Del 1
Innledning og sammendrag

1 Innledning og sammendrag

1.1 Innledning

Denne proposisjonen til Stortinget består av to deler. I den første delen følger Olje- og energidepartementet opp Stortingets anmodningsvedtak 890 og 891 som ble fattet våren 2018 i forbindelse med behandlingen av Prop. 80 S (2017–2018) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten og Innst. 368 S (2017–2018).

Den andre delen omhandler plan for utbygging og drift (PUD) av andre byggetrinn for Johan Sverdrup-feltet, samt plan for anlegg og drift (PAD) av områdeløsningen for kraft fra land til Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog. Stortinget bes om å gi sitt samtykke til at Olje- og energidepartementet godkjenner planene.

1.2 Oljeomlasting i Finnmark

I forbindelse med behandlingen av Prop. 80 S (2017–2018) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten våren 2018 og Innst. 368 S (2017–2018) fattet Stortinget anmodningsvedtak 890 og 891 om oljeomlasting på Veidnes i Finnmark.

• Stortinget ber regjeringen sørge for at senest ved etablering av flere produserende felt i Barentshavet må disse sees i sammenheng med Johan Castberg og bygging av en ilandføringsterminal på Veidnes i Finnmark.

• Stortinget ber regjeringen komme tilbake til Stortinget på egnet måte – innen utgangen av 2018 og med sikte på vedtak – om utredningene Barents Sea Oil Infrastructure gjør om en nedskalert terminalløsning og en skip-til-skip-løsning på Veidnes i Finnmark. Beslutningen skal bygge på hensyn til god ressursforvaltning.

Olje- og energidepartementet godkjente 28. juni 2018 plan for utbygging og drift for Castberg-feltet, inklusive rettighetshavernes foreslåtte løsning for transport av oljen med bøyelastere (spesialisert tankskip) til markedet. Departementet stilte samtidig vilkår for godkjenningen knyttet til oppfølging av Stortingets anmodningsvedtak.

Regjeringen orienterte om oppfølgingen av disse anmodningsvedtakene i Prop. 1 S (2018–2019) for Olje- og energidepartementet. Det ble der varslet at departementet ville komme tilbake til Stortinget med oppdatert informasjon om det pågående utredningsarbeidet, andre relevante problemstillinger, og sin oppfølging av anmodningsvedtakene på egnet måte innen utgangen av 2018.

Som en følge av Stortingets anmodningsvedtak fra juni 2018, har rettighetshaverne i Castberg-feltet forsert arbeidet med å utrede alternative løsninger for oljeomlasting i Finnmark. Selskapenes arbeid følger et normalt industrielt løp for prosjektgjennomføring.

Selskapene har identifisert tre alternativer som har vært gjenstand for ytterligere arbeid høsten 2018:

1. Skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden/Kåfjorden

2. Skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden med bruk av et oppankret lagerskip

3. Skip-til-skipomlasting ved en nedskalert terminal på Veidnes bestående av et kaianlegg med enkelte støttefunksjoner, men blant annet uten tanker for lagring av olje på land.

Alle tre alternativene innebærer at råolje fraktes fra Castberg-feltet med bøyelastere til Sarnesfjorden i Nordkapp kommune hvor oljen lastes om til konvensjonelle tankskip.

Skip-til-skipomlasting med bruk av et lagerskip fant selskapene i oktober 2018, på bakgrunn av utredningene som er gjennomført i høst, ikke lenger grunnlag for å arbeide videre med. Bakgrunnen for å vurdere bruk av et lagerskip i Sarnesfjorden var at skipet skulle fungere som en buffer i transportkjeden fra Castberg-feltet til markedet. De gjennomførte studiene tilsier at det ikke er nødvendig med en slik buffer for å få transportkjeden fra felt til marked til å fungere på en god måte. Alternativet med lagerskip innebærer således høyere kostnader enn skip-til-skipomlasting uten lagerskip, men uten at det er identifisert fordeler som veier opp for dette.

Selskapene har i den innledende fasen høsten 2018 gjennomført studier av de identifiserte alternative omlastingsløsningene, inkludert vurderinger av risiko/usikkerhetselementer, miljørisiko og regulatoriske forhold. Selskapene har til nå ikke identifisert tekniske, operasjonelle, regulatoriske eller sikkerhets-, arbeidsmiljø- og miljømessige forhold som ikke gjør det mulig å gjennomføre de to gjenværende omlastingsløsningene. Selskapene har i forbindelse med utredningene utarbeidet en analyse av de forventede regionale og lokale ringvirkningene ved de to alternativene. Det er beregnet direkte og indirekte sysselsettingseffekter på til sammen om lag 50-60 sysselsatte i driftsfasen.

Alternativet med skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden er i dag vesentlig mer teknisk modent enn løsningen med nedskalert terminal. Selskapene vurderer denne omlastingsløsningen som tilstrekkelig utredet teknisk til at det kan tas beslutning om gjennomføring.

Skip-til-skipomlasting ved en nedskalert terminal er fortsatt i en svært tidlig utredningsfase og det er i dag ikke et grunnlag for å ta konseptvalg og langt mindre fatte en ev. investeringsbeslutning. I og med at studiene er i en tidlig fase er det knyttet betydelig usikkerhet både til selve utbyggingsløsningen, herunder utforming og omfang, og kostnadene den medfører. Kostnadsanslagene i denne fasen av utredningen er på +/- 40 pst. eller mer.

Ingen av de utredede løsningene fremstår som samfunnsøkonomisk lønnsomme. Sammenlignet med transport direkte til markedet er forventet nåverdi1 før skatt beregnet av operatøren til å være om lag -1 500 mill. kroner for alternativet med skip-til-skipomlasting i fjorden og om lag -2 100 mill. kroner for alternativet med en liten nedskalert terminal. Selv om usikkerheten ved estimatene er høy synes det klart at det vil være krevende å få en nedskalert terminal samfunnsøkonomisk lønnsom.

I en kvalitativ vurdering av alternativene vurderer selskapene transport av oljen direkte til markedet som best både for sikkerhet, arbeidsmiljø, miljørisiko og driftsregularitet sammenliknet med alternativene med omlasting. Omlastingsløsningene er i følge selskapene akseptable, men har begge svakheter av teknisk og operasjonell karakter i forhold til transport direkte til markedet.

For å få på plass et godt beslutningsgrunnlag for å ta endelig beslutning om en nedskalert terminalløsning, i tråd med normal industriell praksis for petroleumsprosjekter, er det nødvendig å utrede alternativet videre. Selskapene planlegger derfor, gjennom konseptstudier, å modne dette alternativet frem til en beslutning om videreføring. Et slik arbeid tar om lag ett år slik at beslutningsgrunnlaget vil være klart tredje kvartal 2019. Først på dette tidspunkt vil en ha et grunnlag for å kunne foreta en reell sammenligning av, og valg mellom, de ulike transportløsningene for Castberg-feltet. Gjennomføres en nedskalert terminal kan den være klar til oppstart av produksjonen på Castberg-feltet i 4. kvartal 2022 for en liten løsning, eller i 2. kvartal 2023 for en mer omfattende nedskalert terminal.

Det er ikke behov for å fatte en beslutning om å benytte skip-til-skipomlasting før i 2019 for at omlastingsløsningen skal være klar til produksjonsstart for Castberg-feltet i slutten av 2022. Selskapene vil først i tredje kvartal 2019 ha etablert et grunnlag for å kunne foreta en reell sammenligning av, og valg mellom, de ulike transportløsningene for Castberg-feltet. På dette tidspunktet vil også en nedskalert terminalløsning være modnet tilstrekkelig til at de kan ta en beslutning rundt dette.

Departementet vil holde Stortinget orientert på egnet måte om det videre utredningsarbeidet.

1.3 Utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltets andre byggetrinn og anlegg og drift av områdeløsningen for kraft fra land til feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog

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 utbygging og drift av Sverdrup gi inntekter og betydelig sysselsetting i norske bedrifter. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen av Sverdrup-feltet alene, er av operatøren beregnet til å kunne bli over 150 000 årsverk, fordelt over perioden 2015–2025. Dette fordeler seg med om lag 45 pst. i leverandørbedrifter, 30 pst. i underleverandørbedrifter og om lag 25 pst. i etterspørselsvirkninger i andre virksomheter.

Feltet er så stort at det er nødvendig å bygge det ut i flere trinn. Olje- og energidepartementet la fram utbyggingsplanene for første byggetrinn av Sverdrup-feltet, inklusive en beskrivelse av framtidige byggetrinn fram til en fullfeltsløsning, for Stortinget i Prop. 114 S (2014–2015) Norges største industriprosjekt – utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet med status for olje- og gassvirksomheten. I tråd med Stortingets behandling av saken, jf. Innst. 382 S (2014–2015) godkjente Olje- og energidepartementet 20. august 2015 utbygging av første byggetrinn på gitte vilkår.

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. Første byggetrinn inkluderer blant annet et feltsenter med fire plattformer forbundet med broer. Utbyggingen av dette byggetrinnet er i sluttfasen og operatøren planlegger oppstart i fjerde kvartal 2019.

Departementet har krevd egen PUD for andre byggetrinn. Denne ble levert inn i august 2018. Denne proposisjonen omhandler utbyggingsplanen for andre byggetrinn, som består av en utvidelse av feltsenteret med en ny prosessplattform med broforbindelse til stigerørsplattformen som er en del av byggetrinn en, modifikasjoner på stigerørsplattformen inkludert en ny modul og fem nye havbunnsrammer. Produksjon fra havbunnsrammene er knyttet mot den nye prosessplattformen. Injeksjon, gassløft og kontrollkabel suppleres fra stigerørsplattformen.

Forventede utvinnbare reserver i Sverdrup-feltet er om lag 2,7 mrd. fat oljeekvivalenter (o.e.), hvorav om lag 590 mill. fat o.e. er knyttet til andre byggetrinn. Investeringskostnaden for byggetrinnet beløper seg til 42,2 mrd. 2018-kroner. Forventet nåverdi for andre byggetrinn før skatt med syv pst. realrente er beregnet til om lag 131 mrd. 2018-kroner og andre byggetrinn er lønnsom før skatt selv ved en oljepris på 19 dollar per fat. Utbyggingen har således god forventet lønnsomhet og er robust også mot lave oljepriser.

Utbyggingen vil, i tillegg til å bidra til sysselsetting hos leverandører og underleverandører, bidra til aktivitet i norsk økonomi gjennom konsumvirkninger. Nasjonale sysselsettingsvirkninger ved andre byggetrinn er av operatøren beregnet til om lag 45 000 årsverk i utbyggingsfasen. Andre byggetrinn vil bli drevet integrert med første byggetrinn. Som følge av andre byggetrinn er det beregnet å bli behov for 850 ekstra årsverk i norske bedrifter hvert år i driftsperioden.

Konsekvensutredningen i forbindelse med det godkjente første byggetrinn dekket også alternative utbyggingsløsninger for andre byggetrinn, blant annet den som beskrives i denne proposisjonen. I 2. kvartal 2017 fremla rettighetshaverne i tillegg en oppdatert rapport for konsekvenser av utbygging og drift basert på den valgte utbyggingsløsningen for andre byggetrinn. Det er ikke identifisert vesentlige miljø- eller samfunnsmessige virkninger utover det som allerede er utredet og vurdert. Det er ikke identifisert ny kunnskap som vil kunne endre på utfallet av de eksisterende utredningene.

Ved godkjenning av Sverdrup-feltets første byggetrinn stilte departementet blant annet vilkåret:

«Rettighetshaverne på Johan Sverdrup-feltet skal senest i 2022 etablere en områdeløsning for kraft fra land som skal dekke hele kraftbehovet til feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog.»

Det ble videre stilt vilkår om at:

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

Plan for anlegg og drift for områdeløsningen ble levert inn sammen med plan for utbygging og drift av andre byggetrinn i august 2018. Planen omfatter et anlegg med en kapasitet på 200 MW levert på feltet. Kraft fra land-anlegget i andre byggetrinn er en områdeløsning som skal dekke kraftbehovet til Johan Sverdrup-feltets andre byggetrinn, samt feltene Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog. Planlagt oppstart av områdeløsningen er 2. halvår 2022. Dette kraft fra land-anlegget kommer i tillegg til det som blir etablert for Sverdrup-feltets første byggetrinn.

Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av sikkerhetsmyndighetene og Oljedirektoratet fremstår utbyggingen av Sverdrup-feltets andre byggetrinn som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt som kan gjennomføres samtidig som hensyn til helse, arbeidsmiljø, sikkerhet, det ytre miljø og fiskeriinteresser ivaretas. Departementet mener derfor at PUD for Sverdrup-feltets andre byggetrinn kan godkjennes og at det kan gis tillatelse til PAD for områdeløsningen for kraft fra land.

Departementet foreslår i proposisjonen å stille vilkår for godkjenningen av PUD for å sikre god ressursforvaltning og gode løsninger samfunnsøkonomisk sett.