Det vises til brev 6. oktober 2016 hvor Energi- og miljøkomiteen ber om utredning mv. av representantforslag 124 S (2015-2016) om krav om elektrifisering av Johan Castberg-feltet, ilandføring til Finnmark og utredning av strømkabel til Svalbard.

Alt mitt arbeid er rettet inn mot å nå hovedmålet i petroleumspolitikken som er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. For å opprettholde et stabilt og høyt aktivitetsnivå og derigjennom skape store verdier for fellesskapet så viderefører regjeringen hovedlinjene i petroleumspolitikken, med stor oppmerksomhet på å:

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

2. legge til rette for at alle lønnsomme funn bygges ut

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

4. 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 har gitt gode resultater i form av lavere klimagassutslipp, jf. Prop. 114 S (2014-2015).

Forutsigbarhet, langsiktighet og tilrettelegging for helhetlige løsninger er avgjørende for at vår regulering av petroleumssektoren skal gi god ressursforvaltning og størst mulig inntekter til fellesskapet. Myndighetenes rolle er å sette slike rammer for virksomheten. Innenfor disse rammene er det selskapene som utreder, planlegger og gjennomfører leting, utbygging og utvinning/drift.

Myndighetene har i flere tiår brukt sterke virkemidler for å begrense fra petroleumssektoren. Myndighetene begrenser utslippene fra sektoren gjennom kvoter, avgifter og andre tiltak; herunder at kraft fra land skal vurderes ved alle nye utbygginger og større ombygginger på norsk sokkel. 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 virksomheten som er forsvarlige i et klimaperspektiv.

Petroleumssektoren 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 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 utslippene på å redusere antallet kvoter.

Stortinget har sluttet seg til at Norge skal søke å inngå en avtale med EU om felles oppfyllelse av våre utslippsforpliktelser i Paris-avtalen etter 2020. 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.

Jeg er opptatt av å opprettholde aktivitetsnivået i og verdiskapingen fra petroleumsnæringen. Næringen er inne i en krevende periode og det er behov for at nye, lønnsomme prosjekter igangsettes slik at nye oppdrag kommer. Castberg-prosjektet vil bety nye muligheter for betydelig aktivitet, sysselsetting og verdiskaping i tiden som kommer.

Vedrørende forslag nr. 1 – Stortinget ber regjeringen sørge for at plan for utbygging og drift (PUD) for Johan Castberg-feltet sikrer bruk av kraft fra land-løsning eller annen fornybar energiforsyning for kraft- og varmebehovet til driften av feltet.

Energiløsningen til felt på norsk sokkel behandles som del av myndighetenes arbeid med en utbygging, og er et tema myndighetene er opptatt av allerede fra tidlig i planleggingsfasen. Den er et tema i den offentlige konsekvensutredningsprosessen, og inngår i myndighetsbehandlingen av utbyggingsplanen. For alle nye feltutbygginger og ved større ombygginger av eksisterende felt på norsk sokkel skal det legges fram en oversikt over energimengde og kostnader ved å benytte kraft fra land framfor å bruke gassturbiner. Gjennom utbyggingsprosessen følges det opp 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. Myndighetenes politikk på dette området framgår blant annet i siste petroleumsmelding, jf. Meld. St. 28 (2010-2011) "En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten" og i klimaforliket, jf. Innst. 390 S (2011–2012).

Castberg-funnet i Barentshavet ligger 240 kilometer nord for Hammerfest, og er det største oljefunnet på norsk sokkel som ennå ikke er bygget ut. Rettighetshaverne planlegger investeringsbeslutning og innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) høsten 2017. Planlagt produksjonsstart er i 2022. Funnet planlegges utbygd med et produksjonsskip.

Rettighetshaverne i Castberg sendte 13. september 2016 utkast til program for konsekvensutredning på en bred offentlig høring. I forkant av dette har rettighetshaverne, i samarbeid med flere ulike leverandører og konsulentselskaper, gjennomført omfattende analyser av ulike energiløsninger. Det er vurdert både å forsyne hele og deler av energibehovet med kraft fra land. Basert på de gjennomførte studiene og av hensyn til en forsvarlig prosjektgjennomføring framgår det av utkast til program for konsekvensutredningen at rettighetshaverne vurderer kraft fra land som uhensiktsmessig på grunn av svært høye tiltakskostnader, store tekniske utfordringer og risiko for utsettelse av prosjektet. Rettighetshaverne går inn for en løsning der gassturbiner dekker kraftbehovet til elektrisk drevet utstyr og gassinjeksjon, mens behovet for varme til prosessanlegget dekkes ved å gjenvinne varme fra gassturbineksosen. Samlet vil dette gi god energiutnyttelse med en virkningsgrad på 64 pst. Rettighetshavernes løsning innebærer også fysisk å tilrettelegge skipet for eventuell framtidig import av kraft.

Høringsfristen for utkastet til program for konsekvensutredningen gikk ut 31. oktober 2016. Når høringsuttalelsene er behandlet vil departementet fastsette programmet for konsekvensutredningen.

Jeg er opptatt av forutsigbarhet i petroleumspolitikken, og jeg vil følge opp spørsmålet om kraft fra land til Castberg i tråd med den etablerte politikken.

Vedrørende forslag nr. 2 - Stortinget ber regjeringen om å få foretatt en utredning av energiløsning for Svalbard, der en kraftkabel med kraft fra land-løsning for Johan Castberg-feltet inngår som en mulighet.

Energiløsningen for Svalbard er omtalt i Meld. St. 32 (2015-2016) Svalbard, som ble lagt fram i mai 2016. Regjeringen ønsker ikke å legge til rette for en vekst som raskt utløser store behov for investeringer i infrastruktur, som vannforsyning, varme- og kraftproduksjon. Oppgraderingen av kullkraftverket i Longyearbyen er forventet å forlenge levetiden til kraftverket med 20-25 år fra oppgraderingen startet i 2013. Stortingets behandling av Svalbardmeldingen er berammet til 22. november 2016. Eventuelle spørsmål knyttet til energiforsyningen på Svalbard bør behandles i den forbindelse.

Jeg vil likevel understreke at en sjøkabel fra fastlandet til Svalbard vil ha svært høye kostnader. Det finnes ikke undersjøiske strømkabler med lengde tilsvarende avstanden fra Finnmark til Svalbard (om lag 930 km) og det er heller ikke dokumentert om det er teknisk mulig å legge strømkabler over slike avstander. Statnetts planlagte utenlandsforbindelse til Storbritannia vil for eksempel bli 720 km og verdens lengste kabel av sitt slag. ABB har anslått at kostnadene ved en sjøkabel mellom Finnmark og Svalbard er i størrelsesorden 3-5 mrd. kroner avhengig av løsningsvalg. Erfaringstall fra kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet tilsier høyere kostnader.

Det er ikke noe strømnett som knytter Longyearbyen til andre deler av Svalbard. En kabel fra fastlandet innebærer derfor kun en løsning for Longyearbyen og ikke en løsning for alle bosetningene på Svalbard. Longyearbyen forsynes i dag av kullkraftvarmeverket Longyearbyen Energiverk, som slipper ut om mellom 60 000 og 70 000 tonn CO2 i året. En kabel fra fastlandet til Svalbard er dermed en svært dyr måte å redusere CO2-utslipp på.

Dersom en strømkabel fra fastlandet til Svalbard i tillegg skal legges via Castberg-feltet, vil kostnadene og kompleksiteten øke vesentlig. Teknologien som evt. skulle kunne forsyne Longyearbyen med strøm via Castberg-feltet er umoden. Det er for eksempel ingen kommersiell teknologi som vil kunne sikre at forsyningen til Svalbard ikke faller vekk ved feil på Castberg og vice versa. På denne bakgrunn mener jeg at det ikke er hensiktsmessig å se energiløsningen for Castberg-feltet i sammenheng med energiløsning for Svalbard. Som redegjort for under forslag nr. 1 vil jeg følge opp spørsmålet om kraft fra land til Castberg i tråd med den etablert politikken.

Vedrørende forslag nr. 3 - Stortinget ber regjeringen stille krav om ilandføring av olje fra Johan Castberg-feltet til Finnmark for å utløse lokale ringvirkninger.

Den valgte utbyggingsløsningen for Castberg innebærer at oljen transporteres med skip fra feltet direkte til markedet. Rettighetshavernes vurdering er at Castberg alene ikke kan løfte etablering av en oljeterminal på land i Finnmark. For å gjøre det trengs det større oljevolum gjennom samarbeid mellom flere felt. Et eget prosjekt, Barents Sea Oil Infrastructure (BSOI), er etablert for å vurdere etablering av en mulig framtidig felles oljeterminal på Veidnes i Finnmark. Fire operatører for felt/funn i Barentshavet, Eni (Goliat), Statoil (Castberg), Lundin (Alta/Gohta) og OMV (Wisting), deltar i prosjektet. Samlet kan disse felt og funn gi stort nok volum til at en oljeterminal kan bli lønnsom fordi den gjør at de totale transportkostnadene til markedet blir lavere.

Det er stor forskjell i modenhet og tidsforløp mellom Castberg-prosjektet og de andre funnene i området. Videre modning av funnene Alta/Gohta og Wisting er avgjørende for vurderingen av hvorvidt en terminal vil være lønnsom og dermed bør etableres. Dette tilsier at en beslutning om etablering av en slik terminal bør tas så sent som mulig når mer informasjon foreligger. Da det tar kortere tid å bygge en terminal enn å bygge ut Castberg, kan en terminal besluttes på et senere tidspunkt enn investeringsbeslutning for Castberg og fortsatt kunne driftsettes samtidig med Castberg-feltets oppstart. Planlagt investeringsbeslutning for terminalen er 1. kvartal 2019, om lag ett år etter planlagt investeringsbeslutning på Castberg. Terminalen vil da kunne være klar til oppstart av Castberg i 2022.

Det er for tidlig å si noe eksakt om sysselsettingseffekten av en terminal. Da ilandføring til en terminal gjennom et oljerør var aktuelt for Castberg-prosjektet, ble effekten anslått til 110-120 lokale årsverk i driftsfasen. Terminalen som BSOI-prosjektet nå utreder baserer seg på et enklere og rimeligere konsept. Ved etablering av en slik terminal vil ringvirkningene trolig være noe mindre.

Jeg mener det er viktig at selskapene utreder en oljeterminal. Selskapene har lagt et utredningsløp og en timeplan som er hensiktsmessig. Viser ilandføring seg bedrifts- og samfunnsøkonomisk lønnsomt, vil det pågående terminalprosjektet bidra til at en terminal kan realiseres fra produksjonsstart på Castberg.

Vedrørende forslag nr. 4 - Stortinget ber regjeringen pålegge bruk av Norsk olje og gass og Norsk Industri sine framforhandlede standardkontrakter når Johan Castberg-feltet skal bygges ut.

Jeg er opptatt av å støtte opp under næringens arbeid med omstilling, kostnadskontroll og ta i bruk nye, mer effektive tekniske og kommersielle løsninger. Dette gjelder også arbeidet med å finne effektive måter for samarbeid mellom oljeselskapene og leverandørindustrien. Dette er en arena for konkurranse. Det er potensielt store verdier å hente ut ved å finne effektive samarbeidsformer.

Det er et vilkår for tildeling av utvinningstillatelser på norsk sokkel at virksomheten under utvinningstillatelsen skal være regulert av den til enhver tid gjeldende norsk rett og bygge på norsk kontraktstradisjon. For enkelte formål har partene fremforhandlet standardkontrakter. Der de passer, kan de være kostnadsbesparende, og blir brukt. Dette er bra.

Bruk av andre kontrakter enn standardkontrakter vil imidlertid ikke stride mot norsk rett eller kontraktstradisjon. I den grad noen aktører ønsker å utforske andre samarbeidsformer vertikalt i verdikjeden, gir systemet vårt åpning for det.

Jeg er positiv til bruk av standardkontrakter, og legger til grunn at rettighetshaverne velger den kontraktstype som understøtter arbeidet med å bygge ut feltet så kostnadseffektivt som mulig.