Status for petroleumsvirksomheten

Oljeproduksjonen på norsk sokkel har falt med 42 pst. siden toppåret 2001, og norsk oljeproduksjon utgjør nå om lag 2,1 pst. av verdens oljeproduksjon. Denne andelen er i en langsiktig, nedadgående trend, men kan øke kortsiktig når nye store felt, som Sverdrup-feltet, kommer i produksjon.

Norge er den nest største leverandøren av gass i det europeiske markedet. Norsk gass dekker i dag rundt en fjerdedel av gassforbruket i Europa. Norsk gassproduksjon ventes å holde seg på om lag dagens nivå de neste årene. Siden gasseksporten startet på 70-tallet, er drøyt en tredel av forventede utvinnbare ressurser produsert. Eksporten har økt særlig kraftig siden 90-tallet, og er nå på et platånivå som ambisjonen er å holde over tid.

Utfordringen for energipolitikken i ulike land fremover vil være å oppnå en fortsatt positiv velstandsutvikling samtidig som forpliktelser i Parisavtalen og andre miljøavtaler overholdes. Viktige mål i energipolitikken er å bidra til å holde kostnadene ved energiforsyningen nede, fremme energieffektivisering, sikre at energi er tilgjengelig for brukerne når de trenger den, unngå lokale miljøproblemer og sørge for at klimagassutslippene fra energibruk reduseres.

Det vil være et økt behov for import av gass til Europa framover. Norske felt sin nærhet til markedet, lave transportkostnader og et integrert og fleksibelt transportsystem med adgang for alle produsenter på like vilkår og til lave enhetskostnader gjør disse meget konkurransedyktige i det europeiske markedet, herunder mot importert LNG. Norske gassressurser, særlig de som kan utnytte den etablerte transportinfrastrukturen, vil derfor ikke være markedsbegrenset i realistiske scenarioer for utvikling av gassmarkedet.

Mesteparten av petroleumsproduksjonen på norsk sokkel eksporteres, og verdiene står for om lag 40 pst. av total norsk eksport og nær halvparten av norsk vareeksport. Næringen har siden 2002 gitt staten en netto kontantstrøm på over 5 000 mrd. i dagens kroneverdi. I 2017 utgjorde statens nettokontantstrøm fra petroleumsvirksomheten 168 mrd. kroner.

Hovedvirkemidlene i klimapolitikken på norsk sokkel er økonomiske, det ble i 1991 innført en CO2-avgift på norsk sokkel. Virksomheten har i dag kvoteplikt under det europeiske kvotesystemet for klimagasser (ETS) i tillegg til CO2-avgift. Avgiftssatsen er høy og kommer på toppen av kvoteplikten. Sammen gir disse økonomiske virkemidlene oljeselskapene kontinuerlig en økonomisk egeninteresse av å gjennomføre alle utslippsreduserende tiltak som har et rimelig kostnadsnivå. Den samlede utslippskostnaden for norsk sokkel er nå over 500 kroner per tonn CO2. Dette er vesentlig høyere enn for annen industri.

Departementet viser til at siden norske utslipp per produsert enhet er vesentlig lavere enn gjennomsnittet for andre land, vil globale utslipp fra produksjonsleddet øke hvis norsk petroleumsproduksjon erstattes med produksjon fra disse landene. I tillegg er CO2-utslipp fra norsk petroleumsvirksomhet omfattet av det europeiske kvotesystemet, slik at utslipperne betaler for utslippene sine, og det medfører færre kvoter tilgjengelig andre steder i Europa. I et slikt kvotesystem kan utslippene reduseres kun gjennom å redusere kvotemengden tilgjengelig i markedet. Svært lite av verdens øvrige petroleumsproduksjon er omfattet av tilsvarende ordninger.

Aktivitetsnivået på norsk sokkel er høyt både i absolutte tall og i historisk perspektiv, selv om investeringene er vesentlig lavere nå enn i 2013 og 2014. Det ble investert 122 mrd. kroner på norsk sokkel i 2017.

Det er i proposisjonen gitt en omtale av eksisterende felt og nye utbygginger på norsk sokkel.

Regjeringens petroleumspolitikk

Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. Samtidig skal en stor andel av verdiskapingen tilfalle den norske stat, slik at den kan komme hele samfunnet til gode.

Aktiviteten på norsk sokkel gir store muligheter for en positiv videreutvikling av norsk leverandørindustri. I underkant av 200 000 er direkte sysselsatt samt knyttet til etterspørselen fra petroleumsnæringen. Næringen er kompetansetung og teknologisk avansert. Mange norskbaserte bedrifter er mest konkurransedyktige inn mot norsk sokkel. Aktivitet hos disse henger derfor sammen med fremtidige markedsmuligheter i hjemmemarkedet på norsk sokkel. Regjeringen vil tilrettelegge for god ressursforvaltning, høy verdiskaping og høye statlige inntekter gjennom å videreføre en stabil, langsiktig petroleumspolitikk.

Forvaltningen av petroleumsressursene skal skje innenfor forsvarlige rammer når det gjelder helse, miljø og sikkerhet. Regjeringen vil legge til rette for at norsk petroleumsindustri fortsatt skal være ledende innen helse, miljø og sikkerhet, og rollen som petroleumsprodusent skal også fremover forenes med ambisjonen om å være verdensledende i miljø- og klimapolitikken. Regjeringen vil videreføre kvoteplikt og CO2-avgift som hovedvirkemidler i klimapolitikken på norsk sokkel, og samtidig opprettholde strenge miljøkrav til norsk oljeproduksjon.

På grunn av den ekstraordinære lønnsomheten ved utvinning av petroleumsressurser blir oljeselskapene i tillegg ilagt en særskatt. I 2018 er den ordinære skattesatsen 23 pst. og særskattesatsen 55 pst. Totalt gir dette en marginal skattesats på 78 pst. Det har vært bred politisk enighet om rammevilkårene for petroleumsvirksomheten, og regjeringen vil legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass, blant annet gjennom forutsigbare rammevilkår.

Størstedelen av de uoppdagede ressursene ligger i Barentshavet. Petroleumsvirksomheten i Barentshavet har pågått i snart 40 år. Det er boret en rekke letebrønner, og det tredje feltet i området skal nå bygges ut, jf. Prop. 114 S (2014–2015).

Regjeringen vil fortsette kunnskapsinnhentingen gjennom videre kartlegging av petroleumsressursene, også i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet. Regjeringen vil ikke åpne for petroleumsvirksomhet, eller konsekvensutrede i henhold til petroleumsloven, i havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja i perioden 2017–2021, og ikke iverksette petroleumsvirksomhet ved Jan Mayen, iskanten, Skagerrak eller på Mørefeltene. Regjeringen vil fastslå definisjonen av iskanten i forbindelse med revidering av forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten, og i lys av anbefalinger fra «Faglig forum».

I tråd med de rammer Stortinget har sluttet seg til for Barentshavet sørøst, er det, som en ekstra beskyttelse av de viktige miljøverdier som følger iskanten, satt tidsbegrensninger for leteboring langs den faktiske/observerte iskanten. Disse tidsbegrensningene er fra 23. konsesjonsrunde gjort gjeldende for hele Barentshavet sør og er en del av rammene for petroleumsvirksomhet inntil ny forvaltningsplan blir vedtatt for området.

Regjeringen vil:

• Videreføre dagens praksis med jevnlige konsesjonsrunder på norsk sokkel for å gi næringen tilgang på nye letearealer

• Ved tildeling av utvinningstillatelser i den pågående 24. konsesjonsrunden legge vekt på miljøfaglige råd i eller nær særlig verdifulle områder (SVO), herunder vurdere begrensninger på boring i oljeførende lag i en større radius rundt Bjørnøya

• Fortsette kunnskapsinnhentingen gjennom videre kartlegging av petroleumsressursene, også i områder som ikke er åpnet for petroleumsvirksomhet

• Ikke åpne for petroleumsvirksomhet, eller konsekvensutrede i henhold til petroleumsloven, i havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja i perioden 2017–2021, og ikke iverksette petroleumsvirksomhet ved Jan Mayen, iskanten, Skagerrak eller på Mørefeltene. Fastslå definisjonen av iskanten i forbindelse med revidering av forvaltningsplanen for Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten, og i lys av anbefalinger fra Faglig forum

• Ikke gjennomføre 25. konsesjonsrunde før revidering av Forvaltningsplanen for Barentshavet og Lofoten er ferdig behandlet.

Regjeringen vil legge fram en revidert langtidsplan for forskning og høyere utdanning (LTP) sammen med statsbudsjettet høsten 2018. Hav, der petroleumsrettet forskning og teknologiutvikling inngår, skal fortsatt være ett av de prioriterte områdene.

Regjeringen vil:

• Videreføre satsingen på petroleumsbasert forskning for å øke verdiskapingen, styrke internasjonal konkurransekraft og redusere klima- og miljøpåvirkningen fra virksomheten

• Etablere et senter for lavutslippsløsninger i olje- og gassnæringen.

Regjeringen har satt ned et utvalg som skal vurdere klimarelaterte risikofaktorer og deres betydning for norsk økonomi, herunder finansiell stabilitet. Utvalget skal

• Vurdere hvordan en mest hensiktsmessig kan analysere og fremstille klimarisiko på nasjonalt nivå

• Identifisere antatt viktige globale, klimarelaterte risikofaktorer og vurdere deres betydning for norsk økonomi og finansiell stabilitet

• Vurdere eventuell metodikk for at private og offentlige virksomheter, herunder finansinstitusjoner, skal få et faglig grunnlag for å kunne analysere og håndtere klimarisiko på best mulig måte.

Retningslinjer for finanspolitikken og investeringsstrategien for Statens pensjonsfond utland er nylig vurdert av andre offentlige utvalg, og faller utenfor mandatet. Regjeringen vil følge opp innstillingen fra klimarisikoutvalget etter den er fremlagt.

Regjeringen vil:

• Videreføre kvoteplikt og CO2-avgift som hovedvirkemidler i klimapolitikken på norsk sokkel, og samtidig opprettholde strenge miljøkrav til norsk oljeproduksjon

• Stille strenge klimakrav til produksjonsfasen på felt på norsk sokkel, herunder krav til beste tilgjengelige teknologi

• Følge opp innstillingen fra klimarisikoutvalget og stille krav til at selskapene synliggjør klimarisiko i sine utbyggingsplaner.

Regjeringen vil videre:

• Legge til rette for å videreutvikle både olje- og gassvirksomheten og andre havnæringer

• Bidra til en god oljevernberedskap, i samarbeid med private aktører.

Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

Departementet mottok 5. desember 2017 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Johan Castberg-feltet. Equinor (tidligere Statoil) er operatør for utbyggingen.

Castberg-feltet er det hittil største oljefeltet som er funnet i Barentshavet, og det omfatter utbygging av tre funn; Skrugard, Havis og Drivis.

Castberg-feltet blir den tredje feltutbyggingen i Barentshavet og ligger om lag 240 km nordvest for Hammerfest. Det er lang avstand både til land og eksisterende oljerelatert infrastruktur. Vanndypet i området er omtrent 400 meter.

Forventede utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet er beregnet til 88,7 mill. standard kubikkmeter (Sm3), eller 558 mill. fat olje. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2022, og forventet produksjonsperiode er 30 år. Totale, forventede investeringer til utbygging av Castberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kroner. Utbyggingen har høy forventet lønnsomhet. Forventet nåverdi før skatt med syv pst. realrente er beregnet til 74,2 mrd. 2017-kroner. Utbyggingen er lønnsom ved oljepriser på over 31 US dollar per fat.

Disponeringskostnadene for Castberg-feltet er estimert til åtte mrd. 2017-kroner. 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.

Operatøren planlegger å legge driftsorganisasjonen til Harstad og helikopter- og forsyningsbasen til Hammerfest.

Områdevurdering

Castberg-feltet ligger i et område med lite infrastruktur. Det er per i dag to andre felt i Barentshavet, Snøhvit og Goliat, som ligger henholdsvis om lag 100 km sør og 150 km sørøst for Castberg-feltet.

Castberg-feltet er dimensjonert for økt utvinning på feltet og at andre funn i området skal kunne fases inn i fremtiden. Basert på dagens forståelse av reservoarene og forventet produksjonsprofil antas det å være kapasitet til at nye oljefunn kan fases inn fra 2026. Vurderinger og gjennomføring av tiltak for økt utvinning vil foregå kontinuerlig gjennom hele produksjonsperioden. Hvilke tiltak som gjennomføres, vil avhenge av flere faktorer, blant annet produksjonserfaringer, teknologiutvikling, kostnadsnivå og oljepris.

Gasseksport er en fremtidig forretningsmulighet som vil aktualiseres mot slutten av feltets levetid. Tidspunktet for mulig gasseksport er usikkert. Dagens informasjon tilsier at bruk av etablert infrastruktur på Snøhvit-feltet til gasseksport, inkludert LNG-anlegget ved Hammerfest, kan være mulig fra 2045.

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

Det er et betydelig gjenværende letepotensial i området rundt Castberg-feltet. Tidspunkt og omfang for videre leteboring vurderes av rettighetshaverne i aktuelle utvinningstillatelser.

En mulig omlastningsterminal for råolje

På Castberg-feltet skal råoljen lastes fra produksjonsskipet over til skytteltankere for videre transport. En omlastningsterminal for råolje på land i Finnmark har vært lansert som en mulig del av en lønnsom transportløsning for olje ut av Barentshavet. Skal en slik omlastningsterminal for råolje på land i Finnmark realiseres, er en nødvendig, men ikke tilstrekkelig forutsetning, en større samlet oljeproduksjon enn den fra Castberg-feltet. Uten dette vil ikke en slik terminal være lønnsom. En eventuell omlastningsterminal er derfor ikke en del av utbyggingsplanen for Castberg-feltet. Alternativet til en terminal er å ta oljen direkte fra feltet til markedet slik det gjøres for mange norske felt, herunder Goliat-feltet.

På initiativ fra Equinor – som operatør for Castberg-feltet – ble fellesprosjektet Barents Sea Oil Infrastructure (BSOI) etablert i februar 2015 for å utrede en slik omlastningsterminal. Prosjektets formål er å utvikle en kostnadseffektiv flerbruks omlastningsterminal for råolje på Veidnes i Nordkapp kommune, som skal kunne bli en del av en eksportrute for olje ut av Barentshavet. For at en eventuell uavhengig råoljeterminal skal være klar til å ta imot oljen fra Castberg-feltet fra produksjonsstart i 2022, har prosjektet lagt til grunn at etablering av en slik terminal må besluttes i 2019.

Departementet viser til at selskapene ikke har funnet lønnsomhet i de to terminalkonseptene de har studert fram til nå. Departementet mener det må være et best mulig beslutningsgrunnlag i denne saken, det er derfor viktig at selskapene viderefører utredningsarbeidet slik de har foreslått, med sikte på å avklare et videre konseptarbeid i løpet av 4. kvartal 2018. Departementet legger til grunn at Castberg-feltet skal benytte en omlastningsløsning i Finnmark dersom en slik løsning er lønnsom og blir etablert.

En utredning av flere alternativer vil ikke forringe muligheten for å ta olje fra Castberg-feltet til en eventuell fremtidig terminal, selv om det skulle medføre at en eventuell løsning ikke er på plass til produksjonsstart i 2022.

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.

Konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet

Konsekvensutredningen for Castberg-feltet har vært på offentlig høring. Basert på forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet, og Equinor utarbeidet en konsekvensutredning som ble sendt på høring. En oppsummering av høringsuttalelsene til konsekvensutredningen med operatørens kommentarer er gjengitt i vedlegg til proposisjonen.

Utslipp til luft

Utbygging og drift av Castberg-feltet vil medføre utslipp til luft av CO2 (karbondioksid), CH4 (metan), nmVOC (flyktige organiske forbindelser unntatt metan), NOx (nitrogenoksider), SOx (svoveloksider), svart karbon og partikler. De største utslippene er i form av CO2, NOx og nmVOC.

Totale utslipp i utbyggingsfasen vil være om lag 197 000 tonn CO2, 3 300 tonn NOx og 280 tonn nmVOC. Dette stammer hovedsakelig fra bore- og brønnoperasjoner, marine operasjoner ved installasjon av havbunnsanlegget og transportvirksomhet i utbyggingsfasen.

Drift av feltet forventes å medføre årlige gjennomsnittlige utslipp på om lag 315 000 tonn CO2, 540 tonn NOx og 140 tonn nmVOC.

Aktiviteten på feltet vil være omfattet av kvoteplikt under det europeiske kvotesystemet (ETS). Rettighetshaverne vil måtte kjøpe utslippskvoter for sine utslipp. I et slik system kan utslippene kun reduseres ved å redusere antallet kvoter som utstedes. I tillegg vil det bli betalt CO2- og NOx-avgift som for andre utslipp fra petroleumssektoren.

Operatøren har som alternativ til lokal kraftgenerering ved gassturbiner utredet muligheten for helt eller delvis å dekke behovet for kraft og varme gjennom tilførsel av kraft fra land eller fra havvindmøller. En løsning basert på havvindmøller er per i dag for umoden og kostbar teknologi til å kunne tas i bruk på Castberg-feltet.

Tilleggsinvestering ved en kraft-fra-land-løsning er anslått til 8–12,5 mrd. kroner avhengig av løsning, med tilhørende tiltakskostnad på 5 000–8 000 kroner per tonn redusert CO2.

Olje- og energidepartementet vurderer den valgte energiløsningen som tilfredsstillende. Med en virkningsgrad på 63 pst. er energiutnyttelsen god. Det vises til at de forskjellige alternativene med kraft fra land alle gir svært høye tiltakskostnader. Videre er det betydelige tekniske utfordringer ved en kraft-fra-land-løsning, som vil kunne påvirke gjennomføringen av prosjektet og øke risikoen for forsinkelser og kostnadsoverskridelser. En løsning med kraft fra land forutsetter at det er sikret utbygging av tilstrekkelig ny kraft eller at det fremføres tilstrekkelig nytt nett, slik at det ikke oppstår regionale ubalanser på utbyggingstidspunktet.

Produksjonsskipet vil bli tilrettelagt for eventuell fremtidig import av vekselstrøm, hvis utviklingen innen teknologi eller den økonomiske aktiviteten i området gjør det til et hensiktsmessig tiltak. CO2-utslippene fra produksjonsskipet vil være omfattet av det europeiske kvotesystemet. Rettighetshaverne må i tillegg betale CO2-avgift. Selskapene har således kontinuerlig en betydelig økonomisk egeninteresse av å begrense sine utslipp av CO2.

Det vil benyttes gassturbiner med lav-NOx-teknologi, som vil bidra til å begrense utslipp av NOx. Rettighetshaverne vil ha kontinuerlig oppmerksomhet på energieffektivisering og vurdere ulike tiltak for å minimere energiforbruket og derigjennom redusere utslippene som følge av kraftgenerering.

Fakling vil ikke forekomme under normal drift. Det er lagt opp til gjenvinning av gass fra separatorer/tanker (fakkelgassgjenvinning), slik at utslipp fra fakling minimeres.

Utslipp til sjø

Castberg-feltet ligger i sørvestre del av Barentshavet, nord for Tromsøflaket og Eggakanten og sør for iskanten og polarfronten, som i forvaltningsplanen for Lofoten-Barentshavet er pekt ut som spesielt miljøfølsomme. Feltet ligger 210 km sør for Bjørnøya og omtrent 190 km fra sørspissen av naturreservatet rundt øya. Det er ikke funnet korallrev på Castberg-feltet, og det er kun registrert få og spredte forekomster av svamp.

Det vil være noe utslipp til sjø i forbindelse med boring og ferdigstillelse av brønnene på Castberg-feltet. Utslipp til sjø vil i hovedsak være borekaks og borevæske fra boring med vannbasert borevæske og unntaksvis produsert vann.

Alt produsert vann på Castberg-feltet vil i normalsituasjonen renses og deretter injiseres i reservoaret for å opprettholde trykket.

Et uhellsutslipp av olje fra Castberg-feltet representerer størst miljørisiko for sjøfugl og høyest for lunde i hekkesesongen. Miljørisiko for andre dyregrupper og sensitive habitater er beregnet som liten, og konsekvens for disse dersom et utslipp skulle skje, vurderes også som begrenset. Miljørisikoanalysen viser at miljørisikoen for boring og produksjon av Castberg-feltet er innenfor operatørens akseptkriterier.

Det har ikke blitt identifisert koraller eller andre sårbare arter på havbunnen på selve feltlokasjonen under de kartleggingene som har blitt gjennomført.

I planlegging og dimensjonering av oljevernberedskapen er det tatt høyde for klimatiske forhold og feltets plassering i et område langt fra land. For å møte responstiden vil det være tilgjengelige oljevernressurser om bord på et dedikert beredskapsfartøy på feltet. Operatøren planlegger å ha 15 fartøy fra Norsk Oljevernforening for Operatørselskap, NOFO, for mekanisk oppsamling til å håndtere et eventuelt utslipp til havs. For å håndtere et eventuelt utslipp i kyst- og strandsonen planlegger operatøren å ha fire fjordsystemer og fire kystsystemer fra NOFO.

En utilsiktet gasslekkasje er i større grad en sikkerhetstrussel enn en miljøtrussel. Det vil installeres systemer for deteksjon av gass og tiltak som ivaretar sikkerheten.

Samfunnsmessige konsekvenser

Samlede kostnader for utbygging og 30 års drift av Castberg-feltet (inkludert disponeringskostnader) er om lag 95 mrd. kroner. Samlede forventede inntekter er beregnet til om lag 270 mrd. kroner. Begge disse tallene er i faste 2017-kroner, men er udiskonterte størrelser.

Forventet nåverdi før skatt, neddiskontert med syv pst. realrente, er beregnet til 74,2 mrd. 2017-kroner. Prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt, og størsteparten av dette overskuddet tilfaller det norske samfunnet i form av skatteinntekter og kontantstrøm fra SDØE.

Castberg-utbyggingen utgjør en betydelig andel av investeringene på norsk sokkel i årene fremover og er derfor svært viktig for norsk leverandørindustri til petroleumsvirksomheten. Basert på tidligere utbyggingsprosjekter på norsk sokkel er det beregnet at norsk andel av vare- og tjenesteleveringen til utbyggingen av Castberg-feltet vil være omtrent halvparten. For driftsperioden, som er anslått til å vare i 30 år, er andelen beregnet til å være vel 80 pst.

Nasjonale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen er i konsekvensutredningen beregnet til om lag 47 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over de åtte årene fra 2017–2024. Av disse årsverkene er om lag 70 pst. antatt å komme fra leverandørbedrifter og deres underleverandører, og resterende årsverk kommer fra de omtalte konsumvirkningene. I driftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirkninger beregnet til i overkant av 1 700 årsverk i et normalt driftsår.

Utbyggingen av feltet vil gi positive ringvirkninger for Nord-Norge i utbyggingsfasen og særlig i driftsfasen. Operatøren er opptatt av å ha god kontakt med regionalt næringsliv gjennom hele prosjektperioden og videre inn i driftsfasen.

Operatøren har beregnet at 6,5 pst. av den nasjonale verdiskapingen i utbyggingsfasen kommer regionalt i Nord-Norge. Samlede regionale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen er beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav i overkant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finnmark.

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

I henhold til etablert praksis skal operatøren senest to år etter at feltet er satt i produksjon gjennomføre en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Departementet viser til at utbyggingen av Castberg-feltet vil skape store verdier for samfunnet. 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 betydelig sysselsetting i norske bedrifter.

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av Castberg-feltet med den utbyggingsløsningen som er fremmet av rettighetshaverne. Operatøren har i konsekvensutredningen vurdert virkningene av utbyggingen og beskrevet hvilke avbøtende tiltak som planlegges gjennomført, blant annet for å begrense utslipp til luft og sjø, arealbeslag og fysiske inngrep. I høringen av konsekvensutredningen er det ikke fremkommet forhold som tilsier at plan for utbygging og drift av Castberg-feltet ikke bør godkjennes.

Konklusjoner og vilkår

Departementet viser til at utbyggingen av Johan Castberg-feltet vil medføre om lag 1 333 mill. kroner i investeringer, om lag 8 mill. kroner i kalkulatoriske renter og 24 mill. kroner i driftskostnader for SDØE i inneværende år. Det er dekning for disse kostnadene innenfor rammene for gjeldende budsjett, jf. Prop. 1 S (2017–2018) og Innst. 9 S (2017–2018).

Olje- og energidepartementet anbefaler å godkjenne plan for utbygging og drift av Johan Castberg-feltet i samsvar med planene operatøren har fremlagt, de merknadene som fremgår av denne proposisjon, og på følgende vilkår:

• 1. Anlegget for permanent installerte seismiske sensorer (permanent reservoarmonitorering, PRM), som er beskrevet i PUD, skal være operativt ved produksjonsstart. En meddelelse om at investeringsbeslutning er tatt, og grunnlaget for beslutningen, skal fremlegges for departementets godkjenning innen 30. september 2018.

• 2. Rettighetshaverne skal, basert på oppdatert datagrunnlag, gjøre en vurdering av den valgte dreneringsstrategien og utarbeide en plan for videre utvikling av ressurspotensialet i utvinningstillatelse 532, herunder identifisering og implementering av teknologier som kan gi økt verdiskaping. Planen, med tilhørende vurdering, skal fremlegges for departementets godkjenning innen 1. januar 2025. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den fremlagte planen.

• 3. Operatøren må søke Petroleumstilsynet om samtykke til bruk av stigerør, feltrørledninger, kontrollkabler og undervannsutstyr ut over den levetiden som er beskrevet i PUD.