Prop. 114 S

(2014–2015)
Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak)

Norges største industriprosjekt – utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet med status for olje- og gassvirksomheten

Tilråding fra Olje- og energidepartementet 24. april 2015, godkjent i statsråd samme dag. (Regjeringen Solberg)

Dokumentet på regjeringen.no

Del 1
Innledning og sammendrag

1 Innledning og sammendrag

1.1 Innledning

Departementet mottok 13. februar 2015 søknad om godkjennelse av plan for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet og søknad om tillatelse til tilhørende planer for anlegg og drift, henholdsvis for eksportrørledninger for olje og gass fra feltet samt for kraft fra land-løsningen. Gjennom denne proposisjonen forelegges Stortinget utbyggingen.

Siden midten av 2014 har oljeprisen falt kraftig. En effekt av dette er at oljeselskapene har tatt grep for å styrke sin lønnsomhet, herunder kuttet ned på sine investeringer og sin leteaktivitet, samt iverksatt tiltak for å redusere sine kostnader. Sett i lys av dette, gis det i proposisjonen også en status for petroleumsvirksomheten på norsk sokkel. Proposisjonens del 1 inneholder et sammendrag av proposisjonen. Del 2 gir status for petroleumsvirksomheten på norsk sokkel, mens planene for utbygging av Sverdrup-feltet behandles i del 3.

1.2 Status for petroleumsvirksomheten

Petroleumsvirksomheten er en bærebjelke i norsk økonomi og vil fortsette å være det i overskuelig fremtid. Den er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi, og bidrar derigjennom til å finansiere velferdsstaten. Selv små utbyggingsprosjekter på norsk sokkel ville vært svært store industriprosjekter hvis gjennomført på land. Virksomheten sysselsetter direkte og indirekte rundt 240 000 personer, og bidrar derigjennom til arbeidsplasser og nærings-, teknologi- og samfunnsutvikling over hele landet. Petroleumsklyngen er Norges største kommersielle kunnskapsbase. Leverandørindustrien og oljeteknologibedriftene er Norges nest største eksportnæring målt i verdi, etter salg av olje og gass. Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. For regjeringen vil det være viktig å bidra til at leverandørindustrien får mulighet til vekst og videreutvikling for å sikre sin ledende posisjon i et internasjonalt marked.

Siden årtusenskiftet har norsk sokkel vært gjennom en periode med sterk vekst i aktivitetsnivå og investeringer. Oljemarkedet og oljenæringen er syklisk. Oljeprisen har økt kraftig siden årtusenskiftet, men har falt betydelig siden midten av 2014. Prisfallet, som skyldes både forhold på tilbuds- og etterspørselssiden, har bidratt til utsettelser og kanselleringer av prosjekter, også på norsk sokkel. Til sammen betyr dette at investeringsnivået går betydelig ned fra 2014 til 2015, men vil fortsatt være på et høyt nivå framover historisk sett.

Det er mange store oljefelt med fallende produksjon rundt omkring i verden, noe som gjør at det kreves mye ny produksjonskapasitet bare for å opprettholde dagens oljeproduksjon. I tillegg skal eventuell etterspørselsvekst dekkes. Dette krever hvert år store investeringer. Konvensjonelle oljeressurser som de norske, er konkurransedyktig sammenlignet med andre oljeressurser i verden. De langsiktige globale tilbuds- og etterspørselsforholdene tilsier at oljeprisnivået over tid vil understøtte en lønnsom utvikling av ressursbasen på norsk sokkel.

Gassprisene har ikke falt tilsvarende det oljeprisen har gjort. Den norske gassressursbasen er konkurransedyktig internasjonalt, særlig i det europeiske markedet, noe som tilsier et langsiktig prisnivå på gass som vil understøtte en lønnsom utvikling av norske gassressurser.

Petroleumsnæringen er global. Utviklingen i norsk petroleumssektor kan derfor ikke ses på isolert. De siste årene har næringen vært preget av sterkt økende kostnader. Økende kostnader ved ny produksjon, kombinert med avtagende produksjon fra felt i drift, har ført til press på selskapenes lønnsomhet. Fallet i oljeprisen siden midten av 2014 forsterket utfordringene for selskapene. Responsen i selskapene er blant annet kutt i investeringer og leting, forskyving av aktivitet ut i tid og iverksettelse av kostnadsreduksjonsprogrammer.

Norsk leverandørindustri har vært gjennom en sterk vekstperiode, med økte leveranser både til norsk sokkel og internasjonalt. Samtidig har også norske offshoreverft de siste årene tapt anbudskonkurranser om flere store nybyggskontrakter. Oljeselskapenes kutt i investeringer, både på norsk sokkel og internasjonalt, fører til færre oppdrag og oppgaver å konkurrere om for leverandørindustrien enn tidligere forventet.

Innstramming i aktiviteten på norsk sokkel er en del av en internasjonal trend som krever omstilling i både oljeselskaper og i leverandørindustrien. Mange norskbaserte selskaper har allerede redusert bemanningen. Det må forventes ytterligere kutt. Effektene for ulike deler av leverandørindustrien varierer i styrke og slår inn til ulik tid. Hvor store effektene blir, vil blant annet avhenge av utviklingen i oljeprisen.

Et stort lyspunkt på norsk sokkel er utbyggingen av Sverdrup-feltet. Denne utbyggingen kommer som bestilt for å opprettholde utbyggingsaktiviteten de nærmeste årene, samt sikre oljeproduksjon og verdiskaping også etter 2020. For mange i leverandørindustrien hadde fremtidsutsiktene vært vesentlig mer negative uten dette gigantprosjektet. Samtidig vil det uansett være mye arbeid som skal gjøres på alle våre produserende felt, og de nye utbyggingene som settes i produksjon skal også driftes.

Aktørene på sokkelen og i den tilhørende landbaserte industrien har opplevd svingninger tidligere og gjerne kommet styrket ut av disse. Det er det all grunn til å tro at dette vil skje også denne gangen. Det er derfor viktig at næringsaktørene tar ansvar for at den kapasitet og kunnskap som er avgjørende for å dekke de langsiktige behov til petroleumsvirksomheten på norsk sokkel ikke forvitrer som følge av dagens situasjon.

Å holde kostnadene under kontroll med effektiv og smart drift, er avgjørende for at verdiskapingen skal bli størst mulig. Historien har vist at det er krevende for næringen å holde effektiviteten oppe og kostnadene under kontroll i perioder med økende oljepris. Så også de siste årene. Det koster vesentlig mer å bygge ut et gitt felt i dag enn i år 2000. Dette tilsier at potensialet for kostnadsreduksjoner og effektivisering er stort. Næringen har hovedansvaret i dette arbeidet. Unødvendig byråkrati må bort, og unødvendig dokumentasjonskrav må fjernes. Større grad av standardisering og forenkling må til.

Departementet er opptatt av at næringen lykkes med sine bestrebelser på dette viktig området, og støtter fullt opp under dette arbeidet. Myndighetene skal også bidra i dette arbeidet. Olje- og energidepartementet har blant annet satt i gang et arbeid med andre berørte departementer slik at beslutninger myndighetene tar overfor næringen blir bedre og at kost-nytte blir nøyere vurdert før beslutninger fattes.

Samtidig er det viktig at kostnadskutt ikke betyr at lønnsomme investeringer og tiltak i tilknytning til felt, funn og leteområder på norsk sokkel, blir skrinlagt av de involverte rettighetshaverne. Dette gjelder ikke minst ressurser som er avhengig av å produseres innenfor et bestemt tidsrom for å være lønnsomme, eksempelvis på grunn av den økonomiske levetid for eksisterende infrastruktur. Slike tidskritiske ressurser fordrer en særskilt oppfølging. Oljeselskapene har en forpliktelse til å utnytte det fulle ressurspotensialet i de tillatelser de er rettighetshavere.

For å opprettholde et stabilt og høyt aktivitetsnivå og derigjennom skape store verdier for fellesskapet, trenger vi en bred agenda. Ressursbasen gir oss rike muligheter. En forutsetning for å skape størst mulig verdier fra petroleumsressursene er at rammeverket gjør at oljeselskapene, som driver den daglige leting, utbygging og drift, har egeninteresse av å fatte de beslutningene som maksimerer verdiskapingen fra norsk sokkel. En hovedoppgave for departementet er å sørge for at rammeverket virker på denne måten. Et slikt effektivt rammeverk skal også være robust mot perioder både med høye og lave oljepriser. Regjeringens tilnærming til situasjonen er derfor å videreføre hovedlinjene i petroleumspolitikken, med stor oppmerksomhet på å:

legge til rette for at potensialet i eksisterende felt og infrastruktur utnyttes

legge til rette for at alle lønnsomme funn bygges ut

legge til rette for at det regelmessig gjøres nye store funn, og at påvisningen av nye ressurser fortsetter i modne områder

støtte opp under næringens arbeid med omstilling, kostnadskontroll og ta i bruk nye, mer effektive tekniske og kommersielle løsninger

Dette må skje samtidig som hensyn til helse, miljø og sikkerhet ivaretas på en best mulig måte. Sektoren skal fortsatt stå overfor en virkemiddelbruk som gir næringen en sterk egeninteresse av å redusere sine utslipp av CO₂, og som har gitt gode resultater i form av lavere klimagassutslipp.

Ved å lykkes innen disse områdene vil vi opprettholde høy verdskaping og aktivitet i tiår framover. Det betyr langsiktige og stabile leveranser av norsk olje og gass til verden, og langsiktige markedsmuligheter for norske leverandører. Det vil gi viktige bidrag til finansieringen av velferdssamfunnet.

Å få det maksimale potensialet ut av de 81 feltene som er i produksjon på norsk sokkel er avgjørende for verdiskaping og aktivitet på kort og mellomlang sikt. Dette gjør den daglige driften av eksisterende felt viktig. Det samme gjelder nye prosjekter for økt utvinning fra feltene – både store og små. Mange av tiltakene er tidskritiske. Det er avgjørende å få til gode løsninger tidsnok for slike ressurser.

Det er 91 funn på norsk sokkel som det pågår arbeid med hos rettighetshaverne med sikte på utbygging. Av disse funnene er noen snart modnet fram til investeringsbeslutning, andre er i en tidlig planleggingsfase, atter andre trenger ytterligere kartlegging. Selv om de fleste funnene er små og vil være naturlig å knytte opp til eksisterende infrastruktur, ligger det et stort potensial i disse. En del av funnene venter på ledig infrastruktur, noen må få ned kostnadene, andre må finne samarbeidsløsninger med andre småfunn og atter andre må påvise tilleggsressurser. Å få til utbygging av disse enkeltfunnene er et arbeid vi sammen må prioritere høyere framover. Det er viktig at utviklingen av disse funnene ikke blir stanset fordi de ikke når opp i konkurransen med enda større muligheter i andre felt og funn i selskapenes globale portefølje av forretningsmuligheter. Det mangfoldet av oljeselskap som er bygd opp over de siste 15 år gjør at næringen i dag er bedre stilt til å utnytte disse mulighetene enn tidligere. Et mangfold som nå også viser seg i utbygging og drift, i tillegg til i letefasen.

I tillegg til mange småfunn har vi det store Castberg-funnet i Barentshavet. Utbyggingen av dette blir en viktig milepæl for petroleumsaktiviteten i Nord-Norge og Barentshavet som petroleumsprovins.

Verdiskapingen i virksomheten er helt avhengig av at det gjøres nye funn. Regjeringen vil holde et forutsigbart og høyt tempo når det gjelder å tildele nye områder for petroleumsaktivitet, både i nummererte konsesjonsrunder og i tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO).

Å gjøre store, nye funn regelmessig vil være avgjørende for nivået på produksjon og verdiskaping fra 2025 og fremover. 23. konsesjonsrunde, som for første gang siden 1994 inneholder helt nye leteområder på norsk sokkel, er særlig spennende i så måte. Tildeling i runden vil skje i første halvår 2016. Med de tidsbegrensningene som regjeringen legger på leteboring i oljeførende lag for nye utvinningstillatelser i Barentshavet i 23. konsesjonsrunde, ivaretas miljøverdiene ved iskanten. I tillegg viser nyere havisdata at iskanten, slik den er definert i forvaltningsplanen for Barentshavet-Lofoten, går nord for Barentshavet sør. Dette innebærer at det ikke vil drives petroleumsvirksomhet ved iskanten i denne stortingsperioden.

Samtidig er det viktig at næringen også fremover lykkes med å påvise nye ressurser i de mest utviklede petroleumsområdene våre. Nordsjøen vil i lang tid forbli motoren i norsk petroleumsvirksomhet. Gjennom TFO-rundene og leterefusjonsordningen, samt politikken om at verdiene skal tilfalle feltene og ikke infrastrukturen, legger rammeverket godt til rette for å lykkes med dette arbeidet. Tildelinger under årets runde (TFO 2015) vil skje i første kvartal 2016.

1.3 Norges største industriprosjekt – utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet

Johan Sverdrup-feltet er det største oljefeltet som er funnet på norsk sokkel på tiår. Feltet er så stort at det er nødvendig å bygge det ut i flere trinn. Første byggetrinn som selskapene nå har levert inn utbyggingsplan for, vil være første skritt i oppstartsfasen for feltet. Når oppstartsfasen er gjennomført og produksjonen er på platå, vil feltet alene stå for anslagsvis en fjerdedel av norsk oljeproduksjon.

Sverdrup-feltets første byggetrinn omfatter plan for utbygging og drift av feltet, planer for anlegg og drift av eksportrørledninger for olje og gass, samt plan for anlegg og drift av kraft fra land. Det er operatøren Statoil, på vegne av rettighetshaverne Statoil Petroleum AS, Lundin Norway AS, Petoro AS, Det norske oljeselskap ASA og Maersk Oil Norway AS, som har levert inn utbyggingsplanene. I proposisjonen beskrives også fremtidige byggetrinn for feltet, samt oppfølgingen av Innst 237 S (2013-2014).

Olje- og energidepartementet skal fordele forekomsten. Frem til departementets beslutning foreligger, skal følgende eierfordeling gjelde for feltet: Statoil (40,0267 pst.), Lundin (22,1200 pst.), Petoro (17,8400 pst.), Det norske oljeselskap (11,8933 pst.) og Maersk (8,1200 pst.).

Feltet har fått navnet Johan Sverdrup. Johan Sverdrup var en norsk jurist, redaktør, politiker, stortingsrepresentant og statsminister. Han blir ofte referert til som den norske parlamentarismens far.

Sverdrup-feltet ligger på Utsirahøyden i den midtre delen av Nordsjøen, om lag 155 km fra Karmøy. Forekomsten ble påvist i 2010. Havdypet er 110-120 meter. Utvinnbare reserver i første byggetrinn er anslått til 296 mill. Sm³ oljeekvivalenter (o.e.). Dette tilsvarer om lag 1,86 mrd. fat o.e. Om lag 95 pst. av dette er olje, 3 pst. er tørrgass og 2 pst. NGL.

Det første byggetrinnet omfatter et feltsenter bestående av fire broforbundne plattformer og tre havbunnsrammer. Oljen fra feltet skal transporteres gjennom en ny rørledning til Mongstad-terminalen, hvor det også skal gjøres modifikasjoner. Gassen fra feltet skal transporteres gjennom en ny rørledning via Statpipe rikgassrørledning og til Kårstø. Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. Kraften hentes fra sentralnettet med tilkobling på Kårstø. Produksjonsstart er planlagt i desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år.

Totale investeringer for utbyggingens første byggetrinn er av operatøren anslått til 117 mrd. 2015-kroner. De forventede årlige driftskostnadene vil i gjennomsnitt være om lag 3,4 mrd. 2015-kroner. Operatørens økonomiske analyser viser at utbyggingens første byggetrinn har en forventet nåverdi før skatt på om lag 270 mrd. 2015-kroner. Utbyggingen er lønnsom ved oljepriser på over 32 US dollar per fat o.e.

Operatøren planlegger å legge driftsorganisasjonen til Stavanger, hovedforsyningsbasen til Dusavika utenfor Stavanger, og helikoptertransporten fra Stavanger lufthavn Sola.

Det er gjennomført konsekvensutredninger for hele utbyggingen, inkludert for rørledninger og for kraft fra land-løsningen. Konsekvensutredningene har ikke avdekket forhold som tilsier at prosjektet ikke bør gjennomføres eller at det bør gjennomføres avbøtende tiltak utover de som ligger til grunn for utbyggingsplanene. Olje- og energidepartementet anser utredningsplikten for Sverdrup-feltet som oppfylt.

I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningen, vil utbyggings- og driftsfasen gi betydelige sysselsettingseffekter regionalt og nasjonalt. Ifølge arbeider gjort i forbindelse med konsekvensutredningen er utbyggingsfasen for prosjektets første byggetrinn ventet å generere om lag 51 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over årene 2014-2026. For driftsfasen i første byggetrinn er det ventet at prosjektet vil generere om lag 2 700 årsverk i norske bedrifter årlig. Disse årsverkene vil komme direkte i form av offshore- og driftsbemanning og bestillinger til leverandører, indirekte i form av leveranser fra underleverandører, og i form av konsumeffekter videre i kjeden.

På grunn av størrelsen på Sverdrup-funnet må feltet bygges ut i flere byggetrinn. Oppstartsfasen, der produksjonen fra feltet bygges opp til full kapasitet, vil derfor omfatte flere byggetrinn. Selskapene har en sterk økonomisk egeninteresse i å gjennomføre byggetrinnene i oppstartsfasen av Sverdrup-feltet så raskt som mulig. Konseptvalg for andre byggetrinn er forventet i 4. kvartal 2015. Investeringsbeslutning og innlevering av plan for utbygging og drift er ventet i 2017. Planlagt produksjonsstart er i 2022. Rettighetshaverne vurderer flere konsepter for den videre utvikling av feltet. For andre byggetrinn vil det bli levert en selvstendig plan for utbygging og drift.

Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av sikkerhetsmyndighetene, Oljedirektoratet og Gassco fremstår utbyggingen av Sverdrup-feltet som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust prosjekt, som tilfredsstiller kravene til god ressursforvaltning og kan gjennomføres samtidig som hensyn til ytre miljø og fiskeriinteresser ivaretas. Departementet mener derfor at utbyggingsplanene knyttet til første byggetrinn av Sverdrup-feltet kan godkjennes med de vilkår som fremgår av denne proposisjonen. Vilkårene er blant annet knyttet til Sverdrup-feltets bidrag for å etablere en områdeløsning for kraft fra land, samt for å legge til rette for god ressursforvaltning.

Del 2
Petroleumsnæringen – status, muligheter og utfordringer

2 Nye utfordringer – nye muligheter

2.1 Verden trenger både mer og renere energi

Verden trenger stadig mer energi. Befolkningsøkning og økt inntekt per innbygger bidrar til økt energibruk. Det har historisk vært nær sammenheng mellom økonomisk vekst og økt energibruk. Det er landene utenfor OECD som gjennom de siste tiårene har hatt den største veksten i energibruk. Særlig har veksten vært stor i Kina og andre framvoksende økonomier. I OECD-landene har lav befolkningsvekst og energieffektivisering bidratt til at energibruken har holdt seg om lag uendret. Det har også vært en betydelig utflytting av energiintensiv industri fra OECD-området til resten av verden som har bidratt til lavere vekst i energibruken innenfor OECD. Den økte energibruken har de siste tiårene i all vesentlig grad blitt dekket av fossilt brensel, jf. figur 2.1.

Figur 2.1 Energibærerne som har dekket det økende globale energibehovet

Kilde: IEA World Energy Outlook 2014

Som følge av økt energibruk basert på fossile energikilder, har også de globale utslippene av klimagassene økt betydelig over tid. Den globale utslippstrenden må snus for å nå verdens mål om å holde temperaturøkningen innenfor 2 grader sammenlignet med førindustriell tid (togradersmålet).

Den viktigste driveren bak økningen i globale klimagassutslipp de siste årene er den økte bruken av kull. Siden 2000 har bruken av kull vokst med 60 prosent. Økt bruk av kull har dekket om lag halvparten av økningen i verdens energibehov det siste tiåret, og kullets andel av verdens energiforsyning har økt med 5 prosentpoeng i samme periode. Kullets andel av total energibruk utgjør nå om lag 30 prosent, den høyeste andelen siden 1970. Størstedelen av veksten i kullbruk har kommet i Kina, jf. figur 2.2. Den økte kullbruken i Kina skyldes at verdens mest folkerike land er i sterk vekst, og at mer av verdens industrivarer blir produsert i Kina og eksportert blant annet til OECD-land. Samtidig har industriproduksjon og industrirelaterte utslipp gått ned i Europa de siste årene. For Kina har kull vært en rimelig, tilgjengelig og, i stor grad, nasjonalt tilgjengelig energikilde.

Figur 2.2 Verdens kullforbruk 1965–2013

Kilde: BP Statistical Review of World Energy 2014

Når en skal lage scenarioer for verdens utvikling på energiområdet framover, står en overfor mange ulike og store usikkerhetsmomenter. To forhold som er kjent er at verdens befolkning øker og et geografisk skifte i energibruken mot Asia og andre fremvoksende økonomier. Selv om energisystemet har store innebygde tregheter, kan utviklingen påvirkes. Enkeltlands valg, tatt på grunnlag av egne lokale omstendigheter, kan ha store effekter for det globale energisystemet. Den raske veksten i ukonvensjonell produksjon av olje og gass i Nord-Amerika og den voksende bruken av fornybare energi i mange deler av verden, er eksempler på dette. Enkeltlands valg kan også tas på bakgrunn av globale utfordringer som klimautfordringen eller av energisikkerhetshensyn. Gjennom en scenariotilnærming belyser Det internasjonale energibyrået (IEA) effekten av politiske valg av ulike lands myndigheter, veksttakten i energibruk og hvilke energibærere som dekker verdens energibehov.

I sitt sentralscenario («New Policy Scenario») i World Energy Outlook 2014 anslår IEA at energiforbruket globalt vil øke med i underkant av 40 prosent fram til 2040. I dette scenarioet tas det hensyn til eksisterene og planlagt politikk i de ulike landene. I et scenario som reflekterer togradersmålet er veksten i samme periode 17 prosent. I scenarioet der dagens politikk videreføres («Current Policy Scenario») er veksten 50 prosent.

I sentralscenarioet er den årlige, gjennomsnittlige veksten i energibruken på 1,1 prosent. Dette er vesentlig lavere enn den historiske veksten. Årsaken er at det er lagt til grunn raskere forbedring i energieffektiviteten, og at det skjer strukturelle endringer i den globale økonomi i retning av mindre energiintensiv aktivitet. Energi- og klimapolitiske tiltak i ulike land er et element bak denne utviklingen. Selv om utviklingen i sentralscenarioet representerer innføring av en sterkere global klimapolitikk enn i dag, er det ikke tilstrekkelig for å nå togradersmålet. En viktig faktor bak utviklingen i energietterspørselen vil også framover være nivået på den globale økonomiske veksten. Bruken av naturgass og energi med lave klimagassutslipp vokser sterkest og tar andeler fra kull og olje over tid. Den årlige, gjennomsnittlige veksten i energibruken i de to andre scenarioene er henholdsvis 0,6 prosent (2 gradersscenarioet) og 1,5 prosent («current policy»).

Andelen av fossile energibærere i verdens totale energiforsyning – som har vært tilnærmet konstant i løpet av de siste tre tiår, faller i alle scenarioene, men fossile energibærere forblir dominerende i energiforsyningen i 2040. De fossile brenslenes andel faller fra 82 prosent i 2012 og til 74 prosent i sentralscenarioet. I de to øvrige scenarioene er andelen i 2040 henholdvis 80 prosent («current policy») og i underkant av 60 prosent (2 gradersscenarioet). Utfalletsrommet er størst for kull og fornybar energi utenom vannkraft og bruk av tradisjonell biomasse, dette fordi disse energikildene er mest påvirket av utviklingen i tiltak mot lokal luftforurensning, energisikkerhet og klimapolitikk rundt om i verden.

Den største økningen i energibruken framover ventes å komme fra kraftsektoren. Bruken av gass øker i alle IEAs scenarioer, mens særlig kullbruken varierer betydelig mellom scenarioene. Å erstatte kull med renere gass i kraftforsyningen er en effektiv måte å redusere klimagassutslippene på for kullbrukende land. Dette fordi CO₂-utslippene fra et gasskraftverk kan være halvparten av det fra et kullkraftverk. Med kommersialisering av karbonfangst og -lagring kan gasskraft produseres nesten uten klimagassutslipp.

Utfordringen for energipolitikken framover er å underbygge en fortsatt positiv velstandsutvikling globalt, samtidig som man sikrer at klimamålene nås. Energipolitikken må bidra til å holde kostnadene ved energiforsyningen nede, støtte opp under en videre økning i energieffektivitet, sikre at energi er tilgjengelig for brukerne når de trenger den og sørge for at trenden med økning i klimagassutslippene fra energibruk endres.

2.2 Et oljemarked i endring

Oljemarkedet er syklisk og det har de siste tiårene vært flere runder med store endringer i oljeprisen. Siden årtusenskiftet har oljeprisen steget kraftig avbrutt av et midlertidig fall i forbindelse med finanskrisen i 2008, mens det blant annet midt på 80-tallet og på slutten av 90-tallet inntraff store prisfall, jf. figur 2.3. På 70-tallet opplevde verden to store prishopp.

Figur 2.3 Historiske oljepriser 1974–2015 (reelle 2015 dollar per fat)

Kilde: EIA

De store svingningene i oljeprisen skyldes at både etterspørsels- og tilbudssiden responderer lite på endringer i oljeprisen på kort sikt. Treghetene i oljemarkedet gjør at det må store prisendringer til for å justere markedet mot en ny likevekt. Med mindre produksjon justeres av produsenter, kan derfor oljeprisen på kort sikt falle dypere eller vokse til høyere nivåer enn det grunnleggende langsiktige tilbuds- og etterspørselsforhold tilsier. For å unngå mangel på oljeprodukter, og dermed høye oljepriser, ved uventede bortfall i oljeproduksjonskapasiteten globalt, har også mange land etablert strategiske lagre av olje som kan brukes for å avhjelpe slike situasjoner.

I løpet av det siste året har oljeprisen falt betydelig. Hovedårsaken til prisfallet er en kombinasjon av raskt økende oljeproduksjon fra land utenfor OPEC og svak global etterspørselsvekst. OPEC har på sin side besluttet å opprettholde sitt produksjonsnivå på 30 mill. fat/dag. En sterkere dollar har bidratt til å redusere fallet i kjøpekraften av et fat olje målt i annen valuta.

2.2.1 Oljemarkedet er syklisk

Selv om oljebruk i mange land er tungt avgiftsbelagt, og oljeprisen har økt kraftig siden årtusenskiftet, er oljeprodukter meget konkurransedyktig innen mange bruksområder. Særlig gjelder dette transportsektoren. Da oljeproduktene bidrar til å dekke grunnleggende behov, og det i transportsektoren foreløpig er begrenset med alternativer, har forbruket i stor grad blitt opprettholdt selv om prisene har økt. Samtidig er det en nær sammenheng mellom økonomisk vekst og etterspørselen etter oljeprodukter. Det skal derfor store prisendringer til for å endre etterspørselen på kort sikt. Det tar tid før konsummønstre endres. Den økonomiske utviklingen påvirker etterspørselen etter olje. Det samme gjør økt effektivitet i bruken av olje, og utviklingen av alternative transportdrivstoff og teknologier som stimuleres i mange land, bl.a. som del av klimapolitikken. Lavere oljepriser stimulerer økonomisk vekst, men det tar noe tid før dette igjen bidrar til høyere oljeforbruk.

Tilbudet av olje kan endres både gjennom reduserte investeringer i nye felt og lavere produksjon fra eksisterende felt. Driftskostnadene per fat fra eksisterende felt og prosjekter er relativt sett lave. Produksjon fra disse er således robust mot kortere perioder med lavere priser. Over tid kan imidlertid produksjonen på eksisterende felt bli redusert hvis perioder med lavere priser medfører at tilleggsinvesteringer ikke blir gjennomført. De fleste konvensjonelle oljeprosjekter har lang ledetid fra leting og funn, til investeringsbeslutning, og videre til produksjonsoppstart. Det tar således tid før en endring i pris slår gjennom i lavere produksjon av konvensjonell olje.

Framveksten av skiferoljeproduksjon har bidratt til at deler av oljetilbudet raskere vil kunne tilpasse seg prissignalene i framtiden. Skiferoljeproduksjon har kortere ledetider fra investeringsbeslutning til produksjonsstart enn konvensjonell oljeproduksjon. Produksjonen fra en skiferoljebrønn faller raskt også etter den settes i produksjon. Følgelig må det investeres i nye brønner og tilhørende infrastruktur kontinuerlig for å opprettholde produksjonen over tid. Fra utgangen av 2014 har antallet aktive borerigger i skiferoljeområdene falt sterkt som reaksjon på oljeprisfallet, jf. figur 2.4.

Figur 2.4 Antallet aktive oljerigger på land i USA

Oppdatert per 10. april 2015

Kilde: PIRA U.S. Rig Monitor

Den lange ledetiden for størstedelen av verdens oljeproduksjon bidrar til at det kan bli store endringer i oljeprisen som følge av forstyrrelser på etterspørsels- og tilbudssiden. De siste førti årene har OPEC-landene samlet hatt ledig produksjonskapasitet, og har bidratt til stabilitet i oljemarkedet.

I årene 2010–2013 var oljeprisen stabil på rundt 110 USD per fat. Dette prisnivået bidro til sterk produksjonsvekst, spesielt av skiferolje i USA. Framveksten av skiferolje ble fram til 2014 motvirket av uventete produksjonsbortfall i Midtøsten og Nord Afrika. I løpet av 2014 fortsatte den sterke økningen i produksjon fra skiferolje, mens produksjonsbortfallet i Midtøsten og Nord-Afrika ikke økte tilsvarende. Dette bidro samlet sett til at verdens oljeproduksjon vokste raskere enn årene før. I tillegg ble veksten i verdensøkonomien lavere enn forventet i 2014, noe som bidro til mindre oljeetterspørsel enn anslått ved inngangen til året. Prisfallet siden midten av 2014 er en konsekvens av disse utviklingstrekkene.

2.2.2 Den norske ressursbasen er konkurransedyktig

Produksjon fra eksisterende oljefelt faller utover i levetiden, og IEA[1] anslår at eksisterende oljefelt kun vil dekke om lag 40 pst. av verdens oljeetterspørsel fram mot 2040. For kun å opprettholde produksjonen på dagens nivå kreves det svært store investeringer i ny produksjonskapasitet i årene framover.

Ved å gjøre antagelser om framtidig tilbud og etterspørsel etter olje, herunder utvinningsgrad og kostnader ved ulik oljeproduksjon, samt politisk utvikling i de ulike oljeproduserende land, kan en anslå fra hvilke deler av den globale oljeressursbasen verdens oljekonsum vil bli dekket av framover. Slike analyser er beheftet med betydelig usikkerhet, men illustrerer det store behovet for ny produksjonskapasitet framover, i takt med at eksisterende felt tømmes ut, jf. figur 2.5.

Figur 2.5 Ny produksjonskapasitet nødvendig

Kilde: IHS

Den geografiske sammensetningen av det globale oljetilbudet er i endring, jf. figur 2.6. Ny oljeproduksjonskapasitet framover ventes særlig å komme fra Irak, Brasil og Midtøsten, ettersom det er her store deler av verdens oljereserver ligger. Det er betydelig usikkerhet både hvor raskt og hvor stor produksjonen fra disse landene vil bli. Produksjonen av skiferolje forventes å vokse på mellomlang sikt, men det er usikkerhet både rundt hvor store de amerikanske skiferoljereservene er, samt i hvilken grad, og når, det vil være lønnsomt å utvinne slike ressurser i andre deler av verden.

Figur 2.6 Sammensetningen av oljetilbudet endres over tid

Kilde: IEA World Energy Outlook 2013

Ny produksjonskapasitet er forventet å ha høyere gjennomsnittskostnader enn de feltene som allerede produserer i dag. Dette skyldes at de nye ressursene er vanskeligere eller dyrere å produsere. At næringen må bygge ut/produsere mer kostbar olje framover for å dekke den globale etterspørselen, kan tilsi høyere oljepriser over tid. Dette illustreres av en gjennomgang IEA presenterte i 2013, figur 2.7. Det samme bildet framgår av en analyse konsulentselskapet Rystad Energy presenterte i 2014 der selskapet anslår at det marginale oljetilbudet i 2025 vil ha en utvinningskostnad på over 100 USD/fat.

Figur 2.7 Høyere priser nødvendig for å dekke etterspørselen over tid

Licence: http://www.iea.org/t&c/termsandconditions/

Kilde: © OECD/IEA Resources to reserves 2013, IEA Publishing

For å dekke den globale etterspørselen fram mot 2035 har IEA, i sitt sentralscenario, anslått at det kreves årlige investeringer i tilknytning til olje- og gassprosjekter på 500-600 mrd. USD, tilsvarende nærmere 30 ganger det som nå skal investeres i første byggetrinn av Sverdrup-feltet. Dette investeringsomfanget er vesentlig høyere enn investeringsnivået fra det siste tiåret og gir store forretningsmuligheter for den norskbaserte leverandørindustrien både hjemme og ute i tiår framover.

Et slikt investeringsnivå krever et oljeprisnivå over tid som gjør at alle de prosjektene som oljeselskapene må gjennomføre for å dekke oljeetterspørselen, er lønnsomme. Dagens prisnivå er lavere enn det som dagens kunnskap om utvinningskostnader framover tilsier vil balansere tilbud og etterspørsel av olje over tid. Det er usikkerhet knyttet til utviklingen i utvinningskostnadene for olje framover, både i Norge og i andre land. Den norske ressursbasen består imidlertid i stor grad av ressurser som forventes å være konkurransedyktig kostnadsmessig i et internasjonalt perspektiv. De langsiktige globale tilbuds- og etterspørselsforhold tilsier derfor at oljeprisnivået over tid vil understøtte en lønnsom utvikling av ressursbasen på norsk sokkel. Hvor stor del av ressursbasen som vil kunne utvikles vil blant annet avhenge av utviklingen i kostnadsnivå og oljepris.

2.3 Gassens viktige rolle i europeisk energiforsyning

Fra 1960-tallet har naturgass gått fra å dekke en svært liten andel av Europas totale energietterspørsel, til nå å stå for nesten en fjerdedel. Gass brukes til produksjon av kraft, til varme og annen direkte bruk i boliger og bygg, i industrielle prosesser og i transportsektoren. Europas import av gass forventes å øke framover.

2.3.1 Globale utviklingstrekk i gassmarkedene

I motsetning til olje, er det for gass ikke etablert et globalt gassmarked. I de regionale markedene for gass har det vært store prisforskjeller i perioder, jf. figur 2.8. At gassmarkedene er regionale er en konsekvens av at store volum naturgass mest effektivt transporteres via rørledninger fra produsent til kjøper. Gassmarkeder blir dermed gjerne begrenset av den regionale rørinfrastrukturen. Gass fraktet i rør har oftest en lavere kostnad enn gass fraktet i flytende form på skip (LNG). Dette skyldes den energikrevende prosessen å kjøle ned gass til LNG samt høyere transportkostnader ved skipstransport. Dette gjør at gass i rør vil ha et konkurransefortrinn. Regionale prisforskjeller kan vedvare på grunn av de betydelige kostnadene ved LNG-transport. Gass har også blitt priset på ulike måter i ulike deler av verden. I enkelte markeder har gassprisen blitt bestemt av prisen på olje, i andre bestemt av tilbud og etterspørsel. Økningen i oljeprisene, gjennombruddet for skifergass i USA og veksten i etterspørselen etter flytende naturgass (LNG), har bidratt til store forskjeller i gassprisene globalt de siste årene.

Figur 2.8 Regionale gasspriser i nominelle USD per mmbtu, 1996–2013

Kilde: BP Statistical Review of World Energy 2014

Store prisforskjeller mellom de regionale markedene over tid gir nye forretningsmuligheter, eksempelvis ved at en dyrere transportløsning som LNG blir mer attraktiv. I 2013 stod LNG for om lag 10 pst. av den omsatte gassen i verdensmarkedet og 10 pst. av gassimporten til Europa. I dag er det under utbygging og planlegging et stort antall LNG-anlegg som fram mot 2030 kan gi opp mot en fordobling av verdens produksjonskapasitet for LNG.

En viktig markedsutvikling i Europa de siste årene har vært bevegelsen bort fra oljeprisindekserte gasspriser til gasspriser etablert i et spotmarked. Oljeprisens påvirkning på gassprisen i Europa har blitt redusert de siste årene. Fra og med 1996 ble det handlet gass på spotmarkedet i Europa. I dag har disse markedene utviklet seg til å bli relativt velfungerende markeder. De realiserte prisene for norsk gasseksport er nå i stor grad knyttet til spotprisen i UK og Nederland. I 2014 falt derfor ikke gassprisen i det europeiske markedet tilsvarende det oljeprisen gjorde.

2.3.2 Gass forblir viktig i europeisk energiforsyning

Gass er en sikker og pålitelig energikilde for Europa. Det viktigste for å sikre stabil og kontinuerlig tilgang på energi for brukerne, er å sørge for at markedene er velfungerende og utbygging av tilstrekkelig transportinfrastruktur.

Den europeiske gassetterspørselen er forventet å øke noe på lang sikt. Gassen brukes i husholdningene, i næringslivet, til industrielle formål og i kraftsektoren, jf. figur 2.9. Etterspørselen etter gass i Europa framover er avhengig av den økonomiske utviklingen, men også EU-landenes energi- og miljøpolitikk som tar sikte på å oppnå utslippsreduksjoner, konkurransekraft og forsyningssikkerhet. Planlagt nedstengning av kjernekraftverk i Europa, utfasing av gamle kullkraftverk sammen med økt behov for fleksibel kraftproduksjon for å balansere en høy andel sol og vindkraft, tilsier at gassetterspørselen vil vokse i den europeiske kraftsektoren på sikt.

Figur 2.9 Gassetterspørsel i EU fordelt på sektor, 1996–2013

Kilde: IHS

Gass fra norsk sokkel dekker i dag en betydelig andel av Europas behov. Gass fra norsk sokkel kan også gjøre dette i tiår framover. Norsk gass kan derigjennom bidra til store, raske reduksjoner i klimagassutslipp ved å erstatte kull, samt være en effektiv måte å balansere variabel kraftproduksjon fra eksempelvis sol og vind.

Etterspørselen etter gass i kraftsektoren har variert blant annet som følge av konkurranse med kull i kraftsektoren. Prising av CO₂-utslipp bidrar til å styrke gass i konkurranse med kull. Høyere pris i EUs kvotemarket for klimagasser vil derfor styrke gassens konkurransesituasjon i forhold til kull.

Figur 2.10 Anslag for gassimportbehov i EU 2013–2030

Kilde:  IHS

2.3.3 Den norske ressursbasen er konkurransedyktig

Det er synkende egenproduksjon av gass i EU. Selv uten en forbruksvekst vil derfor importen øke. De største leverandørene av rørgass til det europeiske markedet er Russland, Norge og Algerie. Om lag 98 pst. av norsk gasseksport gikk til Europa i 2014. Det er rikelig med gassressurser tilgjengelig globalt for å dekke et økt importbehov til EU-landene. Importen av LNG til Europa forventes å være ganske stabil de nærmeste årene, men deretter øke noe. Russland har ledig kapasitet i sitt gasseksportsystem. Den russiske eksportstrategien og forholdet mellom EU og Russland vil derfor være viktig for prisdannelsen i det europeiske markedet i tiden som kommer.

Ressursbasen for gass har økt betraktelig blant annet som følge av kommersialisering av skifergass og andre typer ukonvensjonelle gassressurser. Disse kildene til gassproduksjon har gjerne høyere kostnader enn konvensjonelle kilder. Svært store konvensjonelle og ukonvensjonelle gassressurser kan være lønnsomt å produsere med priser i området 8-12 USD/mmbtu, eller 2,27 – 3,41 kr/Sm³, jf. figur 2.11.

På lengre sikt ventes det økt tilbud av LNG globalt. Det er relativt sett kostbart å bygge ut LNG-kapasitet i forhold til regional rørtransport. For å sikre et tilstrekkelig tilbud av gass til å dekke etterspørselen i årene framover, må prisene over tid sikre lønnsomhet i investeringer i ny gassproduksjon, inklusive transportløsninger.

Figur 2.11 Anslag på produksjonskostnader og fraktkostnader for globale gassressurser, målt i USD per mmbtu

Licence: http://www.iea.org/t&c/termsandconditions/

Kilde: © OECD/IEA Resources to reserves 2013, IEA Publishing

Norsk gass transportert gjennom det etablerte gassrørsystemet er meget konkurransedyktig i det europeiske markedet. I tillegg kan ny norsk gass alternativt bygges ut og eksporteres som LNG. Konkurransedyktigheten til store deler av den norske gassressursbasen, sammen med forventet tilbud og etterspørsel av gass framover, tilsier et langsiktig prisnivå på gass som vil understøtte en lønnsom utvikling av ressursbasen på norsk sokkel.

2.4 Nye utfordringer og muligheter for oljenæringen

Petroleumsnæringen er global. Utviklingen i norsk petroleumssektor kan derfor ikke ses på isolert. Aktørene på norsk sokkel opererer i en internasjonal næring, og utviklingstrekk globalt påvirker virksomheten i Norge.

De siste årene har næringen vært preget av sterkt økende kostnader. Årsakene til kostnadsøkningen er sammensatte og har elementer både av strukturell og konjunkturell art. Høyere kostnader ved ny produksjon og stadig avtagende produksjon fra allerede gjennomførte prosjekter, har ført til reduserte marginer, synkende fortjeneste og endringer i oljeselskapenes finansielle situasjon. Fallet i oljeprisen har bidratt til å forsterke disse utviklingstrekkene. Mange selskaper har tilpasset seg ved å endre sin strategi, eksempelvis ved å legge mindre vekt på produksjonsmål og reserveerstatning, til mer vekt på høy lønnsomhet. Resultatet av denne endrede tilpasningen er generelle investeringskutt, kutt i leteaktiviteten, prosjektutsettelser, tiltak for kostnadsreduksjoner, sterkere kapitaldisiplin og porteføljeoptimalisering.

For et oljeproduserende land som Norge er økt vekt på kostnadsreduksjon fra oljeselskapene positivt. Slike tiltak er viktige hvis de bidrar til mer effektiv leting, utbygging og drift, hvis de bidrar til produktivitetsvekst og hvis de sikrer lønnsomhet i en større del av ressursbasen. Denne type tiltak bidrar til høyere verdiskaping fra norsk sokkel.

Selskaps vektlegging av kapitaldisiplin kan føre til utsettelse av lønnsomme prosjekter for å redusere investeringene. For prosjekter som er avhengig av eksisterende infrastruktur kan en utsettelse medføre at prosjektet aldri blir gjennomført.

2.4.1 Fra billige fat, til nye og dyrere

Oljevirksomhet har enkelte særtrekk som gir viktige rammer for aktiviteten i næringen. En stor del av ressursbasen ligger i land som ikke har åpnet for deltagelse fra de internasjonale oljeselskapene. Olje og gass er begrensede naturressurser. De ulike forekomstene er ikke ensartede. Det å utvinne fra én bergart i forhold til en annen krever gjerne ulike produksjonsmåter. Det samme er tilfellet avhengig av om oljen i reservoaret er lettflytende eller ikke, og om det er olje og/eller gass. Å bygge ut felt til havs krever andre løsninger enn å bygge ut på land. Tilsvarende vil utbygging på store havdyp være vesensforskjellig fra det å utvinne olje eller gass på grunt vann. Denne type forskjeller gir også opphav til kostnadsforskjeller, jf. figur 2.12.

Figur 2.12 Utvikling i produksjonskostnader over tid og for ulike typer ressurser

Licence: http://www.iea.org/t&c/termsandconditions/

Kilde:  © OECD/IEA Resources to reserves 2013, IEA Publishing

Økonomisk fornuft tilsier at de billigste tilgjengelige ressursene produseres først. Jo mer av disse billigste ressursene som er produsert, jo mer utfordrende blir det å få tilgang til billige fat. Over tid kommer derfor en større andel av de konvensjonelle oljeressursene fra mer komplekse reservoarer og/eller befinner seg på dypere vann og/eller i områder med andre utfordringer som medfører høyere kostnader eller krever mer avansert teknologi.

For å opprettholde produksjonen over tid, og i tillegg dekke etterspørselsveksten, kreves derfor en høyere oljepris. Uten en høy nok oljepris vil det ikke være lønnsomt å gjennomføre nok av de mer kostnadskrevende/dyrere utbyggingsprosjektene. Hvor høy prisen på olje må være, vil blant annet avhenge av den teknologiske utviklingen og produktivitetsutviklingen innen oljeproduksjon over tid.

Det høyere prisnivået på olje siden årtusenskiftet har eksempelvis gjort ukonvensjonell oljeproduksjon lønnsom i USA. De høyere oljeprisene har således gjort at denne delen av verdens ressursbase nå kan bidra til å dekke den globale etterspørselen etter olje. De siste årene har anslaget for utvinnbare ukonvensjonelle ressurser økt kraftig globalt. Kostnadene ved slik produksjon varierer betydelig – canadisk oljesand er blant de dyrere ressursene som utvinnes, mens deler av amerikansk produksjon av oljeskifer har relativt lave utvinningskostnader. Generelt er ukonvensjonelle ressurser imidlertid dyrere å utvinne enn konvensjonelle ressurser.

At næringen nå i økende grad produserer en del av ressursbasen som er mer teknisk utfordrende og kostbar å bygge ut og produsere enn tidligere, er et strukturelt element i kostnadsutviklingen. Ny teknologi og økt produksjonseffektivitet kan bidra til å begrense denne kostnadsdrivende effekten.

2.4.2 Høy aktivitet har gitt økt kostnadsnivå

Kostnadene i næringen har økt mer enn det de strukturelle forholdene alene skulle tilsi. En årsak til dette er et rekordhøyt aktivitetsnivå, globalt som i Norge. Et høyere aktivitetsnivå har gjort seg gjeldende i hele verdikjeden, fra leting, via utbygging, vedlikehold/modifikasjoner og til produksjon og drift. Det har vært stort leveringspress på hele kjeden som leverer varer og tjenester til virksomheten. Prisene på en del innsatsfaktorer og ved prosjektgjennomføringen har økt markant. Utbyggingskostnadene har mer enn doblet seg siden år 2000, jf. figur 2.13.

Figur 2.13 Internasjonal utvikling i kapitalkostnader på prosjektnivå

Kilde: Oljedirektoratet – basert på tall fra IHS CERA

En måte å analysere kostnadsutviklingen er å sammenligne hva det nå koster å bygge ut det samme feltet i forhold til tidligere. McKinsey har gjennomført en slik analyse, jf. figur 2.14. Selskapet har sett på hva det koster å bygge ut eksakt den samme plattformen i 2013 i forhold til i år 2000. Siden man kun betrakter én utbygging, kan man se bort fra effekten av feltvise forskjeller over tid. I figuren er det antatt at det kostet 100 å bygge ut plattformen i år 2000. Den eksakt samme plattformen ville koste 250 å bygge ut i 2013, altså 2,5 ganger så mye. Bare en relativt liten del av kostnadsøkningen, i underkant av en firedel, kan forklares ved den generelle inflasjonen i perioden. Prisstigningen i olje- og gassektoren («Global O&G inflasjonsindeks») har i perioden 2000 til 2013 vært sterkere enn den generelle inflasjonen. Det skyldes at innsatsfaktorene som brukes intensivt i denne næringen har økt mer i pris enn innsatsfaktorer generelt. Ekstrapåslaget på 20 skyldes kostnadsøkningen som kan forklares med prisstigning på innsatsfaktorer som benyttes til å bygge plattformen. Det forutsettes da at kvaliteten på og mengden av innsatsfaktorer er den samme.

Figur 2.14 Kostnader ved utbygging av en gitt plattform i 2000 og 2013

¹ Inkluderer 10% risktillegg på topside og understell, 15% på subsea. Alle risktillegg benyttet I 2000 er inkludert

Kilde: HIS; Oil & Gas UK; NP; Kapitalkostanalyse rapport; McKinsey

I henhold til analysen, kan dermed om lag én tredel (55 av 150) av kostnadsøkningen forklares med økt pris på innsatsfaktorene. Den resterende kostnadsøkningen har andre forklaringer. Dette kan være forhold som lav produktivitetsutvikling, justeringer for endrede myndighets- eller selskapskrav, industristandarder, eller at kvaliteten på sluttproduktet i noen tilfeller er bedre (bedre stålkvaliteter, mer robuste dimensjoner, backupsystemer etc). Økningen i kostnader utover inflasjon varierer betydelig for de ulike komponentene ved utbyggingen. Det er særlig på de tre øverste komponentene (topside, understell og subseautstyr) at denne økningen har vært sterk.

Kostnadsøkninger som følge av høyt aktivitetsnivå vil det være enklere å kunne gjøre noe med for næringen på kort sikt. Lavere aktivitetsnivå minsker kapasitetspresset i ulike segmenter og gjør at flere leverandører vil konkurrere hardere om oppdrag. Lavere marginer gir økt press for kostnadskutt, effektivisering og produktivitetsøkninger i hele næringen. Etterspørselen etter varer og tjenester til industrien faller, og prisene på innsatsfaktorer følger etter. WoodMackenzie[2] har anslått at utviklingskostnader for nye prosjekter vil reduseres med et sted mellom 18 og 30 pst. i løpet av 2015. Størst er effekten for nordamerikansk ukonvensjonell olje der det forventes en kostnadsreduksjon på 25 til 30 pst. For dypvannsutbygginger forventes en reduksjon på 20-25 pst., mens det for konvensjonelle offshoreutbygginger på grunt vann forventes minst reduksjon, 18 til 23 pst. Samtidig er det andre deler av kostnadsøkningen som er mer krevende å gjøre noe med. Eksempelvis ved at næringen i perioder med god lønnsomhet ikke har hatt nok oppmerksomhet på å holde kostnadene nede gjennom tiltak som standardisering, mer effektiv samhandling med leverandører og mer effektiv prosjektgjennomføring. Å reversere til enklere arbeidsprosesser, øke standardiseringen og endre tilnærming til utbygging og drift, vil bety endringer i hvordan det arbeides. Dette kan ofte være krevende å få til.

2.4.3 Selskapenes tilpasninger

En stadig større del av verdens olje- og gassressurser, særlig når det gjelder konvensjonell olje, ligger i land som er helt eller delvis lukket for internasjonale oljeselskaper. En effekt av dette er at selv de største kommersielle oljeselskapene står for kun en liten del av verdens oljeproduksjon. Eksempelvis står verdens største børsnoterte oljeselskap, ExxonMobil, for under 3 pst. av produksjonen. En annen effekt er at de internasjonale oljeselskapenes dreiing fra billige fat til nye, dyrere fat, blir sterkere enn for oljetilbudet totalt sett. Dette fordi store deler av de billigste gjenværende olje- og gassressursene ligger i land der disse selskapene ikke har tilgang, jf. figur 2.12.

At selskapenes samlede produksjon likevel har holdt seg oppe, skyldes at oljeprisen har vært så høy at nye, dyrere og mer teknisk krevende ressurser har blitt kommersielt interessante å utvinne. I praksis ser man dette ved selskapene endrer sin portefølje over tid; fra konvensjonell produksjon på land eller grunt vann, til mer kostnadskrevende produksjon på dypt vann og/eller av ukonvensjonelle ressurser, jf. figur 2.15. En ser også en dreiing fra olje til gass/LNG der forretningsmulighetene for disse selskapene har vært mange.

Figur 2.15 Utvikling i oljeselskapenes prosjektportefølje

Kilde: IHS Energy Upstream Competition service

Ved inngangen til 2014, ble det anslått[3] at 81 pst. av forventet økt produksjon dette året ville komme fra prosjekter med en balansepris på over 55 USD/fat. Til sammenligning kom 88 pst. av nedgangen fra prosjekter med langt lavere kostnader og en balansepris på under 30 USD/fat. Antallet komplekse og relativt kostbare prosjekter i porteføljen øker altså relativt til antall prosjekter med lav balansepris.

Marginene til internasjonale oljeselskaper var, blant annet på grunn av denne endringen i porteføljesammensetning, under press allerede i 2013, og redusert lønnsomhet som følge av den kraftige kostnadsveksten er en betydelig utfordring for selskapene. Oljeprisfallet har forsterket utfordringen.

En analyse[4] fra desember 2014 viser at, gitt et prisnivå på 60 USD/fat, må oljeselskapenes samlede kostnader kuttes med 37 pst. sammenliknet med 2014 for ikke å øke dagens gjeldsgrad. Det er dog store forskjeller mellom enkeltselskaper. Alternativt må selskapene hente inn mer kapital for å kunne gjennomføre tidligere planer for investering, leting og utbytte. Signalene fra selskapene tilsier at det først og fremst er investeringer og leting som vil kuttes, mens utbetaling av utbytte og gjeldsgrad i mindre grad endres.

Som reaksjon på kapitalutfordringen har de store internasjonale oljeselskapene de siste to årene tatt grep for å kutte kostnader, begrense investeringer og leting, samt gjennomføre porteføljetilpasninger. Effektene viser seg gjennom nedjusterte investeringsanslag og utsettelse av prosjekter. Endringene er betydelige. Det er anslått at selskapenes letebudsjetter vil kuttes med minimum 30 pst. i inneværende år, og at globale investeringer i sektoren innen utgangen av 2016 vil reduseres med 153 milliarder USD (13 pst.) sammenlignet med tidligere anslag[5] . Dette er tilpasninger hos oljeselskapene som også, i større og mindre grad, vil slå inn på deres aktivitet på norsk sokkel.

3 Ressurser og investeringsaktivitet på norsk sokkel

3.1 Norges største og viktigste næring

Petroleumsvirksomheten er Norges største næring målt i verdiskaping, investeringer og eksportverdi. Næringen bidrar også med store inntekter til staten. I 2014 utgjorde petroleumssektoren 19 pst. av all verdiskaping i landet og stod for 46 pst. av eksportinntektene. Petroleumsvirksomheten stod for 27 pst. av statens samlede inntekter, og investeringene i sektoren utgjorde 29 pst. av Norges samlede investeringer i 2014, jf. figur 3.1.

Figur 3.1 Petroleumsnæringens andel av BNP, investeringer, eksport og statens inntekter fra oppstrømsaktivitet (2014). Inkluderer ikke leverandørindustrien

Kilde: Finansdepartementet og SSB

Ettersom eiendomsretten til petroleumsressursene tilhører fellesskapet, sikrer staten seg en stor andel av verdiene som skapes gjennom skattlegging av virksomheten. I tillegg har staten direkte eierandeler i virksomheten gjennom Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Veksten i statens inntekter fra olje- og gassektoren har vært betydelig siden årtusenskiftet på grunn av prisutviklingen på olje og gass, jf. figur 3.2.

Petroleumsnæringen er svært viktig for finansieringen av velferdssamfunnet. Samtidig er bare 45 pst. av de forventede, utvinnbare ressursene på norsk kontinentalsokkel produsert. Det gir grunnlag for fortsatt høy verdiskaping og store statlige inntekter fra sektoren også i tiårene som kommer.

Figur 3.2 Statens inntekter fra petroleumsvirksomheten (1971–2014)

Kilde: Finansdepartementet og SSB

Anslag fra Oljedirektoratet tilsier at investeringene i petroleumssektoren vil falle i år og de to kommende årene, for så å ta seg opp igjen, jf. figur 3.10. Nedgangen kommer fra et svært høyt nivå. Petroleumsvirksomhetens etterspørsel etter varer og tjenester til investeringer og produktinnsats har de siste tiårene gitt betydelige vekstbidrag til andre deler av norsk økonomi. Dette ser nå ut til å snu. Framover må det ventes at etterspørselen fra næringen vil avta målt i forhold til størrelsen på den norske fastlandsøkonomien. Lavere priser på olje og gass kan forsterke nedgangen på kort sikt.

Investeringene i petroleumsnæringen er av en helt annen størrelsesorden enn de i øvrige deler av norsk næringsliv, jf. figur 3.3. I 2014 ble det eksempelvis investert nærmere seks ganger mer i petroleumsnæringen enn samlet innen industri og bergverk. Det reflekterer dels at næringen er stor, dels at den er kapitalintensiv og dels konjunkturelle forhold. Etterspørselen fra petroleumssektoren bidrar betydelig til aktiviteten i næringslivet på fastlandet.

Selv mindre, ukjente utbyggingsprosjekter på sokkelen er store industrielle prosjekter. Eksempelvis er investeringene i det nylig godkjente gass-satellittfeltet Rutil i Gullfaksområdet på over 4 mrd. kroner. Så store investeringsprosjekter i næringslivet på fastlandet er svært sjeldne utenfor oljerelatert virksomhet.

Figur 3.3 Investeringer i ulike næringer i 2014

Kilde: Nasjonalregnskapet, SSB

Likevel er også dette prosjektet svært lite sammenlignet med første byggetrinn for Johan Sverdrup-feltet som behandles i dette dokumentet. Med et anslått investeringsomfang på nærmere 120 mrd. kr for første byggetrinn alene, er dette det største industriprosjektet i Norge på tiår. Anslåtte investeringer i alle byggetrinn for feltet er på over 200 mrd. kroner.

3.2 Store gjenværende ressurser

Av Oljedirektoratets ressursregnskap framgår de totale forventede utvinnbare petroleumsressursene fra norsk sokkel. Ressursregnskapet omfatter alle kartlagte områder på norsk kontinentalsokkel. Ved utgangen av 2014 var disse anslått til 14,1 mrd. Sm³ oljeekvivalenter (o.e.). Det er produsert 6,4 mrd. Sm³ o.e. Det betyr at om lag 55 pst. av de totale, forventede utvinnbare ressursene ikke er produsert.

Det vil alltid være betydelig usikkerhet i slike anslag. Usikkerheten er blant annet knyttet til geologi, reservoarforhold, teknologi- og kunnskapsutvikling, kostnader og priser på olje og gass. Vurderingen av ressurssituasjonen endres over tid, blant annet når det er gjennomført ressurskartlegging av nye områder og ny kunnskap om geologi og reservoarforhold. Ressurskategoriseringen endres også over tid ved at ressurser modnes fra uoppdagede til funn, via reserver i felt, over til produserte ressurser.

Myndighetene kategoriserer petroleumsressursene i ulike klasser, etter hvor langt de er kommet i utviklingen:

reserver er petroleumsressurser som er vedtatt eller godkjent for utbygging

ressurser i felt forventes produsert gjennom framtidige tiltak for økt utvinning

ressurser i funn ligger i funn som enda ikke er besluttet utbygd

uoppdagede ressurser er ressurser Oljedirektoratet forventer blir funnet, utbygd og produsert i årene framover

I henhold til ressursregnskapet er 49 pst. av de gjenværende ressursene på norsk sokkel, reserver eller ressurser knyttet til eksisterende felt, om lag 14 pst. ligger i påviste funn, mens om lag 37 pst. gjenstår å påvise, jf. figur 3.4.

Figur 3.4 Petroleumsressursene pr 31.12.2014

Kilde: Oljedirektoratet

De fleste produserende felt og de største gjenværende reservene ligger i Nordsjøen. Om lag 69 pst. av de gjenværende påviste ressursene ligger i Nordsjøen, mens Norskehavet har 21 pst. og Barentshavet 10 pst. Situasjonen for de uoppdagede ressursene viser at om lag 43 pst. ligger i Barentshavet, og om lag 28 pst. i Nordsjøen og 29 pst. i Norskehavet.

Usikkerheten i ressursgrunnlaget er størst i Barentshavet og minst i Nordsjøen. Dette skyldes at geologien i Barentshavet er minst kjent og at det foreligger færrest geologiske data fra dette havområdet. Basert på dagens kunnskap er det anslått, med 90 pst. sikkerhet, at det i Barentshavet finnes mellom 485 og 2 670 mill. Sm³ o.e. uoppdagede utvinnbare ressurser. Tilsvarende intervall for Norskehavet er 270 og 1 770 mill. Sm³ o.e., mens for Nordsjøen er intervallet 440 og 1 250 mill. Sm³ o.e. Letevirksomhet er nødvendig for å avklare hvor mye ressurser som faktisk er tilstede i et område.

3.3 Produksjonsfallet er stanset

Total petroleumsproduksjon er betydelig lavere enn ved årtusenskiftet. Den økte imidlertid fra 2013 til 2014. Produksjonen i 2014 var 217 mill. Sm³ o.e., eller 1,4 pst. høyere enn i 2013. Anslag fra Oljedirektoratet for de nærmeste årene viser at produksjonen på norsk sokkel vil holde seg relativ stabil, jf. figur 3.5. Selv om produksjonen fra allerede gjennomførte prosjekter avtar, vil bortfallet kompenseres av nye felt/prosjekter som kommer i drift.

Figur 3.5 Historisk produksjon og prognose fordelt på ressursklasse (2010–2030)

Kilde: Oljedirektoratet

Siden 2011 har 14 nye felt blitt satt i produksjon. Flere nye felt, også større, vil komme i produksjon de nærmeste årene. I tillegg skal Johan Sverdrup-feltet nå bygges ut. Dette er det femte største oljefunnet som er gjort i norsk petroleumshistorie. Om 10 år er det ventet at dette feltet alene vil stå for om lag 30 pst. av norsk oljeproduksjon.

Mange av de eldre feltene som ennå er i produksjon, har store gjenværende reserver, samt ressurser som kan utvinnes gjennom nye prosjekter. Aktiviteten på produserende felt vil være høy framover og vil stå for mesteparten av produksjonen de nærmeste årene. I tillegg vil utbygging av funnene som ligger i porteføljen bli viktig. For å holde produksjonen oppe på lengre sikt vil det å gjøre nye, store funn regelmessig være avgjørende.

3.4 Stort mangfold og konkurranse

En sterk konkurranse og et mangfold av aktører i alle ledd av verdikjeden er viktig for god ressursutnyttelse, samt for å sikre tilstrekkelig interesse for de ulike mulighetene som finnes på sokkelen. På den annen side vil gjerne samordning og utnyttelse av skalafordeler være enklere med færre aktører.

Fram til årtusenskiftet var aktiviteten på norsk sokkel dominert av hovedsakelig store oljeselskaper. I 2000 ble det åpnet for involvering av andre typer selskaper på norsk sokkel. Endringen i politikk har medført en betydelig økning i antall aktører. Nye aktører med en annen forretningsstrategi har etablert seg. Dette er selskaper som er interessert i andre forretningsmuligheter enn de store internasjonale oljeselskapene, eksempelvis leting etter mindre forekomster i mer utforskede leteområder.

I perioden 2002-07 nær doblet antall aktører på norsk sokkel seg, jf. figur 3.6. I takt med at områder på sokkelen har modnet, og utfordringene har endret seg og blitt mer diversifiserte, har det vært viktig å legge til rette for et aktørbilde som bidrar til effektiv utforsking etter, og utbygging av, lønnsomme funn. Endringen i aktørbildet viste seg først i letevirksomheten, men er nå også tydelig innen utbygging og drift.

Figur 3.6 Utviklingen i antall selskaper på norsk sokkel (2000–2014)

Kilde: Oljedirektoratet

3.4.1 Letevirksomheten

Sammen med stigende oljepris og gode leteresultater de siste årene, har særlig tre justeringer i rammebetingelsene bidratt til å øke mangfoldet på norsk sokkel:

prekvalifisering av nye aktører

årlig konsesjonsrunde med tildeling i forhåndsdefinert områder (TFO-ordningen)

leterefusjonsordningen

Disse tilpasningene skjedde på 2000-tallet og ble gjennomført for å legge til rette for god ressursforvaltning gjennom å stimulere konkurranse og øke selskapsmangfoldet på sokkelen.

Prekvalifiseringsordningen ble etablert for å gi selskap et tilbud om evaluering av deres egnethet for deltakelse på norsk kontinentalsokkel før de eventuelt bruker ressurser på å vurdere konkrete forretningsmuligheter. Interessen for prekvalifisering har vært stor siden ordningen ble innført, og det er fortsatt et jevnt tilsig av selskaper som ønsker å gjennomgå en slik forhåndsvurdering.

TFO-ordningen, sammen med justeringer i utformingen av arbeidsprogrammer, gir selskapene muligheter for jevn tilgang til leteareal og sikrer at det drives aktiv leting. Ordningen legger på denne måten også til rette for effektiv bruk av ressursene i oljeselskapene, og sikrer at areal som tidligere har blitt tilbakelevert av andre selskaper, blir tilgjengelig for selskaper med nye ideer. Dermed vil også tidligere tildelt areal være gjenstand for nye vurderinger. Ordningen er nærmere omtalt under punkt 4.4.6.

Gjennom leterefusjonsordningen kan selskapene velge om de ønsker å få refundert 78 pst. av letekostnadene påfølgende år eller å trekke letekostnadene fra i skattegrunnlaget. Ordningen ble innført for å sikre skattemessig likebehandling av letekostnader for selskaper i og utenfor skatteposisjon. Etablerte selskaper i skatteposisjon kan løpende fradragsføre letekostnader og dermed oppnå 78 pst. reduksjon i sin skattebetaling. Selskaper utenfor skatteposisjon kunne alternativt få framført underskudd med rente (eventuelt få refundert skatteverdien av underskudd ved opphør av aktivitet på norsk sokkel). Nåverdien av leterefusjon og framtidige skattefradrag er den samme og leterefusjonsordningen innebærer dermed ingen subsidie. For små selskaper som ennå ikke er i skatteposisjon, gir refusjonsordningen en lavere kapitalbinding og dermed en bedret kontantstrøm.

Figur 3.7 Tildeling av utvinningstillatelser fordelt på type selskap 2000/2014

Kilde: Oljedirektoratet

Et mangfold og en bredde av aktører er viktig. Statoil, med sin store aktivitet og brede og dype kunnskap om norsk sokkel, er særlig viktig for en fortsatt positiv utvikling av leteaktiviteten på norsk sokkel. Selskapet er både aktiv i TFO-rundene og har, sammen med de andre større selskapene, ledet an i de nummererte konsesjonsrundene. Potensialet i leteområder som tildeles gjennom de nummererte rundene er gjerne større enn i TFO-rundene. Disse områdene er mindre utforsket, samtidig kan aktivitet der medføre større utfordringer og økonomisk risiko. De store internasjonale selskapene spiller fortsatt en viktig rolle på norsk sokkel. Disse selskapene vil også framover være viktige for en fortsatt positiv utvikling av norsk sokkel. De har stor kompetanse og bred kunnskap, og har store internasjonale ressurser å trekke på i form av teknologi, personell og kapital.

Utvinning av olje og gass på norsk sokkel byr fortsatt på utfordringer som de største oljeselskapene har best forutsetning for å løse. Det kan være områder med blant annet dypt vann eller basaltlag. Det kan være områder med dype, kostbare og kompliserte brønner, mørketid, tøffe klimatiske forhold, eller med teknologisk særlig krevende operasjoner. I slike områder kreves det ofte at selskapene har kompetanse og erfaring samt store ressurser å trekke på. Å kunne tilby attraktivt leteareal er viktig for å opprettholde interesse for norsk sokkel fra de større aktørene.

3.4.2 Flere selskaper opererer felt

Det har de siste fem årene vært en betydelig økning i antall operatører for felt på norsk sokkel. Antall operatører har nær doblet seg siden 2009 fra 8 til 15 selskaper, jf. figur 3.8. Hovedvekten av økningen har vært for de mellomstore og de vertikalt integrerte europeiske selskapene. Nye operatører for felt er: Det norske oljeselskap, Lundin, ENI, Wintershall, DONG, Centrica og BG Norge. Det er i tillegg flere nye operatører for funn som er i planleggingsfasen og som planlegger utbygging de nærmeste årene, blant annet Premier Oil og DEA.

Figur 3.8 Operatørskap for felt i drift 2000–2014

Kilde: Oljedirektoratet

Det krever større og andre ressurser for selskaper som skal bygge ut felt enn hva som forutsettes av et selskap som kun er aktivt innenfor letevirksomhet. Dette gjelder særlig for operatøren – men også for øvrige rettighetshavere. En del selskaper har spesialisert seg på leting og har ikke ambisjoner om å delta i utbygging og drift. Det er en viktig årsak til at antall aktører som er aktive innen leting er større enn antallet som også driver med utbygging og drift. I tillegg tar det tid fra et selskap etablerer seg i en ny provins, starter leting, og gjør funn som så skal bygges ut og settes i produksjon.

Utbygging av olje og gassfelt er store, kompliserte prosjekter. Utvinning av olje- og gassfelt på en optimal måte krever bred kompetanse og erfaring. Dette gjør også at det er repetisjons- og stordriftsfordeler ved slik aktivitet. Også når det gjelder logistikk og ved støttefunksjoner er det stordriftsfordeler ved å operere flere felt. Det er enklere å opprettholde prosjektkompetanse for selskaper med operatøransvar for en større portefølje av innretninger og felt/funn. En struktur med en viss bredde i operatørskap – som eksempelvis Statoil og ConocoPhillips har på sokkelen, legger til rette for å utnytte denne type fordeler. Erfaringen fra norsk sokkel de senere årene viser også at operatører som gjør få utbyggingsprosjekter har vært overrepresentert når det gjelder kostnadsoverskridelser og forsinkelser.

Som et resultat av det økte mangfoldet i letevirksomheten har fått de senere årene, har flere selskaper tatt steget inn i utbyggings- og driftsfasen. Et mangfold av rettighetshavere innen utbygging og drift er positivt for å sikre dynamikk og gode beslutninger. Det betinger at øvrige rettighetshavere deltar aktivt gjennom å etterse og utfordre operatørens vurderinger slik at beslutningene som tas er velfunderte. Ved at flere aktører har en viss størrelse og bemanning som følge av operatørskap også for produserende felt, styrkes også selskapenes evne til å oppfylle sine plikter som rettighetshaver i andre utvinningstillatelser på norsk sokkel.

3.5 Investeringsnivået – lavere, men fortsatt høyt

Petroleumsindustrien er en syklisk bransje. Helt siden oppstarten av virksomheten har vi vært igjennom svingninger i oljepris og aktivitet. Investeringene har ikke vokst jevnt, og i enkeltår har det vært et betydelig fall i investeringsnivået. Senest i 2000 falt investeringene i petroleumsnæringen, inkludert rørtransport, med 22 pst., målt i faste priser. Utbygging og drift av en etter hvert omfattende infrastruktur med innretninger, rør og landanlegg, krever betydelige økonomiske ressurser. Basert på tall fra Oljedirektoratet var de samlede kostnadene, inklusive investeringer, driftskostnader og letekostnader, om lag 292 mrd. kroner i 2014, jf. figur 3.9. Av dette var i underkant av 60 pst. investeringer, mens driftskostnader utgjorde i overkant av 20 pst. Det resterende beløpet er knyttet til letevirksomhet, samt øvrige kostnader.

Figur 3.9 Historisk utvikling (2009–2013) og prognose (2014–2019) for samlede kostnader i norsk petroleumsnæring

Kilde: Oljedirektoratet

De siste årene har det pågått mer enn ti selvstendige utbygginger mer eller mindre samtidig på norsk sokkel. Det er helt unikt i vår oljehistorie. Dette skyldes kombinasjonen av utbygging av nye funn som ble gjort, og at høyere olje- og gasspriser gjorde utvikling av flere eldre funn kommersielt interessant. En rekke selvstendige utbygginger ble derfor besluttet i løpet av få år. Mange av disse utbyggingsprosjektene er nå i sluttfasen eller er satt i produksjon. At denne bølgen av utbygginger er over toppen, bidrar til at investeringene vil falle framover. Samtidig har det økende kostnadsnivået, sammen med oljeprisfallet, bidratt til at planlagte prosjekter utsettes eller blir lagt til side. Dette gjør at investeringene på kort sikt faller mer enn hva som tidligere var forventet.

I 2014 var investeringene på om lag 170 mrd. kr, jf. figur 3.10. For inneværende år tilsier anslagene til Oljedirektoratet en nedgang i investeringene (leting, nedstengning og disponering ikke medregnet) på om lag 15 pst. Den sterke veksten i oljeinvesteringene siden årtusenskiftet, med unntak av 2010, stopper således opp.

Figur 3.10 Investeringer – historisk (2005–2013) og framover (2014–2019)

Kilde: Oljedirektoratet.

Investeringsnivået for 2015 er fortsatt høyt i et historisk perspektiv. Sammenlignet med investeringer fire år tilbake i tid, er anslaget for 2015 om lag 20 mrd. kroner høyere. Utbyggingen av første byggetrinn for Sverdrup-feltet bidrar til å dempe fallet i investeringene. Første byggetrinn av Sverdrup utgjør alene nærmere 120 milliarder kroner i investeringer. Det er betydelig usikkerhet knyttet til investeringsnivået etter 2015, blant annet vil utviklingen i oljeprisen være viktig. De siste anslagene fra Oljedirektoratet tilsier at investeringene vil øke noe igjen fra og med 2018.[6]

3.6 Utfordringer og muligheter for leverandørindustrien

Petroleumsvirksomheten på norsk kontinentalsokkel har generert en betydelig etterspørsel etter teknologi og kompetanse over fire tiår. De fleste av de store utbyggingsprosjektene på sokkelen har hatt teknologiske utfordringer som måtte løses, før feltene kunne bygges ut på en lønnsom måte. Norsk sokkel har vært et teknologisk laboratorium som har lagt grunnlaget for utviklingen av en høykompetent og internasjonalt konkurransedyktig industri. Innenfor områdene seismikk, boreteknologi, undervannsproduksjonssystemer og maritime tjenester, er norsk industri verdensledende.

Over tid har sterke og internasjonalt konkurransedyktige selskaper som leverer teknologi og tjenester til petroleumsvirksomhet, etablert seg over store deler av landet. Industrien ble i stor grad bygget opp på basis av kunnskap, kompetanse og produksjonsfasiliteter fra allerede eksisterende næringer. Mange selskap ble etablert i tilknytning til datidens viktigste miljøer langs aksen Oslo – Kongsberg og langs kysten fra Østfold til Trøndelag der rederier, skipsverft og maritime utstyrsleverandører fantes. Gitt nærheten til Nordsjøen, ble Stavanger- og etter hvert Bergensregionen særlig viktig for feltene i drift.

Rogaland er i dag sentrum for olje- og gassnæringen med vel 30 pst. av sektorens samlede sysselsetting. Industrien i Rogaland er et speilbilde av norsk leverandørindustri og er representert med kompetanse innenfor alle fagområder. Over tid har det bygget seg opp sterke fagmiljøer rundt om i landet med spesialkompetanse innen undervannsteknologi (Konsberg/Asker), boreteknologi (Agder), maritim teknologi (Møre) og undervannsvedlikehold (Bergen). Disse miljøene har fått status som enten Global- eller Norwegian Centres of expertise.

Ifølge beregninger var det i 2012 nær 28.000 sysselsatte i oljeselskap og rundt 126.000 sysselsatte i den petroleumsrettede leverandørindustrien[7] . Dersom etterspørselsvirkningene den samlede petroleumsvirksomheten har på andre deler av økonomien inkluderes, er tallet på sysselsatte anslått til rundt 240.000[8] . Det utgjorde 8,7 pst. av den samlede sysselsettingen i Norge i 2014. 416 av 428 kommuner i Norge har sysselsatte i petroleumsnæringene.

Å utvikle næringsvirksomhet med basis i olje og gass, har vært en målsetting siden petroleumsvirksomheten startet på norsk sokkel. Den petroleumsrelaterte leverandørindustrien har siden den gang utviklet seg til en høykompetent og internasjonalt konkurransedyktig industri som i dag er Norges nest største næring målt i omsetning etter salg av olje og gass. Av leverandørindustriens totalomsetning på 524 milliarder kroner i 2013, kom rundt 40 pst.[9] fra internasjonale markeder.

3.6.1 En krevende periode

Norsk leverandørindustri har vært gjennom en sterk vekstperiode, men også en periode der norske offshoreverft tapte anbudskonkurransen om flere store nybyggingskontrakter til norsk sokkel. I perioden 2002–2013 har industrien opplevd en gjennomsnittlig vekst på 14 pst. per år.[10] Mer enn 30 000 nye arbeidsplasser er skapt over en femårsperiode. Samtidig har kostnadsnivået i leverandørindustrien økt. Siste års kostnadsutvikling og det nylige fallet i oljeprisene, har ført til utfordringer både for oljeselskaper og bedrifter i leverandørindustrien.

Leverandørnæringen består av mange ulike bedrifter som leverer ulike varer og tjenester knyttet til leting, utbygging og drift. De viktigste segmentene for den norskbaserte leverandørindustrien er boring og brønntjenester, vedlikehold/modifikasjoner, nybygg og utstyr til slike, undervannsutstyr og seismikk. I tillegg kommer tilknyttet maritim virksomhet. Investeringskuttene hos oljeselskapene er ikke et særnorsk fenomen, hvilket gjør at også den delen av leverandørindustrien som i hovedsak leverer til andre land, rammes.

Hvor lang tid det tar før ulike selskaper blir påvirket av oljeprisfallet, varierer blant annet etter hvilke segmenter de betjener. Seismikkvirksomheten, som er drevet av leteaktiviteten, påvirkes raskest. Boring og brønn, samt vedlikehold og modifikasjoner, merker også effektene raskt. Segmenter som drives mer av feltutvikling, som nybygg/utstyr til slike og undervannsanlegg, har et tidsetterslep ved at pågående utbygginger ikke stanses. Utviklingen av oljeprisen framover vil være viktig for hvor store konsekvensene blir over tid.

Det er følgelig først og fremst selskaper som leier ut personell og utstyr, samt innenfor markedssegmentene vedlikehold og modifikasjoner og leting og boring, som hittil har vært hardest rammet av nedgangen i aktiviteten. I vedlikeholds- og modifikasjonsmarkedet falt aktiviteten med mer enn en tredjedel fra første til annet halvår i 2014. Situasjonen er også krevende for tilknyttet maritim virksomhet. Borerigger tatt ut av virksomhet og lavere etterspørsel globalt, har gitt overskudd på ulike fartøytyper. I flere av disse segmentene er norske aktører store. En del bedrifter har større ordrereserve, og effekten for disse vil blant annet være avhengig av hvor langvarig situasjonen med investeringskutt og prosjektutsettelse blir. Faren i alle ledd er at kapasitet og kunnskap, som er avgjørende for å dekke den langsiktige etterspørselen i forbindelse med utbygging av olje- og gassfelt, forvitrer som følge nedbemanninger i bedriftene.

3.6.2 Forretningsmulighetene på norsk sokkel framover

Utviklingen i investeringer og driftskostnader på norsk sokkel har betydning for forretningsmulighetene for leverandørindustrien. Da reduksjonen i oljeselskapenes ressursbruk på sokkelen er en del av en internasjonal trend, kan ikke de norskbaserte leverandørene i denne situasjonen lett erstatte færre muligheter på norsk sokkel med forretningsmuligheter andre steder i verden. En del bedrifter kan imidlertid vri virksomheten over mot andre kundegrupper utenfor olje- og gassvirksomheten.

Forventede framtidige investeringer på norsk sokkel kan deles i ulike segmenter. De store komponentene er nye innretninger, boring/brønn, modifikasjoner og rør, jf. figur 3.11. Det er ventet reduksjoner innenfor samtlige kategorier fra 2014 til 2015. Investeringene vil likevel forbli høye i et historisk perspektiv.

Situasjonen for mange bedrifter hadde vært mer krevende uten utbyggingen av Sverdrup-feltet. Denne utbyggingen vil kreve store vare- og tjenesteleveranser og vil bidra til betydelig verdiskaping og sysselsettingseffekter også i leverandørindustrien. Nasjonalt er første utbyggingsfase beregnet til å skape 51 000 årsverk, hvorav ca. 22 000 årsverk i norske leverandørbedrifter og 12 000 i deres norske underleverandørbedrifter.[11] Flere kontrakter er allerede tildelt, blant annet store kontrakter til Aker Solutions, Kværner og Aibel. Nærmere omtale av Sverdrup-utbyggingen finnes i egen del av denne proposisjonen.

Figur 3.11 Historiske investeringer (2009–2013) og prognoser (2014–2019) fordelt på ulike kategorier

Kilde: Oljedirektoratet

Kostnader knyttet til vedlikehold av plattformer og brønner, samt utgifter til daglig drift av innretninger, utgjør hovedstørrelsene i driftskostnadene på norsk sokkel, og står for om lag 20 pst. av samlet etterspørsel fra petroleumsnæringen. Ved utgangen av 2014 var det 78 felt i produksjon og samlede driftskostnader utgjorde rundt 67 mrd. kroner ifølge Oljedirektoratet. Flere prosjekter under utbygging ventes å komme i produksjon de nærmeste årene. Sammen med allerede produserende felt bidrar disse til å holde aktiviteten knyttet til drift av feltene, inklusive etterspørselen etter varer og tjenester til feltene, oppe i årene framover, jf. figur 3.12. Samtidig er det viktig at nye tiltak for økt utvinning gjennomføres på feltene. Denne etterspørselen vil også framover kunne gi grunnlag for mange arbeidsplasser på fastlandet.

Figur 3.12 Prognose for driftskostnader (2014 –2019)

Kilde: Oljedirektoratet

Effektiviseringstiltak og sterkere konkurranse blant leverandørene vil også i noen grad bidra til et lavere investeringsnivå framover. Allerede før fallet i oljeprisen, igangsatte aktørene i næringen tiltak for å øke effektiviteten. Tiltakene ventes å få en tiltakende virkning, slik at samme aktivitet kan gjennomføres til lavere kostnader og mindre ressursbruk. På lengre sikt vil mer effektiv leting, utbygging og drift bidra til økt aktivitet og høyere verdiskaping ved at mer av ressursene blir lønnsomme å utvinne.

Selv om etterspørselen fra petroleumsvirksomheten rettet mot fastlandet ikke vil fortsette å øke, men snarere reduseres de nærmeste årene, vil den fortsatt være på et nivå som er høyt historisk sett. Det vil kreve stor innsats å drive og videreutvikle eksisterende felt, samt lete etter og bygge ut funn på norsk sokkel framover. Dette gir fortsatt store forretningsmuligheter for norskbaserte leverandører også i årene som kommer.

3.6.3 En spydspiss innenfor kompetanse og innovasjon

Den offentlige satsingen på petroleumsforskning har vært viktig for å bygge opp sterke kompetansemiljøer i Norge og utvikle kunnskap og nye tekniske løsninger. Oljeselskap, leverandørindustri og forsknings- og utdanningsinstitusjoner har i fellesskap funnet løsninger på krevende utfordringer på sokkelen. Gunstige rammebetingelser for forskning og teknologiutvikling har vært en viktig forutsetning og gjort det mulig for norske selskaper å bevege seg oppover i verdikjeden.

I dag er norskbasert leverandørindustri verdensledende innenfor undervannsproduksjonsutstyr. Også innenfor boreutstyr har norske leverandører en stor andel av verdensmarkedet. Disse leverandørsegmentene genererer store leveranser fra underleverandører lokalt og regionalt.

Innovasjon og teknologiutvikling i leverandørindustrien har ikke bare blitt benyttet på norsk sokkel og i verden for øvrig, men er også viktig innenfor andre næringer som fornybar energi, romfart og helse, se boks 3.1. Den teknologiske kompetansen som den norske petroleumsklyngen besitter, er relevant og viktig for annen næringsvirksomhet, for eksempel offshore vindkraft (understell, forankringer, installasjon), energi fra havet og CO₂-håndtering. Det samme gjelder for ulike maritime aktiviteter. FoU i petroleumssektoren vektlegger ikke bare økt produksjon, men også miljøvennlig, energieffektiv og sikker produksjon. Her ligger norsk forskning og teknologiutvikling i forkant internasjonalt.

Boks 3.1 Teknologioverføringer fra olje- og gassektoren til andre næringer

Det er flere likhetstrekk mellom olje- og romfartsindustrien, for eksempel at utstyr må utvikles for å kunne brukes på utilgjengelige steder under til dels ekstreme forhold. Det innebærer at feil under bruk ikke kan tillates. I begge bransjene er det behov for fjernstyrte eller autonome roboter. I 2012 åpnet den internasjonale organisasjonen Mars Institute en avdeling i Norge for å ta i bruk boreerfaringen fra norsk sokkel til å utvikle boreteknologi som kan brukes på Mars til å lete etter vann under overflaten.

Det å utplassere vindmøller på vann er krevende og kostbart. Å gjøre dette på en så billig, sikker og kontrollert måte som mulig, er derfor viktig. Oljeindustrien har lang erfaring med utbygginger til havs. Teknologi og kunnskap fra petroleumssektoren har aktivt blitt brukt i arbeid med utplassering av vindmøller på vann.

På borerigger overvåker et system hvor mye borevæske som pumpes rundt, trykket i hullet, med mer. Denne informasjonen samles inn kontinuerlig, og sammenliknes med en database som inneholder tidligere hendelser. Databasen inneholder informasjon om symptomer og etterfølgende hendelser. Den kontinuerlige innsamlingen av data gjør det således mulig å kjenne igjen utvikling av symptomer og hvilke konsekvenser dette har ledet til tidligere. I dag brukes dette systemet også innenfor helse. Her samler systemet inn sensordata fra pasientene, overvåker symptomer, og sammenlikner symptomene med tidligere hendelser. Dette skjer under pasientovervåkning før og etter operasjon.

4 Rike muligheter til å skape store verdier

Petroleumsressursene er statens eiendom. Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje- og gassressursene i et langsiktig perspektiv. Dette overordnede målet er også nedfelt i petroleumsloven.

En hovedoppgave for myndighetene er å etablere og vedlikeholde et rammeverk for virksomheten som gjør at det er i oljeselskapenes egeninteresse å utnytte olje- og gassressursene på en måte som også er best for samfunnet. Dette er viktig for å oppnå en god forvaltning av petroleumsressursene, og avgjørende for å nå hovedmålet i petroleumspolitikken. God ressursforvaltning vil sikre høyest mulig verdiskaping for samfunnet, og legge til rette for at det norske folk sikres store verdier gjennom skattesystemet og SDØE.

Det er store gjenværende ressurser i eksisterende felt. Flere felt er under utbygging, og utbyggingen av det gigantiske Sverdrup-feltet er nærmere behandlet i denne meldingens del 2. Det er 91 funn på sokkelen, hovedsakelig små, som kan bygges ut i årene som kommer. Enkelte av disse funnene venter på ledig kapasitet i infrastrukturen for å kunne bygges ut. For å opprettholde produksjon og verdiskaping på lang sikt, er det også viktig at det regelmessig gjøres nye, store funn. For videre aktivitet i de mest etablerte produksjonsområdene på sokkelen er det viktig at det kontinuerlig påvises mer lønnsomme ressurser.

Kostnadsnivået har økt kraftig de siste årene. Det er viktig for framtidig verdiskaping at selskapene finner løsninger for billigere og mer effektiv leting, utbygging og drift på norsk sokkel. Standardisering og forenkling er viktige tiltak. Større effektivitets- og produktivitetsforbedringer krever ofte nytenkning. Det å utvikle nye, mer effektive teknologiske løsninger er derfor like viktig som tidligere. Det samme gjelder nytenking rundt effektive kommersielle løsninger.

Også myndighetene vil bidra til bedre ressursforvaltning og høyere verdiskaping, blant annet gjennom sterkere oppmerksomhet på kost/nytte-analyser i tilknytning til myndighetstiltak.

Dette er temaer som blir nærmere drøftet i dette kapittelet.

4.1 Et effektivt og moderne rammeverk

I dette avsnittet gis det en omtale av rammeverket, med hovedoppmerksomhet rettet mot god ressursforvaltning, ivaretakelse av hensynene til helse, miljø og sikkerhet, samt ivaretakelse av klimahensyn.

4.1.1 God ressursforvaltning

For å oppnå lønnsom produksjon på sokkelen i et langsiktig perspektiv, er det viktig at olje- og gasspolitikken baseres på en kunnskapsbasert, helhetlig tenkning og tilnærming. Forsvarlig forvaltning av ressursene står i sentrum. En slik tilnærming vil legge et godt grunnlag for langsiktig verdiskaping og høye inntekter til staten, samtidig som hensynet til helse, miljø og sikkerhet (HMS) og andre næringer blir ivaretatt. Med lønnsom aktivitet vil det følge velferd og sysselsetting.

En forutsetning for å skape størst mulig verdier fra petroleumsressursene er at rammeverket gjør at oljeselskapene, som driver den daglige leting, utbygging og drift, har en egeninteresse av å fatte de beslutningene som maksimerer verdiskapingen fra norsk sokkel. En hovedoppgave for myndighetene er derfor å sørge for at rammeverket virker på denne måten.

Forvaltningen av petroleumssektoren bygger på de samme hovedprinsippene som forvaltningen av annen næringsvirksomhet i Norge. I rammeverket for petroleumsvirksomheten er det en klar rolle- og ansvarsfordeling mellom myndighetene og næringen. Staten har samtidig valgt å sikre seg sterkere styringshjemler overfor petroleumsvirksomheten enn overfor annen næringsvirksomhet på fastlandet fordi staten eier ressursene og fordi det er store økonomiske verdier knyttet til disse. Myndighetene styrer gjennom rammer, som blant annet består av lover, forskrifter og konsesjoner, som gir rettighetshaverne på norsk sokkel rettigheter og plikter. For å oppnå god ressursforvaltning er det viktig at selskapene, innenfor rammeverket myndighetene setter, har økonomiske insentiver til å skape størst mulig verdier av ressursene.

Petroleumspolitikken er utformet slik at den gjør det interessant for selskapene å utnytte de samfunnsøkonomisk lønnsomme forretningsmulighetene som finnes innenfor norsk petroleumsvirksomhet. Petroleumsvirksomheten er kapitalintensiv og langsiktig, og det er derfor viktig at rammene for virksomheten er helhetlige, klare, forutsigbare og stabile over tid.

Gjennom konsesjonsrundene tildeles utvinningstillatelser til kvalifiserte oljeselskaper. Utvinningstillatelsen medfører en rett til å utforske og senere produsere eventuelle ressurser i et gitt geografisk område. Hver utvinningstillatelse blir tildelt etter en grundig prosess. Selskapene som får tildeling påtar seg et fastsatt arbeidsprogram som de har en plikt til å gjennomføre. Arbeidsprogrammet er utformet med milepæler. Ved disse milepælene kan aktørene selv foreta en lønnsomhetsvurdering av hvorvidt de ønsker å gå videre i arbeidsprogrammet eller levere tilbake utvinningstillatelsen til staten.

Det er aktørene i næringen som har mest kunnskap, kompetanse og informasjon om muligheter og utfordringer i sine leteområder, funn og felt. Det er derfor oljeselskapene som forestår den daglige operasjonelle aktiviteten. Det påligger alle selskapene som deltar i et interessentskap et ansvar for at aktiviteten utføres på en god måte. Dette gjelder ikke bare den utpekte operatøren, men også de øvrige rettighetshaverne.

Det er selskapene som har ansvaret for å planlegge og gjennomføre nye utbygginger. Myndighetene følger tett opp nye utbyggingsprosjekter og viktige prosjekter på felt i drift gjennom planfasen fram mot investeringsbeslutninger og innlevering av plan for utbygging og drift (PUD)/plan for anlegg og drift (PAD) for å godtgjøre at det er blitt tatt hensyn til god ressursforvaltning. Både PUD og PAD krever godkjennelse av departementet.

Oljedirektoratet spiller en sentral rolle i forvaltningen av olje- og gassressursene. Direktoratet er en aktiv pådriver overfor selskapene for å få realisert mest mulig av ressurspotensialet på sokkelen og dermed skape størst mulig verdier for samfunnet. Direktoratet følger opp at selskapene legger vekt på langsiktige løsninger, oppsidemuligheter, samdrifts- og stordriftsfordeler og at ressurser ikke går tapt. Det er viktig at Oljedirektoratet har tilstrekkelig kapasitet og kompetanse til å følge opp at aktuelle tiltak for økt utvinning utredes av rettighetshaverne, og at det legges til grunn et langsiktig perspektiv i beslutningene.

Departementet har foretatt en vurdering av virkemidlene for den direkte oppfølgingen av næringen, og mener at disse er tilpasset dagens behov for oppfølging av felt i drift. Departementet foreslår derfor ingen endring av disse virkemidlene i regelverket, men vil framover fortsatt vektlegge å bruke virkemidlene på en god måte.

Det har over tid vært bred politisk enighet om hovedlinjene i petroleumspolitikken, noe som har bidratt til stabilitet og forutsigbarhet. Det norske rammeverket har vist seg å være robust over tid, herunder ved justeringer når omstendighetene har gjort det hensiktsmessig. Systemet har gitt selskapene stabilitet og forutsigbarhet, noe som er en styrke for norsk sokkels konkurransekraft sammenliknet med andre petroleumsprovinser. Myndighetene forventer at rettighetshaverne driver feltene mest mulig effektivt og gjennomfører alle samfunnsøkonomisk lønnsomme investeringer og alle andre lønnsomme tiltak.

4.1.2 Kontinuerlig innsats innenfor helse, miljø og sikkerhet

Ivaretakelse av helse, miljø og sikkerhet (HMS) og hensynet til andre næringer har fra starten vært en integrert del av forvaltningen av petroleumsvirksomheten. Forvaltningsansvaret for petroleumssektoren er fordelt på flere departementer og direktorater. Det er de siste tiårene utviklet et omfattende virkemiddelapparat som ivaretar HMS og hensynet til andre næringer i alle faser av virksomheten – fra åpning av nye områder, via tildelinger av konsesjoner, leting, utbygging og drift og fram til avslutningen av et felt.

Som følge av dette virkemiddelapparatet er operatørene på norsk sokkel blant de fremste i verden når det gjelder å ivareta HMS og hensynet til andre næringer. Et samlet Storting har tidligere stilt seg bak Norges ambisjon om å være verdensledende på HMS i petroleumssektoren. Ambisjonen har vært et viktig signal til petroleumsnæringen om at den i det daglige arbeidet skal strekke seg langt for bli enda bedre. Regjeringen viderefører denne ambisjonen.

HMS-regelverket for petroleumsvirksomheten til havs er fastsatt i medhold av petroleumsloven, arbeidsmiljøloven, forurensningsloven og helselovene. Det er utarbeidet et helhetlig og samordnet regelverk som håndheves av Petroleumstilsynet, Miljødirektoratet og helsemyndighetene i felleskap.

HMS-regelverket er i stor grad utformet som funksjonskrav. På sikkerhet og arbeidsmiljø er det i stor grad henvisning til nasjonale og internasjonale standarder og normer. Etterlevelse av funksjonskrav innebærer at den ansvarlige aktør fastlegger hvordan kravet konkret skal møtes, vurdert ut fra de spesifikke forholdene som knytter seg til den enkelte aktiviteten. Hvor krevende HMS-forskriftene er å oppfylle vil være avhengig av risikoforholdene i hver enkelt virksomhet. Her vil blant annet områdets geografiske, klimatiske og miljømessige forhold påvirke det totale risikobildet og derigjennom kravene til forebyggende og konsekvensreduserende tiltak.

Regelverket regulerer ansvarsforholdene når det gjelder ivaretakelse av helse, miljø og sikkerhet på norsk sokkel. Rettighetshavere er ansvarlige og er ilagt et påse-ansvar i de utvinningstillatelsene de er tildelt. Operatøren har det direkte ansvaret på vegne av eierne, og er pliktig til å påse at alle som utfører arbeid for seg, enten personlig, ved ansatte, ved entreprenører eller underentreprenører, etterlever krav som er gitt i helse-, miljø- og sikkerhetslovgivningen.

Regelverket stiller også krav til at det skal gjennomføres risikoanalyser, og at det skal etableres prosesser for å redusere risikoen innenfor helse, miljø og sikkerhet så langt det er praktisk mulig. Kravene til risikoreduksjon må også ses i sammenheng med at regelverket stiller krav til en kontinuerlig forbedring innen helse, miljø og sikkerhet. For å nå denne målsetningen må næringen fortløpende styrke sin kunnskap om risiko, utvikle ny teknologi og oppdatere aktuelle industristandarder og prosedyrer, mens myndighetene på sin side må vurdere behovet for nye regelverkskrav og endret tilsynsinnsats.

Det foregår en utstrakt overvåkning av risikonivået knyttet til uønskede hendelser i norsk petroleumsvirksomhet i et utvidet samarbeid mellom Petroleumstilsynet, næringen, partene og forskningsmiljøer. Dette er organisert gjennom prosjektet Risikonivå norsk petroleumsvirksomhet (RNNP), hvor man blant annet har utviklet et trendmålingsverktøy som måler utvikling av risiko over tid for en rekke forhåndsdefinerte fare- og ulykkessituasjoner. I årlige rapporter publiseres utvikling innenfor utvalgte indikatorer samtidig som sentrale forutsetninger for å måle effekten av forebyggende innsats og prioritere satsningsområder blir fulgt opp. Det er også utviklet et særskilt verktøy for å måle utviklingen i risiko for akutte utslipp. Siden RNNP ble utviklet i 2000 kan det spores en vedvarende positiv trend i form av redusert risiko bransjen sett under ett.

Operatørene skal årlig rapportere resultater fra pålagt miljøovervåking og opplysninger om utslipp til sjø, luft og grunn samt avfallshåndtering. Dette gir godt grunnlag for å følge trender i utslipp og mulig miljøpåvirkning. Utslippene følger i stor grad aktivitetsnivået og påvirkes også av hvilken fase aktivitetene er inne i.

4.1.3 Sterke incentiver til å redusere klimagassutslipp

For å begrense klimagassutslippene fra petroleumssektoren har det i flere tiår vært brukt sterke virkemidler. Myndighetene begrenser utslippene av klimagasser fra sektoren gjennom kvoter, avgifter og andre tiltak. Innenfor disse rammene er det opp til selskapene å lete etter, bygge ut og utvinne de ressursene som er lønnsomme. Ulønnsomme ressurser vil bli liggende igjen i bakken. Myndighetenes rolle er ikke å ta forretningsmessige beslutninger innen leting, utbygging og drift, men å sette rammer for de samlede utslippene i samfunnet som er forsvarlige i et klimaperspektiv.

Virkemidlene overfor næringen har resultert i at det er gjennomført omfattende tiltak som direkte eller indirekte har gitt lavere utslipp av klimagasser. Avbrenning av overskuddsgass har aldri vært tillatt på norsk sokkel, og fakling er kun tillatt av sikkerhetsmessige grunner. Petroleumssektoren har siden 1991 også stått overfor sterke økonomiske virkemidler, herunder CO₂-avgift og etter hvert EUs kvotesystem.

Utnyttelse av stordriftsfordeler som også legger til rette for energieffektiv drift, har alltid vært et viktig hensyn for aktiviteten på sokkelen. Nye utbygginger baserer seg på best tilgjengelig teknologi, også energieffektivitetsmessig. Nye og mer energieffektive løsninger er utviklet og tatt i bruk på norsk sokkel gjennom de siste tiårene. Kunnskap og kompetanse i petroleumssektoren brukes aktivt for å utvikle teknologi og finne løsninger som begrenser utslipp av klimagasser.

Kombinasjonen av både CO₂-avgift og kvoteplikt betyr at sektoren står overfor en høy pris på utslipp, noe som gir næringen en sterk egeninteresse i å begrense sine CO₂-utslipp. CO₂-avgiften ble økt til om lag 400 kroner per tonn som følge av klimaforliket (Innst. 390 S (2011–2012)).[12] Prisen på/kostnaden ved klimagassutslipp på sokkelen er, med dagens kvotepris og avgiftssats, om lag 490 kroner per tonn CO₂. Prisingen av utslipp har gitt store resultater i form av reduserte utslipp fra norsk sokkel, anslått til 5 mill. tonn CO₂-ekvivalenter årlig. De tre eneste CO₂-håndteringsprosjektene i Europa: Sleipner, Gudrun og Snøhvit, finner alle sted på norsk sokkel.

Aktiviteten på norsk sokkel står overfor de sterkeste klimavirkemidlene i verden. Det gjør at norsk olje og gass utvinnes med relativt sett lave klimagassutslipp, og at de mest CO₂-intensive ressursene blir liggende i bakken. Fra enkelte hold har det vært argumentert for at man i stedet for å sette slike rammer, heller bør stenge ned deler av produksjonen på norsk sokkel som et klimatiltak. En slik tilnærming vil bare føre til at olje og gass utvinnes andre steder. Det vinner ikke klimaet på, og det vil være skadelig for Norge.

Energiforsyningsløsningen til en petroleumsinstallasjon blir også behandlet i forbindelse med myndighetenes godkjenning av en utbygging. Dette skjer både i prosessen med konsekvensutredning og i den etterfølgende behandlingen av utbyggingsplanen. Siden 1997 har det vært et krav at det ved alle nye feltutbygginger på norsk sokkel skal legges fram en oversikt over energimengde og kostnader ved å benytte kraft fra land framfor å bruke gassturbiner. Dette for å sikre at kraft fra land blir valgt når det er hensiktsmessig. En løsning med kraft fra land forutsetter at det er sikret utbygging av tilstrekkelig ny kraft eller at det framføres tilstrekkelig nytt nett slik at det ikke oppstår regionale ubalanser på utbyggingstidspunktet. Samtidig må naturmangfoldet og hensynet til tiltakskostnadene ivaretas.

De teknologiske og økonomiske konsekvensene av en kraft-fra-land-løsning varierer sterkt fra utbygging til utbygging. Kraft fra land krever store investeringer og vil som oftest kun være realistisk ved enkelte større, selvstendige utbygginger eller større ombygginger av store felt. Kraft fra land til eksisterende innretninger generelt er svært kostbart. Gitt variasjonen i konsekvenser, er det avgjørende å ta stilling til spørsmålet om bruk av kraft fra land ved behandlingen av den enkelte utbygging.

Regjeringens langsiktige mål er at Norge skal bli et lavutslippssamfunn i 2050. En ambisiøs politikk nasjonalt må bidra til å redusere utslippene globalt. Dette innebærer blant annet at det må tas hensyn til konsekvensene av kvotesystemet (EU Emissions Trading Scheme). I Meld. St. 13 (2014–2015) Ny utslippsforpliktelse for 2030 – en felles løsning med EU, har regjeringen presentert sitt forslag til ny, internasjonal klimaforpliktelse. Norge vil søke å inngå en avtale med EU om felles oppfyllelse av vår forpliktelse. Dette vil innebære at Norge i kvotepliktig sektor vil bidra til gjennomføring av utslippsreduksjoner på 43 pst. sammenliknet med 2005 innenfor EUs kvotesystem. Kvotepliktig sektor i Norge, herunder petroleumssektoren, vil oppfylle forpliktelsen sammen med bedrifter i EU-land.

Både petroleumssektoren og elektrisitetssektoren er underlagt kvoteplikt i EUs kvotesystem. Utslippsreduksjonene vil finne sted i sektorer og land hvor kostnadene ved å redusere utslippene er lavest. Utslippseffekten gis av nivået på kvotetaket på europeisk nivå, uavhengig av hvor utslippene finner sted. Det prinsipielle grunnlaget for et kvotesystem er at de samlede utslippene er bestemt i kvoteperioden. Det betyr at reduserte utslipp et sted innenfor systemet motsvares av økte utslipp et annet sted. I et slikt system er derfor den eneste direkte måten å redusere utslppene på å redusere antallet kvoter.

4.2 Videreutvikling av eksisterende felt

Figur 4.1 Ressurser i felt

Kilde: Oljedirektoratet

4.2.1 Et økende antall felt i produksjon

Det har de siste årene vært et svært høyt aktivitetsnivå i petroleumsvirksomheten. Det er i dag 81 felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel, mens det i 2011 var 69 felt i produksjon. Fem felt har avsluttet produksjonen siden 2011, mens 17 nye felt er blitt satt i produksjon, jf. tabell 4.1. Det er også gjennomført en rekke større og mindre verdiskapende tiltak på felt i drift. De største tiltakene er Valhall videreutvikling, Ekofisk sør og Eldfisk II.

Tabell 4.1 Felt på norsk sokkel som har startet produksjonen og felt som har avsluttet produksjonen siden 2011

Årstall

Nye felt i produksjon

Felt med avsluttet produksjon

2011¹

Heimdal

2012

Atla, Gaupe, Islay, Marulk, Oselvar, Visund Sør

2013

Hyme, Jette, Skarv, Skuld

Glitne, Yttergryta

2014

Brynhild, Fram H-Nord, Gudrun, Svalin

Huldra, Murchison

2015

Valemon, Bøyla, Knarr

¹ Etter at Meld. St. 28 (2010–2011) ble lagt fram for Stortinget.

Kilde: Oljedirektoratet

Departementet har siden 2011 godkjent 23 nye planer for utbygging og drift: ti i 2011, sju i 2012, fire i 2013, én i 2014 og én i 2015, jf. tabell 4.2. Av disse er sju selvstendige utbygginger: Grieg, Aasen, Krog, Linge, Hansteen, Knarr og Valemon og tre er større videreutviklingsprosjekter på Åsgard, Ekofisk Sør og Eldfisk II. Det er 13 mindre utbygginger, hovedsakelig felt bygget ut med undervannsanlegg knyttet opp mot eksisterende felt. Flere av utbyggingsplanene omfatter samlet utbygging av flere funn.

Tabell 4.2 Oversikt over felt hvor plan for utbygging og drift (PUD) er godkjent i perioden 2011 til i dag

Felt

Type utbygging¹

Operatør

Godkjenningsår

Ressurser ved PUD (mill. Sm³ o.e.)

Rutil Gullfaks Rimfaksdalen

Sa

Statoil

2015

11,9

Flyndre²

Sa

Maersk

2014

3,1

Oseberg delta 2

Sa

Statoil

2013

11,5

Aasta Hansteen

S

Statoil

2013

47,4

Ivar Aasen

S

Det Norske

2013

25

Gina Krog

S

Statoil

2013

35,8

Svalin C & M

Sa

Statoil

2012

12,1

Bøyla

Sa

Marathon

2012

3,7

Martin Linge

S

Total

2012

30,1

Edvard Grieg

S

Lundin

2012

29,2

Åsgard undervannskompresjon

V

Statoil

2012

41,3

Jette

Sa

Det Norske

2012

2

Skuld

Sa

Statoil

2012

14,6

Brynhild

Sa

Lundin

2011

3,5

Atla

Sa

Total

2011

1,7

Stjerne

Sa

Statoil

2011

6,9

Vigdis nordøst

Sa

Statoil

2011

10,8

Hyme

Sa

Statoil

2011

4,1

Visund sør

Sa

Statoil

2011

15,6

Ekofisk Sør

V

ConocoPhillips

2011

35,4

Eldfisk II

V

ConocoPhillips

2011

37,1

Knarr

S

BG Norge

2011

9,3

Valemon

S

Statoil

2011

33,6

¹ S – selvstendig utbygging, Sa – satellittutbygginger til eksisterende felt, V – videreutvikling av eksisterende felt

² Norsk andel er 0,5 mill. Sm³o.e.

Kilde: Olje- og energidepartementet

4.2.2 Behov for nye investeringer og tiltak på felt i drift

Når et felt er satt i produksjon, starter arbeidet med å optimalisere produksjonen, utnytte reservoarene optimalt samt påvise og deretter fase inn omkringliggende ressurser på best mulig måte. Det er et stort potensial for økt verdiskaping fra felt i drift. En økning på ett prosentpoeng i utvinningsgraden fra alle oljefeltene i drift tilsvarer en brutto salgsverdi på mer enn 260 mrd. kroner[13] . Det er store ressurser i felt i drift og derfor viktig at lønnsomme ressurser utvinnes. Å produsere disse ressursene vil kreve betydelig innsats og en rekke nye investeringsbeslutninger fra rettighetshaverne i feltene. Verdiskapingen ved å hente ut disse ressursene vil avhenge av kostnadene ved de enkelte prosjektene. Nye investeringer og tiltak utover det som ligger i vedtatte planer er helt nødvendig for å sikre en høy verdiskaping fra felt i drift i årene framover. Det å realisere slike tilleggsressurser vil i mange tilfeller være mer kostnadskrevende enn å utnytte de opprinnelige ressursene på feltene, det vil si de ressursene som var omfattet av opprinnelig plan for utbygging og drift. De minst kostnadskrevende og enklest produserbare ressursene blir hentet opp først.

Rettighetshaverne planlegger kontinuerlig nye tiltak for å øke utvinningen fra felt i drift. Tiltakene spenner fra nye produksjonsbrønner til nye produksjonsplattformer, men felles for alle tiltakene er at de krever at rettighetshaverne tar nye investeringsbeslutninger. Mange prosjekter for økt utvinning er svært lønnsomme og robuste. Andre er det ikke. Det er krevende for rettighetshaverne å få besluttet nye store investeringer i prosjekt for økt utvinning fordi disse, selv om de er lønnsomme, innebærer en stor økonomisk risiko. Situasjonen er særlig krevende i en periode der investeringsbudsjettene i selskapene kuttes.

Tiltak for økt utvinning som ikke gjennomføres innenfor levetiden til en produksjonsinnretning vil mest sannsynlig ikke kunne produseres på en lønnsom måte på et senere tidspunkt. Det er derfor svært viktig at lønnsomme investeringer i økt utvinning på felt i drift gjennomføres innenfor levetiden til dagens infrastruktur. I slike tilfeller kan det haste med beslutninger, noen må gjennomføres i løpet av ett år for å være lønnsomme. Andre prosjekter har noe mer tid.

I dagens situasjon med investeringskutt, lavere oljepris og høyere kostnader er det mer krevende for selskapene å ta nye investeringsbeslutninger for forventet lønnsomme tiltak på felt i drift. Rettighetshaverne på flere felt i drift har i den senere tid utsatt og/eller stanset planlagte investeringsprosjekter. Stans i investeringene på noen felt vil medføre et raskt produksjonsfall og tidligere nedstengning av feltet. Kortsiktig fall i investeringene på grunn av begrenset kapitaltilgang til felt i halefasen kan derfor føre til tapt verdiskaping. Slike prosjekter følges opp spesielt nøye av myndighetene.

Det er på enkeltfelt behov for å gjennomføre større investeringer for å videreutvikle feltet for økt utvinning og forlenget produksjon, se eksempler i boks 4.1. Slike prosjekter kan omfatte store ressursmengder og ha god samfunnsøkonomisk lønnsomhet. På den annen side er produksjonsprofilen fra slike prosjekter ofte mer langstrakt enn profilen ved utbygginger av nye funn, noe som medfører en mer ugunstig inntektsprofil og dermed lavere lønnsomhet. Det er derfor mer krevende å ta en investeringsbeslutning for slike prosjekter selv om de er samfunnsøkonomisk lønnsomme.

Økningen i kostnadsnivået og fallet i oljeprisen medfører at flere felt i halefasen drives med marginal lønnsomhet. På felt i halefasen er det i hovedsak boring av nye brønner som vil bidra til å opprettholde produksjonen og øke oljeutvinningen. Kontinuerlig boring er gjerne nødvendig for å opprettholde lønnsom produksjon. Gjenværende boremål på disse feltene vil ofte være mindre og ligge lengre fra innretningene. De vurderes derfor i mange tilfeller som marginale prosjekter av selskapene. For slike felt er det viktig å få gjennomført nye tiltak slik at lønnsom produksjon kan vedvare.

Undervannsutbygginger knyttet opp mot eksisterende infrastruktur er for mange funn eneste lønnsomme utbyggingsalternativ. Blir felt nedstengt for tidlig, kan det medføre at lønnsomme, men mindre funn ikke bygges ut eller må knyttes til andre innretninger. Hvis selskapene for tidlig stenger eksisterende infrastruktur, kan det derfor påvirke mulighetene for å bygge ut lønnsomme funn i området rundt infrastrukturen.

Boks 4.1 Større videreutviklingsprosjekter på felt i drift

Snorre 2040 – ny innretning

Snorre-feltet i Nordsjøen startet produksjonen i 1992, og har, etter Ekofisk, de største gjenværende oljereservene av felt i produksjon. Hovedutfordringer for Snorre er lav borekapasitet kombinert med et komplisert reservoar. Dagens to plattformer på feltet kan ikke bore opp alle gjenværende boremål. Betydelige oljeressurser vil bli liggende igjen om det ikke bygges en ny innretning på feltet. Rettighetshaverne tok høsten 2013 et konseptvalg som innebærer en ny plattform med borerigg, sentralt plassert på feltet. En ny plattform vil kunne øke utvinningen fra Snorre med 30-35 mill. Sm³ olje. Snorre 2040 er for tiden det største prosjektet for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Endelig investeringsbeslutning planlegges tatt i 2017.

Ormen Lange kompresjon

Ormen Lange-feltet, utenfor Mørekysten, er det nest største gassfeltet på norsk sokkel og ble satt i drift i 2007. Når trykket i reservoaret avtar, er det behov for kompresjon både på land og nær feltet til havs. Første fase med kompresjon på land gjennomføres nå. Fase 2 innebærer kompresjon til havs, men er inntil videre utsatt fordi rettighetshaverne ikke ser tilstrekkelig lønnsomhet med nåværende konsepter for kompresjon. Rettighetshaverne studerer videre alternative metoder for kompresjon på feltet.

Hod

Hod-feltet ligger sør i Nordsjøen. Feltet startet å produsere i 1990 gjennom en ubemannet plattform knyttet til Valhall-feltet. Innretningen er nå tatt ut av produksjon, men det er store ressurser igjen i feltet. Rettighetshaverne har over tid arbeidet med løsninger for re-utbygging, men de har ikke klart å fatte en investeringsbeslutning. Det er usikkerhet knyttet til ressursgrunnlaget og høye brønnkostnader. Rettighetshaverne arbeider videre med å utvikle nye og rimeligere løsninger for re-utbygging av feltet.

Tor

Tor-feltet ligger i Ekofisk-området og er bygget ut med en plattform knyttet til Ekofisk-feltet. Produksjonen startet i 1978. Rettighetshaverne har besluttet å avslutte produksjonen. De arbeidet med en re-utbygging, men har besluttet å ikke arbeide videre med prosjektet. Årsaken til dette er at prosjektet ikke er tilstrekkelig lønnsomt samt kapitalbegrensninger hos rettighetshaverne. En re-utbygging skal tas opp til ny vurdering i løpet av tre år.

4.2.3 Store gjenværende ressurser i feltene

Utvinningsgrad for olje er et mål for hvor stor andel av ressursene i reservoaret som er planlagt produsert. Med «økt utvinning» menes her alle tiltak som settes i verk for å øke utvinningen utover det som er beskrevet i plan for utbygging og drift. Felt på norsk sokkel har i gjennomsnitt økt sine oljereserver med en faktor på 1,7 fra opprinnelig utbyggingsplan. Per i dag er gjennomsnittlig utvinningsgrad for olje fra feltene på norsk sokkel om lag 47 pst. Dette er meget høyt i internasjonal sammenheng. Samtidig er det fortsatt et betydelig potensial for ytterligere økt utvinning fra feltene. Gjennomsnittstall for utvinningsgrad dekker over store forskjeller mellom felt, blant annet på grunn av naturgitte, reservoarmessige forskjeller.

Boring av nye produksjonsbrønner er det viktigste tiltaket for økt utvinning. De fleste prosjektene for økt utvinning som er besluttet siden 2011 er nye produksjonsbrønner. Det har i tillegg vært stor aktivitet for å øke gassutvinningen fra enkeltfelt, blant annet ved lavtrykksproduksjon (Kristin og Kvitebjørn) og undervannskompresjon (Åsgard og Gullfaks), se boks 4.2. For feltene som var i drift i 2010 har den samlede reservetilveksten i perioden 2010–2015 vært på hele 560 mill. Sm³ o.e., fordelt på om lag 300 mill. Sm³ væske og 260 mrd. Sm³ gass. Brutto salgsverdi av denne reservetilveksten er med dagens priser[14] anslått til 1 400 mrd. kroner.

For å øke utvinningen fra feltene ytterligere, har rettighetshaverne i de ulike feltene konkretisert en rekke prosjekter for økt olje- og/eller gassutvinning og forlenget levetid. Totalt 160 slike prosjekter er i utrednings- eller planleggingsfasen. Ressursmengde i disse er anslått til 480 mill. Sm³ o.e. Bruttoverdien av disse ressursene er med dagens priser anslått til om lag 1 250 mrd. kroner.[15] Samlet utgjør alle de konkretiserte tiltakene for å øke utvinningen fra de modne feltene Valhall, Snorre, Tor, Hod, Heidrun, Eldfisk, Brage og Oseberg om lag 180 mill. Sm³ o.e., hvorav videreutvikling i form av mulige nye plattformer eller undervannsanlegg kan bidra til å realisere om lag 90 mill. Sm³ o.e.

Det er avgjørende for produksjon og verdiskaping fra norsk sokkel at de ulike rettighetshaverne er seg sitt ansvar bevisst og forvalter sine felt på en god måte. Store verdier står på spill. Myndighetene forventer at rettighetshaverne driver sine felt mest mulig effektivt og gjennomfører alle lønnsomme investeringer og alle lønnsomme tiltak for økt utvinning. Det betyr også at ressurser må utnyttes før det er for sent.

Boks 4.2 Åsgard og Gullfaks undervannskompresjon

Prosjektene Åsgard og Gullfaks undervannskompresjon skal bidra til å øke gassutvinningen fra disse feltene og vil etter planen bli satt i produksjon i løpet av 2015. Prosjektene innebærer et teknologisprang for undervannsanlegg og vil være viktige for å øke utvinningen fra andre felt.

Åsgard undervannskompresjon ble besluttet i 2012. I forbindelse med prosjektet har det blitt gjennomført et omfattende arbeid med kvalifisering og bygging av et anlegg for undervannskompresjon av gass fra forekomstene Mikkel og Midgard på Åsgard-feltet. Anlegget for undervannskompresjon forventes å øke produksjon med om lag 44 mill. Sm³ o.e.

Gullfaks undervannskompresjon har som formål å øke utvinningsgraden for gass fra brønner på Gullfaks Sør. Kompressorene vil gjøre at brønner med synkende trykk kan opprettholde produksjonen og dermed bidra til å opprettholde høy gassproduksjon fra Gullfaks i en lengre periode. Prosjektet forventes å øke utvinningen fra Gullfaks Sør med rundt 3,5 mill. Sm³ o.e.

4.2.4 Dominoeffekten – eksisterende felt og infrastruktur

Ledig kapasitet i innretninger på felt, i rørledninger og ved landanlegg/terminaler, kan benyttes til innfasing av nye funn. Innfasing til eksisterende infrastruktur er i mange tilfeller en kostnadseffektiv, og eneste økonomisk lønnsomme måte, å bygge ut småfunn på. Innfasing av funn til eksisterende felt kan bidra til å forlenge levetiden for vertsfeltet og dermed til fortsatt lønnsom produksjon og økt utvinning fra feltet. En forlengelse av levetiden til infrastrukturen gir også insentiver til ytterligere feltnær leting fordi flere funn kan produseres mens infrastrukturen er på plass og i drift. Økt utvinning har derfor også et områdeperspektiv.

Gullfaks er et eksempel på et vertsfelt som har faset inn mange nye funn over tid. Siden produksjonen fra Gullfaks-feltet avtok på begynnelsen av 1990-tallet, har feltene Tordis, Gullfaks Sør, Gimle og Visund Sør blitt faset inn til Gullfaks-innretningene. I dag produseres det større volumer fra satellittene enn fra morfeltet, jf. figur 4.2. Denne utviklingen fortsetter. Nylig ble utbyggingsplanen for forekomsten Rutil i Gullfaks Rimfaksdalen godkjent. Utbyggingen består av en ny havbunnsramme som kobles mot Gullfaks. Planlagt produksjonsstart er første kvartal 2017.

Figur 4.2 Produksjonen på Gullfaksinnretningene, egne- og tredjepartsvolum

Kilde: Oljedirektoratet

Gjennom denne type utbygginger blir feltene på norsk sokkel stadig mer sammenvevd. Den etablerte infrastrukturen – både rør og innretninger – brukes av stadig flere felt. Det gir utnyttelse av storskalafordeler, men betyr også mer kompliserte og avhengige kjeder i produksjonen. En risiko ved en slik kjedet produksjonsstruktur er knyttet til at ett ledd i kjeden faller bort, for eksempel ved at en innretning stenges ned. Da vil mulighetene for å kunne realisere ressurspotensialet i et område som helhet falle bort. En vil kunne oppleve en «dominoeffekt», jf. figur 4.3.

Figur 4.3 Dominoeffekten

Kilde: Oljedirektoratet

Når infrastruktur stenges ned, vil det direkte påvirke eventuelle tilknyttede satellittfelt som må finne andre løsninger eller stenge ned. Dette kan igjen få ringvirkninger for andre felt i området ved at disse får økte kostnader fordi det ikke lenger er like store muligheter for samordning og kostnadsdeling. Eksempler på slike kostnader er transport av olje og gass, logistikk- og beredskapstjenester. Økte driftskostnader medfører fare for tidligere nedstenging av disse feltene og potensielt nedstenging av tilknyttede rørledninger og landanlegg. Økte kostnader og mindre tilgang på infrastruktur i et område betyr også at kostnadene ved framtidige feltutbygginger øker, noe som igjen svekker interessen for å lete i området.

En slik dominoeffekt kan føre til at all aktivitet i et område av sokkelen avsluttes på grunn av for tidlig nedstengning av nøkkelinfrastruktur. I illustrasjonen i figur 4.3 er det Felt A som utfører all prosessering og transporttjenester for Felt B, som er bygget ut med et undervannsanlegg. Felt C har egen del-prosessering, men er avhengig av Felt A for transport av olje og gass. Felt D er tilknyttet Felt C og blir dermed også avhengig av tjenestene på Felt A. Fra Felt A går gass i rørledning til en landterminal, mens olje blir eksportert via tankskip. Felt A har kapasitet til å knytte til seg flere funn i området, og det er både utbyggingsaktivitet og leteaktivitet i området.

Hvis Felt A stenger ned, vil dominoeffekten føre til at Felt B må stenge ned samtidig. Videre må Felt C og Felt D stenge ned dersom de ikke finner det lønnsomt i å modifisere innretningene for sluttbehandling og eksport. Nedstenging av felt og fjerning av infrastrukturen i området vil øke kostnadene ved å bygge ut nye funn i området, noe som reduserer interessen for å lete i området. Til sist kan landterminalen måtte stenge eller bygge ned kapasiteten.

Illustrasjonen viser et produksjonssystem som er langt mer sammenvevd enn det var i de tidligere faser av aktiviteten på norsk sokkel. Denne integrasjonen av felt skaper først og fremst nye muligheter for god ressursforvaltning, men medfører også enkelte nye utfordringer som omtalt over.

4.3 Mange muligheter i funnporteføljen

Det er i dag 91 funn på norsk sokkel uten en vedtatt utbyggingsplan. Samlet utvinnbare volumer fra disse var 1 121 mill. Sm³ o.e., og tilsvarer 14 pst. av de totale gjenværende petroleumsressursene.

Figur 4.4 Ressurser i funn

Kilde: Oljedirektoratet

4.3.1 91 funn

Porteføljen av funn endrer seg over tid ved at det gjøres nye funn, funn bygges ut eller blir vurdert som ulønnsomme å bygge ut og dermed utsatt på ubestemt tid. Leteaktiviteten har vært høy de siste årene, og selv med en høy utbyggingsaktivitet, har porteføljen hatt en nettoøkning på 15 funn siden 2011. Dette skyldes at 74 nye funn er gjort i perioden, 26 er besluttet utbygd, mens 33 er tatt ut av porteføljen da de synes vanskelig å få utnyttet kommersielt.

Av de 91 funnene er 22 i planleggingsfasen og 34 i en tidlig utredningsfase. De siste 35 funnene har ikke kommet så langt i planleggingsprosessen. 50 av funnene ligger i Nordsjøen, 30 i Norskehavet og 11 i Barentshavet, jf. figur 4.5.

Figur 4.5 Beliggenheten av de 91 funnene i funnporteføljen

Kilde: Oljedirektoratet

I løpet av de neste fem årene antar Oljedirektoratet at det vil bli levert utbyggingsplaner for om lag 25 funn. Det er knyttet betydelig usikkerhet til dette tallet. Initiativene som er igangsatt innenfor kostnadsbesparelser og effektivisering for nye utbyggingsløsninger vil blant annet ha betydning for hvor mange av funnene som vil besluttes utbygd de nærmeste årene. Det samme vil utviklingen i olje- og gassprisene, samt investeringsviljen hos de involverte oljeselskapene.

Nå som Johan Sverdrup er besluttet utbygd av rettighetshaverne, er Johan Castberg det største funnet som ennå ikke er besluttet bygget ut på norsk sokkel. Rettighetshaverne i Castberg-funnet arbeider med å modne prosjektet fram til en investeringsbeslutning og levering av plan for utbygging og drift. Denne utbyggingen vil være et viktig steg videre i utviklingen av petroleumsvirksomheten i Barentshavet. Utbyggingen vil gi store muligheter for næringsutvikling i de nordligste landsdelene. Muligheten for kraft fra land til Castberg har vært vurdert av rettighetshaverne i forbindelse med konseptstudiene for valg av utbyggingsløsning. Studiene viser at kraft fra land til Castberg er en svært kostbar og lite realistisk løsning for funnet. Det skyldes blant annet stor avstand til land og teknisk krevende forutsetninger. Det er også utfordringer knyttet til tilgangen på kraft i området.

Funnporteføljen uten Castberg består av 90 funn som til sammen utgjør 659 mill. Sm³ o.e. Summen av ressursene i funnporteføljen tilsvarer om lag to Sverdrup-funn, og utgjør et stort ressurs- og verdiskapingspotensial. Samtidig er de fleste enkeltfunnene relativt små, jf. figur 4.6.

Figur 4.6 90 funn på norsk sokkel i 2014 sortert etter størrelse og havområde. Castberg-funnet er ikke inkludert i oversikten

Kilde: Oljedirektoratet

De fleste funn har kommet relativt kort i planleggingsfasen, men med enkelte unntak, herunder Maria, Vette (tidligere Bream) og Zidane. Selskapenes plan er å ta investeringsbeslutninger for disse funnene innen 2016. Vette er et funn i den sørlige delen av Nordsjøen som planlegges bygget ut med en flytende produksjonsinnretning og havbunnsanlegg. Muligheten for kraft fra land til Vette har vært vurdert av rettighetshaverne i forbindelse med konsekvensutredningen. Kraft fra land vurderes ikke som en aktuell løsning på grunn av høye kostnader, kort forventet levetid for feltet og krevende tekniske forhold. Utbyggingen vil ikke være lønnsom for selskapene med kraft fra land. Funnene Maria og Zidane ligger på Haltenbanken i Norskehavet. Funnene ligger i et område med eksisterende infrastruktur og planlegges begge bygget ut med havbunnsanlegg knyttet til eksisterende innretninger i området. Utbygging av funnet Tommeliten Alpha ble våren 2015 utsatt på ubestemt tid.

Andre større funn, som Skarfjell, Alta og Gotha, er funnet de siste årene og har av den grunn ikke kommet langt i planleggingen. I tillegg er det to funn med mer enn 20 mill. Sm³ o.e. som har svært krevende reservoarforhold (Victoria og Linnorm), og derfor har rettighetshaverne inntil videre lagt disse funnene til side.

De fleste funnene har forventede utvinnbare ressurser på under 10 mill. Sm³ o.e. Størst antall funn ligger i Nordsjøen, men det er også mange funn i Norskehavet. De aller fleste av disse funnene er gjort etter 2000, og siden 2011 er det gjort 28 slike småfunn. Den mest aktuelle utbyggingsløsningen for 84 av funnene i porteføljen er havbunnsutbygging med innfasing til eksisterende infrastruktur eller boring av brønn(er) fra eksisterende innretning. Disse funnene vil ofte være avhengig av innfasing til allerede etablert eller planlagt infrastruktur for å være lønnsomme.

De fleste funnene i porteføljen ligger i nærheten av eksisterende infrastruktur. Om lag 80 pst. av de samlede ressursene i funn, unntatt Castberg-funnet, ligger nærmere enn 40 km fra etablert/planlagt infrastruktur. Dette innebærer at det med dagens teknologi er mulig å bygge ut disse funnene med undervannsanlegg knyttet til allerede etablert infrastruktur. Tilknytning til eksisterende infrastruktur forutsetter at den har ledig kapasitet. Manglende kapasitet er en av årsakene til at utbygging av funn blir utsatt. I Norskehavet har eksempelvis full utnyttelse av kapasiteten i transportinfrastrukturen gjort at funn ikke er bygd ut. En eventuell utbygging kan ikke gjennomføres av disse før det er ledig kapasitet i infrastrukturen. Utbygging av enkelte funn kan være tidskritisk. Slike prosjekter følges opp spesielt nøye av myndighetene.

En robust strategi for videreutvikling av ressursbasen på norsk sokkel forutsetter at næringen også lykkes med å gjennomføre kostnadseffektiv utbygging av småfunn.

4.3.2 Lønnsom utbygging av småfunn

En viktig oppgave i ressursforvaltningen framover er derfor å skape verdier gjennom utbygging av småfunn. Med dagens teknologi er det undervannsutbygging med innfasing til eksisterende infrastruktur som er den mest aktuelle utbyggingsløsningen for småfunn. Det er flere faktorer som påvirker muligheten for kostnadseffektiv utbygging av disse funnene. De mest sentrale faktorene er:

Utbyggingskostnadene

Utnytte samordningsgevinster

Tilgang til ledig kapasitet i eksisterende infrastruktur

Kostnadsnivået, inklusive utbyggingskostnadene, er nærmere omtalt i et eget avsnitt i proposisjonen.

Samordning av utbygginger omfatter samarbeid om bruk av eksisterende infrastruktur, for eksempel innfasing av nye funn til eksisterende produksjonsinnretninger, samarbeid for å optimalisere utbygginger av ny felles infrastruktur eller samordnet utbygging av flere petroleumsforekomster, og samordning av forekomster som strekker seg over flere utvinningstillatelser. I tillegg brukes ofte eksisterende transportinfrastruktur for olje og gass av nye utbygginger. Formålet med all samordning er å redusere kostnadene, og/eller øke ressursuttaket fra en utbygging, slik at høyest mulig samfunnsøkonomisk lønnsomhet oppnås. Samordning vil være eneste måte å få til en lønnsom utbygging av flere av funnene i porteføljen.

Det er samtidig slik at gevinstene ved samordning må veies opp mot mulige ulemper. Samlet utbygging av flere funn kan medføre utsettelse av produksjonsstart for et enkeltfunn hvis det har kommet lenger i planleggingsfasen enn andre funn det er aktuelt å samordne det med. Dette må veies opp mot gevinstene man oppnår med samordning i form av lavere enhetskostnader. Samordning i form av innfasing av funn til vertsinnretninger, kan typisk medføre lavere kostnader. På den annen side kan ressursutnyttelsen bli lavere sammenliknet med en selvstendig utbygging.

Det er på norsk sokkel mange eksempler på samordning ved utbygging av funn. Et godt eksempel på slik samordning av funn er Åsgard-feltet som består av funnene Smørbukk, Smørbukk Sør og Midgard. Rettighetshaverne i funnene vurderte på 1980-tallet separate utbyggingsløsninger, men det ble etter hvert klart at det var nødvendig med en samordnet utbygging for å realisere en felles gasstransportløsning fra Haltenbanken. De tre funnene ble samordnet i et forretningsområde i 1993, og tre år senere ble det levert en plan for utbygging og drift av Åsgard-feltet.

Det er rettighetshaverne som er ansvarlig for å identifisere og realisere potensialet for samordning i forbindelse med et utbyggingsprosjekt. Rettighetshaverne har en egeninteresse i å samordne utbygging av funn når det gir høyere verdi av ressursene. Eierskapet i tillatelsene som inngår i et samarbeid er et forhold som påvirker hvor krevende det er å gjennomføre fellesløsninger.

Når infrastruktur skal brukes av andre enn eier, vil det kunne oppstå interessemotsetninger mellom eiere og brukere av infrastrukturen. Potensielle brukere av eksisterende infrastruktur kan være små infrastrukturnære funn som ikke har mulighet til å gjennomføre en selvstendig utbygging. Videre har de ofte kun ett reelt alternativ å velge som vertsplattform. Eier av vertsplattformen er dermed i en monopolsituasjon, og vil i et fritt marked kunne kreve svært høye tariffer. Høye tariffer vil redusere lønnsomheten i nye feltutbygginger og på denne måten redusere interessen for å bygge ut slike. Resultatet kan bli dårlig ressursforvaltning. Dersom for mye av fortjenesten fra utvinningen av tilknyttede felt tilfaller vertsplattformene, vil dette også gå utover interessen for å lete i infrastrukturnære områder. Dette fordi verdien av et funn tilfaller eksisterende infrastruktureier og ikke de som har brukt ressurser på å lete. Derfor har det i tiår vært et bærende prinsipp i norsk ressursforvaltning at verdiene skal tas ut på feltene, ikke i infrastrukturen.

For å legge til rette for effektiv tredjepartsbruk av infrastruktur regulerer derfor myndighetene tilgang til infrastrukturen. Rettighetshavere som har behov for bruk av infrastruktur som er eid av andre, skal ha rett på tredjepartsbruk på objektive og ikke-diskriminerende vilkår. Fortjenesten fra utvinningen skal tilfalle felteier og ikke infrastruktureier. Dette betyr at brukerfeltet kun skal betale for kostnader de påfører infrastruktureier, og i tillegg gi infrastruktureier en rimelig fortjeneste. Disse prinsippene sikrer brukere av infrastruktur kostnadseffektiv tilgang så lenge det er kapasitet. Prinsippene er dermed grunnpilarer for at et mangfold av aktører kan drive lønnsom leting, utbygging og drift av marginale ressurser i infrastrukturnære områder.

Tilknytning av nye feltutbygginger til eksisterende feltinfrastruktur er ofte svært krevende prosesser, både teknisk og kommersielt. Det skal ofte gjøres modifikasjoner på vertsplattformen for den nye brukeren. Tilknytningsarbeidet må koordineres med annet arbeid på plattformen og vertsfeltets produksjon blir ofte påvirket. Det kan være konkurranse om kapasiteten fra andre brukere eller ressurser innenfor vertsfeltets egen tillatelse. Fordi ulike felttilknytninger har helt forskjellige utfordringer er det ikke hensiktsmessig med en uniform regulering av tilgang til feltinfrastruktur. Det er isteden lagt opp til at partene forhandler fram avtaler. Forskrift om andres bruk av innretninger (TPA-forskriften) regulerer forhandlingsprosess og hvilke vilkår som kan avtales. Partene har mulighet til å bringe inn uenigheter i forhandlinger for avgjørelse i departementet. For å ivareta en ryddig ansvars- og rollefordeling involverer departementet seg ikke i forhandlingene bortsett fra når partene formelt bringer saker inn for departementet. For å oppnå best mulig ressursforvaltning, er det viktig at det er rettighetshaverne på brukerfelt og vertsfelt som tar ansvar for å forhandle fram felttilknytningsavtaler, siden det er de som har nærmest kjennskap til ressursene og infrastrukturen.

Antall aktører på norsk sokkel har økt betydelig de siste årene, og mangfoldet av operatører for funn har blitt større. At flere ulike rettighetshavere må samarbeide kan gjøre det mer krevende å komme fram til samordnede løsninger. Det er derfor viktig at myndighetene ser til at samordningspotensialet identifiseres tidlig i arbeidet med å bygge ut et funn. Oljedirektoratet har derfor en viktig rolle med å følge tett opp planleggingen av nye utbygginger, herunder potensialet for samordnet utbygging av funn og selskapenes arbeid med samordning. Direktoratet foretar vurderinger av potensialet for samordning av utbygginger i områder på sokkelen og i forbindelse med nye enkeltutbygginger.

4.4 Nye, store funn viktig for framtidig aktivitetsnivå

Figur 4.7 Uoppdagede ressurser

Kilde: Oljedirektoratet

Det er store gjenværende, uoppdagede ressurser som gir grunnlag for fortsatt verdiskaping og høy aktivitet på norsk sokkel i mange år framover. Oljedirektoratet estimerer at de uoppdagede ressursene på norsk sokkel er 2835 mill Sm³ o.e. Fordelingen av de uoppdagede ressursene mellom de ulike havområdene er om lag 28 pst. i Nordsjøen, 29 pst. i Norskehavet og 43 pst. i Barentshavet. Usikkerheten i anslaget er stort – særlig for de minst kjente områdene i nord. Ressursene der kan være betydelig større enn hva som ligger i myndighetenes anslag.

4.4.1 Letepolitikken – tilrettelegge for nye funn

Formålet med letepolitikken er å legge til rette for at det gjøres nye funn som gir grunnlag for lønnsom produksjon i et langsiktig perspektiv. En effektiv og tidsriktig utforskning av norsk sokkel er viktig for å sikre høyest mulig verdiskaping og statlige inntekter på mellomlang og lang sikt. Tildelingssystemet for nye konsesjoner og aktørbildet er nøkkelelementer i letepolitikken.

Leting er en kompleks virksomhet. Jevn tilførsel av leteareal er en viktig for å opprettholde kompetansenivået i næringen. Flytter eller reduseres kompetansen tar det mange år å bygge den opp igjen. En rasjonell utforskning av norsk sokkel tilsier derfor videreføring av en jevn og tilstrekkelig høy leteaktivitet.

Kontinuerlig tilgang på nye, attraktive leteområder er viktig for den langsiktige verdiskapingen fra norsk sokkel og for aktiviteten i leverandørindustrien over tid og dermed for sektorens store betydning for velferdssamfunnet. Derfor er regjeringen opptatt av å holde et forutsigbart og høyt tempo i tildeling av nye områder. Dette er særlig viktig i dagens krevende situasjon i næringen.

Det er hovedsakelig ute i selskapene ressursene og kunnskapen er. Et mangfold av aktører bidrar til større konkurranse om areal og til at nye ideer framkommer og testes ut. Det økte mangfoldet blant rettighetshaverne på sokkelen har bidratt til gode leteresultater de siste årene.

I framtida forventes store deler av produksjonen å komme fra funn som ennå ikke er påvist. Fra 2025 vil viktigheten av ressurser som ennå ikke er påvist bli gradvis større og etter hvert dominerende. En nødvendig forutsetning for å opprettholde produksjonsnivået er at lønnsomme store og små funn gjøres regelmessig. Da må attraktive leteområder aktivt utforskes.

4.4.2 Leteaktiviteten

Leteaktiviteten har vært høy på norsk sokkel i de siste årene. I fjor ble 56 letebrønner påbegynt. Dette er tre færre påbegynte letebrønner enn i 2013, men det tredje høyeste tallet noensinne. Av disse var 41 undersøkelsesbrønner og 15 avgrensningsbrønner. I Nordsjøen ble det påbegynt 33 letebrønner, i Norskehavet ti letebrønner og i Barentshavet 13 letebrønner i 2014.

Letingen gir resultater. Det ble gjort 22 nye funn i 2014, fordelt på åtte i Nordsjøen, fem i Norskehavet og ni i Barentshavet. Ressurstilveksten fra funnene er i størrelsesorden 40 - 110 mill. Sm³ olje/kondensat og 25 - 75 mrd. Sm³ utvinnbar gass.

Leteaktiviteten har de siste årene vært historisk høy i Barentshavet. Blant de ni nye funnene i Barentshavet var også det største funnet på norsk sokkel i 2014, Alta, like nord for Snøhvitområdet. Funnets størrelse er beregnet til mellom 13 og 49 mill. Sm³ utvinnbar olje og 5 - 17 mrd. Sm³ utvinnbar gass. Det er planlagt nye brønner for å avgrense funnet i 2015. Rundt Castberg-funnet har resultatene fra boringene i 2014 ikke svart til forventningene. I det lite utforskede Hoop-området ble det nordligste oljefunnet på norsk sokkel gjort i brønn 7324/8-1 «Wisting Central» i 2013. I samme område er det i 2014 gjort tre nye funn av relativt begrenset størrelse.

I 2014 ble den nordligste brønnen på norsk sokkel boret, om lag 350 km fra Hammerfest. Dette var Atlantis-brønnen som ble boret i utvinningstillatelse 615. Brønnen påviste et lite gassfunn. Boreresultatene i Barentshavet viser at området byr på flere interessante letemodeller som vil avlede ytterligere leteaktivitet i årene framover.

Figur 4.8 Leteaktivitet i Barentshavet

Kilde: Oljedirektoratet

I Norskehavet ble det i 2014 gjort nye funn sørvest for Njord-feltet på Haltenbanken. Funnene av Pil og Bue påviste hovedsakelig olje, men også noe gass. Funnene har fornyet interessen for leting i dette området.

I Nordsjøen er det blant annet gjort nye funn ved Fram, Grane, Gullfaks, Heimdal, Oseberg og Visund. Funnet Skarfjell har blitt avgrenset i 2014, ressurspotensialet er anslått til 10 - 23 mill. Sm³ utvinnbar olje og 8 - 15 mrd. Sm³ utvinnbar gass.

4.4.3 Forsvarlig petroleumsvirksomhet i Barentshavet

Stortinget åpnet for petroleumsvirksomhet i Barentshavet i 1979. Da ble 20 blokker på Tromsøflaket åpnet. Leteboring startet, og Askeladd som er del av Snøhvitutbyggingen ble påvist i 1981. Senere på 80-tallet ble ytterligere areal i Barentshavet sør åpnet for petroleumsvirksomhet før tilnærmet hele området ble åpnet i 1989. I 2013 åpnet Stortinget den delen av det tidligere omstridte området mot Russland som ligger vest for avgrensningslinjen for petroleumsvirksomhet.

I over tretti år med petroleumsaktivitet i norsk del av Barentshavet, er det boret godt over 100 letebrønner. Snøhvit har vært i produksjon siden 2007, og oljefeltet Goliat skal starte produksjon inneværende år. Oljefunnet Castberg har kommet langt i planleggingsfasen, og det er nylig gjort nye, spennende funn. Interessen for leteaktivitet i området har økt de siste årene.

Det gis ikke tillatelse til petroleumsvirksomhet i Norge hvis det ikke kan skje på en forsvarlig måte. Det kreves samtykke/myndighetstillatelse for all aktivitet, inkludert ved leteboringer, utbygginger og i driftsfasen. Petroleumsvirksomheten i Norge skjer under strenge krav til helse, miljø og sikkerhet og ivaretakelse av det ytre miljø. Det tillegges stor vekt å sikre god sameksistens med andre næringer. Dette gjelder også i Barentshavet. Som en følge av dette vil også et eventuelt funn i Barentshavet kun bygges ut og utvinnes hvis det kan gjøres på en forsvarlig måte. En utbygging i Barentshavet sørøst vil tidligst komme midt på 2020-tallet. Regjeringen vil da ta stilling til en eventuell utbyggingsplan for et slikt funn. Store, viktige utbygginger som dette vil også bli forelagt Stortinget.

Deler av Barentshavet sørøst ligger langt fra relevant infrastruktur. Området kan være utfordrende i forhold til sterk vind, lave temperaturer, fare for ising og mørke om vinteren. Slike forhold er kjent fra andre deler av norsk sokkel der det pågår petroleumsaktivitet og krever tilpasninger i design samt planlegging og gjennomføring av operasjoner. I deler av området kan det forekomme havis i enkelte måneder enkelte år. Disse utfordringene kan imøtekommes gjennom de rammene som settes for virksomheten og løsninger som tilpasses den enkelte aktivitet og lokalitet. For å møte alle typer utfordringer uavhengig av naturgitte og operasjonelle forhold, har myndighetene i samarbeid med partene i arbeidslivet og næringen, utviklet et omfattende HMS-regelverk som stiller strenge krav til sikkerhet og styring av virksomheten. Regelverkets funksjonelle karakter innebærer at kravene til forsvarlighet blir strengere når virksomheten foregår i områder som tilsier strenge krav. Dette er lagt til grunn for all aktivitet som har vært gjennomført i Barentshavet, tilsvarende som det gjøres for aktivitet i andre havområder. Det vil også bli lagt til grunn for all framtidig lete-, utbyggings- og produksjonsaktivitet i havområdet.

Et arbeid for å identifisere og utrede operasjonelle usikkerhets- og risikofaktorer ved petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst er igangsatt etter et initiativ fra sikkerhetsmyndighetene, som gjøres i samarbeid med partene i arbeidslivet og der næringen selv bidrar betydelig.

Oljedirektoratets vurdering av potensialet for olje og gass i Barentshavet sørøst konkluderer med at det i den nordlige delen av området er forventet gass. Et akuttutslipp av gass har begrensede negative påvirkninger på miljøet. I nordlige deler av Barentshavet sørøst er det et betydelig konsekvenspotensial for miljøverdiene ved iskanten ved et akuttutslipp av olje. I tråd med de rammer Stortinget har sluttet seg til for Barentshavet sørøst, settes det derfor tidsbegrensninger for leteboring langs den faktiske/observerte iskanten (der isen til enhver tid befinner seg). Disse tidsbegrensningene har regjeringen i 23. konsesjonsrunde gjort gjeldende for hele Barentshavet. Med de rammene som settes for nye utvinningstillatelser i Barentshavet ivaretas miljøverdiene ved iskanten.

I tillegg viser nyere havisdata at iskanten, slik den er definert i forvaltningsplanen for Barentshavet-Lofoten, går nord for Barentshavet sør. De siste tiårene har det vært en klar negativ langtidstrend i isutbredelsen i Barentshavet, og iskanten fra forvaltningsplanene har vært fastsatt på bakgrunn av eldre data som ikke er representative for dagens isforhold. I forståelse med samarbeidspartiene har regjeringen derfor lagt fram en melding for Stortinget med en oppdatert beregning av iskanten, jf. Meld. St. 20 (2014–2015), Oppdatering av forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten med oppdatert beregning av iskanten.

Dette innebærer at det ikke vil drives petroleumsvirksomhet ved iskanten i denne stortingsperioden.

De siste tre tiårene er det observert en klar nedadgående langtidstrend i isutbredelsen i Barentshavet. Det er store variasjoner i isutbredelsen fra år til år, noe som skyldes naturlige svingninger. Menneskeskapte klimaendringer antas å være hovedårsaken til den nedadgående langtidstrenden. Det sesongvariable isdekket er sentralt for dynamikken i Barentshavet. Vinterisen som blir dannet i deler av Barentshavet er ettårig, slik at store deler av havet har en årlig dynamikk med frysing og påfølgende smelting. Iskantsonen beveger seg flere hundre kilometer fram og tilbake gjennom det nordlige Barentshavet i en årlig syklus som er drevet av årstidsvariasjoner i hav- og lufttemperatur. Isen når sin maksimale utbredelse om våren, som oftest i april måned. Utover sommeren trekker iskantsonen seg gradvis nordover. Når isutbredelsen når sitt årlige minimum, normalt i september, er Barentshavet oftest tilnærmet isfritt og iskantsonen ligger et godt stykke nord for Svalbard. Variasjonene i isutbredelse fra år til år er store. Hvor iskantsonen befinner seg en gitt måned i året kan variere med flere hundre kilometer fra et år til et annet. I enkeltmåneder i enkeltår kan det forekomme havis i Barentshavet sør. I forvaltningsplanen for Barentshavet – Lofoten er iskanten beskrevet som et særlig verdifullt og sårbart område. Slike områder er områder som ut fra naturfaglige vurderinger har vesentlig betydning for det biologiske mangfoldet og den biologiske produksjonen i havområdet, også utenfor områdene selv.

Oljeselskapene må uansett forholde seg til de faktiske forholdene som finnes i et område slik at de kan bedrive forsvarlig petroleumsvirksomhet. Dette gjelder også områder der det i enkeltmåneder i enkeltår tidvis kan forekomme havis. For å skape et enda bedre kunnskapsgrunnlag, har departementet gitt Oljedirektoratet i oppdrag å utarbeide en faglig vurdering knyttet til hvilken betydning havis/havisdata har for muligheten til å drive forsvarlig petroleumsvirksomhet. Vurderingen skal omfatte både fysisk forekomst av eventuell havis i et område og betydningen av historiske isdata.

Større akuttutslipp av olje kan ha alvorlige miljøkonsekvenser. På grunnlag av erfaringer fra petroleumsvirksomhet i andre områder på norsk sokkel, vurderes sannsynligheten for et slikt utslipp som lav. Hvis et akuttutslipp først skjer, kan det få alvorlige konsekvenser for miljøet. Konsekvenspotensialet av et akuttutslipp av olje kystnært er betydelig for sjøfugl. For Barentshavet legges det derfor blant annet til grunn at det mellom 35 og 65 km fra grunnlinjen ikke vil være tillatt med leteboring i oljeførende lag i perioden 1. mars til 31. august.

Forskning og teknologiutvikling er nødvendig for å utvikle ny teknologi og løsninger som gjør det mulig å utnytte petroleumsressursene i nordområdene på en effektiv og bærekraftig måte. Målet er en høyest mulig ressursutnyttelse samtidig som hensynet til miljø og sikkerhet skal ivaretas. I 2014 ble Research Centre for Arctic Petroleum Exploration (ARCEx) ved Universitetet i Tromsø åpnet. Senteret har som mål å framskaffe ny kunnskap om petroleumsressursene i Arktis og utvikle kunnskap og metodikk for mer miljøvennlig leting. Senteret skal utvikle ny teknologi for leting og framskaffe kunnskap om økosystemene for analyse av miljøpåvirkning og -risiko. Utdanning og formidling vil være en sentral aktivitet. De samarbeidende universitetene i senteret vil utvikle et koordinert tilbud for Master- og PhD- utdanning. SAMCoT (Sustainable Arctic Marine and Coastal Technology) er et Senter for forskningsdrevet Innovasjon (SFI) som ble etablert i 2011. Senteret skal utvikle robust teknologi for arktiske områder. SAMCoTs hovedmål er å bygge kunnskap i industrien slik at den blir i bedre stand å takle utfordringene i arktiske strøk, også under ekstreme vær- og isforhold. Det innebærer blant annet utvikling av nye materialer og teknologi for mer robuste offshorestrukturer/-fartøy. NTNU er vertsinstitusjon for forskningen. SAMCoT har også et tett samarbeid med UNIS og SINTEF og fem internasjonale forskningspartnere. Ti industrielle partnere deltar, herunder DNV GL, GDF Suez, Shell, Statoil og Total.

4.4.4 Petroleumsvirksomhet i nord har foregått i mange tiår.

Allerede før andre verdenskrig var det letevirksomhet på land i «arktiske deler» av Russland og Canada. Kommersiell produksjon startet på Norman Wells i Canada i 1932 og ble intensivert på 1980-tallet med bygging av en 900 km rørledning til Alberta i Canada. Andre områder med betydelig arktisk petroleumsvirksomhet er North Slope med Prudhoe Bay (USA), samt Jamal-Nenets-regionen og Timan-Petsjora-bassenget i Russland. Petroleum har blitt produsert fra Jamal-Nenets-regionen og Timan-Petsjora-bassenget siden 1960-tallet.

Etter Prudhoe Bay-funnet ble gjort i 1967 ble letevirksomheten til havs utvidet til offshore Beauforthavet og Tsjuktsjerhavet utenfor Alaska og til Mackenzie-deltaet i Canada på 1970-tallet. Videre til Barentshavet (Stockman-feltet) og Petsjorahavet i Russland på 1980-tallet. På 1990-tallet startet letevirksomhet i grønlandsk farvann.

Petroleumsoperasjoner i og rundt is har foregått i flere tiår, herunder i Petsjorahavet, Newfoundland, Alaska, Sakhalin og Grønland. Alle disse områdene har fysiske utfordringer knyttet til is og isfjell. I disse områdene foregår fysiske operasjoner i is med kjent teknologi. De nevnte områdene har til dels hardere klimatiske forhold enn norske farvann.

Det ytre miljøet til havs varierer i stor grad mellom ulike deler av Arktis. Dette gjelder ikke minst forekomsten av havis/isfjell. Golfstrømmen gjør at de norske områdene i Barentshavet har ingen eller lite havis, at havis bare vil kunne forekomme i deler av året, og at den er ettårig. I noen områder i nord er det årlig isdekke, men da med ettårig is. I de mest krevende områdene av Arktis er det både ettårig og flerårig is og kun begrensede perioder med isfritt hav, jf. figur 4.9.

Figur 4.9 Issoner i Arktis

Kilde: ConocoPhillips

Disse naturomgivelsene setter rammer for det å drive forsvarlig petroleumsvirksomhet. Aktiviteten i Barentshavet har større likhet med det som skjer på andre deler av norsk sokkel enn aktiviteten i andre lands oljeprovinser i nord med mer krevende forhold. Både i Canada, USA og Russland har man funnet løsninger slik at en kan ha lønnsom og forsvarlig helårig produksjonsaktivitet i kalde områder. De tekniske løsningene varierer, jf. figur 4.10.

Figur 4.10 Utbyggingsløsninger i kalde strøk

Kilde: The National Petroleum Council. «Figure ES-16. Exploration and Development in Various Arctic Conditions.» I Arctic Potential: Realizing the Promise of U.S. Arctic Oil and Gas Resources. Washington D.C.: The National Petroleum Council, 2015. Copyright 2015 National Petroleum Council. Gjengitt med tillatelse

I Norge har leteaktiviteten pågått siden 1980. Godt over 100 letebrønner har blitt boret. Snøhvit-feltet er i produksjon og på Goliat-feltet skal det snart startes oljeproduksjon. Ved disse utbyggingene håndteres de andre naturgitte forholdene i Barentshavet – som kulde og ising av innretninger. Castberg-funnet som det nå arbeides med utbyggingen av, ligger i et område der det kan forekomme havis i ekstremår. Dette vil bli hensyntatt i utbyggingen.

Det er den enkelte stat som har ansvar for å regulere petroleumsaktivitet på sin kontinentalsokkel og på sitt landområde. Det gis ikke tillatelse til petroleumsvirksomhet i Norge hvis det ikke kan skje på en forsvarlig måte. Det er ikke foretatt en vurdering av om den aktiviteten i andre petroleumsprovinser som er beskrevet i dette avsnittet tilfredsstiller norske krav.

4.4.5 To likestilte konsesjonsrunder på norsk sokkel

På norsk kontinentalsokkel er det to likestilte konsesjonsrunder: nummererte konsesjonsrunder i umodent areal og TFO-runder (tildeling i forhåndsdefinerte områder) i modent areal. Umodne områder kjennetegnes av mindre kunnskap om geologien, større tekniske utfordringer og manglende infrastruktur. Sannsynligheten for å gjøre funn ved leteaktiviteten er vanligvis lavere i slike områder, men samtidig er muligheten for å gjøre nye, store funn også størst. Modne områder kjennetegnes av kjent geologi, mindre tekniske utfordringer og utbygd eller planlagt infrastruktur. Dette gjør at funnsannsynligheten ved boring av letebrønner er relativt høy, men samtidig er også sannsynligheten for å gjøre store funn mindre.

Strategien for konsesjonsrunder i ny-åpnede og umodne områder har som hovedregel fulgt prinsippet om sekvensiell leting. Dette innebærer at resultater fra brønner i et område bør foreligge og være evaluert før det utlyses nye blokker i det samme området. Denne framgangsmåten gjør at store områder kan kartlegges med relativt få letebrønner. Tilgjengelig informasjon blir dermed benyttet til videre leting slik at boring av unødvendige og tørre brønner kan unngås. Sekvensiell leting gir en rasjonell kartlegging av de geologisk mindre kjente områdene av sokkelen. Strategien fører eksempelvis til at kun utvalgte nøkkelblokker blir utlyst og tildelt i første omgang selv om store områder blir åpnet. Blokkene som lyses ut er antatt å være de mest prospektive og/eller ha høy informasjonsverdi for videre utforskning. I de umodne områdene utlyses og tildeles areal gjennom nummererte konsesjonsrunder. Antall utlyste blokker i de senere nummererte konsesjonsrundene har variert og gjenspeiler interessen fra industrien, hensynet til sekvensiell leting og forventet prospektivitet i de tilgjengelige arealene. De siste årene har nummererte konsesjonsrunder vanligvis funnet sted hvert andre år, men hensyn til blant annet sekvensiell leting har gjort at det av og til har vært lengre tidsrom mellom disse rundene.

I de modne områdene har TFO-ordningen vært viktig for å sikre effektiv utforskning. Ordningen tar hensyn til at rask og tidsriktig utforskning er viktig for disse områdene slik at etablert og planlagt infrastruktur kan utnyttes godt over tid. Ordningen bidrar til forutsigbarhet for oljeselskapene ved jevnlige tildelinger og en årlig syklus. TFO har også bidratt til å styrke mangfold og konkurranse innen leting på norsk sokkel, og har bidratt til å opprettholde leteaktiviteten i modne områder slik at ressurser blir påvist og produsert.

TFO-området utvides etter hvert som nye områder modnes over tid. Områder overføres fra nummererte runder til TFO-runder i takt med at den geologiske kjennskapen til området øker og at hensynet til sekvensiell leting blir mindre viktig. Forutsigbarhet om hvilke områder som det er mulig å søke på med jevnt tilsig av nytt areal er viktig for effektiviteten av ordningen, og er en sentral egenskap ved ordningen. Når myndighetene vurderer hvilke arealer som foreslås å inngå i TFO-området legges petroleumsfaglige vurderinger til grunn innenfor rammene av forvaltningsplanene. Det er sentralt å holde et forutsigbart og høyt tempo på tildeling av areal for å bidra til opprettholdelse av leteaktivitet og produksjon på norsk sokkel. Departementet vil også framover vektlegge slike vurderinger ved utvidelse av TFO-området.

Både de nummererte konsesjonsrundene og TFO-rundene er gjenstand for en høringsrunde før utlysning.

4.4.6 Påvise mer ressurser i modne områder – TFO 2015

Det forhåndsdefinerte områder er, i tråd med gjeldende politikk, gradvis utvidet og omfatter i dag store deler av norsk sokkel, jf. figur 4.11. Dette reflekterer at norsk sokkel blir stadig mer moden.

I TFO 2014 ble det i januar 2015 tildelt 54 utvinningstillatelser til 43 selskaper. Disse utvinningstillatelsene fordeler seg på 34 i Nordsjøen, 16 i Norskehavet og fire i Barentshavet. Det kom inn rekordmange søknader fra totalt 47 selskaper i TFO 2014. 43 ulike selskaper fikk tildelt andeler i en eller flere utvinningstillatelser. 23 av disse selskapene fikk også operatørskap.

20. januar 2015 ble høringsgrunnlaget for TFO 2015 offentliggjort. Det ble da foreslått å utvide TFO arealet med 46 blokker, 35 i Norskehavet og 11 i Barentshavet. Høringsfristen ble satt til 6. mars 2015. 47 høringsinstanser sendte inn uttalelser.

21. april 2015 ble TFO 2015 utlyst hvor de samme 46 blokkene var inkludert. Søknadsfrist ble satt til 2. september 2015. Regjeringen tar sikte på tildeling av nye utvinningstillatelser gjennom TFO 2015 i første kvartal 2016.

Figur 4.11 TFO- området, utlyste blokker i 23. runde og foreslåtte blokker i TFO 2015

Kilde: Oljedirektoratet

4.4.7 Store, nye muligheter i nord – status for 23. konsesjonsrunde

Nye attraktive leteområder er viktig for den langsiktige verdiskapingen på norsk sokkel. For første gang siden 1994 inngår et nylig åpnet område i en konsesjonsrunde. Dette gjør runden særlig spennende.

23. runde er et konkret resultat av at Stortinget i 2013 åpnet hele Barentshavet sørøst for petroleumsvirksomhet, jf. Innst 495 S (2012–2013). Barentshavet sørøst er den sørlige del av den delen av det tidligere omstridte området som ligger vest for avgrensningslinjen. Stortinget støttet ved behandlingen av åpningsmeldingen også de rammene som ble foreslått for å ivareta viktige miljøhensyn i 23. konsesjonsrunde. Dette innebar at når selskapene skulle nominere areal de ønsket inkludert i 23. konsesjonsrunde, var det ikke mulig å nominere blokker i et belte 35 km fra grunnlinjen, og at følgende rammer skulle legges til grunn ved utlysning av runden:

I området mellom 35 km og 65 km fra grunnlinjen i åpningsområdet vil det ikke være tillatt med leteboring i oljeførende lag i perioden 1. mars – 31. august.

I områder nærmere enn 50 km fra den faktiske/observerte iskanten vil det ikke være tillatt med leteboring i oljeførende lag i perioden 15. desember – 15. juni.

I tillegg støttet Stortinget at det igangsettes et arbeid med sikte på å identifisere og utrede operasjonelle usikkerhets- og risikofaktorer ved petroleumsvirksomhet i Barentshavet sørøst. Dette arbeidet er iverksatt.

I august 2013 ble 23. konsesjonsrunde startet ved at departementet inviterte oljeselskapene til å nominere blokker de ønsket inkludert i runden. Nominasjonsprosessen gir myndighetene informasjon om hvilke blokker selskapene ønsker å utforske. I januar 2014 mottok departementet nominasjoner fra 40 selskaper. Selskapene hadde til sammen nominert 140 blokker i Barentshavet og 20 blokker i Norskehavet. 86 blokker ble nominert av to eller flere selskaper. Oljeselskapene viste særlig stor interesse for Barentshavet sørøst.

I februar 2014 sendte departementet ut et forslag til utlysning på høring. Forslaget var basert på nominasjonene fra selskapene og myndighetenes egne vurderinger. Forslaget inneholdt totalt 61 blokker eller deler av blokker fordelt på 7 blokker i Norskehavet, 34 blokker i Barentshavet sørøst og 20 blokker i resten av Barentshavet sør. Høringsfristen ble satt til 4. april 2014. Over 40 høringsinstanser sendte inn uttalelser. Det framkom ikke ny, vesentlig informasjon i høringsrunden.

23. konsesjonsrunde ble utlyst 20. januar 2015 med søknadsfrist 2. desember 2015. Runden omfatter 57 blokker eller deler av blokker. Disse fordeler seg på 34 blokker i Barentshavet sørøst, 20 blokker i øvrige deler av Barentshavet og 3 blokker i Norskehavet, jf. figur 4.12. Fire av blokkene i Norskehavet som var på offentlig høring, er ikke omfattet av utlysningen. Dette er områder som det er mer naturlig å utforske under TFO-ordningen og er inkludert i utlysningen av TFO 2015. De rammene for petroleumsaktivitet som Stortinget hadde sluttet seg til, ble lagt til grunn for hele utlysningen. Regjeringen tar sikte på tildeling av nye utvinningstillatelser gjennom 23. konsesjonsrunde i første halvår 2016.

Figur 4.12 Blokker utlyst under 23. konsesjonsrunde

Kilde: Oljedirektoratet

4.5 Effektivisering og kostnadskontroll

De globale trendene knyttet til kostnader er beskrevet i proposisjonens avsnitt 2.4. Dette avsnittet tar for seg spesifikke norske forhold. Petroleumsnæringen er global. De fleste innsatsfaktorer knyttet til utbygging anskaffes i sterk internasjonal konkurranse. For standardprodukter i disse segmentene vil en ikke forvente at det er et særlig høyt kostnadsnivå i Norge. For andre deler av virksomheten er det mindre aktuelt med internasjonal konkurranse, eksempelvis fordi nærhet til infrastruktur er avgjørende, eller det er segregerte markeder som for borerigger. Da kan det lettere oppstå et særnorsk kostnadsnivå. Forskjeller i krav og regelverk mellom ulike petroleumsprovinser kan også bidra til forskjeller i kostnadsnivå, det samme kan forskjeller i forhold som er avtalt mellom partene i arbeidslivet.

Kostnadskontroll via effektiv og smart drift er en avgjørende faktor for at verdiskapingen på norsk sokkel skal bli størst mulig. Som det framgår av avsnitt 2.4, har globale kapitalkostnader knyttet til leting og produksjon mer enn doblet seg i faste priser siden 2000. Dette er en betydelig utfordring for realiseringen av prosjekter også på norsk sokkel.

Kostnadsøkningen i Nordsjøen har vært sterkere enn utviklingen globalt og har kommet på toppen av den internasjonale trenden. En studie[16] antyder at kostnadene har nær tredoblet seg i Nordsjøbassenget fra 2003 til 2013, jf. figur 4.13. Investeringskostnadene har økt noe mer enn driftskostnadene.

Figur 4.13 Kostnadsøkning i Nordsjøbassenget

Kilde: McKinsey

I en oljeprovins vil normalt de mest lønnsomme ressursene bli påvist og realisert først. En økning i andelen kompliserte feltutbygginger i takt med modningen av norsk sokkel, kan i noen grad forklare den observerte kostnadsveksten. En annen forklaring kan være at prisen på innsatsfaktorene i olje- og gassindustrien har økt.

Det er anslått[17] at kostnadene på norsk sokkel er om lag 30 pst. høyere enn på britisk sokkel. For enkeltaktiviteter er kostnadsforskjellen enda større. Reiten-utvalget anslo også, om enn på et begrenset datagrunnlag, at riggraten på norsk sokkel var rundt 90 pst. høyere enn på britisk sokkel. Det finnes ingen detaljert oversikt som forklarer denne kostnadsforskjellen, men høyere arbeidsrelaterte kostnader er en faktor.

Unødvendig høye kostnader på norsk sokkel medfører mindre inntekter til fellesskapet og lavere overskudd for selskapene. Kostnadsnivået har også stor betydning for hvor mye av ressursene vi klarer å utvinne. Økte kostnader påvirker aktiviteten i alle faser av petroleumsvirksomheten. Det gjør det mindre lønnsomt å lete, færre funn blir utbygd og tilleggsressurser fra eksisterende felt blir ikke utvunnet.

Økningen i kostnadsnivået i sektoren medfører lavere verdiskaping fra feltene. Et høyere kostnadsnivå gir mindre overskudd fra løpende produksjon og vil i tillegg gi lavere verdiskaping fra felt i drift ved at framtidig produksjon påvirkes gjennom:

tidligere nedstenging av felt i drift

mindre investeringer i videreutvikling av feltene, for eksempel tiltak for økt utvinning

færre funn som bygges ut og fases inn til felt i drift

at det blir mindre attraktivt å lete nær eksisterende infrastruktur (nærfeltsleting)

I punkt 4.2.4 er slike kjedeeffekter omtalt som en dominoeffekt.

For høye enhetskostnader gjør produksjonen mindre lønnsom og mindre robust for endringer i oljeprisen, noe som fører til at selskapene avslutter produksjonen tidligere enn planlagt. Ressurser og verdier blir ikke utnyttet.

En økning i kostnadsnivå betyr også at det blir mer krevende å få gjennomført nye tiltak for videreutvikling av feltene i drift, for eksempel økt utvinning, fordi disse investeringene blir mindre lønnsomme. Når feltet kommer lenger ut i produksjonsforløpet, vil lønnsomheten ved ytterligere tiltak vanligvis avta og tiltak for økt utvinning vil vurderes som marginale prosjekter av selskapene. Det vil særlig være krevende for rettighetshaverne å få tilstekkelig lønnsomhet i prosjekter som medfører nye store investeringer, for eksempel i nye innretninger eller ombygging av eksisterende innretninger.

Et område hvor kostnadsveksten har vært særlig sterk er innenfor boring. Over 50 pst. av investeringene på felt i drift de nærmeste årene vil være knyttet til boring av produksjonsbrønner. En betydelig andel av borekostnadene er nært forbundet med tidsbruk. Hvor raskt boreprosessen går, også kalt boreeffektiviteten, vil derfor ha stor betydning for borekostnaden. Kostnadene ved boring etter små ressurser og/eller ressurser som innebærer lange brønnbaner, er derfor avgjørende når det skal besluttes om det skal bores flere brønner på et felt. Det er derfor viktig at det arbeides med å redusere kostnadene ved boring av brønner slik at mindre boremål kan nås på en lønnsom måte. Effektivisering av boreprosessen og standardisering av brønndesign og utstyr, vil være et viktig bidrag til bedre lønnsomhet. Lavere riggrater vil bidra positivt.

Et høyt kostnadsnivå vil redusere lønnsomheten i utbygging av nye funn. De fleste funnene på norsk sokkel som ikke er besluttet bygget ut, ligger i en avstand nært nok til eksisterende infrastruktur til at de kan bygges ut som havbunnsfelt knyttet til eksisterende infrastruktur. Et unødvendig høyt kostnadsnivå vil påvirke mulighetene for lønnsom utbygging av disse funnene. Dette vil også påvirke vertsfeltenes mulighet for å få utnyttet den ledige kapasitet i infrastrukturen gjennom innfasing av tredjeparter. En slik utvikling trekker ytterligere i retning av tidligere nedstenging av felt i drift.

4.5.1 Oppfølging av utbyggingsprosjekter

Enkelte prosjekter gjennomført på norsk sokkel de siste årene har opplevd store kostnadsoverskridelser, forsinkelser og kvalitetsutfordringer. Dette er prosjekter som Skarv, Valhall videreutvikling og Yme. Departementet ba derfor i 2013 Oljedirektoratet om å gå gjennom erfaringene med en del utbyggingsprosjekter på norsk sokkel de siste årene. Direktoratet konkluderte i analysen med at, selv om det er enkelte unntak, så er de fleste prosjektene på norsk sokkel blitt gjennomført innenfor det usikkerhetsspennet for investeringer som angis ved innlevering av plan for utbygging og drift. Videre konkluderte analysen med at overskridelser i store, kompliserte prosjekter ikke er et særnorsk fenomen, og at flere studier viser en tilsvarende trend internasjonalt.

Basert på gjennomgangen trekker direktoratet i rapporten særlig fram fire forhold knyttet til prosjektgjennomføringen som er sentrale for hvorvidt et prosjekt vil være vellykket:

et grundig tidligfasearbeid

en klar kontraktstrategi som tar hensyn til de viktigste risikoelementene i prosjektet

en grundig prekvalifisering av leverandørene i prosjektet

en god oppfølging av prosjektet fra operatørens side

Det er de involverte oljeselskapene som har ansvaret for å gjennomføre sine prosjekter på en god, effektiv og trygg måte. Innenfor den veletablerte rolle- og ansvarsfordelingen i sektoren har myndighetene styrket oppfølgingen av prosjektene i planleggingsfasen. Formålet med den styrkede oppfølgingen er å bidra til å redusere sannsynligheten for kostnadsoverskridelser og forsinkelser i nye utbyggingsprosjekter.

4.5.2 Lønnsomhet i småfunn

En hovedutfordring for petroleumsvirksomheten framover er å få til lønnsomme utbygginger av mindre funn. Med dagens teknologi er det undervannsutbygging med innfasing til eksisterende infrastruktur som ofte er den mest aktuelle utbyggingsløsningen for mindre funn. Over en tiårsperiode har utbyggingskostnadene for havbunnsfelt mer enn doblet seg.

Enhetskostnadene for mindre undervannsutbygginger er på nivå med, eller lavere enn utbygginger av større funn som krever innretning på havoverflaten. Det er flere faktorer som påvirker muligheten for kostnadseffektiv utbygging av slike funn. Avstand, og i hvor stor grad vertsplattformen er tilpasset funnets prosess og transportbehov, er viktige elementer i vurderingen av hvorvidt det er mulig å få til en lønnsom undervannsutbygging.

Kostnadene knyttet til en undervannsutbygging kan knyttes til fire hovedelementer: boring av brønner, brønnramme, rør/kontrollkabel/stigerør og modifikasjoner på vertsinnretning.

brønnrammen inneholder det som trengs for å styre og kontrollere brønnene

rør og kabler for transport (av produksjon, eventuell vann eller gass til injeksjon, eller produksjonskjemikalier) og styring av anlegget

omfanget av modifikasjonene på vertsplattformen varierer avhengig av plass og vektkapasitet samt hvor godt tilpasset plattformen er behovene til det enkelte funn som skal knyttes til

boring av brønner gjøres som oftest gjennom bunnrammen med halvt nedsenkbare rigger

De siste femten årene har det vært stor kostnadsvekst innen disse områdene, jf. figur 4.14. Kostnadsøkningene knyttet til undervannsinnretninger har relativt sett vært større enn for andre. Det har ført til at industrien vurderer alternative løsninger for utbygging av små funn.

Figur 4.14 Kostnadsutvikling internasjonalt for undervannsutbygginger fra år 2000 i nominelle verdier

Kilde: IHS

Brønnkostnadene er et vesentlig kostnadselement og utgjør vanligvis 40-50 pst. av de samlede utbyggingskostnadene for et havbunnsfelt. Størrelsen på modifikasjonskostnadene kan variere betydelig mellom ulike havbunnsfelt. Hvis vertsplattformen ikke er tilrettelagt for innfasing av et havbunnsfelt, kan denne kostnaden utgjøre en betydelig del av utbyggingskostnadene.

Reduserte priser i leverandørmarkedet som følge av et lavere aktivitetsnivå, vil kunne bidra til lavere utbyggingskostnader og dermed økt lønnsomhet. I tillegg er det viktig at produktivitet og effektivitet i hele utbyggingskjeden økes. Dette kan for eksempel skje ved at kostnadene reduseres gjennom standardisering av utbyggingsløsninger, forenkling av arbeidsprosesser og reduserte krav til dokumentasjon, nye tekniske og kommersielle løsninger, samt en raskere prosjektgjennomføring.

Teknologiutvikling for å utvikle nye tekniske løsninger, kan gi viktige bidrag til økt lønnsomhet både ved å få ned utbyggings- og vedlikeholdskostnadene og få utvinningsgraden opp. Bruk av nye innretningskonsept, som f.eks. ubemannede innretninger og modulære boreinnretninger som erstatning for tradisjonelle havbunnsutbygginger, er eksempler på slike aktuelle teknologier.

Den siste effekten av et høyt kostnadsnivå følger av de andre effektene beskrevet over. I en situasjon med høye driftskostnader, potensielt kortere levetid for feltene og høye kostnader for å bygge ut nye funn, vil insentivene for feltnær leting svekkes. Dette kan medføre redusert leteaktivitet, særlig i modne områder.

Det er helt avgjørende at driftskostnadene og kostnadene ved å investere i felt i drift og utbygging av funn holdes under kontroll slik at det store potensialet for verdiskaping som er i feltene kan realiseres. Historien har vist at det er krevende for næringen å holde effektiviteten oppe og kostnadene nede i perioder med høy oljepris. Dagens oljeprisnivå gir en anledning til å ta grep for å få kostnadene ned.

4.5.3 Mindre papir gir økt produktivitet

Det er flere årsaker til kostnadsveksten på norsk sokkel. Noen er strukturelle og knyttet til at vi har produsert de billige ressursene og gjenværende oljeressurser dermed blir stadig dyrere å utvinne. Andre er sykliske som at høy oljepris medfører høyt aktivitetsnivå og høyere pris på innsatsfaktorer som brukes i petroleumsproduksjon. En betydelig andel av kostnadsøkningen kan ikke forklares av disse to faktorene.

En forklaring på den resterende kostnadsøkning som ofte blir trukket fram, blant annet av næringen selv, er omfattende kravspesifisering både fra myndigheter og innad i industrien/selskapene, se illustrasjon i figur 4.15. Nederst ligger myndighetskravene slik det følger av lover og forskrifter. Hvordan regelverket faktisk virker er ikke bare gitt av lover og forskrifter. Også praktisering og tolkninger er viktige. Over dette er en rekke lag med krav fastsatt av næringen. Først kommer internasjonale standarder som ofte blir supplert med NORSOK-standarder. Deretter kommer selskapenes egne standarder som kan variere mellom områder og felt. Slike lagvise standarder medfører store kostnader, ikke minst knyttet til krav til dokumentasjon. Konsekvensen blir gjerne skreddersøm og manglende standardløsninger. Stordriftsfordeler kan i begrenset grad utnyttes.

Figur 4.15 Ulike nivåer av tekniske krav og standarder innen olje- og gass næringen

Kilde: McKinsey

Selv om offentlige myndigheter gjennom sitt regelverk kan bidra til redusert kostnadsnivå, er det likevel næringen selv og partene i arbeidslivet som sitter med nøkkelen til å redusere kostnadene. Ikke minst kan industrien gjennom sitt arbeid for høyere effektivitet og økt produktivitet, bidra til å nå målet om lavere kostnader og høyere verdiskaping. Myndighetene støtter aktivt opp under det viktige arbeidet industrien må gjøre på dette området. Samtidig er det avgjørende at kortsiktige kostnadstiltak ikke gir en negativ virkning på den langsiktige og samlede verdiskapingen. Standardisering er, sammen med teknologiutvikling, de viktigste faktorene for å redusere kostnadene. Standardisering betyr både å lage standarder slik at elementer kan masseproduseres/gjenbrukes istedenfor å måte skreddersys, men også at overflødige standarder og krav fjernes. Det samme gjelder krav hvor kostnadene ikke står i rimelig forhold til det man ønsker å oppnå. Ikke minst er det blitt hevdet, blant annet fra næringen selv, at kostnaden ved krav til dokumentasjon i svært mange tilfeller overstiger nytteeffekten.

Derfor er det gledelig at eierne av NORSOK-standarden, Norsk Olje og Gass og Norsk Industri, har satt i gang et arbeid med å revidere standardene der et sentralt element blir å forenkle dem for å redusere kostnadene. Nye og eksisterende krav vil bli gjennomgått for å se om anbefalingene kan forsvares ut fra en kost-nyttevurdering.

4.5.4 Bedre kost-/nytte-vurderinger ved myndighetstiltak

I Sundvolden-plattformen går regjeringen inn for å arbeide for å redusere kostnadsnivået på norsk sokkel, blant annet gjennom oppfølging av Åm-utvalget og Reiten-utvalget. I 2011 la Åm-utvalget fram sin rapport om økt utvinning, mens Reiten-utvalget i 2011 la fram sin innstilling om økt bore- og brønnaktivitet på norsk sokkel. De framhever begge at kostnadsreduksjoner vil både kunne bidra til økt utvinning og økt bore- og brønnaktivitet. Reiten- og Åm-utvalgene kom med flere forslag som vil være med å redusere kostnadene på norsk sokkel. Blant annet ble tiltak som sørger for bedre flyt av rigger mellom ulike lands sokler foreslått av begge utvalg.

Arbeids- og sosialdepartementet har som oppfølging av dette bedt Petroleumstilsynet om å komme med forslag og tiltak som kan bidra til bedre riggflyt mellom soklene i Nordsjøen. Redegjørelsen skal være ferdig innen 1. juli 2015, og følges opp av Arbeids- og sosialdepartementet og Olje- og energidepartementet.

I Reiten- og Åm-utvalgene ble det også lagt vekt på behovet for bedre avveininger mellom nytte og kostnader. Det samme gjorde Engen-utvalget, som i 2012 la fram sin rapport «Tilsynsstrategi og HMS-regelverk i norsk petroleumsvirksomhet.» Regjeringen har satt i gang et arbeid med å lage en sektorveileder for samfunnsøkonomiske analyser for petroleumsvirksomheten. Målet er at veilederen skal sikre et bedre beslutningsgrunnlag for myndighetene.

4.5.5 Utvikle og ta i bruk nye løsninger

Det er gjerne gjennom å tenke helt nytt at kostnadene kan reduseres dramatisk. Derfor er det viktig å fortsatt utvikle og ta i bruk nye tekniske løsninger på felt, ved utbygging av funn og innen leting. Disse forbedringene skal selvfølgelig skje innen trygge rammer når det gjelder HMS. I tillegg kan slike løsninger øke ressursuttak og dermed verdiskapingen. Slike effekter gir større inntekter til et hvert tiltak og gjør de dermed mer kommersielt attraktive. Også på den kommersielle siden kan man gjennom nytenking gjøre en større del av ressursbasen lønnsom ved å finne forretningsmuligheter som gjør investeringer og tiltak mer attraktive for de involverte selskapene.

Norsk sokkel har vært en foregangsprovins i å utvikle og ta i bruk ny teknologi og nye løsninger innen alle faser av virksomheten. Eksempelvis innenfor undervanns-produksjonssystemer, bore- og brønnteknologi, reservoarmodellering og flerfasetransport. Store ressursmengder og verdier er realisert gjennom ambisiøse beslutninger om bruk av ny teknologi. Når ny teknologi først har blitt kvalifisert og implementert på et felt, har denne teknologien åpnet mange nye muligheter for verdiskaping på andre felt og funn på sokkelen. De gjenværende oljeressursene på norsk sokkel er betydelige, og for å utvinne disse ressursene, er det viktig at arbeidet med utvikling og implementering av ny teknologi fortsetter, herunder at aktørene i næringen inngår samarbeid for i felleskap å ta nye steg innenfor dette området.

Det har siden forrige stortingsmelding ble lagt fram i 2011 blitt besluttet flere utbygginger med utbyggingskonsepter som er nye for norsk sokkel. I år planlegges oppstart av undervannskompresjonsanlegg på både Åsgard og Gullfaks Sør. Her er det gjort betydelige teknologiske framskritt som realiserer store tilleggsverdier for disse feltene og som på sikt vil kunne bidra til utvikling av andre felt og funn. Med siste års utvikling av undervannsseparasjon, pumper og kompressorer, er det mulig å se konturene av verdens første komplette undervannsfabrikk på norsk sokkel.

Høyt kostnadsnivå og reduserte oljepriser gjør behovet for teknologiutvikling og nytenkning gjennom feltenes levetid viktigere enn på lenge. I plan for utbygging og drift for Sverdrup-feltet vil det foreligge en strategi for implementering av og kontinuerlig oppmerksomhet mot ny teknologi gjennom feltets levetid. På Linge-feltet har selskapene valgt en driftsmodell som baserer seg på mer fjernstyring fra land og mindre bemanning offshore enn på sammenlignbare felt.

I industrien arbeides det med utvikling av en type forenklet brønnhodeplattform uten helikopterdekk eller boligplattform, og hvor ombordstigning i forbindelse med vedlikehold gjøres fra et fartøy. Dette konseptet kan for enkelte funn være en kostnadseffektiv løsning i forhold til en mer tradisjonell havbunnsutbygging, se figur 4.18.

For en stor andel av funnporteføljen på norsk sokkel er undervannsløsninger knyttet inn til eksisterende infrastruktur det mest sannsynlige utbyggingsalternativet. Vekt- og kapasitetsbegrensninger på eksisterende infrastruktur kan gi utfordringer med å realisere funnene. Videreutvikling og nyutvikling av teknologi som adresserer disse begrensningene, som for eksempel brønnkompletteringsløsninger som stenger ute vann og havbunnprosessering, vil bli viktig framover. Et eksempel er Seabox sin SWIT-teknologi (se figur 4.16) som behandler sjøvann til injeksjonskvalitet, og som sammen med en undervanns-injeksjonspumpe kan bli en foretrukket løsning framfor tradisjonelle vanninjeksjonssystemer.

Bedre reservoarforståelse gjennom permanent overvåkning av reservoaret, som eksempelvis er igangsatt på Snorre, vil gjøre det enklere å identifisere nye tiltak på produserende felt. Et av de viktigste tiltakene for økt utvinning på mange felt er å bore nye brønner. Det er viktig at en framover finner metoder og teknologi for å redusere bore- og brønnkostnadene slik at brønnmål med mindre ressurser blir lønnsomme. Avanserte metoder for økt utvinning (EOR – Enhanced Oil Recovery) er fortsatt lite brukt til tross for forskning og spredte pilotforsøk og feltanvendelser. Ved Universitet i Stavanger er det nylig etablert et forskningssenter for økt oljeutvinning. Senteret samarbeider med oljeselskapene for å bygge kunnskap og teknologi for å øke utvinningsgraden ut over det som ligger i dagens vedtatte planer for drift av feltene.

Boks 4.3 Eksempler på lovende teknologier

Eksempler på teknologier som kan bidra til økt utvinning er Schlumberger sin GeoSphere-teknologi og Fishbones. GeoSphere-teknologien til Schlumberger, se figur 4.17 gir detaljert sanntidsinformasjon om reservoaret under boreoperasjonen og bidrar til mer kontrollert plassering av horisontale brønner. Teknologien kan bidra til reduserte kostnader ved å redusere behovet for pilothull og få en mer optimal drenering av reservoaret.

Figur 4.16 Seabox

Kilde:  Seabox

Figur 4.17 Schlumberger GeoSphere

Kilde: Schlumberger

På Smørbukk Sør forventes det en betydelig produksjonsøkning når Fishbones’ (se figur 4.19) teknologi skal benyttes i 2015. Prosjektet er blitt støttet av Demo2000- programmet.

Figur 4.18 Forenklet brønnhodeplattform uten boligkvarter og helikopterdekk

Kilde: Statoil

Figur 4.19 Fishbones

Kilde: Fishbones

For å videreutvikle norsk olje- og gassnæring, er det avgjørende å styrke utdanning, forskning og innovasjon som gjør det mulig å utnytte mer av ressursbasen og redusere kostnadene. Forskning og teknologiutvikling er fortsatt en helt sentral faktor for framtidig verdiskaping. Myndighetene har et ansvar for å sørge for at næringen har egeninteresse av å drive forskning og teknologiutvikling. For eksempel utløser offentlige bevilgninger økt FoU innsats i næringen. Det er viktig at staten også framover bidrar med FoU-bevilgninger på områder som har stor samfunnsøkonomisk verdi, men som ikke prioriteres av næringen selv.

Kostnadsutfordringen må tilnærmes fra ulike hold. Det er viktig med FoU som kan bidra til å snu utviklingen og på den måte sikre konkurransekraft, verdiskaping og arbeidsplasser. Kostnadene ved utslipp av CO₂ i sektoren er en sterk driver for å utvikle mer energieffektive løsninger. Økt aktivitet i nordområdene krever nye og mer kostnadseffektive løsninger for leting, utbygging og drift. Mangel på infrastruktur, annerledes geologi og klimatiske forhold representerer forskningsmessige utfordringer. Videre nødvendiggjør fallende oljeproduksjon i modne områder ny teknologi og kunnskap som kan forlenge produksjonen. Ovennevnte utfordringer krever grunnleggende forskning samt anvendt forskning med tung industriinvolvering. Forskningsrådets program Petromaks 2 er det viktigste virkemiddelet i denne sammenheng.

Teknologisk innovasjon bygger på langsiktig forskning og kompetanseutvikling. For å introdusere ny teknologi og nye løsninger i markedet, er det behov for gode og treffsikre virkemidler. DEMO 2000 er det mest markedsnære virkemiddelet i innovasjonskjeden for petroleum, og programmet retter seg spesielt mot leverandørindustrien. Det foreligger en rekke teknologier og løsninger som kan bidra til økt kostnadseffektivitet og lønnsomhet, men som ikke har blitt tatt videre i innovasjonskjeden gjennom demonstrasjon og uttesting. Kostnader og risiko knyttet til uttesting av ny teknologi fører til at prosjektene ikke igangsettes. Offentlig støtte gjennom DEMO 2000 for å avlaste risiko, er et viktig bidrag, men ikke en tilstrekkelig forutsetning. Det er også avgjørende at industrien finner fram til samarbeidsmodeller som gjør at det blir kommersielt attraktivt å teste ut og ta i bruk nye løsninger. Det er viktig at industrien selv er en pådriver, og at det er et godt samarbeid mellom oljeselskapene for å ta i bruk ny teknologi både i og på tvers av de respektive lisensene.

I tråd med Åm-utvalgtets anbefalinger har både Petromaks 2 og Demo 2000 blitt styrket, og ett nytt forskningssenter for økt utvinning har blitt etablert, se boks 4.4. Et viktig delmål er å sikre rekruttering av relevant kompetanse til petroleumssektoren.

Regjeringen lanserte i 2014 en langtidsplan for forskning og høyere utdanning (LTP), der petroleumsrettet forskning og teknologiutvikling er ett av de prioriterte områdene. Utvikling av mer kostnadseffektiv teknologi og økt utvinning er sentrale mål for forskningsinnsatsen.

Videre har strategiorganet OG21 satt kostnadseffektivitet og implementering av ny teknologi på dagsorden. OG21s anbefalinger inngår som grunnlag for prioriteringene i den offentlige forskningsinnsatsen.

Boks 4.4 OG21

Gjennom OG21 samarbeider oljeselskaper, leverandører, universiteter, forskningsinstitusjoner og myndigheter for å utvikle og gjennomføre en omforent forsknings- og teknologistrategi for norsk petroleumsvirksomhet.

OG21 bidrar en til en samordnet nasjonal innsats innen forskning, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering. OG21 har et styre som gir råd om hvordan forskningsinnsatsen bør innrettes og hvilke teknologiområder som bør prioriteres.

Den offentlige forskningsinnsatsen blir i all hovedsak ivaretatt av Norges forskningsråd gjennom programmene PETROMAKS 2 og DEMO 2000. I tillegg skal de to forskningssentrene ARCEx – Research Centre for Arctic Petroleum Exploration og det nasjonale senteret for økt oljeutvinning bidra til å nå målene i OG21-strategien. OG21 strategien vil bli revidert i løpet av 2015. Kostnadsutviklingen på norsk sokkel er et sentralt tema i strategiarbeidet.

Figur 4.20

Kilde: Olje- og energidepartementet

Del 3
Utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet

5 Utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet

5.1 Innledning

Departementet mottok fredag 13. februar 2015 følgende planer knyttet til første byggetrinn for Johan Sverdrup-feltet:

plan for utbygging og drift (PUD) av Johan Sverdrup-feltet, med søknad om godkjennelse

plan for anlegg og drift (PAD) av kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet, med søknad om tillatelse

plan for anlegg og drift (PAD) av eksportrørledninger for olje og gass fra Johan Sverdrup-feltet, med separate søknader om tillatelser for hhv. olje- og gassrørledningen

Statoil Petroleum AS overleverte planene på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 265, 501, 501 B og 502. Statoil skal være operatør for feltet, for kraft fra land-anlegget og for rørledningene.

Rettighetshaverne har i tillegg søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Søknaden omfatter kabelanlegg med tilhørende elektriske anlegg nødvendige for et uttak på inntil 300 megawatt (MW) fra Kårstø. Statoils søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

Sverdrup-forekomsten ble først påvist i funnbrønnen 16/2-6 i utvinningstillatelse 501 i 2010. Brønn 16/2-8 bekreftet i 2011 at forekomsten også strekker seg inn i utvinningstillatelse 265. Brønn 16/5-3 viste i 2013 at en liten del av funnet i tillegg strekker seg inn i utvinningstillatelse 502. Det er dermed påvist at Sverdrup-forekomsten strekker seg over utvinningstillatelsene 265, 501 og 502, med en mulig videre utstrekning inn i tillatelsen 501 B. Rettighetshaverne og deres deltakerandeler i de fire underliggende utvinningstillatelsene er vist i tabell 5.1. I 2012 fikk funnet navnet Johan Sverdrup. Funnet ligger om lag 155 kilometer fra land (Karmøy) og dekker et område på om lag 200 kvadratkilometer. Havdypet i området er 110-120 meter. Planlagt produksjonsstart er desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år.

Tabell 5.1 Fordeling av eierandeler i utvinningstillatelsene 265, 501, 501 B og 502

Rettighetshaver (pst.)

265

501

501 B

502

Statoil Petroleum AS

40

40

40

44,44

Lundin Norway AS

10

40

40

Petoro AS

30

33,33

Det norske oljeselskap ASA

20

22,22

Maersk Oil Norway AS

20

20

For å oppnå best mulig ressursforvaltning, fastslår petroleumsloven at rettighetshaverne i slike situasjoner skal samordne – unitisere – petroleumsforekomsten slik at den utnyttes som én enhet. For å unngå utsettelse av Sverdrup-prosjektet, var det avgjørende at rettighetshaverne leverte inn PUD innen 13. februar 2015. Rettighetshaverne i Sverdrup lyktes ikke innen rimelig tid å fremforhandle en omforent unitiseringsavtale. Det følger da av petroleumsloven § 4-7 at Olje- og energidepartementet har rett til å fordele forekomsten mellom de aktuelle rettighetshavergruppene. Flertallet av rettighetshaverne har også bedt departementet om å gjøre dette. Departementet har besluttet å fordele forekomsten.

Fram til departementet har fordelt forekomsten, vil den eierfordeling gjelde som fire av fem rettighetshavere var enige om ved innsendelse av PUD. Denne fordelingen er som følger: Statoil Petroleum (40,0267 pst.), Lundin (22,1200 pst.) Petoro (17,8400 pst.), Det norske oljeselskap (11,8933 pst.) og Maersk Oil (8,1200 pst.).

Figur 5.1 Geografisk plassering av Sverdrup-feltet og eksportrørledninger for olje og gass

Kilde: Statoil

5.2 Ressurser og produksjon

Grunnlaget for utbyggingen er oljeressursene i Sverdrup-forekomsten. Utstrekningen av denne forekomsten er grunnlaget for området som er omfattet av plan for utbygging og drift av Sverdrup-feltet.

Reservoaret er relativt homogent, med høy til svært høy permeabilitet. De sentrale delene av feltet har en reservoartykkelse på 40-70 m. Dybden til olje-vann-kontakten varierer noe, men innsamlede data indikerer at de påviste funnene kan anses som én forekomst. Reservoaret har ingen gasskappe.

Utvinnbare reserver for Sverdrup-feltets første byggetrinn er beregnet til 296 mill. Sm³ o.e. Dette tilsvarer 1,86 mrd. fat o.e. Om lag 95 pst. av dette er olje, 3 pst. er tørrgass og resten er NGL.

Produksjonskapasitet for første byggetrinn er 50 000-60 000 Sm³ olje per dag.

Den valgte dreneringsstrategien på feltet er vanninjeksjon med gassløft i produksjonsbrønnene og assosierte metoder for økt oljeutvinning. Til å begynne med vil det være lite produsert vann, og sjøvann vil bli benyttet. Etter hvert vil alt produsert vann bli injisert som trykkstøtte i kombinasjon med sjøvann.

5.3 Utbyggingsløsning

I første byggetrinn planlegges feltet utbygd med et feltsenter bestående av fire plattformer; en prosessplattform, en stigerørsplattform, en boreplattform og en boligplattform. Det vil også installeres tre havbunnsrammer for injeksjon av vann til trykkstøtte.

Figur 5.2 Feltsenteret for Johan Sverdrup-feltet. Fra venstre til høyre: Boligplattform, prosessplattform, boreplattform og stigerørsplattform

Kilde: Statoil

Boreplattformen blir bygget for samtidig boring, brønnintervensjon og produksjon. I første byggetrinn vil det bli boret 35 brønner. Fra slutten av 2018 og til 2019 vil boreplattformen operere frittstående, kun koblet mot stigerørsplattformen. Den vil også kobles til prosessplattformen, når denne blir installert i 2019. Boreplattformens ytre mål er 71x33x112 meter, og den vil ha en total vekt på om lag 21 500 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Stålunderstellets vekt er om lag 19 200 tonn. Når produksjonen starter, vil brønnstrømmen fra reservoaret komme inn på denne plattformen og bli sendt videre til prosessplattformen for behandling.

Prosessplattformen er en prosess- og hjelpeutstyrsplattform, som er broforbundet med boligplattformen og boreplattformen i hver sin ende. Plattformen inneholder blant annet feltsenterets hovedprosessystemer. Plattformens ytre mål er 100x28x47 meter, og den har en total vekt på om lag 26 300 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Vekt på stålunderstellet er om lag 15 800 tonn. På prosessplattformen vil olje bli separert og gass komprimert og tørket. Deretter sendes olje og gass videre til stigerørsplattformen.

Stigerørsplattformens hovedfunksjon er å ivareta utgående og innkommende rørlinjer og kabler til og fra feltsenteret. Dette gjelder både for første og for kommende byggetrinn, samt for eventuelle tredjepartstilknytninger. Den har også utstyr for videre transport av olje og gass til henholdsvis Mongstad og Kårstø. Omformerstasjonen for likestrømskablene fra land til første byggetrinn vil også bli plassert på denne plattformen. Det er avsatt plass for framtidige moduler eksempelvis knyttet til tiltak for økt utvinning. Stigerørplattformen vil ha broforbindelse til boreplattformen. Plattformens ytre mål er 124x28x42 meter, og den har en total vekt på om lag 21 800 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Vekt på stålunderstellet er om lag 24 600 tonn.

Boligplattformen er en bolig- og hjelpesystemplattform, som vil være broforbundet med prosessplattformen. Den vil ha sengeplasser og andre fasiliteter til å betjene opptil 560 personer. På denne plattformen vil også beredskapssenteret og kontrollrommet som styrer hele feltsenteret bli plassert. Boligplattformen vil i tillegg bli utstyrt med livbåter og helikopterdekk. Plattformens ytre mål er 91x28x47 meter, med en total vekt på om lag 19 500 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Vekt på stålunderstellet er om lag 8 100 tonn.

De tre bunnrammene vil ha fire brønnslisser hver. Det er planlagt å bruke alle tolv brønnslissene til injeksjon av både behandlet sjøvann og produsert vann. Bunnrammene forsynes med to parallelle rør, ett for hver vanntype. Det kan velges hvilken vanntype som går til hvilken brønn. Bunnrammene styres fra feltsenteret.

Planlagt produksjonsstart for feltet er desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år. Faste installasjoner og utstyr som ikke kan skiftes ut er designet med levetid for hele den forventede produksjonsperioden. Utstyr som kan byttes ut har normal levetid på 20 år.

Gjennom et nytt oljerør skal olje transporteres fra stigerørsplattformen til Mongstad-terminalen. Rørledningen for olje har en diameter på 36 tommer og er 274 kilometer lang. Den vil ha en kapasitet på 100 000 – 120 000 Sm³ olje per dag, noe som gjør den dimensjonert for å håndtere fullfeltsproduksjon. Det forventes ikke å være ledig transportkapasitet for tredjepartsvolumer før feltet går av platå, noe som ifølge operatøren ikke vil skje før tidligst i 2025, avhengig av blant annet beslutning om fullfeltskapasitet. De siste 10 kilometer til Mongstad-terminalen vil rørledningen være dels nedgravd i grøft på land og dels gå i tunnel. Det skal også gjøres modifikasjoner på Mongstad-terminalen. Oljen kan eksporteres med skip fra Mongstad-terminalen. Deler av oljen kan bli raffinert på Mongstad-raffineriet.

Et nytt gassrør fører gassen fra stigerørsplattformen over til Statpipe for videre transport til Kårstø gassterminal. Den 18-tommers rørledningen for gass er 156 kilometer lang, og gjennom et nytt tilkoblingspunkt kobles denne på den eksisterende Statpipe rikgassrørledning, som er del av Gassled. Det vil allerede fra oppstart være ledig kapasitet for tredjepartsvolumer i gassrøret. Gassen vil transporteres videre gjennom Statpipe til Kårstø gassterminal i Tysvær. På Kårstø kan NGL skilles ut og selges separat, mens tørrgass hovedsakelig går videre gjennom Gassled til kontinentet eller Storbritannia.

Både for olje og gass forventes det at tredjepartsvolum vil kunne få adgang til infrastrukturen, enten via stigerørsplattformen eller direkte tilknytning til rørledningene.

Operatøren planlegger å legge driftorganisasjonen til Stavanger, hovedforsyningsbasen til Dusavika utenfor Stavanger, og helikoptertransporten fra Stavanger lufthavn Sola.

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. I første byggetrinn vil kraftforsyningen fra nettet på land og ut til Sverdrup-feltet etableres. Kraften vil føres inn på stigerørsplattformen, og herfra fordeles til de andre plattformene som utgjør feltsenteret. Kraftforsyningskapastitet for første byggetrinn på Sverdrup vil være 100 MW levert på feltet.

Det vil også bli gjort investeringer som forbereder anlegget på den framtidige områdeløsningen for kraft fra land. Den framtidige utvidelsen av kraft fra land-løsningen vil bli omfattet av en egen PAD. Kraft fra land blir nærmere beskrevet i kapittel 8 og i kapittel 11 som omhandler områdeløsningen for kraft fra land.

Figur 5.3 Kraft fra land-områdeløsningen for feltene Johan Sverdrup, Gina Krog, Edvard Grieg og Ivar Aasen

Kilde: Statoil

5.4 Investeringer og lønnsomhet

Investeringer knyttet til første byggetrinn beløper seg til 117 mrd. 2015-kroner, hvor anlegg, brønner, eksportfasiliteter og prosjektkostnader representerer de største investeringene. Det er usikkerhet i estimatene for investeringskostnader. Operatøren anslår med en sikkerhet på 80 pst. at de faktiske investeringskostnadene vil ligge mellom 20 pst. under estimatene og 20 pst. over estimatene.

Av disse 117 mrd. 2015-kroner beløper om lag 90 mrd. 2015-kroner seg til feltsenteret, med fire broforbundne plattformer, havbunnsinnretninger, og kraft fra land-løsningen. Operatørens planer viser en investeringskostnad for boligplattformen på om lag 15 mrd. 2015-kroner, mens bore-, prosess-, og stigerørsplattformen hver har et investeringsestimat på mellom 19-22 mrd. 2015-kroner. Investeringene knyttet til kraft fra land-løsningen til Sverdrup-feltets første byggetrinn beløper seg til totalt seks mrd. 2015-kroner. Brønnboring beløper seg til om lag 17 mrd. 2015-kroner. Om lag 10 mrd. 2015-kroner er estimert til eksportanlegg og inkluderer oljerørledning til Mongstad, modifikasjon av Mongstad-terminalen, og gassrørledning til Statpipe.

De forventede årlige driftskostnadene i første byggetrinn vil i gjennomsnitt være om lag 3,4 mrd. 2015-kroner.

Forventet nåverdi før skatt for prosjektets første byggetrinn er om lag 270 mrd. 2015-kroner. Balanseprisen før skatt for prosjektet er beregnet til 32 US dollar per fat.[18]

Balanseprisen er den pris et petroleumsfelt må få for sine produkter for å dekke produksjonsomkostningene og en rimelig forrentning av kapitalen.

Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris, utvinnbare reserver og forsinkelser. Analysen viser at nåverdien forblir positiv og dermed er robust overfor endringene.

Figur 5.4 Operatørens sensitivitetsberegninger

Kilde: Statoil

For fullfeltsutbyggingen er det forventet at de totale investeringene vil ligge på om lag 200 mrd. 2015-kroner. De årlige gjennomsnittelige driftskostnadene ved full feltutbygging ventes å være om lag 4,9 mrd. 2015-kroner. Tallene er forbundet med stor usikkerhet, da konseptet for neste byggetrinn ikke er valgt ennå.

5.5 Nærmere om kraftsituasjonen på land

Kraftsystemet i Norge er i hovedsak basert på vannkraft, og kraftproduksjonen varierer med svingninger i nedbør og tilsig til vannmagasinene. Det er utsikter til et økende nordisk kraftoverskudd i tiden framover. Samtidig vil den norske utvekslingskapasiteten for strøm øke betydelig de kommende årene. Disse forholdene bidrar til å bedre tilgangen på kraft i Norge framover, også i perioder med en stor svikt i tilsiget. Utsiktene til den norske kraftsituasjonen er derfor god på mellomlang sikt. I områder med kraftig forbruksvekst kan likevel et høyt uttak av strøm legge press på kapasiteten i nettet.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt om tilknytning til sentralnettet på Kårstø. Kårstø er del av en ringforbindelse i Nord-Rogaland og Sunnhordland, den såkalte SKL-ringen (Sunnhordland Kraftlag – SKL). Kraftflyten går i stor grad fra de store kraftverkene i Blåfalli og Sauda i øst og ut mot kysten, der det meste av forbruket er lokalisert. Om lag 70 pst. av forbruket er industriforbruk, hovedsakelig fra aluminiumsverkene på Karmøy og Husnes og prosessanlegget på Kårstø. På kysten er det lite produksjonskapasitet, med unntak av gasskraftverket på Kårstø. Gasskraftverket har i hovedsak ikke hatt produksjon siden 2011.

Normalt er kraftsystemet bygget og driftet ut i fra prinsippet om at én komponent kan falle ut uten at det medfører avbrudd i forsyningen, såkalt N-1 forsyningssikkerhet. Den planlagte områdeløsningen med kraft fra land til feltene på Utsirahøyden har et forventet kraftbehov som i følge Statnett er innenfor dagens N-1-grense.

Det presiseres at selv med N-1-forsyning vil det kunne oppstå avbrudd i strømforsyningen. De fleste steder i landet er belastningen på nettet langt lavere om sommeren enn om vinteren, fordi strømforbruket varierer med oppvarmingsbehovet. Den høye andelen industriforbruk i SKL-ringen gir imidlertid en relativt konstant belastning på nettet hele året. Nødvendige utkoblinger for vedlikehold gir derfor perioder med N-0-drift og redusert forsyningssikkerhet, selv om dette utføres i sommerhalvåret. Ifølge Statnett har det vært N-0-drift om lag 100 dager per år de siste fem årene i SKL-ringen. Dersom det oppstår feil i slike situasjoner, kan det føre til avbrudd i strømforsyningen.

I tillegg til kraft fra land til petroleumsvirksomheten, er det forventninger om større forbruksøkninger i annen industri tilknyttet SKL-ringen de kommende årene. Hydro planlegger et nytt pilotanlegg for aluminiumsproduksjon på Karmøy i 2017 og en mulig fullskala utvidelse i 2022–23. I tillegg er det planer om etablering av noe annen industri og en god del vindkraft på Haugalandet.

Ettersom SKL-ringen er et underskuddsområde vil høyere forbruk gjøre driften av nettet i området mer krevende. Statnett har imidlertid vurdert at det er kapasitet i dagens nett til å tilknytte feltene på Utsirahøyden, Hydros pilotanlegg og ny industri i Haugaland næringspark. Ifølge Statnett vil det likevel være et behov for å etablere avtaler for å kunne håndtere situasjoner med feil i nettet som kan inntreffe samtidig med utkobling som følge av planlagt vedlikeholdsarbeid.

Et nytt fullskala aluminiumsanlegg på Karmøy vil ifølge Statnett kreve omfattende nettiltak, som bygging av en ny sentralnettsforbindelse eller spenningsoppgradering av de eksisterende ledningene i SKL-ringen. Statnett har startet arbeidet med en konseptvalgsutredning, der alternative tiltak for å kunne forsyne en større forbruksøkning vurderes.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Søknaden omfatter kabelanlegg med tilhørende elektriske anlegg nødvendige for et uttak på inntil 300 MW fra Kårstø.[19] Operatørens søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

5.6 Vesentlige kontraktsmessige forpliktelser

I medhold av petroleumsloven § 4-2 femte ledd skal vesentlige kontraktsmessige forpliktelser ikke inngås og byggearbeid ikke påbegynnes, før plan for utbygging og drift er godkjent, med mindre departementet samtykker til dette. Eventuelle vesentlige kontraktsmessige forpliktelser som inngås før godkjennelse av PUD skal ha kanselleringsklausuler.

Et samtykke til kontraktsinngåelse eller påbegynt byggearbeid vil ikke påvirke myndighetenes behandling av utbyggingsplanen. Utbyggingsplanen vil bli vurdert uavhengig av inngåtte kontraktsmessige forpliktelser og påbegynt byggearbeid. Rettighetshaverne har det fulle ansvar for økonomisk risiko som inngåelse av kontrakter eller påbegynt byggearbeid før godkjent PUD innebærer, herunder at myndighetene kan endre eller unnlate å godkjenne PUD.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt om å få tildele hovedkontrakter tidlig for å kunne overholde tidsplanen for oppstart av feltet. Dette for å begrense økonomisk risiko, for å sikre kapasitet hos enkeltleverandører og for å sikre god prosjektgjennomføring.

For å legge til rette for framdrift og god prosjektgjennomføring har Olje- og energidepartementet samtykket i at rettighetshaverne kan inngå kontraktsmessige forpliktelser med en antatt eksponering fram til antatt PUD-godkjenning på om lag 2,5 mrd. 2015-kroner, inkludert kanselleringskostnader. Totalomfang av disse kontraktene er på om lag 37,9 mrd. 2015-kroner.

Enkelte kontrakter er allerede tildelt. Aker Solutions er tildelt en detaljprosjekteringsavtale der det inngår prosjektering og innkjøpsledelse fram til produksjonsstart i 2019 for stigerørs- og prosessplattformdekket til Sverdrup-feltets første fase, i tillegg til sammenkoblinger og gangbroer for hele feltet. Kværner Verdal er tildelt byggekontrakt på understellet til stigerørsplattformen. Aibel er tildelt kontrakt for bygging av boreplattformen (topside) på Sverdrup feltsenter. Avtalen omfatter ingeniørarbeid, innkjøp og bygging av dekket til boreplattformen. ABB er tildelt kontrakt for anlegg for kraft fra land til Sverdrup-feltets første byggetrinn. Kontrakten omfatter leveranse av elektroutstyr til en omformerstasjon ved Kårstø i Tysvær kommune og en omformerstasjon på stigerørsplattformen på Sverdrup feltsenter. Alle kontraktstildelinger forutsetter godkjenning av plan for utbygging og drift for Sverdrup-feltet.

5.7 Områdevurdering

Innretningene på Sverdrup-feltet er dimensjonert for at tredjepartsressurser skal kunne fases inn til feltet i framtiden. Første byggetrinn inkluderer om lag 25 stigerør utover dem som er nødvendige for den forventede fullfeltutbyggingen. Disse kan brukes for feltet, økt utvinning eller for tredjepartstilknytninger.

OD utførte i 2013 en områdevurdering av Utsirahøyden sør for å få en oversikt over ressurser som eventuelt kunne fases inn til Sverdrup-feltet. Hovedkonklusjonene i områdevurderingen var at det forventede ressursgrunnlaget i områdene både nordvest og sørvest for Sverdrup-feltet ville kunne gi grunnlag for en ny selvstendig innretning i hvert av områdene. Etter at OD gjorde denne vurderingen har det kommet mer informasjon som ikke har understøttet denne konklusjonen. Nye letebrønner i det nordvestlige området viser at sannsynligheten for å gjøre funn som kan gi grunnlag for en selvstendig innretning er betydelig redusert. Avgrensningsbrønner på 16/4-6 S (Luno II), sørvest for Sverdrup-feltet, har ført til et noe redusert ressursanslag også for dette funnet. Rettighetshaverne i Luno II arbeider videre med å forstå ressursgrunnlaget. Per i dag antas det at funnet mest sannsynlig vil utvikles som en undervannsutbygging tilknyttet Edvard Grieg-feltet. Det vil kunne bli levert en PUD mellom 2017 og 2019.

ODs områdestudie konkluderte med at ressurspotensialet i grunnfjellsområdet mellom Sverdrup og Grieg er begrenset.

Det er gjort en omfattende områdevurdering ved valg av oljeeksportløsning. Gassco har på oppdrag fra Olje- og energidepartementet vurdert oljeeksportløsninger i samarbeid med rettighetshaverne i feltene Grieg, Aasen og Sverdrup. Sverdrup oljerørledning gir sammen med Grieg oljerørledning god kapasitet for transport av olje ut av området. Det forventes ikke at det vil være kapasitet i Sverdrup oljerørledning til tredjepartsvolum før tidligst i 2025. Samtidig vil det være ledig kapasitet i oljerøret fra Grieg-innretningen i samme område også før dette.

Kapasiteten i gassrørledningen kan oppgraderes fra 4 til 10 mill. Sm³ per dag. Siden kapasitetsbehov for Sverdrup-feltet maksimalt forventes å være 4 mill. Sm³ gass per dag, vil det være god kapasitet til tredjepartsvolumer i rørledningen. Det er felt, funn og prospekter på Utsirahøyden både nord og sør for feltet som kan benytte rørledningen. Eksempelvis vil Grane-feltet kunne ha et fremtidig behov for transportkapasitet for rikgass.

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. I første byggetrinn vil kraftforsyningen fra nettet på land og ut til Sverdrup-feltet etableres. Stortinget har bedt om at regjeringen stiller krav om etablering av en områdeløsning for kraft fra land som omfatter Gina Krog, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Johan Sverdrup, hvor hele områdets kraftbehov dekkes med kraft fra land, senest i 2022.[20]

5.8 Disponering av innretningene

Nedstenging og disponering av feltets innretninger og brønner vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det aktuelle tidspunkt. En løsning for disponering av feltets innretninger vil bli beskrevet i avslutningsplanen, som skal leveres til myndighetene tidligst fem år, men senest to år før bruken av innretningene er ventet å bli avviklet. Disponeringskostnadene for første byggetrinn av Sverdrup-feltet er estimert til vel 16 mrd. 2015-kroner.

5.9 Framtidige byggetrinn

På grunn av størrelsen på Sverdrup-feltet må det bygges ut i flere byggetrinn. Rettighetshaverne arbeider med flere konsepter for videreutvikling av feltet. De har gjennomført en rekke studier av mulige utbyggingsløsninger, alle med utgangspunkt i den valgte løsningen for første byggetrinn, som er utformet for å støtte framtidige byggetrinn. I andre byggetrinn planlegges det å utvide prosesskapasiteten. I tillegg vil flere brønner bores fra feltsenteret, og produksjonen fra ett eller flere områder utenfor det sentrale området vil bli knyttet opp til feltsenteret.

Rettighetshaverne har beskrevet fire overordnede konsepter for framtidige byggetrinn i PUD:

ny prosessplattform på feltsenteret og undervannsløsninger i alle områder som ikke dekkes av feltsenteranleggene

ny prosessplattform på feltsenteret, selvstendig brønnhodeplattform på østflanken og undervannsutbygging i de resterende områdene

ny integrert prosess-, bore- og produksjonsplattform på østflanken, og undervannsutbygging i de resterende områdene

ny prosessplattform på feltsenteret, og ubemannede brønnhodeplattformer i alle områder som ikke dekkes av feltsenteranleggene

Rettighetshaverne vil arbeide videre med disse konseptene, samt flere varianter av disse, fram mot antatt konseptvalg for andre byggetrinn i 4. kvartal 2015. Beslutning om videreføring (BoV/DG2) er planlagt i 2016, og investeringsbeslutning samt innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) er planlagt på slutten av 2017. Det vil kreves ny PUD for andre byggetrinn. Andre byggetrinn skal etter planen settes i drift i 2022.

Utvinnbare ressurser ved en fullfeltsutbygging er anslått til 2,3 mrd. fat o.e. Eksportrørledningene for olje og gass som legges i første byggetrinn er dimensjonert for å håndtere en fullfeltsutbygging.

Når feltet er fullt utbygget og produksjonskapasiteten utnyttes, kan det bli produsert 90 000-115 000 Sm³ olje og opp mot 4 mill. Sm³ gass per. dag.

For å illustrere en framtidig fullfeltsutbygging, inkludert produksjonsprofiler og tilhørende økonomiske evalueringer, har rettighetshaverne i PUD lagt til grunn et konsept som inkluderer en ny prosessplattform på feltsenteret og produksjon fra havbunnsrammer i alle framtidige faser. Totale investeringer for en fullfeltsutbygging er da anslått til om lag 200 mrd. 2015-kroner, inklusive investeringene i første byggetrinn på 117 mrd. kroner. De årlige driftskostnadene ved full feltutbygging ventes å være om lag 4,9 mrd. 2015-kroner. Balanseprisen før skatt er, etter operatørens beregninger, anslått til 36 US dollar ved fullfeltsutbygging.

6 Konsekvensutredning for Johan Sverdrup-feltet

6.1 Innledning

Konsekvensutredningen for Sverdrup-feltet har vært på offentlig høring. Forslaget til program for konsekvensutredning ble oversendt høringsinstansene 20. februar 2014.

Basert på det forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 2. september 2014.

Operatøren Statoil har på denne bakgrunn utarbeidet en konsekvensutredning som ble sendt på høring 31. oktober 2014, med høringsfrist 15. januar 2015. En oppsummering av merknadene til konsekvensutredningen med operatørens kommentarer er gjengitt i vedlegg 1.

Utbyggingen ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. Investeringene i Sverdrup-feltet og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, samt supplerende informasjon fra operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

6.2 Utslipp til luft

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. Kraften hentes fra nettet på Kårstø i Rogaland, og omformes til likestrøm på en ny omformerstasjon på Haugsneset, før den overføres i 200 kilometer lange kabler ut til feltsenteret. Det er anslått at kraft fra land for Sverdrup-feltets første byggetrinn vil føre til en besparelse på vel 13 mill. tonn CO2 i løpet av feltets levetid, tilsvarende 330 000 tonn CO₂ årlig. For en fullfeltsutbygging er det tilsvarende anslått at kraft fra land vil føre til en reduksjon i CO₂-utslipp på Sverdrup-feltet på 19 mill. tonn i løpet av Sverdrup-feltets levetid, tilsvarende 460 000 tonn CO₂ årlig.

Det vil også gjøres investeringer på land som forbereder områdeløsningen som skal forsyne Sverdrup-feltet, samt feltene Grieg, Aasen og Krog, med kraft fra land. Stortinget har bedt om at regjeringen stiller krav om at hele områdets kraftbehov skal dekkes av kraft fra land senest i 2022.

Totale utslipp til luft i anleggsfasen for feltets første byggetrinn, fra 2015 til 2019, vil være om lag 342 000 tonn CO₂, 7000 tonn NOx og 350 tonn nmVOC. Dette stammer hovedsakelig fra bore- og brønnoperasjoner, marine operasjoner ved legging og installasjon av rørledninger, transportvirksomhet og lokal kraftgenerering i utbyggingsfasen.

Pumper og kompressorer på Sverdrup-feltet vil bli drevet med kraft fra land, og generer derfor ikke utslipp til luft på plattformene. I driftsfasen vil utslippene stamme fra transport og marine operasjoner, boring og brønnintervensjoner fra mobile innretninger, testing av nødutstyr og nødgeneratorer, sikkerhetsfakling og varmeproduksjon. Drift av feltets første byggetrinn etter 2020, forventes å medføre årlige gjennomsnittlige utslipp på om lag 30 000 tonn CO₂, 360 tonn NOx og 120 tonn nmVOC.

Utslipp av CO₂ vil være omfattet av Det europeiske kvotesystemet og det vil bli betalt CO₂-avgift. NOx-avgift vil bli betalt som for andre utslipp fra petroleumssektoren.

6.3 Utslipp til sjø

Det vil være noe utslipp til sjø i forbindelse med boring og ferdigstillelse av brønnene på Sverdrup-feltet. Utslipp til sjø vil i hovedsak være borekaks og borevæske fra boring med vannbasert borevæske, utslipp av renset borekaks fra boring med oljebasert borevæske og unntaksvis produsert vann. Ved boring av den øverste brønnseksjonen vil det bli benyttet sjøvann. Ved neste brønnseksjon vil det enten bli benyttet sjøvann eller vannbasert borevæske. I de mer krevende brønnseksjonene lenger nede vil det bli benyttet oljebasert borevæske.

Borekaks fra boring med oljebasert borevæske vil bli renset på boreplattformen og sluppet ut til sjø. Borevæsken vil bli gjenvunnet. For mobile borerigger vil borekaksen bli tatt til land for rensing og sluttdisponering der.

Den vannbaserte borevæsken inneholder kun stoffer fra Miljødirektoratets grønne og gule liste og regnes ikke som miljøskadelige. Den oljebaserte borevæsken inneholder kjemikalier fra Miljødirektoratets røde liste, men leverandørene er bedt om å finne alternative borevæsker uten røde kjemikalier. Ved installasjon av rørledninger for transport av olje og gass vil det bli tilsatt stoffer for å hindre korrosjon og begroing. Egen søknad sendes til Miljødirektoratet for utslipp av disse stoffene. Det vil også være noe utslipp i forbindelse med oppstart av plattformene. Det vil være begrensede miljømessige konsekvenser som i hovedsak vil komme fra sanitæravløpsvann fra flotell, testing av utstyr, drenasjevann fra installasjonene og lignende.

Produsert vann er formasjonsvann som følger med brønnstrømmen fra reservoaret, og som derfra kan inneholde uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer, inklusive dispergert olje og kjemikalier som er tilsatt brønnen eller brønnstrømmen. Det produserte vannet vil i normalsituasjonen renses og deretter injiseres i reservoaret for å opprettholde trykket. Rensing av produsert vann vil bli utført med best tilgjengelig teknologi.

Akutte utslipp til sjø kan komme fra utblåsninger fra feltinnretninger under boring eller drift, lekkasjer fra rør, lekkasjer fra undervannsinstallasjoner, prosesslekkasjer eller lekkasjer fra skytteltankere eller lasteoperasjoner. Operatøren planlegger å installere et system for automatisk oppdaging av olje til sjø.

Operatøren planlegger å ha 17 systemer fra Norsk oljevernforening for operatørselskap (NOFO) for å håndtere et eventuelt utslipp til havs.[21] For å håndtere et eventuelt utslipp i kyst og strandsonen planlegger operatøren å ha 13 kystsystemer og 19 fjordsystemer fra NOFO.

En utilsiktet gasslekkasje er i større grad en sikkerhetstrussel enn en miljøtrussel.

6.4 Arealbeslag og fysiske inngrep

Sverdrup-feltet ligger utenfor de områdene hvor det er høyest fiskeriaktivitet. Likevel er det noe fiske i området, først og fremst av sild og makrell. De vanligste fiskemetodene i området for den type fiske er bruk av flytetrål og ringnot, mens bunntrål ikke brukes. Bunntrål har enkelte år blitt brukt for å fiske en del hvitfisk (hyse, torsk og sei). Det er betydelig høyere frekvens av utenlandske fiskefartøy i området enn av norske, ifølge opplysninger fra Fiskeridirektoratet.

Det vil bli opprettet en sikkerhetssone på 500 meter fra plattformenes ytterpunkter. Sikkerhetssonen går fra havbunnen til 500 meter over plattformenes høyeste punkt. For feltsenteret vil sikkerhetssonen utgjøre om lag 2 km².

6.5 Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingen av Sverdrup-feltet er et av de største industriprosjektene i Norge på flere tiår. I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningen vil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift, samt gi inntekter og sysselsetting for norsk industri. Sverdrup-utbyggingen utgjør en betydelig andel av investeringene på norsk sokkel i årene fremover, og er derfor svært viktig for norsk offshorerettet næringsliv.

Operatøren legger til grunn at det senest to år etter at feltet er satt i produksjon, skal gjennomføres en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Samlede kostnader for utbygging og drift i 50 år av Sverdrup-feltets første byggetrinn er vel 280 mrd. 2015-kroner. Samlede inntekter fra feltets første byggetrinn er beregnet til om lag 1 000 mrd. 2015-kroner. Prosjektet er dermed samfunnsøkonomisk lønnsomt, og størsteparten av dette overskuddet tilfaller det norske samfunnet i form av skatteinntekter.

Basert på tidligere utbyggingsprosjekter på norsk sokkel er det beregnet at norsk andel av vare- og tjenesteleveringen til utbyggingen av Sverdrup-feltets første byggetrinn vil være 57 pst. For driftsperioden, som er anslått til å vare i 50 år, er andelen beregnet til å være 94 pst. Disse tallene representerer leveranser fra norske leverandører og underleverandører, ikke kontraktsverdier i seg selv. En norsk leverandør kan bruke en utenlandsk underleverandør, og det utenlandske bidraget blir da fratrukket. Tilsvarende kan en utenlandsk leverandør bruke en norsk underleverandør, og det norske bidraget vil da inngå i den norske andelen.

Figur 6.1 Anslått verdi av norske leveranser i første byggetrinn, fordelt på ulike næringer

Kilde: Statoil

Utbyggingen vil også gjennom konsumvirkninger bidra til sysselsetting hos leverandørene og underleverandørene. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen av prosjektets første byggetrinn er beregnet til om lag 51 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden 2014–2026. Av disse kommer om lag 22 000 årsverk i leverandørbedrifter, 12 000 i underleverandører og vel 17 000 årsverk kommer fra de omtalte konsumvirkningene.

Første byggetrinn er beregnet å generere om lag 2 700 årsverk i norske bedrifter hvert år i driftsperioden. Av disse kommer om lag 1 300 årsverk i offshore- og driftsorganisasjon og leverandørbedrifter, 500 hos underleverandører, mens 900 årsverk kommer som følge av konsumvirkninger.

7 Konsekvensutredning for eksportrørledninger for olje og gass

7.1 Innledning

Det er utarbeidet en samlet konsekvensutredning for eksportrørledningene fra Johan Sverdrup-feltet. Konsekvensutredningen har vært på offentlig høring.

Det ble utarbeidet separate forslag til program for konsekvensutredning for henholdsvis olje- og gassrørledningen. Forslaget til program for konsekvensutredning for oljerørledningen ble oversendt høringsinstansene 30. april 2012. Basert på dette forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 10. oktober 2012. Forslaget til program for konsekvensutredning for gassrørledningen ble oversendt høringsinstansene 14. februar 2014. Basert på dette forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte departementet utredningsprogrammet 11. juni 2014.

Statoil utarbeidet deretter konsekvensutredning for eksportrørledningene fra Sverdrup-feltet. Den ble sendt på høring 22. september 2014, med høringsfrist 23. desember 2014.

Samtidig pågår det en planprosess for regulering av oljerørledningen på land. Dette inkluderer en konsekvensutredning i henhold til plan- og bygningsloven.

Nedenfor følger en samlet omtale av hovedpunktene i konsekvensutredningen. Oppsummeringer av merknadene til konsekvensutredningen med operatørene sine kommentarer er gjengitt i vedlegg 2. Oppsummeringen i vedlegg 2 inneholder også merknader til planprogrammet. Dette for å gi en best mulig oversikt.

Rørledningene ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. Investeringene i rørledningene og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8 – 10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

7.2 Nærmere om prosjektene

Oljerørledningen skal transportere stabilisert olje fra Sverdrup-feltet til Mongstad-terminalen. Rørledningen har en diameter på 36 tommer og en samlet lengde på 274 kilometer. Landfall for rørledningen vil være ved Bergsvikhamn, vest på Fosnøya i Austrheim kommune, om lag 10 kilometer før den når Mongstad. Derfra vil den legges delvis over land nedgravet i grøft og delvis i tunnel.

Figur 7.1 Eksportrørledningen for olje vil strekke seg over enkelte landområder til Mongstad. Grønn stiplet linje er rørledningen. Dobbel svart stiplet linje indikerer tunnel

Kilde: Statoil

Rørledningen starter ved stigerørsplattformen på feltet og ender på Mongstad-terminalen. Røret følger rørledningen Zeepipe IIA i om lag 57 kilometer før den legges videre nordøstover ned i Norskerenna i et rett strekk inn mot Fedje. Samlet krysser rørledningen 20 eksisterende eller planlagte rør og kabler. Strekningen på om lag 20 kilometer fra sørvest for Fedje til landfallet er krevende på grunn av sjøbunnstopografi og bunnforhold, med vanndyp som varierer fra 150 til 580 meter. Det vil være nødvendig med intervensjonsarbeider på sjøbunn før rørlegging, samtidig som selve leggingen også krever spesielle tiltak. På land vil rørledningen bli gravd ned med minimum overdekning på 0,6 – 1,2 meter. Der rørledningen går i undersjøisk tunnel, vil tunnelen bli fylt med sjøvann.

På Mongstad skal det bygges en ny sluse for mottak av rørskraper. Det vil bli fjernet voks i rørledningen ved å sende rørskraper fra Sverdrup-feltet stigerørsplattform til terminalen ved behov. Etter slusen installeres det forgreninger til alle seks eksisterende fjellhaller for lagring av olje på terminalen. I tillegg gjøres det oppgradering av ulike hjelpe- og støttesystemer, og modifikasjon av eksisterende fiskal målestasjon for eksport over kai.

Gassrørledningen skal transportere rikgass fra Sverdrup-feltet til Statpipe rikgassrørledning for videre transport til Kårstø. Rørledningen vil kobles til Statpipe i sjøen vest for Kalstø, mens Statpipe er i drift. Det skal installeres ventiler både ved stigerørsplattformen og ved tilkoblingspunktet på Statpipe. Rørledningen har en diameter på 18 tommer og er 156 kilometer lang.

Gasseksportrøret starter på nordøstsiden av stigerørsplattformen på feltet og legges i nesten rett strekk mot det planlagte tilkoblingspunktet på Statpipe. Største vanndyp er 280 meter over Norskerenna, hvor rørledningen vil krysse en del groper. Grusinstallasjon vil være nødvendig for å unngå for lange frispenn.

7.3 Utslipp til luft og sjø

I anleggsfasen vil det være utslipp til luft fra marine operasjoner og fra generell anleggs- og transportvirksomhet knyttet til etablering av rørledningstraseen over land og driving av tunnelen. Utslippene vurderes til ikke å medføre vesentlige negative miljømessige konsekvenser.

Akutte utslipp av stabilisert råolje som eksporteres til Mongstad-terminalen kan skje som følge av lekkasje eller brudd på rørledningen. Utslippsscenarioer som kan gi størst miljøskade er relatert til skade på sjøfugl og strandhabitat. Miljørisiko knyttet til fisk ble funnet å være neglisjerbar.

Miljørisikoen vil bli redusert gjennom teknisk design og drift – og beredskapstiltak. Regionen har en stor og god kapasitet av oljevernressurser som er tilpasset et allerede høyt aktivitetsnivå. Import av olje fra Sverdrup-feltet til Mongstad-terminalen vil erstatte oljevolumer fra andre felter, og antall utskipninger vil være sammenlignbare med tidligere nivå. Mongstad-terminalen har en risiko- og beredskapsanalyse som revideres etter hvert som aktivitetene endres.

7.4 Arealbeslag og fysiske inngrep på sjøbunn

Oljerørtraseen vil krysse Norskerenna før den legges inn i de kystnære dypere fjordområdene. Rørledningen vurderes ikke å berøre særlig verdifulle og sårbare områder. Steininstallasjoner er nødvendig for å kontrollere bevegelse i rørene og i forbindelse med kryssing av eksisterende rørledninger og kabler. I tillegg vurderes steininstallasjon ved kryssing av innsynkingsgroper på havbunnen for å unngå frispenn. Ved legging av oljerørledning i topografisk krevende, kystnære farvann vil motvekter på sjøbunnen bli midlertidig benyttet, inntil oljerørledningen er permanent stabilisert. Under det videre prosjekteringsarbeidet og optimalisering av rørledningstraseene i sjø, vil det tilstrebes å redusere steinmengden.

Ved landfall vil oljerørledningen etter planen legges i landfallsgrøft. Anleggsarbeid kystnært i forbindelse med installasjon av oljerørledningen kan lokalt påvirke torskens gyting i influensområdet. Midlertidige forstyrrelser i gyteområder vurderes likevel ikke å ha vesentlig virkning på fiskebestanden i området. Det er registrert skipsvrak og korallforekomster, men rørledningen vil legges utenfor disse og vil ikke representere konflikt med disse.

Gassrørtraseen krysser en del av Karmøy-feltet, som har status som et særlig verdifullt område. Innenfor dette området er det registrert et viktig gyte-, oppvekst og beiteområde for norsk, vårgytende sild. Samlet sett er det vurdert at de planlagte anleggsaktivitetene ikke vil medføre vesentlige negative konsekvenser. De forventes heller ikke å medføre negativ konsekvens for marint miljø og marine kulturminner som følge av arealbeslag i driftsfasen.

7.5 Arealbeslag og fysiske inngrep på land

I anleggsfasen vil det være behov for en anleggskorridor på inntil 30 meter, samt midlertidige anleggsområder. Berørte naturområder vil søkes tilbakeført til nær opp til før-tilstand. Visuell påvirkning av landskapets karakter vil bli størst i anleggsfasen, før traseene er revegetert, og i perioden da ett eller flere av tiltaksområdene benyttes for mellomlagring. Samlet sett vurderes inngrepene å gi begrenset med varige, visuelle virkninger for landskapsbildet.

Det er ikke registrert spesielt verdifulle kulturminner eller kulturmiljø i utredningsområdet, og samlet sett er det vurdert at de planlagte aktivitetene ikke vil medføre noen påvirkninger for kjente kulturminner. Med bakgrunn i undersøkelsesplikten etter kulturminneloven pågår det undersøkelser etter kulturminner som ikke er kartlagt.

Langs rørledningstraseen og de planlagte tiltaksområdene er det få områder som er tilrettelagt for friluftsliv. I anleggsfasen vil friluftslivet kunne bli midlertidig påvirket av støy, visuell forstyrrelse og landskapsinngrep. Konsekvensene for friluftsliv vurderes samlet sett å bli ubetydelige, og områdene vil bevare sin attraktivitet.

Lokalisering av massedeponier og disponeringen av disse vil påvirke hvordan anleggstrafikken vil virke inn på lokale trafikale forhold. Driving av tunnelen vil foregå samtidig i begge retninger, med utkjøring av masser gjennom begge tunnelpåslag. Tunnelmassen vil bli lagt i deponi i tilknytning til påslagene, med begrenset behov for kryssing av offentlig vei. Anleggstrafikken vil bli kartlagt, og planer for avbøtende tiltak vil bli utarbeidet i nær dialog med berørte kommuner og regionale veimyndigheter.

Relativ støyøkning som følge av anleggsdriften i normalt støysvake områder vil for noen boliger være stor, selv om støynivået vil ligge innenfor grenseverdiene. Områder for håndtering og mellomlagring av steinmasser vil forsøkes lagt til områder med noe avstand til boliger. I utgangspunktet vil det trolig legges opp til anleggsarbeid innenfor perioden på dagtid, men det kan ikke utelukkes at det også vil kunne forekomme noe arbeid og aktivitet utover kvelden. Det vil ikke bli lagt opp til arbeid på natten ved tunnelpåslagene.

Grunnvannsbrønner og private avløp, som ligger i eller nær rørledningstraseen eller tiltaksområdene, kan bli berørt. Prosjektet vil sørge for at vannforsyning opprettholdes under og etter anleggsarbeidene og etablere alternative løsninger for de private avløpsanlegg som eventuelt blir negativt påvirket.

7.6 Konsekvenser for fiskeri, akvakultur og skipstrafikk

Mesteparten av olje- og gassrørledningene i sjø vil etableres i åpne havområder med til dels høy fiskeriaktivitet. Rørledningene og strukturer vil gis en overtrålbar utforming som reduserer ulempene for fiskeriene.

Samlet sett er det vurdert at de planlagte aktivitetene ikke vil medføre vesentlige negative konsekvenser for fiskeri og akvakultur. Påvirkningen vil i hovedsak være avgrenset til et kort tidsrom i leggefasen. Et oppdrettsanlegg for laks like utenfor landfall vil måtte flyttes midlertidig i anleggsfasen.

Traseene vil krysse områder med stor skipstrafikk. Anleggsaktiviteter vil kunne påvirke skipstrafikken i kortere perioder. Gjennom gode rutiner for varsling er det vurdert at øvrig skipstrafikk vil ha gode muligheter til å styre unna leggefartøyet, og at det ikke vil bli vesentlige ulemper for annen skipstrafikk i områdene.

7.7 Konsekvenser for jordbruk og skogbruk

Konsekvensene for jordbruk og skogbruk er samlet vurdert som små. Skogsarealer langs rørledningstraseene i strekning fra østre tunnelinnslag til Mongstad vil måtte avvirkes. Anleggsarbeid vil kunne medføre at adkomst til jordbruksområdene kan hindres lokalt i en kortere periode og dreneringsgrøfter i jordbruksområdene vil kunne bli berørt. Prosjektet vil inngå dialog med grunneiere og brukere av berørte områder for å identifisere gode løsninger for å redusere ulemper under anleggsarbeidene.

7.8 Samfunnsmessige konsekvenser

Anlegg og drift av eksportørledninger fra Johan Sverdrup vil ha en positiv effekt for norsk næringsliv, fordi prosjektet kan gi betydelige vare- og tjenesteleveranser og skape verdifulle sysselsettingseffekter i det norske samfunnet. Av de totale investeringer på om lag 10 mrd. 2015-kroner forventes det at rundt 50 pst. vil tilfalle norske leverandører. Aktiviteter som undersøkelser, støttefunksjoner, steinleveranser og tildekking av rørledningene med stein forventes å ha en høy norsk andel.

På regionalt plan er det anslått at sysselsettingseffekter av modifikasjoner på terminalen og bygge- og anleggsarbeider langs traseen på land vil generere rundt 200 årsverk i anleggsfasen, fordelt over fire år fra 2016–2019. Sysselsettingseffekten vil være sterkest i 2018 med godt over 100 årsverk.

Rørprosjektene er en integrert del av første byggetrinn av Sverdrup-feltet, med de tilhørende store positive samfunnsmessige konsekvenser omtalt i avsnitt 6.5.

8 Konsekvensutredning for kraft fra land

8.1 Innledning

Konsekvensutredningen for kraft fra land til Sverdrup-feltet har vært på offentlig høring. Forslaget til program for konsekvensutredning ble oversendt høringsinstansene 13. mars 2012. Basert på det forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 7. september 2012. Statoil har på denne bakgrunn utarbeidet en konsekvensutredning som ble sendt på høring 31. oktober 2014, med høringsfrist 15. januar 2015. En oppsummering av merknadene til konsekvensutredningen med operatøren sine kommentarer er gjengitt i vedlegg 1. Nedenfor følger en samlet omtale av hovedpunktene i konsekvensutredningen.

Det omsøkte tiltaket gjennomføres for å forsyne Sverdrup-feltets første byggetrinn med kraft fra land, som et alternativ til lokal kraftgenerering ved hjelp av gassturbiner. Det er beregnet at tiltaket for Sverdrup-feltet representerer en besparelse i CO₂-utslipp på feltsenteret på nær 13 mill. tonn CO₂ i feltets levetid, tilsvarende 330 000 tonn årlig.

Anleggene ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

Nærmere om prosjektet

Anlegget for kraft fra land skal kobles opp mot sentralnettet på Kårstø i Rogaland. Det behøves en kapasitet på 100 MW levert på feltet for å dekke kraftbehovet for Sverdrup-feltes første byggetrinn. Da er det tatt hensyn til maksimal produksjon, samt en sikkerhetsmargin på 20 pst. for beredskap og implementering av mulige tiltak for økt utvinning.

PAD omfatter utvidelse av eksisterende bryterstasjon innenfor industriområdet på Kårstø. Denne vil bli utvidet og dimensjonert for et uttak fra landnettet på 300 MW. Fra denne bryterstasjonen vil det bli lagt om lag 4 kilometer jordkabler for overføring av vekselstrøm til en ny omformerstasjon på Haugsneset. Her omformes vekselstrøm til likestrøm, før den transporteres til feltsenteret på Sverdrup ved hjelp av to om lag 200 kilometer lange likestrømskabler. På stigerørsplattformen på feltsenteret omformes likestrømmen igjen til vekselstrøm og distribueres til de forskjellige forbrukerne på feltsenteret. Omformermodulen på stigerørsplattformen på feltsenteret inngår i PUD for Sverdrup-feltet, ikke plan for anlegg og drift av kraft fra land-løsningen.

I tillegg omfatter PAD en gjennomgang av forberedelsene til den kommende områdeløsningen for kraft fra land. Forberedelsene består av utvidelse av bryterstasjon på Kårstø, vekselstrømskabler mellom Kårstø og Haugsneset, adkomstvei og opparbeidelse av tomt på Haugsneset. Alle disse forberedelsene gjelder for både første og andre byggetrinn. I tillegg kommer klargjøring av landfallsområdet på Haugsneset og tilrettelegging for inntrekking av ytterligere ett sett kabler, samt alt arbeid knyttet til sprenging, større graveoperasjoner og planering for omformerbygg for andre byggetrinn.

8.2 Arealbeslag og fysiske inngrep

De nye vekselstrømskablene mellom Kårstø og Haugsneset skal graves ned. I forbindelse med legging av disse vil det bli etablert en midlertidig anleggsvei langs kabelgrøften. Denne veien fjernes etter leggingen, og terrenget tilbakeføres til naturtilstanden så langt det er mulig. Dette tiltaket vil ikke berøre kjente sårbare eller truede vegetasjonssamfunn. Den aktuelle traseen ble undersøkt av arkeologer i 1988 uten registrering av nyere tids kulturminner eller kulturlandskapselementer. I samme forbindelse ble Haugsneset undersøkt og deretter frigitt for anleggsarbeid. I tillegg ble området undersøkt igjen i 2012 av Rogaland fylkeskommune, som deretter bekreftet at undersøkelsesplikten var oppfylt i henhold til kulturminneloven § 9.

Figur 8.1 Omformerstasjon og landfall for likestrømskabler og kjølevannsledninger. Kabeltraséen er markert i rosa på bildet, fra Kårstø til venstre og til likeretterstasjonen på Haugsneset til høyre. Kun den ene av de to omformerstasjonene vist på illustrasjonen bygges i forbindelse med første byggetrinn.

Kilde: Statoil

Etablering av kabelgrøft, midlertidige anleggsveier samt anleggstrafikk vil i en periode kunne være til ulempe for lokal trafikk og for utøvelse av landbruksdrift. Anleggsarbeidene forventes ikke å ha konsekvenser for kulturminner eller kulturmiljø. Eventuelle funn av kulturminner vil bli rapportert til vedkommende myndighet.

Omformerstasjonen på Haugsneset er en ny støykilde i området. Beregninger viser at gjeldende grenser for støy blir overholdt, uavhengig av om en velger vannkjøling eller luftkjøling av anlegget.

Det vil bli etablert en permanent adkomstvei fra kommunal vei til Haugsneset. Den vil ha bredde på 6,5 meter i anleggsperioden, men vil reduseres til 3,5 meter etter anleggsperioden og ha utvidet skulder for syklister og fotgjengere. Det vil også bli satt opp midlertidige anleggsbrakker i området i anleggsperioden, samt midlertidige lagringsområder.

Ettersom vekselstrømskablene mellom Kårstø og Haugsneset graves ned, midlertidig anleggsvei fjernes og området så langt som mulig settes tilbake til opprinnelig stand, er det ikke ventet at dette inngrepet påvirker mulighetene for friluftsliv i nevneverdig negativ grad, utover i selve anleggsperioden. Omformerstasjonen på Haugsneset er et permanent inngrep og vil kunne redusere eventuelt friluftsliv i umiddelbar nærhet. For friluftsliv til sjøen medfører kabelleggingen kun en midlertidig negativ påvirkning.

Anleggsaktiviteten legges så langt som mulig utenom hekkesesongen for fugl, som er mellom april og juni. Eventuelle gravearbeider i Årvikelva, som vekselstrømskabelen skal krysse, legges utenfor gyteperioden for laks og sjøørret.

Ved etablering av kraft fra land-løsningen, skal det legges to kabler mellom Haugsneset og Sverdrup-feltets stigerørsplattform. Begge kablene skal legges i samme kabelgrøft. Fiberkabler for kommunikasjon og styring av anleggene på land fra feltsenteret vil bli installert sammen med likestrømskablene. I visse områder av traseen kan kablene ikke graves ned, men skal overdekkes med grus. Det er antatt at mellom 5 –20 pst. av trasélengden kan kreve legging av grus. I krysningsområder med eksisterende kabler og rørledninger vil disse normalt bli gravd ned med grus, slik at likestrømskablene legges over disse. Eierne av slike innretninger vil bli kontaktet.

Havbunnen har blitt undersøkt på fire forskjellige lokaliteter langs kabeltraséen for analyse av sedimentene. Resultatene viser at sedimentene generelt er lite forurenset. Kaldtvannskoraller er ikke registrert innenfor prosjektområdet.

Kabeltraseen passerer to særlig verdifulle områder. Det ene er Karmøy-feltet, der det er registrert et viktig gyte-, oppvekst- og beiteområde for norsk, vårgytende sild. Gyteområder for sild er sårbare for aktiviteter i gytetiden som medfører inngrep i sjøbunnen eller oppvirvling av sedimenter. De registrerte gyteområdene ligger for det meste i god avstand fra kabeltraséen, og oppvirvlingen av sedimenter forventes å være beskjeden. Det forventes derfor ikke negative konsekvenser av betydning. Det forventes heller ikke merkbar negativ påvirkning på makrell.

Det andre området, kalt Boknafjorden/Jærstrendene, har særlig verdi for sjøfugl og som kasteområde for sel. Påvirkningen på sjøfugl, selv under de mer følsomme perioder for fuglene, vurderes å være liten. Kabeltraséen vil ikke krysse eller passere nær verneområder for sjøfugl. Videre vil anleggsarbeidet nær kysten foregå kun i en kort periode. Aktivitetene knyttet til kabelleggingen utgjør bare en liten økning sammenlignet med eksisterende skipstrafikk i området. Forstyrrelser av hekkende sjøfugl vil bli søkt unngått ved at fartøyer involvert i kabelleggingen holder så god avstand som mulig. Omfanget av steindumping vil bli avgrenset til et minimum. Det er ikke forventet at legging av kabelen vil gi målbart negative effekter for sjøfugl, verken i leggeperioden eller i driftsfasen.

Det er ikke forventet at legging av kabelen vil gi målbare negative effekter for marine pattedyr, verken i leggeperioden eller i driftsfasen.

Legging av kabelen vil ikke medføre negative effekter for rødlistede arter eller for noen av de særlig verdifulle områdene som er registrert. Det forventes ingen målbare negative effekter av kabler i driftsfasen.

8.3 Samfunnsmessige konsekvenser

Landarbeidene knyttet til anleggene for kraft fra land er beregnet å gi regionale leveranser i Haugesunds-området på om lag 365 mill. 2014-kroner. Anleggsperioden vil generere om lag 380 årsverk i denne regionen, fordelt på årene 2016–2018. Anleggene på land, og kablene i sjøen innenfor grunnlinjen vil kunne gi Tysvær kommune årlige inntekter i form av eiendomsskatt. Slike skatteinntekter vil gi grunnlag for økt kommunal sysselsetting, som gir inntekter til husholdningene, som igjen bruker inntektene på konsum. Det er anslått at kraft fra land-utbyggingen vil kunne generere mellom 35 og 40 årsverk i driftsperioden i Haugesunds-området.

9 Myndighetenes vurdering av plan for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet

9.1 Arbeids- og sosialdepartementets vurdering

Arbeids- og sosialdepartementet har innhentet Petroleumstilsynets vurdering av om planene for utbygging av Johan Sverdrup-feltet, eksportrørledningene og kraft fra land er i tråd med HMS-regelverket.

Petroleumstilsynets vurdering er at det anbefales at planene godkjennes. Arbeids- og sosialdepartementet har ingen ytterligere merknader til saken.

9.2 Oljedirektoratets vurdering

Oljedirektoratet (OD) baserer sin vurdering på de mottatte planene og informasjon mottatt i møter med operatør og de andre rettighetshaverne, samt eget teknisk arbeid. Basert på rettighetshavernes beslutning om videreføring (BOV) av Sverdrup-utbyggingen 24. februar 2014, påpekte OD i brev 11. april 2014 forhold som burde avklares før innlevering av PUD. Forholdene var blant annet knyttet til reservoarusikkerhet, økt utvinningspotensial, polymerinjeksjon, permanent reservoarovervåking, kraftløsning, prosjektgjennomføring og -kostnader, samt strategi for implementering av ny teknologi. OD presiserte også sine forventninger til innholdet i PUD for første byggetrinn i et brev til rettighetshaverne 11. november 2014. Her ble forhold relatert til økt utvinning, polymerinjeksjon, beskrivelse av fremtidige byggetrinn og planer for implementering av ny teknologi framhevet. Under følger ODs vurdering av plan for utbygging og drift og plan for anlegg og drift for Johan Sverdrup.

Geofag

Etter ODs vurdering er Sverdrup-funnet godt avgrenset, og datainnsamlingen i brønnene er svært god. OD mener at rettighetshaverne har gjort et godt geofaglig arbeid, som er tilstrekkelig til å kunne igangsette utbygging av funnet. Operatørens ressursberegning og usikkerhetsvurdering er ryddig gjennomført og godt dokumentert. De beregnede usikkerhetene virker rimelige, sett i forhold til kompleksiteten i reservoarene og i forhold til datagrunnlaget. For tilstedeværende ressurser er den viktigste usikkerheten tykkelsen av reservoaret.

Det er ikke store geologiske usikkerheter knyttet til intra-Draupne sandstein innenfor produksjonsområdet for første byggetrinn. På flankene av reservoaret mot øst og sør, der det er planlagt vanninjeksjon, er det imidlertid usikkerhet både om tykkelse av sandstein og i kartlegging av olje/vann-kontaktene. Dette kan få konsekvenser for produksjon og vanninjeksjon.

Overvåking av reservoaret ved hjelp av permanent installerte seismiske sensorer for reservoarmonitorering (permanent reservoarmonitorering, PRM) er blitt vurdert og anbefalt av operatøren. Det er imidlertid ikke tatt en beslutning om å gjennomføre PRM. Planer for installasjon av PRM for området som omfattes i første byggetrinn er skissert, med installering sommeren 2020. OD ser det som viktig å få reservoarovervåkingsanlegget installert og operativt senest ett år etter produksjonsstart. OD vurderer det også som nødvendig at det blir foretatt en vurdering av om overvåkingsanlegget skal utvides til større deler av feltet før det tas investeringsbeslutning for PRM for området som omfattes av første byggetrinn. Det er viktig å få dekket alle områder der det forventes detekterbare trykk- eller metningsendringer tidlig i produksjonsforløpet. OD foreslår at det stilles vilkår for godkjennelsen av PUD knyttet til installasjonen av PRM.

Reservoarteknikk

OD er enig i den valgte dreneringsstrategien for første byggetrinn. Etter ODs vurdering er operatørens reservoarvurderinger for første byggetrinn tilfredsstillende utført og dokumentert.

Forventet utvinningsgrad for første byggetrinn er av operatøren beregnet til 50 pst. Dette forutsetter produksjon til 2058. Forventet utvinningsgrad fra en framtidig full feltutbygging er beregnet til 63 pst. Usikkerhetene i utvinnbare ressurser er primært forårsaket av usikkerhetene i reservoartykkelse og relativ permeabilitet. OD vurderer usikkerhetsspennet i de utvinnbare ressursene som rimelig, men OD forventer en noe lavere utvinningsgrad enn operatøren for forventningstilfellet.

Den foretrukne dreneringsstrategien på feltet er vanninjeksjon med gassløft i produksjonsbrønnene og for assosierte metoder for økt oljeutvinning. Flere metoder for økt utvinning har vært vurdert. Installasjonene vil blant annet bli tilrettelagt for bruk av alternerende injeksjon av vann og gass (VAG). Oljen i Sverdrup er relativt viskøs, og polymerinjeksjon er derfor vurdert. Denne metoden må imidlertid kvalifiseres med et pilotprosjekt på Sverdrup, før den kan brukes i større omfang på feltet.

OD er enig med operatøren i at VAG og polymerinjeksjon vil være to av metodene for økt utvinning som både kan ha potensial og som kan gjennomføres innenfor den valgte utbyggingsløsningen. OD vurderer oppstartstidspunkt for polymerinjeksjon som tidskritisk. Årsaken er at polymerinjeksjon må kvalifiseres enten med et pilotprosjekt eller en begrenset tidlig implementering, noe som medfører at en eventuell utvidet feltimplementering kan bli utsatt. Simuleringsstudier har vist at utsatt implementering medfører redusert oljeutvinningspotensial. Operatøren har i PUD demonstrert lønnsomhet av polymerinjeksjon. ODs eget arbeid bekrefter dette. OD vurderer potensialet for polymerinjeksjon som større enn det operatørens simuleringsmodeller viser.

OD vektlegger betydningen av å gjennomføre pilotprosjektet, eller en begrenset tidlig implementering, av polymerinjeksjon for deretter å vurdere bruk av polymerinjeksjon for større deler av feltet. OD anbefaler at det stilles vilkår ved godkjennelse av PUD knyttet til kvalifisering av polymerinjeksjon og den påfølgende vurderingen.

Transportløsning for olje og gass

Stabilisert olje vil bli eksportert fra stigerørsplattformen til Mongstad-terminalen gjennom en ny oljeeksportrørledning, som kobles opp mot eksisterende lagerhaller i fjell. Gassen vil bli eksportert fra stigerørsplattformen til Kårstø-terminalen gjennom en ny rørledning som kobles opp mot eksisterende Statpipe rikgassrørledning på havbunnen vest for Karmøy.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet og Gassco har vurdert forskjellige eksportløsninger før konseptvalg. I forkant av konseptvalg for oljeeksportløsning bidro OD til Gassco sine studier med anslag for ressurser i funn og prospekter i området nær Johan Sverdrup. Ved valg av eksportløsningene ble det lagt vekt på økonomi, fleksibilitet og levetidsbetraktninger.

OD har ikke innvendinger mot rettighetshavernes anbefalte eksportløsninger for Sverdrup-feltet.

Utbyggingsløsning

OD mener at valgt utbyggingsløsning for første byggetrinn gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Sverdrup-feltet og til å fase inn tilleggsressurser i området. I den forbindelse vil OD framheve at det blant annet er avsatt betydelige plass- og vektreserver på stigerørsplattformen. OD mener også at valgt utbyggingsløsning med ett feltsenter vil gi grunnlag for kostnadseffektiv drift.

OD har utfordret operatøren på utvikling og implementering av ny teknologi for å oppnå lavere kostnader samt økt utvinning. OD mener det vil være viktig at rettighetshaverne har oppmerksomhet mot dette, slik at ny teknologi blir vurdert for videre utbyggingstrinn av Sverdrup.

Investeringsestimatet for Sverdrup-feltet ser ut til å ligge på nivå (NOK/tonn) med de siste prosjektene som er blitt gjennomført på norsk sokkel. Ekstern referansemåling viser at den tidlige fasen, inkludert forprosjektering, har vært kort sammenliknet med liknende prosjekter, og at planen fram mot oppstart er ambisiøs. ODs egne studier av utbyggingsprosjekter, herunder rapporten «Vurdering av gjennomførte prosjekter på norsk sokkel» fra oktober 2013, viser at prosjekter som ikke har satt av tilstrekkelig tid til planlegging, får økt risiko for kostnads- og planoverskridelser.

Basert på overnevnte forhold synes estimatene både for tidsplan og kostnader å være ambisiøse. OD har utarbeidet et eget kostnadsestimat for Sverdrup-utbyggingen. Dette kostnadsestimatet er om lag 10 mrd. 2015-kroner høyere enn estimatet i PUD. Dette følger blant annet av en antatt utsettelse av produksjonsoppstart på seks måneder. Selv med ODs høyere kostnadsestimat, ligger dette godt innenfor det usikkerhetsspennet som er gitt i PUD på ± 20 pst.

På bakgrunn av størrelsen på prosjektet samt erfaringer fra andre utbyggingsprosjekter, har rettighetshaverne valgt en kontraktstrategi som innebærer oppdeling i flere kontrakter. Dette kan bidra til å gjøre prosjektgjennomføringen mer robust. OD har ingen innvendinger mot valgt kontraktstrategi.

Sverdrup vil bli utbygd med fiskale målesystemer i henhold til måleforskriften. Fiskal måling av olje blir utført på Mongstad-terminalen. Det er ODs vurdering at eksisterende prøvetakingssystemer for råoljeeksport på Mongstad-terminalen må skiftes ut eller oppgraderes.

Utslipp og miljø

Sverdrup-feltet vil få dekket kraftbehovet med kraft fra land. Det vil derfor være små utslipp til luft på feltet sammenlignet med andre felt av tilsvarende størrelse. Utslipp til luft i første byggetrinn vil i hovedsak komme fra sikkerhetsfakling og gassfyrte kjeler. OD mener at den valgte løsningen for dekning av kraft- og varmebehov i første byggetrinn av Sverdrup-feltet er en akseptabel løsning.

Det er ODs vurdering at utbyggingsløsningene for videre byggetrinn som er skissert i PUD, teknisk kan ivareta den utvidede kraft fra land-løsningen til området i 2022. OD har ikke innvendinger mot at anbefalt PAD for kraft fra land til Sverdrup-feltet godkjennes.

Etter ODs oppfatning er det utslippsmessig positivt at operatøren har besluttet å reinjisere produsert vann som trykkstøtte i reservoaret. Reinjeksjon av produsert vann må imidlertid skje der reservoaret under olje-vannkontakten er tykkere enn om lag 15 meter for å unngå oppsprekking av overliggende bergarter. ODs kartlegging viser at det kun er begrensede områder der intra-Draupne sandstein er så tykk. Dette kan begrense mulighetene for å reinjisere det totale volumet av produsert vann. Med tanke på de forventede store mengder produsert vann vurderer OD at løsningen med rensing og reinjeksjon for trykkstøtte er en god løsning.

Operatøren har valgt rensing av borekaks på den faste boreinnretningen med utslipp til sjø. OD legger til grunn at det gjøres en kost-/nyttevurdering i forbindelse med fastsettelse av eventuelle vilkår i en utslippstillatelse.

OD anser det som en god løsning å rense oljeholdig vann fra boreoperasjonene (slop) til en kvalitet som kan tillate utslipp til sjø i stedet for transport til land.

Økonomi

Sverdrup-prosjektet fremstår etter ODs vurdering som økonomisk meget robust. OD har utført sensitivitetsberegninger på lønnsomheten for første byggetrinn, basert på operatørens inngangsdata og prisbaner. Beregningene viser at prosjektet er økonomisk robust for alle testede kostnadsøkninger, både investeringer og driftskostnader.

OD mener at tidsplanen for prosjektets første byggetrinn er ambisiøs sett i forhold til sammenliknbare prosjekter i petroleumssektoren og har på den bakgrunn utarbeidet et eget kostnadsestimat. Dette kostnadsestimatet er om lag 10 mrd. 2015–kroner høyere enn estimatet i PUD. Dette følger blant annet av en antatt utsettelse av produksjonsoppstart på seks måneder. Selv med ODs høyere kostnadsestimat ligger dette godt innenfor det usikkerhetsspennet som er gitt i estimatet i PUD på ± 20 pst.

Områdevurdering

Sverdrup-feltet blir tilrettelagt for å kunne å ta imot produksjon fra andre produksjonsinnretninger, blant annet ved å ha ledige J-rør og stigerør, samt plass- og vektreserve. Produksjons- og eksportkapasitet for tredjeparts oljevolumer vil være tilgjengelig etter 2025, når produksjonen på Sverdrup-feltet forventes å gå av platå. Dette er tre år etter forventet oppstart av neste utbyggingstrinn. I tillegg er det andre innretninger i området som vil ha tilgjengelig kapasitet. OD mener derfor at første utbyggingstrinn av Johan Sverdrup legger til rette for god fleksibilitet til å kunne fase inn eventuelle tilleggsressurser i området.

Oljedirektoratets anbefaling

OD anbefaler at PUD for Sverdrup-feltets første byggetrinn samt PAD for oljerør og gassrør og PAD for kraft fra land godkjennes med følgende vilkår:

Anlegget for permanent installerte seismiske sensorer (permanent reservoarmonitorering – PRM), beskrevet i PUD for Sverdrup-feltets første byggetrinn, skal være operativt senest ett år etter produksjonsstart. En meddelelse om at investeringsbeslutning er tatt og grunnlaget for beslutningen skal framlegges for departementets godkjenning innen 1.7.2017.

En vurdering av om anlegget skal utvides til større deler av feltet enn området som omfattes av første byggetrinn skal framlegges samtidig. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en utvidelse av PRM-området basert på den framlagte vurderingen.

Det skal gjennomføres et pilotprosjekt med polymerinjeksjon med oppstart innen to år etter produksjonsstart. Alternativt skal det gjennomføres en tidlig implementering av polymerinjeksjon som beskrevet i PUD for første byggetrinn. Pilotprosjektet skal gjennomføres med minimum to brønner (produksjons- og injeksjonsbrønn). En meddelelse om at investeringsbeslutning for pilotprosjektet eller implementeringen er tatt, og grunnlaget for beslutningen, skal framlegges for departementets godkjenning innen 31.12.2017.

En vurdering av om polymerinjeksjon skal benyttes for større deler av feltet skal framlegges innen 1.7.2023. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den framlagte vurderingen.

9.3 Gasscos vurdering

Gassco har vurdert gasstransportløsningen som del av sitt systemansvar for oppstrøms gassrørledningsnett. Gassco har også vurdert oljetransportløsningen på bakgrunn av at Gassco i 2012 og 2013 fikk i oppdrag av Olje- og energidepartementet å vurdere infrastrukturløsninger for olje fra Utsirahøyden og Sverdrup-feltet. Bakgrunnen for dette var behov for å se oljetransportløsningen i et områdeperspektiv og koordinere ulike kommersielle interesser.

Gass

Gassco har i samarbeid med rettighetshaverne vurdert alternative gasstransportløsninger for Sverdrup-feltet. Følgende tre alternativer er vurdert:

gasseksport til Kårstø ved tilkobling via anboring (hot-tap) til Statpipe rikgassrørledning

gasseksport til Sleipner A-plattformen

gasseksport til Shell Esso Gas and Associated Liquids (SEGAL)-terminalen i St. Fergus via anboring tilknytning til Far north Liquids and Associated Gas System (FLAGS)-rørledningen.

Kårstø-alternativet er den mest kostnadseffektive løsningen, når en sammenligner total verdi av gass og væskeprodukter med investeringskostnader, driftskostnader og tariffer for de tre alternativene.

Alle vurderte gasstransportalternativer har tilstrekkelig kapasitet for gassvolumene fra Sverdrup-feltet. Rikgass fra Sverdrup-feltet vil kreve blanding med annen, tørrere gass for Sleipner A- og SEGAL-alternativene, men for Kårstø-alternativet vil gassen møte kvalitetskravene.

I området ved Utsirahøyden er det forventninger om at nye gassressurser blir utviklet i fremtiden. Det kan også være behov for alternative langsiktige gasstransportløsninger for felt i Grane-/Heimdal-området. Gasstransportalternativet til Kårstø gir høyest kapasitet av alternativene. Kårstø er også det alternativet som forventes å prosessere annen naturgass lengst ut i tid.

Gassco har gjort en områdeanalyse av ressurser og fremtidig behov for rikgasseksport fra Utsirahøyden og omliggende områder. Vurderingen viser at Sverdrup gassrørledning kan være en transportløsning for disse ressursene. Det kan være kostnadseffektivt for ressursene i området, dersom det preinstalleres en undervannstilkobling med ventiler fremfor kun å klargjøre for anboring. Det fremkommer ikke fra PAD-dokumentet hvilken tilkobling det legges til rette for.

Det bør stilles vilkår om at gassrørledningen kan reguleres under tarifforskriften og at eierskapet kan samordnes med eierskapet av annen gassinfrastruktur.

Gassco støtter rettighetshavernes valg av gasstransportløsning.

Olje

Gassco har i samarbeid med rettighetshaverne vurdert løsninger for transport og behandling av olje fra Sverdrup-feltet. Følgende to oljetransportalternativer er vurdert:

et nytt 274 km langt rør til Mongstad-terminalen

et nytt 241 km langt rør til Sture-terminalen

Begge alternativene er basert på en rørledningskapasitet for olje på 100 000 – 120 000 Sm³ per dag og rørdiameter på 36 tommer. Det vil i begge alternativer bli benyttet eksisterende infrastruktur for lagring og utskiping av olje. Det vil være behov for modifikasjoner på begge terminaler, men mer omfattende på Sture. Mongstad-alternativet møter forespurt kapasitet og fleksibilitet ut fra behovet til Sverdrup-feltet og har også lavest kostnad.

Om rettighetshaverne til Sverdrup-feltet skulle valgt Sture-alternativet, ville begge transportløsningene fra Utsirahøyden (det andre er Grane oljerør), gå til Sture-terminalen. Det er i så fall naturlig å anta at framtidige oljefunn i området ved Utsirahøyden vil bli transportert til Sture-terminalen. Det ville da kunne blitt utilstrekkelig kapasitet på Sture-terminalen i perioden 2021 til 2025.

For Mongstad-alternativet vil framtidige ressurser kunne velge mellom Grieg og Grane oljerør til Sture eller Sverdrup oljerør til Mongstad. Samlet kapasitet og fleksibilitet vil i så fall være tilstrekkelig.

Mongstad-alternativet er rettighetshavernes valgte oljeeksportløsning. Gassco støtter rettighetshavernes valg.

9.4 Olje- og energidepartementets vurdering

Olje- og energidepartementet viser til at det er Arbeids- og sosialdepartementets vurdering at de framlagte planene er i tråd med regelverkets krav til arbeidsmiljø og sikkerhet.

Departementet og Oljedirektoratet (OD) har hatt dialog med operatør om utbyggingsløsningen for Sverdrup-feltet før overlevering av plan for utbygging og drift. Formålet med denne dialogen har vært å sikre at den valgte utbyggingsløsningen gir god ressursforvaltning og at den oppfyller myndighetenes krav.

Ressursforvaltning og verdiskaping

Olje- og energidepartementet viser til ODs vurdering av plan for utbygging og drift av Sverdrup-feltet. OD mener at utbyggingsløsningen legger opp til en tilfredsstillende utnyttelse av ressursene og at det er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust prosjekt.

Departementet er opptatt av at den valgte utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Sverdrup-feltet og til å fase inn tilleggsressurser i området. Departementet viser til at det for den valgte utbyggingsløsning for første byggetrinn blant annet er avsatt betydelig plass- og vektreserver på stigerørsplattformen.

Investeringer knyttet til første byggetrinn beløper seg til 117 mrd. 2015-kroner. Av disse beløper om lag 90 mrd. kroner seg til feltsenteret, med fire broforbundne plattformer og havbunnsinnretninger, samt kraft fra land-løsningen, 17 mrd. kroner til brønnboring og 10 mrd. kroner til eksportanlegg for olje og gass.

Årlige driftsutgifter i første byggetrinn vil være om lag 3,4 mrd. 2015-kroner. Forventet nåverdi før skatt for prosjektets første byggetrinn er om lag 270 mrd. 2015-kroner. Balanseprisen før skatt for prosjektet er beregnet til 32 US dollar per fat. Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris, utvinnbare reserver og forsinkelser. Analysen viser at nåverdien forblir positiv og dermed er robust overfor endringene.

Myndighetene er opptatt av at utbyggingsprosjektene på norsk sokkel gjennomføres sikkert og effektivt. Det er operatørens og øvrige rettighetshaveres ansvar å planlegge og gjennomføre utbygginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende sikkerhetskrav, innen planlagt tid og kostnad, og med god kvalitet. Det er selskapene som har den beste kompetansen og ressursene for dette arbeidet.

ODs vurdering er at prosjektets gjennomføringsplan er ambisiøs. Operatørens beregninger viser at prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust. ODs vurdering av prosjektet, med mulig forsinket produksjonsstart og noe høyere investeringer, bekrefter denne konklusjonen. Olje- og energidepartementet mener på denne bakgrunn at utbyggingen av Sverdrup-feltet er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust prosjekt.

Sverdrup-feltet er blant de største funnene på norsk kontinentalsokkel noensinne. Feltet er forventet å få en lang produksjonsperiode på om lag 50 år, og forventes ifølge operatøren å få en utvinningsgrad på 63 pst. Det er ambisjoner om å heve denne opp mot 70 pst. Samlet produksjonsinntekt over 50 år for en fullfelts utbygging er beregnet til 1 350 mrd. 2014-kroner. Selskapsskatt til den norske stat er beregnet til 670 mrd. 2014-kroner. Myndighetene er opptatt av at rettighetshaverne foretar ressursforvaltningsmessige gode valg, som fører til at man får mest lønnsomme ressurser og verdiskaping ut av feltet.

Utbyggingen av Sverdrup-feltet er det største industriprosjektet i Norge på tiår. Investeringene i Sverdrup-feltet og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha store positive virkninger for samfunnet. I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningen vil utbyggingen medføre aktiviteter i forbindelse med både utbygging og drift, som vil gi inntekter og betydelig sysselsetting i norske bedrifter.

Utbyggingen vil også bidra til sysselsetting utover leverandørene og underleverandørene gjennom konsumvirkninger. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen av prosjektets første byggetrinn er av operatøren beregnet til om lag 51 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden 2014 – 2026.[22] Av disse kommer om lag 22 000 årsverk i leverandørbedrifter, 12 000 i underleverandører og vel 17 000 årsverk kommer fra de omtalte konsumvirkningene. Utbyggingens første byggetrinn er beregnet å generere om lag 2 700 årsverk i norske bedrifter hvert år i driftsperioden. Av disse kommer om lag 1 300 årsverk i offshore- og driftsorganisasjon og leverandørbedrifter, 500 hos underleverandører, mens 900 årsverk kommer som følge av konsumvirkningene.

I tråd med Meld. St. 28 (2010–2011) En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten, skal operatøren senest to år etter at feltet er satt i produksjon gjennomføre en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Transportløsningen for olje og gass

Olje- og energidepartementet viser til Gasscos vurdering av planer for anlegg og drift av eksportrørledninger fra Sverdrup-feltet. Gassco støtter rettighetshavernes valg av eksportløsninger. Departementet viser også til at OD ikke har innvendinger mot rettighetshavernes anbefalte eksportløsninger for Sverdrup-feltet.

Det er departementets vurdering at de valgte transportløsningene for olje og gass ivaretar Sverdrup-feltets behov på en kostnadseffektiv måte og samtidig legger godt til rette for fremtidig tredjepartsbruk.

Eksportløsningene for olje og gass fra Sverdrup-feltet bidrar til god ressursforvaltning og vil gi samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Prosjektet kan gjennomføres innenfor akseptable rammer med hensyn til sikkerhet, arbeidsmiljø, det ytre miljø og fiskeriinteresser.

Kraftløsningen

Flere løsninger for kraftforsyning til Sverdrup-feltet har vært vurdert. I 2012 ble det igangsatt et arbeid for å se på løsninger for en samordnet kraftforsyning til feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog. Det ble arbeidet med å modne fram en separat distribusjonsplattform for kraft, Utsira High Power Hub, da denne var antatt å gi de laveste investerings- og driftskostnadene. Det ble etter hvert klart at kostnadene ved en slik løsning var betraktelig høyere enn tidligere antatt, og arbeidet med denne ble avsluttet.

Løsningen som rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har valgt innebærer at feltet forsynes med kraft fra land fra produksjonsstart. Videre vil det gjøres tidliginvesteringer på land for å forberede områdeløsningen for kraft fra land. Stortinget har bedt om at regjeringen stiller krav om at områdeløsningen skal være på plass innen 2022. Det vises til kapittel 11 for en nærmere omtale av områdeløsningen for kraft fra land.

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli hentet fra sentralnettet med tilknytning på Kårstø i Rogaland. Det vil bli lagt en ny kabel fra Kårstø til Haugsneset, der strømmen blir omformet til likestrøm i en stor, ny omformerstasjon, før den overføres i 200 kilometer lange kabler ut til feltsenteret. Operatøren har i konsekvensutredningen anslått et overføringstap på 10-12 pst., når kraften føres fra land og ut til feltsenteret.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Operatørens søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

Olje- og energidepartementet viser til ODs vurdering av plan for anlegg og drift av kraft fra land til Sverdrup-feltet. OD har ingen innvendinger til at det gis tillatelse til anlegg og drift av kraft fra land til utbyggingen.

Miljøpåvirkning og utredningsplikten

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av Sverdrup-feltet. Utredningsplikten er ivaretatt gjennom konsekvensutredningen sendt på offentlig høring 31. oktober 2014.

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av eksportrørledningene fra Sverdrup-feltet. Utredningsplikten er ivaretatt gjennom konsekvensutredningen sendt på høring 22. september 2014.

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av kraft fra land-løsningen til Sverdrup-feltet. Utredningsplikten er ivaretatt gjennom konsekvensutredningen sendt på høring 31. oktober 2014.

På denne bakgrunn anser Olje- og energidepartementet konsekvensutredningsplikten for prosjektene som oppfylt. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningene, samt supplerende informasjon fra operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

Konklusjon

Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av Oljedirektoratet fremstår utbyggingen av Sverdrup-feltet som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust prosjekt som kan gjennomføres samtidig som hensyn til ytre miljø og fiskeriinteresser ivaretas.

Olje- og energidepartementet mener på denne bakgrunn at utbyggingen av Sverdrup-feltet er et økonomisk meget robust prosjekt som gir god samfunnsøkonomisk lønnsomhet og som bidrar til god ressursforvaltning.

Myndighetene er opptatt av at det skapes størst mulig verdier ut av petroleumsressursene på norsk sokkel. Oljedirektoratet har gjennomgått rettighetshavernes planer og foreslått vilkår knyttet til permanent reservoarmonitorering (PRM) og polymerinjeksjon. Departementet er opptatt av å legge til rette for god ressursforvaltning, herunder økt utvinning, og slutter seg til forslagene fra Oljedirektoratet.

Myndighetene er opptatt av å legge til rette for effektiv drift og bruk av infrastruktur på norsk sokkel. Departementet regulerer derfor blant annet bruk, eierskap og operatørskap for infrastrukturen. Departementet vil som ledd i dette og i tråd med etablert praksis stille vilkår til tillatelsene til anlegg og drift for rørledningene.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne utbyggingen av Sverdrup-feltets første byggetrinn i samsvar med planene operatøren har framlagt og de merknader og vilkår som framgår av denne proposisjon. Departementet stiller også vilkår knyttet til Sverdrup-feltet for å legge til rette for etablering av en områdeløsning for kraft fra land i tilknytning i andre byggetrinn for feltet som har planlagt produksjonsstart senest i 2022.

10 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

Utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet, eksportrørledninger for olje og gass og anlegg for kraft fra land vil på bakgrunn av informasjon gitt av operatøren Statoil medføre om lag 1 525 mill. kroner i investeringer, om lag 23 mill. kroner i kalkulatoriske renter og 88 mill. kroner i driftskostnader for SDØE i inneværende år. Det er dekning for disse kostnadene innenfor rammene for gjeldende budsjett, jf. Prop. 1 S (2014–2015) og Innst. 9 S (2014–2015) henholdsvis kap. 2440 post 30 og kap. 5440 post 24.2.

11 Oppfølging av Innst. 237 S (2013–2014)

11.1 Innledning

Gjennom Innst. 237 S (2013–2014) har Stortinget tatt opp ulike forhold knyttet til en områdeløsning for kraft fra land som omfatter blant annet Sverdrup-feltet. I dette avsnittet adresseres spørsmål reist rundt forhold som tidspunkt for gjennomføring av en områdeløsning, tidliginvesteringer i områdeløsningen på land, kommersielle forhold knyttet til etableringen av en slik løsning og varmebehovet for framtidige byggetrinn for Sverdrup-feltet. Videre omtales forhold tilknyttet kraftbehovet for området.

11.2 Framtidige byggetrinn

På grunn av størrelsen på Sverdrup-funnet må feltet bygges ut i flere byggetrinn. Første byggetrinn beskrives i kapittel 5. Rettighetshaverne arbeider nå med flere konsepter for framtidige byggetrinn for feltet og har gjennomført en rekke studier av mulige utbyggingsløsninger. Utformingen av første byggetrinn støtter alle de aktuelle utbyggingsløsninger for fremtidige byggetrinn. I andre byggetrinn planlegges det å utvide prosesskapasiteten. I tillegg vil flere brønner bores fra feltsenteret, og produksjon fra ett eller flere områder utenfor det sentrale området vil bli knyttet opp til feltsenteret. De neste byggetrinnene vil også involvere mulig implementering av metoder for økt oljeutvinning.

Rettighetshaverne arbeider med fire overordnede konsepter for framtidige byggetrinn, og vil arbeide videre med de fire konseptene, samt flere varianter av disse fram mot konseptvalg for andre byggetrinn. Andre byggetrinn skal etter planen starte produksjon i 2022. Det vil kreves ny plan for utbygging og drift for andre byggetrinn. Konseptvalg for andre byggetrinn er forventet i 4. kvartal 2015. Beslutning om videreføring er planlagt i 2016 og investeringsbeslutning og innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) er planlagt på slutten av 2017.

11.3 Tidspunkt for etablering av områdeløsningen for kraft fra land

Sverdrup-feltet skal forsynes med kraft fra land fra produksjonsstart. Videre har Stortinget bedt om at regjeringen stiller krav om etablering av en områdeløsning for kraft fra land som omfatter Gina Krog, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Johan Sverdrup, hvor hele områdets kraftbehov dekkes med kraft fra land, senest i 2022.

Oppstartsfasen for Sverdrup-feltet, der produksjonen fra feltet bygges opp til full produksjonskapasitet, vil omfatte flere byggetrinn. Selskapene har økonomisk egeninteresse i å gjennomføre byggetrinnene i oppstartsfasen av Sverdrup raskt.

Departementet har innhentet en faglig vurdering fra OD om hvor raskt kabelforbindelse mellom feltene Krog, Grieg, Aasen og Sverdrup kan etableres, eventuelt om det er mulig å etablere denne allerede fra produksjonsstart, uten at dette forsinker første byggetrinn av Sverdrup-feltet, jf. Prop. 1 S (2014–2015) for Olje- og energidepartementet.

ODs vurdering er at det er mest hensiktsmessig at områdeløsningen for kraft fra land etableres i tilknytning til andre byggetrinn for Sverdrup som har planlagt oppstart i 2022. Årsaken er at dette vil gi lavest risiko i prosjektgjennomføringen, ha minst innvirkning på produksjonen fra Sverdrup, gi det beste grunnlaget for å velge et optimalisert kraftanlegg for området og således unngå at det etableres en uforholdsmessig kostbar løsning. Samlet sett legger dette best til rette for god ressursforvaltning. I samsvar med Innst. 237 S (2013–2014) fra energi- og miljøkomiteen, har departementet lagt ODs faglige vurdering til grunn for behandlingen av områdeløsningen for kraft fra land.

Alle utbyggingskonsepter for andre byggetrinn som rettighetshaverne vurderer, inkluderer etablering av en områdeløsning for kraft fra land innen 2022. Det er ODs vurdering at alle de omtalte utbyggingskonseptene teknisk kan ivareta etableringen av områdeløsningen. Alle konsepter legger også til rette for at feltene Grieg, Aasen og Krog kan knytte sine vekselstrømkabler til kraftanlegget på Sverdrup-feltet i tilknytning til dette byggetrinnet.

11.4 Investeringer i anlegg på land for områdeløsningen

I forbindelse med etableringen av kraft fra land-løsningen til Sverdrup-feltets første byggetrinn, skal det gjøres tidliginvesteringer på land knyttet til Kårstø bryterstasjon, vekselstrømkabel til Haugsneset, tomteforberedelser på Haugsneset, samt forberedelser av landfallet på Haugsneset, alt for å tilrettelegge for områdeløsningen for kraft fra land.

Disse arbeidene som gjøres i forbindelse med første byggetrinn legger til rette for at hele det aktuelle området kan forsynes med kraft fra land på en hensiktsmessig måte til lavest mulig kostnad.

11.5 Kommersielle forhold

Olje- og energidepartementet er bedt om å sørge for at eventuelle kommersielle uenigheter blant de involverte selskapene ikke hindrer etablering av en områdeløsning for kraft fra land til de aktuelle feltene, jf. Innst. 237 S (2013–2014). Videre at disse forholdene avklares i denne proposisjonen.

Områdeløsningen vil bli etablert senest i år 2022, i forbindelse med andre byggetrinn av Sverdrup-feltet. Konseptvalg er ennå ikke tatt for andre byggetrinn. Alle de tekniske forutsetninger som de kommersielle forhandlingene vil være basert på, foreligger derfor ikke i dag. Sentrale tekniske forhold vil bli tydeligere når rettighetshaverne i Sverdrup-feltet velger konsept for andre byggetrinn, etter planen i 4. kvartal 2015.

Departementet har stor oppmerksomhet rettet mot å bidra til å legge til rette for effektive kommersielle forhandlinger mellom de involverte felt og selskaper.

Sentrale forhold er allerede avklart. Departementet har stilt vilkår ved godkjennelse av utbygging av feltene Gina Krog, Edvard Grieg og Ivar Aasen om at dersom en områdeløsning for kraft fra land realiseres, skal disse feltene tilknyttes denne og de skal dekke sin forholdsmessige del av investerings- og driftskostnadene, med mindre departementet av særskilte grunner bestemmer noe annet. Ansvaret for planlegging, gjennomføring og drift av kabelforbindelse mellom disse feltenes respektive innretninger, og oppkobling på det kommende kraftanlegget på Sverdrup-feltet, ligger hos rettighetshavergruppene for disse tre omkringliggende feltene.

Fellesinfrastrukturen til områdeløsningen skal etableres som en integrert del av Sverdrup-feltets første og andre byggetrinn. Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet, ved operatøren Statoil, skal derfor ha ansvar for planlegging, utforming, gjennomføring og driftsforberedelser for områdeløsningen for kraft fra land frem til og med kraftanlegget på Sverdrup-feltet. Produksjonsstart for Sverdrup-feltets andre byggetrinn er betinget av idriftsetting av områdeløsningen for kraft fra land. Dette gir rettighetshaverne i Sverdrup-feltet en sterk egeninteresse av å få en slik løsning på plass.

Departementet har også bedt selskapene framlegge en plan for framforhandlingen av de kommersielle avtalene som er nødvendige for å regulere fordelingen av kostnader, eierforhold og andre elementer som følger av etablering av en områdeløsning for kraft fra land. Rettighetshaverne i Sverdrup har framlagt planen for departementet i forbindelse med plan for utbygging og drift av Sverdrup. Planen inkluderer en timeplan for deling av kraftprofiler og tekniske data, fra 3. kvartal 2015, og gjennomføring av studier og forhandlinger. Detaljerte forhandlinger vil begynne i midten av 2016. Den kommersielle prosessen vil bli satt i gang så snart en teknisk basis er klar, og skal være sluttført som del av PUD for andre byggetrinn av Sverdrup-feltet. Planen har på forhånd vært forelagt rettighetshaverne i feltene Krog, Grieg og Aasen og disse har tatt planen til etterretning og lagt den til grunn i sitt videre arbeid.

Ovenstående avklaringer legges til grunn for det videre arbeidet og gir en god ramme for det videre arbeidet med områdeløsningen, inklusive de kommersielle forhandlingene.

Olje- og energidepartementet vil orientere Stortinget på egnet måte i forkant av avgjørende milepæler for etableringen av områdeløsningen for kraft fra land.

11.6 Varmebehov for fremtidige byggetrinn av Johan Sverdrup

Mesteparten av varmebehovet på petroleumsinnretningene på norsk sokkel dekkes i dag gjennom varmegjenvinning fra lokal kraftgenerering (Waste Heat Recovery Units – WHRU). Videre har seks innretninger på norsk sokkel gassfyrte kjeler og fire har oljefyrte kjeler.

Sverdrup-feltets varmebehov består av oppvarming til prosessering av olje og gass. Oppvarmingen foregår i ulike deler av produksjonen, inkludert oppvarming av flerfasestrømmer før prosessering. Dette dekkes av tre gassfyrte kjeler, hvorav én er reserve, med total kapasitet på 31,5 MW. Varmegjenvinning fra prosessen skjer gjennom kjølesystemet, og denne varmen blir brukt til oppvarming av boligkvarteret og andre oppholdsområder. Noe overskuddsvarme brukes også til oppvarming av sjøvann som injiseres for trykkstøtte i reservoaret.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har ikke besluttet hvordan de skal dekke ytterligere, framtidig varmebehov. Konseptvalget for neste byggetrinn som er ventet i 4. kvartal 2015, vil legge føringer for hvordan ytterligere varmebehov dekkes.

Ettersom kraftbehovet på Sverdrup-feltet skal dekkes med kraft fra land fra oppstart, er ikke varmegjenvinning fra lokal kraftgenerering et alternativ. Det er gassfyrte eller elektriske kjeler som er aktuelle å benytte for å dekke ytterligere, framtidig varmebehov. Valget vil avhenge av løsningenes egenskaper, kostnader og effektivitet og hvilket utbyggingskonsept rettighetshaverne velger for neste byggetrinn. Elektriske kjeler medfører ingen CO₂-utslipp fra feltet, men er til nå ikke brukt som hovedvarmekilde på faste innretninger på norsk sokkel. Elektrisitet og varme har som hovedregel ulike anvendelsesområder. Selskapene har liten erfaring med elektriske kjeler. De er anslått av operatøren til å ha høyere investerings- og driftskostnader enn gassfyrte kjeler. En kvalifiseringsprosess anses som nødvendig.

Oljedirektoratet har vurdert energieffektiviteten i gassfyrte og elektriske kjeler.[23] Oljedirektoratets vurdering er at gassfyrte kjeler er mer energieffektive enn elektriske når hele energikjeden tas i betraktning.

Dekning av framtidig varmebehov skal vurderes nærmere av operatøren. Departementet vil holde Stortinget orientert på egnet måte om hvordan varmebehovet for senere byggetrinn og utvidelser av Sverdrup-feltet skal dekkes.

11.7 Kraftbehovet i området

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Søknaden omfatter kabelanlegg med tilhørende elektriske anlegg nødvendige for et uttak på inntil 300 MW fra Kårstø. Operatørens søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

I følge operatørens beregninger er det totale kraftbehovet for Sverdrup-feltet, samt områdeløsningen for de tre omkringliggende feltene Krog, Grieg og Aasen, i dag anslått til mellom 200-270 MW. I arbeidet med konseptvalg for andre byggetrinn av Sverdrup vil dette anslaget bli oppdatert. I tillegg til kapasiteten på 100 MW levert på feltet som installeres ved første byggetrinn, vil rettighetshaverne i Sverdrup-feltet installere nødvendig ny kapasitet i forbindelse med andre byggetrinn.

Det ble stilt vilkår ved godkjennelse av utbyggingsplanene for feltene Grieg, Aasen og Krog. Ved etablering av en områdeløsning for kraft fra land, skal alle de tre feltene tilknyttes denne løsningen, med mindre departementet av særskilte grunner bestemmer noe annet. Ved tilknytning til en områdeløsning skal de tre feltene dekke sin forholdsmessige andel av investerings- og driftskostnadene ved en slik løsning. De tre feltene blir tilrettelagt for å ta imot kraft fra land.

Krog-feltet skal, fra forventet produksjonsstart i 2017, få sitt kraftbehov dekket med egenprodusert kraft fra én gassturbin. Krog-feltet, som er et gassfelt, har et ubetydelig varmebehov. Aasen-feltet skal, fra forventet produksjonsstart i 2016, få sitt kraftbehov dekket fra Grieg-feltet. Ressursene i Aasen-feltet skal delvis prosesseres på Aasen-plattformen og skal ferdigprosesseres på Grieg-plattformen. Aasen-plattformen har derfor et begrenset varmebehov.

I henhold til godkjent plan for utbygging og drift skal Grieg-feltet fra forventet produksjonsstart i 2015, få kraftbehovet dekket av egenprodusert kraft fra to gassturbiner. Feltet har også et varmebehov som vil dekkes av varmegjenvinning fra turbinene (WHRU). På bakgrunn av vilkår stilt ved godkjennelse av PUD, vurderer operatøren Lundin alternative løsninger for dekning av Grieg-feltets varmebehov ved tilknytning til områdeløsningen for kraft fra land.

Foreløpige studier operatøren har gjennomført, viser at en løsning der varmebehovet dekkes med elektriske eller gassfyrte kjeler, i stedet for gjennom varmegjenvinning fra én gassturbin når områdeløsningen er på plass, kan medføre kostnader på flere milliarder kroner. Dette skyldes blant annet behov for betydelige modifikasjonsarbeider på plattformen samt behovet for en stans i produksjonen både for Grieg- og Aasen-feltet med tilhørende utsettelseskostnader, i tilknytning til en eventuell slik omlegging. Det er foreløpig betydelig usikkerhet knyttet til de ulike modifikasjonenes omfang og de tilhørende kostnadsanslagene. Videre har industrien liten erfaring med elektriske kjeler, og en kvalifiseringsprosess anses som nødvendig.

OD har foretatt en foreløpig vurdering av varmebehovet på Grieg-feltet. OD mener at det er samfunnsøkonomisk mest hensiktsmessig at varmebehovet dekkes med eksisterende varmegjenvinningsenhet tilknyttet en gassturbin. Det vil også være en fordel for områdeløsningen å ha reservekapasitet i form av en turbin. Den vil kunne dekke kraftbehovet til Grieg og Aasen hvis kraft fra land faller ut. Det vil imidlertid ikke være tilstrekkelig kraft til å dekke behovet til Krog og Sverdrup.

Dekningen av varmebehovet på Grieg-feltet vil studeres videre. Foreløpige vurderinger tyder på at å velge andre løsninger enn varmegjenvinning fra en eksisterende turbin, er meget kostbart. Stortinget vil bli orientert på egnet måte om departementets videre behandling av den langsiktige løsningen for å dekke varmebehovet på Grieg-feltet.

12 Konklusjoner og vilkår

Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan for utbygging og drift av første byggetrinn av Johan Sverdrup-feltet i samsvar med planene operatøren har framlagt, de merknadene som framgår av denne proposisjon, og på følgende vilkår:

Anlegget for permanent installerte seismiske sensorer (permanent reservoarmonitorering – PRM), beskrevet i PUD for Sverdrup-feltets første byggetrinn, skal være operativt senest ett år etter produksjonsstart. En meddelelse om at investeringsbeslutning er tatt, og grunnlaget for beslutningen, skal framlegges for departementets godkjenning innen 1.7.2017. En vurdering av om anlegget skal utvides til større deler av feltet enn området som omfattes av første byggetrinn, skal framlegges samtidig. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en utvidelse av PRM-området basert på den framlagte vurderingen.

Det skal gjennomføres et pilotprosjekt med polymerinjeksjon med oppstart innen to år etter produksjonsstart. Alternativt skal det gjennomføres en tidlig implementering av polymerinjeksjon som beskrevet i PUD for første byggetrinn. Pilotprosjektet skal gjennomføres med minimum to brønner (produksjons- og injeksjonsbrønn). En meddelelse om at investeringsbeslutning for pilotprosjektet eller implementeringen er tatt, og grunnlaget for beslutningen, skal framlegges for departementets godkjenning innen 31.12.2017. En vurdering av om polymerinjeksjon skal benyttes for større deler av feltet skal framlegges innen 1.7.2023. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den framlagte vurderingen.

Rettighetshaverne i Johan Sverdrup-feltet skal i tilknytning til andre byggetrinn for feltet, som har planlagt oppstart senest i 2022, etablere en områdeløsning for kraft fra land som skal kunne dekke hele kraftbehovet til feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog.

Rettighetshaverne i Johan Sverdrup-feltet skal legge fram en egen plan for anlegg og drift for områdeløsningen for kraft fra land for myndighetenes godkjennelse som del av andre byggetrinn på Sverdrup-feltet, som har planlagt oppstart senest i 2022.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup oljerørledning i samsvar med planene operatøren har fremlagt, de merknader som fremgår av denne proposisjonen og på følgende vilkår:

Statoil Petroleum AS skal være operatør for oljerørledningen. Departementet kan, når særlige grunner foreligger, utpeke ny operatør for oljerørledningen. Departementet skal i rimelig tid varsle om overføringen av operatøroppgavene og kan gi utfyllende uttalelser og fastsette vilkår for gjennomføringen.

Departementet kan på et senere tidspunkt kreve at det skal opprettes et eget interessentskap for oljerøret, bestående av de samme rettighetshaverne som i Sverdrup-feltet.

Dersom det opprettes et eget interessentskap for oljerøret, skal deltakeravtalen forelegges departementet til godkjennelse.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup gassrørledning i samsvar med planene operatøren har fremlagt, de merknader som fremgår av denne proposisjonen og på følgende vilkår:

Statoil Petroleum AS skal være operatør for gassrørledningen fram til driftsstart. Gassco skal overta som operatør fra dette tidspunkt. Departementet kan når særlige grunner foreligger, utpeke en annen operatør for gassrørledningen. Departementet skal i rimelig tid varsle om overføringen av operatøroppgavene og kan gi utfyllende uttalelser og fastsette vilkår for gjennomføringen.

Gassrørledningen vil bli gjenstand for de generelle adgangsreglene samt myndighetsfastsatte tariffer, jf. kapittel 9 i forskrift 27. juni 1997 nr 653 til lov om petroleumsvirksomhet (petroleumsforskriften) og forskrift 20. desember 2002 nr. 1724 om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger (tarifforskriften).

Departementet kan gi pålegg om at gassrørledningen skal innlemmes i Gassled eller slås sammen eiermessig med andre transport- og behandlingsanlegg for gass som ikke er innlemmet i Gassled. Etter et slikt eventuelt pålegg skal partene fremforhandle vilkårene for slik innlemmelse. Dersom det ikke oppnås enighet om vilkårene for innlemmelse i Gassled innen rimelig tid, kan departementet avgjøre hvordan innlemmelsen skal skje, og fastsette deltagerandel til den enkelte i Gassled etter innlemmelsen. Departementet vil fastsette eierfordeling og vilkår som, slik departementet vurderer det, gir deltagerne en rimelig fortjeneste, blant annet ut fra investering og risiko.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup-feltets kraft fra land-anlegg i samsvar med planene operatøren har fremlagt og de merknader som fremgår av denne proposisjonen.

Tilråding

Olje- og energidepartementet

tilrår:

At Deres Majestet godkjenner og skriver under et fremlagt forslag til proposisjon til Stortinget om Norges største industriprosjekt – utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet med status for olje- og gassvirksomheten.

Vi HARALD, Norges Konge,

stadfester:

Stortinget blir bedt om å gjøre vedtak om utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet og anlegg og drift av Sverdrup oljerørledning, Sverdrup gassrørledning og kraft fra land-anlegg i samsvar med et vedlagt forslag.

Forslag
til vedtak om utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet og anlegg og drift av Sverdrup oljerørledning, Sverdrup gassrørledning og kraft fra land-anlegg

I

Stortinget samtykker i at Olje- og energidepartementet godkjenner plan for utbygging og drift av Sverdrup-feltet.

II

Stortinget samtykker i at Olje- og energidepartementet gir tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup oljerørledning.

III

Stortinget samtykker i at Olje- og energidepartementet gir tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup gassrørledning.

IV

Stortinget samtykker i at Olje- og energidepartementet gir tillatelse til anlegg og drift av kraft fra land-anlegg.

V

Stortinget samtykker i at Petoro AS, som er rettighetshaver for statens deltakerandel (SDØE), kan delta i utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet og anlegg og drift av Sverdrup oljerørledning, Sverdrup gassrørledning og kraft fra land-anlegg.

Vedlegg 1
Høring av konsekvensutredninger og konsesjonssøknad for Johan Sverdrup-feltet og kraft fra land-anlegg

Her følger operatørens gjennomgang av høringsuttalelsene.

Arbeids- og sosialdepartementet

Uttalelse

Arbeids- og sosialdepartementet har lagt saken fram for Petroleumstilsynet, som vil behandle konsekvensutredningen i tilknytning til PUD. Departementet har ikke merknader utover dette.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen til orientering. Se vår kommentar til mottatt uttalelse fraPetroleumstilsynet.

Klima- og miljødepartementet

Uttalelse – Kraft fra land:

Det fremgår at tiltakets konsekvenser for naturmangfold, landskap og friluftsliv i stor grad vil være avhengig av hvorvidt avbøtende tiltak gjennomføres for de ulike tema. Departementet ser at det foreslås en rekke tiltak, og forutsetter at pålegg om disse fremgår tydelig i vilkårene i anleggskonsesjonen. Departementet forutsetter videre at innspill fra lokale miljømyndigheter vektlegges når det gjelder tiltak for ivaretakelse av hensynet til naturmangfold, landskap og friluftsliv. Departementet mener dette både bør gjelde i detaljplanleggingen av avbøtende tiltak, og dersom det fremkommer innspill om ytterligere hensiktsmessige avbøtende tiltak enn hva som fremgår av konsesjonssøknaden.

Videre forventer departementet at arbeidet planlegges slik at aktiviteter i gyteperioden for fisk i februar-april unngås, eller om dette ikke er mulig, gjennomføres slik at påvirkningen blir minst mulig. Videre må forstyrrelser av hekkende sjøfugl i registrerte verneområder søkes unngått slik det fremgår i konsekvensutredning og konsesjonssøknad.

Operatøren må ta kontakt med Miljødirektoratet for nærmere avklaring av hvilke deler av tiltaket som kan medføre forurensning til sjø og således vil kreve tillatelse etter forurensningsloven.

Departementet viser for øvrig til høringsuttalelsene fra Miljødirektoratet og Riksantikvaren, og ber om at disse tas hensyn til.

Operatørens svar:

Statoil tar dette til etterretning.

Uttalelse – Feltutbygging:

Klima- og miljødepartementet mener ambisjonsnivået for valg av teknikker og løsninger for å minimere miljøpåvirkning må sees i lys av Johan Sverdrup-feltets størrelse og forventede levetid. Det vil være naturlig at utbyggingen bidrar til videreutvikling av dagens beste tilgjengelige teknikker (BAT) og beste miljøpraksis (BEP).

Klima- og miljødepartementet viser til uttalelsene fra Miljødirektoratet, Riksantikvaren og Statens strålevern, og peker på de samme temaene som er framhevet av de andre etatene:

Departementet tar til etterretning at gassfyrte kjeler er valgt for første utbyggingsfase, men forventer at Statoil har fokus på energieffektivisering og valg av energioptimale prosessløsninger og pumpeløsninger over feltets levetid.

En er positive til at kraft fra land er valgt i tråd med Stortingets beslutning

Utslipp til luft fra stigerørsplattformen må minimeres, og lukket fakkel installeres senere dersom mulig

Ytterligere tiltak for rensing av produsert vann bør vurderes både for første og senere utbyggingsfaser

Det bør redegjøres for forventet omfang av og konsekvens av utslipp av radioaktive nuklider

Alternativer til bruk av TCC for håndtering av borekaks fra fast boreanlegg bør utredes, inkl. kostnads og miljøkonsekvenser

Johan Sverdrup bør bidra til videreutvikling av BAT og BEP for økt oljeutvinning, inkl. alternative kjemikaliefrie metoder

Statoil bør redegjøre nærmere for valg av brønndesign sett i lys av utslippsrater

I tillegg til dette viser Klima- og miljødepartementet til sin høringsuttalelse til forslaget til utredningsprogram, der de ba om at det ble foretatt en vurdering av samlet belastning på økosystemet i området ved utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet, og skriver at det framstår som uklart om dette er gjort.

Klima- og miljødepartementet ber om å få etterlyst informasjon forelagt i kortform før framlegging av PUD, og at mer detaljert informasjon forelegges for Miljødirektoratet og Statens strålevern i forbindelse med søknader om tillatelse etter forurensingsloven.

Operatørens svar:

Merknadene gjengitt i kulepunktene ovenfor er kommentert under hhv. Miljødirektoratets og Statens stråleverns uttalelse. Vi viser til disse.

I konsekvensutredningene for hhv. feltutbyggingen og kraft fra land har Statoil behandlet og utredet de tema som er fastlagt gjennom utredningsprogrammene. Samlet sett er det Statoils oppfatning at de foreliggende konsekvensutredningene dokumenterer prosjektets belastning på økosystemene. Utredningene har lagt til grunn oppdatert informasjon om de aktuelle områdene, bl.a. Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerrak.

Konsekvensutredningen for kraft fra land har et eget kapittel som omhandler samlet belastning (kapittel 5.6.3). Et tilsvarende kapittel kunne gjerne vært inkludert også i konsekvensutredningen for feltutbyggingsdelen. Det er Statoils vurdering at den samlede belastningen på økosystemene, både på land og i sjø, er liten og akseptabel. Dette har sammenheng med at utbyggingen i svært liten grad berører sårbare naturområder, og at det er valgt gode utbyggingsløsninger og utslippsreduserende tiltak.

Informasjonen gitt i dette notatet sendes Klima- og miljødepartementet før framlegging av PUD. I forbindelse med søknader etter forurensingsloven vil ytterligere informasjon bli gitt til Miljødirektoratet og Statens strålevern.

Petroleumstilsynet

Uttalelse:

Ptil legger til grunn at Statoil planlegger å håndtere kryssinger mellom rørledninger og andre kabler etter etablerte prinsipper (ved å etablere beskyttelse) og i kontakt med og involvering fra respektive eiere.

Videre legger Ptil til grunn at Statoil vil følge anerkjente prinsipper for IKT sikkerhet også i denne delen av sin virksomhet.

Ptil påpeker at det tidligere vurderte utbyggingskonseptet med en separat ubemannet distribusjonsplattform hadde enkelte sikkerhetsmessige fordeler.

Ptil mener at med den valgte løsningen med utbygging over to faser vil muligheten til å elektrifisere øvrige innretninger i Utsiraområdet utsettes i tid, og at Statoils valg av spenningsnivå på Johan Sverdrup vanskeliggjør muligheten for deleelektrifisering av området ved bruk av eventuell overskuddskapasitet på kablene i fase 1.

Operatørens svar

Krysningspunkter med eksisterende kabler og rørledninger er identifisert, og respektive eiere vil bli involvert.

Det vil bli utført en sikringsanalyse (SRA) for hele Johan Sverdrup, i denne analysen er IKT-sikring et tema, og anerkjente prinsipper legges til grunn.

Alternativet med en separat ubemannet distribusjonsplattform har blitt utredet, men konseptet ble forlatt av kostnadsmessige årsaker, og på grunn av at det ikke ville la seg realisere i tide for oppstart av Johan Sverdrup. Dette er grundig gjort rede for overfor involverte myndigheter, og hovedtrekkene er også gjengitt i konsekvensutredningen og den underliggende dokumentasjonen. Statoil mener å ha dokumentert at den valgte løsningen fullt ut ivaretar sikkerhetsmessige hensyn.

Det er to hovedårsaker til at en har valgt å bygge ut kraftoverføringsanleggene i to faser:

Utbygging til full kapasitet fra dag 1 ville ha utsatt produksjonsstart på Johan Sverdrup-feltet med minst 1 år

Kraftbehovet ved full utbygging av feltet vil avhenge av hvilke utbyggingsløsninger som velges for Johan Sverdrup, og hvilken produksjonsstrategi som velges. Dette utredes fortsatt, fram mot et konseptvalg i 2016 og innlevering av PUD i 2017. Dessuten er det behov for å avklare nærmere kraftbehovet for de andre feltene som skal knytte seg opp til Johan Sverdrup

Kraftoverføringskapasiteten for fase 1 vil være tilpasset behovet for Johan Sverdrup i første utbyggingsfase. Det vil derfor i fase 1 ikke være noen tilgjengelig overskuddskapasitet som evt. kunne ha blitt benyttet for de andre feltene på Utsirahøyden. Kraftmodulen som etableres for neste fase, senest i år 2022, vil ha et spenningsnivå som er tilrettelagt for overføring av kraft til de andre feltene.

Arbeidstilsynet

Uttalelse:

Arbeidstilsynet kan ikke se at det er grunnlag for merknader til konsekvensutredningen for kraft fra land, da de antar at dette faller utenfor deres myndighetsområde. Arbeidstilsynet har heller ikke merknader til konsekvensutredningen for feltutbyggingen.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen til orientering

Miljødirektoratet

Uttalelse – gassfyrte kjeler:

Miljødirektoratet forventer at Statoil velger kjeler med høy virkningsgrad og som gir lave NOx -konsentrasjoner. Miljødirektoratet ønsker en nærmere orientering om valg av løsning før endelig beslutning tas.

Operatørens svar:

Som beskrevet i KU kap. 3.8.5 vil det bli tatt i bruk gassfyrte kjeler som har lav NOx-teknologi og som oppfyller kravet til BAT. Det finnes teknologier som kan gi enda lavere NOx-utslipp enn standard lav NOx-brennere, slik som ultra lav-NOx-brennere og katalytisk rensing. Som følge av plassbegrensning, strenge sikkerhetskrav og varierende brenngasskomposisjon er imidlertid disse teknologiene ikke ansett som tilgjengelige for bruk offshore. Endelig valg av leverandør vil bli foretatt i løpet av februar 2015.

Uttalelse – rensing av produsert vann:

Miljødirektoratet vil vurdere om det skal fastsettes et særskilt krav på 10 mg/liter olje til Johan Sverdrup når det skal gis tillatelse etter forurensningsloven. Dette kravet ville i så fall gjøres gjeldende i stedet for grensen for maksimalt utslipp på 30 mg/liter som i dag er fastsatt i aktivitetsforskriften § 60. Miljødirektoratet vurderer dessuten om det skal settes ny maksimalgrense for olje til vann for alle nye felt/felt under planlegging. Statoil har som mål å oppnå 10-15 mg/liter olje i vann. Det er valgt en løsning som er basert på hydrosykloner og kompakte flotasjonsenheter. Miljødirektoratets vurdering er at Statoil bør planlegge for ytterligere tiltak, i form flere rensetrinn, bytte av komponenter, endret oppsett av renseanlegget, driftsoptimalisering eller annet, dersom 10 mg/liter olje ikke oppnås ved den nåværende løsningen. Miljødirektoratet mener at Statoil bør kunne redegjøre for hvordan dette nivået skal oppnås forut for eller i forbindelse med framlegging av PUD.

Operatørens svar:

Reinjeksjon av produsert vann er valgt av miljøhensyn og er for Johan Sverdrup ansett som BAT. I forhold til å injisere kun sjøvann, eksponerer denne strategien prosjektet for økt risiko for problemer med injektivitet, oppsprekking, samt redusert produktivitet. Reinjeksjon av produsert vann legger derfor strenge føringer for design av renseanlegget uavhengig av de to prosentene som er forventet å bli sluppet til sjø.

Statoil anser valgt løsning for rensing av produsert vann for å være det beste som er praktisk mulig å få til, både med hensyn til valg av renseteknologi og rekkefølgen på utstyr. Rensesystemet inneholder flere ulike teknologier for fjerning av olje; hydrosykloner, kompakte flotasjonsenheter og avgassingstanker. Teknologien som benyttes er også videreutviklet i forhold til tilsvarende utstyr som er i drift per i dag. Rejektbehandling, er etter vår kjennskap, ikke i bruk på norsk kontinentalsokkel per i dag, og kan således anses innføring av ny teknologi.

Produsertvannsystemet er designet for best mulig fjerning av dispergert olje og sand. Dette inkluderer blant annet følgende tiltak:

Utførte tester av oljens separasjonsegenskaper.

Design av separator, driftstemperatur o.a. er tilpasset Johan Sverdrup-oljens egenskaper for å oppnå lavest mulig olje i vann og vann i olje.

Høy fleksibilitet med flere parallelle enheter hydrosykloner og kompakt flotasjons-enheter (CFU-er) som gir mulighet for å håndtere store spenn i vannproduksjon og opprettholde maksimal renseeffekt.

Bruk av siste utvikling i CFU-teknologi med flere trinn og prosesskontroll (Statoil har bl.a. nylig testet og kvalifisert en videreutvikling fra en potensiell leverandør).

Separat behandling av rejekt-vann, noe som er forventet å gi høyere renseeffekt og mindre driftsforstyrrelser.

Minimalisert pumping og resirkulering av vannstrømmer i systemet (for å redusere problem knyttet til skjærkrefter og emulsjonsdannelse).

Bruk av lavskjær-pumper (for å begrense oppdeling av oljedråper).

Muligheter for optimalisering av kjemikaliedosering på alle rensetrinn.

Kontroll og rensing av vann fra spyling av separatorene.

Tilgjengelighetsanalyser viser høy grad av oppetid på produsert vann systemet.

Løsninger som skal minimalisere behov for vedlikehold og potensielle driftsforstyrrelser (f.eks. inspeksjon, automatisk spyling, materialvalg).

Som nevnt i konsekvensutredningen er det forventet en olje i vann-konsentrasjon på 10-15 mg/l i snitt. Det er en viss utsikkerhet knyttet til om så lav rensegrad kan nås i de første driftsårene, men vannratene er da lave slik at også det totale utslippet av olje blir lavt. Usikkerhetene i rensegrad er i hovedsak knyttet til oljekvalitet, driftsforstyrrelser de første driftsårene med lav vannproduksjon, hyppige brønnoppstarter og innkjøring av anlegg.

Leverandører angir ofte høyere renseeffektivitet enn det man kan legge til grunn i design. En mer konservativ vurdering er basert på bred driftserfaring med aktuell teknologi. Leverandører garanterer bare for enkelte forhold og tar ikke høyde for normale operasjonelle svingninger. Vi har i konsekvensutredningen oppgitt hva vi forventer av rensegrad.

Statoil vil til enhver tid ha fokus på optimalisering av produsert vann-systemet for å oppnå best mulig rensegrad, uavhengig av om det injiseres til reservoar eller slippes til sjø. Fra et reservoarsynspunkt er høy kvalitet på vannrensing svært viktig.

Johan Sverdrup kan ikke garantere et olje i vann-innhold på 10 mg/liter eller mindre. For å kunne garantere et slikt lavt nivå måtte hele vannrenseløningen bli redesignet og man vil være avhengig av å ta i bruk ny teknologi som per i dag ikke er kvalifisert for bruk offshore. Dette vil gi store kostnadsøkninger og flere års utsettelse av oppstart for feltet. Konsekvensen av å skulle oppfylle et slikt krav er ute av proporsjoner sammenlignet med hva som kan oppnås av miljøforbedring, og dermed ikke i henhold til BAT-prinsippet.

Et internt utviklingsprosjekt i Statoil har identifisert valnøttskallfilter og keramiske membraner som to potensielle løsninger for å oppnå svært lave olje i vann-konsentrasjoner. Det er imidlertid flere utfordringer som må løses før disse metodene kan implementeres for å rense slike store mengder produsert vann som på Johan Sverdrup. Denne utviklingen er forventet å ta flere år. Noen av disse utfordringene er:

Evne til å håndtere ustabilt vann (f.eks. gass og utfelling).

Behov for forbehandling (bør kunne erstatte ett eller to trinn av dagens beste tilgjengelige teknikk).

Størrelse og vekt er betydelig større enn for teknologier som benyttes offshore i dag.

Robusthet.

Uttalelse – utslipp av renset kaks:

Miljødirektoratet ser på Martin Linge som et pilotprosjekt for rensing og utslipp av kaks boret med oljebasert borevæske, og resultatene vil være førende for framtidige vedtak, også for Johan Sverdrup. Miljødirektoratet kan derfor ikke vurdere i dag om en slik løsning (TCC) vil kunne tillates for renset borekaks fra boringene på JS-feltet.

Operatørens svar:

Statoil tar dette til orientering.

Uttalelse – drenasjevann:

Drenasjevann i åpent system vil ifølge opplysningene bli sluppet til sjø etter at olje er skimmet av på toppen av åpen kolonne med separasjonstrinn. Kolonnen plasseres langs et av prosessplattformens ben. Miljødirektoratet savner opplysninger om hvilken rensegrad som forventes og hvordan rensegraden vil bli målt/kontrollert, og forutsetter at det er valgt tilgjengelige teknikker for rensing av drenasjevann og at utslippet etter rensing er vesentlig lavere enn maksimums-kravet i aktivitetsforskriften § 60 (30 ppm).

Operatørens svar:

Dreneringskolonnen (skim pile caission) for åpent avløp fungerer som en tofase-separator. Oljen skiller seg fra vannet på grunn av gravitasjon og oppholdstid, og blir ført tilbake til prosessen via en pumpe i caissionen. Vannet går ut av bunnen på caissionen, som vil være flere titalls meter under havoverflaten. Det skal være mulig å måle rensegraden på ulike dybder i separasjonskolonnen ved prøvetaking. Måleprogram for driftsoppfølging og miljørapportering vil bli utviklet.

Den planlagte løsningen med en skim pile er ansett som BAT-løsning for Johan Sverdrup, både med tanke på rensing og tilgjengelighet. Selskapet har tilsvarende løsning i drift på Grane og vil benytte erfaringene derfra både i design og for å etablere operasjonelle rutiner. Forventede rensegrad er i området 10-30 mg olje per liter.

Statoil har erfart at andre teknikker for separasjon av åpent dreneringsvann har gitt en rekke operasjonelle utfordringer, og disse er derfor ansett som mindre hensiktsmessige enn den valgte løsningen. I tidlig design var CFU (compact flotation unit) ansett som beste alternativ. Ny kunnskap/erfaring har imidlertid vist at denne teknologien ikke fungerer godt på dreneringsvann, som har meget lavt eller null saltinnhold. Det er det derfor ikke anbefalt å benytte CFU-teknologi.

Uttalelse – begrunnelse for valg av kaksbehandlingsmetode:

Miljødirektoratet ønsker å se hvilke kostnads- og miljøvurderinger som ligger til grunn for valg av rensing og utslipp framfor injeksjon og ilandføring med behandling på land.

Operatørens svar:

Alle tre alternativer (injeksjon, TCC-behandling og utslipp offshore, ilandføring og TCC-behandling onshore) er ansett som akseptable med hensyn til miljøpåvirkninger. DNV-studien som er utarbeidet som underlag for konsekvensutredningen dokumenterer dette. Det vises også til arbeidet Norog har gjort; dette er kvalitetessikret av NIVA og gruppen som rådgir Miljødirektoratet. Forventede miljøkonsekvenser vil bli ytterligere beskrevet i utslippssøknaden.

Erfaring har vist at oppsprekking til havbunnen fra injeksjonsbrønner er en risiko. Som følge av dette har selskapet strenge krav til mengde kaks som kan injiseres i en brønn og til hviletid for brønnen. For Johan Sverdrup ville dette medføre et behov for to injeksjonsbrønner. Boring av to injeksjonsbrønner gir både høyere kost og utsatt produksjon, sammenlignet med ilandføring av kaks og TCC-behandling på rigg. Riktig konstruksjon og bruk av injeksjonsbrønner reduserer risiko for lekkasjer, men risikoen blir ikke eliminert.

Statoils erfaring, basert på inngåtte kontrakter, viser lavere kostnader med TCC-behandling offshore i forhold til behandling på land med tilhørende transport. For Johan Sverdrup med høyt brønnantall vil forskjellene være vesentlig. Løsning med behandling av kaks på land vil føre til mer venting på vær, stop i borefremdrift og økt transport behov. Derfor foretrekker Statoil behandling offshore der dette er praktisk mulig.

Uttalelse – utslipp av olje sammen med renset kaks:

Statoil bes om å oppgi forventet utslippsvolum av olje forbundet med TCC-rensing med påfølgende utslipp.

Operatørens svar:

Gitt 0,5 % oljevedheng på kaks renset med TCC, vil dette gi totalt 158 tonn utslipp av olje som vedheng for brønnene oppgitt i tabell 3-1 i konsekvensutredningen (77 brønner boret over 10 år).

Uttalelse – utslipp av kontrollvæske:

Statoil bes å redegjøre for, forut for eller i forbindelse med framleggelse av PUD, årsaken til at det er valgt åpne system for kontrollvæsker på bunnrammene, samt vurdering av muligheten for alternative løsninger med lukkede systemer eller returlinjer.

Operatørens svar:

Hydraulikkvæsker kan deles i to hovedkategorier; vannbaserte kontrollvæsker til bruk i åpne systemer og oljebaserte kontrollvæsker til bruk i lukkede systemer. Vannbaserte væsker inneholder ca. 10 % gule tilsetningskjemikalier. Resten av produktet er hovedsakelig vann og glykol (grønne komponenter) og i noen tilfeller fargestoff. Mengden som slippes ut ved ventilreguleringer og internt forbruk fra kontrollenheten er begrenset. Kjemikaliene er vannløselige og lite giftige. De vil ikke akkumulere eller gi akutte effekter i nærområdet. I lukkede system blir det brukt kontrollvæsker hvor hovedbestanddelen er en syntetisk olje basert på bl.a. alfa olefiner. Disse oljene er lett nedbrytbare, lite giftige og bidrar ikke til akkumulering i marine næringskjeder. Oljebaserte væsker består av 100 % gule komponenter.

Både åpne og lukkede hydraulikksystemer er designet for forbruk av kontrollvæske ved alle ventiloperasjoner, herav planlagte og ikke planlagte operasjoner. Erfaring viser at det slippes ut ca. 10 ganger mer fra åpne systemer fylt med vannbasert væske enn fra lukkede systemer som er fylt med oljebaserte væske. Dersom man ser på andelen av gule kjemikalier i henholdsvis åpne (vannbaserte væsker) og lukkede (olje baserte væsker) systemer er forholdet derimot 1:10. Utslippene av gule komponenter fra åpne og lukkede systemer er derfor i samme størrelsesorden, og det er ikke grunnlag fra et miljøfaglig ståsted å skille mellom åpne og lukkede system slik de fremstår på de fleste anleggene vi har i drift i dag.

Uttalelse – brønndesign – utslippsrater:

Miljødirektoratet savner vurderinger og begrunnelser i KU for hvorfor Statoil har valgt å gå for et brønndesign som innebærer de høyeste utslippsratene, og den høyeste miljørisikoen. Dette ønsker vi redegjort for forut for eller i forbindelse med innsending av PUD. Det stilles spørsmål ved hvordan man i barriere 5 kommer fram til et behov for 68 strandrenselag vinterstid og 6 strandrenselag sommerstid, gitt de store strandingsmengdene, og utfordringer knyttet til hekkende sjøfugl vår/sommer.

Operatørens svar:

Prosjektet har vurdert ulike brønndesign, og valgt det brønndesignet som gir lavest totalrisiko. Valgte brønndesign avslutter seksjonen med innboring i reservoaret med 12 ¼» diameter. Dette brønndesignet gir større utslippsrater sammenlignet med brønndesign med innboring i reservoaret med 9 ½» diameter. Formasjonene som ligger over reservoaret er boreteknisk utfordrende. Ved valgt brønndesign vil disse formasjonene bli forseglet, og risiko for hullstabilitetsproblemer fra formasjonene blir da eliminert under boring av den påfølgende reservoarseksjonen. Med dette designet unngår en også at kompletteringsvæsker og injeksjonsvæsker kan gi uønskede reaksjoner med nevnte formasjoner

Ved gjennomgang av oljevernberegningene ser vi at vi har lagt inn et mer konservativt tall for innblanding av oljebefengt masse for Johan Sverdrup enn det vi har benyttet som standard for utregning av mannskapsbehov i våre analyser. Med en standard utregning får vi et behov for 45 strandrenselag vinter og 6 sommer.

Tabell 3-5 i miljørisikoanalysen og tabell 5-10 i beredskapsanalysen viser simulert strandet mengde uten effekt av barriere 1, 2, 3 og 4. Ved beregning av beredskapsbehov er forvitringsegenskapene til oljen lagt inn for vinter- og sommerforhold. Det er også lagt inn effektivitet av oljevernberedskapen for de ulike barrierene for hver årstid (sommer og vinter). For barriere 5 er effekten av barrierene beregnet til 72 % for vinter og 97 % for sommer. I tillegg er det lagt inn en reduksjon i effektivitet pga. av kulde og mørke på 50 % for vinter i barriere 5. Dette gir større mengde oljeemulsjon som strander om vinteren, og dermed et større estimert behov for strandaksjoner vinterstid enn sommerstid. Dette til tross for at modellert strandet emulsjonsmengde uten effekt av oljevernberedskap, som oftest er større for sommer enn vinter.

Uttalelse – fakkelløsning:

Statoil opplyser at det er identifisert et høyt antall ventiler på stigerørsplattformen som kan bidra til signifikante lekkasjerater til fakkel, og at selskapet nå ser på muligheter for å begrense disse lekkasjene og om fakkelen bør lukkes og gassen tilbakeføres til prosessplattformen. Miljødirektoratet forventer at Statoil minimerer utslippene fra stigerørsplattformen og ber om å bli holdt orientert om resultatet fra studien og før endelig beslutning tas.

Operatørens svar:

Lukking av fakkelen på stigerørsplattformen har blitt vurdert. Det er besluttet å beholde en åpen løsning fordi dette fakkelsystemet i utgangspunktet ikke har kontinuerlige kilder med tilførsel av hydrokarbongass. Siden systemet har ventiler som kan ha potensial for lekkasjer, har fakkelen blitt designet slik at den eventuelt kan lukkes i senere utbyggingsfaser dersom lekkasjene blir større enn forventet. Ved en lukking av fakkelen på stigerørsplattformen vil gassen bli ledet tilbake til prosessplattformen. Eventuell vurdering av fremtidig lukking vil bli gjort etter oppstart og i samråd med Miljødirektoratet.

Uttalelse – økt oljeutvinning ved hjelp av kjemikalier

Miljødirektoratet ser at det vil være mange miljømessige aspekter knyttet til framtidig IOR ved injeksjon av polymer. Det er ikke grunnlag i dag for å vurdere om dette vil kunne være miljømessig akseptabelt. Miljødirektoratet forstår at Statoil heller ikke vil søke om tillatelse til dette før nærmere studier er foretatt. Miljødirektoratet forutsetter at studiene omfatter utslippenes miljøpåvirkning, inkludert generell problemstilling rundt nanopartikler i marint miljø og om effekter på vannrenseanlegg når polymer/restprodukter blir tilbakeprodusert. Miljødirektoratet forutsetter nærmere dialog med Statoil i god tid før det eventuelt er aktuelt å søke om tillatelse til pilotforsøk.

Operatørens svar:

Som beskrevet i konsekvensutredningen er ikke dette en del av utbyggingsløsningen for fase 1. Det arbeides videre med dette, herunder også med utredninger av miljømessige konsekvenser. Statoil vil ha kontakt med Miljødirektoratet med sikte på å presentere god dokumentasjon i forbindelse med en eventuell søknad om tillatelse.

Uttalelse – kraft fra land:

Miljødirektoratet er positive til at det er valgt kraft fra land-løsning for roterende utstyr og at kraft fra land vil bygges ut videre. Identifiserte miljømessige problemstillinger knyttet til nettutbyggingen og drift av nettet er i hovedsak godt belyst.

Miljødirektoratet peker på at sjøkablene vil krysse to områder som er klassifisert som særlig verdifulle områder (Karmøyfeltet og Boknafjorden/Jærstrendene, hhv. nr. 3 og 4 i figur 5.17 i konsekvensutredningen). Miljødirektoratet forutsetter at arbeidet planlegges slik at aktiviteter i gyteperioden februar-april unngås eller gjennomføres slik at påvirkningen blir minst mulig.

Videre forutsetter Miljødirektoratet at forstyrrelser av hekkende sjøfugl på verneområdene Årvikholmen, Gåsholmane og Nautøyene søkes unngått som nevnt i KU.

Miljødirektoratet ber om at kart over strekninger for steinlegging gjøres tilgjengelig for Miljødirektoratet så snart det foreligger. På grunnlag av slik informasjon vil det bli vurdert om det må innhentes tillatelse etter forurensingsloven for utlegging av stein.

Miljødirektoratet legger til grunn at beste tilgjengelige teknikker benyttes for å redusere støy fra omformerstasjonen på Haugsneset. Eventuelt utslipp av kjølevann på Haugsneset vil være søknadspliktig etter forurensingsloven.

Operatørens svar:

Som det framgår av konsekvensutredningen har Statoil identifisert de to særlig verdifulle områdene som blir krysset av sjøkablene, og de hekkeområdene for sjøfugl som ligger i nærheten av traséen inn mot Kårstø. Arbeidet vil bli gjennomført slik at påvirkningen på disse områdene blir minst mulig. Vi er også i dialog med fiskeriorganisasjoner mht. å forårsake minst mulig ulemper for fiskeressurser og utøvelse av fiske.

Når det gjelder steinlegging vil dette bli søkt avgrenset så mye som mulig uten at det går ut over sikkerheten for kabelen. Kart over steinleggingsområder vil bli gjort tilgjengelig for Miljødirektoratet når det foreligger.

Reduksjon av støy fra omformerstasjonen har vært et tema gjennom planleggingen. Bruk av vannkjøling vil i utgangspunktet gi mindre støy enn luftkjøling, men gjennomførte studier har vist at man også med luftkjøling vil kunne oppfylle gjeldende støykrav gjennom å ta støyhensyn ved lokalisering av støyende komponenter, og gjennom andre støydempende tiltak.

Vi noterer oss at det må søkes om utslippstillatelse dersom det blir besluttet en løsning med vannkjøling.

Statens strålevern

Uttalelse:

Statens strålevern påpeker at det i konsekvensutredningen ikke er gitt noen opplysninger om spesifikk aktivitet av radioaktive nuklider i vannet på Johan Sverdrup, men med de store vannmengdene kan utslippene bli betydelige. Det vises til at Statoil har utredet muligheten for injeksjon i alternative geologiske strukturer dersom det skulle bli problemer med å injisere til reservoaret, men at disse mulighetene begrenses av de store vannmengdene. Statens strålevern mener konsekvensutredningen burde inneholdt mer informasjon om hvor store mengder det er snakk om. Det framkommer heller ikke hvilke radioaktive stoffer det er aktuelt for, og hvilke virkninger slike utslipp vil få dersom vanninjeksjonen må stoppes.

Statens strålevern etterlyser en oversikt over avfallstyper som genereres, samt hvordan avfall planlegges håndtert, og henviser til bestemmelsene i avfallsforskriften § 16.

Operatørens svar:

De analyser som er foretatt hittil viser at konsentrasjonen av radioaktive komponenter i formasjonsvannet fra representative brønner på Johan Sverdrup ikke er høye sammenlignet med det som er vanlig i Nordsjøen. I tabellen nedenfor er verdier for Johan Sverdrup sammenlignet med målinger fra noen andre felt.

Tabell 1.1 

Felt

Ra 226, Bq/l

Ra 228, Bq/l

Pb 210, Bq/l

Johan Sverdrup

2,2

2,3

0,8

Grane

2,45

2,4

0,7

Heimdal

0,51

0,28

1,9

Sleipner A

19,6

16,8

1,4

Sleipner T

6,45

8,8

0,5

Gudrun

9,9

1,42

2,2

Det er riktig at de totale mengdene av produsert vann på Johan Sverdrup etter hvert vil bli betydelige. Som det framgår av figur 7.2. i konsekvensutredningen vil total mengde produsert vann bli opp til 120.000 m3/d (begrenset av prosesskapasiteten på feltsenteret), eller opp mot 40 millioner m3/år. Det er derfor valgt en løsning der produsertvann reinjiseres til reservoaret, og injeksjonssystemet er designet slik at regulariteten skal bli svært høy (98 %). Produsertvann vil derfor bli sluppet til sjø kun i de korte periodene hvor injeksjons-anlegget av ulike årsaker er utilgjengelig. Det er beregnet at dette i gjennomsnitt kan utgjøre i overkant av 2000 m3/d. Som en følge av dette vil ikke mengdene av radioaktive komponenter fra Johan Sverdrup skille seg ut fra det som er vanlig.

Miljøkonsekvensene av utslipp av naturlig forekommende radioaktive komponenter via produsertvann er grundig behandlet i Helhetlig forvaltningsplan for Nordsjøen og Skagerak – Sektorutredning petroleum. Gjennom forskningsprogrammet PROOFNY har Institutt for energiteknikk utført en rekke studier av både bakgrunnsverdier og effekter på en rekke organismer. Følgende oppsummerende konklusjon er gjengitt: «For dyr og mennesker synes de dosemessige implikasjonene fra utslipp av produsert vann å være så lave at de ikke har betydning. På kort sikt vil det derfor ikke vil være påkrevet med spesielle tiltak. På lang sikt bør påvirkning på opptak av radium og polonium av oljekomponenter i produsert vann og tilsatte kjemikalier undersøkes nærmere».

Det er for Johan Sverdrup gjennomført en vurdering av å injisere produsert vann i andre geologiske formasjoner enn i reservoaret. Det vil helt klart ikke være mulig å injisere de store vannmengdene på Johan Sverdrup i slike strukturer, men dersom det skulle oppstå problemer med reinjeksjon i reservoaret vil det bli vurdert for en begrenset mengde vann. Hvor stor vannmengde disse strukturene kan ta imot har vi pr. i dag ikke beregnet. Injeksjon i grunne formasjoner vil også medføre risiko for oppsprekking og dermed fare for utlekking til sjø.

Når sjøvann blandes med formasjonsvann vil det kunne dannes tungt løselige sulfatforbindelser som er forurenset av små mengder lavradioaktivt radium og thorium. Disse forbindelsene vil i større eller mindre grad avleires på innsiden av rørledninger, ventiler og prosessutstyr. Slik dannelse kan et stykke på vei kontrolleres gjennom bruk av avleiringshindrende kjemikalier. Dette vil også bli brukt på Johan Sverdrup. Kjemikaliene vil danne komplekser med de radioaktive komponentene, og disse følger produsertvann-strømmen. I Johan Sverdrups tilfelle vil disse kompleksene i hovedsak havne i reservoaret og bli utfelt der.

Fra tid til annen er det likevel nødvendig å fjerne slike avleiringer fysisk, og dette er da å betrakte som radioaktivt avfall som må håndteres etter bestemmelsene gitt i kapittel 16 i avfallsforskriften. Det er etablert anlegg på land for mottak og forsvarlig deponering av denne type avfall.

Riksantikvaren

Uttalelse:

I uttalelsen til KU for feltutbygging viser Riksantikvaren til gjeldende regelverk for avklaringer av forholdet til kulturminner, og etablerte prosedyrer ved eventuelle funn. Det er et visst potensial for funn av skipsvrak innenfor planområdet, men det er ikke mulig å gå inn på om enkelte deler av planområdet har større potensial for funn enn andre områder.

I uttalelsen til KU for kraft fra land sier Riksantikvaren seg fornøyd med det arbeidet som er gjort som en del av konsekvensutredningen og konsesjonssøknaden for å avklare forholdet til kulturminner i sjø, og har ingen ytterligere merknader.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen til orientering.

Oljedirektoratet

Uttalelse:

Oljedirektoratet har gjennomgått «Konsekvensutredning for utbygging og drift av Johan Sverdrup feltet fase 1», og tar utredningen til etterretning. Oljedirektoratets kommentarer vil bli gitt til Olje- og energidepartementet i forbindelse med behandling av Plan for utbygging og drift (PUD).

Operatørens svar:

Vi tar dette til orientering.

Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap (DSB)

Uttalelse:

DSB har ingen kommentarer til noen av konsekvensutredningene.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen til orientering.

Statnett

Uttalelse:

Statnett har registrert at alternative tilknytningspunkter til nettet på land har blitt utredet, slik Statnett ba om i sin uttalelse til Forslag til utredningsprogram. Ettersom søknaden gjelder Kårstø velger Statnett i sin uttalelse å fokusere på dette tilknytningspunktet. Statnett konkluderer med at det totalt sett er forsvarlig å gi tilknytning for inntil 300 MW forbruk med uttak fra sentralnettet på Kårstø, men gjør oppmerksom på at kraftforsyningen til Utsirahøyden kan bli avkortet dersom det inntreffer en feil i nettet samtidig som deler av nettet er utkoblet på grunn av vedlikehold eller oppgradering.

Statnett jobber med en konseptvalgutredning med sikte på å forsyne økt forbruk i regionen. I den forbindelse har en sett at det er mulig å forsyne ca. 500 MW økt forbruk med N-1 forsyningssikkerhet. Det betyr at det i dagens nett er kapasitet for tilknytning av Utsirahøyden, også ved en realisering av Hydros planlagte pilotanlegg på Karmøy. Statnett vurderer installering av SVC-anlegg og temperatur-oppgradering av ledningene mellom Sauda og Karmøy for å øke overføringskapasitet og bedre forsyningssikkerhet.

En forbruksøkning utover 500 MW vil kreve omfattende tiltak, som oppgradering av de tre eksisterende ledningene, eller å bygge en ny ledning inn til området.

Statnett planlegger sommeren 2015 å fremme forslag til OED om konseptvalg for hvordan fremtidig forbruksbehov skal dekkes.

Krav til planlagte anlegg

Statnett forutsetter at konsesjonær følger krav i forskrift om systemansvaret i kraftsystemet (FoS) og forskrift om leveringskvalitet i kraftsystemet (FoL). Søker må etter at konsesjon er gitt, uten ugrunnet opphold, søke/informere systemansvarlig om anlegget.

Statnett presiserer at anleggs-konsesjonær for anlegget på Kårstø må forestå de tekniske vurderinger av utvidelsesmuligheter og utfordringer for 300 kV-anlegget på Kårstø.

VSC-anlegg, som iht. konsesjonssøknaden er valgt som teknologi, skal kunne levere/motta reaktiv effekt ut over kompensering av eget forbruk, for å støtte nettdriften i området.

Operatørens svar:

Statoil har tidligere avklart med Statnett at strømretteranlegget skal oppfylle kravene til industrianlegg i FIKS. Anlegget er i tråd med disse avklaringene og kravene til industrianlegg i FIKS dimensjonert med reaktiv kapasitet for, i normal driftsoperasjon og med omformer i drift, å kompensere eget reaktivt forbruk/produksjon. Statoil har gjennomført omfattende analyser av anlegget gjennom den tilbakelagt FEED perioden. Analysene viser at anlegget også vil gi et dynamisk bidrag som, innenfor anleggets begrensning, vil bidra til å redusere negative virkninger ved kortvarige overgangsforløp som følge av feilhendelser i nettet.

Statoil har bedt Statnett om ytterligere vurderinger av behovet for reaktiv støtte fra strømretteranlegget. Statnetts tilbakemelding på dette er: «Statnett har tidligere kommunisert at det i kraftsystemanalysene i forbindelse med KVU-en ikke er dokumentert behov for at HVDC-anlegget bidrar med reaktiv støtte ut over å kompensere eget forbruk. Dette står fortsatt ved lag. Samtidig er det viktig å erkjenne at vi ikke kan avdekke alle mulige behov i slike analyser. Derfor er vårt utgangspunkt at vi ønsker at et slikt anlegg designes for å kunne støtte nettdriften. Statoil bør også for egen del vurdere om egenskapene til å støtte nettet i området kan være viktige for sikker drift av eget anlegg. Dette kan f.eks. bli aktuelt dersom Kårstø i perioder blir ensidig forsynt fra Sauda med påfølgende lave spenninger.

Vi gjør for ordens skyld oppmerksom på at vi uansett løsning for HVDC-anlegget ser behov for ytterligere reaktiv støtte i området, og at vi ser for oss å løse dette med et SVC-anlegg.»

420 kV drift av planlagte anlegg:

Statnett ber om at muligheten for framtidig drift på 420 kV for de planlagte nye anleggene vurderes.

Operatørens svar:

Tilkobling til nettet på Kårstø betinger en utvidelse av eksisterende 300 kV gassisolerte koblingsanlegg for å gi plass til to nye forsyningsavtak til Johan Sverdrup. Alternativt kan det være aktuelt å benytte ledig kapasitet i det eksisterende bryteranlegget. Statoil har underveis vurdert å bygge denne forlengelsen av eksisterende koblingsanlegg, samt nye kabler og transformatorer på Haugsneset, for 420 kV med tanke på en fremtidig oppgradering. Dette ble vurdert til å representere en ikke ubetydelig pre-investering, sett i lys av betraktningene nedenfor.

En framtidig oppgradering av sentralnettet til 420 kV vil forutsette tiltak for å kunne fortsette driften av eksisterende anlegg på Kårstø. Dersom eksisterende koblingsanlegg på Kårstø skulle bygges om fra 300 kV til 420 kV, ville det kreve at infrastruktur inkludert transformatorer inne på Kårstø-området også måtte oppgraderes til 420 kV fra nåværende 300 kV. Det foreligger ikke noen beregninger av hva dette ville koste, men det er ingen tvil om at kostnadene knyttet til en slik ombyggingsløsning ville være meget store, ikke minst når også kostnader knyttet til produksjonstap som følge av uunngåelige avbrudd tas med.

Statoil anser som følge av ovenstående vurderinger at den mest sannsynlige og samfunnsøkonomisk beste løsningen vil være at det ved fremtidig linjeoppgradering til 420 kV installeres felles transformatorer (420/300 kV) inn mot eksisterende 300 kV koblingsanlegg på Kårstø. Dette vil medføre at både eksisterende anlegg innenfor Kårstø og de anleggene som er tilknyttet Kårstø forblir urørt, samtidig som en trinnvis ekstern oppgradering til 420 kV med gjennomgående drift på tilkoblede anlegg på Kårstø kan opprettholdes.

Det vil, slik Statoil vurderer det, ikke kunne forsvares å bygge for 420 kV for Johan Sverdrup isolert sett, all den tid det ikke vurderes som realistisk med en tilsvarende oppgradering for Kårstø-anleggene for øvrig.

Samtaler med Gassco og Statnett har styrket Statoils vurdering av at den mest sannsynlige og samfunnsøkonomisk beste løsningen vil være at det ved en framtidig linjeoppgradering bygges ny felles transformator (420/300 kV) inn mot eksisterende 300 kV bryterstasjon.

For øvrig tas kommentaren fra Statnett til orientering.

Kystverket, beredskapsavdelingen

Uttalelse – oljevernberedskap:

Kystverket vil påpeke viktigheten av at den videre beredskapsplanleggingen baserer seg på realistiske forutsetninger når det gjelder de utstyrsmessige beredskapsressursenes kapasitet og effektivitet, samt kompetanse og utholdenhet når det gjelder personell- og organisasjonsmessige ressurser. Kystverket minner også om at eventuelle begrensninger i tilgjengelighet til ressurser som inngår i den planlagte beredskapen er viktige forhold som må tas tilbørlig hensyn til.

Operatørens svar:

Uttalelsen tas til etterretning.

Uttalelse – overvåking av skipstrafikk:

Det fremgår ikke av punkt 10.3 i konsekvensutredningen hvorvidt sjøtrafikken vil bli overvåket og eventuelt på hvilken måte slik overvåking vil skje. Et opplegg for varsling av skip på kollisjonskurs på aktuelle radiofrekvenser ved bruk av Digital Selective Calling (DSC) forutsetter likevel at slik overvåking er etablert.

Kystverket benytter et antall land- og rombaserte AIS basestasjoner for overvåkning av sjøtrafikk i norsk farvann. Vi ser det som ønskelig at data fra lignende AIS basestasjon på Johan Sverdrup-feltet blir gjort tilgjengelig for Kystverket for å gjøre denne overvåkningen mer robust.

Operatørens svar:

Skipsovervåking og varsling vil skje iht. til Statoils interne krav og etablert praksis. Sjøtrafikken i området skal overvåkes av et «Vessel Collision Avoidance System» som skal detektere skip på kollisjonskurs innen 50 minutter før en eventuell kollisjon. Systemet inkluderer marin radar, AIS, VHF med DSC (GMDSS). Dette er knyttet opp mot Statoil Marin overvåkingssentral, som overvåker området.

Kystverket Vest

Uttalelse:

Kystverket Vest har merket seg at det er kartlagt to kabeltraséer fra Haugsneset og ut til Johan Sverdrup-feltet, og at begge planlegges benyttet, en for hver av leggefasene. Traséene er holdt klar de viktige ankringsområdene ved Falkeidflæet og Hervikfjorden.

Kystverket Vest gjør oppmerksom på at det er planlagt flere tiltak med landfall i Kårstø området, som er utredet, men som hittil ikke er kommet til utførelse. Kystverkets målsetting er å holde installasjoner på sjøbunnen mest mulig samlet. Både for å holde områder med restriksjoner, på blant annet ankring, mest mulig samlet men også for at det skal være plass til andre tiltak som har behov for Kårstø/ Haugsneset som landfall. Det er derfor ikke ideelt at likestrømskablene fra Haugsneset spres på begge sider av eksisterende gassrørtrasé (Rogas).

Statoil oppfordres til å vurdere om begge legge-fasene kan ha tilnærmet samme trasé ut fra dette areal-pressede området. Legging av likestrømskablene mv. vil være søknadspliktig etter Lov om havner og farvann for trasé innenfor territorialgrensen. Det vil være behov for god dialog for at leggefasen skal bli til minst mulig ulempe for skipstrafikken innaskjærs.

Operatørens svar:

Når Johan Sverdrup-feltet er fullt utbygget vil det være etablert to separate kraftforsyningslinjer, med to separate likestrøms kabelsett fra land. Skulle det skje et brudd i begge disse kabelsettene samtidig, vil Johan Sverdrup måtte stenge ned. Sannsynligheten er svært liten, men et ankerdropp i en ugunstig posisjon er en hendelse som kan forårsake et slikt brudd. For å redusere sannsynligheten for en samtidig skade på begge kabelsettene, har Statoil ønsket å legge de to kabelsettene med en avstand på ca 5 km der dette er mulig. Fra landfallsområdet på Haugsnes og utover (ca 26 km) er imidlertid skipstrafikken mindre. Gjennomførte analyser viser at en samlokalisering av de to kabelsettene i samme trasé bare gir ubetydelig endring i regularitet. På denne strekningen synes det derfor å være en akseptabel løsning å legge det neste kabelsettet langs samme trasé som kabelsettet for fase 1.

Fiskeridirektoratet

Uttalelse – feltutbygging:

Konsekvensutredning for utvikling og drift av Johan Sverdrup-feltet synes i hovedsak å ivareta fiskeriinteressene på en tilfredsstillende måte, men Fiskeridirektoratet understreker at hensynet til fiskeriinteressene må ivaretas med hensyn til overtrålbarhet, frie spenn og begrenset bruk av steinfyllinger og lavest mulig helningsvinkel på steinfyllinger. For øvrig ber Fiskeridirektoratet om at det utredes fjerning av rørledninger mv. etter avslutning av Johan Sverdrup-feltet.

Under punkt 5.4 i konsekvensutredningen (fiskeressurser), står det skrevet at feltet ligger utenfor de områdene som er aller viktigst for fiskeriene. Fiskeridirektoratet påpeker at fisket er en dynamisk aktivitet, og vil variere alt etter fiskens vandringsmønster og de til enhver tid gjeldende reguleringer. På sikt kan dette føre til en økende fiskeriaktivitet inn i området.

Med henvisning til kapittel 10 i konsekvensutredningen (sikkerhetssoner) peker Fiskeridirektoratet på at selv om fiskeriaktiviteten i området i dag er liten, så er det ikke grunnlag for å beslaglegge unødvendig areal.

Aktuelle rørledningstraseer fra Johan Sverdrup til Statpipe vest for Karmøy vil måtte krysse gjennom Norskerenna. Særlig vest- og sørskråningen av Norskerenna er svært viktig for fiske med trål etter konsumfisk, reker og industrifisk.

Under henvisning til kapittel 7 i konsekvensutredningen etterspør Fiskeridirektoratet hvilken metode som er valgt for håndtering av oljeholdig kaks.

I henhold til petroleumsloven skal undervannsinstallasjoner være overtrålbare. Selv om det per i dag er liten fiskeriaktivitet i området så mener Fiskeridirektoratet at det ikke er grunnlag for å beslaglegge unødvendig areal.

Fiskeridirektoratet er opptatt av at frie spenn reduseres til et minimum, samt at en graver ned rør og kabler der det er mulig for å redusere bruk av steinfyllinger. Videre er det viktig at helningsvinkel på steininstallasjoner er så liten som mulig slik at trålredskaper lettere kan krysse disse uten å grave med seg steinmasser som kan medføre tap av redskap og/eller fangst.

Operatørens svar:

Statoil er innforstått med målsettingen om overtrålbarhet, minst mulig frie spenn, begrenset bruk av steinfyllinger, samt fokus på steinstørrelse og helningsvinkel i de tilfeller der steinfyllinger ikke er til å unngå. Vi er også innforstått med fiskerienes dynamikk, og at områder som i dag blir lite brukt kan få større betydning senere. Det er derfor et mål å ikke etablere unødige hindringer for utøvelse av fiskeaktivitet. Omfanget av sikkerhetssoner vil avgrense seg til det som følger av regelverket. Eventuelle ulemper knyttet til ankerkjettinger som strekker seg utenfor boreriggenes sikkerhetssoner vil være midlertidige.

Vi viser også til vår kommentar til Fiskarlagets uttalelse angående områdets betydning for fiskeriene.

Valgt metode for behandling av borekaks er beskrevet i konsekvensutredningen; rensing og utslipp fra oljeforurenset kaks fra fast boreanlegg; ilandføring og behandling på land for kaks fra mobile borerigger. Dette er omtalt i kapittel 3.4.1 i konsekvensutredningen. Vi viser for øvrig til våre kommentarer angående dette temaet under uttalelsene fra Fiskarlaget og Miljødirektoratet.

Forhold som vedrører rørledningene fra feltsenteret til hhv. Mongstad og Kårstø via Statpipe er behandlet i en egen konsekvensutredning, og vi viser til denne.

Uttalelse – kraft fra land:

Fiskeridirektoratet presiserer at det innenfor 4 n mil av grunnlinjen fiskes med reketrål. Dersom kabelen legges på reketrålfelt må den graves ned for å redusere faren for hekting av tråldører og for å unngå skader på kabelen. Dersom dette ikke lar seg gjøre må kabelen legges utenom rekefeltet. Steinfyllinger på reketrålfelt må unngås.

Gyteområder for sild er omtalt i konsekvensutredningen. Kabelen vil krysse i ytterkanten av et av disse (ved Brattholmskjæret, 4-5 km fra ilandføringspunktet på Haugsneset). Fiskeridirektoratet presiserer at legging av kabler må unngås i gyteperioden for sild.

Med referanse til at kabelen vil krysse/berøre flere registrerte rekefelt, skriver Fiskeridirektoratet at de vil fraråde legging over rekefelt dersom det må steindumpes. I den anledning bes det om at det utredes en alternativ trasè som i minst mulig grad berører rekefeltene.

Forslag til etablering av overføringsanlegg fra kraft på land til Johan Sverdrup-feltet synes i hovedsak å ivareta fiskeriinteressene på en tilfredsstillende måte, men som det fremgår over må hensynet til fiskeriinteressene ivaretas med hensyn til overtrålbarhet, frie spenn og begrenset bruk av steinfyllinger og lavest mulig helningsvinkel på steinfyllinger. For øvrig ber Fiskeridirektoratet om at det utredes fjerning av rørledninger mv. etter avslutning av Johan Sverdrup-feltet.

Operatørens svar:

I konsekvensutredningen er de rekefelt som krysses av eller ligger i nærheten av kabeltraséene identifisert. Statoil har avholdt møter med fiskeriorganisasjoner og diskutert hvordan konflikter i størst mulig grad kan unngås. For rekefeltet som ligger nærmest Haugsneset ser vi på å justere traséen slik at kabelen blir liggende mest mulig i skråningen i ytterkant av feltet, og at man dermed unngår konflikter i forhold til utøvelse av fiske.

Den største utfordringen synes å være knyttet til reketrålfeltet som er lokalisert til Karmsundet og videre sørover. Her ligger fra før Europipe-2-rørledningen, og likestrømskablene vil måtte krysse denne i to punkter. I disse kryssingspunktene vil det være nødvendig å beskytte kablene med noe steinfylling. Som det framgår av figur 6.4 i konsekvensutredningen ville det medføre en betydelig økt kabellengde om en skulle gå rundt dette området. Statoil ser på måter for å kunne sikre kablene på en måte som gir minst mulig ulemper for fiskeutøvelsen.

Gyteområder for sild synes i all hovedsak å bli unngått ved de planlagte kabeltraséene. Gyteperioden for norsk vårgytende sild er i februar – mars (april).

Ved feltets avslutning vil installasjoner og rørledninger bli behandlet iht. det regelverket som da gjelder.

Havforskningsinstituttet

Uttalelse – gyteområder for øyepål:

Havforskningsinstituttet skriver at påstanden i konsekvensutredningen om at «Det er ikke kjent at det finnes noen spesielt sårbare gyte- eller oppvekstområder ved eller rundt Johan Sverdrupfeltet» ikke er helt korrekt. Det finnes et viktig gyteområde for øyepål som grenser helt opp mot Johan Sverdrup-feltet. Gytekartene for øyepål kan ses på http://www.imr.no/geodata/geodataHI.html. Havforskningsinstituttet kunne derfor ønske at det ble gitt en litt mer grundig redegjørelse for hvilke konsekvenser utbygging og drift av Johan Sverdrup vil kunne ha på gyteområdet for øyepål. Havforskningsinstituttet gjør også oppmerksom på at gyte- og oppvekstområdene for de ulike fiskeartene kan endre seg over tid som følge av naturgitte forhold og klimaendringer.

Operatørens svar:

Gyteområder for øyepål er identifisert, ref. side 28 i underlagsrapporten «Konsekvenser for fisk, fiskeri og akvakultur ved etablering av rørledninger fra Johan Sverdrup feltet » (Ecofact, juni 2013), samt figuren nedenfor. Områdene er ikke kategorisert som særlig verdifulle områder (SVO), slik som for eksempel gyteområder for tobis og sild er. Vi regner med at dette skyldes de biologiske forskjellene, der de bunngytende artene sild og særlig tobis er avhengige av en bestemt type bunnsubstrat som finnes i avgrensede områder, mens øyepål gyter pelagisk og over noe større områder.

Gyteområdene for de ulike fiskeartene, og særlig de som gyter pelagisk, er ikke statiske. Avgrensingen av gyteområder for øyepål antas derfor å være relativt grovmaskede omslutninger omkring de arealene der det er registrert gyting. Minste avstand fra feltsenteret og til yttergrensen av det nærmeste øyepål-området er 20-25 km, og så vidt vi kan se er det ingen av de planlagte borelokalitetene som vil være vesentlig nærmere noen av de markerte gyteområdene.

Figur 1.1

Gyteområdene vil ikke bli fysisk påvirket av installasjonene på Johan Sverdrup-feltet.

Det er gjort en vurdering av mulig påvirkning på sårbare ressurser fra utslipp av hhv. produsert vann og partikler fra utslipp av borekaks, ref. rapporten «Dispersion modeling, resource mapping and environmental assessment, Johan Sverdrup» (Sintef/DNV GL 2014). Resultatene fra spredningsmodelleringene viser at transport av utslipp av produsert vann og borekaks-partikler skjer mot sør-øst, altså bort fra de identifiserte gyteområdene for øyepål.

Videre viser beregningene at fortynningen skjer raskt, slik at ingen av de modellerte konsentrasjonsverdiene for partikler overstiger 100 mg/l, som er identifisert som nedre letale grenseverdi. De modellerte verdiene ligger i det sub-letale intervallet (3,5 – 100 mg/l), men det er verdt å merke seg at det ikke er registrert noen overlapp mellom slike subletale verdier og identifiserte områder med sårbare ressurser, heller ikke med gyteområdet for nordsjøtorsk som ligger i transportretningen for utslipp fra feltet.

Når det gjelder sedimentering av borekaks har beregningene tatt utgangspunkt i at en sedimenttykkelse på 6,5 mm kan benyttes som nedre grense for når effekter kan påregnes. Beregningene viser at slike arealer i hovedsak forekommer ut til 150-500 m fra utslippspunktene. Modelleringene viste ingen overlapp mellom områder med mer enn 6,5 mm sedimentert kaks og de identifiserte områdene med sårbare arter.

Med utgangspunkt i vurderingene ovenfor er det Statoils vurdering at utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet ikke vil kunne ha noen effekt på de identifiserte gyteområdene for øyepål.

Uttalelse – utslipp av borekaks etter rensing med TCC:

Havforskningsinstituttet skriver at det er velkjent at utslipp fra boreoperasjoner medfører negative effekter på bunnfauna der kaks og borevæske synker ut. Kaks med oljevedheng over 50 mg/kg kan medføre mer alvorlige miljøskader enn utslipp av kaks uten oljevedheng. Havforskningsinstituttet er derfor i utgangspunktet kritisk til utslipp av oljeholdig kaks, og mener at Miljødirektoratet bør pålegge operatøren å holde slike utslipp på et så lavt nivå som teknisk mulig. Havforskningsinstituttet forventer at Miljødirektoratet pålegger operatøren å komme med egen søknad om utslipp fra et eventuelt TCC-anlegg på feltet, hvor det blir gitt god dokumentasjon på at innholdet av olje på kaks, og medførende økning i oljeutslipp, kan holdes innenfor miljømessig akseptable rammer.

Operatørens svar:

En konsentrasjon av olje på 50 mg/kg (0,005 %) i sedimenter er i forbindelse med overvåking benyttet som en nedre grenseverdi for når en kan forvente målbare effekter på bunnfauna, relatert til oljeinnhold. Denne verdien må ikke forveksles med oljevedheng på kaks som slippes ut. Her er som kjent gjeldende krav at kaks med oljevedheng på mer enn 10 g olje/kg tørrstoff (1%) ikke kan slippes ut. Se for øvrig vår kommentar til uttalelsen fra Miljødirektoratet.

Avinor

Uttalelse:

Avinor har vært kontaktet under utarbeidelse av konsekvensutredningen, og har i den forbindelse meddelt at de planlagte tiltakene ikke vil få konsekvenser verken for Avinors radiokommunikasjons- anlegg, radionavigasjonsanlegg eller radar i området. Omformerstasjonen på Haugsneset vil heller ikke berøre den formelle restriksjonsplanen til Haugesund Lufthavn, Karmøy.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen til orientering.

Fylkesrådmannen i Rogaland

Uttalelse:

Rogaland fylkeskommune berømmer Statoil for grundig arbeid med å vise konsekvenser for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet. Fylkeskommunen understreker hvilken stor betydning utbygging av Johan Sverdrup vil ha for å motvirke fallet i oljeproduksjonen og sikre langsiktighet og verdiskapning for hele nasjonen.

Fylkeskommunen er fornøyd med at driftsorganisasjon, forsyningsbase- og helikopterbase-tjenester legges til samme region i Stavangerområdet, men understreker også muligheter i resten av fylket, og nevner spesielt Haugaland Næringspark i Tysvær sitt potensial som logistikkpunkt for videre utbygginger.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen til orientering.

Som nevnt i konsekvensutredningen vil det i utbyggingsperioden kunne bli aktuelt å benytte seg av andre baseløsninger, for eksempel i forbindelse med lagring av rør for eksportrørledning og feltinterne rørledninger.

Klepp kommune

Uttalelse:

Klepp kommune vil berømme Statoil på vegne av rettighetshaverne, for det arbeidet som er gjort med å belyse konsekvensene ved utbygging og drift av feltet, og understreker det positive i at driftsorganisasjon, forsyningsbase og helikopterbase blir lagt til regionen.

Klepp kommune fremmer følgende innspill/spørsmål, særlig med tanke på avbøtende tiltak på forsyningsbasen og i tilknytning til transport:

Bruk av LNG-drevne forsyningsfartøyer for å redusere utslipp

Bruk av landstrøm for forsyningsfartøy i fast rotasjon, for å redusere støy/utslipp

Statoil bør i sin langsiktige strategi medvirke til å velge støysvake helikoptre for Johan Sverdrup for å redusere støyulemper i forbindelse med denne aktiviteten.

Statoil bør ta initiativ til felles forsyningsløsninger for feltene på Utsirahøyden.

Det er viktig at Statoil til enhver tid deltar i arbeidet med å sikre optimale flyruter til og fra Sola for mest mulig effektive operasjoner

Operatørens svar:

Statoil noterer seg innspillene ang. tiltak for å redusere støy og utslipp fra forsyningsfartøyer og helikoptertransport, selv om dette ikke er problemstillinger som det er naturlig å løse som en del av Johan Sverdrup-utbyggingen

Statoil har allerede flere forsyningsfartøyer som drives med LNG. Ved nybygg av forsyningsfartøy vil LNG-drift bli vurdert.

Bruk av landstrøm kunne være et virksomt tiltak for å redusere eventuelle støyproblemer for beboere ved forsyningsbasene. Statoil er ikke kjent med slike problemer i tilknytning til forsyningsbasen i Dusavika.

Støy er naturlig nok et generelt problem for boligområder i nærheten av flyplasser. Utviklingen har nok dessverre ikke i tilstrekkelig grad gått i favør av mindre støyende helikoptertyper, slik som det har gjort for fly. Dette skyldes i stor grad krav og forventninger til økt sikkerhet, som betyr økt vekt og med det noe mer støy. Men helikopterstøy har de siste årene fått betydelig økt fokus, og det jobbes med å etablere mer hensiktsmessige inn/ut-flygings prosedyrer som i størst mulig grad reduserer støyen. Dette sammen med det nylig etablerte støy nettverket ledet av Avinor.

Støybelastning er for øvrig et tema ved utvikling av nye helikoptertyper, og også i noen grad når det velges helikoptre til bruk offshore.

Statoil har samordnet sin forsyningstjeneste for Nordsjøen Sør området fra Dusavik basen. Dette bidrar til kostnadseffektiv drift og lavere drivstofforbruk/utslipp fra forsyningsfartøyene.

Sandnes kommune

Uttalelse:

Sandnes kommune er tilfreds med det arbeidet som Statoil på vegne av rettighetshaverne, har gjort med å belyse de forskjellige konsekvensene som utbygging og drift vil ha, og understreker det positive i at driftsorganisasjon, forsyningsbase og helikopterbase er lagt til Stavangerregionen.

Kommunene Sandnes, Sola og Stavanger realiserer nå vesentlig bedre kollektivtrafikk-betjening for Forus, inkl. forbindelse til flyplassen gjennom bussvei 2020-prosjektet, noe som vil styrke tilgjengelighet, redusere reisetider og effektivisere sambruk av lokasjoner.

Innspill for å redusere støy og utslipp fra transportvirksomhet.

Sandnes kommune har de samme innspill som Klepp kommune ang. bruk av LNG-drevne forsyningsfartøyer, landstrøm og samordning av forsyningsløsninger for Utsirahøyden-området, optimalisering av flyruter på Sola flyplass, og langsiktig strategi for å velge støysvake helikoptre.

Operatørens svar:

Vi viser til vår kommentar til disse temaene under uttalelsen fra Klepp kommune

Ang adresseliste ved høring av konsekvensutredninger.

Sandnes kommune bemerker at kommunene Sandnes, Stavanger og Sola ikke var inkludert på adresselisten ved utsendelse av konsekvensutredningene på høring. Disse kommunene er direkte berørt av utbyggingen; Stavanger som vertskap for forsyningsbasen, Sandnes for driftsorganisasjonen og Sola for helikopterbasen, og anbefaler overfor både Statoil og OED at disse kommunene involveres i høringer tilsvarende denne.

Operatørens svar:

Et offshore utbyggingsprosjekt vil i varierende grad gi ringvirkninger i et stort antall kommuner. Gjennom kunngjøring i Norsk lysingsblad blir både kommuner og andre invitert til å uttale seg. Statoil er imidlertid enig i at kommuner som får lokalisering av driftsorganisasjon og/eller basefunksjoner blir berørt i større grad enn andre kommuner, og at disse bør være inkludert blant dem som får høringsbrevet direkte tilsendt.

Stavanger kommune

Uttalelse:

Stavanger kommune ser utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet som et stort og viktig steg i videreutviklingen av olje- og gassvirksomheten på den norske kontinentalsokkelen. Feltutviklingen vil motvirke fallet i oljeproduksjonen og dermed bidra til å sikre langsiktighet og verdiskapning for hele nasjonen. Det at driftsorganisasjon, forsyningsbase og helikopterbase er lagt til regionen har stor betydning. Lokalisering av driftsorganisasjonen til Forus vil ha stor betydning for regionen, og vil underbygge den rolle Stavanger har som nasjonens oljehovedstad i et langsiktig perspektiv. Anbefalingen om å bruke Dusavik base til forsyning av varer og tjenester støttes. Basen vil kunne videreutvikles og vokse videre med de oppdragsmulighetene som Johan Sverdrup gir. Langsiktigheten i operasjonene på Utsirahøyden vil sikre og styrke Sola sin posisjon som norsk kompetansesenter for helikoptervirksomhet.

Stavanger kommune ser det som positivt at Statoil og de andre rettighetshaverne har et tydelig fokus på hvordan en ytterligere kan redusere det som kan være negative konsekvenser av utbygging og drift. Spesielt gledelig er det å merke seg tiltakene som går på å redusere utslipp til luft og sjø.

Innspill for å redusere støy og utslipp fra transportvirksomhet.

Stavanger kommune har de samme innspill som Klepp og Sandnes kommuner ang. bruk av LNG-drevne forsyningsfartøyer, landstrøm og samordning av forsyningsløsninger for Utsirahøyden-området, optimalisering av flyruter på Sola flyplass, og langsiktig strategi for å velge støysvake helikoptre.

Operatørens svar:

Vi viser til vår kommentar til disse temaene under uttalelsen fra Klepp kommune

Ang adresseliste ved høring av konsekvensutredninger:

På samme måte som Sandnes kommune, bemerker Stavanger kommune at kommunene Sandnes, Stavanger og Sola ikke var inkludert på adresselisten ved utsendelse av konsekvensutredningene på høring. Disse kommunene er direkte berørt av utbyggingen; Stavanger som vertskap for forsyningsbasen, Sandnes for driftsorganisasjonen og Sola for helikopterbasen, og anbefaler overfor både Statoil og OED at disse kommunene involveres i høringer tilsvarende denne.

Operatørens svar:

Vi viser til vår kommentar til dette under uttalelsen fra Sandnes kommune

Tysvær kommune

Uttalelse:

Tysvær kommune har i teknisk utvalg den 8.1. vedtatt følgende uttalelse:

Ein forutset at det er kapasitet på nettet til eit uttak av denne storleiken, utan at det får negative konsekvensar for anna industri i nærleiken innafor nærmaste framtid.

Ein forutset også at anleggsvegen som går aust-vest mellom Kårstø- anlegget og den kommunale vegen ved Haugsneset er midlertidig, og vil bli tilbakeført.

Det bør leggjast til rette for bruk av kjølevatnet frå omformarstasjonen, dersom dette er mogleg.

Ein bør ta omsyn til naturverdiar i anleggsfasen og gjennomføra avbøtande tiltak som føreslått i konsekvensutgreiinga.

Det må gjerast tiltak mot støy i nærområdet med omsyn til busetnad og rekreasjonsområdet Austevik, både i anleggsperioden og når anlegget er i drift.

Ved utbygging av infrastruktur (veg, vatn og avløp) må det leggjast til rette for at grunneigarane kan kopla seg på.

Ved bruk av kommunal veg i anleggsperioden, må skade eller forringing av vegen utbetrast når anleggsperioden er avslutta.

I merknadene for øvrig er kommunen opptatt av at den planlagte adkomstveien også må kunne benyttes som adkomstvei for et eventuelt framtidig anlegg på tomta som Marine Harvest har en opsjonsavtale om å kjøpe.

Kommunen er opptatt av at de tiltak som er skissert for å ivareta biologisk mangfold følges opp: Dette gjelder bl.a. hensyntagen til gytesesong for laks og aure, og hekkesesong for sårbare fuglearter. Dessuten må kantvegetasjon ikke fjernes unødig.

Operatørens svar:

Statoil har hatt flere møter med Tysvær kommune gjennom planleggingsprosessen. Alle de punktene som tas opp i høringsuttalelsen er kjent for Statoil, og vil bli tatt hensyn til slik kommunen ber om.

Utsira kommune

Uttalelse:

Utsira kommune deler de oppfatninger som tilkjennegis i konsekvensutredningen om at dette kjempestore prosjektet vil generere et behov for store vare- og tjenesteleveranser fra norsk næringsliv, som igjen vil kunne gi stor verdiskaping og positive sysselsettingseffekter for norske bedrifter og det norske samfunn som helhet i mange år framover.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen fra Utsira kommune til orientering

SKL Nett AS

Uttalelse:

SKL Nett AS har som regional kraftsystemansvarlig ingen kommentarer til konsesjonssøknaden. Men forutsetter at Statnett, sett i sammenheng med Hydros planer for Hydro Karmøy, foretar de nødvendige tiltak i sentralnettet inn mot Kårstø/Håvik, slik at leveringssikkerhet og kvalitet for eksisterende nettkunder ikke blir skadelidende.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen til orientering. Se også kommentaren til uttalelsen fra Landsorganisasjonen.

Norges Fiskarlag

Uttalelse – bruk av TCC:

Norges Fiskarlag har uttalt seg negativt til bruk av TCC-løsningen for rensing av oljeforurenset borekaks og utslipp til sjø, da det i utgangspunktet ikke bør tillates økte utslipp til sjø, men arbeides for reduksjon i alle typer utslipp til sjø. En løsning med utslipp av borekaks etter rensing ved bruk av TCC bør bare etableres når det kan dokumenteres at restinnholdet av olje som vedheng på borekaks ikke har negativ effekt for miljøet på feltet. Fiskarlaget mener at konsekvensene av økte utslipp av finmalt kaks til sjø ikke er helt kartlagt. Fiskarlaget stiller også spørsmål ved om transport av borekaks til land nødvendigvis fører til økte utslipp til luft, sammenlignet med bruk av TCC-metoden. Mengden oljevedheng på renset borekaks blir ikke kjent før ved søknad om utslippstillatelse; det er viktig allerede nå å ha alternative løsninger klare.

Operatørens svar:

Statoil har i konsekvensutredningen beskrevet alternative metoder for håndtering av borekaks, og gitt en begrunnelse for den løsningen som er anbefalt. Vi har også fått gjennomført studien «Johan Sverdrup – Produced water and drilling discharges – EIF and dispersion modelling» (DNV GL/Sintef 2014) som etter vår vurdering dokumenterer at utslipp av borekaks etter behandling med TCC-metoden er miljømessig forsvarlig. Utslipp av slik behandlet kaks krever tillatelse etter forurensingsloven, og slik tillatelse vil eventuelt bli gitt av Miljødirektoratet på grunnlag av søknad. Vi viser også til vår kommentar til Miljødirektoratets uttalelse.

Uttalelse – permanent seismikkovervåking (PMR):

Nedgraving av permanente seismikk-lyttekabler kan bety at arealbeslaget blir noe mindre. Effekten av lydkildene i forhold til fiskeriene vil imidlertid være som før, og vil påvirke fiskeriene negativt. En mulig reduksjon kan oppnås om det planlegges oppstart for første undersøkelse i en periode med lav fiskeriaktivitet.

Operatørens svar:

Statoil tar dette til orientering.

Uttalelse – bestandssituasjonen for bruskfisk:

Norges Fiskarlag mener at utsagnet i konsekvensutredningen om at de fleste bruskfiskbestandene i Nordsjøen er på et lavt nivå ikke er korrekt. Mangel på kunnskap kan være en av årsakene til at disse artene er listet som truet. Dessuten gjøres det oppmerksom på at det er mange andre påvirkningsfaktorer enn fiskerier som kan påvirke bestandssituasjonen. Elektromagnetiske forstyrrelse trekkes fram som eksempel.

Operatørens svar:

Beskrivelsen av bestandssituasjonen for fiskearter i Nordsjøen er i konsekvensutredningen gjort svært kortfattet, men er basert på omfattende dokumentasjon som er tilgjengelig bl.a. i rapporter som er utarbeidet som en del av Forvaltningsplanen for Nordsjøen og Skagerak. Vi er enige med Fiskarlaget i at det er mange faktorer som kan påvirke bestandssituasjonen, noe som også er indikert i konsekvensutredningen.

Uttalelse – dynamiske fiskerier:

Fiskarlaget påpeker at fiskeriene er dynamiske, og vil variere over lengre perioder. Liten aktivitet i en periode betyr ikke nødvendigvis at et område for alltid er lite viktig for fiskeriene. Dette må det tas hensyn til ved at det designes og velges løsninger som sikrer at både innretninger, kabler og rørledninger trygt og enkelt kan fjernes etter endt produksjon på Johan Sverdrup-feltet en gang i framtiden.

Operatørens svar:

Statoil er innforstått med at fiskeriene er dynamiske, og at liten fiskeriaktivitet i et område en tid ikke utelukker at området kan få større betydning for fiskeriene senere. Statoil ser det derfor som viktig at alle installasjoner designes og installeres på en slik måte at eventuell fiskeriaktivitet kan foregå mest mulig uhindret, og at en etter endt bruk disponerer installasjoner, rørledninger etc. i tråd med gjeldende regelverk.

Landsorganisasjonen i Norge (LO)

Uttalelse – nasjonale ringvirkninger, kontraktsstrategi:

LO peker på at Statoil har et særskilt ansvar for å sikre at oppdragene som utbyggingsprosjektet gir vil føre til nasjonale ringvirkninger og sikring av sysselsetting i norsk leverandørindustri.

Operatørens svar:

Johan Sverdrup utbyggingsprosjektet legger stor vekt på dialog med leverandørindustrien i forkant av anbudskonkurranse for å lytte, men også fortelle dem hvor de må jobbe for å forbedre sin konkurranse kraft. Den overordnede kontraktsstrategien for Johan Sverdrup vil kunne sikre store nasjonale ringvirkninger, men Statoil må følge internasjonale regler for anbudsprosesser og kontraktinngåelser, og kan derfor ikke gi norske bedrifter spesielle fordeler. Det påpekes at Johan Sverdrup ved inngåelse av en del kontrakter i forkant av PUD-innsendelse og -godkjennelse allerede har sørget for fortsatt god aktivitet hos leverandørbedrifter.

Uttalelse – nettkapasitet:

Stortinget må sikre at kraft fra land til Johan Sverdrup ikke går ut over realisering av prosjekter i den landbaserte industrien, som følge av manglende kraftkapasitet og linjekapasitet.

Operatørens svar:

Gjennom utredningsprosessen har det i dialog med Statnett blitt avklart at uttak av inntil 300 MW til Johan Sverdrup og de andre feltene på Utsirahøyden ikke er til hinder for realisering av kjente prosjekter i den landbaserte industrien. For øvrig tar Statoil uttalelsen til orientering.

Uttalelse – evakueringsløsninger:

LO mener at de valgte evakueringsløsningene har vesentlige svakheter. Livbåtkapasiteten bør bygges ut også på de andre plattformene, ikke bare på boligplattformen, og det bør etableres en ekstra helikopterlandingsplass på en av de andre plattformene. Dette vil også styrke områdeberedskapen, hvor Johan Sverdrup vil bli en vertskapsplattform for SAR helikoptrene.

Operatørens svar:

I fase 1 vil Johan Sverdrup feltsenter bestå av 4 plattformer med broforbindelser. Ved en hendelse på en plattform skal personell evakuere over bro til naboplattformen og videre til mønstringssted på boligplattformen. Men personell er i sikkerhet når de har nådd en annen plattform, og er således trygge også hvis de evakuerer til stigerørsplattformen. Sammenlignet med en integrert plattform gir broforbundne plattformer, som på Johan Sverdrup Feltsenter, en stor fordel i det å kunne evakuere til mønstringsområde om bord på en sikker plattform. Derfor er broene definert som primær evakueringsvei. Helikopterevakuering fra LQ-plattformen er sekundær evakueringsmiddel og livbåter på LQ-plattformen er definert som tertiær evakueringsmiddel. Dette er en robust løsning for Johan Sverdrup felt senter.

Angående ekstra helikopterplass på en annen plattform i tillegg til LQ-plattformen: LQ plattformen er utstyrt med helikopterdekk, ekstra parkeringsplass for helikopter samt hangarplass for SAR helikopter. Hverken beredskapsanalysen eller rømnings- og evakueringsanalysen har identifisert behov for ekstra helidekk på en av de andre plattformene.

Uttalelse – dimensjonering av boligkvarter:

LO mener at boligenheten er planlagt med for få lugarer, og viser til at Ekofisk nylig er oppgradert med mer enn 100 lugarer mer enn det som planlegges for Johan Sverdrup. En ny installasjon bør bygges med tilstrekkelig kapasitet slik at det ikke er behov for deling av lugarer.

Operatørens svar:

Som beskrevet i konsekvensutredningen er sengebehov i forbindelse med vedlikeholds-stanser (revisjonsstanser) den aktivitet som har vært dimensjonerende for boligenheten. I normal drift vil det være typisk 250-280 personer om bord. Det betyr at boligkvarteret har kapasitet til 150 – 180 personer for modifikasjoner og større prosjekter i tillegg til en ordinær driftsfase med pågående bore- og brønnoperasjoner, noe som prosjektet vurderer som en robust design. I tillegg er feltsenteret tilrettelagt for flere tilkoblingspunkter for flotell.

Uttalelse – standardiserte lugarløsninger:

LO understreker viktigheten av å ta hensyn til støy, og mener at dette prosjektet burde brukes til å utvikle standardiserte løsninger for lugarer som ivaretar kravene til støy.

Operatørens svar:

Statoil har inngått avtale med veletablerte leverandører som har utviklet lugarer i henhold til Statoil sine nyetablerte krav til standard lugarløsning. Disse lugarene har gjennomgått tester som viser at de tilfredsstiller kravene til støysvake løsninger på en god måte. Prosjektet vil benytte en av disse standardlugarene i boligkvarteret.

Støy har høy fokus i hele prosjektet, og egne støyeksperter er engasjert i prosjektteamene.

Uttalelse – integrerte operasjoner:

Integrerte operasjoner kan være et godt tiltak, men LO etterlyser en strengere grensesetting for når og hvordan integrerte operasjoner skal anvendes. Når en installasjon er bemannet, skal alle sikkerhetstekniske avgjørelser fattes av de som er ombord.

Operatørens svar:

Integrerte operasjoner skal bl.a. tilrettelegge for bedre samhandling hav – land og en effektiv anvendelse av selskapets og våre partneres samlede kompetanse uavhengig av lokasjon. I henhold til Felles Driftsmodell for Utvikling og Produksjon Norge (UPN) har plattformsjef totalansvar for anlegget ved å sørge for at sikkerhet for personell, miljø og innretning er ivaretatt.

Uttalelse – SSIV:

LO har registrert en bekymring knyttet til om prosjektet vil beholde den planlagte sikkerhetsventilen (SSIV). LO er opptatt av at sikkerheten settes i høysetet, og er tilfreds med at Statoil holder fast ved viktige sikkerhetskomponenter og ikke velger rimeligere alternativer.

Operatørens svar:

Prosjektet har besluttet at SSIV – ventilen beholdes.

EnergiNorge

Uttalelse:

Energi Norge har igjennom tidligere studier vist at det er mulig å ivareta kapasitetsbehovene i nettet gjennom forenklede oppgraderingstiltak i eksisterende nett ref. BKK-modellen, økte leveranser av reaktiv effekt fra likeretteranleggene eller SVC- anlegg. Reservebehovene i ombyggingsperioden kan sikres gjennom avtaler med gasskraftverket på Kårstø. De nevnte tiltak bør adresseres i utredningen.

Operatørens svar:

Statoil tar uttalelsen fra EnergiNorge til orientering.

ZERO

Uttalelse:

Zero har ingen kommentarer til konsekvensutredningen for nettutbygging for å framføre kraft fra land, utover at de støtter opp under planene framlagt i konsekvensutredningen og i konsesjonssøknaden.

Når det gjelder konsekvensutredningen for feltutbyggingen har Zero har selv oppsummert sin høringsuttalelse i følgende punkter:

Det må leveres inn konsekvensutredning for de øvrige utbyggingsfasene av Johan Sverdrup

Stortingsvedtaket innebærer at hele området sitt kraftbehov skal forsynes med kraft fra land senest innen 2022

Årstallet står fast, uavhengig av fase 2 sin utvikling.

I PUD for Johan Sverdrup fase 1 må det legges fram en tidsplan for gjennomføring av områdeløsningen

Operatørene på Utsirahøyden må avklare de kommersielle forholdene i en områdeløsning i 2016, når konseptvalget for fase 2 av Johan Sverdrup tas

I konsekvensutredningen er det flere misforståelser om klimaeffekten av elektrifisering. Dette er svært uheldig.

ZERO forutsetter at varmebehovet i de kommende fasene for Johan Sverdrup dekkes av elektrisitet

Oljedirektoratet må sikre at operatørene i Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog gjør nødvendige forberedelser og tiltak for å kunne koble seg til kraftkabelen så fort den er tilgjengelig.

Klimautfordringen innebærer at alle nye felt på norsk sokkel må ha null utslipp til luft

Operatørens svar:

Konsekvensutredning for framtidige utbyggingsfaser.

Det er besluttet at det skal utarbeides en ny PUD for neste utbyggingsfase. Videre har Statoil av departementet blitt pålagt i konsekvensutredningen for første utbyggingsfase å beskrive konsekvensene av en full feltutbygging så langt det er mulig på dette stadiet. Hvorvidt det skal utarbeides en ny konsekvensutredning når den tid kommer, vil avhenge av hvorvidt den lovpålagte utredningsplikten allerede kan anses oppfylt eller ikke. Dette er det Olje- og energidepartementet som tar endelig stilling til.

Oppfølging av stortingsvedtaket.

For Johan Sverdrup-feltet har Stortinget fattet vedtak om at kraftforsyningen skal skje med kabler fra land, i stedet for med gassturbiner. Videre innebærer vedtaket en områdeløsning, der kraftbehovet for både Gina Krog, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Johan Sverdrup dekkes med kraft fra land. Gjennom stortingskomiteens merknader er det klargjort at dette skal skje så raskt som mulig, og senest i 2022. Som det framgår av konsekvensutredningen har Statoil fulgt opp dette. Det framgår også av konsekvensutredningen at det allerede i første utbyggingsfase vil bli gjort betydelige preinvesteringer for å tilrettelegge for en områdeløsning fra år 2022.

Klimaeffekt av elektrifisering.

Konsekvensutredningen redegjør for besparelsene i norske offshore CO₂-utslipp fra Johan Sverdrup-feltet som følge av kraft fra land, sammenlignet med offshore kraftgenerering med gassturbiner. Besparelsen er beregnet til totalt 19 millioner tonn CO₂, eller ca. 460.000 tonn CO₂ pr. år. Som en følge av kraft fra land vil de spesifikke utslippene av CO₂ fra Johan Sverdrup, dvs. utslipp av CO₂ pr. produsert oljeenhet, bli svært lave – i størrelsesorden ca. tiendeparten av det som er gjennomsnittet på norsk sokkel.

Det ville i en konsekvensutredning være feil å framstille det som om denne besparelsen i norske CO₂-utslipp gir en tilsvarende reduksjon i globale utslipp av CO₂. Med støtte i rapporten «CO₂-emissions effect of electrification» (EconPöyry 2011) har vi sagt at elektrifisering kan gi en reduksjon av petroleumsindustriens samlede bidrag til globale klimagassutslipp. Størrelsen på denne reduksjonen vil avhenge av flere faktorer; kraftoverføringskapasiteten mellom Norge og Europa er en av disse; og overgang fra kullkraft til mer fornybar kraftproduksjon i Europa er en annen.

Statoil legger til grunn at sett på årsbasis blir tilgjengelig vannkraftproduksjon i Norge pr. i dag utnyttet, enten innenlands eller gjennom eksport. I en slik situasjon er det ikke noe uutnyttet overskudd av fornybar kraft. Skulle eksportkapasiteten i framtida utgjøre en flaskehals, ville det være fornuftig å gjøre en vurdering av hva som gir best klimaeffekt; enten å benytte overskuddskraften til å elektrifisere sokkelen, eller å bygge ut kapasiteten for eksport av kraft.

Dekning av varmebehov i kommende faser.

Bruk av gassfyrte kjeler for oppvarming er vesentlig mer energieffektivt enn å benytte elektrisitet. Elektrisk oppvarming ville likevel gi lavere utslipp av CO₂ fra plattformen. Vi har ovenfor kommentert hvorfor dette ikke nødvendigvis gir lavere globale CO₂-utslipp. Uavhengig av dette vurderer Statoil alternative oppvarmingsløsninger, og dette vil bli nærmere utredet og dokumentert fram mot konseptvalg for neste utbyggingsfase.

Andre felts forberedelser til tilknytning til Johan Sverdrup.

Statoil tar dette til orientering.

Nullutslipp fra nye felt.

Statoil tar dette til orientering.

Bellona

Uttalelse:

Bellona har selv oppsummert sin høringsuttalelse i følgende punkter:

Klimaendringene medfører at rike land, som i tillegg har hatt betydelige inntjeninger fra fossilindustrien, tar et særskilt ansvar for å redusere utslippene. Primært betyr dette at de fossile ressursene må bli liggende, sekundert at alle nye felt på norsk sokkel blir elektrifisert.

Klimaeffekten av elektrifisering kan ikke undervurderes eller miskommuniseres, slik det i stor grad gjøres i konsekvensutredningen for Johan Sverdrup.

Stortingsvedtaket for elektrifisering av Utsirahøyden slår fast at hele området skal elektrifiseres senest innen 2022, dette årstallet er uavhengig av fase 2 utviklingen. Det må derfor legges frem en tidsplan for gjennomføringen av områdeløsning i Plan for utbygging og drift av Johan Sverdrup.

OED og Oljedirektoratet må sikre en koordinert områdeløsning for Utsira, med en ekstra kapasitet for eventuelle nye felt, slik som er vanlig ved gassrørledningsutbygginger. Operatørene for Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krogh må koble seg på kraftkabelen så snart det er mulig.

Varmebehovet for Johan Sverdrup kan ikke dekkes av gassfyrte kjeler, men må dekkes av kraft fra land.

Kostnadsparameterne for utbyggingen må offentliggjøres, og gjøres tilgjengelig for både politikere og sivilsamfunn.

Operatørens svar:

Bellona tar opp mange av de samme temaene som Zero har framhevet. Det gjelder for eksempel spørsmålet om klimaeffekten av elektrifisering, bruk av gassfyrte kjeler og oppfølging av Stortingets vedtak om elektrifisering. Vi viser til våre kommentarer til Zero sin uttalelse.

Når det gjelder kostnadselementene for utbyggingen har Statoil presentert tall slik det er vanlig praksis i forbindelse med konsekvensutredninger. Vi viser i den forbindelse til kapittel 3.11 i konsekvensutredningen for feltutbyggingen, og til kapittel 3.10.1 i konsekvensutredningen for kraft fra land. Ytterligere oppsplitting av kostnader blir ikke offentliggjort av konkurransemessige hensyn. Dette er ikke til hinder for at en ytterligere oppsplitting er stilt til rådighet for vedkommende myndighet i forbindelse med konsesjonsbehandlingen.

Grunneiere på Haugsneset

Uttalelse:

Det er mottatt en felles uttalelse fra grunneiere på Haugsneset, fra eierne av gnr. 53 bnr. 3, 6 og 11.

Det omsøkte tiltaket innebærer første etablering av industri innenfor reguleringsplan for Industriområdet Haugsneset. Grunneierne peker på at det i konsekvensutredningen ikke er gjort noen vurderinger av hvilke konsekvenser prosjektet medfører for framtidig utvikling av restarealet i industriområdet, dimensjonering av infrastruktur etc.

Det trekkes fram følgende punkter:

Hvordan kan veg med parallell vekselstrømskabel i jord legges inn i det regulerte industriområdet på en slik måte at en best mulig tar hensyn til framtidig utbygging i området.

Hvordan unngå at veg/kabel i minst mulig grad deler eiendommene på en uhensiktsmessig måte i forhold til etablering av industri/næring

Klargjøring av begrensninger som følge av sikkerhets- og byggeforbudssone langs jordkabelen. Bredde på byggeforbudssone må vises i konsesjonsvilkårene

Standard på eksisterende kommunal vei synes ikke å være tilstrekkelig vurdert i forhold til planlagt transport i utbyggingsfasen; senere trafikk til og fra omformerstasjonen, samt betjening av framtidig industriområde.

Planlagt ny adkomstvei inn til omformerstasjonen må gjøres bredere enn omsøkte 3,5 m. Akseltrykk på 15 tonn er akseptabelt.

Tilstrekkelig med avkjørselspunkt fra adkomstveien burde vært inntegnet og etablert nå, slik at dette ikke i framtida blir hindret av restriksjoner grunnet sikkerhetssone/byggeforbudssone langs kabelen.

Tilsvarende gjelder påkoblingspunkt for vann, avløp og elektro

Overskuddsmasser bør kunne nyttiggjøres på den enkelte eiendom der massen kommer fra, dersom grunneier har ønske om dette

Spesifikt for eiendommen gnr. 53 bnr. 6:

Den valgte plasseringen av omformerstasjonen innebærer inneklemte restareal mellom omformerstasjon og naboeiendom mot vest. På dette arealet må det etableres en kjørevei, slik at en får vegutløst restarealet på 12-15 da beliggende mellom omformerstasjonen og sjøen. I vegen må det legges infrastruktur som vann, kloakk mm.

Arealer i nærheten av omformerstasjonen som blir belagt med restriksjoner må innløses og inngå i tomta for omformerstasjonen.

Konsesjonsvilkårene må sikre at eksisterende vegetasjon rundt omformerstasjonen (på annen manns eiendom) beholdes som vegetasjonsskjerm.

Plassering av riggområde like nord for omformerstasjonen vurderes som uheldig, og ønskes etablert i lengre avstand fra Austrevika. Det foreslås å enten flytte omformerstasjonen lenger mot sjøen, eller å flytte riggområdet til sjøsida av omformerstasjonen.

Det må legges til rette for utnyttelse av kjølevannet fra omformerstasjonen.

Operatørens svar:

Nedenfor følger Statoils kommentarer til hvert enkelt av punktene listet ovenfor:

Som vist i konsekvensutredningen har Marine Harvest en opsjon på å benytte nabotomta i vest til akvakulturanlegg. Det er fra kommunens side uttrykt ønske om at dette tas hensyn til, slik at adkomstveien inn til omformerstasjonen også kan benyttes som adkomstvei for akvakulturanlegget dersom det blir realisert. Dette er blitt gjort. Det vil også bli lagt ned rørledninger for drikkevann og sanitæravløp med tilstrekkelig kapasitet slik at disse kan benyttes av akvakulturanlegget. For øvrig eksisterer det ingen andre planer om utbygging i området. Den aktuelle reguleringsplanen ble utarbeidet i 1988 med sikte på etablering av gasskraftverk. I ettertid har det ikke skjedd noen etableringer her, og Tysvær kommune har opplyst at det er lite sannsynlig at det kommer annen virksomhet i dette området i overskuelig framtid, siden kommunen har andre arealer for industri/næring som prioriteres høyere.

Ulike traséer for kabel og adkomstvei har vært diskutert inngående med de berørte grunneierne gjennom flere møter og befaringer. Det er sett på flere alternativer, og opprinnelig vei/kabel-trase er justert for å imøtekomme grunneiernes ønsker så langt som mulig, samtidig som en ivaretar nødvendige hensyn til framkommelighet, landskapsmessig tilpasning og kostnader.

Det vil gjelde en byggeforbudssone på 5 m på hver side av kabelgrøftens senterlinje. I tillegg vil det være en hensynssone 15 m på hver side av senterlinjen. Denne blir vist på kart. Innenfor denne hensynssonen vil det være meldeplikt for alt arbeid i grunnen, unntatt vanlig jordbruksdrift, som vil kunne foregå som før. Begrensningene vil bli nedfelt i avtalene med hver enkelt grunneier.

Det er gjort en vurdering av nødvendig transportbehov i utbyggingsfasen, og det er avholdt en befaring med fagpersoner med erfaring fra transport av den type komponenter som er aktuelle for omformerstasjonen. Det er også avholdt møte med kommunen og representanter fra teknisk etat. Konklusjonen er at eksisterende kommunal vei kan benyttes for nødvendig transport i anleggsfasen uten vesentlige inngrep. Noen midlertidige forsterkninger må foretas (gammel steinbru) og på kortere strekninger må gjerder/tre langs veien flyttes/felles. I driftsfasen vil transportbehovet til omformerstasjonen bli minimalt, og veien vil fullt ut være tilstrekkelig. Eventuelle skader på veien i anleggsfasen vil bli utbedret.

Veibredde og akseltrykk er diskutert med kommunen som ikke har fremmet noen ønsker eller krav. Veien vil i utgangspunktet bli bygget med større bredde (6-6,5 m). Etter anleggsperiodens slutt vil veien asfalteres og merkes på nytt, og en del av bredden vil bli satt av til gang/sykkelvei. Det etableres imidlertid ingen fysisk sperre mellom vei og gang/sykkelvei.

Kabeltraséen ligger lavere i terrenget enn veien, og kabelen blir liggende så dypt at det ikke vil være noen konflikter i forhold til framtidige avkjørsler. Sikkerhetssone/byggeforbudssone vil ikke være til hinder for å etablere avkjørsler. Ref. vilkår i avtalene med hver enkelt grunneier. Siden det pr. i dag ikke er kjent hvordan framtidig utnyttelse av det regulerte området vil bli, er det lite hensiktsmessig å fastlegge avkjørselspunktene nå.

Det planlegges 2 påkoblingspunkter på hver side av adkomstveien. Endelig plassering av disse vil bli avklart i dialog med grunneierne.

Det vil bli overskuddsmasser, og i konsekvensutredningen er det synliggjort deponier. Dersom det blir behov for ytterligere deponier, vil ønsker fra grunneier kunne imøtekommes. Dette forutsetter at grunneier sørger for nødvendige avklaringer og tillatelser fra kommunen og andre instanser.

Spesifikt for eiendommen gnr. 53 bnr. 6:

Dersom det senere skulle bli aktuelt å utnytte arealet mellom omformerstasjonen og sjøen, vil det være plass til å etablere vei mellom omformerstasjonen og nabotomta i vest. Dette inngår ikke i Statoils planer.

Det vil ikke bli lagt restriksjoner på eller gjelde begrensninger for de arealene som ligger utenfor tomta for omformerstasjonen/landfallsarrangementet.

Det inngår ikke i Statoils planer å fjerne eller etablere vegetasjon på arealer som ikke eies av Statoil, med unntak av deponiområdet nord for omformerstasjonen. I nordskråningen av denne vil jordmasser bli lagt tilbake, slik at vegetasjon kan etableres.

Spørsmålet om plassering av riggområde er vurdert og diskutert med aktuell grunneier. Plasseringen av omformerstasjonen er gjort ut fra mange hensyn; landskapstilpasning, påvirkning av sjøsprøyt, adkomstvei etc. Plassering av riggområde på sjøsida av omformerstasjonen ville kreve betydelig utfylling i et område som er svært eksponert mot sjøen, og vurderes ikke som en god løsning. Andre alternativer er også vurdert, men Statoil mener at den viste plasseringen er den beste ut fra en totalvurdering.

Dersom det i framtida skulle være interesse for å nyttiggjøre seg det tempererte kjølevannet, vil det være mulig.

Vedlegg 2
Høring av konsekvensutredningen for eksportrørledninger for olje og gass fra Johan Sverdrup-feltet

Her følger operatørens gjennomgang av høringsuttalelsene.

Miljødirektoratet

Uttalelse:

Miljødirektoratet finner at konsekvensutredningen gir en tilfredsstillende beskrivelse og vurdering av de miljømessige aspekt ved rørledningsprosjektene. Miljødirektoratet vil vurdere nærmere om steinlegging i rørledningstraseene i sjøen skal behandles etter forurensningsloven, og vi vil derfor ha behov for en gjennomgang av hvordan dette arbeidet skal utføres før vi tar stilling til eventuell videre behandling av saken.

Uttalelse:

Rørledningene vil krysse noen viktige gyteområder for sild (Karmøy) og kysttorsk (Mongstad), og Miljødirektoratet forutsetter generelt at arbeidet planlegges slik at aktiviteter i gyteperioden februar-april unngås eller gjennomføres slik at påvirkningen blir minst mulig. Dersom ankeroperert fartøy skal benyttes, må Statoil sørge for å unngå skade på eventuell sårbar bunnfauna så langt det er mulig.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til etterretning.

Uttalelse:

Miljødirektoratet mener at det må velges ambisiøse løsninger for å avdekke potensielle utslipp raskt, både i vannsøylen og på havoverflaten. Det er spesielt viktig med deteksjonsmetoder for å avdekke potensielle utslipp raskt i mer kystnære områder, hvor tettheten av miljøverdier som potensielt vil kunne påvirkes er høyere enn til havs.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering og viser til planer for lekkasjedeteksjon som vil bli utarbeidet i god tid før oppstart av feltet.

Uttalelse:

Miljødirektoratet anser kunnskapsgrunnlaget knyttet til naturmangfold på land å være godt, jf. også krav til kunnskapsgrunnlaget i naturmangfoldloven § 8.

Uttalelse:

Miljødirektoratet vurderer behov for å skjerpe krav til både vannrenseanlegget og VOC-gjenvinningsanlegget og Statoil må ta hensyn til dette i sin vurdering av behov for oppgradering av bl.a. VOC-anlegget.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering og viser til kontakten mellom Mongstad-raffineriet/terminalen og Miljødirektoratet knyttet til utslippssøknad.

Uttalelse:

Miljødirektoratet etterlyser en vurdering av de økonomiske og miljømessige konsekvensene av eksport av avfall til Danmark mot de økonomiske og miljømessige fordeler og ulemper ved å oppgradere renseanlegget slik at det får kapasitet til å behandle brønnoppstartsvann. Statoils verifikasjon av det aktuelle vannbehandlingsanlegget må uansett omfatte kontroll av om virksomheten har de nødvendige tillatelser til å drive behandling av avfallet, og at de følger gjeldende regelverk.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering og viser til gjeldende praksis og tillatelser. Vannrenseanlegget i Stigsnæs Danmark er veldig godt egnet til å rense brønnoppstartsvannet fra Mongstad. Anlegget har en avansert design som gjør det mulig å rense vannet til veldig lave utslippskonsentrasjoner. Anlegget har et såkalt tertiært rensekonsept som i tillegg til fysikalsk og biologisk rensetrinn også har kjemisk rensing (felling) og aktivkullrensing. Anlegget har tilstrekkelig rensekapasitet til å ta imot og mellomlagre vann. Utslippskonsentrasjonene fra anlegget er lavere enn fra vannrenseanlegget på Mongstad, grunnet den avanserte prosesseringen. Å bygge ut vannrenseanlegget på Mongstad til samme standard som Stigsnæs vil kreve en omfattende investering som ikke anses som økonomisk forsvarlig for en vannstrøm på kun cirka 10 m3/h. Pga. lave konsentrasjoner i vannet til Ballastvannrense-anlegget er det teknisk vanskelig å etablere et biotrinn der. For å sikre stabil drift av et biotrinn vil det kreve mer mellomlagringskapasitet enn Mongstad har i dag for å holde gjennomstrømning og konsentrasjonene i anlegget konstant.

Statoil Mongstad følger opp Vandrens – Stigsnæs Industripark A/S på jevnlig basis. Anlegget er kvalitets- og miljøsertifisert i henhold til ISO 9001-2000 og ISO 14.001 og tilfredsstiller gjeldende BAT krav. Oppfølgingen er dokumentert under de respektive notifikasjonsnumrene, f.eks. NO 406248.

Fiskeridirektoratet

Uttalelse:

Forslag til konsekvensutredning for oljerørledningen synes i hovedsak å ivareta fiskeriinteressene på en tilfredsstillende måte, men hensynet til fiskeriinteressene må ivaretas i forhold til overtrålbarhet, frie spenn og begrenset bruk av steinfyllinger og lavest mulig helningsvinkel på steinfyllinger.

Uttalelse:

Fjerning av rørledninger bør utredes etter avslutning av Johan Sverdrup-feltet.

Operatørens svar:

Det vises til St.meld. nr 47 (1999–2000) Disponering av utrangerte rørledninger og kabler, som Stortinget sluttet seg til, og plan for avvikling som vil bli utarbeidet i god tid før avvikling. I tråd med dagens praksis legges det til grunn ved planleggingen av utbyggingen at rørledningene vil bli etterlatt etter rengjøring samt sikring av endene ved nedgraving eller tildekking med stein/grus for å unngå framtidig fare for fiskeriaktivitet i området.

Uttalelse:

Fiskeridirektoratet stiller spørsmål om anleggsarbeid knyttet til undersjøisk tunnel under Lurefjordsystemet vil kunne påvirke sildestammen, og ber om at dette blir belyst gjennom det videre arbeidet med reguleringsplanen. Fiskeridirektoratet viser også til at den lokale sildestammen i Lurefjordsystemet ikke er nevnt.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering. Kryssing av fjordsystemet med undersjøisk tunnel ble tidlig vurdert som den løsningen som ville gi minst miljømessige konsekvenser. Konsekvensutredningen viser gytefelt i Lurefjordsystemet generelt, og med fokus på torsk. Viser også til at Havforskningsinstituttet konkluderer med at utredningen av konsekvenser er tilfredsstillende.

Uttalelse:

Fiskeridirektoratet stiller spørsmål om konsekvenser for rekeressursen og rekefeltet ved Vardholmen er tilstrekkelig utredet og vil fraråde legging av rør over rekefelt dersom det må steindumpes. I den anledning ber Fiskeridirektoratet om at det utredes en alternativ trasè som i minst mulig grad berører rekefeltet ved Vardholmen.

Operatørens svar:

Viser til møtet 18.11.14 med berørte fiskeriorganisasjoner hvor planlagt rørledning langs det potensielle trålefeltet ble vurdert å ikke gi betydelige arealbeslag. Hvis det mot formodning skulle bli en konflikt kan nedspyling av rørledningen i dette bløtbunnsområdet vurderes.

Uttalelse:

I forslaget til programmet for konsekvensutredningen kommenterte Fiskeridirektoratet at det ble satt inn kart med gode geografiske koordinater for feltutbygging og for fiskeriaktivitet. Dette er delvis gjort, men det er fortsatt noen kart som er uklare/utydelige.

Operatørens svar:

Viser til møtet 18.11 med berørte fiskeriorganisasjoner hvor detaljerte kart og 3D-modell ble gjennomgått. Statoil kan arrangere flere slike informasjons- og drøftingsmøter ved behov.

Fylkesmannen i Hordaland

Uttalelse:

Fylkesmannen anbefaler at det tas hensyn til naturmangfold, sårbare arter og vandring av ål og anadrom fisk. Deponiområder bør avgrenses der det er fare for naturmangfoldet og spesielle naturtyper, spesielt ved tiltaksområde 3. Av hensyn til landskap og friluftsliv er det viktig å minimalisere arealinngrep, spesielt ved landfall.

Uttalelse:

Fylkesmannen mener at kartene over planene ikke inneholder nok detaljer til å gi en fullstendig oversikt over arbeidet som er søkt om og de områdene som vil bli påvirket.

Operatørens svar:

Det vises til reguleringsplanen for mer detaljerte kart over tiltaket på land og de berørte områdene.

Uttalelse:

Fylkesmannen ser helst at en i størst mulig grad unngår å legge rørledningen på fulldyrket mark og overflatedyrket jord. Dersom en ikke har et alternativ, bør det stilles vilkår om at en i størst mulig grad fører jorden tilbake i den stand den var før tiltaket.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering og viser til at naturmiljø og landskap i utgangspunktet skal tilbakeføres mest mulig likt slik det var før tiltaket ble iverksatt.

Uttalelse:

Fylkesmannen mener at det må tas hensyn til bruk av strandsonen, og rørtraseen bør bli minst mulig synlig i tiden etter anleggsfasen. Inngrepet i Hoplandsosen friluftsområde må ivaretas på en god måte.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til etterretning og viser til reguleringsplanen for nærmere beskrivelse av tiltaket og tilbakeføring i dette området.

Uttalelse:

Fylkesmannen mener at krav til bruk av kunnskapsgrunnlaget i naturmangfoldsloven § 8 ikke er oppfylt når det gjelder sjeldne og sårbare dyrearter og ber om mer utredning.

Fylkesmannen har ikke spesielle merknader til konklusjonene og rådene i utredningen, men mener at rapporten er noe mangelfull for terrestriske naturtyper fordi den mangler en fyldig skildring av nye lokaliteter kartlagt gjennom utredningen. De store verdiene er likevel ikke funnet her, og Fylkesmannen vurderer derfor § 8 i naturmangfoldloven som oppfylt på dette punktet.

Operatørens svar:

Operatøren viser til Miljødirektoratets kommentar om at kunnskapsgrunnlaget knyttet til naturmangfold på land er godt, jf. også krav til kunnskapsgrunnlaget i naturmangfoldlovens § 8.

Uttalelse:

Fylkesmannen viser til en sannsynlig hekkeplass for hubro i nærheten av tiltaksområde 3 og mener det er mangelfullt at dette ikke er undersøkt nærmere. Fylkesmannen mener at det er uheldig å lokalisere tiltaksområde 3 så nær denne forekomsten, og mener at de samlede negative konsekvensene av naturinngrepene er større enn det som kommer frem av rapporten. Dersom en likevel skal benytte tiltaksområde 3, krever Fylkesmannen at den sørlige grensen for tiltaksområdet må gå i lengst mulig avstand fra sundet, og at en må unngå å hogge skog mellom sundet og anleggsområdet.

Operatørens svar:

Det er den nordlige tunelltraseen som er valgt og området som vil kunne bli påvirket er dermed innskrenket i den sørlige delen i forhold til det som er vist i konsekvensutredningen. Avstanden fra tunnelinnslaget og til den potensielle hubrolokaliteten er dermed større, og vi antar dermed at påvirkning fra anleggsarbeidet ikke vil være noe problem. Det planlegges ikke å hogge skog utenfor tiltaksområdet.

Uttalelse:

Fylkesmannen anbefaler at mulige yngleplasser for oter (Lutra lutra) utredes før igangsetting av arbeidet.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering. Oter forekommer langs kysten, men registrerte viktige områder for oter har god avstand til tiltaket og risikoen knyttet til oter i anleggsfasen er vurdert som lav. Det er ikke kjent at oter har spesielle preferanser til planområdet. Ved befaring av biolog ble det heller ikke funnet tegn på oter.

Uttalelse:

Fylkesmannen anbefaler at rørtraseen legges rundt korallrevene med god margin, og at en søker å unngå området med skjellsand.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering. Oljerørledningen vil bli lagt utenom korallforekomstene. Nær land vil oljerørledningen krysse et område med skjellsand. Det er ujevn topografi i området og det er ikke funnet egnede traseer som går utenom denne lokaliteten.

Uttalelse:

Fylkesmannen mener at det er viktig å ta hensyn til sjøørret og ål i vassdrag, og mener det er uheldig at deponiområde 3 er plassert nær Hopvassdraget. Fylkesmannen mener det er uheldig å krysse utløpsbekk fra Førlandsvassdraget som trolig er viktig for anadrom fisk, og at det er viktig å sørge for at fisk får passere under anleggsperioden og at elven må tilbakeføres til naturlig tilstand når anleggsperioden er over. Fylkesmannen krever at graving og arbeid i disse vassdragene ikke skal skje i perioden oktober til mai/juni av hensyn til gyting og rogn/yngel i grus. Disse punktene må inngå i vilkår og avbøtende tiltak.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til etterretning. Anleggsarbeidet vil planlegges og gjennomføres for å minimere konsekvenser for fisk. Tiltak vil også følges opp i reguleringsplanen.

Uttalelse:

Fylkesmannen legg til grunn at planarbeidet ikkje er i strid med nasjonale føringar for arealpolitikken. I den vidare planprosessen ber ein at det vert teke særskilt omsyn til landbruksinteresser og naturmangfald. Det vert minna om at konsekvensane reguleringsplanen har for endra arealbruk skal vurderast i høve til naturmangfaldet, og at dette kjem tydeleg fram i planarbeidet jf. Naturmangfaldslova §7 til 12.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering. I planforslaget vil konsekvensene vurderes opp mot naturmangfoldloven § 7-12.

Hordaland Fylkeskommune

Uttalelse:

Hordaland fylkeskommune har ingen vesentlige merknader til konsekvensutredningen, men ber om at en minimaliserer de varige, fysiske inngrepene med hensyn til natur, landskap og friluftsliv. Konsekvensutredningen er tydelig og gir godt rede for kulturminner og kulturmiljø. Basert på lokalitetsklarering av havbruksanlegg kan Statoil planlegge legging av oljerørledningen i et tidsrom hvor oppdrettsanlegget er tomt for fisk.

Uttalelse:

Fylkeskommunen ber om at konsekvensane for barn og unge vert vurdert. De viser også til merknad frå Statens vegvesen om pågåande planarbeid for Fv 565. For kryssing av Fv 57 må planarbeidet samkjørast med reguleringsplanarbeidet for gang- og sykkelveg frå Lindås til Mongstad.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering og viser til den videre planprosessen for regulering knyttet til Fylkesveiene. Prosjektet vil kartlegge anleggstrafikk og utarbeide planer for avbøtende tiltak i nær dialog med berørte kommuner og regionale veimyndigheter etter at entreprenør er valgt.

Uttalelse:

Fylkeskommunen ber om at varige inngrep i landskapet må visualiserast godt i planomtalen. Det må vere eit mål å minimalisere dei fysiske inngrepa. Dette må takast omsyn til viktige regionale friluftsområder og lokale rekreasjonsområder.

Operatørens svar:

Operatøren viser til at landskapet generelt skal tilbakeføres mest mulig likt slik det var før tiltaket ble iverksatt. Større permanente inngrep vil bli visualisert i planomtalen. Dette gjelder hovedsakelig landfall og tunnelportaler. På permanent sikt vil tiltaket ha liten innvirkninger på Hoplandsosen som friluftsområde. Hoplandskvernene og Fosnstraumen friluftsområde ligger utenfor planområdet og blir således ikke omfattet av tiltaket.

Uttalelse:

Biologisk mangfald og fisk er pr. d.d. ikkje godt nok kartlagt langs traseen for røyrleidningen. Det er registrert oter og havørn i Bergsvikhamna. I myrene ved Førlandsvatnet er det registrert storspove. I Førlandsvatnet er det bestand av storvaksen aure. For fisk og oter må ein vere særleg merksam på konsekvensane av steinstøv frå tunnelboringa.

Tiltaket medfører eit stort masseoverskot. Det er positivt for klimagassutslepp om desse vert nytta lokalt, så lenge deponia ikkje får uheldige konsekvensar for landskap og biologisk mangfald. Pga. negative klimaeffektar må ein unngå deponi i myrområde.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering. Alle artene er omtalt i fagrapporten Naturmiljø som er en del av konsekvensutredningen. Det er ikke registrert at disse fugleartene og oter har spesielle preferanser til planområdet, og en forventer dermed ikke at anleggsaktivitetene vil gi konsekvenser av betydning. Ved kryssing av vassdrag og elver vil prosjektet planlegge anleggsaktivitetene slik at konsekvensen for anadrom fisk minimeres. Det vises til den videre planprosessen der plankrav vil bli avklart.

Stein fra tunnelen er planlagt benyttet til lokale veitiltak og opparbeiding av næringstomter i næringsområdet som er avsatt i kommunedelplan for Leirvåg, Litlås, Kaland og Fonnes. Jordmasser skal i hovedsak benyttes til revegetering langs del av rørtraseen som går i grøft og til lokal bakkeplanering for bedring av jordbruksmark.

Uttalelse:

Hordaland fylkeskommune ber om at kulturminneinteresser vert omtala, verneverdien vurdert og teke omsyn til i det vidare planarbeidet, inkludert verneverdien av bygningane og nytt funn av steinalderbuplass. I utgangspunkt skal automatisk freda kulturminne bevarast i plan m/ føremål som ikkje opnar for nye tiltak, samt omsynssone, og ber om at tiltakshavar tek kontakt med fylkeskommunen v/ Kultur- og idrettsavdelinga når det ligg føre arealdisponering i planen, slik at løysingar for automatisk freda kulturminne kan drøftast før planen blir lagt ut til offentleg ettersyn.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering. Kulturminner vil bli tatt hensyn til i planforslaget. Automatisk freda kulturminne (id:178933) er vist med båndleggingssone og hensynssone. Planforslaget medfører ikke riving eller andre konsekvenser for SEFRAK-registrerte bygg.

Riksantikvaren

Uttalelse:

Riksantikvaren er fornøyd med arbeidet som er gjort. Riksantikvaren uttaler seg her om kulturminnehensyn i sjø, med særlig vekt på forholdene utenfor territorialfarvannet. Før det gjøres tiltak på havbunnen, i form av rør, samt andre inngrep som for eksempel mudring, graving, spyling eller massedumping, skal forholdet til kulturminner klareres. Det er hensiktsmessig så tidlig som mulig å kontakte kulturminneforvaltningen for å klarlegge om tiltaket vil komme i kontakt med kulturminner under vann.

Operatørens svar:

Operatøren viser til registrering av kulturminner gjennomført av Bergen sjøfartsmuseum (kystnært) og Fylkeskommunen (land), og oppfølging av tiltak i reguleringsplanen.

Statens vegvesen

Uttalelse:

Statens vegvesen har gitt uttalelser både til konsekvensutredning og til planprogrammet. Statens vegvesen påpeker at alle tiltak i tilknytning til fylkesvegnettet må planlegges og gjennomføres i dialog med dem, og at det er positivt at mest mulig av anleggstrafikken planlegges å nytte internveisystemet. Statens vegvesen mener at tilbudet til myke trafikanter ikke er godt nok vurdert med tanke på aktiviteter for barn utenom skoletid, anleggsarbeidere, jobbsyklister osv. og ber om at det utarbeides forslag til konkrete trafikksikkerhetstiltak i anleggsfasen.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering, og viser til reguleringsplanprosessen der plankrav vil bli avklart. Prosjektet vil kartlegge anleggstrafikk nærmere og utarbeide planer for avbøtende tiltak i nær dialog med berørte kommuner og regionale veimyndigheter etter at entreprenør er valgt.

Uttalelse:

Etter Statens vegvesen si vurdering omtalar planprogrammet grovt sett dei viktigaste av vegvesenet sine veginteresser. Vegvesenet vil likevel påpeike at det bør gå tydeleg fram at det gjennom planarbeidet skal utgreiast konkrete løysingar for dei stadene anlegget skal krysse offentleg veg. Jf. Pkt. 2.4 Tilhøvet til mjuke trafikantar bør og omtalast i planprogrammet.

Statens vegvesen sine handbøker skal leggjast til grunn i all regulering av fylkesvegnettet. Konkrete kryssløysingar og trafikktiltak må avklarast som ein del av planarbeidet. Det må spesielt fokuserast på tiltak for å sikre mjuke trafikantar.

Statens vegvesen vil rå til at planområdet vert utvida noko ved Fv 565, for å kunne vurdere tiltak for mjuke trafikantar på strekninga Litlelindås-Solend.

Det er nyleg starta arbeid med å regulere gang- og sykkelveg frå Lindås til Mongstad. Desse planane må samkjørast. I prosjektstyringsplanen er følgjande standardkrav fastsett, som og må gjerast gjeldande i reguleringsplanen det no vert varsla om. Viser til standardkrav for vegklasse U-H4.

Statens vegvesen vil vurdere kva rekkefølgjekrav som må stillast i føresegnene når omfanget av planen vert konkretisert.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering og viser til planprosessen og pågående dialog med vegvesenet om plankrav som gjelder fylkesveier. Anleggstrafikk og massetransport vil i hovedsak legges til interne midlertidige anleggsveier langs rørtraseen. Det vil i anleggsfasen bli noe økning i trafikk i forbindelse med rørtransport av anleggsutstyr, materialer og personell- og varetransport, men dette er vurdert å være små endringer sammenlignet med dagens trafikk. Oljerørledningen vil krysse Fv 565 i tunnel. Planer for gang- og sykkelvei fra Lindås til Mongstad, og langs Fv 565, blir koordinert i planprosessen. Reguleringsplanprosessen vil også avklare plankrav der anlegget vil krysse offentlig vei.

Lindås kommune

Uttalelse:

Oppsummert har kommunen noen merknader til vurdering av verdi av friluftsliv, infrastruktur og trafikksikkerhet i området. Kommunen mener likevel at konsekvensutredningen er tilstrekkelig, da disse temaene vil bli gjennomgått i reguleringsplanen.

Uttalelse:

Kommunen meiner at verdisettingen for Litlåsåsen med hensyn til friluftsliv og til dels landskap er satt for lav. Kommunen vil likevel si seg enig i at konsekvensene som er beskrevet er riktige, da det i driftsfasen vil være få ulemper knyttet til friluftslivet. Lindås kommune vil anbefale at en vurderer muligheten for å etablere tursti opp mot åsen i forbindelse med eventuell grøft, og at dette eventuelt må drøftes med Austrheim.

Operatørens svar:

Det er i 2015 besluttet å legge røret i tunnel gjennom Litlåsfjellet og konsekvenser for friluftsliv i området vil dermed bli betydelig redusert.

Uttalelse:

Kommunen mener at konsekvensutredningen greitt beskriver virkninger anlegg av tunnelen vil kunne ha for lokale brønner og evt. også avløp. Kommunen vil oppfordre prosjektet til å ta kontakt med teknisk drift i Lindås kommune for å se om det kan være aktuelt å inngå et samarbeide med kommunen (evt. også med Austrheim kommune) om å få på plass en permanent løsing på vannforsyning til Keila som ein del av prosjektet.

Operatørens svar:

Operatøren viser til reguleringsplanarbeidet og eksisterende kontakt med kommunene. Prosjektet vil kartlegge private brønner og avløpsanlegg som kan berøres av anleggsarbeidene. Prosjektet vil i sin planlegging søke å minimalisere risikoen for å berøre eksisterende anlegg og sørge for at vannforsyning opprettholdes under og etter anleggsarbeidene og etablere alternative løsninger for de private avløpsanlegg som eventuelt blir negativt påvirket. Det vises til planprosessen der plankrav vil bli avklart.

Uttalelse:

Kommunen mener at trafikksikkerhet er greitt utgreidd, men vil peike på at ein vil gå nærare inn i trafikksituasjonen som del av reguleringsplanarbeidet for landdelen av oljerøyrleidningen. Kryssituasjonen frå Fv 57 inn til det østre tunnelinnslaget treng etter Lindås kommune si oppfatning ei grundigare utgreiing og det kan vere aktuelt at ein bør etablere ei rundkøyring inn til dei framtidige næringsområda allereie i denne tidlege fasen som del av eit trafikksikringstiltak.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering og viser til kommentaren til merknader fra Statens vegvesen.

Gulen kommune

Uttalelse:

Det kan vere aktuelt å endre vedtatt interkommunal plan for Fensfjorden. IKP vart utarbeidd av 5 kommunar langs Fensfjordbassenget. Eit av føremåla med planen er tilrettelegging for betre felles beredskap. Gulen kommune kan ut frå oppstartsvarselet ikkje sjå planlagd røyrleidning i sjø og ønskjer nærare opplysningar om den. Det vert tilrådd at planleggjarane nyttar IKP vidare i planarbeidet og ta omsyn til beredskapen. Kommuneplanens arealdel for Gulen er vedtatt 12.06.2014 og vidarefører delen av IKP for Fensfjorden som ligg i Gulen kommune. Der ligg også eige delkart for sjøbotn i Fensfjorden.

Operatørens svar:

Rørledningen vil komme inn på vestsiden av Austrheim kommune og vil ikke berøre Fensfjordbassenget. I planarbeidet vil kun oljerøret som går over land, inkludert landfall, blir regulert.

Øygarden kommune

Uttalelse:

Øygarden kommune ber om at en tar hensyn til korallrev.

Operatørens svar:

Oljerørledningen vil bli lagt utenom korallforekomstene.

Bergen og Omland Havnevesen

Uttalelse:

Bergen og Omland Havnevesen kan på dette stadiet i planarbeidet ikkje sjå at planen vil kome i konflikt med dei interesser Havnevesenet er sett til å ivareta. Minner om at tiltak som bygging, graving, utfylling i sjø, samt andre tiltak som kan påverke sikkerheita og ferdsel i sjøområde krev tillating frå BOH jf. Hfl. § 27, første ledd. Ei orientering om denne søknadsplikta bør takast inn i reguleringsføresegnene. Det er ikkje tilstrekkeleg at tiltaket er vist i planen. Søknad må sendast BOH i god tid før tiltak vert sett i verk.

Operatørens svar:

Statoil tar kommentaren til etterretning.

Fiskebåt

Uttalelse:

Fiskebåt mener kartmateriale i kapitel 6 er for grovt til å kunne vurdere konsekvenser for fiskeriene. Fiskebåt anmoder om et møte mellom aktive fiskere og Statoil, hvor Statoils forslag til trasèer gjennomgås i mer detalj. Fiskebåt peker spesielt på følgende deler av trasèvalget som kan gi utfordringer i forhold til fiskeriene:

Kryssingen av Norskerenna i forhold til trål- og snurrevadfisket.

Påkoblingen av gassrørledning til Statpipe (steinhaug på bunnen).

Valg av trasè for kabel fra Kårstø for elektrifisering, både innen- og utenfor 4 n. m. av grunnlinjen.

Operatørens svar:

Operatøren arrangerte møte med berørte fiskeriorganisasjoner 18.11.14 for gjennomgang av hele Johan Sverdrup prosjektet (inkl. feltsenter og kraftkabel). Operatøren fikk flere innspill på konkrete tiltak for legging av oljerørledningen som vil bli vurdert i det videre arbeidet.

Nær kysten planlegges oljerørledningen lagt på langs av et tidligere benyttet reketrålefelt ved Vardholmen (KP 260 – 259). I samme møte ble det kommentert fra fiskeriorganisasjonene at røret mest sannsynlig vil synke ned i bløtbunnsområdet og at tråling kan gjennomføres som tidligere. Fiskarlaget vest ville videresende detaljert informasjon fra møtet til berørte medlemmer og innhente eventuelle kommentarer. Det ble ikke identifisert spesielle utfordringer knyttet til gassrørledningen.

Naturvernforbundet Nordhordaland

Uttalelse:

Naturvernforbundet ber om at det i planprogrammet vert teke særleg omsyn til landskap, biologisk mangfald, kulturminne og kulturmiljø og friluftsliv.

Naturvernforbundet vil ikkje akseptere store synlege inngrep i strandsona ved landfallet i Bergsvikhamna. Naturvernforbundet krev at landfallet går gjennom tunnel utan inngrep i strandsona og utan store installasjonar på land. Undersjøisk tunnelinnslag må koma på større djupne på utsida av terskelen til Bergsvikhamna, slik at ein ikkje gjer skade på botnvegetasjon, fisk og anna biologisk mangfald. Det er jamleg observert oter og havørn i og rundt Bergsvikhamna, og her er gode garn-, ruse- og teineplassar.

Det er positivt at planprogrammet legg opp til tilbakeføring av landskapet for anleggsvegar og riggområde. Det er kome innspel om vidareføring av nokre av anleggsvegane til turbruk. Naturvernforbundet stiller seg ikkje negativ til dette, så lenge det ikkje går utover landskap, biologisk mangfald og landbruk. Det er mangel på gode turvegar i utmarka og dette vil kunne medføre større naturoppleving og naturglede.

Tunnelføring vil medføre mykje utsprenging av stein og store massedeponi. Naturvernforbundet føreset at deponia vert regulert etter plan- og bygningslova med reguleringsplan og KU for landskap og biologisk mangfald.

I Austrheim er det omstridde planar om steinuttak i natur- og friluftsområdea i Øksnes- og Åråsmarka. Naturvernforbundet og fleire politiske parti kjempar for å stoppe desse planane. Steinmassar frå Johan Sverdrup- traseen plassert i deponi til seinare bruk i anleggsarbeid i Austrheim, kan spare Øksnes- og Åråsmarka for øydeleggjande inngrep, samstundes som lokale entreprenørar vert sikra nok stein. Føresetnaden er at deponia ikkje kjem i konflikt med viktige naturverdiar.

Operatørens svar:

Det vises til konsekvensutredning med fagrapporter og kommentarer til merknader fra Hordland fylkeskommune.

Austrheim eldreråd

Uttalelse:

Det vert vist til Austrheim kommune sin plan for fysisk aktivitet og friluftsliv 2012–2020. Ved etablering av anleggsveg vert det bedt om at denne ikkje vert fjerna etter at røyrleidningen er på plass. Anleggsvegen bør i staden nyttast til universell tursti, joggesti og rulleskibane. Anleggsvegen bør oppjusterast til ein grusdel og ein parallell asfaltert del. Dette medfører at det lett kan lagast skispor ved lite snøfall. Der anleggsvegen kryssar fylkesvegen kan det opparbeidast ein mindre parkeringsplass for å lette tilgjenge. Dette vil vere eit folkehelsetiltak.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentaren til orientering. Terrenget hvor midlertidige anleggsveier etableres skal generelt tilbakeføres. Anleggsområdene og midlertidige anleggsveier skal i hovedsak tilbakeføres til opprinnelig terreng. Det vises til planprosessen hvor permanente gang- og kjøreveier blir regulert i plankart. Dette gjelder i hovedsak tilkomst til tunnelportaler og vannfyllingssjakt.

BKK Nett AS

Uttalelse:

Innanfor planområdet har BKK Nett fleire 22 kV luftleidningar og 22 kV jordkabelanlegg og nettstasjonar. Planområdet vert kryssa av 132 kV kraftleidning Frøyset-Mongstad, i tillegg til at planområdet verkar å ligge tett opptil Mongstad transformatorstasjon.

Kraftleidningar skal ikkje innteiknast i reguleringsplan som eit planføremål, men bør innarbeidast som omsynssone. Byggjeforbodet langs kraftleidningen er totalt 30 meter. Det er ikkje ønskeleg å flytte eller kable omtalte kraftleidning.

BKK Nett stiller vilkår for at ei evt. omlegging skal kunne vurderast. Det må i planen settast av ny trasé. Det er den som krev anlegget flytta eller erstatta som må bere alle kostnader med omlegginga. BKK Nett må krevje full kostnadsdekking. Ny trasé må gi rettigheiter med minst like gode vilkår som det BKK har til eksisterande trasé, i dette tilfellet evigvarande servituttrettigheiter. Den som krev anlegget flytta, må dekke kostnader til erverv av nye rettigheiter. Eventuelle krav om omlegging av eksisterande trase, må meldast inn til BKK Nett i god tid før omlegginga må vere ferdig utført. Omlegging kan vere ein tidkrevjande prosess. Dersom det skal utførast tiltak på omtalte kraftline, må det påreknast at det kan stillast krav om tider på året som utkopling må vera avgrensa og kor lenge leidningen kan vere fråkopla. Dette med grunnlag i kontinuerlig energiforsyning til kundar. Omlegging av overføringar med spenning høgare enn 24 kV fordrar at BKK Nett søker NVE om endringar i anleggskonsesjonen. Endring i anleggskonsesjonen fordrar mellom anna at det er finst ekstern evne og vilje til kostnadsdekking. Utfallet av konsesjonshandsaming kan ikkje føregripast.

Spenningsnivå for leidningsanlegg skal ikkje påførast planen. 22kV luftleidningar, kabelanlegg og nettstasjonar innanfor planområdet inngår i distribusjonsnettet for elektrisk energi. Omlegging av desse anlegga fordrar ikkje søknad om endring av konsesjon, men omsyn må likevel takast. Om planen føreset omlegging av eksisterande høgspenningsanlegg må det settast av plass til ny trase. BKK Nett vil særskilt nemna at det ut frå transformatorstasjonen på Mongstad går fleire 22 kV kablar. Ei omlegging av desse anlegga vil bli eit omfattande og kostbart tiltak.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering og viser til planprosessen hvor det er foreslått at høyspentledningen på 22 kV som går gjennom framtidig næringsområde ved Keilekrysset blir lagt i kabel.

Privatpersoner

Her er kommentarer til planprogrammet fra privatpersoner oppsummert tematisk. Mer detaljerte merknader og kommentarer blir lagt ved forslag til reguleringsplan som skal legges ut til offentlig høring før påske.

Uttalelse:

Generelt har prosjektet mottatt en del informasjon om brønner, avløp og drenering. Det er uttrykt bekymring for konsekvenser av eksisterende vannforsyning, og det er fremmet forslag om tilknytning til offentlig vannforsyning.

Operatørens svar:

Kommentarene tas til orientering. Før anleggsarbeidet starter skal det gjennomføres en kartlegging av borehull og brønner som kan bli påvirket. Det skal tas vannprøver for å kunne spore eventuelle endringer i grunnvannskvaliteten som følge av anleggsarbeidet. Ved tap eller forringing av vannforsyning som følge av tiltaket vil tiltakshaver utbedre eller sikre at det etableres en alternativ løsning. Dreneringsgrøfter som blir påvirket av anleggsarbeidet vil bli reparert i dialog med berørte grunneier slik at jordbruksområder blir opprettholdt.

Uttalelse:

Privatpersoner peker på at flere hus ligger nært tunnelinnslaget, og vil kunne påvirkes av støy og støv i byggefasen. Prosjektet må gjennomføre støy- og støvdempende tiltak.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering og viser til at anleggsarbeidet vil gjennomføres i samsvar med gjeldende regelverk. Det vil ikke bli gjennomført støyende anleggsarbeid i nærheten av beboelse om natten.

Uttalelse:

Privatpersoner er bekymret for trafikkøkning i anleggsperioden og krever at det legges til rette for skoleskyss i denne perioden. Det må også vurderes om anleggsaktivitet skal gjennomføres etter «mørkets frambrudd» og på helgedager.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering og viser til den videre planprosessen hvor plankrav vil inngå, og trafikksikkerhetstiltak som vil bli utarbeidet sammen med den valgte entreprenøren. Generelt vil anleggstrafikk og massetransport foregå på egne midlertidige anleggsveier langs rørtraseen. Anleggsveiene vil i hovedsak bli inngjerdet. Det vil sikres trygge passeringsmuligheter for myke trafikanter der anleggsområdene møter offentlig vei.

Uttalelse:

Privatpersoner har ønsker om at midlertidige anleggsveier gjøres permanente. Det er også ønsker om å lagre stein og få tilgang på stein fra overskuddsmasser fra tunnel.

Operatørens svar:

Operatøren tar kommentarene til orientering og viser til den videre planprosessen hvor plankrav vil inngå, inkludert regulering av permanente gang- og kjøreveier. Dette gjelder i hovedsak tilkomst til tunnelportaler og vannfyllingssjakt. Anleggsområdene og anleggsveier skal i hovedsak tilbakeføres til opprinnelig terreng. Grunneier kan benytte permanente veier.

Deponiområder for steinmasser vil også defineres i planforslaget. Bruken av massene er ikke endelig avklart, men Austrheim kommune og Statens vegvesen ønsker å benytte disse til ny Fv 565.

Uttalelse:

En privatperson stiller spørsmål rundt temaet «risiko» og etterspør informasjon om legging av rørledningen og sikringstiltak. En annen privatperson stiller spørsmål om hvorfor rørledningen er planlagt gjennom sin eiendom. Det er videre uttrykt ønske om informasjon om hvordan merknader følges opp i det videre arbeidet.

Operatørens svar:

Operatøren har som del av planleggingsarbeidet utarbeidet omfattende risikoanalyser som bl.a. danner grunnlag for plankrav, inkludert utstrekning av hensynssoner. Planforslaget vil også inkludere en Risiko og sårbarhetsanalyse som oppsummerer den risikoen som er lagt til grunn for plankravene. Ytterligere sikkerhetstiltak og beredskap vil bli definert nærmere i det videre planarbeidet.

Konsekvensutredningen er en åpen prosess og Statoil legger ut høringsuttalelser og oppsummering på www.statoil.com sammen med konsekvensutredningen. Traseen for oljerørledningen, er valgt med bakgrunn i at dette er det beste alternativet ut fra samfunnsmessige, tekniske og økonomiske kriterier. Dette er gjort rede for i konsekvensutredningen.

Planprosessen følger vanlig medvirkningsprosess ihht. Plan- og bygningslova. Forslag til reguleringsplan vil bli lagt ut til offentlig høring etter 1. gangs behandling i Lindås og Austrheim kommune. En oppsummering av merknader mottatt til planprogrammet, samt Statoils kommentar til disse vil bli inkludert i planforslaget.

Fotnoter

1)

IEA World Energy Investment Outlook Special Report 2014

2)

WoodMackenzie, Upstream cost deflation: How far will development costs fall

3)

Pira Energy Group, A Quick Note on Upstream Cost

4)

Wood Macenzie, Oil prices: Company spend cuts needed in 2015

5)

Wood Mackenzie, Januar 2015 – Global Upstream: what to look For in 2015, US$153 billion cut from global upstream capital expenditure… so far.

6)

Regjeringen vil komme med nye prognoser for den makroøkonomiske utviklingen, herunder utviklingen i petroleumsinvesteringene, i revidert nasjonalbudsjett 2015.

7)

Eirik Vatne, SNF, 02/13. Den spesialiserte leverandørindustrien til petroleumsvirksomhet. Omfang og geografisk utbredelse i Norge.

8)

Joakim Blix Prestmo, Birger Strøm og Hilde Karoline Midsem, SSB, rapport 2015/8. Ringvirkninger av petroleumsnæringen i norsk økonomi.

9)

Rystad Energy, 2014. Internasjonal omsetning fra norske oljeserviceselskaper.

10)

Rystad Energy, 2014. Internasjonal omsetning fra norske oljeserviceselskaper.

11)

Statoil, 2014. Johan Sverdrup-feltet PL 265, PL 501, PL 501B og PL 502 PUD del II - Konsekvensutredning. November 2014.

12)

I henhold til klimaforliket skal CO₂-avgiften justeres opp/ned hvis kvoteprisen endres slik at samlet pris (CO₂-avgift og kvotepris) forblir om lag på samme nivå.

13)

600 mill. fat olje, oljepris 60 USD/fat, NOK/USD: 7,8. Bruttoverdi, altså uten utvinningskostnader.

14)

Oljepris: 60 USD/fat, 7,8 NOK/USD, gasspris: 2,1 NOK/Sm³ . Bruttoverdi, altså uten utvinningskostnader.

15)

Oljepris: 60 USD/fat, 7,8 NOK/USD, gasspris: 2,1 NOK/Sm³ . Bruttoverdi, altså uten utvinningskostnader.

16)

McKinsey, Meeting the challenge of increasing North Sea costs.

17)

Wood Mackenzie: Value Creation: An economic comparison between offshore regions.

18)

Nåverdiberegningene er foretatt med en oljepris på 92 USD-2015 per fat, med en dollarkurs på 6 NOK per USD og diskonteringsrente på 8 pst. Balanseprisen baserer seg på samme dollarkurs og diskonteringsrente.

19)

Operatøren har i konsekvensutredningen anslått et overføringstap på 10-12 pst., når kraften føres fra land og ut til feltsenteret.

20)

Ressursene i Aasen-feltet skal produseres over Grieg-plattformen, og Aasen-feltet får sin primære kraftforsyning fra Grieg-plattformen.

21)

Et slikt oljevernsystem består av oljevernfartøy med tankkapasitet, slepefartøy, oljelense og oljeopptaker.

22) Feltet vil etter planen starte produksjon i 2019. Utbyggingsfasen for første byggetrinn vil først være gjennomført med boring av alle brønner i 2026.

23)

Det er lagt til grunn at klimanøytrale kjeler tilsvarer elektriske kjeler som forsynes med kraft fra land. Departementet er ikke kjent med at det er andre typer klimanøytrale kjeler tilgjengelige for dette formålet.