Status for petroleumsvirksomheten

Olje- og energidepartementet viser i proposisjonen til at hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. 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. Petroleumsklyngen er Norges største kommersielle kunnskapsbase. Leverandørindustrien og oljeteknologibedriftene er Norges nest største eksportnæring målt i verdi, etter salg av olje og gass.

Oljeprisen har økt kraftig siden årtusenskiftet, men har falt betydelig siden midten av 2014. Dette har bidratt til utsettelser og kanselleringer av prosjekter, også på norsk sokkel. Investeringsnivået vil gå ytterligere ned fra 2014 til 2015, men vil fortsatt være på et høyt nivå framover historisk sett.

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.

Departementet viser til at innstramming i aktiviteten på norsk sokkel er en del av en internasjonal trend som krever omstilling i både oljeselskaper og i leverandørindustrien. Et lyspunkt på norsk sokkel er utbyggingen av Sverdrup-feltet. Utbyggingen her vil opprettholde utbyggingsaktiviteten de nærmeste årene, samt sikre oljeproduksjon og verdiskaping også etter 2020. For mange i leverandørindustrien hadde framtidsutsiktene vært vesentlig mer negative uten dette gigantprosjektet.

Det vises i proposisjonen til at en forutsetning for å skape størst mulig verdier fra petroleumsressursene er at rammeverket legger til rette for 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 vil være å sørge for at rammeverket er effektivt og robust mot perioder både med høye og lave oljepriser. Regjeringens tilnærming til situasjonen er 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 skal 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 det vises til at har gitt gode resultater i form av lavere klimagassutslipp.

Det er avgjørende for verdiskaping og aktivitet på kort og mellomlang sikt å få det maksimale potensialet ut av de 81 feltene som er i produksjon på norsk sokkel, og som gjør den daglige driften av eksisterende felt viktig. Det samme gjelder nye prosjekter for økt utvinning fra feltene – både store og små.

Verdiskapingen i petroleumsvirksomheten er 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.

Det vises til at 23. konsesjonsrunde – og for første gang siden 1994 – inneholder helt nye leteområder på norsk sokkel. Tildeling i årets runde (TFO 2015) vil skje første kvartal 2016. Med tidsbegrensningene som regjeringen legger på leteboring i oljeførende lag for nye utvinningstillatelser i Barentshavet i 23. konsesjonsrunde, vil miljøverdiene ved iskanten ivaretas. I tillegg viser nyere havisdata at iskanten, slik den er definert i forvaltningsplanen for Barentshavet–Lofoten, går nord for Barentshavet sør. Departementet viser til at dette innebærer at det ikke vil drives petroleumsvirksomhet ved iskanten i denne stortingsperioden.

Det er samtidig viktig at næringen også fremover vil lykkes med å påvise nye ressurser i de mest utviklede petroleumsområdene, og 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, vil rammeverket legges til rette for å lykkes med dette arbeidet.

Ressurser og investeringsaktivitet på norsk sokkel

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.

Store gjenværende ressurser, investeringsnivå, sysselsetting m.m.

Oljedirektoratets ressursregnskap viser totale forventede utvinnbare petroleumsressurser fra norsk sokkel, og 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. Dette vil gi grunnlag for fortsatt høy verdiskaping og store statlige inntekter fra sektoren også i tiårene som kommer.

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.

De fleste produserende felt og 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. 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 til stede i et område.

I 2014 var investeringene på norsk sokkel på om lag 170 mrd. kroner. 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.

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 mrd. 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.

Ifølge beregninger var det i 2012 nær 28 000 sysselsatte i oljeselskap og rundt 126 000 sysselsatte i den petroleumsrettede leverandørindustrien. Dersom etterspørselsvirkningene den samlede petroleumsvirksomheten har på andre deler av økonomien inkluderes, er tallet på sysselsatte anslått til rundt 240 000. Det utgjorde 8,7 pst. av den samlede sysselsettingen i Norge i 2014. 416 av 428 kommuner i Norge har sysselsatte i petroleumsnæringene.

Departementet viser til at 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 mrd. kroner i 2013, kom rundt 40 pst. fra internasjonale markeder.

Departementet viser til at en hovedoppgave for myndighetene er å etablere og vedlikeholde et rammeverk for petroleumsvirksomheten som gjør at det er i oljeselskapenes egeninteresse å utnytte olje- og gassressursene på en måte som også er best for samfunnet. 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 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.

Kostnadsnivå

Departementet viser til at unødvendig høye kostnader på norsk sokkel medfører mindre inntekter til fellesskapet og lavere overskudd for selskapene. Kostnadsnivået har økt kraftig de siste årene, og det har også stor betydning for hvor mye av ressursene vi klarer å utvinne. 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.

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 tilstrekkelig 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. 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 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.

Det vises til at det for framtidig verdiskaping vil være viktig at selskapene finner løsninger for billigere og mer effektiv leting, utbygging og drift på norsk sokkel. Myndighetene vil bidra til bedre ressursforvaltning og høyere verdiskaping, blant annet gjennom sterkere oppmerksomhet på kost-nytte-analyser i tilknytning til myndighetstiltak.

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. 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. Operatøren Statoil, på vegne av rettighetshaverne Statoil Petroleum AS, Lundin Norway AS, Petoro AS, Det norske oljeselskap ASA og Maersk Oil Norway AS, har levert inn utbyggingsplanene. 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.

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.).

Sverdrup-feltet ligger på Utsirahøyden i den midtre delen av Nordsjøen, om lag 155 km fra Karmøy. 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.

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.

For fullfeltsutbyggingen er det forventet at de totale investeringene vil ligge på om lag 200 mrd. 2015-kroner. De årlige gjennomsnittlige 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.

Operatøren planlegger å legge driftsorganisasjonen 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.

Kontraktsmessige forpliktelser

I medhold av petroleumsloven 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.

Departementet viser til at et samtykke til kontraktsinngåelse eller påbegynt byggearbeid vil ikke påvirke myndighetenes behandling av utbyggingsplanen. Planen vil bli vurdert uavhengig av inngåtte kontraktsmessige forpliktelser og påbegynt byggearbeid.

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.

Konsekvensutredning for Johan Sverdrup-feltet

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.

På grunn av størrelsen på Sverdrup-funnet må feltet bygges ut i flere byggetrinn. Investeringsbeslutning og innlevering av plan for utbygging og drift er ventet i 2017. Planlagt produksjonsstart er i 2022.

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. Departementet mener 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.

En oppsummering av merknadene til konsekvensutredningen med operatøren Statoils kommentarer er gjengitt i vedlegg til proposisjonen.

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. Departementet viser til at 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 genererer derfor ikke utslipp til luft på plattformene. 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.

Det vises til at 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.

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.

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. Det vises til at egen søknad vil sendes Miljødirektoratet for utslipp av disse stoffene.

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. For å håndtere et eventuelt utslipp i kyst og strandsonen planlegger operatøren å ha 13 kystsystemer og 19 fjordsystemer fra NOFO.

Arealbeslag og fysiske inngrep

Sverdrup-feltet ligger utenfor de områdene hvor det er høyest fiskeriaktivitet, det er likevel noe fiske i området, først og fremst av sild og makrell. Ifølge opplysninger fra Fiskeridirektoratet er det betydelig høyere frekvens av utenlandske fiskefartøy i området enn av norske.

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.

Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingen av Sverdrup-feltet er et av de største industriprosjektene i Norge på flere tiår, og vil medføre betydelige aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift, samt gi inntekter og sysselsetting for norsk industri.

Operatøren av Sverdrup-utbyggingen 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.

Konsekvensutredning for kraft fra land

Konsekvensutredningen for kraft fra land til Sverdrup-feltet har vært på offentlig høring. En oppsummering av merknadene til konsekvensutredningen med operatøren sine kommentarer er gjengitt i vedlegg til proposisjonen.

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 millioner 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.

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.

Anleggsaktiviteten for de nye vekselstrømkablene legges så langt som mulig utenom hekkesesongen for fugl, som er mellom april og juni.

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. Det er anslått at kraft-fra-land-utbyggingen vil kunne generere mellom 35 og 40 årsverk i driftsperioden i Haugesunds-området.

Oppfølging av Innst. 237 S (2013–2014)

Departementet viser til at Stortinget gjennom Innst. 237 S (2013–2014) har tatt opp ulike forhold knyttet til en områdeløsning for kraft fra land, som omfatter blant annet Sverdrup-feltet.

På grunn av størrelsen på Sverdrup-funnet må feltet bygges ut i flere byggetrinn. Rettighetshaverne arbeider nå med flere konsepter for framtidige byggetrinn for feltet, og har gjennomført 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.

Departementet viser til at alle utbyggingskonsepter for andre byggetrinn som rettighetshaverne vurderer, inkluderer etablering av en områdeløsning for kraft fra land innen 2022. Det er Oljedirektoratets 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.

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 proposisjonen, og på følgende vilkår:

• 1. 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. juli 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.

• 2. 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. desember 2017. En vurdering av om polymerinjeksjon skal benyttes for større deler av feltet, skal framlegges innen 1. juli 2023. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den framlagte vurderingen.

• 3. 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.

• 4. 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 proposisjonen og på følgende vilkår:

• 1. 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.

• 2. 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.

• 3. 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 proposisjonen og på følgende vilkår:

• 1. 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.

• 2. 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).

• 3. 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 proposisjonen.