Del 2
Oppfølging av Stortingets anmodningsvedtak om omlasting av råolje på Veidnes i Finnmark

2 Oppfølging av Stortingets anmodningsvedtak om omlasting av råolje på Veidnes i Finnmark

2.1 Innledning

Rettighetshaverne tok investeringsbeslutning for Johan Castberg-feltet i desember 2017 og leverte samtidig inn plan for utbygging og drift for feltet til myndighetene. I henhold til utbyggingsplanen skal råoljen fra feltet lastes fra produksjonsskipet over til bøyelastere. Stortinget ble forelagt utbyggingssaken gjennom Prop. 80 S (2017–2018) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten.

En omlastningsterminal for råolje på land i Finnmark har siden 2013 vært utredet av selskapene som en mulig del av en lønnsom transportløsning for olje ut av Barentshavet. Arbeidet har vist at 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. Siden 2015 har derfor utredningsarbeidet vært gjennomført i et eget samarbeidsprosjekt med deltagelse fra alle relevante felt og funn i Barentshavet. En eventuell omlastningsterminal var derfor ikke en del av utbyggingsplanen for Castberg-feltet eller ble behandlet i Prop. 80 S (2017–2018).

I tilknytning til behandlingen av Prop. 80 S (2017–2018) våren 2018, jf. Innst. 368 S (2017–2018), fattet Stortinget 11. juni 2018 følgende to anmodningsvedtak (890 og 891):

• 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 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. Her følger denne oppfølgingen.

2.2 Arbeidet med oljeomlasting på Veidnes siden 2013

Utbyggingen av Castberg-feltet omfatter funnene Skrugard, Havis og Drivis. De to første funnene ble gjort i 2011 (Skrugard) og 2012 (Havis). Det ble etter disse funnene, frem til 2014, boret flere andre letebrønner i området. Det ble påvist hydrokarboner i alle letebrønnene, men bare ett av disse funnene har til nå kommersielt utvinnbare hydrokarboner og er omfattet av den godkjente utbyggingsplanen for feltet (Drivis).

På bakgrunn av funnene i 2011/2012 og forventede resultater av framtidig leting i området startet rettighetshaverne arbeidet med å etablere den beste utbyggingsløsning for funnene. Som del av dette ble en råoljeterminal i Finnmark lansert av rettighetshaverne i Castberg-feltet i februar 2013. Behovet for en terminal var knyttet til at Castberg-feltet på den tiden var planlagt utbygd med en flytende, halvt nedsenkbar plattform med en rørledning inn til en omlastingsterminal for råoljen på Veidnes i Finnmark. Med det ressursgrunnlaget, og sammensetningen av dette, som selskapene forventet i feltet i 2011/2012 var det ikke aktuelt med en utbygging med et produksjonsskip med råoljelager i skroget.

Letekampanjen ved Castberg-feltet i 2014 ga ikke de forventede resultater. På grunn av det lavere og mer ensartede ressursgrunnlaget ble utbyggingskonseptet for Castberg-feltet vurdert på nytt. Oljeprisfallet i 2014 var en annen årsak til at selskapene måtte se på utbyggingsløsningen på nytt. Denne vurderingen viste at den beste utbyggingsløsningen, med den oppdaterte informasjonen, var et produksjonsskip med integrert oljelagerkapasitet i skipsskroget. Den beste utbyggingsløsningen for feltet innebar således ikke lenger en rørledning fra feltet inn til en råoljeterminal på land. Med den godkjente utbyggingsløsningen kan råoljen, slik det blir gjort på mange felt på norsk kontintentalsokkel, lastes fra produksjonsskipet og over på en bøyelaster på feltet og deretter transporteres direkte til markedet.

Etter at alternativet med plattform og rørledning til land ble lagt bort som utbyggingsløsning for Castberg-feltet, har lønnsomheten ved en mulig omlastingsløsning for olje i Finnmark ligget i om man med en slik løsning kan oppnå store besparelser i totalkostnaden ved transporten av råolje ut fra Barentshavet og/eller om man med en slik løsning kan øke salgsverdien på råoljen i forhold til å frakte oljen direkte fra feltet til markedet.

Muligheten for innsparinger ligger i at man, i stedet for å transportere råolje med bøyelastere, kan bruke rimeligere konvensjonelle tankskip til å transportere oljen det meste av veien. En økt salgsverdi kan eksempelvis være knyttet til oljekvalitet/lagerhold. En slik innsparing/ev. verdiøkning må vurderes opp mot kostnaden og risikoen ved omlasting, herunder investeringskostnadene. Dersom omlasting gir store kostnadsbesparelser og/eller verdiøkninger vil prosjektet kunne være lønnsomt og dermed også legge til rette for god ressursforvaltning.

I utredningsarbeidet knyttet til en råoljeterminal ble det tidlig klart at ressursgrunnlaget i Castberg-feltet ikke var stort nok til at en ilandføringsrørledning og tilhørende omlastingsterminal kunne bli lønnsom. De terminalkonseptene som ble utredet trengte langt større volum enn det Castberg-feltet inneholder for å være lønnsom. Derfor gikk flere oljeselskaper i februar 2015 sammen i et eget industriinitiativ, Barents Sea Oil Infrastructure (BSOI), for å utrede en terminal videre. Initiativet til fellesprosjektet kom fra Statoil (nå Equinor) som operatør for Castberg-feltet. Prosjektet inkluderer alle rettighetshaverne i utvinningstillatelser som omfatter feltene Goliat og Castberg, og funnene Alta, Gohta og Wisting. Arbeidet er ledet av Equinor, mens operatørene for de andre utvinningstillatelsene, Eni, Lundin og OMV, også deltar aktivt.

Formålet med BSOI-prosjektet var å utrede og vurdere en kostnadseffektiv, flerbruks omlastingsterminal for råolje på Veidnes i Nordkapp kommune, som skulle kunne bli en del av en eksportrute for råolje ut av Barentshavet. Prosjektet har siden starten i 2015 gjennomført en grundig utredning av to ulike terminalkonsepter på Veidnes som begge innebar mellomlagring av olje i lagertanker på land. Selskapene IMTT (International-Matex Tank Terminals) fra USA og Oiltanking GmbH fra Tyskland, som begge har erfaring med tilsvarende anlegg, leverte mulighetsstudier og konseptstudier til utredningen.

Utredningen er gjennomført i tråd med vanlige industrielle prosesser. I mars 2018 konkluderte selskapene med at de to ulike terminalkonseptene som var studert gir begrensede reduksjoner i transportkostnader for råolje ut fra Barentshavet og usikre andre verdiskapingsbidrag i forhold til transport direkte fra feltene til markedet. Videre ville de studerte konseptene medføre høye investeringskostnader og betydelige driftskostnader. Dette, sammen med volumet av råolje som kan forventes å bruke en slik eventuell terminal, gjør at det ikke er samfunnsmessig eller industrielt lønnsomt å gå videre med de to studerte terminalkonseptene.

Da selskapene i mars 2018 konkluderte med at det ikke var grunnlag for å gå videre med de to studerte terminalkonseptene på Veidnes, ønsket de å videreføre studier av alternative løsninger. Dette skyldes at de mente det kunne finnes andre omlastingsløsninger som var samfunnsøkonomisk lønnsomme, og at slike i så fall er viktig å identifisere. Selskapene satte i gang et arbeid med å utarbeide et konkret arbeidsprogram for den videre aktiviteten med sikte på å avklare et videre konseptarbeid i løpet av 4. kvartal 2018.

2.3 De pågående utredningene

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. Redegjørelsen i denne proposisjonen baserer seg på orientering fra disse rettighetshaverne.

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. Tankskipene som planlegges brukt har en lastekapasitet på 750 000 fat olje (Aframax-tankere). Det forventes om lag 100 omlastinger per år når Castberg-feltet produserer som mest.

Selskapenes arbeid med å utrede disse tre alternativene følger et normalt industrielt løp for prosjektgjennomføring. Dette innebærer at et grunnlag som er egnet for å ta ulike beslutninger på, etableres gjennom en trinnvis prosess. Planleggingsfasen er delt inn i en muligghetsstudiefase, en konseptstudiefase og en forprosjekteringsfase. Først når alle disse tre fasene er gjennomført har man et beslutningsgrunnlag for å gjennomføre et prosjekt. Etter hvert trinn i prosjektløpet besluttes det om prosjektet skal videreføres eller ikke, og hvilke alternativer som eventuelt skal studeres videre. Se boks 2.1. med nærmere omtale av prosjektutviklingsprosessen.

Boks 2.1 Prosjektutviklingsprosessen

I forbindelse med gjennomføring av olje- og gassprosjekter er det etablert industripraksis å følge en trinnvis prosjektutviklingsprosess for å identifisere den beste utbyggingsløsningen og etablere et beslutningsgrunnlag som er egnet til å ta en eventuell investeringsbeslutning. Prosjektutviklingsprosessen er svært lik fra oljeselskap til oljeselskap, men med noen variasjoner. Disse prosessene er etablert for å redusere faren for å ta suboptimale beslutninger og for å unngå kostnadsoverskridelser og forsinkelser i gjennomføringen. Figur 2.1 viser en generell prosjektutviklingsmodell med milepæler/beslutningspunkter. Equinor følger en prosjektutviklingsprosess tilsvarende denne.

Hovedformålet med planleggingsfasen er å klargjøre om et forretningskonsept er teknisk gjennomførbart, har en håndterbar usikkerhet, oppfyller regelverkskravene og har tilstrekkelig lønnsomhet. I planleggingsfasen utredes og vurderes ulike konsepter for et utbyggingsprosjekt frem til samme grad av teknisk og økonomisk modenhet slik at selskapene kan ta konseptvalg. Prosjektutviklingsprosessen innebærer en trinnvis utredning av et utbyggingsprosjekt hvor eventuell videreføring av prosjektet besluttes ved bestemte milepæler. Planleggingsfasen kan deles inn i tre faser som til sammen fører frem til investeringsbeslutningen: mulighetsstudier, konseptstudier og forprosjektering.

Målet med mulighetsstudiene er å klargjøre om det er mulig å konkretisere en forretningsidé til en forretningsmulighet. Fasen avsluttes ved «beslutning om konkretisering» (BOK/DG1), hvor selskapene har identifisert minst en løsning som er teknisk og økonomisk gjennomførbar.

I konseptstudiefasen utredes en eller flere alternative utbyggingsløsninger frem til konseptvalg. Konseptstudiene konkretiserer det tekniske og økonomiske grunnlaget for en forretningsmulighet på en slik måte at lønnsomhet og gjennomførbarhet kan dokumenteres, før en går videre med en av utbyggingsløsningene. Konseptstudiene fører frem til «beslutning om videreføring» (BOV/DG2) som er endelig konseptvalg.

Gjennom forprosjekteringen videreutvikles underlaget for den valgte utbyggingsløsningen frem til en investeringsbeslutning. «Beslutning om gjennomføring» (BOG/DG3) er milepælen der selskapene tar en investeringsbeslutning.

I gjennomføringen av et utbyggingsprosjekt, det vil si detaljprosjektering, bygging og uttesting/oppstart, er det helt avgjørende at det har vært utarbeidet et godt beslutningsgrunnlag før investeringsbeslutning. En god kvalitet på beslutningsgrunnlaget er avgjørende for å sikre god gjennomføring av prosjektet uten kostnadsoverskridelser og forsinkelser.

2.3.1 Nærmere om løsningene som utredes

Skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden innebærer at oljen lastes om direkte fra en bøyelaster til et konvensjonelt tankskip ved et anker- eller fortøyningspunkt i fjorden. Skipene ankres opp i fjorden ved siden av hverandre og oljen lastes fra bøyelasteren til tankskipet. Omlasting av 700 000 fat olje tar erfaringsmessig ved normale forhold om lag 28 timer.

Skip-til-skipomlasting av råolje i Sarnesfjorden er ikke noe nytt og har vært gjennomført siden 2005. Det har til nå totalt vært gjennomført om lag 100 skip-til-skipomlastinger av olje i Sarnesfjorden og området rundt. Alternativet selskapene studerer er imidlertid av et betydelig større omfang enn oljeomlastingen som har vært gjennomført til nå.

Selskapene forventer ikke at det er behov for oppgraderinger eller ombygging av bøyelastere eller tankskip for å kunne foreta omlastingen.

Skip-til-skipomlasting ved en nedskalert terminalløsning innebærer at en ny kai bygges og at begge skipene ligger fortøyd ved denne, mens oljen lastes direkte fra bøyelasteren til et konvensjonelt tankskip. Selskapene studerer alternative kailøsninger i de pågående konseptstudiene:

• Det bygges en kai med kapasitet til å fortøye ett skip og hvor det andre skipet fortøyes ved siden av dette skipet. Omlasting av råolje foregår direkte mellom bøyelasteren og tankskipet uten at oljen går via kaianlegget. Denne løsningen inkluderer enkelte støttefunksjoner for kaianlegget.

• Det bygges et større og lengre kaianlegg hvor både bøyelasteren og tankskipet fortøyes til kai og hvor omlasting av råolje foregår via permanente løftearmer og rørledninger på kaianlegget. Denne løsningen inkluderer de støttefunksjoner for kaianlegget som er nødvendig for å håndtere lasting av olje via kai.

For begge kaialternativene blir ulike tekniske utbyggingsløsninger vurdert.

Equinor, som operatør for Castberg-feltet, planlegger å være ansvarlig for bygging og drift av en nedskalert terminal/kaianlegg. Det legges også til rette for at tredjeparter kan benytte et slikt kaianlegg til omlasting av olje.

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 vurderer også helse-, miljø-, og sikkerhetsrisikoen som høyere for alternativet med lagerskip sammenliknet med de to andre alternativene. Årsaken til dette er at lagerskip gir en høyere frekvens på omlasting fra skip til skip. Etter oktober har utredningsarbeidet derfor vært knyttet til de to andre alternativene.

2.4 Status for utredningene

Selskapene har i den innledende fasen høsten 2018 gjennomført studier av de identifiserte alternative omlastingsløsningene, inkludert vurderinger av risiko/usikkerhetselementer, miljørisiko og regulatoriske forhold. Formålet med disse mulighetsstudiene har vært å avklare om det er tekniske eller regulatoriske forhold som gjør en eller flere av disse tre alternativene uaktuelle eller uakseptable som mulig omlastingsløsning for råolje i Finnmark. Det er videre i parallell gjennomført ulike utredninger som er avgjørende i arbeidet med å etablere et grunnlag for å ta konseptvalg. Disse utredningene er blant annet knyttet til skip-til-skipomlasting, ulike logistikkstudier, driftsstudier (regularitet), designstudier av kaianlegg og ringvirkningsstudier.

Selskapenes utredninger har basert seg på flere forutsetninger, herunder at Castberg-skipenes anløp og avganger til og fra omlastningspunktet i Sarnesfjorden ikke hindres vesentlig av annen trafikk i Sarnesfjorden og at dagens løsning for lostransport med losbåt opprettholdes.

Det er gjennomført miljørisikoanalyser for de alternative omlastingsløsningene og selskapene konkluderer, basert på dagens utredninger, med at skip-til-skipomlasting av olje i Sarnesfjorden kan gjennomføres innenfor operatøren Equinor sine akseptkriterier. Equinor anser imidlertid miljørisikoen ved skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden og ved en nedskalert terminal som høyere enn en løsning hvor bøyelasterne går direkte fra Castberg-feltet til markedet. Selskapene planlegger å bruke anlegg for gjenvinning av flyktige organiske forbindelser (VOC) på bøyelasterene for å holde disse utslippene på et minimum i forbindelse med oljeomlastingen. En nedskalert terminal gir bedre arbeidsmiljømessige forhold sammenliknet med skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden, fordi aktiviteten foregår på/ved land. Studiene viser i tillegg at en nedskalert terminal vil være mer robust for sterk vind og derfor ha noe høyere regularitet, spesielt i vintermånedene.

Selskapene opplyser at omlastingsløsningene betinger tillatelser fra Miljødirektoratet, Kystverket, Direktoratet for samfunnssikkerhet og beredskap og godkjennelse fra Nordkapp Kommune etter plan og bygningsloven. Selskapene har lagt til grunn for arbeidet at de ulike offentlige tillatelser gis i tide og på betingelser som forventet.

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.

Utbyggingen av Castberg-feltet er godkjent med transport av oljen i bøyelastere. Selskapene har i utredning av oljeomlasting oppsummert effekter på ulike forhold ved å ta råoljen direkte til markedet eller via en omlasting i fjorden eller ved en nedskalert terminal i Finnmark, jf. figur 2.2.

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.

Kilde: Equinor

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.

Alternativet med en nedskalert terminalløsning er i dag utredet frem til en beslutning om konkretisering. Arbeidet med konseptstudier har startet opp, i denne fasen vil en blant annet identifisere den beste løsningen for en nedskalert terminal.

Skip-til-skipomlasting ved en nedskalert terminal er således 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.

Operatøren for Castberg-feltet har basert på de foreliggende utredningene utarbeidet foreløpige kostnads- og lønnsomhetsvurderinger1 for omlastingsløsningene. Da utredningene er i en tidlig fase er det knyttet stor usikkerhet til anslagene for både investeringer og driftskostnader. Usikkerhetsspennet i investerings- og driftskostnadene er på +/- 40 pst. Investeringsbeslutning tas vanligvis når alternativene er ferdig med forprosjekteringsperioden. De alternative omlastingsløsningene sammenliknes av selskapene med direkte transport fra Castberg-feltet til markedet. Det er også knyttet usikkerhet til dette basisalternativet inntil det er inngått avtaler om transport av råolje fra feltet til markedet.

Det er utarbeidet anslag for investeringskostnaden for de to alternative nedskalerte terminalløsningene. Investeringskostnaden for det enkleste kaianlegget er beregnet til mellom 540 og 1 260 mill. kroner, med en forventningsverdi på ca. 900 mill. kroner. Kostnaden for det mest omfattende kaianlegget er beregnet til å ligge mellom 1 040 og 2 430 mill. kroner, med en forventningsverdi på ca. 1 740 mill.

Driftskostnadene for de ulike omlastingsløsningene er anslått å være tilnærmet like. Dette skyldes at en betydelig del av driftskostnadene er knyttet til bruk av lostjenester og taubåter/støttefartøy. I de studerte alternativene vil det være behov for bruk av lostjenester og 3–4 taubåter/støttefartøyer ved inn- og utseiling i Sarnesfjorden. De årlige driftskostnadene ved omlasting er anslått å være 150–160 mill. kroner2 ved alle alternativene. Driftskostnadene vil variere med antall omlastinger som gjennomføres i året, det samme vil kostnaden per omlasting.

Ingen av de utredede løsningene fremstår som samfunnsøkonomisk lønnsomme. Sammenlignet med transport direkte til markedet er forventet nåverdi3 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.

Disse lønnsomhetsestimatene er basert på volumer fra Castberg-feltet. Tilleggsvolumer, for eksempel fra Goliat, Alta/Gohta og Wisting vil kunne gjøre omlasting mindre ulønnsomt. Volumene i Skruis, et funn på om lag 2–4 mill. Sm³ utvinnbar olje som nylig ble gjort i nærheten av Castberg-feltet, har et så begrenset omfang at de ikke vil ha noen vesentlig effekt på lønnsomhetstallene.

Selv om usikkerheten ved estimatene er høy synes det klart at det vil være krevende å få en nedskalert terminal samfunnsøkonomisk lønnsom.

Selskapene vil videreføre sitt arbeid, ved å gjennomføre konseptstudier, slik at alternativet med en nedskalert terminalløsning blir utredet til et modenhetsnivå som tilsvarer det man har for skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden.

2.5 Ringvirkningsstudie

Selskapene har i forbindelse med utredningene utarbeidet en analyse av de forventede regionale og lokale ringvirkningene ved de to alternativene. Studien, som er gjennomført av Agenda kaupang og Kunnskapsparken Bodø, viser at de lokale og regionale ringvirkningene i driftsfasen er tilnærmet lik for skip-til-skipomlasting i fjorden og nedskalert terminal. Begge alternativene forventes å medføre kostnader som gir lokale og regionale ringvirkninger i driftsfasen på 77 mill. kroner årlig.

De viktigste aktivitetene som antas å bidra til lokale ringvirkninger er taubåttjenester, oljevernberedskap, omlastingstjenester og los. Det er beregnet at det vil være behov for om lag 40 direkte sysselsatte i driftsfasen. I tillegg antas virksomheten å medføre indirekte virkninger på 12–22 sysselsatte. Antall lokalt ansatte ventes å være vesentlig lavere enn 40 personer (under halvparten) i de første driftsårene på grunn av mangel på kvalifisert personell i Nordkapp kommune. Erfaringer fra andre virksomheter viser imidlertid at antall lokalt ansatte kan komme til å øke over tid.

Bygging av kaianleggene ved en nedskalert terminal vil vare i 2–3 år. De regionale ringvirkningene ved bygging av det enkleste kaianlegget er grovt anslått til 408 mill. kroner, hvorav de lokale ringvirkningene er 252 mill. kroner. Utbyggingsfasen er antatt å gi om lag 219 årsverk regionalt og av disse er 138 antatt å komme lokalt. Indirekte sysselsetting er beregnet til 40 årsverk regionalt og av disse 28 lokalt. De viktigste aktivitetene som antas å gi regionale og lokale ringvirkninger er infrastrukturaktiviteter og bygging av kaianlegget. På grunn av lav modenhetsgrad i utredningene av alternativet med nedskalert terminal er det knyttet vesentlig større usikkerhet til disse anslagene av ringvirkninger enn anslagene for skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden.

2.6 Petroleumsloven og omlasting

Petroleumsloven kommer til anvendelse på petroleumsvirksomhet knyttet til undersjøiske petroleumsforekomster underlagt norsk jurisdiksjon. Petroleumsvirksomhet i lovens forstand omfatter ikke transport av petroleum i bulk med skip.

Enkelte felt på norsk kontinentalsokkel er bygd ut med en løsning der råoljen transporteres i rørledninger fra feltet og inn til en terminal på land i Norge eller i Storbritannia før den lastes på skip for videre transport til markedet. For slik råoljetransport i rørledning kommer petroleumsloven til anvendelse.

De fleste felt på norsk kontinentalsokkel har en utbyggingsløsning der råoljen lastes på skip på feltet. Dette betyr at råoljen ikke fraktes i rør til land, men lastes over på bøyelastere (spesialskip) ute på feltet og fraktes derfra til kjøperen av råolje, eksempelvis et raffineri i Europa. Slik transport av råolje i bøyelastere er ikke regulert av petroleumsloven. Dette vil også gjelde for transport av råolje i bøyelastere fra Castberg-feltet.

Det er gjennomført en rekke skip-til-skipomlastinger av råolje i Finnmark hvor råolje produsert i Russland har blitt lastet over på konvensjonelle tankskip for videre transport til markedet. Slik aktivitet har funnet sted i Bøkfjorden ved Kirkenes og i Sarnesfjorden. Denne aktiviteten faller utenfor petroleumslovens virkeområde.

Departementet legger til grunn at omlasting av råolje fra Barentshavet i Sarnesfjorden fra bøyelastere til konvensjonelle tankere heller ikke vil være underlagt petroleumslovens virkeområde. Dette vil også gjelde dersom omlastingen skjer ved et nedskalert terminal/kaianlegg som beskrevet ovenfor.

Departementet mener at etablering av en omlastingsløsning – som ikke er basert på et normalt industrielt løp for prosjektgjennomføring og eventuell investeringsbeslutning hos selskapene, vil kunne medføre risiko for at det reises spørsmål om lovligheten av et eventuelt pålegg om etablering av en slik løsning.

Dersom det investeres i infrastruktur for oljeomlasting i Sarnesfjorden, og denne infrastrukturen kan komme i en monopol eller monopollignende stilling i forhold til brukere eller potensielle brukere, kan myndighetene ha behov for å regulere adgang til og vilkår for bruk av denne infrastrukturen. Hvis rettighetshaverne i Castberg beslutter å etablere en nedskalert terminalløsning legger departementet til grunn at det vil kunne regulere vilkår for bruk av en slik infrastruktur med grunnlag i vilkår departementet stilte da det godkjente plan for utbygging og drift for Castberg-feltet i juni 2018. Formålet med slik regulering vil være å legge til rette for god ressursforvaltning og effektiv utnyttelse av ev. anlegg.

2.7 Fremtidige utbygginger i Barentshavet

I anmodningsvedtak 890 ba Stortinget regjeringen sørge for at senest ved etablering av flere produserende felt i Barentshavet må disse sees i sammenheng med Castberg-feltet og bygging av en ilandføringsterminal på Veidnes i Finnmark.

Utredningene av oljeomlasting i Finnmark gjennomføres i fellesprosjektet BSOI, der også rettighetshaverne i feltene Alta, Gohta og Wisting deltar. Det ligger godt til rette for at det i det utredningsarbeidet som nå pågår også blir hensyntatt forhold som ev. er viktige for de neste mulige oljeutbyggingene i havområdet. Altså at en allerede i utredningsfasen for en mulig nedskalert terminal ser etableringen i sammenheng med mulige fremtidige utbygginger. Som det framgår av denne proposisjonen så legges det til rette for at andre brukere kan benytte et ev. kaianlegg for omlasting av olje på Veidnes. Hvis et slik anlegg blir bygd legger departementet til grunn at det vil kunne regulere vilkår for bruk av en slik infrastruktur. Formålet med en slik regulering vil være å legge til rette for god ressursforvaltning og effektiv utnyttelse av ev. anlegg, herunder for nye utbygginger i Barentshavet.

Både Alta-, Gohta- og Wistingfunnene er i første fase i sin prosjektutvikling. Ingen av funnene har kommet til beslutning om konkretisering enda.

Rettighetshaverne i Alta har i 2018 gjennomført en produksjonstest for funnet og rettighetshaverne i Gohta arbeider med ytterligere avgrensning av funnet. Rettighetshaverne i de to funnene utreder parallelt en samordnet utbygging og arbeider med mulighetsstudier for å identifisere minst en løsning som er teknisk og økonomisk gjennomførbar. Alle de løsningene som vurderes er basert på lasting av råolje til bøyelastere til havs. En eventuell investeringsbeslutning kan tidligst tas tidlig på 2020-tallet.

Rettighetshaverne på Wisting er i samme fase. Det arbeides med å identifisere minst en løsning som er teknisk og økonomisk gjennomførbar. Også for dette funnet er transportløsningen for olje som det jobbes med, lasting av råolje til bøyelastere på feltet. De arbeider mot at en mulig investeringsbeslutning tidligst kan tas tidlig på 2020-tallet.

Disse funnene har således kommet så kort i prosjektløpet at de ikke har klarlagt at funnene blir utbygd. Det er derfor i dag alt for tidlig for rettighetshaverne i disse funnene å delta i en eventuell etablering av infrastruktur for oljeomlasting i Finnmark. Samtidig vil de gjennom sin deltakelse i BSOI kunne bidra til at en ev. nedskalert terminal kan kunne brukes av funnene.

I tillegg vil det i forbindelse med en eventuell fremtidig utbygging av funnene Alta/Gohta og Wisting utarbeides en plan for utbygging og drift med tilhørende konsekvensutredning. Som en del av en slik plan vil rettighetshaverne også måtte utrede omlasting i Finnmark.

Gjennom denne oppfølgingen anser departementet anmodningsvedtak 890 som oppfylt.

2.8 Departementets vurdering og videre prosess

Castberg-feltet har en godkjent utbyggingsplan på gitte vilkår. Utredninger av alternative oljetransportløsninger til direkte transport av råolje fra feltet til markedet pågår, men er for en nedskalert terminalløsning i tidlig fase. Utredningene som er omtalt i Stortingets anmodningsvedtak 891 er igangsatt og er behandlet i dette dokumentet. Det er viktig at selskapene i utredningene fremover følger et normalt industrielt løp for prosjektgjennomføring og at de etablerer et best mulig beslutningsgrunnlag før det ev. fattes investeringsbeslutning/beslutning om gjennomføring. Beslutningen må bygge på at dette er en hensiktsmessig og lønnsom løsning for å frakte oljen til markedet. Et tiltak som oppfyller disse kriteriene vil også legge til rette for god ressursforvaltning.

Alternativet med en nedskalert terminalløsning er i en tidlig utredningsfase og er således fortsatt svært umodent. Det er knyttet betydelig usikkerhet til en slik løsning både når det gjelder utforming og kostnader/lønnsomhet. Det foreligger i dag ikke et beslutningsgrunnlag som er egnet til å ta beslutning verken om konseptvalg (uforming av en nedskalert terminal) eller langt mindre beslutning om å etablere en slik løsning. Kunnskapen fra foreløpige utredninger tilsier, selv om de er heftet med stor usikkerhet, at det vil være krevende å få en nedskalert terminalløsning samfunnsøkonomisk lønnsom. Omlasting i Sarnesfjorden eller ved en kailøsning kan gjennomføres innenfor operatøren Equinors akseptkriterier, men dagens kunnskap tilsier at en omlastningsløsning vil være teknisk/operasjonelt dårligere enn direkte transport til markedet. En nedskalert terminalløsning har en fleksibilitet som kan være positiv for ev. fremtidige brukere. Dette alternativet vil medføre en sysselsettingseffekt på om lag 50–60 personer i driftssperioden. Det vil i tillegg medføre en større effekt lokalt i utbyggingsfasen.

For å få på plass et godt beslutningsgrunnlag for å ta endelig beslutning om en nedskalert terminalløsning er det, i tråd med normal industriell praksis for petroleumsprosjekter, derfor nødvendig å utrede alternativet videre. Selskapene planlegger derfor, gjennom konseptstudier, å modne dette alternativet frem til en beslutning om videreføring. En slik utredningsfase tar om lag ett år slik at dette 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.

Skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden har vært gjennomført med olje fra Russland allerede. En slik løsning er derfor utredet tilstrekkelig teknisk sett til at den kan besluttes gjennomført for Castberg-feltet. Basert på operatørens beregninger er ikke løsningen samfunnsøkonomisk lønnsom. Dagens informasjon tilsier også at en slik løsning på flere områder er dårligere teknisk/operasjonelt enn særlig transport direkte til markedet, og på noen områder også omlasting ved en nedskalert terminal. Dette alternativet vil medføre en sysselsettingseffekt på om lag 50–60 personer i driftssperioden.

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. Det er heller ikke hensiktsmessig da en først har et beslutningsgrunnlag for valg mellom løsningene tredje kvartal 2019.

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.