3 Konsekvensutgreiingar
Etter lov 29. november 1996 nr.72 om petroleumsverksemd § 4-2, jf. forskrift til lov om petroleumsverksemd § 20, er det utarbeida sams konsekvensutgreiing for plan for utbygging og drift (PUD) og plan for anlegg og drift (PAD) for Gjøa. For Vega og Vega sør er det utarbeida ei eiga konsekvensutgreiing.
Konsekvensutgreiingane gjev ei oversikt over verknader ein ventar at gjennomføringa får for anna næringsverksemd og allmenne interesser, mellom anna natur og miljø. Utgreiingane viser mellom anna korleis omsyn til forhold knytt til miljø- og fiskeri er teke vare på gjennom utforminga av tekniske løysingar. Utgreiingane peikar også på framlegg frå rettshavarane til tiltak for å bøte på problem.
Konsekvensutreiingane har vore sendt på høyring frå utbyggingsoperatøren til partar som saka vedkjem, medrekna departement, fylkeskommunar og kommunar, og til nærings- og interesserorganisasjonar. Høyringsfråsegnene vart sendt til Statoil. Nedanfor er det teke med eit samandrag av konsekvensane av utbygginga for miljøet og for samfunnet. For utdrag av innkomne høyringsfråsegner og kommentarar til dei frå operatøren, sjå vedlegg A.1 og A.2.
Ved sida av den feltspesifikke konsekvensutgreiinga, visast det til oppdatert versjon av regional konsekvensutgreiing for petroleumsverksemda (RKU) i Nordsjøen, som har vore på høyring med frist 1. april 2007.
3.1 Konsekvensar for utbygging av Gjøafeltet
3.1.1 Utslepp til luft
Utsleppa til luft i utbyggingsfasen stammar frå boreoperasjonar, installasjonsaktivitetar og naudsynt transportverksemd i samband med utbygginga. Dei totale utsleppa i samband med boreoperasjonar er estimert til om lag 70 000 tonn CO2, 1 500 tonn NOx og 110 tonn VOC. Tilsvarande er dei totale utsleppa i samband med installasjon av feltanlegg og røyr estimert til om lag 23 000 tonn CO2, 500 tonn NOx og 35 tonn VOC. I tillegg vil det vere utslepp knytt til anløp av forsyningsfartøy, transport av personell med helikopter til feltet og beredskapsfartøy på feltet under utbygginga. Totale årlege utslepp i samband med transportverksemd under utbygginga er estimert til om lag 10 000 tonn CO2, 210 tonn NOx og 15 tonn VOC.
Produksjonen av ressursane frå Gjøa vil føre med seg ei lita auke i utslepp til luft på sokkelen. Dei årlege utsleppa til luft frå Gjøa-plattforma kan knytast til prosessering av olje og gass, naudsynt fakling, eksport av olje og gass og transportverksemd i samband med drift av feltet. Dei maksimale utsleppa (år 2013) frå produksjonsplattforma vil vere omtrent 142 000 tonn CO2, 150 tonn NOx og 70 tonn VOC som tilsvarar 1,5, 0,4 og 0,2 pst. av dei totale utsleppa av CO2, NOx og VOC i Nordsjøen. Dei årlege utsleppa i samband med transportverksemd under drifta av feltet er estimert til om lag 5 000 tonn CO2, 110 tonn NOx og 8 tonn VOC.
Utbygginga er planlagt med delvis dekka kraftbehov frå land, som fører med seg reduksjonar i globale CO2- og NOx- utslepp tilsvarande 110 000 tonn CO2 og 100 tonn NOx. Andre utsleppsreduserande tiltak er bruk av låg-NOx brennarar ved installasjon av ny gassturbin for eksportkompressor, bruk av lukka høgtrykksfakkel og installering av gjenvinningssystem for spillvarme frå gassturbin.
3.1.2 Utslepp til sjø
Produksjon av ressursane på Gjøa vil føre med seg utslepp til sjø i utbyggingsfasen og i driftsfasen. I utbyggingsfasen vil utsleppa kome frå boreoperasjonar og klargjering av røyr for drift. Det vil bli stilt strenge krav til boreoperasjonane, og ei gjenbruksordning for borevæske er planlagt. Ut frå planane til operatøren vil hovudsakleg vassbaserte borevæsker bli nytta, men operasjonelle forhold krev at ein brukar oljebasert borevæske i dei nedste brønnseksjonane. Borekaks med restar av oljebasert borevæske vil bli transportert til land for handsaming. Det vil bli lagt til rette for gjenbruk av vass- og oljebaserte borevæsker. Val av borevæsker og handtering av avfall frå boreoperasjonane vil bli basert på bruk av beste tilgjengelege teknikkar (BAT). I samband med klargjering og tilkopling av røyr vil det bli utslepp av kjemikaliar som blir nytta for å hindre korrosjon og gjengroing, i tillegg til utslepp av fargestoff som blir brukt til trykktesting og lekkasjesøk.
Ulike metodar for reinsing og injeksjon av produsert vatn er vurdert for utbygginga. I forhold til injeksjon har feltet ingen nærliggjande reservoar som kan ta imot vatnet. I avgjerdsfasen blei det gjort ei totalvurdering som inkluderte miljøvurderingar, tekniske- og økonomiske forhold for reinjeksjon av produsert vatn i reservoaret, og reinsing av produsert vatn ved bruk av ny reinseteknologi. Reservoarsimuleringar gjennomført av operatøren, viste at reinjeksjon av produsert vatn i produserande formasjonar ville ha ei negativ effekt på den totale utvinninga av reservane på feltet. Reinjeksjon av vatn i produserande reservoar vil føre med seg lågare totale utvinnelege reservar. Totale gassreservar vil bli redusert med om lag 0,3 til 2,4 mrd. Sm3, og totale oljereservar vil bli redusert med opptil 0,6 mill. Sm3. I tillegg vil mengda gass til eksport bli redusert grunna bruk av gass for drift av vassinjeksjonspumper.
Det er gjennomført miljørisikovurderingar ved hjelp av verktøyet Environmental Impact Factor (EIF), som er eit verktøy for både industri og miljøstyresmakter. EIF gjev ei talfesting av risiko for miljøskade der ein lågare EIF-verdi gjev lågare risiko for miljøskade. Ved hjelp av EIF-faktor vart reinseløysingar og reinjeksjon av produsert vatn, vurdert opp mot konvensjonell reinsing.
Resultata frå dei nyaste estimeringane av EIF for heile levetida viser at konvensjonell reinsing gjev ein EIF-verdi på 238. Bruk av ny og forbetra EPCON-reinseteknologi gjev ein verdi på 120 og 133 ved ein kombinasjon av EPCON og CTour. Ved injeksjon viser resultata ein EIF-verdi på 2. Injeksjon av produsert vatn vil gje størst reduksjon av EIF for feltet. Likevel vil reinseteknologiar kunne redusere miljørisikoen, målt som EIF, med om lag 40 pst.
Reinsing inneber monaleg lågare kostnadar enn injeksjon. Berekningar viser at ei løysing med injeksjon av produsert vatn vil gje ein nedgang i noverdien til prosjektet på nærare 1,5 mrd. kroner. Estimert miljøtiltakskostnad viser ein verdi på 13 mill. kroner per redusert EIF-faktor. I tillegg viser utsleppsrekneskapet at ei slik løysing vil gje ei auke i utslepp til luft som følgje av drift av injeksjonspumper på om lag 40 000 tonn CO2 per år.
Det er liten forskjell i EIF verdien mellom bruk av berre EPCON og bruk av EPCON pluss CTour. EPCON er godkjent som løysing for fleire felt gjennom nullutsleppsarbeidet, og er ei meir robust løysing enn CTour med tanke på driftstryggleik og prosessvilkår. Operatøren har difor vurdert EPCON-reinseteknologi som beste tilgjengelege teknikk (BAT) for reinsing av produsert vatn frå produksjonen. Løysinga inneber eit estimert maksimalt utslepp av produsert vatn (år 2013) frå felta Gjøa, Vega og Vega sør til vel 12 000 m3 /d, tilsvarande om lag 4 mill. m3/år. Dette tilsvarar 2,6 pst. av dei prognoserte utsleppa av produsert vatn i Nordsjøen og 3,4 pst. av dei prognoserte utsleppa for region nord for år 2012. Dei forventa utsleppa av produsert vatn frå Gjøafeltet vil dermed medverke marginalt til utslippsnivået for petroleumsverksemda i Nordsjøen.
Konsekvensar i samband med boreoperasjonar er hovudsakleg knytt til avgrensa effekt på botndyr som følgje av fysisk overdekkjing av sedimenta på havbotnen. Dei største effektane er venta i nærområdet, og representerer eit areal av storleiken 100 til 200 meter radius frå boringa. Utslepp ved klargjering av røyr er vurdert til å berre gje lokale effektar i eit avgrensa tidsrom. Den raske fortynninga av produsert vatn gjev for korte eksponeringstider til å gje signifikante akutte effektar i organismar. Feltovervaking har vist at komponentar frå produsert vatn finnest i dei sjøområda med størst utslepp av produsert vatn, men negative miljøeffektar er ikkje vist.
I følgje oppdatert RKU for Nordsjøen ligg petroleumsverksemda sitt bidrag til oljeutslepp i Nordsjøen i størringsorden 13 til 28 pst. I samband med oppdatering av RKU for Nordsjøen, vart det gjennomført ein rekke overvakingsundersøkingar i Nordsjøen, både i kystnære områder og i de sentrale delane. Undersøkingane dekkjer både vasskvalitet, sedimentforhold og biologiske effektar.
Regionale sedimentovervakingsundersøkingar indikerer at totalt areal som er påverka av utslepp av hydrokarbon er mindre enn 0,5 pst. av den norske delen av Nordsjøen. Størst er påverkinga i Nordsjøen sørvest og Nordsjøen nord. Vidare viste feltovervaking at komponentar frå produsert vatn førekommer i de sjøområdane med mest utslepp av produsert vatn, men at negative miljøeffektar ikkje er påvist. Overvakingsundersøkingar i vassøyla, som undersøkte om hydrokarbon, polyaromatiske hydrokarbon (PAH) eller alkylfenolar akkumulerast i fisk og evertebratar, påviste ikkje nokon signifikant økologisk risiko med tanke på effektar knytt til utslepp av produsert vatn. Generelt viste undersøkingane at helsetilstanden til fisk er god. Det er framleis knytt usikkerheit til om utslepp av produsert vatn kan gje langtidseffektar på dei marine økosystema. Miljørisikovurderingar, som så på utslepp av alkylfenolar i produsert vatn, viste at det ikkje var nokon signifikant risiko for reproduktive effektar på populasjonsnivå for torsk, sei eller hyse i Nordsjøen. Undersøkingar på Statfjordfeltet i 2004 viste likevel at blåskjel akkumulerte PAH-komponentar, men at nivået på PAH følgde den forventa kurva i forhold til avstand frå feltet.
3.1.3 Arealbeslag og fysiske inngrep
3.1.3.1 Fiskeriverksemd
Utbyggingsfasen
Det er lite fiske i området som omfattast av feltutbygginga, og anleggsaktiviteten er ikkje venta å medføre merkbare fangstreduksjonar. Feltaktivitetar i utbyggingsperioden kan mogleg bli ei noko større ulempe for fisket enn i sjølve driftsfasen. Innafor området for gasseksportrøyret finnest det viktige område for gyting og oppvekst. Korkje røyrleggjing eller boreaktivitetar er venta å medøre nokon forstyrringar for gyting som kan resultere i konsekvensar som kan merkast på bestandane. Prosjektet vil i størst mogleg grad søkje å unngå dei viktigaste gyte- og larveperiodane.
Både ved installering av røyr og ved grusdumping vil aktivitetane medføre eit mellombels arealbeslag for alt fiske i området. Grunna den korte varigheita på denne aktiviteten er det ikkje venta merkbare fangsttap.
Med unntak av mellombelse forstyrringar i anleggsfasen, vil ikkje installasjon av kraftkabel frå Mongstad til Gjøafeltet føre til vesentlege ulemper for det lokale fisket.
I samband med leggjing av røyr og arbeid med andre installasjonar vil operatøren leggje vekt på god informasjon og dialog i forhold til fiskeristyresmakter, for å redusere eventuelle konfliktar med fiskeriet.
Driftsfasen
I driftsfasen vil det bli etablert ei sikringssone rundt feltinstallasjonen tilsvarande eit areal på om lag 1 km2. Det er ikkje venta at feltinstallasjonen skal føre med seg store operasjonelle ulemper i driftsfasen for fiske, vurdert i forhold til at det er lite fiskeriaktivitet i området. Difor er det heller ikkje venta fangstreduksjonar av utbygginga som kan merkast. Installasjonar på havbotnen og feltinterne røyr vil vere moglege å tråle over, og vil ikkje føre med seg problem for fisket i området etter at anleggsarbeidet er avslutta.
Gassrøyret vil krysse Norskerenna og områder i Eggaskråninga der trålaktiviteten i periodar kan vere svært stor. Konsekvensane for fiske avheng av korleis røyret blir lagt og omfanget av steinfyllingar. Samtidig er områda rundt trasèen rørt av olje- og gassverksemda frå før. Erfaringar frå tidlegare prosjekt tilseier at det vil vere behov for særskilt fokus på desse forholda. Det er ikkje venta at røyret for oljeeksport fører til ulemper for fiskeria i driftsfasen.
Totalt sett er konsekvensane av fysiske inngrep i samband med installasjon av anlegg på havbotnen og røyr for fiskeflåten vurdert som små i driftsfasen.
3.1.3.2 Akvakultur
Kyststrekninga frå Vest-Agder til Nord-Trøndelag er viktig for den norske oppdrettsnæringa. Hordaland, Sogn og Fjordane og Møre og Romsdal har flest konsesjonar for oppdrett av laksefisk og marin fisk i Noreg. Ordinær drift av Gjøafeltet vil ikkje føre med seg konsekvensar for akvakulturen. Strekninga frå Hordaland og nordover er utsett for eventuelle akutte utslepp frå petroleumsverksemda, fordi meir enn halvparten av oppdrettsanlegga ligg i dei ytre kyststrøka. Dei viktigaste tiltaka som kan bøte på dette er tiltak forbundne med beredskap retta mot akutte utslepp av olje. For dei ulike anlegga vil også lokale beredskapstiltak, til dømes utleggjing av lenser, vere mogleg når kapasiteten er tilgjengeleg.
3.1.3.3 Korallar
I utgangspunktet er det ikkje kjende førekomstar av korallar i området, som vil kunne bli rørt av feltutbygging eller røyr for olje- og gasseksport. Det er likevel mogleg at det kan finnast førekomstar i skråninga ned mot Norskerenna. Desse vil i så tilfellet bli identifisert under kartleggjing av trasè for røyr. Ved eventuelle funn vil Havforskingsinstituttet bli kontakta og avbøtande tiltak bli vurdert.
3.1.3.4 Kulturminne
I utgangspunktet er det ikkje kjende førekomstar av kulturminne eller skipsvrak i området, som vil kunne bli rørt av feltutbygginga eller olje- og gasstransportrøyr. Før utbygging tek til vil dei aktuelle områda bli kartlagt både med sidesøkjande sonar og fjernstyrt miniubåt (ROV). Dersom skipsvrak skulle bli påvist gjennom kartleggjinga, vil den vidare handteringa bli avklart nærare med kulturstyresmaktene.
3.1.4 Konsekvensar for samfunnet
Investeringane knytt til prosjektet er estimert i PUD til 26 766 mill. kroner. Hovudtyngda av investeringane vil kome i perioden frå 2007 til 2011. Statoil sine vurderingar av lønsemda gjev ein noverdi før skatt på 3 678 mill. kroner ved 7 pst. diskonteringsrente.
Dei samla nasjonale vare- og tenesteleveransane til utbygging og drift av Gjøafeltet gjennom heile levetida til feltet, er i konsekvensutgreiinga rekna til om lag 24 mrd. kroner. Leveransane er fordelt med 14,5 mrd. kroner i utbyggingsfasen og 9,5 mrd. kroner i driftsfasen. Nasjonale vare- og tenesteleveransar i utbyggingsfasen er anslått til 62 pst. av dei totale investeringane. Samla er den nasjonale parten av driftsleveransane venta å bli på rundt 87 pst. av totalkostnadane. Basert på erfaringar frå norsk leverandørindustri sin konkurransedugleik og kompetanse, er det forventa monalege oppdrag til norsk industri.
Dei samla nasjonale sysselsettingsverknadene for utbygginga er på om lag 35 600 årsverk fordelt over vel 20 år i perioden 2007 til 2026. Sysselsettinga deler seg med rundt 23 000 årsverk i utbyggingsfasen og 12 600 årsverk i driftsfasen. For Hordaland og Sogn og Fjordane er dei samla sysselsettingsverknadene rekna til om lag 6 200 årsverk fordelt over 20 år. Av dette er 3 400 årsverk i utbyggingsfasen og 2 800 årsverk i driftsfasen.
Dei direkte sysselsettingsverknadene i Florø knytt til logistikk, innkjøp og basetenester for Gjøa tilsvarar fire til seks årsverk. Vidare ligg det ein oppside i samband med ein eventuell lokal tildeling av ein vedlikehaldskontrakt for Gjøa, som vil utgjere rundt fire til seks årsverk. Dei totale sysselsettingsverknadene for leverandørar og underleverandørar i Hordaland og Sogn og Fjordane er berekna for utbyggingsfasen til rundt 2 450 årsverk fordelt over fem år. Dei årlege sysselsettingsverknadene for driftsfasen er berekna til om lag 115 årsverk.
3.2 Konsekvensar for utbygging av Vega og Vega sør
3.2.1 Utslepp til luft
Energibehovet til Vega blir forsynt frå Gjøa. Det er berekna at prosessering av Vega vil stå for rundt 30 pst. av utsleppa frå Gjøa over heile produksjonsperioden. Delen vil variere frå år til år. Det totale utsleppet av CO2 på Gjøa som følgje av prosessering av Vega vil utgjere mellom 6 500 tonn/år (i 2023) til 55 000 tonn/år (i 2013). Det totale utsleppet av NOx på Gjøa, som følgje av prosessering av Vega vil utgjere mellom 5 tonn/år (i 2023) og 44 tonn/år (i 2013). Det totale utsleppet av nmVOC på Gjøa, som følgje av prosessering av Vega vil utgjere mellom 0,7 tonn/år (i år 2023) og 5,6 tonn/år (i 2013). Miljøkonsekvensane av utslepp til luft i driftsfasen er omtalt i KU for Gjøa.
Boring og komplettering vil bli utført med ein flyttbar borerigg med dieselmotorar, som gjev utslepp av CO2, NOx og SO2. Boreperioden er berekna til 17 månader i 2009 – 2010. Tilsvarande vil det vere marine operasjonar i samband med installasjon av botnrammer, røyr og kablar, med utslepp til luft frå dieselmotorar på fartøya, i periodar våren og sommaren 2009. Det er anslått at dette vil medføre eit forbruk av diesel på 3500 tonn. Utslepp til luft frå bore- og installasjonsfasen er estimert til 50 000 tonn CO2, 1085 tonn NOx og 43 tonn SO2. Ved å samanlikne med dei årlege utsleppa som er forventa i 2009 og 2010, vil CO2-utsleppa i utbyggingsfasen utgjere under 0,1 pst. av dei forventa nasjonale CO2-utsleppa. NOx-utsleppa i utbyggingsfasen utgjer rundt 0,02 pst. av nasjonal målsetjing for NOx-utslepp frå Gøteborgprotokollen (målår 2010) og SO2-utsleppa i utbyggingsfasen utgjer rundt 0,2 pst. av nasjonal målsetjing for SO2-utslepp frå Gøteborgprotokollen (målår 2010). Miljøkonsekvensane av utslepp til luft frå installasjonsfasen er relativt sett små og tidsavgrensa. Ei framtidig tilknyting av Aurora vil medføre auka luftutslepp kumulativt, men dei maksimale årlege utsleppa til luft vil ikkje bli høgare.
3.2.2 Utslepp til sjø
Det er lagt stor vekt på å designe for minimal bruk av kjemikaliar, og for å unngå bruk og utslepp av miljøskadelege kjemikaliar. Det vil bli gjort nærare greie for bruk og utslepp av kjemikaliar i komande søknader om utsleppsløyve. Det vil ikkje vere miljøskadelege utslepp frå bore- og installasjonsfasen for Vega. Vassbasert, miljøakseptabel borevæske og overskot av sement nytta til komplettering av brønnane er planlagt sloppe til sjø. Boreslam som inneheld kjemikaliar som ikkje er «grøne» eller «gule» i samhøve til SFT si klassifisering vil bli transportert til land for sikker destruksjon.
Produsert vatn vil bli reinsa med EPCON reinseteknologi og sloppe til sjø frå Gjøa. Miljøeffektar av utsleppa er klargjort i konsekvensutgreiing for Gjøa. Vega vil gje tilskot med ei svært beskjeden mengd produsert vatn; inntil 10 m3 formasjonsvatn og 100 m3 kondensert vatn pr. dag. Det produserte vatnet vil utgjere 1-5 pst. av vassmengda som det er planlagt å sleppe ut på Gjøa. Miljøkonsekvensane som følgje av utslepp av produsert vatn frå Vega blir difor rekna for å vere ubetydelege.
Vega og Vega sør er gass- og kondensatfelt, slik at utstrauminga ved eventuelt tapt brønnkontroll i hovudsak vil vere gass, men også noko kondensat. Forholdet mellom gass og kondensat varierer mellom dei tre felta. Sannsynet for at dette kan skje er størst under boring og komplettering av brønnane i 2009 og 2010.
Konsekvensar for miljøet av eit akuttutslepp på Vega og Vega sør vil i hovudsak vere effektar av olje dispergert i vassmassane på silde- og torskelarver. Konsekvensane vil vere størst i gyteperioden, i andre kvartal, men simuleringar viser at konsekvensane av eit slikt akutt utslepp er små. Simuleringane viser at oljeflak frå utblåsing på rigg vil vere tynne og ha lita utstrekking. Den berekna miljørisikoen ligg godt innafor Hydro sine akseptkriterie og utgjer berre høvesvis 5 pst., 1,4 pst. og 0,5 pst. av akseptkriteria for moderat, monaleg og alvorlig miljøskade.
Vega vil inngå i områdeberedskapen for Oseberg- og Trollområdet. Det vil bli utført ei GAP-analyse for å vurdere om det er behov for endringar.
3.2.3 Arealbeslag og fysiske inngrep
3.2.3.1 Fiskeriverksemd
Området som utbygginga rører ved har avgrensa fiskeriaktivitet. Gytinga i Nordsjøen føregår ganske spreidd både i tid og rom, og bore- og installasjonsaktivitetar er ikkje venta å føre til forstyrring for gytinga, som kan resultere i merkbare konsekvensar for bestanden. Ved regulær drift er det ikkje forventa at installasjonane eller røyra får konsekvensar for fiskeriressursane.
Grusfyllingar langs traséen kan skape problem under fisket. I bore- og installasjonsfasen vil utbygginga føre til eit tidsavgrensa arealbeslag. Dette føregår over så kort tid, at det ikkje er forventa å medverke til merkbare fangstreduksjonar. I og med at planlagde grusfyllingar vil liggje i randsona av området, der det vert drive industritrålfiske etter kolmule blir konsekvensane vurdert som mindre, enn dersom lokaliseringa hadde vore innafor sjølve trålfeltet. Vurdert ut frå plasseringa av grusfyllingane er det ikkje venta at utbygginga fører med seg merkbare fangstreduksjonar. Det er ikkje avgjort om røyret vil bli lagt ved hjelp av ankerbasert fartøy eller eit dynamisk posisjonert fartøy.
Røyret vil bli prosjektert for å tåle overtråling, og det vil vere eit sentralt mål å unngå frie spenn og grusfyllingar så langt som råd er innafor teknisk og økonomisk forsvarlege rammer. Røyra vil ha ein ytre diameter over 16”, slik at dei kan trålast over. Eit eventuelt større akutt utslepp av olje er ikkje forventa å ha nokon merkbar verknad på fiskeriressursane, men vil kunne medføre mellombelse restriksjonar på utøving av fiske i området og ein forbigåande negativ effekt i marknadene. Sannsynet for slike hendingar er låg.
3.2.3.2 Korallar og kulturminne
Det er ikkje gjort funn av korallar eller kulturminne i området som vil bli påverka av utbygginga.
3.2.4 Konsekvensar for samfunnet
Investeringane knytt til utbygging av Vega og Vega sør er av operatøren estimert til 6 058 mill. kroner. Hovudtyngda av investeringane vil kome i perioden 2006- 2010. Noverdien er berekna av operatøren til 3 726 mill. kroner ved ei 7 pst. diskonteringsrente før skatt. I tillegg kjem ein førehandsbetaling av Vega og Vega sør sin del av investeringskostnadane på Gjøa-innretninga, som operatøren har berekna til 1 906 mill. kroner.
Operatøren har gjort berekningar for vare- og tenesteleveransar nasjonalt og regionalt på bakgrunn av erfaringar frå tidlegare utbyggingsprosjekt. På nasjonalt nivå viser berekningane forventa norske vare- og tenesteleveransar til utbygging av Vega på vel 2,7 mrd. kroner, eller rundt 52 pst. av totalinvesteringa. Ordinær drift av Vega og Vega sør er i eit normalår berekna til å koste rundt 75 mill. kroner, eksklusiv avgifter til staten, prosesseringskostnader på Gjøa og transporttariffar for kondensat og gass. Basert på erfaringar frå norsk leverandørindustri sin konkurransedugleik og kompetanse, er det forventa monalege oppdrag til norsk industri.
Det er berekna sysselsettingsverknader av prosjektet med ein forenkla krysslaupsbasert modell med verknadskoeffisientar henta frå nasjonalrekneskapet. Samla får ein ei sysselsettingseffekt på nasjonalt nivå av utbygging av Vega og Vega sør på om lag 5 250 årsverk, fordelt over vel 20 år i perioden 2006 – 2025. Denne fordeler seg med rundt 3 600 årsverk i investeringsfasen 2006 – 2010 og om lag 1 650 årsverk i driftsfasen 2010 – 2025.