statens pensjonsfond utland er selskapene på norsk sokkel vil dermed på lik linje nylig vurdert av andre offentlige utvalg, og faller med bedrifter i EU bidra til å redusere kvoteplik- utenfor mandatet. Utvalget har heller ikke som tige utslipp med 43 pst. fra nivået i 2005 innen oppgave å foreslå tiltak for å redusere utslipp av 2030. I tillegg til dette betaler petroleumsvirksom- klimagasser, spesifikke tiltak for tilpasninger til heten en høy CO2-avgift. Det er således på plass endret klima, eller endringer i petroleumsskatte- en sterk virkemiddelbruk for å begrense utslip- systemet eller i norsk petroleumspolitikk. Regje- pene fra olje- og gassproduksjonen i Norge. Regje- ringen vil følge opp innstillingen fra klimarisikout- ringen vil videreføre kvoteplikt og CO2-avgift som valget etter den er fremlagt. hovedvirkemidler i klimapolitikken på norsk sokkel. Det stilles også strenge klimakrav til produk- Regjeringen vil: sjonsfasen på felt på norsk sokkel ved at det er – Videreføre kvoteplikt og CO2-avgift som hoved- krav om bruk av beste tilgjengelige teknologi ved virkemidler i klimapolitikken på norsk sokkel, nye utbygginger. I tillegg har Enova ordninger og samtidig opprettholde strenge miljøkrav til som støtter pilotering og demonstrasjon av nye norsk oljeproduksjon energi- og klimateknologier, også i petroleums- – Stille strenge klimakrav til produksjonsfasen sektoren. Arbeidet med å etablere et nytt senter på felt på norsk sokkel, herunder krav til beste for lavutslippsteknologi er igangsatt. tilgjengelige teknologi Kvoteplikt og CO2-avgift gir oljeselskapene en – Følge opp innstillingen fra klimarisikoutvalget kontinuerlig egeninteresse av å begrense sine og stille krav til at selskapene synliggjør klima- utslipp. Departementet har en klar forventning til risiko i sine utbyggingsplaner at rettighetshavergruppene identifiserer og gjen- nomfører alle rimelige utslippsreduksjoner, både store og små, og samtidig ser etter nye teknologi- 2.3.5 En effektiv og konkurransedyktig gjennombrudd. Reduksjoner i gassbruken på petroleumsnæring norsk sokkel vil også frigjøre naturgass for Petroleumsnæringen er syklisk, global og står eksport til Europa. overfor et bredt spekter av forretningsmuligheter. Enkelte mindre utslipp fra petroleumssekto- Dette gjør at aktiviteten på norsk sokkel og i ren og annen industri er verken kvotepliktig eller norskbaserte leverandørbedrifter kontinuerlig er i ilagt avgift. Det er satt i gang en prosess for å kart- endring eller omstilling. Kjennetegn ved nærin- legge slike utslipp som ikke er ilagt avgift eller gen de siste tiårene har vært fleksibilitet, innova- kvoteplikt. Jf. Meld. St. 41 (2016–2017) vil regje- sjons- og omstillingsevne. Petroleumsnæringen ringen for petroleumssektoren vurdere avgift på leverer avanserte, høyteknologiske løsninger og generelt nivå for alle ikke-kvotepliktige utslipp. er internasjonalt konkurransedyktig. Dette frem- Dersom avgift ikke vurderes å være tilstrekkelig går tydelig ved at norske leverandører nylig har eller hensiktsmessig virkemiddel, skal andre vir- vunnet en rekke kontrakter i internasjonal kon- kemidler som gir tilsvarende insentiver vurderes. kurranse på norsk sokkel og fått oppdrag knyttet Regjeringen har satt ned et utvalg som skal til petroleumsprosjekter i andre land. vurdere klimarelaterte risikofaktorer og deres Petroleumsnæringen står foran endringer som betydning for norsk økonomi, herunder finansiell følge av den teknologiske utviklingen og den raskt stabilitet. Utvalget skal økende digitaliseringen. Teknologier som kunstig – Vurdere hvordan en mest hensiktsmessig kan intelligens, robotikk, 3D-printing, stordataanalyse, analysere og fremstille klimarisiko på nasjonalt fjernstyring, automatisering og datablokker vil nivå medføre endringer. Hva disse endringene vil inne- – Identifisere antatt viktige globale, klimarela- bære for selskaper og for virksomheten, og hvor terte risikofaktorer og vurdere deres betyd- raskt det vil skje, er usikkert. McKinsey anslår det ning for norsk økonomi og finansiell stabilitet totale potensialet for effektivisering knyttet til – Vurdere eventuell metodikk for at private og digitalisering på norsk sokkel til et sted mellom 30 offentlige virksomheter, herunder finansinsti- og 40 mrd. kroner4. Digitalisering kan redusere 2017–2018 Prop. 80 S 43 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten kostnader gjennom hele verdikjeden gjennom Den norske petroleumsnæringen opererer i mer effektive prosesser, automatisering av opp- internasjonal konkurranse, og er aktiv i utenland- gaver, osv. Det kan også forbedre forståelsen av ske markeder. Departementet støtter næringens de geologiske mulighetene på sokkelen og øke og enkeltselskapers arbeid med å få fotfeste i utvinningsgrad og reservoarforståelse. Seismiske interessante markeder. Regjeringen vil bruke hele data vil kunne tolkes raskere og mer nøyaktig, virkemiddelapparatet, inkludert Norwegian Energy noe som kan gi færre tørre brønner og flere funn. Partners og Innovasjon Norge, for å bistå norske Boring og brønnoperasjoner kan gjøres betydelig leverandørbedrifter i sine bestrebelser for å oppar- raskere ved å erstatte manuelle operasjoner, og beide markedsposisjoner også utenfor Norge. produksjonen kan bli mer forutsigbar, stabil og Norwegian Energy Partners (Norwep) er et optimal. Datainnsamling og analyse gjennom av regjeringens viktigste virkemiddel for å kunstig intelligens og digitale tvillinger kan gjøre fremme internasjonalisering av blant annet den det mulig å foreta proaktivt vedlikehold. Droner norskbaserte petroleumsnæringen. Norwep tilret- utstyrt med ulike sensorer kan brukes til fjern- telegger for målrettet internasjonal forretningsut- styrt inspeksjon, noe som gjør kontrollene ras- vikling, og bidrar til å spre kunnskap om norske kere og sikrere. bedrifters kapasiteter, teknologier og kompetanse KonKraft er en samarbeidsarena for Norsk til nøkkelklienter utenfor Norge. Departementet olje og gass, Norsk Industri, Norges Rederifor- støtter Norwep både økonomisk og gjennom del- bund og Landsorganisasjonen i Norge (LO), med takelse på ulike arrangementer. Også hele appara- LO-forbundene Fellesforbundet og Industri tet til Innovasjon Norge, her hjemme og ute, har Energi. KonKraft er etablert for å være en pre- en sentral rolle i å bidra til å legge til rette for nor- missleverandør for nasjonale strategier for petro- ske leverandørbedrifters utenlandssatsing. leumssektoren. Den arbeider for å opprettholde norsk sokkels konkurranseevne slik at Norge forblir et attraktivt investeringsområde for norsk og Regjeringen vil: internasjonal olje- og gassindustri, inkludert leve- – Understøtte næringens arbeid med å øke verdi- randørbedrifter og maritim næring. I den nylig skapingen gjennom effektivisering, digitalise- avgitte rapporten «Konkurransekraft – norsk sokkel ring og innovasjon i endring» pekes det på at hvis næringen skal nå – Bruke hele virkemiddelapparatet, inkludert målene om ytterligere økt konkurransekraft må Norwegian Energy Partners og Innovasjon forbedringsarbeidet i enkeltselskapene fortsette Norge, for å bistå norske oljeteknologibedrifter samtidig som det også skapes effektivitet og pro- internasjonalt duktivitet i verdikjedene i næringen. Avgjørende for å få til dette er mer effektiv samhandling mellom oljeselskaper og deres leverandører og under- 2.3.6 God samhandling med andre brukere leverandører, samt et forsterket standardiserings- av havet og forenklingsarbeid i næringen. Digitalisering og Norske havområder er rike på naturressurser og nye samhandlingsformer er viktig for å få til dette. har stor betydning for Norge. Norge er i dag en av De fleste forslagene til utvalget angår forhol- verdens ledende havnasjoner og råder over hav- det internt i næringen, og departementet forven- areal som er mer enn seks ganger større enn vårt ter at næringen aktivt følger opp utvalgets anbefa- landareal. Ressursene i havet og under havbun- linger fremover. Regjeringen vil foreta en vurde- nen forvaltes for å sikre verdiskaping og velferd i ring av de anbefalingene som involverer myndig- et langsiktig perspektiv. Norges havbaserte hetssiden. næringer står for til sammen om lag 70 pst. av Digitalisering vil bety omstilling og krav til ny eksportinntektene, med petroleumsvirksomhe- kompetanse. Annen type kompetanse må rekrut- ten som den dominerende. teres og dagens ansatte trenger videreutdannelse Norge er også verdens nest største eksportør og oppdatering. En vellykket digitalisering på av fisk og sjømat. Helt fra petroleumsvirksomhe- norsk sokkel krever aktiv deltakelse og samarbeid ten startet på midten av 1960-tallet, har det vært et mellom akademia, oljeselskaper, leverandører, viktig mål for myndighetene å sikre god sameksis- teknologiselskaper og nyoppstartede selskaper. tens, der både petroleums- og fiskerinæringen kan utøve sin virksomhet. Respekt for hverandres 4 KonKraft, «Konkurransekraft – norsk sokkel i endring», side arbeid og retten til å drive virksomhet på norsk 58. sokkel er en forutsetning for godt samarbeid. 44 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

En rekke tiltak gjennomføres både ved leting, etablert flere arenaer for systematisk dialog. utbygging og drift for å redusere arealkonfliktene Petroleumsvirksomheten har også flere positive mv. mellom petroleumsvirksomheten og fiskeri- aspekter for andre brukere av havet, inklusive fis- ene. Eksempelvis er undervannsanlegg og rørled- keriene. Dette er blant annet knyttet til beredskap ninger overtrålbare, det er tidsbegrensninger for innen søk og redning samt oljevern. Erfaringene leteboring i oljeførende lag i enkelte områder og fra de siste tiårene viser at fiskeri- og petrole- det stilles strenge krav til hva som kan slippes ut umsvirksomheten kan leve side om side på havet. til sjø fra petroleumsaktiviteten. For å redusere Det har ikke vært uten problemer, men man har i potensialet for mulige konflikter mellom fiskeride aller fleste situasjoner kommet frem til gode, ene og seismiske undersøkelser, er det i løpet av helhetlige løsninger. de senere år gjennomført en rekke tiltak. Olje- og energidepartementet og Nærings- og fiskeride- partementet har i felleskap utarbeidet en veileder Regjeringen vil: som skal bidra til økt forståelse mellom partene – Legge til rette for å videreutvikle både olje- og og være klargjørende på hvilke regler og rutiner gassvirksomheten og andre havnæringer som gjelder. Det stilles krav om sporing av seis- – Bidra til en god oljevernberedskap, i samar- mikkfartøy og krav om fiskerikyndig om bord på beid med private aktører seismikkfartøy. I tillegg har aktørene i næringene Del III Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet 46 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten 2017–2018 Prop. 80 S 47 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

3 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

3.1 Innledning første tiårene av 1900-tallet, og er blant annet kjent for innføringen av de såkalte «Castbergske barne- Departementet mottok 5. desember 2017 søknad lovene». om godkjenning av plan for utbygging og drift Castberg-feltet omfatter utbygging av funnene (PUD) av Johan Castberg-feltet. Statoil Petroleum Skrugard, Havis og Drivis. Alle disse er oljefunn AS1 er operatør for utbyggingen og overleverte med en overliggende gasskappe. Skrugard ble søknaden på vegne av rettighetshaverne i utvin- påvist i april 2011, Havis i januar 2012 og Drivis i ningstillatelse 532. Rettighetshaverne som deltar i mai 2014. utbyggingen er Statoil Petroleum AS (50 pst.), Eni Castberg-feltet ligger om lag 240 km nordvest Norge AS (30 pst.) og Petoro AS (20 pst.). Alle ret- for Hammerfest og blir den tredje feltutbyggingen tighetshaverne har tiltrådt utbyggingsplanen. i Barentshavet. Snøhvit-feltet ligger om lag 100 Feltet har fått navnet etter Johan Castberg, en km sør for – og Goliat-feltet om lag 150 km sørøst av de mest innflytelsesrike norske politikerne i for Castberg-feltet. Det er således lang avstand første del av 1900-tallet. Castberg er særlig knyttet både til land og til eksisterende oljerelatert infra- til konsesjonslovene for vannkraftutbygging av struktur. Vanndypet i området er omtrent 400 1909 som blant annet inneholdt hjemfallsretten. meter. Disse lovene er ofte kalt «De Castbergske konse- Forventede utvinnbare oljereserver for Cast- sjonslover». Han var Norges første sosialminister berg-feltet er beregnet til 88,7 mill. standard og en av de mest markerte sosialpolitikerne i de kubikkmeter (Sm3), eller 558 mill. fat olje. Plan- lagt produksjonsstart er 4. kvartal 2022, og forventet produksjonsperiode er 30 år. Totale, forventede 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 beregnet til 31 US dollar per fat.

3.2 Ressurser og produksjon

Grunnlaget for Johan Castberg-utbyggingen er oljeressurser i tre separate funn, Skrugard (7220/ 8-1), Havis (7720/7-1) og Drivis (7220/7-3 S). Utstrekningene av disse vil danne grunnlaget for området som er omfattet av plan for utbygging og drift av Castberg-feltet. Reservoaregenskapene er generelt gode. Utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet er beregnet til 88,7 mill. Sm3. Dette tilsvarer 558 mill. Figur 3.1 Geografisk plassering av Johan Castberg- fat olje og gir en utvinningsgrad på 51 pst. Planlagt feltet produksjonsstart er 4. kvartal 2022, og forventet produksjonsperiode er 30 år. Produksjonskapasi- Kilde: Statoil teten er 30 000 Sm3 olje per dag eller i underkant av 190 000 fat olje. 1 Styret i Statoil har foreslått å endre navnet på selskapet til Equinor. Forslaget til nytt navn vil bli fremmet til Statoils Den valgte dreneringsstrategien på feltet er generalforsamling 15. mai 2018. horisontale produksjonsbrønner og trykkstøtte 48 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Figur 3.2 Reservoarene i Johan Castberg-feltet Kilde: Statoil ved hjelp av gass- og vanninjeksjon. Produsert Feltinstallasjonene er designet med teknisk vann planlegges reinjisert i kombinasjon med sjø- levetid på 30 år, med unntak av stigerør, rørlednin- vann. De påviste gassressursene brukes til injek- ger, kontrollkabler og utbyttbart undervannsut- sjon og er ikke inkludert i basisestimatet for styr, som har teknisk levetid på 25 år. utvinnbare reserver. Dersom det finnes en lønn- Hovedfunksjonen til produksjonsskipet er å som løsning, kan gassen produseres og eksporte- motta brønnstrømmen fra havbunnsanlegget, res mot slutten av feltets levetid. Gassressursene separere olje, gass og vann, lagre den stabiliserte inngår i potensialet for økt utvinning, som samlet oljen og reinjisere gass og vann i reservoarene. er anslått til om lag 27 mill. Sm3 oljeekvivalenter, Produksjonsskipet vil bli 295 meter langt og 55 hvorav om lag halvparten er gass. Dette tilsvarer meter bredt. Skipet forankres med ankerliner til om lag 170 mill. fat oljeekvivalenter. en dreieskive, hvor stigerørene også kobles til. Skipet kan dreie fritt rundt sin egen akse og vil ligge med baugen mot været. Totalvekten på ski- 3.3 Utbyggingsløsning pet er beregnet til om lag 83 000 tonn, hvorav vek- ten på plattformdekket og dreieskiven er hen- Castberg-feltet planlegges utbygd med et flytende holdsvis 17 500 og 7 800 tonn. produksjons- og lagerskip og et havbunnsanlegg. Produksjonsskipet har en plass- og vektre- Havbunnsanlegget består av ti standard bunnram- serve på 2 500 tonn, som kan brukes for fremtidig mer med fire brønnslisser på hver ramme (antal- prosessutstyr og eventuell fremtidig import av let åpninger det kan kobles brønner opp mot) og kraft. Skipet har ti ledige stigerørsslisser og er til- to enkeltstående brønner (satellitter), samt strøm- rettelagt for innfasing og prosessering av tilleggs- ningsrør og kontrollkabler som knyttes opp til ressurser, samt gasseksport. produksjonsskipet via fleksible stigerør. Det skal Omfattende datainnsamling og analyse av bores til sammen 30 brønner, hvorav 18 produsen- meteorologiske data og undersøkelser av havbun- ter, åtte vanninjektorer og fire gassinjektorer. nen danner grunnlaget for rettighetshavernes Det er 12 ledige brønnslisser som kan benyt- valg av design og drifts- og beredskapsstrategi. tes til økt utvinning. Havbunnsanlegget er tilrette- Videre har erfaringsoverføring fra andre utbyg- lagt for å koble til ytterligere bunnrammer. ginger langt nord, både nasjonalt og internasjo- 2017–2018 Prop. 80 S 49 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Figur 3.3 Utbyggingsløsning for Johan Castberg-feltet Kilde: Statoil nalt, og felt med lignende produksjonsskip blitt sert akterut. Hovedprosessområdet er plassert i vektlagt. midten. Ved planlagt oppstart blir Castberg-feltet ver- Castberg-feltets kraftbehov vil bli dekket av dens nordligste utbygging til havs, men de opera- gassturbiner på produksjonsskipet. To gassturbi- sjonelle utfordringene på Castberg-feltet er ikke ner på 33 MW vil dekke behovet for elektrisk vesentlig annerledes enn lengre sør på norsk sok- kraft. Kompressor for gassinjeksjon drives meka- kel. Nye operasjonelle element som må tas hen- nisk av en egen gassturbin på 40 MW. Varmebe- syn til er polare stormer, utfordringer knyttet til hovet dekkes av tre varmegjenvinningsenheter, beredskap som følge av store avstander og mulig- som gjenbruker varme fra eksosgassen på gass- het for drivende havis i ekstremår. Hensynet til turbinene. Dette gir en høy total energivirknings- dette er ivaretatt i utbyggingsløsningen. grad, estimert til 63 pst. Produksjonsskipets bærende konstruksjon og Mesteparten av den elektriske kraften benyt- forankringssystem er designet for å kunne hånd- tes til å drive prosessanlegget. Effektbehovet for tere eventuell drivende havis. Statistisk er det esti- elektrisk kraft er maksimalt 50 MW, mens gjen- mert at drivis ved Castberg-feltet vil opptre en nomsnittlig behov er 25–30 MW over produk- gang per 10 000 år. Det skal etableres et overvå- sjonsperioden. For gassinjeksjonen er effektbeho- kingssystem der isforholdene overvåkes kontinu- vet maksimalt 40 MW og gjennomsnittlig 30 MW. erlig. Dersom drivende havis opptrer om lag 60 På grunn av lav reservoartemperatur kreves det km nord for produksjonsskipet (73°N) og er vars- mye varme for å varme opp brønnstrømmen. I til- let å bevege seg videre sørover, vil produksjonen legg har innretningen et stort varmebehov på stanses og ikke gjenopptas før det igjen er tilstrek- grunn av klimatiske forhold. Maksimalt effektbe- kelig avstand. hov for varme er 70 MW og gjennomsnittlig 40 På produksjonsskipet er boligkvarteret og MW. helikopterdekket lokalisert forut, mens fakkeltår- Produksjonsskipet kan lagre 1,1 mill. fat olje. net, lossesystemet og kraftgenerering er lokali- Oljen lastes over til skytteltankere. Skytteltan- 50 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Figur 3.4 Produksjons- og lagerskipet Kilde: Statoil kerne vil være tilpasset de klimatiske forholdene Utbyggingen har høy forventet lønnsomhet og og planlegges med en kapasitet på 850 000 fat olje. er robust mot lave oljepriser. Forventet nåverdi Boligkvarteret er designet med 120 lugarer, før skatt er av operatøren beregnet til 74,2 mrd. hvor 20 av lugarene er utstyrt med vendbare sen- 2017-kroner2. Balanseprisen belyser hvor robust ger. Dette muliggjør en bemanning på 140 perso- et prosjekt er mot lavere markedspriser. Balanse- ner for eksempel i installasjonsfasen og under prisen er den gjennomsnittlige fremtidige oljepris revisjonsstanser. Normal bemanning på produk- et petroleumsfelt må oppnå for å dekke alle fremti- sjonsskipet forventes å være om lag 90 personer dige kostnader og samtidig gi en gitt forrentning fordelt over tre skift. av kapitalen. Balanseprisen for Castberg-prosjek- Operatøren planlegger å legge driftsorganisa- tet før skatt, med syv pst. realavkastning, er bereg- sjonen til Harstad og helikopter- og forsyningsba- net til 31 US dollar per fat olje. sen til Hammerfest. Utbyggingsprosjekter står overfor en rekke usikkerhetsfaktorer av blant annet geologisk, teknologisk, prosjektgjennomføringsmessig og mar- 3.4 Investeringer og lønnsomhet kedsmessig art. Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i Totale, forventede investeringer til utbygging av driftskostnader, investeringer, oljepris, utvinn- Castberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kro- bare reserver og forsinkelser, jf. figur 3.5. Analy- ner, med produksjonsskipet (om lag 25 mrd.), sen viser at nåverdien forblir positiv for alle de havbunnsanlegget (om lag 11 mrd.) og brønner testede nedsidene og er således robust overfor (om lag 10 mrd.) som de tre store elementene. De endringer. Operatøren har også vurdert verdien forventede årlige driftskostnadene vil i gjennomsnitt være om lag 1,3 mrd. 2017-kroner. 2 Nåverdiberegningene er foretatt med en oljepris på 78 Det er usikkerhet i estimatene for investe- USD-2017 per fat i 2022 med en jevn, årlig økning til 83 ringskostnader. Operatøren anslår med en sikker- USD-2017 i 2030 og deretter flat pris. Forutsatt dollarkurs het på 80 pst. at de faktiske investeringskostna- er 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- dene vil ligge mellom 20 pst. under og 20 pst. over satt diskonteringsrente er syv pst. Balanseprisen og sensiti- forventningsestimatet. vitetsanalysene baserer seg på samme dollarkurs og diskonteringsrente. 2017–2018 Prop. 80 S 51 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Prosjektverdi og sensitiviteter Nåverdi 7 pst. før skatt - mrd. 2017-kroner - 20 40 60 80 100 120 140 FELTUTBYGGINGEN 74,2

SENSITIVITETER

Oljepris (-/+ 40 pst.) 10,9 137,6

Produksjon (P90/P10) 38,6 111,7

Investeringskostnader (+/- 30 pst.) 62,6 85,8

Driftskostnader (+/- 30 pst.) 70,1 78,4

Utsettelse produksjonsstart (1 år) 66,6

VERDI AV VOLUMOPPSIDER

Økt utvinning 8,1

Gasseksport 2,1

Leting 15,5 99,9

Figur 3.5 Operatørens sensitivitetsberegning Kilde: Statoil av mulige oppsider i feltet når det gjelder økt traktsmessige forpliktelser som inngås før god- utvinning, gasseksport og letepotensialet rundt kjennelse av PUD skal ha kanselleringsklausuler. feltet. Analysen viser at det er et betydelig poten- Et samtykke til kontraktsinngåelse eller påbe- sial for å realisere ytterligere verdier. gynt byggearbeid legger ikke føringer for myndig- Lønnsomheten i prosjektet er mest følsom for hetenes behandling av PUD. Myndighetene vur- endringer i oljepris, utvinnbare reserver og inves- derer planen uavhengig av inngåtte kontraktsmes- teringskostnader. Sensitivitetsanalysen og balan- sige forpliktelser og påbegynt byggearbeid. Ret- seprisen viser at prosjektet tåler en betydelig tighetshaverne har det fulle ansvar for den økono- lavere oljepris enn dagens nivå. Utbyggingen er i miske risiko som inngåelse av kontrakter eller så måte også robust mot eventuelt lavere oljepris påbegynt byggearbeid før godkjent PUD inne- enn forventet som følge av klimatiltak (klimari- bærer, herunder hvis myndighetene endrer eller siko). unnlater å godkjenne PUD. På kostnadssiden er lønnsomheten mest føl- Det er en fordel at rettighetshaverne jobber som for endringer i investeringene. Endringer i tett med leverandørene gjennom hele prosjektlø- driftskostnadene gir relativt sett små utslag i pro- pet. Tidlig involvering av leverandørene bidrar til sjektets lønnsomhet. Dette innebærer at største- mer presise kostnadsestimater ved investerings- parten av risikoen knyttet til kostnader er tatt ut beslutning og innlevering av PUD, samt lavere ved produksjonsstart, og at prosjektet er meget risiko for overskridelser og forsinkelser i utbyg- robust mot eventuelt langsiktige endringer i kost- gingsfasen. For å holde kontinuitet i prosjektløpet, nadsbildet. Hovedkomponentene i driftskostna- og derigjennom legge best til rette for å gjennom- dene er anleggsdrift, vedlikehold av brønner og føre prosjektet på kost og tid, vil det derfor ofte utslippskostnader for CO2 og NOx. være viktig for utbygger å kunne inngå vesentlige kontraktsmessige forpliktelser før PUD er godkjent. 3.5 Vesentlige kontraktsmessige Rettighetshaverne i Castberg-feltet har søkt forpliktelser om å få tildele kontrakter før PUD er godkjent for å sikre et godt grunnlag for investeringsbeslutnin- I medhold av petroleumsloven § 4-2 femte ledd gen, en god prosjektgjennomføring og en effektiv skal vesentlige kontraktsmessige forpliktelser feltutbygging. Inngåelse av kontrakter på et tidlig ikke inngås og byggearbeid ikke påbegynnes, før tidspunkt er avgjørende for å rekke planlagt pro- PUD er godkjent, med mindre departementet duksjonsstart i 4. kvartal 2022. Utsettelse av opp- samtykker til dette. Eventuelle vesentlige kon- 52 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten start vil innebære kostnadsøkninger og svekket tid. Tidspunktet for mulig gasseksport er usik- lønnsomhet i prosjektet. kert. Dagens informasjon tilsier at bruk av eta- En del komponenter og mange av utstyrsmo- blert infrastruktur på Snøhvit-feltet til gassek- dulene har lang leveringstid og skal bygges inn i sport, inkludert LNG-anlegget ved Hammerfest, produksjonsskipet i en spesiell sekvens. Innkjøps- kan være mulig fra 2045. pakker og materialer representerer nøkkelinfor- Innenfor samme utvinningstillatelse som Cast- masjon fra de ulike leverandørene, som det er berg-feltet er det ytterligere to mindre oljefunn, nødvendig å ha på plass på et tidlig tidspunkt for Skavl og Kayak, som ble påvist i henholdsvis 2013 at innretningen skal kunne bygges på en trygg og og 2017. Begge funnene vil være teknisk mulig å effektiv måte. koble opp til innretningene på Castberg, men pro- For å legge til rette for god prosjektgjennomfø- duksjonspotensialet er ikke endelig avklart. ring og en effektiv feltutbygging har Olje- og ener- Det er et betydelig gjenværende letepotensial i gidepartementet samtykket i at rettighetshaverne området rundt Castberg-feltet. Tidspunkt og kan inngå kontraktsmessige forpliktelser med en omfang for videre leteboring vurderes av rettig- antatt eksponering fram til antatt PUD-godkjen- hetshaverne i aktuelle utvinningstillatelser. ning på om lag 2,5 mrd. 2017-kroner, inkludert kanselleringskostnader. Totalomfang av disse kontraktene er på om lag 20,5 mrd. 2017-kroner. 3.7 Nærmere om en mulig En del kontrakter er allerede inngått. Alle kon- omlastningsterminal for råolje traktstildelinger forutsetter godkjenning av PUD for Castberg-feltet. Aker Solutions er tildelt kon- På Castberg-feltet skal råoljen lastes fra produk- trakt for levering av produksjonssystemet på hav- sjonsskipet over til skytteltankere for videre trans- bunnen, og prosjektering og innkjøpsledelse for port. En omlastningsterminal for råolje på land i overbygget på produksjonsskipet. Sembcorp Finnmark har vært lansert som en mulig del av en Marine Rigs & Floaters Pte. Ltd er tildelt kontrakt lønnsom transportløsning for olje ut av Barentsha- for bygging av produksjonsskipets skrog med vet. Skal en slik omlastningsterminal for råolje på integrert boligkvarter, mens Kværner er tildelt land i Finnmark realiseres, er en nødvendig, men kontrakt for bygging og sammenstilling av de ti ikke tilstrekkelig forutsetning, en større samlet modulene samt et fakkeltårn og en sentral rør- oljeproduksjon enn den fra Castberg-feltet. Uten gate, til overbygget på produksjonsskipet. Kon- dette vil ikke en slik terminal være lønnsom. En trakt for dreieskiven på produksjonsskipet er til- eventuell omlastningsterminal er derfor ikke en delt til SBM Offshore. del av utbyggingsplanen for Castberg-feltet. Alter- nativet til en terminal er å ta oljen direkte fra feltet til markedet slik det gjøres for mange norske felt, 3.6 Områdevurdering herunder Goliat-feltet. På initiativ fra Statoil – som operatør for Cast- Castberg-feltet ligger i et område med lite infra- berg-feltet, ble fellesprosjektet Barents Sea Oil struktur. Det er per i dag to andre felt i Barentsha- Infrastructure (BSOI) etablert i februar 2015 for å vet, Snøhvit og Goliat, som ligger henholdsvis om utrede en slik omlastningsterminal. Fellesprosjek- lag 100 km sør og 150 km sørøst for Castberg-feltet er et samarbeid mellom rettighetshaverne i tet. utvinningstillatelsene som omfatter Goliat- og Castberg-feltet er dimensjonert for økt utvin- Castberg-feltene, samt Alta/Gohta- og Wisting- ning på feltet og at andre funn i området skal funnene. Arbeidet ledes av Statoil, mens operatø- kunne fases inn i fremtiden. Basert på dagens for- rene for Goliat-feltet (Eni) og funnene Alta/Gohta ståelse av reservoarene og forventet produksjons- (Lundin) og Wisting (OMV) deltar aktivt i pro- profil, antas det å være kapasitet til at nye oljefunn sjektet. Prosjektets formål er å utvikle en kost- kan fases inn fra 2026. nadseffektiv flerbruks omlastningsterminal for Vurderinger og gjennomføring av tiltak for økt råolje på Veidnes i Nordkapp kommune, som skal utvinning vil foregå kontinuerlig gjennom hele kunne bli en del av en eksportrute for olje ut av produksjonsperioden. Hvilke tiltak som gjennom- Barentshavet. For at en eventuell uavhengig råol- føres vil avhenge av flere faktorer, blant annet pro- jeterminal skal være klar til å ta imot oljen fra duksjonserfaringer, teknologiutvikling, kostnads- Castberg-feltet fra produksjonsstart i 2022, har nivå og oljepris. prosjektet lagt til grunn at etablering av en slik Gasseksport er en fremtidig forretningsmulig- terminal må besluttes i 2019. het som vil aktualiseres mot slutten av feltets leve- 2017–2018 Prop. 80 S 53 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Statoil og BSOI-partnerne har grundig utredet volumgrunnlaget. Det utarbeides nå et konkret to ulike terminalkonsepter på Veidnes siden 2015. arbeidsprogram for denne aktiviteten med sikte I mars 2018 konkluderte selskapene med at de to på å avklare et videre konseptarbeid i løpet av ulike terminalkonseptene som er studert gir 4. kvartal 2018. begrensede reduksjoner i transportkostnader for En utredning av flere alternativer vil ikke for- olje ut fra Barentshavet og usikre øvrige verdiska- ringe muligheten for å ta olje fra Castberg-feltet til pingsbidrag i forhold til transport direkte fra fel- en eventuell fremtidig terminal, selv om det skulle tene til markedet. Videre vil de studerte konsep- medføre at en eventuell løsning ikke er på plass til tene medføre høye investeringskostnader og bety- produksjonsstart i 2022. delige driftskostnader. Dette sammen med volu- met av råolje som kan forventes å bruke en slik eventuell terminal, gjør at det ikke er samfunns- 3.8 Disponering av innretningen messig eller industrielt lønnsomt å gå videre med de to studerte terminalkonseptene. Disponeringskostnadene for Castberg-feltet er Selskapene ønsker derfor i stedet å se på alter- estimert til åtte mrd. 2017-kroner. Nedstenging og native muligheter, blant annet en nedskalert disponering av feltets innretninger og brønner vil omlastningsterminal i kombinasjon med en even- bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det tuell skip-til-skip løsning i Sarnesfjorden. De vil aktuelle tidspunkt. En løsning for disponering av bygge videre på det arbeidet som allerede er gjort feltets innretninger vil bli beskrevet i avslutnings- med å finne en optimal infrastrukturløsning for planen, som skal leveres til myndighetene tidligst oljeomlastning i Barentshavet. En industriutvik- fem år, men senest to år før bruken av innretnin- ling som inkluderer terminal er avhengig av lønn- gene er ventet å bli avviklet. somhet og volumer. Planlagt leteaktivitet fremover vil også gi ny informasjon om det totale 54 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

4 Konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet

4.1 Innledning lasjon av havbunnsanlegget og transportvirksom- het i utbyggingsfasen. Konsekvensutredningen for Castberg-feltet har I driftsfasen vil majoriteten av utslippene vært på offentlig høring. Forslaget til program for stamme fra kraftgenerering ved gassturbiner. Det konsekvensutredning ble oversendt høringsin- vil også være diffuse utslipp fra prosessutstyr på stansene 13. september 2016, med høringsfrist 31. produksjonsskipet og sikkerhetsmessig behov for oktober 2016. Basert på forslaget og kommenta- fakling av gass, samt fra tilknyttet virksomhet i rer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energide- form av skytteltankere, helikopter og forsynings- partementet utredningsprogrammet 4. april 2017. båter. Drift av feltet forventes å medføre årlige Operatøren, Statoil, har på bakgrunn av det gjennomsnittlige utslipp på om lag 315 000 tonn fastsatte utredningsprogrammet utarbeidet en CO2, 540 tonn NOx og 140 tonn nmVOC. konsekvensutredning som ble sendt på høring 30. Aktiviteten på feltet vil være omfattet av kvote- juni 2017, med høringsfrist 25. september 2017. plikt under det europeiske kvotesystemet (ETS). Høringsfristen ble forlenget for enkelte instanser Rettighetshaverne vil måtte kjøpe utslippskvoter til 12. oktober 2017. En oppsummering av hørings- for sine utslipp. I et slik system kan utslippene uttalelsene til konsekvensutredningen med opera- kun reduseres ved å redusere antallet kvoter som tørens kommentarer er gjengitt i vedlegg 1. I utstedes. I tillegg vil det bli betalt CO2- og NOx- dette kapittelet beskrives hovedtrekkene i konse- avgift som for andre utslipp fra petroleumssekto- kvensutredningen. ren. Utbyggingen ventes ikke å ha negative konse- Valg av løsninger og utstyr for å minimere kvenser av betydning for naturressurser og miljø. utslippene til luft er basert på analyser av beste til- En rekke tiltak for å ivareta miljøhensyn ligger til gjengelige teknikker (BAT). grunn for utbyggingsplanen. Investeringene i Operatøren har som alternativ til lokal kraft- Castberg-feltet og inntektene til rettighetsha- generering ved gassturbiner, utredet muligheten verne, leverandørene og staten vil ha positive virk- for helt eller delvis å dekke behovet for kraft og ninger for samfunnet. Prinsippene i naturmang- varme gjennom tilførsel av kraft fra land eller fra foldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjen- havvindmøller. En løsning basert på havvindmøl- nom departementets vurdering av konsekvensu- ler er per i dag for umoden og kostbar teknologi tredningen, samt supplerende informasjon fra til å kunne tas i bruk på Castberg-feltet. operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen Det er store tekniske utfordringer ved en kraft av prosjektet. fra land-løsning, hovedsakelig på grunn av 240 km avstand til land. Likestrømsteknologi er en egnet teknisk løsning for overføring av kraft over store 4.2 Utslipp til luft avstander. Per i dag eksisterer det imidlertid ikke kvalifisert teknologi for å overføre likestrøm Utbygging og drift av Castberg-feltet vil medføre direkte inn på et produksjonsskip. Det medfører utslipp til luft av CO2 (karbondioksid), CH4 at en slik løsning vil kreve en kostbar omformer- (metan), nmVOC (flyktige organiske forbindelser stasjon på en egen, dedikert plattform ved siden unntatt metan), NOx (nitrogenoksider), SOx (svo- av produksjonsskipet. Vekselstrømsteknologien veloksider), svart karbon og partikler. De største er velkjent, men blir teknisk og operasjonelt utfor- utslippene er i form av CO2, NOx og nmVOC. drende jo større avstanden mellom land og felt er, Totale utslipp i utbyggingsfasen vil være om og jo større kraftmengde som skal overføres. En lag 197 000 tonn CO2, 3 300 tonn NOx og 280 tonn vekselstrømsløsning til Castberg-feltet vil kreve nmVOC. Dette stammer hovedsakelig fra bore- og en teknologikvalifiseringsprosess på grunn av den brønnoperasjoner, marine operasjoner ved instal- lange avstanden til land. En kraft fra land-løsning til Castberg-feltet ville tatt en vesentlig del av ny 2017–2018 Prop. 80 S 55 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten nettkapasitet i regionen, og i så måte begrense 4.3 Utslipp til sjø muligheten for annen forbruksøkning. Tilleggsinvestering ved en kraft fra land-løs- Castberg-feltet ligger i sørvestre del av Barentsha- ning er anslått til 8–12,5 mrd. kroner avhengig av vet, nord for Tromsøflaket og Eggakanten og sør løsning, med tilhørende tiltakskostnad på 5000– for iskanten og polarfronten som i forvaltningspla- 1 8000 kroner per tonn redusert CO2. nen for Lofoten-Barentshavet er pekt ut som spesi- Den høye tiltakskostnaden og de store tek- elt miljøfølsomme. Feltet ligger 210 km sør for niske utfordringene tilsier at tiltaket ikke er hen- Bjørnøya og omtrent 190 km fra sørspissen av siktsmessig å gjennomføre. Operatøren har der- naturreservatet rundt øya. Det er ikke funnet kor- for lagt til grunn en løsning der gassturbiner dek- allrev på Castberg-feltet, og det er kun registrert ker kraftbehovet til elektrisk drevet utstyr og gas- få og spredte forekomster av svamp. sinjeksjon, mens behovet for varme til prosessan- Det vil være noe utslipp til sjø i forbindelse legget dekkes ved å gjenvinne varme fra med boring og ferdigstillelse av brønnene på Cast- gassturbineksosen. Samlet vil dette gi god energi- berg-feltet. Utslipp til sjø vil i hovedsak være bore- utnyttelse med en virkningsgrad på 63 pst. kaks og borevæske fra boring med vannbasert Rettighetshavernes valgte løsning innebærer borevæske og unntaksvis produsert vann. også fysisk å tilrettelegge skipet for eventuell Borekaks er utboret steinmasse, bestående av fremtidig import av kraft. Dersom fremtidig utvik- partikler i ulike størrelser som fjernes fra borehul- ling i området eller teknologi skulle vise at kraft let etter hvert som brønnen bores. Under boring fra land eller fra fornybar havbasert energi er et av brønner blir det benyttet borevæske for å hensiktsmessig tiltak, vil det være mulig å bruke frakte ut borekaks, smøre og kjøle borekronen, og vekselstrømsteknologi til å dekke behovet for for å kontrollere trykket i brønnen. elektrisk kraft. Ved boring av de øverste brønnseksjonene vil Det vil benyttes gassturbiner med lav-NOx-tek- det bli benyttet vannbasert borevæske. I de mer nologi, som vil bidra til å begrense utslipp av NOx. krevende brønnseksjonene lenger nede vil det bli Rettighetshaverne vil ha kontinuerlig oppmerk- benyttet oljebasert borevæske. Ved boring av somhet på energieffektivisering og vurdere ulike reservoarseksjonene i brønnene blir det benyttet tiltak for å minimere energiforbruket og derigjen- oljebasert borevæske for produsentene og gassin- nom redusere utslippene som følge av kraftgene- jektorene, og vannbasert borevæske for vannin- rering. jektorene. Fakling vil ikke forekomme under normal Kjemikaliene som er planlagt benyttet i bore- drift. Fakling benyttes når anlegget må trykkav- væsken er klassifisert som grønne i Miljødirekto- lastes og tømmes for gass av sikkerhetshensyn. ratets klassifiseringssystem. I hydraulikkvæske Fakling kan også forekomme i perioder ved opp- for å operere ventiler på havbunnen og i testing av start av anlegget etter at gassinjeksjonssystemet rørledninger vil det bli brukt gule kjemikalier. har vært ute av drift, spesielt i utbyggings- og opp- Gule og grønne kjemikalier regnes ikke som miljø- startsfasen før anlegget er godt innkjørt. Det er skadelige. lagt opp til gjenvinning av gass fra separatorer/ Det er laget en væskegjenvinningsplan for tanker (fakkelgassgjenvinning), slik at utslipp fra boreoperasjonene. Brukt vannbasert og olje- fakling minimeres. basert borevæske som kan brukes på nytt, vil bli Det vil bli installert et anlegg for gjenvinning sendt til land for gjenvinning. Borekaks fra seksjo- av nmVOC og metan fra lagertankene på produk- ner boret med oljebasert borevæske vil bli trans- sjonsskipet. Utslipp fra dette anlegget vil kun fore- portert til land for behandling, gjenvinning av komme hvis det er nødvendig av sikkerhetshen- baseolje og godkjent sluttdisponering av bore- syn. Driftsregulariteten antas å være høyere enn kaks. 95 pst. Det vil også installeres gjenvinningsanlegg Borekaks fra seksjoner boret med vannbasert for håndtering av nmVOC ved lasting av olje til borevæske vil slippes ut og deponeres lokalt på skytteltankerne. Operatøren vurderer de valgte sjøbunnen. Fra den øverste seksjon pumpes bore- løsningene for håndtering av nmVOC og metan kaks bort fra selve borestedet. De resterende som beste tilgjengelige teknikker (BAT). Et pro- mengdene slippes ut fra boreriggen. Det er esti- gram for å overvåke og utbedre diffuse lekkasjer mert at det i løpet av boreperioden vil slippes ut i vil bli benyttet i driftsfasen. overkant av 34 200 tonn borekaks og 10 600 kubikkmeter vannbasert borevæske. Effektene på 1 Tiltakskostnaden er beregnet med 5 pst. diskonterings- bunnmiljøet av disse utslippene er vurdert å være rente. 56 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten liten. Det er videre ikke sannsynlig at utslippene egne avtaler med fiskefartøy for å drive kystnær vil ha noen effekt på fisk i området. oljevernberedskap. Operatøren planlegger å ha 15 Produsert vann er formasjonsvann som følger fartøy fra NOFO for mekanisk oppsamling til å med brønnstrømmen fra reservoaret, og som der- håndtere et eventuelt utslipp til havs. For å hånd- fra kan inneholde uorganiske salter, tungmetaller tere et eventuelt utslipp i kyst- og strandsonen og organiske stoffer, inklusive dispergert olje og planlegger operatøren å ha fire fjordsystemer og tilsatte kjemikalier. fire kystsystemer fra NOFO. Alt produsert vann på Castberg-feltet vil i nor- En utilsiktet gasslekkasje er i større grad en malsituasjonen renses og deretter injiseres i sikkerhetstrussel enn en miljøtrussel. Det vil reservoaret for å opprettholde trykket. I de tilfel- installeres systemer for deteksjon av gass og tiltak ler hvor injeksjonsanlegget er nede eller at det er som ivaretar sikkerheten. utfordringer med injektiviteten i brønnene, slippes produsert vann til sjø etter rensing. Operatø- ren legger til grunn at injeksjonsanlegget er til- 4.4 Arealbeslag og fysiske inngrep gjengelig 95 pst. av tiden. Oljeinnholdet i produsert vann som slippes til Det vil bli opprettet en sikkerhetssone i henhold sjø skal være så lavt som mulig og skal ikke over- til gjeldende regelverk rundt produksjonsskipet, stige 30 mg olje per liter vann som veid gjennom- med utstrekning på 500 meter regnet ut fra ski- snitt for en kalendermåned, jf. aktivitetsforskriften pets ytterpunkter der denne til enhver tid befinner §60. seg. Det vil bli opprettet en sikkerhetssone på 500 Rensing av produsert vann på Castberg-feltet meter med forbud mot fiske med bunnredskap og vil bli utført med beste tilgjengelig teknikker oppankring rundt alle bunnrammer/satellitter. (BAT). Renset produsert vann er antatt å ha en Castberg-feltet ligger i et område med lite fis- gjennomsnittlig oljekonsentrasjon på 15 mg/liter. keriaktivitet. Området som berøres av feltutbyg- En eventuell vesentlig lavere oljekonsentrasjon vil ging og drift er lite egnet for fiske med bunnred- kreve redesign av hele renseanlegget og tekno- skaper på grunn av bunnforholdene som preges logi som per i dag ikke er kvalifisert for bruk off- av brede og dype isskuremerker. Det forventes shore. Dette vil medføre en høy risiko for økte derfor heller ikke fiske med bunntrål i fremtiden. kostnader og forsinkelse av gjennomførings- Det foregår moderat fiske med konvensjonelle planen. redskaper i området. I hovedsak er dette et fiske Akutte utslipp til sjø kan komme fra utblåsnin- med autoline, et fiske som foregår over store ger fra feltinnretninger under boring eller drift, områder. For denne fartøygruppen vil det kunne lekkasjer fra rør, lekkasjer fra undervannsinstalla- være mindre operasjonelle ulemper som følge av sjoner, prosesslekkasjer eller lekkasjer fra skyttel- at de må ta hensyn til sikkerhetssonen rundt pro- tankere eller lasteoperasjoner. Operatøren plan- duksjonsskipet, samt mobile rigger ved brønnope- legger å installere et system for automatisk oppda- rasjoner og fartøy som brukes i installasjonsperio- ging av olje til sjø. den. Et uhellsutslipp av olje fra Castberg-feltet Castberg-feltet ligger utenfor hovedstrøm- representerer størst miljørisiko for sjøfugl og høy- mene for skipstrafikk i Barentshavet. est for lunde i hekkesesongen. Miljørisiko for Det har ikke blitt identifisert koraller eller andre dyregrupper og sensitive habitater er andre sårbare arter på havbunnen på selve feltlo- beregnet som liten, og konsekvens for disse der- kasjonen under de kartleggingene som har blitt som et utslipp skulle skje, vurderes også som gjennomført. begrenset. Miljørisikoanalysen viser at miljørisi- koen for boring og produksjon av Castberg-feltet er innenfor operatørens akseptkriterier. 4.5 Samfunnsmessige konsekvenser I planlegging og dimensjonering av oljevernberedskapen er det tatt høyde for klimatiske for- Utbyggingen av Castberg-feltet vil skape store hold, og feltets plassering i et område langt fra verdier til fellesskapet. I tillegg til inntekter til sta- land. For å møte responstiden vil det være tilgjen- ten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningen gelige oljevernressurser om bord på et dedikert vil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter i beredskapsfartøy på feltet. forbindelse med utbygging og drift, samt gi inn- Norsk Oljevernforening for Operatørselskap tekter og sysselsetting for norsk industri. (NOFO) står for den operative delen av beredska- Samlede kostnader for utbygging og 30 års pen. NOFO har utstyr på depot langs kysten og drift av Castberg-feltet (inkludert disponerings- 2017–2018 Prop. 80 S 57 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten kostnader) er om lag 95 mrd. kroner. Samlede for- utredningen beregnet til om lag 47 000 årsverk i ventede inntekter er beregnet til om lag 270 mrd. norske bedrifter, fordelt over de åtte årene fra kroner. Begge disse tallene er i faste 2017-kroner, 2017–2024. Av disse årsverkene er om lag 70 pst. men er udiskonterte størrelser. antatt å komme fra leverandørbedrifter og deres Forventet nåverdi før skatt, neddiskontert underleverandører, og resterende årsverk kom- med syv pst. realrente, er beregnet til 74,2 mrd. mer fra de omtalte konsumvirkningene. I driftspe- 2017-kroner. Prosjektet er samfunnsøkonomisk rioden er nasjonale sysselsettingsvirkninger lønnsomt, og størsteparten av dette overskuddet beregnet til i overkant av 1 700 årsverk i et nor- tilfaller det norske samfunnet i form av skatteinn- malt driftsår. tekter og kontantstrøm fra SDØE. Utbyggingen av feltet vil gi positive ringvirk- Castberg-utbyggingen utgjør en betydelig ninger for Nord-Norge i utbyggingsfasen og sær- andel av investeringene på norsk sokkel i årene lig i driftsfasen. Operatøren er opptatt av å ha god fremover, og er derfor svært viktig for norsk leve- kontakt med regionalt næringsliv gjennom hele randørindustri til petroleumsvirksomheten. Basert prosjektperioden og videre inn i driftsfasen. på tidligere utbyggingsprosjekter på norsk sokkel Operatøren har beregnet at 6,5 pst. av den er det beregnet at norsk andel av vare- og tjeneste- nasjonale verdiskapingen i utbyggingsfasen kom- leveringen til utbyggingen av Castberg-feltet vil mer regionalt i Nord-Norge. Samlede regionale være omtrent halvparten. For driftsperioden, som sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen er er anslått til å vare i 30 år, er andelen beregnet til å beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav i over- være vel 80 pst. Disse tallene representerer leve- kant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finnmark. ranser fra norske leverandører og underleveran- Det er beregnet at 40 pst. av den nasjonale ver- dører, ikke kontraktsverdier i seg selv. En norsk diskapingen i driftsfasen kommer regionalt i leverandør kan bruke en utenlandsk underleve- Nord-Norge. Årlige regionale sysselsettingsvirk- randør, og det utenlandske bidraget blir da fra- ninger i driftsfasen er beregnet til om lag 470 trukket. Tilsvarende kan en utenlandsk leveran- årsverk i et normalt driftsår, hvorav 265 årsverk i dør bruke en norsk underleverandør, og det nor- Nord-Troms og Finnmark. ske bidraget vil da inngå i den norske andelen. I henhold til etablert praksis skal operatøren Utbyggingen vil også gjennom konsumvirk- senest to år etter at feltet er satt i produksjon gjen- ninger kreve arbeidsinnsats hos leverandørene og nomføre en analyse av regionale og lokale ring- underleverandørene. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingen. virkninger i utbyggingsfasen er i konsekvens- 58 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

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

5.1 Arbeids- og sosialdepartementets med operatøren og de andre rettighetshaverne, vurdering samt eget teknisk arbeid. Forhold som OD har vært opptatt av i selskapenes arbeid med utbyg- Arbeids- og sosialdepartementet har innhentet gingsplanen var blant annet knyttet til reservoaru- Petroleumstilsynets vurdering av om planene for sikkerhet, permanent reservoarovervåking, dre- utbygging av Castberg-feltet er i tråd med HMS- neringsstrategi, økt utvinningspotensial og fleksi- regelverket. bilitet i utbyggingsløsningen. Petroleumstilsynets konklusjon er at de fremlagte løsningene kan utvikles i tråd med regel- verkets krav. Petroleumstilsynet påpeker at pro- Undergrunnen duksjonsskipet er designet med en teknisk levetid OD mener at rettighetshaverne har gjort et godt på 30 år, mens stigerør, feltrørledninger, kontroll- geofaglig arbeid, som er tilstrekkelig til å kunne kabler og undervannsutstyr er designet med tek- igangsette utbygging av funnene Skrugard, Havis nisk levetid på 25 år. Det vises til at regelverket og Drivis. Etter ODs vurdering er funnene til- ikke pålegger operatøren en plikt å søke om leve- fredsstillende avgrenset, og datainnsamlingen i tidsforlengelse for dette utstyret alene. Det er brønnene er god. Etter ODs vurdering er ressurs- ikke ønskelig at utstyret vil kunne benyttes utover beregningen utført på en grundig og pålitelig designet levetid, uten at det er krav om å igang- måte. Usikkerhetsspennet i tilstedeværende res- sette en samtykkeprosess. Tilsynet ber derfor om surser er relativt sett lite. Etter ODs vurdering er at PUD for Castberg-feltet godkjennes med et vil- de beregnede usikkerhetene rimelige, sett i for- kår om at operatøren må søke om samtykke til hold til kompleksiteten i reservoarene og i forhold bruk av dette utstyret ut over den levetiden som til datagrunnlaget. er beskrevet i søknaden og som utløper etter 25 Rettighetshaverne planlegger å benytte geofy- år. sisk reservoarmonitorering (GRM) for regelmes- Arbeids- og sosialdepartementet legger til sig å kunne samle informasjon om reservoarene grunn at operasjoner som innebærer direkte kon- og overliggende lag på Castberg-feltet. Dette takt med og styring av brønnstrøm skal skje i tråd bidrar til bedre forståelse av undergrunnen over med regelverket, og viser til at operatøren og tid. Rettighetshaverne har vurdert ulike GRM- Petroleumstilsynet har kontakt om aktuelle løs- metoder, og foreløpig lagt til grunn et konsept ninger. basert på konvensjonell teknologi. Overvåking av Arbeids- og sosialdepartementet har ingen reservoaret ved hjelp av permanent installerte ytterligere merknader til planene og anbefaler at seismiske sensorer for reservoarmonitorering PUD for Johan Castberg-feltet godkjennes med (permanent reservoarmonitorering, PRM) er følgende vilkår: også vurdert og anbefalt av operatøren. Sammen- – Operatøren må søke Petroleumstilsynet om lignet med konvensjonelle GRM-metoder vil PRM samtykke til bruk av stigerør, feltrørledninger, kunne bidra til bedre forståelse av undergrunnen, kontrollkabler og undervannsutstyr ut over og derigjennom bedre beslutningsgrunnlag for til- den levetiden som er beskrevet i PUD. leggsbrønner og andre tiltak for økt utvinning. Rettighetshaverne planlegger endelig beslutning av GRM-metode i løpet av 2018. Basert på 5.2 Oljedirektoratets vurdering dokumentasjonen i PUD vurderer OD at PRM- konseptet gir størst verdi over feltets levetid. OD Oljedirektoratet (OD) baserer sin vurdering på de anbefaler at det stilles vilkår til installasjon av mottatte planene og informasjon mottatt i møter PRM ved godkjennelse av PUD. 2017–2018 Prop. 80 S 59 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

OD er enig i den valgte dreneringsstrategien implementering av teknologier som kan gi økt for Castberg-feltet. Etter ODs vurdering er opera- verdiskaping, når rettighetshaverne har produk- tørens reservoarvurderinger tilfredsstillende sjonserfaring fra feltet. utført og dokumentert. Operatøren har etter ODs vurdering gjennom- ført et tilfredsstillende arbeid med å kvantifisere Utbyggingsløsning utvinnbare volumer og tilhørende usikkerheter. OD mener at den valgte utbyggingsløsningen gir Forventede utvinnbare oljereserver for Castberg- god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i feltet er av operatøren beregnet til 88,7 mill. Sm3, Castberg-feltet og til å fase inn fremtidige tilleggs- noe som tilsvarer en utvinningsgrad på 51 pst. ressurser i området. Som første infrastruktur i Operatøren har identifisert et potensielt tilleggs- dette området vil feltet være en viktig byggekloss volum på om lag 27 mill. Sm3 oljeekvivalenter, for fremtidig aktivitet sørvest i Barentshavet og som inkluderer at gass produseres og eksporte- videre nordover. OD har vært opptatt av at det vel- res mot slutten av feltets levetid. ges en fremtidsrettet løsning som i størst mulig Usikkerhetene i utvinnbare reserver er pri- grad også legger til rette for å utnytte tilleggsres- mært knyttet til usikkerheten i tilstedeværende surser. Oljen fra Castberg-feltet planlegges lastet olje, permeabilitet, relativ permeabilitet, konnekti- over til skytteltankere for transport bort fra feltet. vitet i deler av reservoaret, vanninjeksjonseffekti- OD har ikke, på ressursforvaltningsmessig vitet og kommunikasjon over forkastninger. OD grunnlag, innvendinger mot rettighetshavernes vurderer usikkerhetsspennet som rimelig anslått. anbefalte lager- og lasteløsning for olje på Cast- Den valgte dreneringsstrategien på feltet er berg-feltet. horisontale produksjonsbrønner og trykkstøtte Totale investeringer er betraktelig redusert i ved hjelp av gass- og vanninjeksjon. Redusert van- løpet av planleggingsfasen. Enkelte kostnadsesti- ninjeksjonseffektivitet på grunn av formasjonsska- mater ligger under nivåene i ODs referansedata- der i området rundt brønner og i reservoaret er base, blant annet for boring av brønner og hav- en sentral risikofaktor i dreneringsstrategien. bunnsanlegget. Operatøren begrunner disse kost- Operatøren har etter ODs vurdering tilfredsstil- nadsestimatene med interne optimaliseringspro- lende planer for å ivareta dette. Operatøren vil ha sesser, gode markedsutsikter og økt priskonkur- kontinuerlig oppmerksomhet på de kritiske para- ranse mellom leverandører. Operatøren har hatt meterne for å oppnå ønsket injektivitet. Dersom tett dialog med ulike leverandører i arbeidet med forkastningskommunikasjonen er dårligere enn utbyggingsplanen. Dette bidrar til lavere risiko for forventet, kan enkelte av reservoarformasjonene overskridelser og forsinkelser i utbyggingsfasen. ikke få nok trykkstøtte. OD har i utbyggingsløpet Inngåelse av kontrakter med leverandørene på et vært opptatt av at alternative løsninger for optimal tidlig tidspunkt bidrar til større forutsigbarhet for drenering skulle beskrives i PUD. Operatøren har kostnadene ved utbyggingen. OD vurderer kost- i PUD beskrevet avbøtende tiltak, dersom enkelt- nadsestimatene som forventningsrette med hen- formasjoner ikke mottar nok trykkstøtte. syn til dagens markedsnivå. Operatøren har etter ODs vurdering på en god Rettighetshaverne har valgt en kontraktstra- måte tatt hensyn til at reservoaret kan være tegi som innebærer oppdeling i flere kontrakter. annerledes enn forventet. Dreneringsstrategien Det forventes at oppdelingen vil bidra til å redu- må vurderes underveis i lys av produksjonserfa- sere kostnader, minimere planrisiko og å gjøre ring og data fra reservoarovervåking for å sikre prosjektgjennomføringen mer fleksibel og robust. en optimal verdiskaping på feltet. Kontraktsstrategien bygger på erfaringer fra Castberg er et stort felt med en lang produk- andre utbyggingsprosjekter som er gjennomført sjonshorisont og mange muligheter for økt verdi- på norsk sokkel og internasjonalt. skaping gjennom kostnadsreduksjon og økt utvin- Etter ODs vurdering er rettighetshavernes ning. OD har utfordret operatøren på å utarbeide kontrakts- og gjennomføringsstrategi godt gjen- en plan for identifisering og implementering av nomarbeidet. I planleggingsfasen fram mot PUD teknologier som kan gi økt verdiskaping gjennom har OD fulgt opp overfor operatøren at god kvali- feltets levetid. tet i prosjekteringsarbeidet vektlegges tilstrekke- OD anbefaler på bakgrunn av dette at det stil- lig, for derigjennom å legge best mulig til rette for les vilkår ved godkjennelse av PUD knyttet til en en god prosjektgjennomføring og et godt under- vurdering av den valgte dreneringsstrategien og lag for kostnadsestimatene. en plan for videre utvikling av ressurspotensialet i Operatøren har identifisert relevante risikoer utvinningstillatelsen, herunder identifisering og som kan medføre kostnadsøkninger og forsinkel- 60 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten ser, blant annet knyttet til grensesnitthåndtering av kontraktene og gjenstående arbeid på produk- Økonomi sjonsskipet ved planlagt uttauing til feltet, og et Castberg-prosjektet fremstår etter ODs vurdering system for å håndtere disse. Gjennomføringspla- som samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust. nen er etter ODs vurdering realistisk. OD har utført sensitivitetsberegninger på lønn- Rettighetshavergruppen skal påse at virksom- somheten for prosjektet. Beregningene viser at heten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar med prosjektet er økonomisk robust for alle testede gjeldende lovgivning. Påseplikten er en viktig del kostnadsøkninger, både investeringer og drifts- av kvalitetssikringen av utbyggingsprosjekter på kostnader. Parameterne med størst effekt på norsk sokkel. I forbindelse med innlevering av nåverdien er lavt og høyt ressursutfall, produktpri- PUD for Castberg-feltet har partnerne, Eni Norge ser og investeringer. Fremtidig oljepris, særlig i AS og Petoro AS, redegjort for hvilke aktiviteter første del av produksjonsløpet, er viktig for nivået de har gjennomført/planlegger å gjennomføre for på kapitalavkastningen ved utbyggingen. Cast- å oppfylle påseplikten i tilknytning til utarbeidelse berg-utbyggingen er robust for vesentlig lavere og gjennomføring av PUD. Etter ODs vurdering oljepriser fremover enn dagens nivå. har partnerne bidratt aktivt og konstruktivt i Utbyggingsløsningen har fleksibilitet til å arbeidet fram mot innlevering av PUD, og begge kunne utvinne ressursene i Castberg-feltet og til å har levert en tilfredsstillende plan for hvordan de fase inn fremtidige tilleggsressurser i området. vil følge opp prosjektet i utbyggingsfasen. Det er et betydelig gjenværende letepotensiale innad i utvinningstillatelsen for Castberg-feltet og i tilstøtende tillatelse med samme eierstruktur. Utslipp og miljø Tidspunkt og omfang for videre leteboring er Kraftgenerering vil være den dominerende kilden under vurdering hos rettighetshaverne. Forventet for utslipp til luft. Kraft- og varmebehovet på Cast- produksjonsprofil tilsier at 2026 er sannsynlig tids- berg-feltet vil dekkes av lav-NOx gassturbiner punkt for når innfasing av nye oljefunn til produk- med varmegjenvinningsenheter. Dette gir en høy, sjonsskipet kan være aktuelt på grunn av produk- total virkningsgrad for turbinene. OD mener at sjonskapasiteten på skipet. OD vurderer det som den valgte løsningen for dekning av kraft- og var- svært positivt at utforskingen av ressurspotensia- mebehov på Castberg-feltet er en effektiv og hen- let i området fortsetter og at prospektene modnes siktsmessig løsning. Rettighetshaverne har vur- fram mot borebeslutning. dert flere løsninger for å dekke kraftbehovet, herunder flere alternativer for kraft fra land. De forskjellige alternativene med kraft fra land gir alle Oljedirektoratets anbefaling svært høye tiltakskostnader. Videre er det betyde- OD anbefaler at PUD for Johan Castberg-feltet lige, tekniske utfordringer ved en kraft fra land- godkjennes med følgende vilkår: løsning. Dette vil kunne påvirke gjennomføringen – Anlegget for permanent installerte seismiske av prosjektet og øke risikoen for forsinkelser og sensorer (permanent reservoarmonitorering, kostnadsoverskridelser. Høytrykksfakkelen på PRM), som er beskrevet i PUD, skal være ope- produksjonsskipet vil være lukket med gjenvin- rativt ved produksjonsstart. En meddelelse om ning til førstetrinnsseparator. Det vil derfor ikke at investeringsbeslutning er tatt, og grunnlaget være utslipp fra denne under normal drift. for beslutningen, skal fremlegges for departe- Det er lagt til grunn at borekaks fra seksjoner mentets godkjenning innen 30. september boret med vannbasert borevæske vil slippes ut til 2018. sjø. Kaks fra boring med oljebasert borevæske vil – Rettighetshaverne skal, basert på oppdatert bli transportert til land for behandling og depone- datagrunnlag, gjøre en vurdering av den valgte ring. Produsert vann planlegges reinjisert i reser- dreneringsstrategien og utarbeide en plan for voaret. Selv om alt produsert vann er planlagt videre utvikling av ressurspotensialet i utvin- reinjisert, vil det etableres et fullverdig rensean- ningstillatelse 532, herunder identifisering og legg, designet for en oljekonsentrasjon på 15 mg/ implementering av teknologier som kan gi økt liter etter rensing, for bruk i perioder der injek- verdiskaping. Planen, med tilhørende vurde- sjon ikke er mulig. ring, skal fremlegges for departementets godkjenning innen 1. januar 2025. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den fremlagte planen. 2017–2018 Prop. 80 S 61 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

5.3 Olje- og energidepartementets effekt av fremtidige globale klimatiltak, og fortsatt vurdering gi god avkastning på investert kapital. Prosjektets lønnsomhet er også robust mot endringer i drift- Olje- og energidepartementet viser til at det er skostnader, inkludert utslippskostnader på norsk Arbeids- og sosialdepartementets vurdering at de sokkel. fremlagte planene kan utvikles i tråd med regel- Myndighetene er opptatt av at utbyggingspro- verkets krav til arbeidsmiljø og sikkerhet. sjektene på norsk sokkel gjennomføres sikkert og Departementet og Oljedirektoratet (OD) har effektivt. Det er operatørens og øvrige rettighets- hatt dialog med operatøren om utbyggingsløsnin- haveres ansvar å planlegge og gjennomføre utbyg- gen for Castberg-feltet gjennom prosjektløpet, ginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende krav også før overlevering av plan for utbygging og til helse, miljø og sikkerhet, innen planlagt tid og drift. Formålet med denne dialogen har vært å kostnad, og med god kvalitet. Rettighetshaver- sikre at den valgte utbyggingsløsningen gir god gruppen skal påse at virksomheten kan utøves på ressursforvaltning, høy forventet verdiskaping og forsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgiv- at den oppfyller myndighetenes krav. Olje- og ning og under ivaretakelse av hensynet til god res- energidepartementet vurderer den valgte utbyg- sursforvaltning, helse, miljø og sikkerhet. Påse- gingsløsningen, herunder energiløsningen, som plikten er en sentral del av kvalitetssikringen av god. utbyggingsprosjekter på norsk sokkel. ODs vurdering er at prosjektets gjennomfø- ringsplan er godt gjennomarbeidet og realistisk. Ressursforvaltning og verdiskaping Operatørens beregninger viser at prosjektet er Olje- og energidepartementet viser til ODs vurde- samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust. ODs ring av plan for utbygging og drift av Castberg-fel- vurdering av prosjektet bekrefter denne konklu- tet. OD mener at utbyggingsløsningen legger opp sjonen. Olje- og energidepartementet mener på til en tilfredsstillende utnyttelse av ressursene og denne bakgrunn at utbyggingen av Castberg-fel- at det er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og tet er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust robust prosjekt. prosjekt. Departementet er opptatt av at den valgte Utbygging av Castberg-feltet er et stort pro- utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å sjekt og den tredje feltutbyggingen i Barentsha- kunne utvinne ressursene i Castberg-feltet og til å vet. Feltet er forventet å få en lang produksjons- fase inn tilleggsressurser i området. Departemen- periode på 30 år, og forventes ifølge operatøren å tet viser til at det for den valgte utbyggingsløsnin- få en utvinningsgrad på 51 pst. Det er ambisjoner gen er et betydelig antall ledige brønnslisser og at om å øke utvinningen i løpet av driftsperioden. produksjonsskipet er tilrettelagt for å prosessere Myndighetene er opptatt av at rettighetshaverne tilleggsressurser. foretar ressursforvaltningsmessige gode valg som Forventede investeringer til utbygging av fører til at man får realisert alle lønnsomme res- Castberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kro- surser og får høyest mulig verdiskaping ut av fel- ner. Årlige driftsutgifter er i gjennomsnitt bereg- tet. net til å bli om lag 1,3 mrd. 2017-kroner. Forventet nåverdi før skatt er beregnet til 74,2 mrd. 2017- kroner. Balanseprisen, den fremtidige oljepris Ringvirkninger som gir en realavkastning på forventede investe- Utbyggingen av Castberg-feltet vil skape store ringer på syv pst. reelt før skatt for prosjektet, er verdier for samfunnet. I tillegg til inntekter til sta- beregnet til 31 US dollar per fat. Operatøren har ten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningen gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet vil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter i endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris, forbindelse med utbygging og drift, samt gi inn- utvinnbare reserver og forsinkelser, jf. avsnitt 3.4. tekter og betydelig sysselsetting i norske bedrif- Analysen viser at Castberg-utbyggingen er robust ter. overfor endringer i disse elementene. Departementet er opptatt av at nye utbyggin- Klimarisikoen ved utbyggingen er synliggjort ger skaper størst mulig verdier for samfunnet og av selskapene i utbyggingsplanen. Det framgår av at de legger til rette for positive, lokale og regio- planen at prosjektet er robust både mot lavere nale ringvirkninger. Som del av konsekvensutred- oljepriser og høyere driftskostnader enn forven- ningen er de samfunnsmessige forhold, herunder tet. Prosjektet tåler en betydelig lavere oljepris regionale og lokale ringvirkninger, utredet. enn forventet, herunder om dette skulle bli en 62 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Utbyggingen vil også bidra til aktivitet i norsk I tråd med Meld. St. 28 (2010–2011) En økonomi, utover leverandørene og underleveran- næring for framtida – om petroleumsvirksomheten, dørene, gjennom konsumvirkninger. Nasjonale skal operatøren, senest to år etter at feltet er satt i sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen er i produksjon, gjennomføre en analyse av regionale konsekvensutredningen beregnet til om lag og lokale ringvirkninger av utbyggingen. 47 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden 2017–2024. Av disse årsverkene er om lag 70 pst. antatt å komme fra leverandørbedrifter og Miljøpåvirkning og utredningsplikten deres underleverandører, og resterende årsverk Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger kommer fra de omtalte konsumvirkningene. I som følge av utbyggingen av Castberg-feltet med driftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirknin- den utbyggingsløsningen som er fremmet av ret- ger beregnet til i overkant av 1 700 årsverk i et tighetshaverne. Operatøren har i konsekvensu- normalt driftsår. tredningen vurdert virkningene av utbyggingen Utbyggingen av feltet vil gi positive ringvirk- og beskrevet hvilke avbøtende tiltak som planleg- ninger for Nord-Norge både i utbyggings- og ges gjennomført, blant annet for å begrense driftsfasen. Samlede regionale sysselsettingsvirk- utslipp til luft og sjø, arealbeslag og fysiske inn- ninger i Nord-Norge i utbyggingsfasen er av ope- grep. I høringen av konsekvensutredningen er det ratøren beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav i ikke fremkommet forhold som tilsier at plan for overkant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finn- utbygging drift for Castberg-feltet ikke bør god- mark. Årlige regionale sysselsettingsvirkninger i kjennes. Hvordan operatøren planlegger å følge driftsfasen er beregnet til om lag 470 årsverk i et opp høringsuttalelsene fremgår av vedlegg 1. normalt driftsår, hvorav 265 årsverk i Nord-Troms Olje- og energidepartementet vurderer den og Finnmark. valgte energiløsningen som tilfredsstillende. Med Departementet er opptatt av at det er tidlig en virkningsgrad på 63 pst. er energiutnyttelsen kontakt mellom operatøren og lokalt/regionalt god. Operatøren har gjort grundige analyser av næringsliv og relevante myndigheter ved utbyg- ulike energiløsninger for å begrense utslipp til ging av funn som Castberg. Departementet har luft. De forskjellige alternativene med kraft fra ingen innsigelser til at driftsorganisasjonen for land gir alle svært høye tiltakskostnader. Videre Castberg-feltet etableres i Harstad og at helikop- er det betydelige tekniske utfordringer ved en ter- og forsyningsbasene i Hammerfest benyttes. kraft fra land-løsning. Dette vil kunne påvirke Departementet forventer at selskapene legger til gjennomføringen av prosjektet og øke risikoen for rette for kvalifisering av relevante lokale/regio- forsinkelser og kostnadsoverskridelser. En løs- nale leverandører i utbyggings- og driftsfasen for ning med kraft fra land forutsetter at det er sikret feltet, og at de etablerer anbudsprosesser som utbygging av tilstrekkelig ny kraft eller at det gjør at bedrifter fra landsdelen kan delta. fremføres tilstrekkelig nytt nett, slik at det ikke I et separat industriprosjekt vurderes mulighe- oppstår regionale ubalanser på utbyggingstids- ten for å utvikle en kostnadseffektiv omlastings- punktet. Samtidig må naturmangfoldet og hensy- terminal for råolje på Veidnes i Nordkapp kom- net til tiltakskostnadene ivaretas. Myndighetenes mune som del av en eksportrute for råolje ut av politikk på dette området fremgår blant annet i Barentshavet. Departementet er kjent med at sel- Meld. St. 28 (2010–2011) En næring for framtida – skapene ikke har funnet lønnsomhet i de to termi- om petroleumsvirksomheten og i klimaforliket, jf. nalkonseptene de har studert fram til nå. Departe- Innst. 390 S (2011–2012). mentet er opptatt av at det er et best mulig beslut- Produksjonsskipet vil bli tilrettelagt for eventu- ningsgrunnlag i denne saken, og mener derfor ell fremtidig import av vekselstrøm, hvis utviklin- det er viktig at selskapene viderefører utrednings- gen innen teknologi eller den økonomiske aktivi- arbeidet slik de har foreslått, med sikte på å teten i området gjør det til et hensiktsmessig til- avklare et videre konseptarbeid i løpet av 4. kvar- tak. CO2-utslippene fra produksjonsskipet vil være tal 2018. En utredning av flere alternativer vil ikke omfattet av det europeiske kvotesystemet. Rettig- forringe muligheten for å ta olje fra Castberg-feltet hetshaverne må i tillegg betale CO2-avgift. Selska- til en eventuell framtidig terminal, selv om det pene har således kontinuerlig en betydelig økono- skulle medføre at en eventuell løsning ikke er på misk egeninteresse av å begrense sine utslipp av plass til produksjonsstart i 2022. Departementet CO2. legger til grunn at Castberg-feltet skal benytte en På denne bakgrunn anser Olje- og energide- omlastningsløsning i Finnmark dersom en slik partementet konsekvensutredningsplikten for løsning er lønnsom og blir etablert. prosjekt som oppfylt. Prinsippene i naturmang- 2017–2018 Prop. 80 S 63 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten foldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjen- økonomisk robust prosjekt som gir god ressurs- nom departementets vurdering av konsekvens- forvaltning og god samfunnsøkonomisk lønnsom- utredningen, samt supplerende informasjon fra het. Myndighetene er opptatt av at det skapes operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen størst mulig verdier ut av petroleumsressursene av prosjektet. på norsk sokkel. Oljedirektoratet har gjennomgått rettighetshavernes planer og foreslått vilkår knyttet til permanent reservoarmonitorering (PRM) Konklusjon og utvinningsstrategi. Departementet er opptatt Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av å legge til rette for god ressursforvaltning, her- av Oljedirektoratet fremstår utbyggingen av Cast- under økt utvinning, og slutter seg til forslagene berg-feltet som et samfunnsøkonomisk lønnsomt fra Oljedirektoratet. og robust prosjekt som kan gjennomføres, samti- Olje- og energidepartementet vil godkjenne dig som hensyn til ytre miljø og fiskeriinteresser utbyggingen av Castberg-feltet i samsvar med pla- ivaretas. nene operatøren har fremlagt og de merknader og Olje- og energidepartementet mener på denne vilkår som fremgår av denne proposisjon. bakgrunn at utbyggingen av Castberg-feltet er et 64 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

6 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

Utbyggingen av Johan Castberg-feltet vil på bak- værende år. Det er dekning for disse kostnadene grunn av informasjon gitt av operatøren Statoil innenfor rammene for gjeldende budsjett, jf. Prop. medføre om lag 1 333 mill. kroner i investeringer, 1 S (2017–2018) og Innst. 9 S (2017–2018) hen- om lag 8 mill. kroner i kalkulatoriske renter og 24 holdsvis kap. 2440 post 30 og kap. 5440 post 24.2. mill. kroner i driftskostnader for SDØE i inne- 2017–2018 Prop. 80 S 65 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

7 Konklusjoner og vilkår

Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan verdiskaping. Planen, med tilhørende vurde- for utbygging og drift av Johan Castberg-feltet i ring, skal fremlegges for departementets god- samsvar med planene operatøren har fremlagt, de kjenning innen 1. januar 2025. Departementet merknadene som fremgår av denne proposisjon, kan stille ytterligere vilkår knyttet til en for- og på følgende vilkår: svarlig utnyttelse av ressursene basert på den 1. Anlegget for permanent installerte seismiske fremlagte planen. sensorer (permanent reservoarmonitorering, 3. Operatøren må søke Petroleumstilsynet om PRM), som er beskrevet i PUD, skal være ope- samtykke til bruk av stigerør, feltrørledninger, rativt ved produksjonsstart. En meddelelse om kontrollkabler og undervannsutstyr ut over at investeringsbeslutning er tatt, og grunnla- den levetiden som er beskrevet i PUD. get for beslutningen, skal fremlegges for departementets godkjenning innen 30. september 2018. Olje- og energidepartementet 2. Rettighetshaverne skal, basert på oppdatert tilrår: datagrunnlag, gjøre en vurdering av den valgte dreneringsstrategien og utarbeide en plan for At Deres Majestet godkjenner og skriver videre utvikling av ressurspotensialet i utvin- under et fremlagt forslag til proposisjon til Stortin- ningstillatelse 532, herunder identifisering og get om utbygging og drift av Johan Castberg-feltet implementering av teknologier som kan gi økt med status for olje- og gassvirksomheten.

Vi HARALD, Norges Konge,

stadfester:

Stortinget blir bedt om å gjøre vedtak om utbygging og drift av Johan Castberg-feltet i samsvar med et vedlagt forslag. 66 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

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

I II Stortinget samtykker i at Olje- og energideparte- Stortinget samtykker i at Petoro AS, som er rettig- mentet godkjenner plan for utbygging og drift av hetshaver for statens deltakerandel (SDØE), kan Johan Castberg-feltet. delta i utbygging og drift av Johan Castberg-feltet. 2017–2018 Prop. 80 S 67 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Vedlegg 1

Høring av konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet

Her følger operatørens gjennomgang av hørings- nødvendige for å ivareta hensynet til ytre miljø og uttalelsene til konsekvensutredningen (KU). klima kan identifiseres tidlig. Høringsuttalelsene gjennomgås etter en tematisk KLD forutsetter at Statoil bidrar med nødven- gruppering: dig informasjon om løsningene som er valgt for å A. Generelle merknader til KU og konsekvensu- redusere utslipp til luft, og oppfordrer til god dia- tredningsprosessen log med Miljødirektoratet for å motvirke at foru- B. Miljøverdier og kunnskap om disse rensning fører til skader eller ulemper for miljøet. C. Kulturminner D. Klima, utslipp til luft, kraftløsning/elektrifisering og BAT 2. Uttalelser fra underetater E. Konsekvenser for marint miljø – bruk av kje- KLD viser i tillegg til egne uttalelser også til mikalier, utslipp til sjø og BAT, fysiske inn- høringsuttalelsene fra Miljødirektoratet, Norsk grep, undervannsstøy mv. Polarinstitutt, Riksantikvaren og Statens Stråle- F. Sikkerhet, miljørisiko og oljevernberedskap vern. G. Fiskeri- og andre næringsinteresser H. Samfunnsmessige konsekvenser / lokalisering av driftsorganisasjon og basetjenester Operatørens svar: I. Infrastruktur (luftfart, vegtransport, kystfart, 1. Statoil er kjent med gjeldende regelverk for inn- kaianlegg mv.) henting av nødvendige tillatelser som kreves for å J. Annet bygge ut og drive Johan Castberg, jamfør tabell 1-2 i K. Ilandføring konsekvensutredningen. Det vil bli lagt opp til en tett dialog med miljømyndighetene for å få avklart Følgende instanser meddelte i høringsprosessen myndighetenes forventninger, utarbeidelse av søk- at de ikke hadde merknader til konsekvensutred- nadsdokument og videre oppfølging gjennom utbyg- ningen: Oljedirektoratet, Arbeids- og sosialdepar- ging og drift. tementet, Havforskningsinstituttet, Samferdsels- Miljødirektoratet har i sin uttalelse til konse- departementet, Justis- og beredskapsdepartemen- kvensutredningen for Johan Castberg også signali- tet, Utenriksdepartementet, Forsvarsdepartemen- sert hvilke områder de forventer at rettighetsha- tet, Fylkesmannen i Finnmark, Næringsforenin- verne fokuserer på i kommende myndighetsproses- gen i Tromsøregionen, Kystrederiene, Fiskarlaget ser. Det er svært nyttig med tidlige avklaringer, og Nord, Næringslivets Hovedorganisasjon, Sabima Statoil, som operatør, vil gå inn i dialog med Miljø- og Nordnorsk Petroleumsråd. direktoratet og andre relevante parter på et tidlig tidspunkt i disse prosessene.

A. Generelle merknader til KU og konsekvensu- 2. Det vises til tilsvar på KLD sine øvrige uttalelser tredningsprosessen i dette dokumentet, samt til tilsvar på uttalelser fra Klima- og miljødepartementet (KLD) Miljødirektoratet, Norsk Polarinstitutt, Riksanti- kvaren og Statens Strålevern. Uttalelse: 1. Myndighetsprosesser Miljødirektoratet Klima- og miljødepartementet påpeker at Statoil Uttalelse: må innhente nødvendige tillatelser til virksomheten før oppstart. KLD anbefaler at Statoil tar tidlig 1. Generelt om konsekvensutredningen kontakt og har en tett dialog med miljømyndighe- Miljødirektoratet mener, på generelt grunnlag, at tene underveis i prosjektet slik at tiltak som anses Statoil har lagt ned mye godt arbeid som underlag 68 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten for konsekvensutredningen, men på enkelte referansen til «Stortingets behandling av PUD for områder mener Miljødirektoratet at foreliggende Johan Castberg» som OED sin behandling av for- KU ikke gir god nok eller tilstrekkelig informa- slag til utredningsprogram og fastsettelsen av dette. sjon om miljøkonsekvensene ved Johan Castberg. PUD del I planlegges sendt inn til myndighetsbe- handling av prosjektet innen utgangen av desember 2017. Uttalelsen tas til orientering, og det vises til Operatørens svar: spesifikke uttalelser og tilsvar for de tema kommu- Merknaden tas til orientering og det vises til til- nen har uttalt seg om. svar på Miljødirektoratet sine øvrige uttalelser i dette dokumentet. B. Miljøverdier og kunnskap om disse Nasjonalt Institutt for Ernærings- og Sjømatfors- Norsk Polarinstitutt (NPI) kning (NIFES) Uttalelse: Uttalelse: 1. Kunnskapsgrunnlag 1. Mattrygghet i konsekvensutredningen Konsekvensutredningen anvender på en relativt NIFES registrerer at konsekvensene for mat- god måte tilgjengelig kunnskap fra eksisterende trygghet av utilsiktede oljeutslipp og utslipp i for- programmer når det gjelder forekomst av sjøfugl, bindelse med ordinær drift ikke er vurdert i for- hovedsakelig SEAPOP og SEATRACK. Konse- hold til nye ressurser fra havet slik som mesopela- kvensutredningen gir en noe mangelfull oversikt gisk fisk, sjøpølser, skjell, snøkrabbe, maneter og over tilgjengelige data for forekomst og en sum- makroalger. Ressursene i havet vil i fremtiden bli marisk oversikt over potensielle konsekvenser for enda viktigere for å skaffe nok ernæringsrik mat sjøpattedyr av oljetilsøling. NPI vil derfor gi noen til verdens befolkning. Vi trenger kunnskap om tilleggskommentarer når det gjelder forekomst og nye biologiske ressurser i havet som kan bli brukt potensielle konsekvenser av uhellsutslipp for som menneskemat eller brukt i akvakultur. Dette sjøfugl og pattedyr. er derfor et viktig aspekt som bør inkluderes i fremtidige utredninger. a. Sjøfugl knyttet til Bjørnøya Barentshavet er et produktivt hav og har gjennom Operatørens svar: hele året store konsentrasjoner av sjøfugl. Sjøfugl Det vises til petroleumsforskriftens § 22a og god- er spesielt sårbare for oljesøl da de er helt avhen- kjent utredningsprogram for konsekvensutrednin- gig av fjærdraktens isolerende egenskaper for gen for Johan Castberg. Rettighetshaverne mener at overlevelse. Bjørnøya er et sentralt område i det alle tema som er inkludert i godkjent utredningspro- viktigste hekke- og næringsområdet for sjøfugl i gram er vurdert i den videre utarbeidelsen av kon- norsk territorium, og har samlet sett blant de stør- sekvensutredningen. ste sjøfuglkoloniene på den nordlige halvkule. Dette er dokumentert gjennom Norsk Polarinsti- Alta kommune tutts overvåking som har pågått siden 1986 og gjennom det nasjonale kartleggings- og overvå- Uttalelse: kingsprogrammet SEAPOP (se http:// 1. Generelt www.seapop.no). I tillegg til at sjøfugl generelt er Alta kommune uttaler at Stortingets behandling sårbare for oljesøl, er noen av artene som hekker av PUD for Johan Castberg har gjort sentrale på Bjørnøya under press av andre årsaker. For avklaringer på områder som har vært særlig vik- eksempel er bestandene av polarmåke og polar- tige for Finnmark. I denne runden, som omhand- lomvi av ulike årsaker i nedgang, og følgelig ler konsekvensutredningen for PUD, virker også ekstra sårbare for påvirkning. viktige elementer allerede avklart i forhold til Vi har fortsatt svært mangelfull kunnskap om lokalisering av ulike drifts- og logistikkløsninger. bestandstilhørighet for de ulike bestandene av sjøfugl i Barentshavet. Vi vet at det for noen arter er bestander fra forskjellige områder som har til- Operatørens svar: hold i Barentshavet til ulike tider av året. Kunn- Statoil påpeker at PUD del I for Johan Castberg ikke skap om hvilken bestand som påvirkes er avgjø- har blitt forelagt og behandlet i Stortinget, og forstår rende for å kunne gi svar på hvilke konsekvenser et eventuelt uhellsutslipp vil kunne få. Norsk rød- 2017–2018 Prop. 80 S 69 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten liste for arter 2015 1 lister opp 18 fuglearter på mye av maten sin i øvre vannmasser og de kan let- Svalbard som truet, hvorav seks av disse potensi- tere svelge olje i forbindelse med at de filtrerer elt vil finnes i havområdene ved Johan Castberg i næring fra vannet. I tillegg kan selve bardene bli løpet av året (alke, lunde, lomvi, polarlomvi, kryk- tilsølt, hvilket kan ta lang tid å fjerne. En rekke kje, polarmåke). Det er foreløpig uvisst i hvor stor selarter lever i farvannene rundt Bjørnøya, blant grad rødlistede havdykkender som praktærfugl annet ringsel, storkobbe, grønlandssel og klapp- og havelle bruker området på trekk. I tillegg vil myss. Samme problematikk mht innånding av gif- arter som ikke er på rødlista bruke områdene, her tige gasser som beskrevet ovenfor for hval gjelder er rødnebbterne, joer, måkefugl, havhest og alke- også for sel. konge de mest tallrike. Norsk Polarinstitutt anser at deler av kunn- SEATRACK er et storskala program som over skapsgrunnlaget for høyere trofiske nivåer er en treårsperiode skal kartlegge trekkruter og vin- fremstilt godt i konsekvensutredningen. terområder for norske sjøfuglbestander og bestander i våre naboland som kommer inn i norske far- vann. Programmet baserer seg på bruk av ny tek- Operatørens svar: nologi, såkalte lysloggere. Gjennom dette pro- Uttalelsen tas til orientering. grammet forventer vi å få vesentlig forbedret kunnskap om hvilke bestander som er tilstede i Kystverket Barentshavet til enhver tid. Således vil vi lettere Uttalelse: kunne forutsi skadeomfang på bestandsnivå ved eventuelle uhellsutslipp. Generelt viser resultater 1. Bruk av oppdatert miljøinformasjon fra programmet så langt at mange bestander bru- Kystverket viser til at miljørisikoanalysene identi- ker Barentshavet mer enn tidligere antatt gjen- fiserer sjøfugl som den mest utsatte miljøressur- nom hele året. Spesielt er området mellom Bjør- sen ved et utslipp. Analysene har benyttet de nye nøya og Barentshavet sørøst viktig for sjøfugl i SeaTrack dataene som gir et bedre bilde av hvor- vintersesongen, mens hekkeområdene ved Bjør- dan sjøfugl bruker havområdet. Det er viktig å nøya er særlig viktig sommerstid når hele bestan- være klar over at dette er data samlet inn over en der er til stede og er i aktivt næringssøk hele kort periode. Hvilke havområder som blir benyt- våren/sommeren. tet vil trolig variere mye basert på vind og værfor- Produksjonen vil finne sted ca 150 km fra hold og tilgangen på næring. Oppdaterte Sea- grensen til Bjørnøya naturreservat, og blant annet Track data vil være viktig i vurdering av hvilke på et tidspunkt når hekkingen er over, og ungene beredskapsstrategier som skal velges i bestemte er ute på sjøen. Johan Castberg-feltet er i et viktig situasjoner i framtiden. område for en rekke rødlistede sjøfuglarter, og vi antar at det er høy tetthet av disse artene på sjøen i influensområdet. Operatørens svar: Den oppdaterte informasjonen som har blitt gjort tilgjengelig gjennom SeaTrack programmet, har b. Sjøpattedyr i farvannet rundt Johan Castberg- vært svært verdifull i forståelsen av ulike arters feltet utbredelse i Barentshavet gjennom året. SeaTrack En rekke sjøpattedyr vil være i dette området i pågår fortsatt og oppdatert informasjon blir hele store deler av året, blant annet trekker flere tiden tilgjengelig. Konsekvensutredningen for Johan hvalarter nordover til Barentshavet for å beite. Castberg, og underliggende miljørisikoanalyse, er Når det gjelder akutte oljesøl, er hvalene spesi- basert på de dataene/informasjonen som var til- elt utsatt for overflateforurensning, da de må til gjengelig på tidspunktet for gjennomføring av utred- overflaten for å puste. Ved overflaten er også for- ningen. dampningen av giftige gasser størst (gjelder den Rettighetshaverne er innforstått med at det vil første tiden etter oljeutslippet), og hvalene vil da være mange forhold som til enhver tid spiller inn på innånde giftig gass. Utfallet av dette kan, avhengig utbredelsen av sjøfugl i Barentshavet, noe som også av hvalens kondisjon etc., variere fra irritasjon til fører til at utbredelsen kan variere fra år til år. rask død. Både huden, slimhinnene i tilknytning Framtidige vurderinger av miljørisiko og bered- til blåsehullene og øynene er utsatt for direkte skapsstrategier vil benytte all tilgjengelig informa- påvirkning fra oljesøl på overflaten. Når det gjel- sjon fra SeaTrack og andre relevante kilder. der bardehvaler er disse særlig utsatt, da de finner 70 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

C. Kulturminner D. Klima, utslipp til luft, kraftløsning/elektrifise- Riksantikvaren ring og BAT Uttalelse: Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) 1. Generelt om konsekvensutredningen Uttalelse: Riksantikvaren er fornøyd med beskrivelsene av 1. Kraftforsyning forholdet til eventuelle kulturminner i konse- NVE påpeker at en utbygging av Johan Castberg kvensutredningen, og beskrivelsen av de undersø- ikke vil føre til konflikter med planer for have- kelsene som er gjennomført. nergi eller mellomlandsforbindelser. Dersom det blir aktuelt å forsyne Johan Castberg med kraft fra land, må planleggingen av dette skje i samarbeid 2. Plikt til å melde skipsfunn med Statnett og regionale netteiere på et tidlig sta- Riksantikvaren gjør oppmerksom på at finner av dium for å sikre at videre nettutvikling på fastlan- skipsfunn m.m. plikter å melde disse til vedkom- det tar hensyn til økt uttak og sikrer best mulig mende myndighet jf. Kulturminnelovens §–14 systemløsning totalt sett. tredje ledd. Operatørens svar: Operatørens svar: Kraft fra land inngår ikke i den valgte utbyggings- 1. Uttalelsen tas til orientering. løsningen for Johan Castberg. Dersom det ved en senere anledning vil bli aktuelt med kraftforsyning 2. Uttalelsen tas til etterretning. Statoil er kjent med fra land, enten som en enkeltstående løsning eller dette regelverket og vil følge opp ift. Tromsø områdeløsning, vil Statoil, som operatør, påse at det Museum, som rette myndighet, dersom det blir gjort nødvendige samarbeidet med Statnett og regionale funn av skipsfunn m.m. netteiere vil gjennomføres slik at de nødvendige hensyn til den totale systemløsningen ivaretas.

Tromsø Museum – Universitetsmuseet Uttalelse: Klima- og miljødepartementet (KLD) 1. Marinarkeologisk deltakelse ifm sjøbunnskartleg- Uttalelse: ging 1. Elektrifisering, teknologi- status og kvalifisering Etter kulturminnelovens §–14 er Tromsø og tiltakskostnad for sirkulær produksjonsenhet Museum rette myndighet for forvaltning av kul- KLD uttaler at valgt utbyggingsløsning kan med- turminner under vann i Nord-Norge. føre at elektrifisering ikke kan gjennomføres. Til- Etter avtale med Statoil vil det ikke bli krav om takskostnader ved elektrifisering av alternative marinarkeologisk deltakelse i den videre planleg- utbyggingsløsninger, inkludert en sirkulær pro- ging eller gjennomføring av sjøbunnkartlegging duksjonsenhet, kunne vært grundigere gjennom- for fiberkabelen til Johan Castberg. Oppdatert gått i konsekvensutredningen siden Statoil påpe- trasé skal sendes Tromsø Museum sammen med ker at en tiltakskostnad for en sirkulær produk- videoopptak og rapport i etterkant av undersøkel- sjonsenhet ville vært i samme størrelsesorden sen. Eventuelle funn langs traséen skal innrappor- som for det valgte konseptet. teres til vurdering. Tromsø Museum er fornøyd Klima- og miljødepartementet forventer at Sta- med avtalen og avventer nærmere orientering i toil er en aktiv bidragsyter for å få på plass mulige etterkant av Statoils kartlegging av kabeltraséen. områdeløsninger eller kraftsamkjøring med andre felt som vil kunne bli bygd ut i området. Det forventes også at Statoil bidrar til teknologiutvikling Operatørens svar: og kvalifisering av teknologi for overføring av Uttalelsen tas til etterretning. Undersøkelsene av store kraftmengder til produksjonsskip. traséen er planlagt gjennomført i 2018, og Statoil vil følge opp ift. Tromsø Museum som avtalt. 2. NMVOC KLD viser til Miljødirektoratets uttalelse hvor det påpekes at det må påregnes at det vil kunne bli 2017–2018 Prop. 80 S 71 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten nødvendig å innskjerpe utslippsgrensene for som radikalt endrer rammebetingelsene, endringer i utslipp av NMVOC i framtiden. utslippskostnader og endringer i incentivordninger.

2. Det vises til tilsvar til uttalelser fra Miljødirekto- Operatørens svar: ratet, tema D, punkt 6. 1. Elektrifisering av Johan Castberg er ikke vurdert som samfunnsøkonomisk hensiktsmessig (jf. kapittel 3.11 og vedlegg B i konsekvensutredningen). Denne Miljødirektoratet konklusjonen er uavhengig av utbyggingsløsning og Uttalelse: tekniske løsninger for overføring av energi. Avstand 1. Produksjonsskip med tekniske begrensninger for fra land, tap av energi i overføring av kraft, behovet elektrifisering-teknologiutvikling for anlegg og forsterkninger av nettet på land samt utstyr som kreves til havs gir høye investerings- og Statoil har beregnet CO2-utslippet til i gjennom- driftskostnader i forhold til utslippsbesparelser. Til- snitt 270 000 tonn per år, og 8 millioner tonn over takskostnaden er vesentlig høyere enn en antatt feltets levetid. Drift av feltet krever mye energi, både på grunn av at det er et behov for trykkstøtte fremtidig CO2 kostnad. Rettighetshaverne ser det derfor ikke som naturlig at rettighetshavergruppen for å øke feltets ressursutnyttelse, og fordi det er skal ta en ledende rolle vedrørende teknologiutvik- et stort varmebehov. CO2-intensiteten er derfor ling og kvalifisering av teknologi for overføring av høy for Castberg sammenlignet med mange andre store kraftmengder til produksjonsskip. felt på norsk sokkel. Gjennomsnittlig CO2-intensitet over feltets levetid er av Statoil beregnet til i En sirkulær produksjonsenhet ble valgt bort tid- 3 lig i konseptvalgprosessen for Johan Castberg. En underkant av 100 kg CO2/Sm o.e., mens gjennomsnittet for sokkelen er i størrelsesorden 52,5 utførlig beskrivelse av konseptvalgprosessen ble gitt i 3 Oppsummering av høringsuttalelser og tilsvar til kg CO2/Sm o.e. (NOROG 2016). utredningsprogrammet, svar til Klima- og miljøde- En skipsformet FPSO har tekniske begrens- partementet Tema A punkt 1. Det vil være en ninger mht. elektrifisering siden det roterer rundt totalvurdering av sikkerhet, miljø- og samfunnsin- en dreieskive. Det eksisterer per i dag ikke kvalifi- teresser, økonomi, tekniske løsninger, drift og gjen- sert teknologi for å overføre høyspent likestrøm nomførbarhet som ligger til grunn for valg av utbyg- (HVDC) gjennom en slik dreieskive, samt at det gingskonsept. også er begrensninger knyttet til hvor store meng- Det valgte utbyggingskonseptet, FPSO, er tilret- der vekselstrøm (HVAC) som kan overføres gjen- telagt for fremtidig elektrifisering av elektriske for- nom dreieskiven. En sirkulær produksjonsenhet brukere med vekselstrømsteknologi dersom utvikling har ikke denne begrensningen. i området, eller teknologiutvikling i fremtiden skulle I vår uttalelse til program for KU ba vi om at vise at strøm fra land eller fra fornybar havbasert utredningen også synliggjorde tiltakskostnadene energi vil være et sikkert, operasjonelt og et sam- ved elektrifisering av en sirkulær produksjonsen- funnsøkonomisk effektivt tiltak. het. Statoil uttaler at dette ikke er en aktuell En områdeløsning har som utgangspunkt at utbyggingsløsning, og at en eventuell beregning flere utbyggingsprosjekt går sammen om en felles løs- av tiltakskostnader ville gitt en tiltakskostnad i ning. Fortrinnsvis bør utbyggingsprosjektene være samme størrelsesorden som for skipsløsningen. lokalisert innenfor et relativt begrenset geografisk Miljødirektoratet vurderer Statoils redegjørelse område samt ha samme modenhetsgrad med hensyn for å være mangelfull. på dreneringsstrategi, utbyggingsløsninger, planer, Valget av utbyggingsløsning kan medføre at etc. Selv om det er gjort andre funn sørvest i elektrifisering av feltet ikke kan gjennomføres. Barentshavet er disse av en slik modenhetsgrad at Etter Miljødirektoratets mening er ikke alterna- en områdeløsning ikke er aktuelt i dag. Dersom det tive utbyggingsløsninger, og mulighetene for elek- skulle vise seg at en eller flere av forutsetningene trifisering av feltet med disse, tilstrekkelig utre- under skulle bli en realitet vil Statoil, i samarbeid det. Vi viser i denne sammenheng til forskrift til med andre operatører, vurdere om en områdeløs- lov om petroleumsvirksomhet § 22a første ledd ning vil være samfunnsøkonomisk hensiktsmessig. bokstav a, hvor det bl.a. fremgår at KU skal Forutsetninger som kan virke inn på en slik beslut- beskrive alternative utbyggingsløsninger som retning, alene eller i kombinasjon, inkluderer: flere tighetshaver har undersøkt. For at Stortinget skal utbyggingsprosjekter vil bli modnet fram innenfor kunne foreta en reell vurdering av ulike utbyg- det samme geografiske området, teknologiutvikling gingsløsninger, bør det fremlegges en tilleggsu- 72 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten tredning, hvor mulighetene for å elektrifisere med svært usikker, da feltene i regionen har ulik mod- andre utbyggingsløsninger er vurdert. ning og tidsplan i forhold til Castberg utbyggingen. Statoil påpeker videre at ved å tilrettelegge for inntak av vekselstrøm på Castberg, har Statoil 2. Utvikling og kvalifisering av teknologi for elektri- tilrettelagt for elektrifisering i fremtiden. fisering. Miljødirektoratet forventer at Statoil har en Statoil påpeker at FPSOen er tilrettelagt for fremti- aktiv rolle med å få på plass områdeløsninger/ dig elektrifisering dersom det blir mer utbygging i kraftsamkjøring med andre felt som vil kunne bli området, eller dersom fremtidig teknologiutvik- bygd ut i området. Dette inkluderer også alterna- ling gjør at elektrifisering er et sikkert operasjo- tiv kraftoppdekning til borerigger til erstatning for nelt og samfunnsøkonomisk effektivt tiltak. bruk av diesel. Miljødirektoratet anbefaler derfor Ifølge Statoil er det gjennomført studier som at det stilles som vilkår ved en eventuell godkjen- viser at det kan være mulig å benytte vekselstrøm- ning av utbyggingsplanene at rettighetshaverne steknologi til del-elektrifisering også for Castberg skal legge fram en plan for hvordan en områdeløs- med en kabellengde på 265 km, men hvor grundig ning for kraft fra land kan etableres. verifisering gjenstår før gjennomførbarhet kan bekreftes eller avkreftes. Statoil uttaler at ingen av de tekniske alternativene for elektrifisering eller 4. Utslipp til luft og generell påvirkning på klima grader av elektrifisering er vurdert til å være hen- Miljødirektoratet påpeker at petroleumsaktivitet i siktsmessige, og at det ikke er realistisk å full- Barentshavet kan gi klimapåvirkning både regio- elektrifisere Castberg (overføre større kraft- nalt og globalt. I tillegg til utslipp av CO2 og mengder fra land med vekselstrømsteknologi). metan, gir petroleumsaktivitet utslipp av svart kar- Statoil påpeker også at det ikke pågår noe arbeid bon (BC) som bidrar til oppvarming både ved å med kvalifisering av teknologi for overføring av varme opp atmosfæren og ved at BC avsatt på snø større mengder vekselstrøm. og is øker avsmeltningen. Utslipp av BC i Barents- På bakgrunn av usikkerhet rundt kvalifise- havet kan gi større effekt og har større konse- ringsløp og videre arbeid med teknologi, vurderer kvenser enn tilsvarende utslipp fra felt lenger sør. vi muligheten for elektrifisering av en skipsformet Norske BC-utslipp har omlag 1,5 ganger høyere FPSO til å være svært usikker, både på kort og klimaeffekt per tonn, målt som temperaturpåvirk- lang sikt. Samtidig ser vi at nye utbyggingspro- ning i et tiårsperspektiv, enn det globale gjennom- sjekter i langt større grad nå enn tidligere planleg- snittet. Utslipp av BC tett opp til iskanten og i snø- ges med skipsformet FPSO. og isdekte landområder, vil kunne ha stor Teknologiutvikling og kvalifiseringsløp for klimapåvirkning. overføring av større mengder vekselstrøm fra Det er generelt gitt lite informasjon om løsnin- land eller fornybar havenergi avhenger av at aktø- gen som er valgt for reduksjoner av utslipp til luft i rene samarbeider. Miljødirektoratet anbefaler der- KU. Vi ber derfor Statoil ta initiativ til møte med for at det stilles som vilkår ved eventuell godkjen- Miljødirektoratet der planene presenteres nær- ning av utbyggingsplanene at rettighetshaverne mere, i god tid før innsendelse av søknader om til- innen en gitt tid skal gjennomføre et program, latelse etter forurensningsloven. gjerne i samarbeid med andre aktører, som skal sikre/legge til rette for teknologiutvikling og kvalifisering av teknologi for overføring av store kraft- 5. Konsekvenser av utslipp av svart karbon (BC), mengder til produksjonsskip. I forbindelse med metan og NMVOC innsending av PUD bør Statoil fremlegge underla- Miljødirektoratet vurderer fagrapport om utslipp get som verifiserer overføringstapet ved overfø- til luft til ikke i tilfredsstillende grad å reflektere ring av kraft til Castberg, som er viktig for det nyere kunnskap om utslippskilder og effekter av videre arbeidet med elektrifisering. metan og svart karbon. Direktoratet henviser til handlingsplan (M89/2013) og rapportene M-438/ 2015 og M-586/2016. 3. Områdeløsninger Miljødirektoratet påpeker at for metan skal det Miljødirektoratet påpeker at de i uttalelsen til benyttes en faktor på 25, ikke 23 som er benyttet i utredningsprogram for KU ba om at kraftsamkjø- rapporten. ring/områdeløsninger ble utredet. I konsekvensu- Miljødirektoratet peker videre på at det ikke tredningen påpeker Statoil at en utredning av bare er fakling som fører til utslipp av BC, men områdeløsning på nåværende tidspunkt vil være også forbrenning av diesel og bunkersolje i moto- 2017–2018 Prop. 80 S 73 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten rer. Diesel benyttes til kraftgenerering om bord på effektiv produksjon på FPSOen i takt med bl.a. mobile rigger, og bunkersolje benyttes endringer i kraft- og varmebehovet over feltets ombord på bl.a. skytteltankere. Fakling medfører levetid, bl.a. bruk av batterier/energilagring og også utslipp av uforbrente hydrokarboner, både bruk av flere små turbiner til erstatning for store metan og NMVOC, og kraftgenerering medfører i turbiner. Miljødirektoratet kan ikke se at disse løs- tillegg til metan også utslipp av NMVOC. ningene er vurdert, og anser utredningen for å Miljødirektoratet anser derfor rapporten for å være mangelfull på dette punktet. være mangelfull mht. kilder og utslippsomfang, Miljødirektoratet ønsker en redegjørelse for og for ikke å være tilstrekkelig som grunnlag for hvilke vurderinger som foreligger rundt hybridi- vurdering av miljøkonsekvenser. Det anbefales at sering/energilagring (havvind, batterier og bren- Statoil fremlegger en oppdatert vurdering av milj- selceller) på mobile rigger siden dette ikke kom- økonsekvensene ved utslipp av svart karbon, mer klart fram av KUen. metan og NMVOC i forbindelse med fremlegging Det blir bedt om at Statoil fremlegger en nær- av PUD, slik at Stortinget presenteres for riktig mere redegjørelse for energieffektiviseringstiltak, informasjon om utslippenes størrelse og effekt. både på FPSO og mobile rigger i forbindelse med fremlegging av PUD.

6. Utslippsreduserende tiltak Miljødirektoratet påpeker at Statoil har valgt Lav- Operatørens svar: NOx-gassturbiner med varmegjenvinning som 1. Det vises til tilsvarende uttalelser fra KLD, tema energiforsyningsløsning på Castberg. I tillegg er D, punkt 1. fakkelsystemet (høytrykks- og lavtrykksfakkel) planlagt med fakkelgassgjenvinning, i tråd med 2. Det vises til tilsvar til uttalelser fra KLD, tema D, det som er BAT for nye innretninger. Dette blir punkt 1. Deler av uttalelsen synes å være rettet til ansett som gode og viktige tiltak, og Miljødirekto- myndighetene i forbindelse med godkjenning av ratet anbefaler derfor at det stilles vilkår om fak- PUD, og Statoil finner det ikke naturlig å kommen- kelgassgjenvinning og lav-NOx-gassturbiner med tere dette. varmegjenvinning, ved en eventuell godkjenning av utbyggingen. 3. Det vises til tilsvar til uttalelser fra KLD, tema D, Miljødirektoratet legger videre til grunn at punkt 1. Deler av uttalelsen synes å være rettet til hydrokarbonholdige avgasser, som metan og myndighetene i forbindelse med godkjenning av NMVOC, gjenvinnes der dette er mulig og at Sta- PUD, og Statoil finner det ikke naturlig å kommen- toil implementerer tiltak for å minimere antall tere dette. potensielle lekkasjepunkter i prosessen. Det forventes at det blir redegjort for dette i en søknad 4. Uttalelsen tas til orientering. Statoil vil ta initia- om tillatelse etter forurensningsloven. tiv til en dialog med Miljødirektoratet for å presen- Miljødirektoratet har varslet krav om 100 pro- tere arbeidet som har blitt gjennomført for å redu- sent gjenvinning av VOC for lagring av råolje sere utslipp til luft fra Johan Castberg. Dette vil under normal drift for alle FPSOer i drift per i dag, finne sted i god tid før innsending av søknader om og det forventes at kravene trer i kraft fra 2018. tillatelse etter forurensningsloven, slik at Miljødi- Det må derfor påregnes tilsvarende krav på Johan rektoratet blir orientert om og kjenner til de ulike Castberg i tillatelser etter forurensningsloven. tiltakene. Det vises også til at Statoil har inkludert NMVOC-gjenvinningsanlegg for håndtering av 5. Uforbrente hydrokarboner (metan og NMVOC) NMVOC under lasting av råolje til skytteltankere. fra fakling og kraftgenerering er inkludert i konse- Det må påregnes at internasjonale forpliktelser og kvensutredningen og den underliggende fagrappor- nasjonale målsetninger vil kunne gjøre det nød- ten. Figur 8 i fagrapporten viser de ulike utslippene vendig å innskjerpe utslippsgrensen på 0,45 kg/ til luft, inkludert hvilke kilder som bidrar med Sm3 lastet olje (BAT) i fremtiden. utslipp. Her vises både fakling og kraftgenerering som utslippskilder. Figuren er også inkludert i kon- sekvensutredningsrapporten i kapitlene 6.2 og 6.3. 7. Energieffektivisering Bidragene fra enkelte utslippskilder er små, og det Miljødirektoratet peker på at de i sin uttalelse til er derfor gjort en forenkling i tabell 6-1 i konse- utredningsprogram for KU ba om en grundig kvensutredningen, hvor man ikke har listet bidra- redegjørelse for planlagte tiltak for å sikre energi- gene fra alle komponentene, kun fra de største. 74 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Endringen i mengde CO2-ekvivalenter som slip- • dersom trykket i anlegget blir for høyt mot VOC- pes ut vil i liten grad påvirkes av om en faktor på 23 kompressor eller 25 legges til grunn. Statoil mener derfor at • ved nødvendig forebyggende og/eller korrektivt rapporten som er presentert tilfredsstiller nyere vedlikehold som medfører at VOC-anlegget må kunnskap om utslippskilder og effekter av disse når stenges ned. det gjelder metan og NMVOC. Når det gjelder utslipp av BC ble kun fakling Statoil forutsetter at utslipp ved situasjoner som inkludert i KU siden man anså at dette var den stør- beskrevet over vil anses som tillatte utslipp som er ste kilden til utslipp. For å få en vurdering av hvilke nødvendige av sikkerhetsmessige hensyn. Driftsregu- bidrag forbrenning av diesel har til utslipp av BC, laritet på VOC-anlegget antas å være høyere enn 95 har Johan Castberg prosjektet fått NILU til å utar- prosent. beide et tilleggsnotat som omhandler dette og hvilke Et program for å overvåke og utbedre diffuse lek- effekter slike utslipp kan få. Utslippene fra Johan kasjer vil bli operasjonalisert i driftsfasen. Castberg vil være størst i oppstartsfasen (2019– Uttalelsen om mulig innskjerping av utslipps- 2024) på grunn av boreaktiviteten og fakling, for så grensen for NMVOC under lasting av råolje til skyt- å bli betydelig redusert i driftsfasen (fra 2025 og teltankere tas til orientering. Deler av uttalelsen framover). I forbindelse med opprensking av brøn- synes å være rettet til myndighetene i forbindelse ner og oppstart av anlegget på FPSOen vil fakling med godkjenning av PUD, og Statoil finner det ikke benyttes. Det er antatt at produksjonen på Johan naturlig å kommentere dette. Castberg vil stabilisere seg i løpet av 6–måneder, og at fakkelen etter det normalt vil være slukket. Filoso- 7. Statoil har vurdert og implementert flere energi- fien for fakling tilsier at ved stopp av vitale anleggs- effektiviseringstiltak for både mobile rigger og deler skal brønnene stenges umiddelbart. FPSOen, jamfør konsekvensutredningen kap. Det totale beregnede utslippet av BC vil være 6.2.2–6.2.3. relativt beskjedent, og bidraget fra Johan Castberg til BC-konsentrasjonen i Arktis vurderes som liten. På den bakgrunnen vurderes det også at klimaeffek- Mobile rigger ten av disse utslippene alene vil bli små. Ved oppstart av boreoperasjonen på Johan Castberg NILU-notatet er tilgjengelig i sin helhet på Sta- planlegges det å bruke Songa Enabler. Songa Ena- toils nettsider, www.statoil.com/johancastberg. bler ankom norsk sokkel i 2016 og siden har Songa og Statoil i fellesskap jobbet med energitiltak. Da 6. Den stabiliserte oljen fra Johan Castberg lagres i konsekvensutredningen ble sendt på høring var tre 4 senter- og 10 sidelagringstanker. Under normal energioptimaliseringstiltak for riggen under vurde- drift vil utslipp fra lagringstankene gå til gjenvin- ring. Disse omfattet gjenvinning av eksosvarme, ning slik at det ikke skal være utslipp av VOC fra temperaturregulering og bedre styring av kjølepum- lagringstankene. Dersom man av sikkerhetsmessige per. Det er nå besluttet at alle disse tiltakene skal grunner må redusere trykk i lagringstankene vil det implementeres. Dersom det blir gjennomført et skifte bli utslipp til luft (kald ventilering). Dette vil kun i valg av borerigg i løpet av perioden for produk- være unntaksvis dersom man skulle oppleve over- sjonsboring vil det bli stilt krav til en eventuell ny trykk i tanksystemet. rigg som også tilfredsstiller miljøkravene for boreak- I henhold til vedlikeholdsprogrammet skal lager- tivitet under arktiske forhold. tankene inspiseres hvert 5 år. Tankene må av sik- Statoil er videre av den oppfatning at dersom ny kerhetsmessige grunner gassfries før personell kan teknologi med havvind eller brenselsceller skal tas i gå inn i lagertanker for innvendig inspeksjon. Der- bruk på norsk sokkel bør man ikke starte med som det blir detektert feil i lagertanker vil det også ombygging av en borerigg i drift. Statoil har likevel kunne bli nødvendig å gå inn i tankene. Statoil for- satt i gang en mulighetsstudie sammen med Songa utsetter at gassfriing ved tanktømming , -åpning og - for en batteri-hybrid løsning der batteriene skal ventilering på grunn av nødvendige strukturelle benyttes som en «spinning reserve» for å kunne få inspeksjoner, renhold og/eller vedlikehold anses som opp utnyttelsesgraden på dieselgeneratorene. utslipp tillatt av sikkerhetsmessige hensyn. Utslipp i forbinelse med gassfriing ved tanktømming vil ikke påvirke regulariteten til VOC-anlegget. FPSO VOC-anlegget på Johan Castberg vil være et luk- Gjennom prosjektløpet til Johan Castberg har det ket system, og utslipp av gass til luft vil bare skje vært fokus på å identifisere og implementere energi- under følgende situasjoner effektive løsninger. Dreneringsstrategien har foku- 2017–2018 Prop. 80 S 75 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten sert på energieffektivisering ved å minimere behovet Petro Arctic for injeksjon, samt at det har blitt gjennomført en Uttalelse: optimalisering av antall bunnrammer og energibruk relatert til injeksjon. Prosjektet har aktivt 1. Miljøstandard brukt BAT vurderinger for nøkkelelementer som Petro Arctic peker på Norges rolle som ledende kan være med på å redusere energiforbruket på nasjon for internasjonale miljøstandarder for å FPSOen. Følgende tiltak er besluttet implementert produsere og utnytte olje- og gassressursene med 1. Varmegjenvinning. minst mulig negativt fottrykk. Utbyggingen av a. Alle gassturbiner installeres med gjenvinning Johan Castberg bør i en slik sammenheng sette av overskuddsvarme en ny standard innen miljøinnovasjon, effektiv b. Utstrakt bruk av overskuddsvarme fra proses- produksjon og utslipp til luft. sen som brukes til å varme opp innløpssepa- ratoren og vann brukt i sulfatfjerningsanlegget Operatørens svar: 2. Omfattende bruk av turtallsregulering på elek- Statoil har fokus på klimaendringer, og har som triske pumper og annet utstyr mål å spille en aktiv rolle i den globale energi trans- 3. Valg av kompressorteknologi basert på BAT og formasjonen. Statoil har utviklet et klimaveikart kontinuerlig vurdering av forbedring av turbi- fram mot 2030. Klimaveikartet setter konkrete mål ner for Statoil og fokuserer på følgende hovedområder 4. Bruk av LED lys 1. Redusere utslippene fra olje- og gassvirksomheten. Harstad Kommune Statoil skal redusere egne utslipp betydelig Uttalelse: fram mot 2030. Dagens olje- og gassproduksjon er ansett som en av de mest karboneffektive i ver- 1. Energieffektivisering den, men Statoil har som mål at den skal ytterli- Harstad kommune mener det bør være fokus på gere forbedres. Målet er en reduksjon av karbon- energieffektivisering samt oppfølging av flere av intensitet fra dagens 10 kg CO2 per fat ol- tiltakene nevnt i kapittel 6.2 i konsekvensutrednin- jeekvivalent eksportert til 8 kg per fat gen, både for FPSOen og for den aktuelle borerig- oljeekvivalent eksportert. Til sammenligning er gen som skal benyttes. BAT må benyttes der det gjennomsnittet for industrien som helhet 18 kg er rom for det. per fat oljeekvivalent. Utslipp av metan fra gassverdikjeden for eksport til Europa skal minimeres, og ikke over- Operatørens svar: stige 0,3 prosent av levert gass til markedet. Sta- Det vises til tilsvar til uttalelser fra Miljødirektora- toil har tatt store skritt innenfor produksjonsfak- tet, tema D, punkt 7. ling. Målet er at produksjonsfakling generelt skal avvikles senest i 2030, noe som vil være på linje Industri energi med et initiativ fra Verdensbanken – World Bank Uttalelse: Zero Flaring by 2030 initiative. Produksjonsfak- ling skjer i praksis ikke på norsk sokkel. 1. Valg av kraftløsning 2. Vokse betydelig i fornybar energi. Industri Energi viser til at det er gjort en grundig Statoil har de senere år investert betydelige vurdering av kraftløsning for utbyggingen, og beløp i fornybar energi. Innen 2020 skal 25 pro- uttaler at løsningen med gassturbiner og varme- sent av forskningsmidlene i Statoil finansiere gjenvinning fremstår som en god og effektiv kraft- forskning innen fornybar teknologi og energief- løsning. Det er positivt at løsningen gir en vir- fektivitet. I tillegg skal 15–20 prosent av investe- kningsgrad på 63 prosent, som i denne sammen- ringene i 2030 gå til prosjekter innenfor fornybar heng er høyt. energiproduksjon. 3. Endre måten vi styrer Statoil på – både gjennom vår strategi og investeringsbeslutninger. Operatørens svar: Statoil har endret måten å jobbe med klima Uttalelsen tas til orientering. på og inkluderer nå klima i beslutningsprosesser både på prosjektnivå og selskapsnivå. Klimari- siko og fotavtrykk har blitt et viktig kriterium for 76 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

vurderingene som blir gjort ved konseptvalg i de- nale Energibyrået (IEA). Disse inkluderer en sign, i prosjektgjennomføring og driftsoperasjoner. rekke prisforutsetninger for olje, gass og karbon. I investeringsbeslutningene for ethvert prosjekt blir en intern karbonpris på minimum US Johan Castberg har utviklet et prosjektspesifikt kli- $50 per tonn CO2 inkludert. I land med høyere maveikart med fokus på reduksjon av utslipp (jam- CO2 beskatning blir den faktiske prisen lagt til før pkt. 1 over) og endring av strategi (jamfør pkt. 3 grunn. over). Statoil stresstester porteføljen av prosjekter Følgende prosjektspesifikke tiltak er gjennom- mot energiscenarier skissert av det Internasjo- ført:

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

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

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

Produksjon • Implementere energiplanlegging • Modifikasjoner

Figur 1.1 De skisserte tiltakene i klimakartet for Johan Cast- siteten pr produsert fat vil reduseres som vist i figu- berg vil gi reduksjoner i utslipp av CO2. CO2-inten- ren under.

CO2 Intensitet

Konseptvalg BAT

Forprosjektering

Prosjektering Bygging

Produksjon

Prosjektfase

Figur 1.2 2017–2018 Prop. 80 S 77 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

reinjeksjon stilles som vilkår ved en eventuell god- E. Konsekvenser for marint miljø- bruk av kjemi- kjenning av utbyggingen. kalier, utslipp til sjø og BAT, fysiske inngrep, undervannsstøy mv. Klima- og miljødepartementet (KLD) 2. Utslipp av renset produsert vann Uttalelse: Vanninjeksjon benyttes som trykkstøtte, og mengdene produsert vann vil derfor øke utover i feltets 1. Undervannsstøy og fysiske inngrep levetid. Et antatt utslipp på 5 prosent vannmengde Det planlegges for både tradisjonell seismikkinn- vil dermed kunne utgjøre en betydelig tilførsel til samling og permanent reservoarovervåking der sjø av olje og kjemikalier som følger med det pro- det skytes seismikk 1–2 ganger i året. Det er duserte vannet. Miljødirektoratet viser til at valgte kunnskapsmangler knyttet til konsekvenser av løsning, basert på hydrosykloner og kompakte seismikk på marine pattedyr. KLD forutsetter der- flotasjonsenheter, vil rense vannet slik at oljeinn- for at Statoil planlegger gjennomføringen av seis- holdet blir 15 mg/l vann. Miljødirektoratet sin mikkaktivitetene slik at konsekvenser for marine vurdering er at bruk av BAT for rensing av produ- pattedyr og fisk blir minst mulig. Det pågår et sert vann på et nytt felt kan gi oljekonsentrasjoner samarbeid mellom Miljødirektoratet og Oljedirek- på under 10 mg/l. Opplysninger innhentet fra toratet der det vurderes behov for krav til seis- leverandører av vannrenseanlegg til offshorein- mikkinnsamling av hensyn til marine pattedyr. dustrien gir også grunn til å forvente rensegrad Dette arbeidet kan få betydning for seismikksky- som gir konsentrasjoner under 10 mg/l. ting på Johan Castberg. Statoil planlegger å Miljødirektoratet anbefaler derfor at Statoil benytte «soft start» og vil vurdere andre avbø- bør planlegge for ytterligere tiltak, i form av flere tende tiltak nærmere. rensetrinn, bytte av komponenter, endret oppsett av renseanlegget, driftsoptimalisering eller annet dersom 10 mg/l ikke oppnås ved den nåværende Operatørens svar: løsningen. Statoil bør kunne redegjøre for hvor- Rettighetshaverne har fokus på effekten av støy i det dan dette nivået skal oppnås forut for eller i forbin- marine miljø. Gjennom medlemskapet i det interna- delse med framlegging av PUD. Vi vil også vur- sjonale programmet Joint Industry Program – dere om det skal fastsettes et særskilt krav på 10 Sound and Marine Life, har Statoil gjennom flere mg/l til Johan Castberg når det skal gis tillatelse år støttet forskning som skal bedre forståelsen av etter forurensingsloven. Til slutt påpeker Miljødi- hvilke effekter støy fra petroleumsindustrien, inklu- rektoratet at de merker seg at kapasiteten på ren- dert seismikk, har på marint liv. Det vises også til seanlegget vil kunne overskrides dersom nye felt tilsvar til uttalelse fra Norges Kystfiskarlag, tema G, fase inn, og at det bør dokumenters ved framleg- punkt 1. gelse av PUD at det er tilrettelagt for å øke kapasi- Johan Castberg legger opp til god planlegging av teten som nødvendig. seismikkskyting slik at man i størst mulig grad unn- går migrasjonsperioder for marine pattedyr. I tillegg planlegges bruk av soft start prosedyre for å redusere 3. Bruk og utslipp av biocid i forbindelse med sulfat- virkningene ytterligere. fjerningsanlegget Miljødirektoratet uttaler at det er planlagt bruk og Miljødirektoratet utslipp av biocid i sulfatfjerningsanlegget. Bioci- Uttalelse: det er miljøfarlig og utslipp ikke er ønskelig. Bioci- det er svært akutt giftig, svært lite nedbrytbart og 1. Reinjeksjon og rensing av produsert vann man vet lite eller ingenting om effekter av mer Miljødirektoratet anser reinjeksjon av produsert langvarig eksponering for lave konsentrasjoner av vann, sammen med best mulig rensing av vannet, biocidet. som beste miljøløsning for håndtering av produ- Miljødirektoratet påpeker at biocidbruken er sert vann og særlig viktig i Barentshavet. Det er akseptabel gitt at viktige tiltak blir gjennomført. derfor positivt at Statoil planlegger med 95 pro- Disse tiltakene omfatter offline-behandling, tilset- sent reinjeksjon på Johan Castberg. Miljødirekto- ning av natriumbisulfitt før utslipp og optimalise- ratet ser imidlertid at det er flere felt som til tross ring av behandling og mest mulig gjenbruk av kje- for at PUD og konsekvensutredning er basert på mikaliet. Det understrekes også at dersom tilta- reinjeksjon av produsert vann, ikke har dette kene ikke gjennomføres, kan miljøkonsekvensene implementert. Det anbefales derfor at 95 prosent bli langt større enn hva som nå legges til grunn 78 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten ved beslutningen om utbyggingen av Johan Cast- Statoil anser valgt løsning for rensing av produ- berg. Det vil derfor stilles vilkår for å redusere sert vann for å være det beste som er praktisk mulig utslippene ved Miljødirektoratet sine behandlin- å få til, både med hensyn til valg av renseteknologi ger av tillatelser etter forurensningsloven. og rekkefølgen på utstyr. Rensesystemet inneholder flere ulike teknologier for fjerning av olje; hydrosykloner, kompakte flotasjonsenheter og én avgas- 4. Lekkasjedeteksjon på undervannsinstallasjoner singstank. Teknologien som benyttes er også videre- Miljødirektoratet påpeker at små lekkasjer av utviklet i forhold til tilsvarende utstyr som er i drift hydrokarboner og kjemikalier fra undervannsin- per i dag. stallasjoner over tid kan utvikle seg til store lekka- Produsertvannsystemet er designet for best mulig sjer. Tidlig deteksjon av eventuelle lekkasjer vil fjerning av dispergert olje og sand. Dette inkluderer redusere omfang og konsekvenser av hendelsen. blant annet følgende tiltak: Selv små utslipp kan medføre skade på sårbare • Utførte tester av oljens separasjonsegenskaper. bunnhabitater og organismer i vannsøylen. Miljø- • Design av separator, driftstemperatur o.a. er til- direktoratet anser lokal lekkasjedeteksjon på passet Johan Castberg-oljens egenskaper for å undervannsinstallasjoner for å være beste tek- oppnå lavest mulig olje i vann og vann i olje. niske løsning for å oppdage lekkasjer tidlig. Det er • Høy fleksibilitet med flere parallelle enheter derfor viktig at dette tiltaket gjennomføres slik hydrosykloner og kompakt flotasjons-enheter Statoil har lagt opp til. Vi anbefaler derfor at det (CFU-er) som gir mulighet for å håndtere store ved eventuell godkjenning av utbyggingen stilles spenn i vannproduksjon og opprettholde maksi- krav om at lokal lekkasjedeteksjon installeres. mal renseeffekt. • Bruk av CFU-teknologi med multiple gassinjek- sjonspunkter med dokumentert høy virknings- 5. Seismikk – marin støy grad. Statoil vil gjennomføre en mer detaljert vurdering • Minimalisert pumping og resirkulering av vann- av mulig påvirkning på marine pattedyr fra seis- strømmer i systemet (for å redusere problem mikk, før oppstart av seismikkoperasjonen. Miljø- knyttet til skjærkrefter og emulsjonsdannelse). direktoratet mener det er bra at Statoil har fokus • Bruk av lavskjær-pumper (for å begrense oppde- på seismikk og marine pattedyr, og at det er viktig ling av oljedråper). at Statoil i sin planlegging videre har fokus på • Muligheter for optimalisering av kjemikaliedose- ulike avbøtende tiltak, som å unngå innsamling av ring på alle rensetrinn. seismikk i vandringsperiodene for hval. • Bruk av ny kvalifisert teknologi for kjemikaliein- Miljødirektoratet er i dialog med OD om seis- jeksjon som gir optimal dosering og kontroll av mikk og mulig behov for annen regulering enn i alle produksjonskjemikalier. Dette er spesielt vik- dag for å ivareta mulige konsekvenser for marine tig for kjemikalier som gir negativ påvirkning på pattedyr. Resultatene av dette arbeidet kan få olje/vann separasjon. betydning for seismikkarbeidet på Johan Cast- • Kontroll og rensing av vann fra spyling av sepa- berg. ratorene. • Bruk av sandsyklon lokalisert i produsertvannsystemet oppstrøms CFU for økt beskyttelse av og Operatørens svar: mulig økt ytelse i CFU og avgassingstank. 1. Merknaden tas til orientering. Deler av • Tilgjengelighetsanalyser viser høy grad av oppe- uttalelsen synes å være rettet til myndighetene i for- tid på produsertvannsystemet. bindelse med godkjenning av PUD, og Statoil finner • Løsninger som skal minimalisere behov for vedli- det ikke naturlig å kommentere dette. kehold og potensielle driftsforstyrrelser (f.eks. inspeksjon, automatisk spyling, materialvalg). 2. Reinjeksjon av produsert vann er valgt av miljø- hensyn og er for Johan Castberg ansett som BAT. Som nevnt i konsekvensutredningen er det forventet Sammenlignet med å injisere kun sjøvann, ekspone- en gjennomsnittlig olje i vann-konsentrasjon på 15 rer denne strategien prosjektet for økt risiko for pro- mg/l. Det er en viss usikkerhet knyttet til om en så blemer med injektivitet, oppsprekking, samt redu- lav konsentrasjon kan oppnås i de første driftsårene, sert produktivitet. Reinjeksjon av produsert vann men vannratene er da lave slik at også det totale legger derfor strenge føringer for design av rensean- utslippet av olje blir lavt. Usikkerhetene i rensegrad legget uavhengig av de fem prosentene som er for- er i hovedsak knyttet til oljekvalitet, driftsforstyrrel- ventet å bli sluppet til sjø. 2017–2018 Prop. 80 S 79 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten ser de første driftsårene med lav vannproduksjon, det derfor kritisk viktig at seismiske undersøkel- hyppige brønnoppstarter og innkjøring av anlegg. ser gjennomføres iht. best tilgjengelige praksis Leverandører angir ofte høyere renseeffektivitet (f.eks soft start). enn det man kan legge til grunn i design. En mer konservativ vurdering er basert på bred driftserfa- ring med aktuell teknologi. Leverandører garante- Operatørens svar: rer bare for enkelte forhold og tar ikke høyde for nor- Det vises til uttalelsen og tilsvar til Klima- og miljø- male operasjonelle svingninger. Vi har i konsekvens- departementet, tema E, punkt 1. utredningen oppgitt hva vi forventer av rensegrad. Johan Castberg prosjektet vil til enhver tid ha Statens Strålevern fokus på optimalisering av produsert vann-systemet Uttalelse: for å oppnå best mulig rensegrad, uavhengig av om det reinjiseres til reservoar eller slippes til sjø. Fra et 1. Reinjeksjon av produsert vann reservoarsynspunkt er høy kvalitet på vannrensing Statens Strålevern registrerer at Johan Castberg svært viktig. vil driftes med høy grad av reinjeksjon av produ- For at Johan Castberg skal kunne oppnå et olje i sert vann, noe som er et viktig tiltak for å redusere vann-innhold på 10 mg/liter eller mindre må hele utslippene av radioaktive stoffer til sjø. vannrenseløsningen bli redesignet og man vil vært avhengig av å ta i bruk ny teknologi som per i dag ikke er kvalifisert for bruk offshore. Dette vil med- Operatørens svar: føre en høy risiko for økte kostnader og forsinkelse av Merknaden tas til orientering. gjennomføringsplanen. Nasjonalt Institutt for Ernærings- og Sjømatfors- 3. Prosjektet har lagt til rette for offline biocid- kning (NIFES) behandling og bruk av natriumbisulfitt som nøytra- Uttalelse: liseringsmedium i design. Det vil bli arbeidet videre 1. Utslipp av produsert vann og effekt på fisk med å optimalisere kjemikaliebruk på Johan Cast- berg gjennom detaljplanlegging og drift. NIFES peker på at det er planlagt rensing og rein- jisering av produsert vann. Utilsiktede oljeutslipp 4. Johan Castberg prosjektet bekrefter at det vil bli kan føre til at fisk fra det forurensede området kan installert metansniffere på havbunnsrammene som oppnå forhøyede nivåer av uønskede stoffer som skal detektere eventuelle hydrokarbonlekkasjer fra tungmetaller og PAH. Erfaringer fra Deepwater produksjonsbrønnene. Hydraulikkolje vil bli overvå- Horizon viser at PAH nivåene i fisk var under ket ved bruk av flowmeter i Hydraulic Power Unit grenseverdiene igjen kort tid etter ulykken. Der- (HPU og i Subsea Control Modul (undervannssty- for er det ikke forventet at PAH vil akkumuleres i ringsmodul), samt ved monitorering av tanknivå- fisk i den grad at det utgjør en fare for mattrygg- måler i HPU. heten. Selv om det ikke er en generell grense- verdi for PAH lenger er det likevel viktig at den 5. Det vises til uttalelsen og tilsvar til Klima- og mil- regelmessige overvåkningen opprettholdes. Det jødepartementet, tema E, punkt 1 er heller ikke forventet at akkumulering av tungmetaller vil utgjøre noe fare for matsikkerheten Norsk Polarinstitutt (NPI) fordi produsert vann inneholder svært lave nivåer Uttalelse: av tungmetaller. Pr januar 2017 ligger det ingen havbrukslokali- 1. Seismikk – marin støy teter nærmere enn 4–5 km fra kommunikasjons- NPI ønsker å understreke behovet for gode og kabelen til Melkøya. Med utgangspunkt i et var- gjennomarbeidete rutiner for å unngå miljøskade. mere havklima er det forventninger til betydelig Det er godt dokumentert at seismiske lydpulser vekst i lakseoppdrett i Finnmark. kan forårsake skade på både marine arter nær lydkilden, i tillegg til at dyr endrer atferd selv langt unna lydkilden. I disse områdene av Barentsha- Operatørens svar: vet, hvor blant annet mengden av dykkende Merknaden tas til orientering. Den fiberoptiske sjøfugl er langt større gjennom hele året enn vi kabelen til Melkøya vurderes å ikke representere tidligere har trodd, samt at vi vet det tidvis vil noen forurensningsfare. være ansamlinger av sjøpattedyr til ulike tider, er 80 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

høyest ut. Konsekvensutredningen viser at det er F. Sikkerhet, miljørisiko og oljevernberedskap betydelige forekomster av sjøfugl i området gjen- Klima- og miljødepartementet (KLD) nom store deler av året som kan påvirkes av Uttalelse: utslipp. Med potensielt svært store utslippsmeng- der mener Miljødirektoratet at det kan være 1. Miljørisiko og beredskap behov for tiltak for å beskytte sjøfugl i perioder Klima- og miljødepartementet peker på at miljøri- hvor risiko er spesielt høy. Aktuelle tiltak er å siko for marine pattedyr ved et eventuelt akutt styre risikofylt aktivitet, for eksempel under pro- utslipp er vurdert som lav, mens beregnet miljøri- duksjonsboring i reservoarsonene, utenom perio- siko for sjøfugl på åpent hav er betydelig, spesielt der hvor sjøfugl er mer utsatt på grunn av store for lomvi og lunde. I tillegg kan stranding av olje ansamlinger eller sårbare livsstadier. få alvorlige konsekvenser for alke og lunde på og Miljørisikoanalysen viser at sannsynligheten rundt hekkekoloniene. Det har tilkommet ny for betydelig eller alvorlig miljøskade er høyest i kunnskap om sjøfugl som ikke inngår i risikobe- perioden januar–juli. Utblåsninger fra boring og regningene. Da feltet ligger i et område som er komplettering bidrar mest til den høye miljørisi- svært viktig for sjøfugl, bør betydningen den nye koen. De høye ratene spesielt ved produksjons- kunnskapen får for miljørisikoen synliggjøres boring (DFU2 1) bidrar til en betydelig miljørisiko nærmere. for sjøfugl på åpent hav, og også potensielt store KLD understreker at operatørene er ansvar- strandings-mengder av olje, og alvorlige konse- lige for å ha en tilstrekkelig beredskap mot akutt kvenser for alke og lunde på og rundt hekkekolo- forurensning, og forutsetter at beredskapen som niene. etableres på Johan Castberg er tilfredsstillende, NINA har vurdert konsekvensene av en utbyg- også om det skulle bli en stor og langvarig aksjon. ging av Johan Castberg for sjøfugl. Denne gir en god og nyttig oversikt over kunnskapen om sjøfugl i området. Det er imidlertid viktig å påpeke Operatørens svar: at ikke all denne kunnskapen er tilgjengelig for Det vises til tilsvar til uttalelsene fra Miljødirektora- kvantitative analyser av miljørisiko. NINA skriver tet tema F, punkt 1–4. at det er god grunn til å anta at svømmetrekket til lomvi foregår sørøstover fra Bjørnøya, og at Miljødirektoratet mange fugler vil passere nær Castberg. Miljødi- Uttalelse: rektoratet vurderer at svømmetrekket vil kunne bidra til at miljørisiko for lomvi i denne perioden 1. Modellert scenario er høyere enn det miljørisikoanalysene viser, da Miljødirektoratet slår fast at størrelsen på det denne kunnskapen per i dag ikke inngår i analy- modellerte utslippsscenariet er tilsvarende Deep- sene. water Horizon. Statoil har lagt til grunn en varig- Miljødirektoratet er av den oppfatning at de het på 70 dager, og selv om dette er noe kortere høye utslippsratene er problematiske i et havom- varighet enn Deepwater Horizon vil det gi store råde som huser sjøfuglbestander av nasjonal og mengder olje i og på sjøen. internasjonal betydning, og som er en viktig Oljen gir stabile emulsjoner og lang levetid på sjøfuglregion i global forstand. Dette sammen sjøen med tilhørende potensial for å skade miljø- med at miljørisiko kan være høyere enn det som verdier innenfor influensområdet og et stort framgår av KU gjør at Miljødirektoratet mener at beredskapsbehov. Miljødirektoratet forventer at en oppdatering vil være av betydning for Stortin- Statoil i søknad om tillatelse til virksomhet, viser gets behandling av saken, og bør derfor legges hvilke vurderinger og tiltak som er gjort for å fram i forbindelse med PUD-innsendelsen. Det redusere utstrømmingsratene ved en potensiell viser også behovet for risikoreduserende tiltak. utblåsning.

3. Fremstilling av miljørisiko 2. Miljøkonsekvenser for sjøfugl Miljørisiko er presentert for sesonger, og sesong- Miljødirektoratet peker på at oljedriftsanalysen sammenstilling kan midle ut høyere verdier og viser lange drivtider til land og stranding av mode- samtidig gi et dårligere grunnlag for risikostyring rate mengder olje. Miljørisikoanalysen viser, som enn månedssammenstilling. Miljødirektoratet vil forventet, derfor størst utslag for sjøfugl på åpent derfor i underlaget for søknad om tillatelse også hav og med lomvi og lunde som artene som slår 2017–2018 Prop. 80 S 81 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten se miljørisiko presentert for måned, for de Vi vil videre påpeke at en beredskapsaksjon utslagsgivende arter og sesonger. med i alt 15 systemer, som mest sannsynlig vil Statoil har vist beregninger av miljørisiko måtte erstattes av andre systemer på sokkelen etter basert på feltspesifikke akseptkriterier. Grunnla- en viss tid, vil legge beslag på en betydelig andel av get for disse akseptkriteriene er basert på at et felt den samlede beredskapen på norsk sokkel. Konse- består av to installasjoner. Dersom Statoil hadde kvensen av dette vil kunne bli at andre felt ikke kan benyttet sine installasjonsspesifikke akseptkrite- etterleve sine krav til beredskap og installasjoner rier ville imidlertid den beregnede miljørisikoen vil måtte stenge ned produksjonen, med de økono- ha blitt vist som dobbelt så høy (som andel av miske konsekvenser dette vil ha. Vi etterlyser en akseptkriteriet). I tillegg er det Miljødirektoratets vurdering fra Statoil om i hvilken grad de faktisk vurdering at Statoil også burde ha synliggjort mil- har tilgang til så mange systemer gjennom en len- jørisikoen knyttet til boring av en enkelt produk- gre beredskapsaksjon som de har lagt til grunn. sjonsbrønn basert på deres operasjonsspesifikke Miljødirektoratets vurdering er at Statoil ikke har akseptkriterier, for å synliggjøre miljørisikonivået presentert tilfredsstillende dokumentasjon på knyttet til boring av produksjonsbrønner hvor de utholdenhet ved en aksjon som krever så mange beregnede utblåsningsratene er svært høye. systemer som er planlagt for Johan Castberg. Dette forventer vi gjøres i forbindelse med søknad om produksjonsboring. Operatørens svar: 1. Uttalelsen tas til orientering. For å illustrere en 4. Beredskap mot akutt forurensning enkelthendelse som representerer et verstefallsscena- Miljødirektoratet peker på at konsekvensutred- rio, er det i konsekvensutredningen valgt å vise den ningen synliggjør at dimensjonerende utslippsrate simuleringen fra scenariet med størst rate og lengste på 8100 m3/døgn vil utløse et beredskapsbehov varighet som har 95-prosentilen av størst strandet på 15 systemer for mekanisk bekjempelse i barrie- mengde. Dette er et sjøbunnsutslipp med rate på rene på felt/åpent hav. Bruk av 15 systemer vil 10 000 m3 /døgn, som varer i 70 døgn. Fekvensen kreve 30 fartøyer (oljevernfartøy + slepefartøy), for dette scenariet er en hendelse hvert 350 000 år samt systemer for overvåking og koordinering av per brønn. I forbindelse med søknad om tillatelse til aksjonen. Dersom høyeste utslippsrate blir benyt- virksomhet vil rettighetshaverne beskrive hvilke vur- tet vil behovet øke ytterligere. deringer og tiltak som har blitt gjort for å redusere Statoil har beskrevet i KU at alle de tre oljene i utstrømmingsratene ved en potensiell utblåsning. Johan Castberglisensen er egnet for kjemisk dispergering og at det vil være dispergeringsmiddel 2. Miljørisikoanalysen for Johan Castberg er basert tilgjengelig på feltet og via NOFO. Det er ikke på datagrunnlag for sjøfugl fram til april 2016. De beskrevet ytelseskrav og beredskapsbehov knyt- tilgjengelige datasettene kommer fra SEAPOP og tet til kjemisk dispergering, selv om dette kan bli SEATRACK programmene, og dette er pågående et viktig tiltak. Miljødirektoratet forventer at dette datainnsamlingsprosjekt som fortløpende vil gene- er utførlig beskrevet i beredskapsanalysen som rere nye datasett. Disse datasettene anses som de underlag for søknad etter forurensningsloven. mest oppdaterte kildene for sjøfugl og deres bevegel- Miljødirektoratet har etterlyst en bedre doku- ser i Barentshavet. mentasjon på om det faktisk er mulig å gjennom- Siden nye datasett blir tilgjengelig gjennom pro- føre en beredskapsaksjon med så mange sjektets levetid vil Statoil legge opp til å oppdatere systemer. Det beregnede beredskapsbehovet er miljørisikoanalysen for Johan Castberg i forbindelse basert på flere forutsetninger, som blant annet med utarbeidelsen av søknad om produksjonsbor- innebærer at en stor andel av systemene må ing. Statoil vil i tillegg følge med på andre bekjempe oljen nær kilden, hvilket vil si innen forskningsprogrammer som er/vil bli igangsatt i noen få kilometer fra utslippskilden. Det vil inne- tiden framover, inkludert MARAMBS, for å sørge bære store utfordringer å koordinere og manøv- for at den oppdaterte miljørisikoanalysen vil bli rere et stort antall fartøy og systemer innenfor et basert på de beste tilgjengelige data for sjøfugl og begrenset område. Fartøyene vil kunne fordeles marine pattedyr. utover et større område, og følge oljen i dens driv- bane, men dersom dette legges til grunn som for- 3. I forbindelse med søknad om produksjonsboring utsetninger, vil beredskapsbehovet øke ytterligere vil Statoil oppdatere miljørisikoanalysen til å inklu- fordi mulig oppsamlet mengde per system vil dere miljørisiko presentert pr måned for utslagsgi- reduseres. vende arter og sesonger. 82 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

4. Johan Castberg sin beredskapsanalyse omtaler Feltspesifikke akseptkriterier. kjemisk dispergering og nødvendig mengde tilgjen- Johan Castberg er planlagt utbygd med en FPSO, 30 gelig dispergeringsmidler for å møte Statoil sitt brønner fordelt på 10 bunnrammer og 2 enkeltstå- minimumskrav for håndtering av 500 Sm3 oljeut- ende satellitter. Statoil har bevisst benyttet feltspesi- slipp innen fem timer fra utslippet er oppdaget. fikke akseptkriterier fordi utbyggingsløsningen Analysen er konservativ, og baserer seg på olje fra utgjør mer enn to innretninger og mer enn 20 årlige Skrugard som dimensjonerende pga høyest og ras- operasjoner. Når det gjelder bruk av operasjonsspe- kest vannopptak. Tabellen under viser beregnet sifikke akseptkriterier for produksjonsboring forven- behov. Beredskapsanalysen er tilgjengelig i sin hel- tes miljørisikoen lavere sammenlignet med en lete- het på Statoils nettsider, www.statoil.com/johan- boring fordi sannsynlighet for hendelse er i størrel- castberg. sesorden 3–4 ganger lavere.

Vinter 5 °C Sommer 15 °C 10 m/s vind 5 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)4730

Ytelseskrav og beredskapsbehov knyttet til kjemisk I kommunikasjon med myndigheter rapporteres dispergering vil bli beskrevet i beredskapsanalysen vanligvis det sammenslåtte beredskapsbehovet i bar- som underlag for søknad etter forurensningsloven. riere 1 og 2. Det henvises for øvrig til tilsvar til uttale fra Kyst- Metodikken for beregning av beredskapsbehovet verket, tema F, punkt 1. tar videre hensyn til forskjellen mellom barriere 1 og På Johan Castberg er det beredskapsbehovet ved 2 når det gjelder olje tilgjengelig for opptak. Påføl- en utblåsning vinterstid som vil være dimensjone- gende tabell viser beredskapsbehovet fordelt mellom rende, og dette utgjør 15 systemer i barriere 1 og 23. barriere 1 og 2 under sommer og vinterforhold.

Vinter 5 °C Sommer 15 °C 10 m/s 5 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

Ved en hendelse vil det reelle beredskapsbehovet vur- Det blir gjort fortløpende vurderinger, på bak- deres fortløpende, og vil kunne variere etter hvert grunn av operatørenes planlagte framtidige aktivi- som hendelsen utvikler seg. tetsnivå, av hvor mange systemer som til enhver tid Beredskapen på norsk sokkel er dimensjonert for må være tilgjengelige i denne poolen. Det tilgjenge- å kunne takle en enkelt pågående hendelse, på lige utstyret er dimensjonert for å kunne opprett- samme måte som den statlige beredskapen langs holde en langvarig oljevernaksjon. For å øke robust- norskekysten er dimensjonert for å kunne bekjempe heten til oljevernberedskapen på norsk sokkel har en enkelt pågående hendelse. NOFO har bygd opp NOFO besluttet å gå til innkjøp av ytterligere 5 en utstyrspool som er tilgjengelig for operatørene på systemer, slik at antall tilgjengelige systemer på norsk sokkel. norsk sokkel etter hvert blir 30. 2017–2018 Prop. 80 S 83 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Diskusjonen rundt parallelle behov for olje- lig beredskap vil håndtere en hendelse av slikt vernressurser er spilt inn til NOFO og vil tydeliggjø- omfang. res som en del av pågående oppdatering av planver- Johan Castberg ligger godt sør for SVO’ene ket. polarfront og variabel iskant (hhv 180 og 250 km), I forbindelse med forberedelsene til letebor- og 155 km fra maksimal isutbredelse for april i ingskampanjen i Barentshavet sommeren 2017 perioden 1986–2015. Likevel viser oljedriftssimu- utarbeidet Statoil et dokument som omhandler leringer, spesielt ved utslippshendelser med lang utholdenhet og opptrapping av oljevernaksjon ledet varighet, at oljen kan treffe iskantsonen, med av Statoil. Langvarige og komplekse oljevernaksjo- størst sannsynlighet i mars-april. Selv om dette er ner krever mye personellressurser og en effektiv scenarier som har svært lav sannsynlighet for å organisering av disse. inntreffe, så er det en reell bekymring i forhold til Vaktgående personell i Statoil og NOFO sine kapasiteten på beredskapen, og for at framtidige beredskapsorganisasjoner vil kunne håndtere uhell kan medføre store konsekvenser for økosys- begrensede aksjoner og den innledende fasen av en temene i Barentshavet. større oljevernaksjon. Vedvarende og større aksjoner vil kreve styrking av organisasjonene fra ledelse- snivå til operative nivåer på sjø og eventuelt på Operatørens svar: land. Uttalelsen tas til etterretning. Det vises også til Statoil har 6 vaktlag med 16 personer som ved uttalelsene fra KLD og Miljødirektoratet tema F. en større hendelse vil inngå i en rotasjonsbeman- Miljørisikoanalysen og beredskapsplaner vil oppda- ning i Statoils Incident Management Team (IMT). teres i forbindelse med innsending av søknad om I tillegg består IMT av 11 personer med kompetanse produksjonsboring. innenfor miljø som vil bli mobilisert i en oljevernaksjon. Siden 2015/ 2016 har Statoil disponert en Kystverket kontinuerlig trent beredskapsstyrke på 160 personer Uttalelse: kalt GIMAT (Global Incident Management Assist Team). Styrken består av Statoil-ansatte og dekker 1. Spredningsmodeller alle posisjoner i en IMT fra øverste ledelse til skade- Kystverket savner informasjon om oljens fysiske stedsledelse i felt og dekker bransjene Operasjon, og kjemiske egenskaper som grunnlag for spred- Miljø og Planlegging, Logistikk, Administrasjon i ningsmodellene, inkludert levetid på sjø under tillegg til ledelse- og støttefunksjoner. Statoils ulike lys og temperaturforhold, oppløsning i vann, GIMAT vil benyttes til å styrke lokal IMT ved behov. fordampning, emulsjonsegenskaper med mer. For mer informasjon om utholdenhet og opp- Siden oljen endrer seg i løpet av produksjonstiden trapping i en oljevernaksjon vises det til dokumentet er det viktig at oppdaterte data om oljen er tilgjen- «Utholdenhet og opptrapping av oljevernaksjon gelige. Dette er avgjørende for valg av bekjemp- ledet av Statoil» som er tilgjengelig i sin helhet på ningsmetoder og eventuell igangsetting av skjer- Statoils nettsider, www.statoil.com/johancastberg. ming av spesielt sårbare områder.

Norsk Polarinstitutt (NPI) 2. Oljeinnhold i produsert vann Uttalelse: Kystverket påpeker at det har blitt beregnet en 1. Miljørisiko og beredskap konsentrasjon med et månedsmiddel dispergert Norsk Polarinstitutt påpeker at DFU 1 er et olje på 15 mg/l. I perioder vil utslippet ligge over utslipp som i størrelse og omfang i sin lengste dette. Kystverket viser til at de har erfaring med at varighet (70 døgn) omtrent tilsvarer ulykkeshen- disse periodene kan gi tydelige indikasjoner via delsen på Deepwater Horizon i 2010. Denne oljedetekterende satellitter, og særlig under rolige utblåsningen varte i 87 døgn og det totale arealet vindforhold. I noen tilfeller kan også oljen samles i hvor oljesøl ble observert på overflaten var på ca lange striper på sjøen og oppkonsentreres på over- 115 000 km2, et areal som tilsvarer omtrent en flaten slik at den kan samles opp eller dispergeres. tredjedel av det arealet som dekkes av alle blok- Områdeberedskapen bør ha en lav terskel for å kene i Barentshavet, og som tilsvarer influensom- aksjonere mot olje på sjøen, særlig når miljøsår- rådet etter oljedriftssimulering i figur 12.1 i konse- bare naturressurser befinner seg i området (eks. kvensutredningen. NPI skulle gjerne sett en mer svømmetrekk av alkefugl). omfattende dokumentasjon på hvordan tilgjenge- 84 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

vitringsegenskapene vil dermed kunne variere noe 3. Sannsynlighet for oljeutslipp ettersom produksjonen endres over tid. Konservativt Kystverket påpeker at størst sannsynlighet for er Skrugardoljen benyttet til beregning av bered- oljeutslipp knyttes til omlasting fra FPSO til skyt- skapsbehov for punktutslipp. I den feltspesifikke teltanker. Overvåking av denne beredskapen, beredskapsplanen vil det være aksjonsplaner for samt automatiske og manuelle avstegningsmeka- hver type utslipp, med tilhørende oljetype. nismer må beskrives i beredskapsplanen. Forvitringsstudie av Skrugardolje ble utført av SINTEF i 2012. Skrugardolje er en naftensk olje med middels tetthet, og lavt asfalten og voksinnhold. 4. Beredskapsplan Skrugardolje danner stabile emulsjoner og bruk av Oljevernberedskapen er beskrevet på et overord- emulsjonsbryter vil kunne være effektivt ved lagring net nivå og kun opp mot dimensjonerende scena- av olje. rioer. Den endelige beredskapsplanen bør høres Forvitringsstudie av Havis oljen ble utført av med Kystverket som ansvarlig myndighet når SINTEF i 2013. Havis er en parafinsk råolje, med akutt forurensning oppstår. Den bør også inne- middels tetthet (0,850 g/ml), og lavt asfalteninn- holde planer for hvordan de mest sårbare sjøfugl- hold (0,1 wt–%) og medium voksinnhold (4,5 Wt– koloniene (Bjørnøya, store kolonier på Finn- %). Havis olje danner stabile emulsjoner og bruk av markskysten) kan skjermes om olje unnslipper de emulsjonsbryter vil kunne være effektivt ved lag- første barrierene. ring. Forvitringsstudie av Drivisolje i ble utført av SINTEF i 2017. Drivis er en parafinsk olje med Operatørens svar: middels tetthet (0,838 g/ml), og lavt asfalteninn- 1. Statoil har fått utarbeidet en beredskapsanalyse hold og middels til lavt voksinnhold. Drivis danner for Johan Castberg. Under følger et utdrag som stabile emulsjoner og bruk av emulsjonsbryter vil beskriver oljenes fysiske og kjemiske egenskaper. kunne være effektivt ved lagring av olje. Drivis har Beredskapsanalysen er tilgjengelig i sin helhet på et relativt rask og høyt vannopptak (80 prosent), og Statoils nettsider, www.statoil.com/johancastberg. høy nedblanding og fordampningsgrad. Forvitringsegenskaper for de tre oljene er angitt i Tabell 1.1. Representative forhold i sommerhalvå- Oljetyper ved Johan Castberg. ret er satt til en overflatetemperatur på sjøen på 10° Hver av de tre reservoarene på feltet, Skrugard, C og vindstyrke på 5 m/s, mens for vinterhalvåret er Havis, og Drivis, har ulike oljetyper, og det utført satt til en sjøtemperatur på overflaten 5°C og vind- eget forvitringsstudie for hver. Forvitringsstudiet til styrke på 10m/s. Disse forholdene stemmer overens Drivis har sammenlignet de tre oljene, og oppsum- med egen rapport for feltspesifikke meteorologiske merer at det er Skrugardoljen som er dimensjone- data for Johan Castberg, som tilsier en gjennom- rende i forhold til beredskapsbehov grunnet høyest snittlig overflatetemperatur på sjøen i desember på og raskest vannopptak. For punktutslipp fra FPSO 4,5°C og 8.2 °C i august. Tidsintervall som tilsva- og skytteltanker, vil oljetypen være en blanding av rer forventet forvitringsgrad i barriere 1 og 2 er satt oljene som produseres på gjeldende tidspunkt, og for- til 2 timer og 12 timer. 2017–2018 Prop. 80 S 85 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

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 Fordampning (%) 6 514122118 Nedblanding (%) 3 0 3 0 9 0 Vanninnhold (%) 52 21 21 7 19 6

2 timer Viskositet av emulsjon (cP) 439 84 304 110 288 95 Gjenværende olje på overflate (%) 90 94 81 87 68 81 Fordampning (%) 131124222927 Nedblanding (%) 17 1 22 2 27 2 Vanninnhold (%) 796864346430

12 timer Viskositet av emulsjon (cP) 4 580 1 270 2 060 611 2 970 601 Gjenværende olje på overflate (%) 68 87 53 75 42 69

Emulsjon av Drivisolje vil ha viskositeter over Oljenes egenskaper ved mekanisk oppsamling. 1000 cP ved 24 timer ved sommerforhold og ved 6 Erfaring fra norske feltforsøk viser at risikoen for timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjons- lekkasje av olje under lensa er størst for oljer/emul- dannelse og økning i viskositet med økning i vind- sjoner med viskositet under 1000 cP. Når viskosite- styrke. ten er over 15000 cP vil det kunne være behov for Oljenes forvitringsegenskaper tilsier at det ikke skimmer for høyviskøse oljer. Figur 1.3 oppsumme- er behov for eget utstyr for høyviskøse oljer (tungolje- rer potensialet for mekanisk oppsamling av Skru- skimmere). gard, Havis og Drivis ved definerte vinter- og som- Bruk av emulsjonsbryter for alle tre oljer bør merforhold, basert på kun viskositeter. vurderes ettersom de stabile emulsjonene har høyt Emulsjon av Skrugardolje vil ha viskositeter vannopptak som krever stor tankkapasitet ved opp- over 1000 cP etter 12 timer ved sommerforhold og samling. De tre oljene er testet for effekt av emul- etter 6 timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsbryter og dosering i forvitringsstudiene. Emul- sjonsdannelse og økning i viskositet med økning i sjonsbryter vil skille vann ut av emulsjonen, som vindstyrke. kan dreneres ut og vil frigjør lagringskapasitet for Emulsjon av Havisolje vil ha viskositeter over oppsamlet emulsjon. Effekten av emulsjonsbryter er 1000 cP ved 24 timer ved sommerforhold og ved 6 vurdert i forvitringsstudiet å være god for alle tre timer ved vinterforhold. Det er raskere emulsjonsdan- oljetyper. nelse og økning i viskositet med økning i vindstyrke.

Tid (timer) Tid (døgn) 13 61212345 Vinterforhold Skrugard Sommerforhold Vinterforhold Havis Sommerforhold Vinterforhold Drivis Sommerforhold Godt potensial for mekanisk oppsamling Risiko for lekkasje under lenser grunnet lav viskositet Mulig behov for tungoljeskimmere grunnet høy viskositet 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. 86 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

havoverflaten, særlig de første timene. Ved et lang- Oljenes egenskaper ved kjemisk dispergering på over- varig utslipp vil kontinuerlig tilførsel av fersk olje flaten. føre til at barriere 1 vil kunne benyttes for kjemisk Figur 1.4 oppsummerer potensiale for kjemisk dis- dispergering. Tidsvindu for dispergering, med pergering av Skrugard, Drivis og Havis ved defi- antatt effektivitet for hver av oljene ved de definerte nerte vinter- og sommerforhold. Alle tre oljer har vinter- og sommerforhold er vist i tabellen under. godt potensiale for effektiv kjemisk dispergering på

Tid (timer) Tid (døgn) 13 61212345 Vinterforhold Skrugard Sommerforhold Vinterforhold Havis Sommerforhold Vinterforhold Drivis Sommerforhold Godt potensial for kjemisk dispergering Redusert potensial for kjemisk dispergering Lite eller ikke potensial for kjemisk dispergering

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.

2. Uttalelsen tas til orientering. Oljenes egenskaper ved subsea dispergering. Gjeldende krav fra myndigheter oppgir foreløpig 3. Uttalelsen tas til etterretning. Johan Castberg vil ikke testkriterier eller innhold i behov for dokumen- utarbeide operasjonelle prosedyrer for omlasting tasjon i forhold til oljens egenskaper spesifikt for sub- som inkluderer automatiske og manuelle avsteng- sea dispergering. Oljeprøver fra overflaten vil ningsmekanismer. kunne benyttes for testing av effekten av subsea dispergering. 4. Statoil vil ta kontakt med alle relevante instan- Bransjen har gjort effektivitetstester av subsea ser, inkludert Kystverket, i forbindelse med utarbei- dispergering med oljer som dekker et bredt spekter delsen av beredskapsplanen slik at denne blir best av oljetyper på norsk sokkel; parafinsk (Oseberg mulig forankret. blend), naftensk (Troll), asfaltensk (Grane), voks- rik (Norne) og kondensat (Kobbe). Testene er utført Finnmark fylkeskommune (FFK) i laboratorie- og mesoskala ved turbulente Uttalelse: betingelser og med ferske oljer som i et undervannsutslipp [23]. Oljene ble testet med ulike typer disper- 1. Oljevernberedskap geringsmidler, og rangering av effekten fulgte en Finnmark fylkeskommune mener det bør gjen- generell trend med Corexit C9500 som den beste, nomføres nye analyser knyttet til oljevernbered- etterfulgt av Finasol OSR 52 and Dasic Slickgone skap, og påpeker at FFK ikke kan akseptere at NS. Johan Castberg bygges ut uten en beredskap for Det er videre gjort et betydelig arbeid i å utvikle eventuelt landpåslag av olje. Beredskap i barriere en testmetode for screening av ulike oljetyper og dis- 5, strandsanering, må være på plass. pergeringsmidler i laboratorieskala ved betingelser som er typisk for et undervannsutslipp (høy turbu- lens og fersk olje). Oseberg A, Brynhild, Ormen Operatørens svar: lange, Skrugard, Statfjord C, Troll B, Kobbe, Ose- Oljevernberedskapen på land i Norge er organisert berg Blend, Veslefrikk, Norne og Claire har alle gjennom Kystverket, de Interkommunale utvalgene vært testet med en eller flere ulike dispergeringsmid- mot akutt forurensning (IUA) og Norsk Oljevern- ler (SINTEF (2016) Subsea Dispersant Injection forening for Operatørselskap (NOFO). I Finnmark (SSDI) effectiveness as a function of dispersant vil det være IUAene Vest-Finnmark, Midt-Finn- type, oil properties and oil temperature. Report mark og Øst-Finnmark som vil involveres i en even- A28017). Alle oljene viser god dispergeringsevne. tuell aksjon. Ved en hendelse på Johan Castberg vil 2017–2018 Prop. 80 S 87 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Statoil samarbeide med organisasjonene over for å skap langs hele kysten fra Nordland til Hammer- begrense miljøeffektene av hendelsen. fest. NOFO administrerer tre nasjonale innsatsstyr- ker for effektiv oljevernberedskap • Innsatsgruppe Kyst Operatørens svar: • Innsatsgruppe Strand Akutt I Norge er det Kystverket som er ansvarlig myndig- • NOFO Spesialteam het for oljevernberedskapen i forhold til skipstrafikk langs kysten. Statoil vil samarbeide med og støtte Innsatsgruppe Strand Akutt skal bekjempe akutt Kystverket i sikring av beredskapen langs kysten. oljesøl i strandsonen ved eventuelle oljeutslipp fra Det henvises for øvrig til tilsvar til uttale fra FFK, operasjoner på norsk sokkel. Gruppen har som opp- tema F, punkt 1. gave å begrense skadene av eventuell olje som kom- Det er utarbeidet retningslinjer for skytteltan- mer inn mot kysten. Ved akutte hendelser vil inn- kere på norsk sokkel (Norsk Olje og Gass – Guide- satsgruppen settes inn i aktuelle områder med hur- line no 140 – Recommended guidelines for Offshore tiggående båter og egnet utstyr for rask og effektiv Loading Shuttle Tankers) som stiller minimum- oppsamling av olje i strandsonen. skrav til fartøyene som skal operere i norske far- Innsatsgruppen ble opprettet i desember 2011 og vann. Statoil har et integrert system for marine har vært i operativ beredskapstjeneste fra sen- assurance som inkluderer et sett av egne tekniske og sommeren 2012. Gruppen har fått spesialopplæring operasjonelle krav, i tillegg til bransjestandard for og vil delta i øvelser og er en del av NOFO sin stå- shuttletankere på norsk sokkel. Alle fartøy som ende beredskap. Konseptet for innsatsgruppen er benyttes for å transportere petroleumsprodukter for utviklet av Eni Norge og Statoil i samarbeid med Statoil vil gå gjennom regelmessige verifikasjoner NOFO. Innsatsgruppen er rekruttert fra Finnmark for å sørge for å opprettholde den høye standarden og er opprettet som et ledd i beredskapsoppbyggingen på fartøyene og for å avdekke eventuelle avvik på et for Goliat, men vil også kunne støtte en eventuell tidlig tidspunkt. beredskapssituasjon på Johan Castberg. Lenvik Kommune Hammerfest kommune Uttalelse: Uttalelse: 1. Kystnær oljevernberedskap 1. Oljevernberedskap Lenvik kommune mener at oljevernberedskapen Hammerfest kommune forventer at Statoil på ikke er god nok sør for Hammerfest. Siden oljen samme måte som ENI bidrar til å styrke NOFO transporteres med oljetankere, er hele kysten mer samarbeidet der lokal/regional fiskeflåte inngår i utsatt for fare for oljesøl. Statoil bør derfor, beredskapsstyrken ved eventuelle utslipp i forbin- sammen med andre aktuelle aktører i Barentsha- delse med petroleumsvirksomheten på Johan vet, lage og gjennomføre en helhetlig beredskap Castberg. langs hele kysten fra Nordland til Hammerfest.

Operatørens svar: 2. Oljevernbase lokalisert på Senja Det vises til uttalelse og tilsvar til FFK, tema F, Kommunen peker på at Senja omsatte sjømat, sjø- punkt 1. Det presiseres også at den oppdaterte matrelaterte produkter og tjenester for 7 milliar- beredskapsanalysen for Johan Castberg vil være der i 2016. En bør spesielt se på en oljevernbase grunnlag for de tiltak som vurderes. lokalisert på Senja for å beskytte denne verdiskap- ningen. Harstad kommune

Uttalelse: Operatørens svar: 1. Kystnær oljevernberedskap 1. Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kom- Harstad kommune mener at oljevernberedska- mune, tema F, punkt 1. pen ikke er god nok sør for Hammerfest. Siden oljen transporteres med oljetankere, er hele kys- 2. Uttalelsen tas til orientering og det vises til ten mer utsatt for fare for oljesøl. Statoil bør der- uttalelse og tilsvar til FFK og Harstad kommune, for, sammen med andre aktuelle aktører i Barents- tema F, punkt 1. Deler av uttalelsen synes å være havet, lage og gjennomføre en helhetlig bered- 88 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten rettet mot myndighetene, og Statoil finner det ikke Industri energi naturlig å kommentere dette. Uttalelse: Nordkapp Kommune 1. Maksimalt antall ombord Uttalelse: LO registrerer at boligkvarteret er planlagt med en maksimal sengekapasitet på 140 personer, og 4 1. Beredskap og kompetanse livbåter som hver har en kapasitet på 70 personer. Nordkapp kommune viser til den fyldige kompe- Med en sengekapasitet på 140 personer vil 3 livbå- tansen som finnes på Kystverket avd. Troms og ter dekke behovet for de som er om bord i tillegg Finnmark, Nordkapp maritime fagskole og Nord- til en livbåt i reserve. LO vil understreke at den kapp videregående skole med hensyn til bered- beskrevne lugarkapasiteten tilsier et maksimalt skap. Nordkapp kommune mener det er viktig at antall om bord på 140. Johan Castberg benytter den, og bidrar til at mil- jøet styrkes. Operatørens svar: Uttalelsen tas til orientering. Operatørens svar: Kystverket er ansvarlig myndighet for å koordinere Landsorganisasjonen (LO) statlig, kommunal og privat beredskap i et nasjonalt Uttalelse: beredskapssystem. Kystverket vil derfor være helt essensiell i oppbygging av beredskap og gjennomfø- 1. Maksimalt antall ombord ring av en eventuell beredskapssituasjon. Statoil er LO registrerer at boligkvarteret er planlagt med av den oppfatning at det ikke er olje- og gassnærin- en maksimal sengekapasitet på 140 personer, og 4 gens ansvar å styrke beredskapsmiljøet hos Kystver- livbåter som hver har en kapasitet på 70 personer. ket, men går ut i fra at kompetansen hos Kystverket Med en sengekapasitet på 140 personer vil 3 livbå- avd. Troms og Finnmark tilfredsstiller de behov som ter dekke behovet for de som er om bord i tillegg vil være nødvendige på grunn av økt aktivitet i til en livbåt i reserve. LO vil understreke at den Barentshavet. beskrevne lugarkapasiteten tilsier et maksimalt Statoil ser et behov for å ytterligere styrke innsat- antall om bord på 140. sen tilknyttet kompetanseutvikling i Nord-Norge. Det har vært gjennomført møter med Finnmark fylkeskommune og rektorer i videregående skoler i Operatørens svar: Finnmark for å identifisere tiltak. Se også tilsvar til Uttalelsen tas til orientering. uttalelse fra FFK, tema H, punkt 3f. Troms Høyre Harstad regionens næringsforening Uttalelse: Uttalelse: 1. Kystnær oljevernberedskap 1. Kystnær oljevernberedskap Troms Høyre mener at oljevernberedskapen ikke Harstad regionens næringsforening mener at olje- er god nok sør for Hammerfest. Siden oljen trans- vernberedskapen ikke er god nok sør for Ham- porteres med oljetankere, er hele kysten mer merfest. Siden oljen transporteres med oljetan- utsatt for fare for oljesøl. Statoil bør derfor, kere, er hele kysten mer utsatt for fare for oljesøl. sammen med andre aktuelle aktører i Barentsha- Statoil bør derfor, sammen med andre aktuelle vet, lage og gjennomføre en helhetlig beredskap aktører i Barentshavet, lage og gjennomføre en langs hele kysten fra Nordland til Hammerfest. helhetlig beredskap langs hele kysten fra Nord- land til Hammerfest. 2. Oljevernbase lokalisert på Senja Troms Høyre peker på at Senja omsatte sjømat, Operatørens svar: sjømatrelaterte produkter og tjenester for 7 milli- Det vises til tilsvar til uttalelse fra Harstad kom- arder i 2016. En bør spesielt se på en oljevernbase mune, tema F, punkt 1. lokalisert på Senja for å beskytte denne verdiskap- ningen. 2017–2018 Prop. 80 S 89 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

direktoratet må påpeke at fisket er en dynamisk Operatørens svar: aktivitet og vil variere alt etter fiskens vandrings- 1. Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kom- mønster og de til enhver tid gjeldende regulerin- mune, tema F, punkt 1 og FFK tema F, punkt 1. ger. På sikt kan dette føre til en økende fiskeriakti- vitet inn i området. 2. Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad og Lenvik kommuner, tema F, punkt 1. 5. Biologiske ressurser Eventuelle merknader vedrørende biologiske res- G. Fiskeri- og andre næringsinteresser surser antas ivaretatt av Havforskningsinstituttet. Fiskeridirektoratet

Uttalelse: Operatørens svar: 1. Havbunnsinstallasjoner 1. Uttalelsen tas til orientering. Den fiberoptiske Konsekvensutredningen sier at den kuperte sjø- kabelen til land vil i hovedsak graves eller spyles bunnen på Johan Castberg gjør at rør og kabler i ned, men vil trolig ha behov for steinfyllinger på de stor grad vil ligge eksponert i frie spenn. Fiskeri- siste 20 km mot land og i et område til havs. Stei- direktoratet vil fortsatt påpeke at vi er opptatt av at ninstallasjon vil gjennomføres slik at ulempene for frie spenn reduseres til et minimum, samt at en trålaktiviteten blir så liten som mulig. graver ned rør og kabler der det er mulig for å Utforming, traséføring og installasjon av feltin- redusere bruk av steinfyllinger. Videre er det vik- terne rør og kabler er planlagt slik at behovet for tig at helningsvinkel på steininstallasjoner er så steininstallasjon minimeres. Dette er i tråd med de liten som mulig slik at trålredskaper lettere kan innspill prosjektet tidligere har mottatt fra fiskeriin- krysse disse uten å grave med seg steinmasser teresser. Eksempelvis er traséføring optimalisert som kan medføre tap av redskap og/eller fangst. med tanke på å unngå de største ujevnhetene på havbunnen, og installasjon av rørledninger og kabler vil utføres med så lavt leggestrekk som mulig 2. Forbudsområde mot oppankring og fiske med for å minimere frie spenn. bunnredskap Det vil bli lagt opp til god informasjon mot fiske- Arbeids- og sosialdepartementet har innvilget søk- riinteressene i forkant av steindumping, rør- og naden om etablering av en sone med radius 500 m kabellegging. rundt hver av de 10 brønnrammene og de to satellittene med forbud mot oppankring og fiske med 2. Statoil påpeker at tillatelsen for sikkerhetssonene bunnredskap. Dette utgjør totalt 9,5 km2 og Fiske- med forbud mot oppankring og fiske med bunnred- ridirektoratet forventer at det benyttes en løsning skap rundt hver bunnramme er gjeldende fra tids- som beslaglegger minst mulig areal i driftsfasen. punktet sjøbunnsinnretningene installeres på feltet. I henhold til tillatelsen fra ASD vil Statoil sørge for at kunngjøring, samt nødvendig overvåking og vars- 3. Avslutning i henhold til OSPAR-beslutning 98/3. ling skjer i samsvar med rammeforskriften §61. Konsekvensutredningen skisserer at avvikling av feltet og dets innretninger vil følge de krav som 3. Avslutning av Johan Castberg feltet ligger langt ligger i OSPAR-beslutningen 98/3, eller de krav fram i tid. I henhold til gjeldende regelverk skal det som gjelder i det aktuelle tidsrommet for avvik- forut for avslutning utarbeides en egen avslutnings- ling. Fiskeridirektoratet vil fortsatt påpeke viktig- plan med tilhørende konsekvensutredning. Konse- heten av at en planlegger fjerning av rørledninger kvensutredningen for avslutning og nedstengning av etter endt bruk slik at en unngår unødvendige hef- Johan Castberg vil omtale hvilke alternativer som ter på sjøbunnen på lengre sikt. Hefter kan i ver- foreligger for disponering av hhv installasjoner og ste fall utgjøre en sikkerhetsrisiko. rørledninger, og utredningen er gjenstand for offentlig høring.

4. Beskrivelse av fremtidig fiske 4. Merknaden tas til orientering. Det presenterte ressursgrunnlaget for fremtidig fiske antas å være dekkende for området. Fiskeri- 5. Merknaden tas til orientering. 90 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Kystverket Harstad kommune Uttalelse: Uttalelse: 1. Skipstrafikk 1. Informasjon og tiltak mot fiskeri og fiskeindustri Kystverket viser til at tiltaket ser ut til å ha liten Harstad kommune peker på at fiskeri og fiskein- direkte innvirkning på skipstrafikken. Overvåkin- dustri må følges opp med tett dialog og behandles gen av denne bygges opp som ved andre plattfor- med respekt. Statoil må anstrenge seg for å mini- mer. Etablerte rutiner for kontakt med Kyst- mere ulempene for næringene og tilpasse aktivite- verkets Trafikksentral i Vardø (VTS Nor), som ter etter fiskernes sesongvariasjoner, blant annet overvåker all skipstrafikk i området må på plass. må det være ekstra dialog rundt planlagt innsamling av seismikk. Videre må Statoil legge til rette for bruk av Operatørens svar: mer støysvake innsamlingsmetoder, med utvik- Merknaden tas til orientering. Statoil vil legge opp ling av ny teknologi. til dialog med Kystverkets Trafikksentral i Vardø for å sørge for at de nødvendige rutiner kommer på plass. Operatørens svar: Det er ikke fastsatt hvordan og hvor ofte den framti- Finnmark fylkeskommune (FFK) dige innsamlingen av seismikkdata skal foregå. Uttalelse: Hensyn til miljø og samfunn, inkludert fiskeriene, vil bli inkludert som en del av beslutningsgrunnla- 1. Dialog med fiskerinæringen get. Finnmark fylkeskommune ber Statoil om å til- Statoil ser behovet for tett og god informasjon leggsutrede konkrete tiltak som kan gjennomfø- om framtidige aktiviteter på Johan Castberg feltet res for å bidra til verdiskaping i fiskerinæringen, med alle berørte parter, inkludert fiskeriorganisa- eksempelvis fiskerinæringens deltakelse i olje- sjonene. Det vil være nødvendig å sørge for at infor- vernberedskapen. Dette som en kompensasjon masjon vedrørende innsamling av seismikk blir for den risiko fiskerinæringen bærer som følge av kommunisert så tidlig at fiskeriene får mulighet til Johan Castberg-utbyggingen. å ta høyde for dette i sine planer. Johan Castberg prosjektet har som mål å redusere konsekvensene av innsamling av seismikkdata. Operatørens svar: Dette vil blant annet gjøres ved bruk av soft start Det vil bli lagt vekt på å ha en dialog med fiskeriin- prosedyre. teressene gjennom møter og kunngjøringer i forkant av igangsetting av aktiviteter som kan berøre fiske- Lenvik kommune riene. Konsekvensutredningen for Johan Castberg Uttalelse: viser at fiskerinæringen ikke vil bli nevneverdig påvirket av normale installasjons- og driftsaktivite- 1. Informasjon og tiltak mot fiskeri og fiskeindustri ter på feltet. Lenvik kommune peker på at fiskeri og fiskein- NOFO har lagt til rette for å benytte lokale fiske- dustri må følges opp med tett dialog og behandles fartøy som en del av oljevernberedskapen, og har med respekt. Statoil må anstrenge seg for å mini- inngått avtaler med redere for kystnær fiskeflåte og mere ulempene for næringene og tilpasse aktivite- servicebåter. I samarbeid med godkjente foretak som ter etter fiskernes sesongvariasjoner, blant annet Polarkonsult og Nordnorsk Skipskonsult er fartøy- må det være ekstra dialog rundt planlagt innsam- ene godkjent gjennom tilpassing og ombygging ihht. ling av seismikk. Forskrift om bruk av fartøy i oljevern. Samtidig har Videre må Statoil legge til rette for bruk av et stort antall fartøysmannskap gjennomført olje- mer støysvake innsamlingsmetoder, med utvik- vernkurs henholdsvis i Nordkapp, Sandnessjøen og ling av ny teknologi. Kristiansund. Operatørens svar: Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kommune, tema G, punkt 1. 2017–2018 Prop. 80 S 91 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Nordkapp kommune 2. Det vises til uttalelse og tilsvar til Fiskeridirekto- Uttalelse: ratet, tema G, punkt 1. 1. Arealbeslag Norges Kystfiskarlag Av hensyn til fiskeriene mener Nordkapp kom- Uttalelse: mune man bør være varsom slik at Johan Cast- berg ikke beslaglegger mer areal til sjøs enn nød- 1. Konsekvenser for fiskeri vendig. Norges Kystfiskarlag viser til at det i oppsumme- ringen av KU konkluderes med at bygging og drift av Johan Castberg ikke vil ha konsekvenser for Operatørens svar: fiskeri. Det er Norges Kystfiskarlag uenige i da Uttalelsen tas til orientering. seismikk i forkant av utbygging vil ha en skrem- meeffekt på viktige kommersielle fiskeslag. Det er Norges Fiskarlag videre ikke undersøkt hva den seismiske aktivite- Uttalelse: ten vil ha å si for dette området og hvilke konsekvenser seismikk-skyting har for de artene som 1. Fiskeriene er dynamiske befinner seg i nord. Norges Fiskerlag påpeker at fisket er dynamisk, Norges Kystfiskarlag savner for øvrig en spesi- slik at den beskrevne situasjonen for fiskeriaktivi- fisering av hvilke områder som rammes ved en teten er begrenset til en kort periode. Selv om fis- eventuell utblåsning og hvor oljesølet havner. KU keriene ikke benytter disse områdene i dag, og fremstår i perspektiv av dette, samt den begren- det er store skuremerker, kan det ikke utelukkes sede kunnskapen seismikk sin innvirkning på vik- at det kan bli aktuelt med andre trålredskap enn tige fiskeslag i nord, som mangelfull. På bakgrunn bunntrål i området. Dette må det tas høyde for ved av dette ønsker ikke Norges Kystfiskarlag på design og utvikling av feltet. dette tidspunktet å gå inn for utbygging av Johan Området er aktuelt for linefartøyer, selv om Castberg-feltet i Barentshavet. dette kanskje ikke har gitt seg utslag i sporings- statistikken for valgt periode. Operatørens svar: Forskning viser ikke et entydig bilde av hvordan lyd 2. Rør og kabler påvirker fisk og deres adferd. For å øke kunnskapen Norges Fiskarlag er opptatt av at frie spenn på rør på området støtter Statoil pågående forskningsiniti- og kabler blir eliminert, og at det i de tilfeller der ativ, både gjennom industrisamarbeidet «Joint det er påkrevd å dumpe stein, blir denne lagt med Industry Program – Sound and Marine Life» og så slak vinkel at det ikke medfører skade for fiske- gjennom samarbeid med norske og internasjonale riaktiviteten. forskningsinstitusjoner. Disse prosjektene fokuserer For valg av trasé for kabel mot land vil Norges blant annet på kommersielle viktige arter som torsk Fiskarlag be om at fiskerinæringen blir kontaktet og sei. Johan Castberg vil samle inn seismiske data i slik at en finner den mest optimale traséen for alle løpet av kortere perioder. Basert på dette er virknin- redskapsgrupper, og derved sparer både tid og gen på fisk ansett som midlertidig og av liten betyd- penger for prosjektet. ning. Det vises også til tilsvar til uttalelse fra Klima- og miljødepartementet, tema E, punkt 1. Oljedriftsmodelleringene som er gjennomført i Operatørens svar: forbindelse med konsekvensutredningen og presen- 1. Statoil er innforstått med at de innsamlede data- tert i underlagsrapporter og kapittel 12 i KU (figur ene for fiskeri kun viser et bilde av fiskeriaktiviteten 12-1 viser største influensområde) viser mulig for en svært begrenset periode. Hvordan fiskeriakti- utbredelse av en eventuell utblåsning på Johan Cast- viteten rundt Johan Castberg vil utvikle seg gjennom berg feltet. feltets levetid er uvisst. Statoil har fått innvilget for- budssoner mot oppankring og fiske med bunnredska- Troms Høyre per i en radius på 500 meter fra ytterkantene av Uttalelse: bunnrammene, for å redusere risiko både for fiskeriene og drift av Johan Castberg. 1. Informasjon og tiltak mot fiskeri og fiskeindustri Troms Høyre peker på at fiskeri og fiskeindustri må følges opp med tett dialog og behandles med 92 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten respekt. Statoil må anstrenge seg for å minimere I konsekventutredningen presenterer Statoil en ulempene for næringene og tilpasse aktiviteter nåverdiberegning basert på antakelser om utvinn- etter fiskernes sesongvariasjoner, blant annet må bare reserver, samt prissatte inntekter og kostna- det være ekstra dialog rundt planlagt innsamling der (inkludert kostnader ved utslipp av CO2 fra av seismikk. produksjonen). Basert på denne beregningen Videre må Statoil legge til rette for bruk av konkluderer Statoil med at utbygging av Johan mer støysvake innsamlingsmetoder, med utvik- Castberg er samfunnsøkonomisk lønnsom. ling av ny teknologi. I en vurdering av samfunnsøkonomisk lønn- somhet skal også ikke-prissatte konsekvenser inngå. Utbygging av Castberg har sammensatte Operatørens svar: miljøkonsekvenser og innebærer risiko for akutte Det vises til uttalelse og tilsvar til Harstad kom- utslipp av olje og gass i et havområde med betyde- mune, tema G, punkt 1. lige naturverdier. I Statoil sin vurdering av sam- funnsøkonomisk lønnsomhet inngår ingen drøf- ting av hvilken betydning det samlede omfanget H. Samfunnsmessige konsekvenser / lokalisering av ikke-prissatte miljøkonsekvenser har for den av driftsorganisasjon og basetjenester samfunnsøkonomiske lønnsomheten av prosjek- Klima- og miljødepartementet (KLD) tet. Vurderingen av samfunnsøkonomisk lønn- Uttalelse: somhet er dermed ufullstendig. Selv om samfunn- søkonomisk analyse ikke er et krav i PUD, mener 1. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet Miljødirektoratet at dette er viktig informasjon for Konsekvensutredningen bør gi en grundig og Stortinget, og at en mer fullstendig vurdering transparent framstilling av de samfunnsøkono- burde legges fram når de skal behandle saken. miske konsekvensene av utbyggingen. KLD slut- For at Stortinget skal kunne gjøre en vurde- ter seg til Miljødirektoratets syn om at enkelte ele- ring av klimarisiko ved investeringen mener Mil- menter i konsekvensutredningen er mangelfullt jødirektoratet at Statoil bør presentere hvordan framstilt. Utredningen bør framstille usikkerhets- selskapet vurderer denne, med spesielt fokus på rommet ved utbyggingen på en systematisk og overgangsrisiko og virkningen av markedsmes- transparent måte, inkludert konsekvensene for sige endringer. lønnsomheten om flere sentrale parametere samtidig endrer seg i negativ retning. 2. Lønnsomhetsberegninger Både anslag på utvinnbare reserver og framtidige Operatørens svar: oljepriser er forbundet med betydelig usikkerhet, Lønnsomhetsvurderinger vil bli dokumentert i PUD og avvik fra forutsetningene om disse elementene (Plan for utbygging og drift) i henhold til gjeldende vil potensielt ha store utslag på lønnsomheten av «Veiledning til plan for utbygging og drift av en utbyggingen. petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og Konsekvensutredningen presenterer kun én drift av innretninger for transport og for utnyttelse lønnsomhetsberegning basert på middelalternati- av petroleum (PAD)». Lønnsomhetsvurderingene vet for utvinnbare volumer. Samtidig vises det til vil inneholde sensitiviteter med hensyn på oljepro- at andre forutsetninger for oljepris og CO2-kost- duksjon (P10/P90), investeringskostnader (+/–30 nad har blitt testet i underlagsrapporten utarbei- prosent), driftskostnader (+/–30 prosent) og oljepris det av Agenda Kaupang, uten at disse har blitt pre- (+/–40 prosent). sentert i KU. Vi mener det er en forutsetning at det presenteres lønnsomhetsvurderinger for både Miljødirektoratet høyt og lavt nivå for utvinnbare volumer, herunder Uttalelse: også med ulike oljepriser. Rask utvikling i nullutslippsteknologier og 1. Samfunnsøkonomisk lønnsomhet – ikke-prissatte strammere global klimapolitikk øker usikkerhe- miljøkonsekvenser ten rundt framtidige olje- og gasspriser. Å nå En utbygging av Johan Castberg vil generere inn- målene i Parisavtalen innebærer rask global tekter til samfunnet fra salg av olje og gass fra fel- avkarbonisering av både kraft- og transportsekto- tet. Samtidig vil utvinning av olje og gass medføre ren, og dermed et permanent skifte i etterspørse- kostnader for samfunnet i form av investeringer, len etter fossile ressurser. Miljødirektoratet viser driftskostnader og påvirkninger på klima og miljø. til anbefalingene fra G20-landenes Financial Stabi- 2017–2018 Prop. 80 S 93 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten lity Board, hvor en hovedanbefalingene er å gene vil inneholde sensitiviteter med hensyn på olje- benytte ulike scenarier for å vurdere klimarisiko. produksjon (P10/P90), investeringskostnader (+/– Det anbefales at virksomheter bruker et togra- 30 prosent), driftskostnader (+/–30 prosent og olje- dersscenario for å beskrive mulig utvikling med pris (+/–40 prosent). langt strammere klimapolitikk globalt og/eller langt raskere utvikling og implementering av nul- Finnmark fylkeskommune (FFK) lutslippsteknologier, i tillegg til de framtidsscena- Uttalelse: rier som vanligvis benyttes. I høringsuttalelsene til utredningsprogram for 1. Lokalisering av basefunksjoner KU etterlyste Miljødirektoratet lønnsomhetsvur- Finnmark fylkeskommune ser svært positivt på at deringer av utbyggingsprosjektet med olje- og utbyggingen av Johan Castberg vil bidra til en kvoteprisbaner konsistente med at Parisavtalens videre utvikling av basestrukturene i Hammer- mål nås. Vi kan ikke se at den etterspurte vurde- fest. ringen gjøres i underlagsrapporten eller i KU. I underlagsrapporten vurderes tre ulike oljepriser, 2. Lokalisering av driftsorganisasjonen hvor også dollarkurs varieres, samt tre ulike CO2 priser. Det framgår ikke om disse legger til grunn FFK mener at Stortinget bør forplikte Johan Cast- endringer i etterspørselen, og dermed endringer i berg å legge driftsorganisasjonen i sin helhet til oljepris, som kan forventes hvis målene i Parisav- Hammerfest. En slik nærhet til feltet mener FFK talen innfris. vil sikre et geografisk og mentalt nært forhold til Etter vårt syn er det viktig at Stortinget pre- områdene man opererer i, muligheter for tett og senteres for den reelle økonomiske usikkerheten fleksibel oppfølgning av drift samt et nært forhold i prosjektet, og ikke kun med én lønnsomhetsbe- til HMS-perspektivet. FFK uttaler at man ved flere regning som baserer seg på forutsetninger hvor anledninger har vært tydelig på at driftskontoret det er stor usikkerhet knyttet til hver enkelt forut- for Johan Castberg må ligge i Hammerfest, noe setning. Vi ber derfor om at Statoil i forbindelse som vil medføre at utviklingen av Hammerfest med PUD-innsendelse legger frem følsomhetsbe- som petroleumsklynge skyter fart. Videre investe- regninger av lønnsomheten i prosjektet der usik- ring i kompetanse til allerede etablert industri- kerheten i beregnet lønnsomhet ved utbyggingen klynge og tilfang av nye aktører vil kunne utvikles presenteres på en mer systematisk og transparent til en viktig ressurs for Statoil og andre selskaper i måte. Som en del av beregningene mener vi at det forbindelse med framtidige utbygginger. FFK er naturlig at det presenteres lønnsomhetsvurde- uttaler videre at etablering av håndfaste ring- ringer for både høyt og lavt nivå for utvinnbare virkning vil være viktig for å sikre oljenæringens volumer med ulike scenarioer for oljepris. omdømme og legitimitet.

Operatørens svar: 3. Lokale og regionale ringvirkninger 1. Kostnader for miljøeffekter er som påpekt av Mil- FFK uttaler at utredningene angående ringvirk- jødirektoratet vanskelige å tallfeste. Metodikken for ninger konkluderer med generelle, overordnede ikke-prissatte effekter er fortsatt mangelfull for olje- strategier og ikke spesifikke tiltak for Johan Cast- og gassprosjekter, og ikke god nok til å kunne benyt- berg, slik fylkeskommunen etterlyser. FFK mener tes for å kvantifisere disse virkningene i økonomiske derfor at det må gjøres spesifikke utredninger for termer. Omfanget av slike typer analyser vil ikke å komme fram til konkrete tiltak som vil bidra til å kunne forsvares i forhold til usikkerheten i slike øke ringvirkningene av Johan Castberg. analyser og den påvirkning på miljøet som Johan FFK mener at Hammerfest og Finnmark går Castberg vil kunne ha. Slike analyser vil følgelig glipp av potensiell næringsutvikling og en viktig ikke bli inkludert, noe som også er i tråd med gjel- mulighet for videre bygging av fagmiljø innen drift dende praksis og regelverk. som følge av beslutningen om å legge driftskontoret for Johan Castberg til Harstad. FFK mener Sta- 2. Lønnsomhetsvurderinger vil bli dokumentert i toil må kompensere for dette ved å gjennomføre PUD (Plan for utbygging og drift) i henhold til gjel- følgende tiltak: dende «Veiledning til plan for utbygging og drift av a. Utrede effektiv og kostnadsoptimalisert drift, en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg samfunnsmessige konsekvenser og industri- og drift av innretninger for transport og for utnyt- elle ringvirkninger med å etablere ytterliggere telse av petroleum (PAD)». Lønnsomhetsvurderin- landbasert subsea-aktivitet i Hammerfest knyt- 94 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

tet til vedlikehold og modifikasjon av under- • Klargjøring og utskipning av foringsrør og pro- vannsinstallasjoner. duksjonsrør for boreoperasjonene på Johan Cast- b. Legge en større del av prosjektledelsen i berg. utbyggingsfasen til Hammerfest. • Mellomlagring og vedlikehold av foringsrør og c. Utrede muligheten for at en større del av mon- produksjonsrør. terings- og ferdigstillelsesarbeidet kan gjøres i • Lagring og blanding av sement, borevæske og Hammerfest samt utvikle kontraktsstrategi kompletteringsvæske for Johan Castberg, samt som tilrettelegger bedre for nordnorske leve- utskipning av dette. randører, inkludert dele opp/tilpasse kontrak- • Det er videre intensjon om at retur av oljebefengt tene til nordnorske leverandører. borekaks skjer til Hammerfest for videre håndte- d. Tilrettelegge for at valgte vedlikeholds- og ring. modifikasjonskontraktører har/etablerer til- • Lagring og vedlikehold av verktøy og utstyr for stedeværelse i Finnmark. installasjon av havbunnsutstyr og boreutstyr. e. Legge til rette for en driftsstøtteenhet i Ham- merfest som minimum inneholder vedlike- Statoil vil i samarbeid med andre relevante operatø- holds- og modifikasjonsplanlegging, logistikk rer og leverandører, vurdere hva som trengs av lokal og innkjøpsfunksjoner samt etablere frem- kompetanse samt lager- og verkstedfasiliteter. Det skutt operativ del av driftsorganisasjonen med forventes at prosjektets underleverandører vil minimum 15 ingeniørstillinger i Hammerfest. ansette et betydelig antall personer lokalt for å iva- f. For å sikre en offshorebemanning med størst reta oppgavene nevnt over. Denne aktiviteten vil mulig rekruttering fra Finnmark bør det posisjonerer Hammerfest godt i forhold til å til- igangsattes en mulighetsstudie med klare mål trekke seg ytterligere aktivitet knyttet til utbygging og om og tiltak for rekruttering til Statoil/Johan drift av andre felt i Barentshavet i tillegg til Johan Castberg prosjektorganisasjon og driftsorgani- Castberg. sasjon i Finnmark. Videre ber FFK om at det b. Statoil leder Johan Castberg utbyggingen fra sine inngås forpliktende samarbeidsavtaler med kontor i Oslo og Harstad. I dag sitter prosjektle- videregående skoler i Finnmark, samt at Sta- delse innenfor B&B (boring og brønn), petrole- toil og dets underleverandører forplikter seg umsteknologi, driftsforberedelser og noen stabs- til å jevnlig ta inn et større antall lærlinger fra funksjoner i Harstad, resterende del av prosjekt- Finnmark. ledelsen er lokalisert i Oslo. Tilstedeværelsen av prosjektledelse i selve utbyggingsfasen på andre lokasjoner enn disse vil være styrt av kontrakt- Operatørens svar: stildelinger. 1. Uttalelsen tas til orientering. c. I forbindelse med inngåelse av kontrakter følger Statoil overordnede prinsipper om konkurranse 2. Rettighetshaverne i Johan Castberg lisensen har mellom flere tilbydere, objektive tildelingskrite- etter å ha vurdert flere lokasjoner i Nord-Norge rier og likebehandling av tilbydere. Ved inngå- besluttet at driftsorganisasjon skal lokaliseres i Har- else av langsiktige rammekontrakter og større stad. Begrunnelsene for valget er gjort rede for i EPC-kontrakter (Engineering, Procurement konsekvensutredningen. and Construction), går Statoil ut med informasjon om leveransemuligheter til norsk og inter- 3. Uttalelsen tas til orientering. Gjennomførte og nasjonalt næringsliv. Deretter går man ut med planlagte tiltak for å øke lokale og regionale ringen anbudskonkurranse, og velger de leverandør- virkninger er videre konkretisert som følger: bedrifter, norske eller utenlandske, som samlet a. Statoil vil med utgangspunkt i beslutningen om sett vurderes som mest konkurransedyktige. å plassere forsynings- og logistikkbasen for Johan Statoil generelt og Johan Castberg prosjektet Castberg i Hammerfest utføre en rekke aktivite- spesielt, jobber aktivt mot leverandørindustrien i ter knyttet til subsea og boretjenester i Hammer- Nord-Norge for å kunne tilrettelegge for regional fest: verdiskapning. Johan Castberg prosjektet har • Mottak og mellomlagring av alt subseautstyr som blant annet i samarbeid med leverandørforenin- skal installeres på Johan Castberg, bortsett fra gen Petro Arctic, gjennomført et prosjekt for å rør som leveres direkte til feltet på trommel/ identifisere mulighetene for nord-norske leveran- kveil. ser i forbindelse med utbyggingsfasen. Dette har • Klargjøring og uttesting av ventiltrær før disse dreid seg om del-leveranser inn mot: installeres på feltet. 2017–2018 Prop. 80 S 95 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

• Produksjon og installasjon av havbunnsutstyr landsdelen. Formålet har vært å istandsette flest (produksjonsutstyr, rørledninger, kontroll- og mulig nord-norske virksomheter for deltagelse i kon- strømkabler) og fabrikasjon av produksjonsski- kurransen om kontrakter rettet mot virksomhet i pet. nord, men også for andre deler av sokkelen, og har • Utstyrslagre vært et viktig verktøy for å styrke lokale leveranser • Tilgang til grov grus og stein for understøttelse og lokal verdiskaping. eller tildekking av feltinterne rør og installasjo- Statoil har i en lengre periode hatt en Industri- ner koordinator stilling i nord. Industrikoordinatoren sine oppgaver er blant annet; Resultatet fra arbeidet er overført til de potensielle • samarbeide med Innovasjon Norge i utvikling og hovedleverandørene, sammen med en forventning videreføring av LUNN. til dem om å vurdere de nord-norske leverandørene • samarbeid med og støtte industriinkubatorene i sine anskaffelsesprosesser. Det er i tillegg arran- hvor Statoil har eierskap, samt gert leverandørsamlinger der relevante nord-norske • leverandørnettverkene Statoil har samarbeid leverandører har møtt de potensielle hovedleveran- med. dørene. Statoil har forventninger til sine leverandø- • være tilgjengelig som uformell kommunikasjons- rer ift ringvirkninger i nord. part og rådgiver for bedrifter med leverandørpo- Prosjektet planlegger nå en tilsvarende aktivitet tensial og ambisjoner. sammen med Petro Arctic innenfor boring og drift. • veilede andre virksomheter og organisasjoner Et av verktøyene som Statoil har tatt i bruk i det som ønsker kommunikasjon med og støtte fra siste er en ny kontraktsform; periodebestillinger Statoil. innenfor en ramme eller «Master Service Agree- ments» (MSA). Det er en avtale der Statoil og leve- Statoil vil sammen med sine hovedleverandører eta- randør er enige om betingelsene som vil gjelde for blere en driftsstøtteenhet i Hammerfest, som skal Statoils kjøp. Avtalene forplikter ikke Statoil til å støtte den økte drift- og logistikkaktiviteten som vil benytte leverandøren, men de forenkler og effektivi- komme ifm utbygging og drift av Johan Castberg. serer tilbuds- og innkjøpsprosessen. Gjennom disse Statoil vil i den forbindelse styrke det operasjonelle MSA-avtalene er det enklere for Statoils operative anskaffelsesmiljøet i Hammerfest, samt ha en driftsmiljø i nord å benytte lokale leverandører når industrikoordinatorfunksjon i Finnmark. Statoil vil disse er konkurransedyktige. Så langt har Statoil i tillegg til vanlig basedrift etablere funksjoner for inngått ti slike avtaler med nordnorske leverandø- koordinering av topside og subsea vedlikehold. rer (Momek, Svetek, Teknor, BM elektro, Score A/S, d. Statoil vil som en naturlig oppfølging av beslut- Gagama Elektro, Eureka Pumps, Bilfinger, Tess og ningen om å bygge ut Johan Castberg-feltet, Barents Naturgass). Avtalene blir aktivt brukt, og foreta en gjennomgang av hvordan nødvendig både Statoil og de ulike leverandørene har en gjensi- vedlikehold og modifikasjoner på skipet best kan dig fordel ved at prosessen er effektiv og sikrer at ivaretas gjennom driftsfasen. Gjennomgangen relevante leverandører blir synliggjort og lettere blir vil omfatt spesifikke vurderinger av hvordan brukt. De inngåtte avtalene omhandler så langt ingeniør-, prefabrikasjon-, innkjøp og andre ulike varer og tjenester knyttet til driften av Norne- funksjoner best kan organiseres for å oppnå kost- feltet og LNG-anlegget på Melkøya. Den positive nadseffektive løsninger, som samtidig understøt- erfaringen med bruken av disse avtalene vil bli ter og legger til rette for bruk av lokale leveran- videreført i Johan Castberg sammenheng. MSA er et dører/underleverandører. Det vil bli stilt krav verktøy som også vil kunne benyttes i forbindelse om at den vedlikeholds- og modifikasjonskon- med selve utbyggingen, spesielt i situasjoner der det traktør som tildeles kontrakt for Johan Castberg oppstår ikke planlagte behov for leveranser. er etablert alternativt etablerer seg i Nord- Før noen kontrakter kan tildeles til nordnorske Norge. leverandører må leverandørene være kvalifisert. e. Den foreslåtte løsningen med en fremskutt del av Innovasjon Norge og Statoil har i årene 2008 til driftsorganisasjon i Hammerfest er ikke en aktu- 2016 gjennomført et leverandørutviklings- og kom- ell løsning for Johan Castberg. Hovedbegrunnel- petansehevingsprogram for potensielle leverandører sen for dette er at samlokalisering mellom de til olje- og gassindustrien i landsdelen. Mer enn 300 ulike delene av en driftsorganisasjon er vurdert virksomheter har deltatt i programmet som har å være særdeles viktig for å kunne levere opti- bestått av ulike kurs og tiltak. Det har vært gjen- malt på sikker og effektiv drift. nomført i nært samarbeid med Forskningsrådet, f. Statoil ønsker å rekruttere flere ungdommer fra leverandørnettverkene og industriinkubatorer i Nord-Norge til petroleumsindustrien. Et viktig 96 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

tiltak i den forbindelse har vært lærlingepolitik- sen deles opp slik at lokalt og regionalt ken i selskapet. Statoil tar hvert år inn rundt næringsliv gis mulighet til å konkurrere om 160 lærlinger fra hele landet innenfor fagene kontraktene. prosess, mekanisk, automasjon, elektro og logis- b. Fylkesrådet i Nordland mener at Statoil og tikk. Målsettingen er at 1/3 av disse skal komme deres hovedleverandører må etablere direkte fra Nord-Norge. Statoil ser et behov for å ytterli- arbeidsplasser i Nordland, i naturlig tilknyt- gere styrke innsatsen tilknyttet kompetanseutvik- ning til regionens leverandørindustri og baser. ling i Nord-Norge. Før man setter retning og c. Statoil må etablere deler av konsernets inn- iverksetter tiltak er Statoil opptatt av å få drøftet kjøpsavdeling i Nordland, nær det industrielle saken med relevante aktører i nord. I den forbin- tyngdepunktet i nord. delse har det vært gjennomført møter med Finn- d. Statoil må videre følge opp at hovedkontraktø- mark fylkeskommune og rektorer i videregående rer innfrir inngåtte avtaler med sine underleve- skoler i Finnmark. I tillegg er det gjennomført randører. møter med skoleverk, utdanningsinstitusjoner og e. Hovedkontraktene for vedlikehold og modifi- næringsliv i Hammerfest, Kirkenes og Alta. I kasjon må ha fleksibilitet til bruk av lokale disse møtene er det innhentet en rekke forslag til leverandører. tiltak som for tiden er til vurdering. f. Fylkesrådet i Nordland mener videre at det må Statoil initierte ifm fremleggelsen av konse- utredes muligheter for utviklingskontrakter kvensutredningen for Johan Castberg i juni innenfor ulike disipliner i utbygging og drift. 2017, en dialog med Hammerfest kommune om Dette kan være et viktig virkemiddel for å vide- mulige tiltak for å styrke det totale petrole- reutvikle leverandørindustrien i Nord- Norge umsmiljøet i Hammerfest og Finnmark. Statoil og gi flere konkurransedyktige aktører på sikt. ønsker å videreføre dialogen med Hammerfest g. Statoil forventes å i større grad utnytte mulig- kommune gjennom etablering av «Samarbeids- hetene ved det nye subsea-verkstedet i Sand- gruppe Castberg», som arena for informasjonsut- nessjøen, og styrke den lokale organisasjonen veksling og samhandling gjennom Johan Cast- i regionen i forbindelse med den nye utbyggin- berg’s videre prosjektløp. Intensjonen med grup- gen i nord. pen er gjennom tidlig involvering og h. Statoil og partnere må aktivt bidra til teknolo- kunnskapsdeling å bidra til videreutvikling av giutvikling i samarbeid med leverandører i petroleumsrelaterte kompetansearbeidsplasser i Nordland. Finnmark. Relevante aktører som andre opera- i. Videre må operatør bidra til at borerigger som tører og fylke blir inkludert etter behov. ufører operasjoner i nord benytter nordnorske havner og verft for riggvedlikehold, klargjø- Nordland Fylkeskommune (NFK) ringsarbeid og opplag. Uttalelse: 1. Generelt Operatørens svar: Fylkesrådet i Nordland uttaler at NFK utgangs- 1. Uttalelsen tas til orientering. punkt er at økning i aktiviteten innen olje- og gas- sektoren i Nord-Norge må sikres legitimitet gjen- 2. nom klare og detaljerte krav i konsesjonene om a. Som beskrevet i tilsvar FFK tema H punkt 3c er økte ringvirkninger lokalt og regionalt. Dagens det iverksatt flere tiltak for å legge til rette for at ringvirkninger av aktiviteten på sokkelen utenfor leverandørindustri i hele Nord-Norge kommer i Nord-Norge er ikke tilstrekkelige for å sikre slik posisjon for kontrakter. legitimitet, og må styrkes betydelig. b. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har i forbindelse med Johan Castberg utbygging og drift ingen planer om å etablere nye Statoil stillinger 2. Lokale og regionale ringvirkninger i Nordland. NFK kommer med følgende innspill til den frem- c. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har i for- lagte konsekvensutredningen: bindelse med Johan Castberg utbygging og drift a. Statoil må legge til rette for at leverandørin- ingen planer om å etablere deler av konsernet dustrien i Nordland kommer i posisjon for sin innkjøpsavdeling i Nordland. kontrakter, samt bidra til at aktører lokalisert i d. Uttalelsen tas til orientering. Statoil vil følge opp Nordland kommer høyere opp i verdikjeden. sine hovedkontraktører i henhold til den inn- Videre må kontrakter i utbyggings- og driftsfa- 2017–2018 Prop. 80 S 97 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

gåtte avtalen mellom Statoil og hovedkontrak- Hammerfest kommune tør. Uttalelse: e. Se tilsvar likelydende uttalelse fra FFK, tema H punkt 3d. 1. Generelt f. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har per nå Hammerfest kommune påpeker at Johan Cast- ingen planer om å etablere utviklingskontrakter berg er Statoils første oljefelt i Barentshavet og i forbindelse med selve Johan Castberg utbyggin- forventningene til Statoil har vært og er betyde- gen. For mer informasjon rundt Statoil sine pro- lige. De valg Statoil gjør vil legge premisser for all sesser tilknyttet kontrakter henvises til FFK, lokal ringvirkning i framtiden. tema H punkt 3c. g. Uttalelsen tas til orientering. Det henvises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3a. 2. Lokalisering av basefunksjoner h. Uttalelsen tas til orientering. Statoil bidrar Hammerfest kommune er meget godt fornøyde aktivt til utvikling av ny teknologi. Kompetanse- med at Statoil har valgt Hammerfest som lokalise- nivå styrer i stor grad Statoil sine valg av sam- ringssted for helikopter- og forsyningsbase. arbeidspartnere innenfor teknologiutvikling. i. Uttalelsen tas til orientering. Vedlikehold, klas- sing, klargjøringsarbeid og eventuelt opplag av 3. Lokalisering av driftsorganisasjon rigger er normalt reders sitt ansvar. Hammerfest kommune krever at driftsorganisasjonen for Johan Castberg legges i sin helhet til Troms Fylkeskommune Hammerfest. Når et samlet politisk Finnmark kre- Uttalelse: ver at driftsorganisasjonen legges til Finnmark, er det vanskelig å forstå hvorfor dette ikke er omtalt 1. Lokalisering av driftsorganisasjon og drøftet i utredningen. Dersom Stortinget, mot Fylkesrådet i Troms er positiv til at driftsorganisa- formodning, opprettholder Statoils beslutning om sjonen foreslås lokalisert til Harstad og mener at å legge driftsorganisasjonen til Harstad, er Ham- dette bidrar til å styrke Harstad som petroleums- merfest kommune sitt sekundære krav at Statoil senter. etablerer en fremskutt operativ del av driftsorganisasjonen med minimum 15 ingeniørstillinger i Hammerfest, at enheten for innkjøp og logistikk 2. Ringvirkninger i nord etableres og styres fra Hammerfest, og at beslut- Fylkesrådet i Troms forutsetter at utbyggingen ningstakere innenfor disse disiplinene har kontor- organiseres og gjennomføres slik at ringvirknin- plassen sin i Hammerfest. gene blir størst mulig i nord.

4. Lokale og regionale ringvirkninger Operatørens svar: For å ytterliggere forsterke de positive virknin- 1. Uttalelsen tas til orientering. gene av Johan Castberg har Hammerfest kommune følgende innspill til PUD for Johan Cast- 2. Uttalelsen tas til orientering. berg: a. Statoil må etablere incentivordninger som Alta kommune medvirker til at hovedkontraktører, samt Uttalelse: øvrige serviceselskaper med store kontrakter etablerer seg i Hammerfest. Engineering skal 1. Regionale ringvirkninger utføres lokalt i Hammerfest, slik at oppfølging Alta uttaler at kommunen hadde forventninger til av kontrakter skjer i tett dialog med den frem- større ringvirkninger for regionen enn hva dette skutte operative delen av driftsorganisasjonen tilsynelatende ender opp med. som er lokalisert i Hammerfest. Statoil etablerer videre lagring/mellomlagring av utstyr/konstruksjoner i Hammerfest Operatørens svar: som skal benyttes i Barentshavet. Modifikasjo- Uttalelsen tas til orientering. ner, montering og testing av utstyr som skal benyttes i Barentshavet skal så langt det er mulig foregå i Hammerfest. Fraktkostnader bereg- 98 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

nes «free on board» (FOB) Hammerfest og Statoils nordnorske modell for ringvirkninger til presiseres i kontrakter. hele landsdelen. b. Statoil tar initiativ til at det etableres et fullverdig subsea-senter for Barentshavet i Hammer- fest, som har et fullverdig tilbud rundt drifts- 3. Lokale og regionale ringvirkninger start av Johan Castberg. Harstad kommune mener at følgende momenter c. Statoil må iverksette incentivordninger som må belyses og tas med i PUD for Johan Castberg: medvirker til at riggene Statoil benytter i a. At det etableres en fullverdig driftsorganisa- Barentshavet også foretar vedlikehold og evt. sjon i Harstad. klassinger i Hammerfest. b. At det bygges opp en B&B organisasjon som d. Statoil etablerer en utskutt FOU-avdeling fra et er stor nok til å håndtere det operasjonelle av sine forskningssentre i Norge i Hammer- behov for alle Statoils brønner i nord fra 2019. fest. Oppbyggingen av B&B organisasjonen må være ferdig bemannet og operasjonell til borestart. Operatørens svar: c. At det legges til rette for krysstrening og kom- 1. Uttalelsen tas til orientering. petanseheving mellom de ulike avdelingene, feltene og letemiljøet som er etablert i Har- 2. Uttalelsen tas til orientering. stad. d. Etablere fast tilstedeværelse for strategiske 3. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, tema anskaffelser i Harstad, med fokus på å tildele H punkt 2 og FFK tema H punkt 3e. kontrakter til nordnorsk næringsliv til leveranser på hele den norske sokkelen. 4. e. Det må være krav til lokal tilstedeværelse og a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, fortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle- tema H punkt 3c, 3d og 3e verandører i så stort omfang som mulig. b. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, f. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har- tema H punkt 3a stad til leverandør av kontrakt for vedlikehold c. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra NFK, og modifikasjon (V&M), herunder: tema H punkt 2i i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse og d. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har et godt kapasitet lokalt for gjennomføring av plan- samarbeid med en rekke ulike kompetansemil- lagte og ikke planlagte oppdrag. jøer i nord, men har ikke noen planer om å eta- ii. Stille krav til lokal administrasjon og pro- blere egen FOU-avdeling i Hammerfest. sjektledelse for støtte til leverandør av V&Ms utførende personell. Harstad kommune iii. Stille krav at kontraktsvinner legger til rette Uttalelse: for bruk av underleverandører etablert i Nord-Norge. 1. Generelt g. At det satses videre på industriinkubatorene Harstad kommune påpeker at vi har mange år Kunnskapsparken Nord AS og Pro Barents fremfor oss i nord med oljeaktivitet, men skepsi- AS. sen til næringen vokser i regionen. Med det som h. Videre satsning på Leverandørutviklingspro- bakteppe må mer skje i nord. Alt som forsvarlig grammet LUNN. kan etableres i nord fra Statoil sin side, bør etable- i. Tilpassing av kontraktsstrategi til nærings- res i nord for å vise at man mener alvor og faktisk strukturen i Nord-Norge, blant annet ved å vil gjøre det man sier man skal gjøre. splitte opp kontrakter. j. Fortsatt bidrag til at de nordnorske høyere utdanningsinstitusjonene øker sin satsning mot 2. Lokalisering av basefunksjoner og driftsorganisa- petroleumsbransjen, både innen forskning og sjon utdanning. Harstad kommune støtter beslutningen vedrø- rende lokalisering av forsyningsbase og helikopterbase i Hammerfest og driftsorganisasjon i Har- Operatørens svar: stad, og mener at en slik løsning passer riktig inn i 1. Uttalelsen tas til orientering. 2017–2018 Prop. 80 S 99 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

2. Uttalelsen tas til orientering. 2. Lokale og regionale ringvirkninger 3. Lenvik kommune mener at følgende momenter a. Rettighetshaverne har besluttet å lokalisere må belyses og tas med i PUD for Johan Castberg: driftsorganisasjonen i Harstad. Driftsorganisa- a. At det etableres en fullverdig driftsorganisasjonen vil være satt sammen og bemannet i hen- sjon i Harstad. hold til den enhver tid gjeldende driftsmodellen i b. At all aktivitet nord for 62º nord må planlegges selskapet. og gjennomføres fra Harstadkontoret. b. Uttalelsen tas til orientering. B&B organisasjo- c. At det etableres en fast tilstedeværelse for stra- nen som jobber med planlegging av Johan Cast- tegiske anskaffelser i Harstad, med hensikt å berg brønnene er per i dag lokalisert i Harstad. få fart på næringslivet i nord. Statoil vil fortsette å utvikle B&B organisasjo- d. Det må være krav til lokal tilstedeværelse og nen i henhold til det totale aktivitetsnivået for å fortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle- nå våre mål om sikre og effektive operasjoner. verandører i så stort omfang som mulig. Johan Castberg og øvrige oppgaver i nord vil e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har- være en viktig del av denne utviklingen. stad til leverandør av kontrakt for vedlikehold c. Uttalelsen tas til orientering. Statoil er opptatt og modifikasjon (V&M), herunder: av en kontinuerlig kompetanseheving av sitt per- i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse og sonell. Dette gjelder også på Harstad kontoret. kapasitet lokalt for gjennomføring av plan- d. Uttalelsen tas til orientering. Statoil har i for- lagte og ikke planlagte oppdrag. bindelse med Johan Castberg utbygging og drift ii. Stille krav til lokal administrasjon og pro- ingen planer om å etablere fast tilstedeværelse sjektledelse for støtte leverandør av V&Ms for strategiske anskaffelser i Harstad. utførende personell. e. Uttalelsen tas til orientering. Redegjørelse av iii. Stille krav at kontraktsvinner legger til rette Statoils overordnete kontraktprinsipper samt for bruk av underleverandører etablert i hvordan Statoil jobber for å tilrettelegge for Nord-Norge. lokale og regionale leverandører fremgår i til- f. At det satses videre på industriinkubatorene svar til FFK, tema H punkt 3c. Kunnskapsparken Nord AS og Pro Barents f. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, AS. tema H punkt 3d. g. Videre satsning på Leverandørutviklingspro- g. Uttalelsen tas til orientering. Videre satsning på grammet LUNN. industriinkubatorer vil bli individuelt vurdert h. Tilpassing av kontraktsstrategi til nærings- av Statoil i separate prosesser. strukturen i Nord-Norge, blant annet ved å h. Det er besluttet å videreføre LUNN, ref. tilsvar splitte opp kontrakter. FFK, tema H punkt 3c. i. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, tema H punkt 3c. Operatørens svar: j. Uttalelsen tas til orientering. Dialog mellom 1. Uttalelsen tas til orientering. Statoil og høyere utdanningsinstitusjoner i nord vil videreføres. 2. a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad Lenvik Kommune Kommune, tema H punkt 3a. Uttalelse: b. Uttalelsen tas til orientering. c. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad 1. Lokalisering av basefunksjoner og driftsorganisa- Kommune, tema H punkt 3d. sjon d. Uttalelsen tas til orientering. Redegjørelse av Lenvik kommune støtter beslutningen vedrø- Statoils overordnete kontraktprinsipper samt rende lokalisering av forsyningsbase og helikop- hvordan Statoil jobber for å tilrettelegge for terbase i Hammerfest og driftsorganisasjon i Har- lokale og regionale leverandører fremgår i til- stad, og mener at en slik løsning passer riktig inn i svar til FFK, tema H punkt 3c. Statoils nordnorske modell for ringvirkninger til e. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, hele landsdelen. tema H punkt 3d. f. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad Kommune, tema H punkt 3g. 100 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten g. Det er besluttet å videreføre LUNN, ref. tilsvar 2. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, tema FFK, tema H punkt 3c. H punkt 2 og FFK tema H punkt 3e. h. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, tema H punkt 3c. 3. a. Samarbeid med Nordkapp maritime fagskole og Nordkapp kommune videregående skole vil bli vurdert. Uttalelse: b. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, tema H punkt 3c. 1. Generelt d. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Hammer- Nordkapp kommune understrekker viktigheten fest Kommune, tema H punkt 4d. av en langsiktig strategi for oppbygging av et kom- petansemiljø i Finnmark for den kommende utvik- Arena arktiske vedlikehold (AAV) lingen av Barentshavet. Finnmark kan ikke lengre Uttalelse: akseptere å være et fylke hvor man henter ut ressurser og tar verdiskapingen med til sentrale 1. Generelt områder lengre sør i landet. AAV uttaler at det er svært viktig at Statoil og myndighetene ikke vurderer Castberg-utbyggingen som en isolert enkeltutbygging i Barentsha- 2. Lokalisering av driftsorganisasjonen vet. Castberg er det tredje av mange utviklings- Nordkapp kommune støtter Hammerfest kommu- steg for en robust industriutvikling i Barentshavet nes innspill til høringen og forslag om at Statoil Sørvest. Disse utviklingsstegene består for øye- skal etablere driftsorganisasjonen til Johan Cast- blikket av eksisterende aktivitet knyttet til Ham- berg i Hammerfest. merfest LNG og Goliat, samt fremtidige utbygging og drift av J. Castberg, Alta/Gotha og Wis- ting. Dersom Statoil ved Castberg tar valg som 3. Lokale og regionale ringvirkninger bryter med de eksisterende utbyggingene (Ham- At ringvirkningene i tiltakssonen primært bygger merfest LNG og Goliat) vil dette få stor betydning på de tradisjonelle håndverkene og da særskilt for de neste planlagte stegene, og det vil kunne transport i forbindelse med forsyningsbase og redusere mulighetene for en videre oppbygging helikopterbase er ikke tilfredsstillende. av en konkurransekraftig og robust leverandørin- a. Nordkapp kommune mener at Statoil i arbei- dustri nært Barentshavet. det med Johan Castberg-prosjektet bør inngå et samarbeid med Nordkapp maritime fagskole og videregående skole. På denne måte 2. Lokale og regionale ringvirkninger vil man på en bedre måte sikre lokal og regio- AAV kommer med følgende innspill til det videre nal arbeidskraft, samtidig som man bygger arbeidet: opp viktig lokal kompetanse. a. Etablere subseainfrastruktur og kompetanse i b. Kontraktstrukturer for de store leveransene til tilknytning til Barentshavet. Johan Castberg må være tilrettelagt for lokale b. Utdanne regionale og lokale bedrifter i offsho- leverandører. Dette kan gjøres ved at større rearbeid for oppstart for å redusere mobilise- leveranser kan brytes ned til mindre delleve- ringskostnader, samt planlegge kompetanse- ranser, og ved at forsyningssted til ulike leve- hevende tiltak for å sikre en egnet lokal/regio- ranser settes til Finnmark. Dermed blir lokal nal leverandørindustri. tilstedeværelse en viktig faktor i konkurranse c. Utvikle lokale/regionale lærlinger til offshore med nasjonale og internasjonale selskap og arbeid. lokasjoner. c. Nordkapp kommune mener at en utskutt avdeling fra et av Statoils forskningssentre i Norge Operatørens svar: lokalisert i Hammerfest med fokus på arktiske 1. Uttalelsen tas til orientering. områder, LNG, sikkerhet, etc. ville kunne løfte utviklingsfokuset hos industrien i nord. 2. a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, tema H punkt 3a. Operatørens svar: b. Statoil vil i denne sammenheng blant annet 1. Uttalelsen tas til orientering. bidra i form av videreføring av LUNN, mer 2017–2018 Prop. 80 S 101 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

informasjon er gitt i tilsvar FFK tema H punkt Landsorganisasjonen i Norge (LO) 3c. Uttalelse: c. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, tema H punkt 3f. 1. Ringvirkninger LO viser til at konsekvensutredningen redegjør Harstad regionens næringsforening for tiltak som skal legge til rette for regionale og Uttalelse: lokale leverandører. Det er LO tilfreds med og understreker betydningen av nasjonale, regionale 1. Lokalisering av driftsorganisasjon og lokale ringvirkninger av aktiviteten på norsk Harstad regionens næringsforening mener at Sta- sokkel. Statoil har som største operatør på norsk toil sin beslutning å lokalisere driftsorganisasjon i sokkel et særskilt ansvar for å legge til rette for Harstad er viktig og vil skape et videre grunnlag ringvirkninger i Norge. for Statoils nordnorske ansvar for ringvirkninger i hele landsdelen. 2. Lønns- og arbeidsvilkår LO vil understreke forventningen om at bøyelas- 2. Lokale og regionale ringvirkninger tere, forsynings- og beredskapsskip og installa- Harstad regionens næringsforening mener at føl- sjonsfartøyer driftes med et mannskap som kan gende momenter må belyses og tas med i PUD for bo i Norge. Det krever at norske lønns- og Johan Castberg: arbeidsvilkår legges til grunn. LO mener utvin- a. At det etableres en fullverdig driftsorganisa- ning av våre petroleumsressurser ikke skal base- sjon i Harstad. res på sosial dumping. b. At det startes oppbygging av en større B&B- organisasjon i Harstad som tar seg av øknin- gen som kommer i nord. Operatørens svar: c. At det etableres en fast tilstedeværelse for stra- 1. Uttalelsen tas til orientering. tegiske anskaffelser i Harstad. d. Det må være krav til lokal tilstedeværelse og 2. Uttalelsen tas til orientering. fortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle- verandører i så stort omfang som mulig. Olje og gassklynge Helgeland (OGH) e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har- Uttalelse: stad til leverandør av kontrakt for vedlikehold og modifikasjon (V&M), samt at det stilles 1. Generelt krav at kontraktsvinner legger til rette for OGH uttaler at det er positivt at Johan Castberg i bruk av underleverandører etablert i Nord- konsekvensutredningen definerer Nord-Norge Norge. som geografisk område for regionale leveranser og at dette harmoniserer med St.meld. nr. 28 (2010–2011) hvor det heter at regjeringen vil; «at Operatørens svar: det ved nye utbygginger etablereres anbudspro- 1. Uttalelsen tas til orientering. sesser som gjør at bedrifter fra landsdelen hvor utbyggingen er kan delta». 2. a. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad Kommune, tema H punkt 3a. 2. Lokale og regionale ringvirkninger b. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad OGH påpeker at leverandørnæringen i Nord- Kommune, tema H punkt 3b. Norge og spesielt Helgeland har hatt en sterk c. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad utvikling de siste årene og investert milliardbeløp Kommune, tema H punkt 3d. i infrastruktur, kompetanse og teknologi, og at det d. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra Harstad er viktig å tilrettelegge for at leverandørindustrien Kommune, tema H punkt 3e. på Helgeland kommer i posisjon til å konkurrere e. Se tilsvar på likelydende uttalelser fra FFK, om kontrakter både i utbyggings- og driftsfase slik tema H punkt 3d. at leverandører kan opprettholde et mer stabilt og bærekraftig aktivitetsnivå. OGH viser til konsekvensutredningen og peker på at LUNN-prosjektet, samarbeid med 102 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Petro Arctic og Master Service Agreements angis Petro Arctic (PA) som primære tiltak for å tilrettelegge for nordnor- Uttalelse: ske leverandører. OGH mener at disse tiltakene ikke er tilstrekkelige og lister følgende konkrete 1. Generelt forslag for å øke verdiskapingen i Nord-Norge: PA viser til at en utbygging av Johan Castberg er a. Kontrakter både i utbyggings- og driftsfasen av meget stor betydning, ikke minst for det lokale bør deles opp slik alt lokalt- og regionalt og regionale drifts og leverandørmiljø som har næringsliv gis mulighet til å konkurrere om bygd opp kompetanse i tilknytning til dagens akti- kontraktene. vitet. Dersom denne kompetansen ikke skal forvi- b. Hovedkontraktene for vedlikehold og modifi- tre må utbyggingen komme i gang som planlagt kasjon må ha fleksibilitet til bruk av lokale og gi oppdrag, arbeidsplasser og verdiskaping i leverandører. regionen både i utbyggings- og driftsfasen. c. Operatørselskapene må følge opp at hoved- kontraktører innfrir inngåtte avtaler med sine underleverandører. 2. Lokalisering av basefunksjoner og driftsorganisa- d. Det bør utredes muligheter for utviklingskon- sjon trakter innenfor ulike disipliner i utbygging og PA mener at nordnorske olje- og gassfelt skal ha drift. all drifts- og basestruktur i landsdelen. e. Bidra aktivt til teknologiutvikling i samarbeid med nordnorske leverandører. f. Borerigger som utfører operasjoner i Nord- 3. Lokale og regionale ringvirkninger Norge må bruke nordnorske havner og verft PA har følgende kommentarer til konsekvensu- ved riggvedlikehold, klargjøringsarbeid og tredningen: opplag. a. Det er viktig at lisensen utreder effektiv og g. Innkjøpsfunksjoner bør etableres nær de store kostnadsoptimalisert drift, samfunnsmessige leverandørmiljøene i nord, inkludert på Helge- konsekvenser og industrielle ringvirkninger land. med å etablere ytterliggere landbasert subsea- h. Subsea- verkstedet i Sandnessjøen må i større aktivitet i Hammerfest knyttet til vedlikehold grad utnyttes slik at den lokale organisasjonen og modifikasjon av undervannsinstallasjoner. styrkes i forbindelse med Johan Castberg b. Prosjektledelsen er planlagt fra Oslo og Har- utbyggingen. stad. Statoil må i langt større grad vise hvordan en større andel av dette arbeidet kan gjø- res i Harstad og Hammerfest. Operatørens svar: c. Monterings- og ferdigstillelsesarbeid er i KU 1. Uttalelsen tas til orientering. utredet ved sørnorske verft. Statoil bør ta høyde for at deler av dette arbeidet også kan 2. utføres i Nord-Norge. Kontraksstrukturer og a. Som beskrevet i tilsvar til uttalelse fra FFK tema krav i tilbudsforespørsler som legger til rette H punkt 3c, er det iverksatt flere tiltak for å for regionale og lokale leveranser i utbyggings legge til rette for at leverandørindustri i hele og driftsfase vil få stor betydning for den Nord-Norge kommer i posisjon for kontrakter. videre oppbyggingen av petroleumsrettet b. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt miljø i Nord-Norge. Herunder er det viktig å 3d. dele opp, alternativt tilrettelegge kontraktene c. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt slik at det blir mulig for lokalt og regionalt eta- 2d. blerte bedrifter å gi tilbud. d. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt 2f. d. Kontraktsstrategien må tilrettelegges slik at e. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt leverandører som vinner sentrale kontrakter 2h. innenfor vedlikehold og modifikasjon er til- f. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt 2i. stede med sentrale funksjoner i Nord-Norge. g. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt e. I tillegg til de driftsløsninger som er presen- 2c. tert i KU bør Statoil legge en driftstøtte enhet i h. Uttalelsen tas til orientering. Det henvises til til- Hammerfest, som minimum inneholder vedli- svar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3a. keholds- og modifikasjonsplanlegging, logistikk og innkjøpsfunksjoner. 2017–2018 Prop. 80 S 103 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten f. Statoil bør i nært samarbeid med kommuner i e. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c Finnmark og FFK igangsette en mulighetsstu- og 3e. die vedrørende rekruttering til offshore orga- f. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3f. nisasjonen fra Finnmark. Studien bør ha klare g. Uttalelsen tas til orientering. mål om tiltak for rekruttering til Statoil fra h. Se tilsvar til uttalelse fra NFK, tema H punkt 2f. Finnmark og Nord-Norge til klargjøring og i. Uttalelsen tas til orientering. Med henvisning til driftsoppstart 2021–2023. tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c, så g. PA mener at tidligere erfaringer ikke er et er det planlagt videre samarbeid med PA innen- godt utgangspunkt for å beregne mulig verdi- for temaene boring og drift. skaping i Nord-Norge, dette ettersom det har vært stor utvikling i nord de siste årene og det Polarkonsult AS derfor er et større potensial for ringvirkninger Uttalelse: i Nord-Norge i dag enn ved tidligere utbygginger i nord. 1. Generelt h. Teknologiutvikling og utviklingskontrakter Polarkonsult AS mener at når tyngdepunktet i har vært helt avgjørende for nasjonal leveran- olje- og gassindustrien skal nordover, bør vi på dørindustri og dagens ringvirkninger av olje- sikt se større regionale effekter. Vi har mange år aktiviteten. EØS avtalen har i mange år vært et fremfor oss med oljeaktivitet, men skepsisen til hinder for å benytte dette effektive virkemid- næringen vokser i regionen. Med det som bak- delet. Nå er oljeselskapenes investeringer på teppe må de regionale effektene bli mer fremtre- norsk sokkel ikke lenger underlagt EØS sitt dende. Det er viktig at Statoil viser at en faktisk innkjøpsdirektiv og utviklingskontrakter bør mener alvor med regionale ringvirkninger og derfor igjen tas i bruk på norsk sokkel for å handler i tråd med dette. Alt som kan etableres videreutvikle norsk leverandørindustri i Nord- regionalt, bør etableres regionalt. Norge. PA foreslår at man sammen med øvrige operatører med aktivitet i Barentshavet, leverandørindustri og myndigheter utreder 2. Lokale og regionale ringvirkninger muligheten for minst 3 områder for utviklings- Polarkonsult AS mener at følgende momenter må kontrakter: fabrikasjon av SURF-materiell, bor- belyses og tas med i PUD for Johan Castberg: ing og brønn, og vedlikehold og modifikasjon. a. Nord-Norge har flere aktører med høy kompe- i. PA har over mange år bygget betydelig kom- tanse innenfor skipsdesign og det forventes at petanse og nettverk som leverandørnettverk i Statoil benytter anledningen til å styrke disse nord. PA forutsetter at det belyses i PUD hvor- fagmiljøene. dan man gjennom hele utbyggingsperioden og b. Det må etableres en komplett driftsorganisa- i en driftsfase skal samarbeide med regionale sjon i Harstad. aktører i nord for å oppnå ringvirkninger av c. Etablere fast tilstedeværelse for strategiske utbyggings- og driftsfasen av Johan Castberg. anskaffelser i Harstad, med fokus på å tildele kontrakter til nordnorsk næringsliv til leveranser på hele den norske sokkelen. Operatørens svar: d. Det må være krav til lokal tilstedeværelse og 1. Uttalelsen tas til orientering. fortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle- verandører i så stort omfang som mulig. Med 2. Uttalelsen tas til orientering. Rettighetshaverne i lokale bedrifter mener vi bedrifter med hoved- lisensen har besluttet å lokalisere basefunksjoner i kontor og eierskap i nord, ikke store interna- Hammerfest og driftsorganisasjon i Harstad. sjonale selskap, som etablerer filialer, høster og forsvinner så snart det er motgang i marke- 3. det. a. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har- 3a. stad til leverandør av kontrakt for vedlikehold b. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt og modifikasjon (V&M), herunder: 3b. i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse og c. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c. kapasitet lokalt for gjennomføring av plan- d. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt lagte og ikke planlagte oppdrag. 3d. 104 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

ii. Stille krav til lokal administrasjon og pro- i. Sikring av tilstrekkelig kompetanse og sjektledelse for støtte leverandør av V&Ms kapasitet lokalt for gjennomføring av plan- utførende personell. lagte og ikke planlagte oppdrag. iii. Stille krav at kontraktspartner legger til ii. Stille krav til lokal administrasjon og pro- rette for bruk av leverandører etablert i sjektledelse for støtte leverandør av V&Ms Nord-Norge. utførende personell. f. Statoil må fokusere på å tilpasse kontraktsstra- iii. Stille krav at kontraktsvinner legger til rette tegiene til næringsstrukturen i Nord-Norge, for bruk av underleverandører etablert i blant annet ved å splitte opp kontrakter. Nord-Norge. f. At det satses videre på industriinkubatorene Kunnskapsparken Nord AS og Pro Barents Operatørens svar: AS. 1. Uttalelsen tas til orientering. g. Videre satsning på Leverandørutviklingspro- grammet LUNN. 2. h. Tilpassing av kontraktsstrategi til nærings- a. Uttalelsen tas til orientering. strukturen i Nord-Norge, blant annet ved å b. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune, splitte opp kontrakter. tema H punkt 3a. c. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune, tema H punkt 3d. Operatørens svar: d. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune, 1. Uttalelsen tas til orientering. tema H punkt 3e. e. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 2. 3d. a. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune, f. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c. tema H punkt 3a. b. Uttalelsen tas til orientering. Troms Høyre c. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune, Uttalelse: tema H punkt 3d. d. Uttalelsen tas til orientering. Redegjørelse av 1. Lokalisering av basefunksjoner og driftsorganisa- Statoils overordnete kontraktprinsipper samt sjon hvordan Statoil jobber for å tilrettelegge for Troms Høyre støtter beslutningen vedrørende lokale og regionale leverandører fremgår i til- lokalisering av forsyningsbase og helikopterbase i svar til FFK, tema H punkt 3c. Hammerfest og driftsorganisasjon i Harstad, og e. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt mener at en slik løsning passer riktig inn i Statoils 3d. nordnorske modell for ringvirkninger til hele f. Se tilsvar til uttalelse fra Harstad kommune, landsdelen. tema H punkt 3g. g. Det er besluttet å videreføre LUNN, ref. tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c. 2. Lokale og regionale ringvirkninger h. Se tilsvar til uttalelse fra FFK, tema H punkt 3c. Troms Høyre mener at følgende momenter må belyses og tas med i PUD for Johan Castberg: a. At det etableres en fullverdig driftsorganisa- I. Infrastruktur (luftfart, vegtransport, kystfart, sjon i Harstad. kaianlegg mv.) b. At all aktivitet nord for 62º nord må planlegges Luftfartstilsynet og gjennomføres fra Harstadkontoret. Uttalelse: c. At det etableres en fast tilstedeværelse for strategiske anskaffelser i Harstad, med hensikt å 1. Flysikringstjenester få fart på næringslivet i nord. Luftfartstilsynet peker på at det i konsekvensu- d. Det må være krav til lokal tilstedeværelse og tredningen står lite om helikopterflyginger inn og fortrinnsvis med lokal tilhørighet for underle- ut av feltet, samt omfanget av tilførselsflyginger verandører i så stort omfang som mulig. inn og ut av Hammerfest. Manglende tallfesting e. Det må stilles krav om tilstedeværelse i Har- av trafikk gir lite grunnlag for å uttale seg om kon- stad til leverandør av kontrakt for vedlikehold sekvensene. Det må likevel antas at en etablering og modifikasjon (V&M), herunder: av helikopter- og forsyningsbase i Hammerfest vil 2017–2018 Prop. 80 S 105 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten medføre en økt mengde flyginger inn og ut av trafikk får noen konsekvenser for trafikkavviklin- Hammerfest. Dette kan medføre utfordringer, gen på Hammerfest lufthavn. ettersom flere flybevegelser inn og ut av Hammer- fest kan føre til at a. Tjenesteformen for flyplassen i Hammerfest 2. Kommunikasjons- og overvåkingsutstyr kan måtte endres med en overgang fra AFIS til Avinor Flysikring ønsker å sikre muligheten til ATC. plass for VHF-kommunikasjonsutstyr (COM) og b. Ressursbruken ved Norway ACC som styrer ADS-B overvåkingsutstyr (SUR) på Johan Cast- Hammerfest TMA kan måtte økes. berg. Før det avgjøres om det er nødvendig med c. Helikopterflyging over havet nordvest for slikt utstyr ønsker Avinor Flysikring å foreta en Hammerfest kan medføre et behov for å eta- grundigere analyse av behovet for bedring av blere overvåkingstjenester på strekningen COM/SUR-dekning, sett i forhold til planlagt mellom Hammerfest og Johan Castberg. COM/SUR etablering på Goliat-Plattformen.

Alle disse punktene kan medføre økte kostnader. 3. Luftromsorganisering Avinor påpeker at det vil være behov for å vurdere 2. Bruk av droner endring av infrastruktur for helikoptertrafikken Luftfartstilsynet viser til at energisektoren er en fra Hammerfest til Goliat og Johan Castberg. av primæroppdragsgiverne til tilbydere av avan- Dette kan være etablering av helikopterruter serte droner. Vi antar at Johan Castberg vil ha et (HR) og eventuell endring av luftrom-klassifise- vesentlig behov for inspeksjoner, spesielt av kri- ring. Alle endringer av luftromsorganisering samt tiske komponenter. Vi registrerer at KU ikke nev- tilførsel av nye elementer vil medføre publisering i ner noe om droner, eksempelvis i forbindelse med luftfartspublikasjonen AIP Norge. Avinor Flysik- lekkasjedeteksjon, men går imidlertid ut fra at ring kan bistå med å utføre disse endringene når slike løsninger har blitt/vil bli vurdert. det blir aktuelt, og vi ber om å bli kontaktet for videre oppfølging som nødvendig.

Operatørens svar: 1. Uttalelsen tas til orientering. 4. ICAO Flyplasskode Avinor FS vil ivareta oppgaven med å søke om til- 2. Det er korrekt at Johan Castberg vil ha behov for deling av en egen flyplasskode for Johan Castberg inspeksjoner og det vil bli gjennomført vurderinger på anmodning fra Statoil. av hvordan disse best kan la seg gjennomføre. Bruk av droner vil være en av flere teknologier som vurderes. Statoil vil legge opp til dialog med Luftfarts- Operatørens svar: tilsynet rundt eventuell bruk av droner. 1. Uttalelsen tas til orientering.

Avinor 2. Uttalelsen tas til etterretning. Statoil tar sikte på Uttalelse: dialog med Avinor for å avklare og sikre plassbehov for nødvendig COM/SUR utstyr på Johan Castberg 1. Lufttrafikktjeneste FPSO. Basert på erfaringer fra andre felt og anslått tra- fikkmengde ut fra dette, så har Avinor Flysikring 3. Uttalelsen tas til etterretning. Statoil vil videre (FS) god kapasitet til å yte lufttrafikktjeneste til sørge for at Avinor involveres på den mest hensikts- den forventede økningen av helikoptertrafikk messige måten i det videre arbeidet med eventuell mellom Hammerfest og Johan Castberg uten å endring av luftromsorganisering. måtte øke bemanningen av den trafikksektoren som yter trafikktjeneste til dette offshore-segmen- 4. Kommentaren tas til etterretning og Statoil vil ta tet. Avinor AS vil måtte vurdere om økt helikopter- kontakt med Avinor når det blir aktuelt å søke om å få tildelt egen flyplasskode for Johan Castberg. 106 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

norsk når dette er hensiktsmessig for å sikre god J. Annet kommunikasjon, og for å sikre at sikkerhet og Industri Energi beredskap ivaretas for alle arbeidstakere. Det er Uttalelse: av stor sikkerhetsmessig og sosial betydning at alle arbeidstakere forstår instruksene og er i stand 1. Språk til å kommunisere med hverandre. Det gjelder Industri Energi påpeker at språk ikke er omtalt i særskilt i situasjoner med uønskede hendelser. KU. Industri Energi vil understreke at norsk språk skal være hovedregelen i norsk arbeidsliv, og at møter, kurs, prosedyrer, retningslinjer og 2. Støypåvirkning lignende skal være tilgjengelig på norsk. Andre Etter LOs mening er KU mangelfull når det kom- språk kan brukes i tillegg til norsk når dette er mer til konsekvenser og avbøtende tiltak for de hensiktsmessig for å sikre god kommunikasjon, ansatte. LO mener at støy og hørselskader for de og for å sikre at sikkerhet og beredskap ivaretas ansatte er en stor utfordring, der utfordringen og for alle arbeidstakere. Det er av stor sikkerhets- løsningene må beskrives grundig messig og sosial betydning at alle arbeidstakere forstår instruksene og er i stand til å kommunisere med hverandre. Det gjelder særskilt i situa- Operatørens svar: sjoner med uønskede hendelser. 1. Det vises til tilsvar til Industri Energi, tema J, punkt 1.

2. Støypåvirkning 2. Det vises til tilsvar til Industri Energi, tema J, Etter Industri Energi sin mening er KU mangelfull punkt 2. når det kommer til konsekvenser og avbøtende tiltak for de ansatte. Industri Energi mener at støy og hørselskader for de ansatte er en stor utfor- K. Ilandføring dring, der utfordringen og løsningene må beskri- Miljødirektoratet ves grundig. Uttalelse: 1. Miljødirektoratet påpeker at en eventuell felles Operatørens svar: oljeterminal på Veidnes vil kreve en egen myndig- 1. Det offisielle språket i Johan Castberg prosjektet, hetsgodkjenning, inkludert konsekvensutredning. inkludert på FPSOen, vil være norsk. Personell som ikke er norsk/skandinavisk talende, må kunne for- stå og gjøre seg forstått på engelsk. Operatørens svar: Statoil tar merknaden til orientering og er klar over 2. Statoil er opptatt av å legge til rette for et godt at en eventuell felles oljeterminal på Veidnes vil arbeidsmiljø for de ansatte på installasjonene, her- kreve egne myndighetsgodkjenninger. under også legge til rette for at den enkelte blir utsatt for så lite støy som mulig. Utredning av støy Finnmark fylkeskommune (FFK) som en arbeidsmiljøutfordring hører typisk ikke Uttalelse: hjemme i en konsekvensutredning ihht. Petrole- umsloven, men vil bli behandlet gjennom arbeidet 1. Utredning om ilandføring av olje til Veidnes innenfor helse, arbeidsmiljø og sikkerhet (HMS) Finnmark fylkeskommune mener Stortinget bør som gjøres i prosjektet. forplikte Johan Castberg-prosjektet, samt andre framtidige oljefelt i rimelig nærhet til Johan Cast- Landsorganisasjonen (LO) berg i Barentshavet, til å benytte en terminal på Uttalelse: Veidnes. Dersom Johan Castberg realiseres før terminalen står ferdig, bør en slik forpliktelse få 1. Språk tilbakevirkende kraft. LO påpeker at språk ikke er omtalt i KU. LO vil Johan Castberg er den viktigste driveren for å understreke at norsk språk skal være hovedrege- få etablert en oljeterminal på Veidnes. FFK mener len i norsk arbeidsliv, og at møter, kurs, prosedy- at Statoil må integrere utredningen av Veidnes rer, retningslinjer og lignende skal være tilgjenge- som oljeterminal i KU for Johan Castberg. Utred- lig på norsk. Andre språk kan brukes i tillegg til ningen knyttet til terminalen og BSOI-prosjektet 2017–2018 Prop. 80 S 107 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten går bak lukkede dører, noe som gjør det vanskelig Hammerfest kommune å etterprøve selskapenes vurderinger, eller holde Uttalelse: seg oppdatert på status på prosjektet. 1. Terminalløsning Johan Castberg er den viktigste driveren for å få Operatørens svar: etablert en oljeterminal på Veidnes. Hammerfest Johan Castberg prosjektet planlegges som et eget pro- kommune stiller som krav til Statoil at en både sjekt som ikke vil være avhengig av en eventuell utreder og har som mål å føre oljen fra Johan Cast- omlastingsterminal på Veidnes. Konsekvensutred- berg i land på Veidnes i Nordkapp. Hammerfest ningen er en del av PUD for det planlagte prosjektet, aksepterer ikke at Statoil vil foreta en delt konse- og det er naturlig at KU omhandler samme prosjek- kvensutredning på dette spørsmålet. Vårt krav om tomfang som det som skal omsøkes gjennom innsen- ilandføring på Veidnes står fast. delse av PUD. Vurderinger knyttet til hvor store oljevolumer Statoil tok initiativ til fellesprosjektet Barents Sea som må til for å realisere en terminal bør være Oil Infrastructure (BSOI), som ble etablert i februar med i konsekvensutredningen for Johan Castberg 2015. Prosjektplanleggingen av BSOI-prosjektet blir for å kaste lys på beslutningsgrunnlaget for termi- gjennomført i tråd med prosjektutviklingsprosessen i nalen. Statoil, beskrevet i Oppsummering av høringsut- Statoil bør gjøre utredningene knyttet til BSOI- talelser og tilsvar til utredningsprogrammet, svar til prosjektet tilgjengelig. Klima- og miljødepartementet Tema A punkt 1. Gjennomføring av BSOI forutsetter en bærekraftig og konkurransedyktig prosjektøkonomi sammenlignet Operatørens svar: med alternative eksportløsninger for olje. Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, Den åpne konsekvensutredningsprosessen for en punkt 1. eventuell felles oljeterminal vil skje på et senere tidspunkt. Som del av konsekvensutredningen for en Harstad kommune slik mulig terminal vil også de miljømessige konse- Uttalelse: kvenser (herunder miljørisikovurderinger og beredskap av lasting og tankertransport) – og samfunns- 1. Terminal på Veidnes messige virkninger (som verdiskapning og sysselset- Harstad kommune mener at Statoil fortsatt må ting) utredes. Dialog med berørte parter vil også jobbe for at det fattes en forpliktende beslutning gjennomføres i tråd med gjeldende praksis for gjen- om å investere i en oljeomlastningsterminal på nomføring av konsekvensutredninger og ellers etter Veidnes så fort som mulig, i samarbeid med andre behov. Eventuell etablering av en oljeterminal vil relevante aktører i Barentshavet. utløse krav om utarbeidelse av reguleringsplan ihht Plan- og bygningsloven, med tilhørende prosess for medvirkning. Operatørens svar: Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, Troms Fylkeskommune punkt 1. Uttalelse: Lenvik kommune 1. Terminal på Veidnes Uttalelse: Fylkesrådet i Troms forutsetter at Statoil i lag med de andre aktuelle partene prioriterer arbeid 1. Terminal på Veidnes med mulighetene knyttet til etablering av terminal Lenvik kommune mener at Statoil fortsatt må for oljeomlasting på Veidnes. Dette vil bidra til jobbe for at det fattes en forpliktende beslutning økte ringvirkninger av petroleumsvirksomheten i om å investere i en oljeomlastningsterminal på Nord-Norge og bidra til å redusere etablerings- og Veidnes så fort som mulig. driftskostnader for feltene i området. Operatørens svar: Operatørens svar: Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, punkt 1. punkt 1. 108 Prop. 80 S 2017–2018 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Nordkapp kommune Harstad regionens næringsforening Uttalelse: Uttalelse: 1. Terminal på Veidnes 1. Terminal på Veidnes Nordkapp kommune mener at Statoil har skapt Harstad regionens næringsforening mener at Sta- store forventninger i Finnmark og Nordkappsam- toil fortsatt må jobbe for at det fattes en forplik- funnet, gjennom løfter om en realisering av olje- tende beslutning om å investere i en oljeomlast- terminal på Veidnes. Kommunen mener at KU til ningsterminal på Veidnes så fort som mulig, i sam- Johan Castberg ikke tar nok hensyn til de forvent- arbeid med andre relevante aktører i Barentsha- ningene og muligheter til lokale ringvirkninger, vet. når man løsriver Johan Castberg prosjektet fra Veidnesterminalen. En ilandføring vil gi betydelige større lokale ringvirkninger enn en offshore- Operatørens svar: løsning i dette tilfellet. Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, Nordkapp kommune mener Departementet punkt 1. bør forplikte Johan Castberg-prosjektet, samt andre framtidige oljefelt i Barentshavet til å Industri energi benytte en terminal på Veidnes. En slik forplik- Uttalelse: telse bør også ha tilbakevirkende kraft slik at terminalen sikres ønskede volumer i fremtiden. 1. Oljeterminal på Veidnes Nordkapp kommune registrerer arbeidet med Industri Energi vil understreke betydningen av at Barents Sea Oil Infrastructure (BSOI) og at man partene finner en løsning for realisering av lan- behøver mer tid til å komme i mål med en helhet- danlegget, og ber Statoil som største operatør om lig løsning for Barentshavet. Nordkapp kommune å arbeide aktivt for å sikre fremdriften i prosjektet. mener derimot at det må holdes skarp fremgang i dette arbeidet, og at man kan avklare- og konklu- dere før oppstarten av Johan Castberg prosjektet. Operatørens svar: Nordkapp kommune er overrasket over at ter- Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, minalløsning på Veidnes ikke er mer omtalt i punkt 1. KUen, samtidig som at begrunnelsen for dette gjøres ut fra at man mener Johan Castberg-pro- Landsorganisasjonen i Norge (LO) sjektet inneholder for lite olje for å gjøre Veidnes- Uttalelse: terminalen lønnsom. Kommunen mener at Statoil 1. Utredning av landanlegg bør si noe om hvilke mengder olje som behøves, og hvilke omstendigheter som kreves for at Veid- LO vil understreke betydningen av at partene fin- nesterminalen blir aktuell. Kommunen mener ner en løsning for realisering av landanlegget, og videre at man bør belyse hvilke alternativer som ber Statoil som største operatør om å arbeide kan aktualisere Veidnesterminalen; slik som skat- aktivt for å sikre fremdriften i prosjektet. tepakke, fremtidige forpliktelser av oljeleveranser fra andre oljefelt, infrastrukturselskap, eller andre Operatørens svar: myndighetsinitierte tiltak. I tillegg viser Nordkapp kommune til lokale Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, konsekvenser som har oppstått i etterkant av punkt 1. beslutningen om å endre konsept for landanlegget på Veidnes, og oppsplittingen av det opprinnelige Petro Arctic prosjektet. Dette inkluderer endringer i boligmar- Uttalelse: kedet og frustrasjon i næringslivet. 1. Oljeterminal på Veidnes Petro Arctic uttaler at Johan Castberg vil være Operatørens svar: hoveddriver for en mulig felles omlastningstermi- Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, nal for olje på Veidnes. Videre planer må vise punkt 1. hvordan FPSO er tilrettelagt for slik omlasting, og hvilke konsekvenser en slik løsning vil ha for Johan Castberg. Vi anbefaler at man på samme tidspunkt som PUD blir levert til myndighetene 2017–2018 Prop. 80 S 109 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten også leverer en separat mulighetsstudie med pla- Troms Høyre ner for framdrift for en mulig oljeomlastingstermi- Uttalelse: nal på Veidnes. 1. Terminal på Veidnes Troms Høyre mener at Statoil fortsatt må jobbe Operatørens svar: for at det fattes en forpliktende beslutning om å Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, investere i en oljeomlastningsterminal på Veidnes punkt 1. Johan Castberg FPSO vil være utformet for så fort som mulig. lossing av olje til skytteltankere, og omlasting er ikke en aktuell problemstilling for en FPSO-løsning. PUD planlegges sendt til myndighetene i løpet av Operatørens svar: desember 2017. Det vises til tilsvar til uttalelse fra FFK, tema K, punkt 1. Bestilling av publikasjoner Prop. 80 S (2017–2018)

Offentlige institusjoner: Departementenes sikkerhets- og serviceorganisasjon Internett: www.publikasjoner.dep.no E-post: [email protected] Telefon: 22 24 00 00

Privat sektor: Internett: www.fagbokforlaget.no/offpub E-post: [email protected] Telefon: 55 38 66 00

KET T ER RY M K Ø K J E L R I I M

0 7 9 7 M 3 ED 0 IA – 2041 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten