Del 3
Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

3 Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

3.1 Innledning

Departementet mottok 5. desember 2017 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Johan Castberg-feltet. Statoil Petroleum AS1 er operatør for utbyggingen og overleverte søknaden på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelse 532. Rettighetshaverne som deltar i utbyggingen er Statoil Petroleum AS (50 pst.), Eni Norge AS (30 pst.) og Petoro AS (20 pst.). Alle rettighetshaverne har tiltrådt utbyggingsplanen.

Feltet har fått navnet etter Johan Castberg, en av de mest innflytelsesrike norske politikerne i første del av 1900-tallet. Castberg er særlig knyttet til konsesjonslovene for vannkraftutbygging av 1909 som blant annet inneholdt hjemfallsretten. Disse lovene er ofte kalt «De Castbergske konsesjonslover». Han var Norges første sosialminister og en av de mest markerte sosialpolitikerne i de første tiårene av 1900-tallet, og er blant annet kjent for innføringen av de såkalte «Castbergske barnelovene».

Castberg-feltet omfatter utbygging av funnene Skrugard, Havis og Drivis. Alle disse er oljefunn med en overliggende gasskappe. Skrugard ble påvist i april 2011, Havis i januar 2012 og Drivis i mai 2014.

Castberg-feltet ligger om lag 240 km nordvest for Hammerfest og blir den tredje feltutbyggingen i Barentshavet. Snøhvit-feltet ligger om lag 100 km sør for – og Goliat-feltet om lag 150 km sørøst for Castberg-feltet. Det er således lang avstand både til land og til 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. Forventet nåverdi før skatt er beregnet til 74,2 mrd. 2017-kroner. Balanseprisen før skatt er beregnet til 31 US dollar per fat.

Kilde: Statoil

3.2 Ressurser og produksjon

Grunnlaget for Johan Castberg-utbyggingen er oljeressurser i tre separate funn, Skrugard (7220/8-1), Havis (7720/7-1) og Drivis (7220/7-3 S). Utstrekningene av disse vil danne grunnlaget for området som er omfattet av plan for utbygging og drift av Castberg-feltet.

Reservoaregenskapene er generelt gode. Utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet er beregnet til 88,7 mill. Sm³. Dette tilsvarer 558 mill. fat olje og gir en utvinningsgrad på 51 pst. Planlagt produksjonsstart er 4. kvartal 2022, og forventet produksjonsperiode er 30 år. Produksjonskapasiteten er 30 000 Sm³ olje per dag eller i underkant av 190 000 fat olje.

Den valgte dreneringsstrategien på feltet er horisontale produksjonsbrønner og trykkstøtte ved hjelp av gass- og vanninjeksjon. Produsert vann planlegges reinjisert i kombinasjon med sjøvann. De påviste gassressursene brukes til injeksjon og er ikke inkludert i basisestimatet for utvinnbare reserver. Dersom det finnes en lønnsom løsning, kan gassen produseres og eksporteres mot slutten av feltets levetid. Gassressursene inngår i potensialet for økt utvinning, som samlet er anslått til om lag 27 mill. Sm³ oljeekvivalenter, hvorav om lag halvparten er gass. Dette tilsvarer om lag 170 mill. fat oljeekvivalenter.

Kilde: Statoil

3.3 Utbyggingsløsning

Castberg-feltet planlegges utbygd med et flytende produksjons- og lagerskip og et havbunnsanlegg. Havbunnsanlegget består av ti standard bunnrammer med fire brønnslisser på hver ramme (antallet åpninger det kan kobles brønner opp mot) og to enkeltstående brønner (satellitter), samt strømningsrør og kontrollkabler som knyttes opp til produksjonsskipet via fleksible stigerør. Det skal bores til sammen 30 brønner, hvorav 18 produsenter, åtte vanninjektorer og fire gassinjektorer.

Det er 12 ledige brønnslisser som kan benyttes til økt utvinning. Havbunnsanlegget er tilrettelagt for å koble til ytterligere bunnrammer.

Feltinstallasjonene er designet med teknisk levetid på 30 år, med unntak av stigerør, rørledninger, kontrollkabler og utbyttbart undervannsutstyr, som har teknisk levetid på 25 år.

Kilde: Statoil

Hovedfunksjonen til produksjonsskipet er å motta brønnstrømmen fra havbunnsanlegget, separere olje, gass og vann, lagre den stabiliserte oljen og reinjisere gass og vann i reservoarene.

Produksjonsskipet vil bli 295 meter langt og 55 meter bredt. Skipet forankres med ankerliner til en dreieskive, hvor stigerørene også kobles til. Skipet kan dreie fritt rundt sin egen akse og vil ligge med baugen mot været. Totalvekten på skipet er beregnet til om lag 83 000 tonn, hvorav vekten på plattformdekket og dreieskiven er henholdsvis 17 500 og 7 800 tonn.

Produksjonsskipet har en plass- og vektreserve på 2 500 tonn, som kan brukes for fremtidig prosessutstyr og eventuell fremtidig import av kraft. Skipet har ti ledige stigerørsslisser og er tilrettelagt for innfasing og prosessering av tilleggsressurser, samt gasseksport.

Omfattende datainnsamling og analyse av meteorologiske data og undersøkelser av havbunnen danner grunnlaget for rettighetshavernes valg av design og drifts- og beredskapsstrategi. Videre har erfaringsoverføring fra andre utbygginger langt nord, både nasjonalt og internasjonalt, og felt med lignende produksjonsskip blitt vektlagt.

Ved planlagt oppstart blir Castberg-feltet verdens nordligste utbygging til havs, men de operasjonelle utfordringene på Castberg-feltet er ikke vesentlig annerledes enn lengre sør på norsk sokkel. Nye operasjonelle element som må tas hensyn til er polare stormer, utfordringer knyttet til beredskap som følge av store avstander og mulighet for drivende havis i ekstremår. Hensynet til dette er ivaretatt i utbyggingsløsningen.

Produksjonsskipets bærende konstruksjon og forankringssystem er designet for å kunne håndtere eventuell drivende havis. Statistisk er det estimert at drivis ved Castberg-feltet vil opptre en gang per 10 000 år. Det skal etableres et overvåkingssystem der isforholdene overvåkes kontinuerlig. Dersom drivende havis opptrer om lag 60 km nord for produksjonsskipet (73°N) og er varslet å bevege seg videre sørover, vil produksjonen stanses og ikke gjenopptas før det igjen er tilstrekkelig avstand.

Kilde: Statoil

På produksjonsskipet er boligkvarteret og helikopterdekket lokalisert forut, mens fakkeltårnet, lossesystemet og kraftgenerering er lokalisert akterut. Hovedprosessområdet er plassert i midten.

Castberg-feltets kraftbehov vil bli dekket av gassturbiner på produksjonsskipet. To gassturbiner på 33 MW vil dekke behovet for elektrisk kraft. Kompressor for gassinjeksjon drives mekanisk av en egen gassturbin på 40 MW. Varmebehovet dekkes av tre varmegjenvinningsenheter, som gjenbruker varme fra eksosgassen på gassturbinene. Dette gir en høy total energivirkningsgrad, estimert til 63 pst.

Mesteparten av den elektriske kraften benyttes til å drive prosessanlegget. Effektbehovet for elektrisk kraft er maksimalt 50 MW, mens gjennomsnittlig behov er 25–30 MW over produksjonsperioden. For gassinjeksjonen er effektbehovet maksimalt 40 MW og gjennomsnittlig 30 MW. På grunn av lav reservoartemperatur kreves det mye varme for å varme opp brønnstrømmen. I tillegg har innretningen et stort varmebehov på grunn av klimatiske forhold. Maksimalt effektbehov for varme er 70 MW og gjennomsnittlig 40 MW.

Produksjonsskipet kan lagre 1,1 mill. fat olje. Oljen lastes over til skytteltankere. Skytteltankerne vil være tilpasset de klimatiske forholdene og planlegges med en kapasitet på 850 000 fat olje.

Boligkvarteret er designet med 120 lugarer, hvor 20 av lugarene er utstyrt med vendbare senger. Dette muliggjør en bemanning på 140 personer for eksempel i installasjonsfasen og under revisjonsstanser. Normal bemanning på produksjonsskipet forventes å være om lag 90 personer fordelt over tre skift.

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

3.4 Investeringer og lønnsomhet

Totale, forventede investeringer til utbygging av Castberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kroner, med produksjonsskipet (om lag 25 mrd.), havbunnsanlegget (om lag 11 mrd.) og brønner (om lag 10 mrd.) som de tre store elementene. De forventede årlige driftskostnadene vil i gjennomsnitt være om lag 1,3 mrd. 2017-kroner.

Det er usikkerhet i estimatene for investeringskostnader. Operatøren anslår med en sikkerhet på 80 pst. at de faktiske investeringskostnadene vil ligge mellom 20 pst. under og 20 pst. over forventningsestimatet.

Utbyggingen har høy forventet lønnsomhet og er robust mot lave oljepriser. Forventet nåverdi før skatt er av operatøren beregnet til 74,2 mrd. 2017-kroner2. Balanseprisen belyser hvor robust et prosjekt er mot lavere markedspriser. Balanseprisen er den gjennomsnittlige fremtidige oljepris et petroleumsfelt må oppnå for å dekke alle fremtidige kostnader og samtidig gi en gitt forrentning av kapitalen. Balanseprisen for Castberg-prosjektet før skatt, med syv pst. realavkastning, er beregnet til 31 US dollar per fat olje.

Utbyggingsprosjekter står overfor en rekke usikkerhetsfaktorer av blant annet geologisk, teknologisk, prosjektgjennomføringsmessig og markedsmessig art. Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris, utvinnbare reserver og forsinkelser, jf. figur 3.5. Analysen viser at nåverdien forblir positiv for alle de testede nedsidene og er således robust overfor endringer. Operatøren har også vurdert verdien av mulige oppsider i feltet når det gjelder økt utvinning, gasseksport og letepotensialet rundt feltet. Analysen viser at det er et betydelig potensial for å realisere ytterligere verdier.

Lønnsomheten i prosjektet er mest følsom for endringer i oljepris, utvinnbare reserver og investeringskostnader. Sensitivitetsanalysen og balanseprisen viser at prosjektet tåler en betydelig lavere oljepris enn dagens nivå. Utbyggingen er i så måte også robust mot eventuelt lavere oljepris enn forventet som følge av klimatiltak (klimarisiko).

På kostnadssiden er lønnsomheten mest følsom for endringer i investeringene. Endringer i driftskostnadene gir relativt sett små utslag i prosjektets lønnsomhet. Dette innebærer at størsteparten av risikoen knyttet til kostnader er tatt ut ved produksjonsstart, og at prosjektet er meget robust mot eventuelt langsiktige endringer i kostnadsbildet. Hovedkomponentene i driftskostnadene er anleggsdrift, vedlikehold av brønner og utslippskostnader for CO₂ og NO_x.

Kilde: Statoil

3.5 Vesentlige kontraktsmessige forpliktelser

I medhold av petroleumsloven § 4-2 femte ledd skal vesentlige kontraktsmessige forpliktelser ikke inngås og byggearbeid ikke påbegynnes, før PUD er godkjent, med mindre departementet samtykker til dette. Eventuelle vesentlige kontraktsmessige forpliktelser som inngås før godkjennelse av PUD skal ha kanselleringsklausuler.

Et samtykke til kontraktsinngåelse eller påbegynt byggearbeid legger ikke føringer for myndighetenes behandling av PUD. Myndighetene vurderer planen uavhengig av inngåtte kontraktsmessige forpliktelser og påbegynt byggearbeid. Rettighetshaverne har det fulle ansvar for den økonomiske risiko som inngåelse av kontrakter eller påbegynt byggearbeid før godkjent PUD innebærer, herunder hvis myndighetene endrer eller unnlater å godkjenne PUD.

Det er en fordel at rettighetshaverne jobber tett med leverandørene gjennom hele prosjektløpet. Tidlig involvering av leverandørene bidrar til mer presise kostnadsestimater ved investeringsbeslutning og innlevering av PUD, samt lavere risiko for overskridelser og forsinkelser i utbyggingsfasen. For å holde kontinuitet i prosjektløpet, og derigjennom legge best til rette for å gjennomføre prosjektet på kost og tid, vil det derfor ofte være viktig for utbygger å kunne inngå vesentlige kontraktsmessige forpliktelser før PUD er godkjent.

Rettighetshaverne i Castberg-feltet har søkt om å få tildele kontrakter før PUD er godkjent for å sikre et godt grunnlag for investeringsbeslutningen, en god prosjektgjennomføring og en effektiv feltutbygging. Inngåelse av kontrakter på et tidlig tidspunkt er avgjørende for å rekke planlagt produksjonsstart i 4. kvartal 2022. Utsettelse av oppstart vil innebære kostnadsøkninger og svekket lønnsomhet i prosjektet.

En del komponenter og mange av utstyrsmodulene har lang leveringstid og skal bygges inn i produksjonsskipet i en spesiell sekvens. Innkjøpspakker og materialer representerer nøkkelinformasjon fra de ulike leverandørene, som det er nødvendig å ha på plass på et tidlig tidspunkt for at innretningen skal kunne bygges på en trygg og effektiv måte.

For å legge til rette for god prosjektgjennomføring og en effektiv feltutbygging 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. 2017-kroner, inkludert kanselleringskostnader. Totalomfang av disse kontraktene er på om lag 20,5 mrd. 2017-kroner.

En del kontrakter er allerede inngått. Alle kontraktstildelinger forutsetter godkjenning av PUD for Castberg-feltet. Aker Solutions er tildelt kontrakt for levering av produksjonssystemet på havbunnen, og prosjektering og innkjøpsledelse for overbygget på produksjonsskipet. Sembcorp Marine Rigs & Floaters Pte. Ltd er tildelt kontrakt for bygging av produksjonsskipets skrog med integrert boligkvarter, mens Kværner er tildelt kontrakt for bygging og sammenstilling av de ti modulene samt et fakkeltårn og en sentral rørgate, til overbygget på produksjonsskipet. Kontrakt for dreieskiven på produksjonsskipet er tildelt til SBM Offshore.

3.6 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.

3.7 Nærmere om 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 Statoil – som operatør for Castberg-feltet, ble fellesprosjektet Barents Sea Oil Infrastructure (BSOI) etablert i februar 2015 for å utrede en slik omlastningsterminal. Fellesprosjektet er et samarbeid mellom rettighetshaverne i utvinningstillatelsene som omfatter Goliat- og Castberg-feltene, samt Alta/Gohta- og Wisting-funnene. Arbeidet ledes av Statoil, mens operatørene for Goliat-feltet (Eni) og funnene Alta/Gohta (Lundin) og Wisting (OMV) deltar aktivt i prosjektet. 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.

Statoil og BSOI-partnerne har grundig utredet to ulike terminalkonsepter på Veidnes siden 2015. I mars 2018 konkluderte selskapene med at de to ulike terminalkonseptene som er studert gir begrensede reduksjoner i transportkostnader for olje ut fra Barentshavet og usikre øvrige verdiskapingsbidrag i forhold til transport direkte fra feltene til markedet. Videre vil 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.

Selskapene ønsker derfor i stedet å se på alternative muligheter, blant annet en nedskalert omlastningsterminal i kombinasjon med en eventuell skip-til-skip løsning i Sarnesfjorden. De vil bygge videre på det arbeidet som allerede er gjort med å finne en optimal infrastrukturløsning for oljeomlastning i Barentshavet. En industriutvikling som inkluderer terminal er avhengig av lønnsomhet og volumer. Planlagt leteaktivitet fremover vil også gi ny informasjon om det totale volumgrunnlaget. Det utarbeides nå et konkret arbeidsprogram for denne aktiviteten med sikte på å avklare et videre konseptarbeid i løpet av 4. kvartal 2018.

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.

3.8 Disponering av innretningen

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.

4 Konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet

4.1 Innledning

Konsekvensutredningen for Castberg-feltet har vært på offentlig høring. Forslaget til program for konsekvensutredning ble oversendt høringsinstansene 13. september 2016, med høringsfrist 31. oktober 2016. Basert på forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 4. april 2017.

Operatøren, Statoil, har på bakgrunn av det fastsatte utredningsprogrammet utarbeidet en konsekvensutredning som ble sendt på høring 30. juni 2017, med høringsfrist 25. september 2017. Høringsfristen ble forlenget for enkelte instanser til 12. oktober 2017. En oppsummering av høringsuttalelsene til konsekvensutredningen med operatørens kommentarer er gjengitt i vedlegg 1. I dette kapittelet beskrives hovedtrekkene i konsekvensutredningen.

Utbyggingen ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. En rekke tiltak for å ivareta miljøhensyn ligger til grunn for utbyggingsplanen. Investeringene i Castberg-feltet og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, samt supplerende informasjon fra operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

4.2 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), NO_x (nitrogenoksider), SO_x (svoveloksider), svart karbon og partikler. De største utslippene er i form av CO₂, NO_x og nmVOC.

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

I driftsfasen vil majoriteten av utslippene stamme fra kraftgenerering ved gassturbiner. Det vil også være diffuse utslipp fra prosessutstyr på produksjonsskipet og sikkerhetsmessig behov for fakling av gass, samt fra tilknyttet virksomhet i form av skytteltankere, helikopter og forsyningsbåter. Drift av feltet forventes å medføre årlige gjennomsnittlige utslipp på om lag 315 000 tonn CO₂, 540 tonn NO_x 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 NO_x-avgift som for andre utslipp fra petroleumssektoren.

Valg av løsninger og utstyr for å minimere utslippene til luft er basert på analyser av beste tilgjengelige teknikker (BAT).

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.

Det er store tekniske utfordringer ved en kraft fra land-løsning, hovedsakelig på grunn av 240 km avstand til land. Likestrømsteknologi er en egnet teknisk løsning for overføring av kraft over store avstander. Per i dag eksisterer det imidlertid ikke kvalifisert teknologi for å overføre likestrøm direkte inn på et produksjonsskip. Det medfører at en slik løsning vil kreve en kostbar omformerstasjon på en egen, dedikert plattform ved siden av produksjonsskipet. Vekselstrømsteknologien er velkjent, men blir teknisk og operasjonelt utfordrende jo større avstanden mellom land og felt er, og jo større kraftmengde som skal overføres. En vekselstrømsløsning til Castberg-feltet vil kreve en teknologikvalifiseringsprosess på grunn av den lange avstanden til land. En kraft fra land-løsning til Castberg-feltet ville tatt en vesentlig del av ny nettkapasitet i regionen, og i så måte begrense muligheten for annen forbruksøkning.

Tilleggsinvestering ved en kraft fra land-løsning er anslått til 8–12,5 mrd. kroner avhengig av løsning, med tilhørende tiltakskostnad på 5000–8000 kroner per tonn redusert CO₂. 3

Den høye tiltakskostnaden og de store tekniske utfordringene tilsier at tiltaket ikke er hensiktsmessig å gjennomføre. Operatøren har derfor lagt til grunn 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 63 pst.

Rettighetshavernes valgte løsning innebærer også fysisk å tilrettelegge skipet for eventuell fremtidig import av kraft. Dersom fremtidig utvikling i området eller teknologi skulle vise at kraft fra land eller fra fornybar havbasert energi er et hensiktsmessig tiltak, vil det være mulig å bruke vekselstrømsteknologi til å dekke behovet for elektrisk kraft.

Det vil benyttes gassturbiner med lav-NO_x-teknologi, som vil bidra til å begrense utslipp av NO_x. 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. Fakling benyttes når anlegget må trykkavlastes og tømmes for gass av sikkerhetshensyn. Fakling kan også forekomme i perioder ved oppstart av anlegget etter at gassinjeksjonssystemet har vært ute av drift, spesielt i utbyggings- og oppstartsfasen før anlegget er godt innkjørt. Det er lagt opp til gjenvinning av gass fra separatorer/tanker (fakkelgassgjenvinning), slik at utslipp fra fakling minimeres.

Det vil bli installert et anlegg for gjenvinning av nmVOC og metan fra lagertankene på produksjonsskipet. Utslipp fra dette anlegget vil kun forekomme hvis det er nødvendig av sikkerhetshensyn. Driftsregulariteten antas å være høyere enn 95 pst. Det vil også installeres gjenvinningsanlegg for håndtering av nmVOC ved lasting av olje til skytteltankerne. Operatøren vurderer de valgte løsningene for håndtering av nmVOC og metan som beste tilgjengelige teknikker (BAT). Et program for å overvåke og utbedre diffuse lekkasjer vil bli benyttet i driftsfasen.

4.3 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.

Borekaks er utboret steinmasse, bestående av partikler i ulike størrelser som fjernes fra borehullet etter hvert som brønnen bores. Under boring av brønner blir det benyttet borevæske for å frakte ut borekaks, smøre og kjøle borekronen, og for å kontrollere trykket i brønnen.

Ved boring av de øverste brønnseksjonene vil det bli benyttet vannbasert borevæske. I de mer krevende brønnseksjonene lenger nede vil det bli benyttet oljebasert borevæske. Ved boring av reservoarseksjonene i brønnene blir det benyttet oljebasert borevæske for produsentene og gassinjektorene, og vannbasert borevæske for vanninjektorene.

Kjemikaliene som er planlagt benyttet i borevæsken er klassifisert som grønne i Miljødirektoratets klassifiseringssystem. I hydraulikkvæske for å operere ventiler på havbunnen og i testing av rørledninger vil det bli brukt gule kjemikalier. Gule og grønne kjemikalier regnes ikke som miljøskadelige.

Det er laget en væskegjenvinningsplan for boreoperasjonene. Brukt vannbasert og oljebasert borevæske som kan brukes på nytt, vil bli sendt til land for gjenvinning. Borekaks fra seksjoner boret med oljebasert borevæske vil bli transportert til land for behandling, gjenvinning av baseolje og godkjent sluttdisponering av borekaks.

Borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske vil slippes ut og deponeres lokalt på sjøbunnen. Fra den øverste seksjon pumpes borekaks bort fra selve borestedet. De resterende mengdene slippes ut fra boreriggen. Det er estimert at det i løpet av boreperioden vil slippes ut i overkant av 34 200 tonn borekaks og 10 600 kubikkmeter vannbasert borevæske. Effektene på bunnmiljøet av disse utslippene er vurdert å være liten. Det er videre ikke sannsynlig at utslippene vil ha noen effekt på fisk i området.

Produsert vann er formasjonsvann som følger med brønnstrømmen fra reservoaret, og som derfra kan inneholde uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer, inklusive dispergert olje og tilsatte kjemikalier.

Alt produsert vann på Castberg-feltet vil i normalsituasjonen renses og deretter injiseres i reservoaret for å opprettholde trykket. I de tilfeller hvor injeksjonsanlegget er nede eller at det er utfordringer med injektiviteten i brønnene, slippes produsert vann til sjø etter rensing. Operatøren legger til grunn at injeksjonsanlegget er tilgjengelig 95 pst. av tiden.

Oljeinnholdet i produsert vann som slippes til sjø skal være så lavt som mulig og skal ikke overstige 30 mg olje per liter vann som veid gjennomsnitt for en kalendermåned, jf. aktivitetsforskriften § 60.

Rensing av produsert vann på Castberg-feltet vil bli utført med beste tilgjengelig teknikker (BAT). Renset produsert vann er antatt å ha en gjennomsnittlig oljekonsentrasjon på 15 mg/liter. En eventuell vesentlig lavere oljekonsentrasjon vil kreve redesign av hele renseanlegget og teknologi som per i dag ikke er kvalifisert for bruk offshore. Dette vil medføre en høy risiko for økte kostnader og forsinkelse av gjennomføringsplanen.

Akutte utslipp til sjø kan komme fra utblåsninger fra feltinnretninger under boring eller drift, lekkasjer fra rør, lekkasjer fra undervannsinstallasjoner, prosesslekkasjer eller lekkasjer fra skytteltankere eller lasteoperasjoner. Operatøren planlegger å installere et system for automatisk oppdaging av olje til sjø.

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.

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.

Norsk Oljevernforening for Operatørselskap (NOFO) står for den operative delen av beredskapen. NOFO har utstyr på depot langs kysten og egne avtaler med fiskefartøy for å drive kystnær oljevernberedskap. Operatøren planlegger å ha 15 fartøy fra 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.

4.4 Arealbeslag og fysiske inngrep

Det vil bli opprettet en sikkerhetssone i henhold til gjeldende regelverk rundt produksjonsskipet, med utstrekning på 500 meter regnet ut fra skipets ytterpunkter der denne til enhver tid befinner seg. Det vil bli opprettet en sikkerhetssone på 500 meter med forbud mot fiske med bunnredskap og oppankring rundt alle bunnrammer/satellitter.

Castberg-feltet ligger i et område med lite fiskeriaktivitet. Området som berøres av feltutbygging og drift er lite egnet for fiske med bunnredskaper på grunn av bunnforholdene som preges av brede og dype isskuremerker. Det forventes derfor heller ikke fiske med bunntrål i fremtiden.

Det foregår moderat fiske med konvensjonelle redskaper i området. I hovedsak er dette et fiske med autoline, et fiske som foregår over store områder. For denne fartøygruppen vil det kunne være mindre operasjonelle ulemper som følge av at de må ta hensyn til sikkerhetssonen rundt produksjonsskipet, samt mobile rigger ved brønnoperasjoner og fartøy som brukes i installasjonsperioden.

Castberg-feltet ligger utenfor hovedstrømmene for skipstrafikk i Barentshavet.

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

4.5 Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingen av Castberg-feltet vil skape store verdier til fellesskapet. 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 sysselsetting for norsk industri.

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. Disse tallene representerer leveranser fra norske leverandører og underleverandører, ikke kontraktsverdier i seg selv. En norsk leverandør kan bruke en utenlandsk underleverandør, og det utenlandske bidraget blir da fratrukket. Tilsvarende kan en utenlandsk leverandør bruke en norsk underleverandør, og det norske bidraget vil da inngå i den norske andelen.

Utbyggingen vil også gjennom konsumvirkninger kreve arbeidsinnsats hos leverandørene og underleverandørene. 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.

5 Myndighetenes vurdering av plan for utbygging og drift av Johan Castberg-feltet

5.1 Arbeids- og sosialdepartementets vurdering

Arbeids- og sosialdepartementet har innhentet Petroleumstilsynets vurdering av om planene for utbygging av Castberg-feltet er i tråd med HMS-regelverket.

Petroleumstilsynets konklusjon er at de fremlagte løsningene kan utvikles i tråd med regelverkets krav. Petroleumstilsynet påpeker at produksjonsskipet er designet med en teknisk levetid på 30 år, mens stigerør, feltrørledninger, kontrollkabler og undervannsutstyr er designet med teknisk levetid på 25 år. Det vises til at regelverket ikke pålegger operatøren en plikt å søke om levetidsforlengelse for dette utstyret alene. Det er ikke ønskelig at utstyret vil kunne benyttes utover designet levetid, uten at det er krav om å igangsette en samtykkeprosess. Tilsynet ber derfor om at PUD for Castberg-feltet godkjennes med et vilkår om at operatøren må søke om samtykke til bruk av dette utstyret ut over den levetiden som er beskrevet i søknaden og som utløper etter 25 år.

Arbeids- og sosialdepartementet legger til grunn at operasjoner som innebærer direkte kontakt med og styring av brønnstrøm skal skje i tråd med regelverket, og viser til at operatøren og Petroleumstilsynet har kontakt om aktuelle løsninger.

Arbeids- og sosialdepartementet har ingen ytterligere merknader til planene og anbefaler at PUD for Johan Castberg-feltet godkjennes med følgende vilkår:

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

5.2 Oljedirektoratets vurdering

Oljedirektoratet (OD) baserer sin vurdering på de mottatte planene og informasjon mottatt i møter med operatøren og de andre rettighetshaverne, samt eget teknisk arbeid. Forhold som OD har vært opptatt av i selskapenes arbeid med utbyggingsplanen var blant annet knyttet til reservoarusikkerhet, permanent reservoarovervåking, dreneringsstrategi, økt utvinningspotensial og fleksibilitet i utbyggingsløsningen.

Undergrunnen

OD mener at rettighetshaverne har gjort et godt geofaglig arbeid, som er tilstrekkelig til å kunne igangsette utbygging av funnene Skrugard, Havis og Drivis. Etter ODs vurdering er funnene tilfredsstillende avgrenset, og datainnsamlingen i brønnene er god. Etter ODs vurdering er ressursberegningen utført på en grundig og pålitelig måte. Usikkerhetsspennet i tilstedeværende ressurser er relativt sett lite. Etter ODs vurdering er de beregnede usikkerhetene rimelige, sett i forhold til kompleksiteten i reservoarene og i forhold til datagrunnlaget.

Rettighetshaverne planlegger å benytte geofysisk reservoarmonitorering (GRM) for regelmessig å kunne samle informasjon om reservoarene og overliggende lag på Castberg-feltet. Dette bidrar til bedre forståelse av undergrunnen over tid. Rettighetshaverne har vurdert ulike GRM-metoder, og foreløpig lagt til grunn et konsept basert på konvensjonell teknologi. Overvåking av reservoaret ved hjelp av permanent installerte seismiske sensorer for reservoarmonitorering (permanent reservoarmonitorering, PRM) er også vurdert og anbefalt av operatøren. Sammenlignet med konvensjonelle GRM-metoder vil PRM kunne bidra til bedre forståelse av undergrunnen, og derigjennom bedre beslutningsgrunnlag for tilleggsbrønner og andre tiltak for økt utvinning.

Rettighetshaverne planlegger endelig beslutning av GRM-metode i løpet av 2018. Basert på dokumentasjonen i PUD vurderer OD at PRM-konseptet gir størst verdi over feltets levetid. OD anbefaler at det stilles vilkår til installasjon av PRM ved godkjennelse av PUD.

OD er enig i den valgte dreneringsstrategien for Castberg-feltet. Etter ODs vurdering er operatørens reservoarvurderinger tilfredsstillende utført og dokumentert.

Operatøren har etter ODs vurdering gjennomført et tilfredsstillende arbeid med å kvantifisere utvinnbare volumer og tilhørende usikkerheter. Forventede utvinnbare oljereserver for Castberg-feltet er av operatøren beregnet til 88,7 mill. Sm³, noe som tilsvarer en utvinningsgrad på 51 pst. Operatøren har identifisert et potensielt tilleggsvolum på om lag 27 mill. Sm³ oljeekvivalenter, som inkluderer at gass produseres og eksporteres mot slutten av feltets levetid.

Usikkerhetene i utvinnbare reserver er primært knyttet til usikkerheten i tilstedeværende olje, permeabilitet, relativ permeabilitet, konnektivitet i deler av reservoaret, vanninjeksjonseffektivitet og kommunikasjon over forkastninger. OD vurderer usikkerhetsspennet som rimelig anslått.

Den valgte dreneringsstrategien på feltet er horisontale produksjonsbrønner og trykkstøtte ved hjelp av gass- og vanninjeksjon. Redusert vanninjeksjonseffektivitet på grunn av formasjonsskader i området rundt brønner og i reservoaret er en sentral risikofaktor i dreneringsstrategien. Operatøren har etter ODs vurdering tilfredsstillende planer for å ivareta dette. Operatøren vil ha kontinuerlig oppmerksomhet på de kritiske parameterne for å oppnå ønsket injektivitet. Dersom forkastningskommunikasjonen er dårligere enn forventet, kan enkelte av reservoarformasjonene ikke få nok trykkstøtte. OD har i utbyggingsløpet vært opptatt av at alternative løsninger for optimal drenering skulle beskrives i PUD. Operatøren har i PUD beskrevet avbøtende tiltak, dersom enkeltformasjoner ikke mottar nok trykkstøtte.

Operatøren har etter ODs vurdering på en god måte tatt hensyn til at reservoaret kan være annerledes enn forventet. Dreneringsstrategien må vurderes underveis i lys av produksjonserfaring og data fra reservoarovervåking for å sikre en optimal verdiskaping på feltet.

Castberg er et stort felt med en lang produksjonshorisont og mange muligheter for økt verdiskaping gjennom kostnadsreduksjon og økt utvinning. OD har utfordret operatøren på å utarbeide en plan for identifisering og implementering av teknologier som kan gi økt verdiskaping gjennom feltets levetid.

OD anbefaler på bakgrunn av dette at det stilles vilkår ved godkjennelse av PUD knyttet til en vurdering av den valgte dreneringsstrategien og en plan for videre utvikling av ressurspotensialet i utvinningstillatelsen, herunder identifisering og implementering av teknologier som kan gi økt verdiskaping, når rettighetshaverne har produksjonserfaring fra feltet.

Utbyggingsløsning

OD mener at den valgte utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Castberg-feltet og til å fase inn fremtidige tilleggsressurser i området. Som første infrastruktur i dette området vil feltet være en viktig byggekloss for fremtidig aktivitet sørvest i Barentshavet og videre nordover. OD har vært opptatt av at det velges en fremtidsrettet løsning som i størst mulig grad også legger til rette for å utnytte tilleggsressurser. Oljen fra Castberg-feltet planlegges lastet over til skytteltankere for transport bort fra feltet. OD har ikke, på ressursforvaltningsmessig grunnlag, innvendinger mot rettighetshavernes anbefalte lager- og lasteløsning for olje på Castberg-feltet.

Totale investeringer er betraktelig redusert i løpet av planleggingsfasen. Enkelte kostnadsestimater ligger under nivåene i ODs referansedatabase, blant annet for boring av brønner og havbunnsanlegget. Operatøren begrunner disse kostnadsestimatene med interne optimaliseringsprosesser, gode markedsutsikter og økt priskonkurranse mellom leverandører. Operatøren har hatt tett dialog med ulike leverandører i arbeidet med utbyggingsplanen. Dette bidrar til lavere risiko for overskridelser og forsinkelser i utbyggingsfasen. Inngåelse av kontrakter med leverandørene på et tidlig tidspunkt bidrar til større forutsigbarhet for kostnadene ved utbyggingen. OD vurderer kostnadsestimatene som forventningsrette med hensyn til dagens markedsnivå.

Rettighetshaverne har valgt en kontraktstrategi som innebærer oppdeling i flere kontrakter. Det forventes at oppdelingen vil bidra til å redusere kostnader, minimere planrisiko og å gjøre prosjektgjennomføringen mer fleksibel og robust. Kontraktsstrategien bygger på erfaringer fra andre utbyggingsprosjekter som er gjennomført på norsk sokkel og internasjonalt.

Etter ODs vurdering er rettighetshavernes kontrakts- og gjennomføringsstrategi godt gjennomarbeidet. I planleggingsfasen fram mot PUD har OD fulgt opp overfor operatøren at god kvalitet i prosjekteringsarbeidet vektlegges tilstrekkelig, for derigjennom å legge best mulig til rette for en god prosjektgjennomføring og et godt underlag for kostnadsestimatene.

Operatøren har identifisert relevante risikoer som kan medføre kostnadsøkninger og forsinkelser, blant annet knyttet til grensesnitthåndtering av kontraktene og gjenstående arbeid på produksjonsskipet ved planlagt uttauing til feltet, og et system for å håndtere disse. Gjennomføringsplanen er etter ODs vurdering realistisk.

Rettighetshavergruppen skal påse at virksomheten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgivning. Påseplikten er en viktig del av kvalitetssikringen av utbyggingsprosjekter på norsk sokkel. I forbindelse med innlevering av PUD for Castberg-feltet har partnerne, Eni Norge AS og Petoro AS, redegjort for hvilke aktiviteter de har gjennomført/planlegger å gjennomføre for å oppfylle påseplikten i tilknytning til utarbeidelse og gjennomføring av PUD. Etter ODs vurdering har partnerne bidratt aktivt og konstruktivt i arbeidet fram mot innlevering av PUD, og begge har levert en tilfredsstillende plan for hvordan de vil følge opp prosjektet i utbyggingsfasen.

Utslipp og miljø

Kraftgenerering vil være den dominerende kilden for utslipp til luft. Kraft- og varmebehovet på Castberg-feltet vil dekkes av lav-NO_x gassturbiner med varmegjenvinningsenheter. Dette gir en høy, total virkningsgrad for turbinene. OD mener at den valgte løsningen for dekning av kraft- og varmebehov på Castberg-feltet er en effektiv og hensiktsmessig løsning. Rettighetshaverne har vurdert flere løsninger for å dekke kraftbehovet, herunder flere alternativer for kraft fra land. De forskjellige alternativene med kraft fra land gir alle svært høye tiltakskostnader. Videre er det betydelige, tekniske utfordringer ved en kraft fra land-løsning. Dette vil kunne påvirke gjennomføringen av prosjektet og øke risikoen for forsinkelser og kostnadsoverskridelser. Høytrykksfakkelen på produksjonsskipet vil være lukket med gjenvinning til førstetrinnsseparator. Det vil derfor ikke være utslipp fra denne under normal drift.

Det er lagt til grunn at borekaks fra seksjoner boret med vannbasert borevæske vil slippes ut til sjø. Kaks fra boring med oljebasert borevæske vil bli transportert til land for behandling og deponering. Produsert vann planlegges reinjisert i reservoaret. Selv om alt produsert vann er planlagt reinjisert, vil det etableres et fullverdig renseanlegg, designet for en oljekonsentrasjon på 15 mg/liter etter rensing, for bruk i perioder der injeksjon ikke er mulig.

Økonomi

Castberg-prosjektet fremstår etter ODs vurdering som samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust. OD har utført sensitivitetsberegninger på lønnsomheten for prosjektet. Beregningene viser at prosjektet er økonomisk robust for alle testede kostnadsøkninger, både investeringer og driftskostnader. Parameterne med størst effekt på nåverdien er lavt og høyt ressursutfall, produktpriser og investeringer. Fremtidig oljepris, særlig i første del av produksjonsløpet, er viktig for nivået på kapitalavkastningen ved utbyggingen. Castberg-utbyggingen er robust for vesentlig lavere oljepriser fremover enn dagens nivå.

Utbyggingsløsningen har fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Castberg-feltet og til å fase inn fremtidige tilleggsressurser i området. Det er et betydelig gjenværende letepotensiale innad i utvinningstillatelsen for Castberg-feltet og i tilstøtende tillatelse med samme eierstruktur. Tidspunkt og omfang for videre leteboring er under vurdering hos rettighetshaverne. Forventet produksjonsprofil tilsier at 2026 er sannsynlig tidspunkt for når innfasing av nye oljefunn til produksjonsskipet kan være aktuelt på grunn av produksjonskapasiteten på skipet. OD vurderer det som svært positivt at utforskingen av ressurspotensialet i området fortsetter og at prospektene modnes fram mot borebeslutning.

Oljedirektoratets anbefaling

OD anbefaler at PUD for Johan Castberg-feltet godkjennes med følgende vilkår:

• 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.

• 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.

5.3 Olje- og energidepartementets vurdering

Olje- og energidepartementet viser til at det er Arbeids- og sosialdepartementets vurdering at de fremlagte planene kan utvikles i tråd med regelverkets krav til arbeidsmiljø og sikkerhet.

Departementet og Oljedirektoratet (OD) har hatt dialog med operatøren om utbyggingsløsningen for Castberg-feltet gjennom prosjektløpet, også før overlevering av plan for utbygging og drift. Formålet med denne dialogen har vært å sikre at den valgte utbyggingsløsningen gir god ressursforvaltning, høy forventet verdiskaping og at den oppfyller myndighetenes krav. Olje- og energidepartementet vurderer den valgte utbyggingsløsningen, herunder energiløsningen, som god.

Ressursforvaltning og verdiskaping

Olje- og energidepartementet viser til ODs vurdering av plan for utbygging og drift av Castberg-feltet. OD mener at utbyggingsløsningen legger opp til en tilfredsstillende utnyttelse av ressursene og at det er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt.

Departementet er opptatt av at den valgte utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Castberg-feltet og til å fase inn tilleggsressurser i området. Departementet viser til at det for den valgte utbyggingsløsningen er et betydelig antall ledige brønnslisser og at produksjonsskipet er tilrettelagt for å prosessere tilleggsressurser.

Forventede investeringer til utbygging av Castberg-feltet beløper seg til 47,2 mrd. 2017-kroner. Årlige driftsutgifter er i gjennomsnitt beregnet til å bli om lag 1,3 mrd. 2017-kroner. Forventet nåverdi før skatt er beregnet til 74,2 mrd. 2017-kroner. Balanseprisen, den fremtidige oljepris som gir en realavkastning på forventede investeringer på syv pst. reelt før skatt for prosjektet, er beregnet til 31 US dollar per fat. Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris, utvinnbare reserver og forsinkelser, jf. avsnitt 3.4. Analysen viser at Castberg-utbyggingen er robust overfor endringer i disse elementene.

Klimarisikoen ved utbyggingen er synliggjort av selskapene i utbyggingsplanen. Det framgår av planen at prosjektet er robust både mot lavere oljepriser og høyere driftskostnader enn forventet. Prosjektet tåler en betydelig lavere oljepris enn forventet, herunder om dette skulle bli en effekt av fremtidige globale klimatiltak, og fortsatt gi god avkastning på investert kapital. Prosjektets lønnsomhet er også robust mot endringer i driftskostnader, inkludert utslippskostnader på norsk sokkel.

Myndighetene er opptatt av at utbyggingsprosjektene på norsk sokkel gjennomføres sikkert og effektivt. Det er operatørens og øvrige rettighetshaveres ansvar å planlegge og gjennomføre utbygginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende krav til helse, miljø og sikkerhet, innen planlagt tid og kostnad, og med god kvalitet. Rettighetshavergruppen skal påse at virksomheten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgivning og under ivaretakelse av hensynet til god ressursforvaltning, helse, miljø og sikkerhet. Påseplikten er en sentral del av kvalitetssikringen av utbyggingsprosjekter på norsk sokkel.

ODs vurdering er at prosjektets gjennomføringsplan er godt gjennomarbeidet og realistisk. Operatørens beregninger viser at prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust. ODs vurdering av prosjektet bekrefter denne konklusjonen. Olje- og energidepartementet mener på denne bakgrunn at utbyggingen av Castberg-feltet er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt.

Utbygging av Castberg-feltet er et stort prosjekt og den tredje feltutbyggingen i Barentshavet. Feltet er forventet å få en lang produksjonsperiode på 30 år, og forventes ifølge operatøren å få en utvinningsgrad på 51 pst. Det er ambisjoner om å øke utvinningen i løpet av driftsperioden. Myndighetene er opptatt av at rettighetshaverne foretar ressursforvaltningsmessige gode valg som fører til at man får realisert alle lønnsomme ressurser og får høyest mulig verdiskaping ut av feltet.

Ringvirkninger

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.

Departementet er opptatt av at nye utbygginger skaper størst mulig verdier for samfunnet og at de legger til rette for positive, lokale og regionale ringvirkninger. Som del av konsekvensutredningen er de samfunnsmessige forhold, herunder regionale og lokale ringvirkninger, utredet.

Utbyggingen vil også bidra til aktivitet i norsk økonomi, utover leverandørene og underleverandørene, gjennom konsumvirkninger. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen er i konsekvensutredningen beregnet til om lag 47 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden 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 både i utbyggings- og driftsfasen. Samlede regionale sysselsettingsvirkninger i Nord-Norge i utbyggingsfasen er av operatøren beregnet til om lag 1 750 årsverk, hvorav i overkant av 700 årsverk i Nord-Troms og Finnmark. Årlige regionale sysselsettingsvirkninger i driftsfasen er beregnet til om lag 470 årsverk i et normalt driftsår, hvorav 265 årsverk i Nord-Troms og Finnmark.

Departementet er opptatt av at det er tidlig kontakt mellom operatøren og lokalt/regionalt næringsliv og relevante myndigheter ved utbygging av funn som Castberg. Departementet har ingen innsigelser til at driftsorganisasjonen for Castberg-feltet etableres i Harstad og at helikopter- og forsyningsbasene i Hammerfest benyttes. Departementet forventer at selskapene legger til rette for kvalifisering av relevante lokale/regionale leverandører i utbyggings- og driftsfasen for feltet, og at de etablerer anbudsprosesser som gjør at bedrifter fra landsdelen kan delta.

I et separat industriprosjekt vurderes muligheten for å utvikle en kostnadseffektiv omlastingsterminal for råolje på Veidnes i Nordkapp kommune som del av en eksportrute for råolje ut av Barentshavet. Departementet er kjent med at selskapene ikke har funnet lønnsomhet i de to terminalkonseptene de har studert fram til nå. Departementet er opptatt av at det er et best mulig beslutningsgrunnlag i denne saken, og mener derfor det er viktig at selskapene viderefører utredningsarbeidet slik de har foreslått, med sikte på å avklare et videre konseptarbeid i løpet av 4. kvartal 2018. En utredning av flere alternativer vil ikke forringe muligheten for å ta olje fra Castberg-feltet til en eventuell framtidig terminal, selv om det skulle medføre at en eventuell løsning ikke er på plass til produksjonsstart i 2022. Departementet legger til grunn at Castberg-feltet skal benytte en omlastningsløsning i Finnmark dersom en slik løsning er lønnsom og blir etablert.

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.

Miljøpåvirkning og utredningsplikten

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 drift for Castberg-feltet ikke bør godkjennes. Hvordan operatøren planlegger å følge opp høringsuttalelsene fremgår av vedlegg 1.

Olje- og energidepartementet vurderer den valgte energiløsningen som tilfredsstillende. Med en virkningsgrad på 63 pst. er energiutnyttelsen god. Operatøren har gjort grundige analyser av ulike energiløsninger for å begrense utslipp til luft. De forskjellige alternativene med kraft fra land gir alle svært høye tiltakskostnader. Videre er det betydelige tekniske utfordringer ved en kraft fra land-løsning. Dette 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. Samtidig må naturmangfoldet og hensynet til tiltakskostnadene ivaretas. Myndighetenes politikk på dette området fremgår blant annet i Meld. St. 28 (2010–2011) En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten og i klimaforliket, jf. Innst. 390 S (2011–2012).

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.

På denne bakgrunn anser Olje- og energidepartementet konsekvensutredningsplikten for prosjekt som oppfylt. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, samt supplerende informasjon fra operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

Konklusjon

Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av Oljedirektoratet fremstår utbyggingen av Castberg-feltet som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt som kan gjennomføres, samtidig som hensyn til ytre miljø og fiskeriinteresser ivaretas.

Olje- og energidepartementet mener på denne bakgrunn at utbyggingen av Castberg-feltet er et økonomisk robust prosjekt som gir god ressursforvaltning og god samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Myndighetene er opptatt av at det skapes størst mulig verdier ut av petroleumsressursene på norsk sokkel. Oljedirektoratet har gjennomgått rettighetshavernes planer og foreslått vilkår knyttet til permanent reservoarmonitorering (PRM) og utvinningsstrategi. Departementet er opptatt av å legge til rette for god ressursforvaltning, herunder økt utvinning, og slutter seg til forslagene fra Oljedirektoratet.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne utbyggingen av Castberg-feltet i samsvar med planene operatøren har fremlagt og de merknader og vilkår som fremgår av denne proposisjon.

6 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

Utbyggingen av Johan Castberg-feltet vil på bakgrunn av informasjon gitt av operatøren Statoil 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) henholdsvis kap. 2440 post 30 og kap. 5440 post 24.2.

7 Konklusjoner og vilkår

Olje- og energidepartementet vil 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.