Olje- og energidepartementet viser i proposisjonen
til at hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for
lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. Petroleumsvirksomheten
er en bærebjelke i norsk økonomi og vil fortsette å være det i overskuelig
fremtid. Den er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige
inntekter, investeringer og eksportverdi. Petroleumsklyngen er Norges største
kommersielle kunnskapsbase. Leverandørindustrien og oljeteknologibedriftene
er Norges nest største eksportnæring målt i verdi, etter salg av
olje og gass.
Oljeprisen har økt kraftig siden årtusenskiftet, men
har falt betydelig siden midten av 2014. Dette har bidratt til utsettelser
og kanselleringer av prosjekter, også på norsk sokkel. Investeringsnivået
vil gå ytterligere ned fra 2014 til 2015, men vil fortsatt være på
et høyt nivå framover historisk sett.
Gassprisene har ikke falt tilsvarende det oljeprisen
har gjort. Den norske gassressursbasen er konkurransedyktig internasjonalt,
særlig i det europeiske markedet, noe som tilsier et langsiktig
prisnivå på gass som vil understøtte en lønnsom utvikling av norske
gassressurser.
Departementet viser til at innstramming i aktiviteten
på norsk sokkel er en del av en internasjonal trend som krever omstilling
i både oljeselskaper og i leverandørindustrien. Et lyspunkt på norsk
sokkel er utbyggingen av Sverdrup-feltet. Utbyggingen her vil opprettholde
utbyggingsaktiviteten de nærmeste årene, samt sikre oljeproduksjon
og verdiskaping også etter 2020. For mange i leverandørindustrien
hadde framtidsutsiktene vært vesentlig mer negative uten dette gigantprosjektet.
Det vises i proposisjonen til at en forutsetning
for å skape størst mulig verdier fra petroleumsressursene er at
rammeverket legger til rette for at oljeselskapene, som driver den
daglige leting, utbygging og drift, har egeninteresse av å fatte
de beslutningene som maksimerer verdiskapingen fra norsk sokkel.
En hovedoppgave vil være å sørge for at rammeverket er effektivt
og robust mot perioder både med høye og lave oljepriser. Regjeringens
tilnærming til situasjonen er å videreføre hovedlinjene i petroleumspolitikken,
med stor oppmerksomhet på å
legge til rette for
at potensialet i eksisterende felt og infrastruktur utnyttes
legge til rette for at alle lønnsomme funn
bygges ut
legge til rette for at det regelmessig
gjøres nye store funn, og at påvisningen av nye ressurser fortsetter
i modne områder
støtte opp under næringens arbeid med omstilling,
kostnadskontroll og ta i bruk nye, mer effektive tekniske og kommersielle
løsninger
Dette skal skje samtidig som hensyn til helse, miljø
og sikkerhet ivaretas på en best mulig måte. Sektoren skal fortsatt
stå overfor en virkemiddelbruk som gir næringen en sterk egeninteresse
av å redusere sine utslipp av CO2, og
som det vises til at har gitt gode resultater i form av lavere klimagassutslipp.
Det er avgjørende for verdiskaping og aktivitet på
kort og mellomlang sikt å få det maksimale potensialet ut av de
81 feltene som er i produksjon på norsk sokkel, og som gjør den
daglige driften av eksisterende felt viktig. Det samme gjelder nye
prosjekter for økt utvinning fra feltene – både store og små.
Verdiskapingen i petroleumsvirksomheten er avhengig
av at det gjøres nye funn. Regjeringen vil holde et forutsigbart
og høyt tempo når det gjelder å tildele nye områder for petroleumsaktivitet,
både i nummererte konsesjonsrunder og i tildeling i forhåndsdefinerte
områder (TFO). Å gjøre store, nye funn regelmessig vil være avgjørende
for nivået på produksjon og verdiskaping fra 2025 og fremover.
Det vises til at 23. konsesjonsrunde – og for
første gang siden 1994 – inneholder helt nye leteområder på norsk
sokkel. Tildeling i årets runde (TFO 2015) vil skje første kvartal
2016. Med tidsbegrensningene som regjeringen legger på leteboring
i oljeførende lag for nye utvinningstillatelser i Barentshavet i
23. konsesjonsrunde, vil miljøverdiene ved iskanten ivaretas. I
tillegg viser nyere havisdata at iskanten, slik den er definert
i forvaltningsplanen for Barentshavet–Lofoten, går nord for Barentshavet
sør. Departementet viser til at dette innebærer at det ikke vil
drives petroleumsvirksomhet ved iskanten i denne stortingsperioden.
Det er samtidig viktig at næringen også fremover vil
lykkes med å påvise nye ressurser i de mest utviklede
petroleumsområdene, og Nordsjøen vil i lang tid forbli motoren i
norsk petroleumsvirksomhet. Gjennom TFO-rundene og leterefusjonsordningen,
samt politikken om at verdiene skal tilfalle feltene og ikke infrastrukturen,
vil rammeverket legges til rette for å lykkes med dette arbeidet.
I 2014 utgjorde petroleumssektoren 19 pst. av
all verdiskaping i landet og stod for 46 pst. av eksportinntektene.
Petroleumsvirksomheten stod for 27 pst. av statens samlede inntekter,
og investeringene i sektoren utgjorde 29 pst. av Norges samlede
investeringer i 2014.
Oljedirektoratets ressursregnskap viser totale forventede
utvinnbare petroleumsressurser fra norsk sokkel, og omfatter alle
kartlagte områder på norsk kontinentalsokkel. Ved utgangen av 2014
var disse anslått til 14,1 mrd. Sm3 oljeekvivalenter
(o.e.). Det er produsert 6,4 mrd. Sm3 o.e.
Det betyr at om lag 55 pst. av de totale, forventede utvinnbare
ressursene ikke er produsert. Dette vil gi grunnlag for fortsatt høy
verdiskaping og store statlige inntekter fra sektoren også i tiårene
som kommer.
I henhold til ressursregnskapet er 49 pst. av
de gjenværende ressursene på norsk sokkel, reserver eller ressurser
knyttet til eksisterende felt, om lag 14 pst. ligger i påviste funn,
mens om lag 37 pst. gjenstår å påvise.
De fleste produserende felt og om lag 69 pst.
av de gjenværende påviste ressursene ligger i Nordsjøen, mens Norskehavet
har 21 pst. og Barentshavet 10 pst. Situasjonen for de uoppdagede
ressursene viser at om lag 43 pst. ligger i Barentshavet, og om
lag 28 pst. i Nordsjøen og 29 pst. i Norskehavet. Basert på dagens
kunnskap er det anslått, med 90 pst. sikkerhet, at det i Barentshavet
finnes mellom 485 og 2 670 mill. Sm3 o.e.
uoppdagede utvinnbare ressurser. Tilsvarende intervall for Norskehavet
er 270 og 1 770 mill. Sm3 o.e., mens for
Nordsjøen er intervallet 440 og 1 250 mill. Sm3 o.e.
Letevirksomhet er nødvendig for å avklare hvor mye ressurser som
faktisk er til stede i et område.
I 2014 var investeringene på norsk sokkel på
om lag 170 mrd. kroner. For inneværende år tilsier anslagene til
Oljedirektoratet en nedgang i investeringene (leting, nedstengning
og disponering ikke medregnet) på om lag 15 pst. Den sterke veksten
i oljeinvesteringene siden årtusenskiftet, med unntak av 2010, stopper
således opp.
Investeringsnivået for 2015 er fortsatt høyt
i et historisk perspektiv. Sammenlignet med investeringer fire år
tilbake i tid, er anslaget for 2015 om lag 20 mrd. kroner høyere.
Utbyggingen av første byggetrinn for Sverdrup-feltet bidrar til
å dempe fallet i investeringene. Første byggetrinn av Sverdrup utgjør alene
nærmere 120 mrd. kroner i investeringer. Det er betydelig usikkerhet
knyttet til investeringsnivået etter 2015, blant annet vil utviklingen
i oljeprisen være viktig. De siste anslagene fra Oljedirektoratet
tilsier at investeringene vil øke noe igjen fra og med 2018.
Ifølge beregninger var det i 2012 nær 28 000
sysselsatte i oljeselskap og rundt 126 000 sysselsatte i den petroleumsrettede
leverandørindustrien. Dersom etterspørselsvirkningene den samlede
petroleumsvirksomheten har på andre deler av økonomien inkluderes,
er tallet på sysselsatte anslått til rundt 240 000. Det utgjorde
8,7 pst. av den samlede sysselsettingen i Norge i 2014. 416 av 428
kommuner i Norge har sysselsatte i petroleumsnæringene.
Departementet viser til at å utvikle næringsvirksomhet
med basis i olje og gass, har vært en målsetting siden petroleumsvirksomheten
startet på norsk sokkel. Den petroleumsrelaterte leverandørindustrien
har siden den gang utviklet seg til en høykompetent og internasjonalt
konkurransedyktig industri som i dag er Norges nest største næring
målt i omsetning etter salg av olje og gass. Av leverandørindustriens
totalomsetning på 524 mrd. kroner i 2013, kom rundt 40 pst. fra
internasjonale markeder.
Departementet viser til at en hovedoppgave for myndighetene
er å etablere og vedlikeholde et rammeverk for petroleumsvirksomheten
som gjør at det er i oljeselskapenes egeninteresse å utnytte olje-
og gassressursene på en måte som også er best for samfunnet. God
ressursforvaltning vil sikre høyest mulig verdiskaping for samfunnet,
og legge til rette for at det norske folk sikres store verdier gjennom
skattesystemet og SDØE.
Det er 91 funn på sokkelen, hovedsakelig små, som
kan bygges ut i årene som kommer. Enkelte av disse funnene venter
på ledig kapasitet i infrastrukturen for å kunne bygges ut. For
å opprettholde produksjon og verdiskaping på lang sikt, er det også
viktig at det regelmessig gjøres nye, store funn. For videre aktivitet
i de mest etablerte produksjonsområdene på sokkelen er det viktig
at det kontinuerlig påvises mer lønnsomme ressurser.
Departementet viser til at unødvendig høye kostnader
på norsk sokkel medfører mindre inntekter til fellesskapet og lavere
overskudd for selskapene. Kostnadsnivået har økt kraftig de siste
årene, og det har også stor betydning for hvor mye av ressursene
vi klarer å utvinne. Økningen i kostnadsnivået i sektoren medfører
lavere verdiskaping fra feltene. Et høyere kostnadsnivå gir mindre
overskudd fra løpende produksjon og vil i tillegg gi lavere verdiskaping
fra felt i drift.
For høye enhetskostnader gjør produksjonen mindre
lønnsom og mindre robust for endringer i oljeprisen, noe som fører
til at selskapene avslutter produksjonen tidligere enn planlagt.
Ressurser og verdier blir ikke utnyttet.
En økning i kostnadsnivå betyr også at det blir mer
krevende å få gjennomført nye tiltak for videreutvikling av feltene
i drift, for eksempel økt utvinning, fordi disse investeringene
blir mindre lønnsomme. Når feltet kommer lenger ut i produksjonsforløpet,
vil lønnsomheten ved ytterligere tiltak vanligvis avta og tiltak
for økt utvinning vil vurderes som marginale prosjekter av selskapene.
Det vil særlig være krevende for rettighetshaverne å få tilstrekkelig
lønnsomhet i prosjekter som medfører nye store investeringer, for
eksempel i nye innretninger eller ombygging av eksisterende innretninger.
Et område hvor kostnadsveksten har vært særlig sterk,
er innenfor boring. Over 50 pst. av investeringene på felt i drift
de nærmeste årene vil være knyttet til boring av produksjonsbrønner.
Kostnadene ved boring etter små ressurser og/eller ressurser som innebærer
lange brønnbaner, er derfor avgjørende når det skal besluttes om
det skal bores flere brønner på et felt. Det er viktig at det arbeides
med å redusere kostnadene ved boring av brønner slik at mindre boremål
kan nås på en lønnsom måte. Effektivisering av boreprosessen og
standardisering av brønndesign og utstyr vil være et viktig bidrag
til bedre lønnsomhet. Lavere riggrater vil bidra positivt.
Et høyt kostnadsnivå vil redusere lønnsomheten i
utbygging av nye funn. De fleste funnene på norsk sokkel som ikke
er besluttet bygget ut, ligger i en avstand nært nok til eksisterende
infrastruktur til at de kan bygges ut som havbunnsfelt knyttet til
eksisterende infrastruktur. Et unødvendig høyt kostnadsnivå vil
påvirke mulighetene for lønnsom utbygging av disse funnene. Dette
vil også påvirke vertsfeltenes mulighet for å få utnyttet den ledige
kapasitet i infrastrukturen gjennom innfasing av tredjeparter. En
slik utvikling trekker ytterligere i retning av tidligere nedstenging
av felt i drift.
Det vises til at det for framtidig verdiskaping
vil være viktig at selskapene finner løsninger for billigere og
mer effektiv leting, utbygging og drift på norsk sokkel. Myndighetene
vil bidra til bedre ressursforvaltning og høyere verdiskaping, blant
annet gjennom sterkere oppmerksomhet på kost-nytte-analyser i tilknytning
til myndighetstiltak.
Johan Sverdrup-feltet er det største oljefeltet
som er funnet på norsk sokkel på tiår. Når oppstartsfasen er gjennomført
og produksjonen er på platå, vil feltet alene stå for anslagsvis
en fjerdedel av norsk oljeproduksjon.
Sverdrup-feltets første byggetrinn omfatter
plan for utbygging og drift av feltet, planer for anlegg og drift
av eksportrørledninger for olje og gass, samt plan for anlegg og
drift av kraft fra land. Operatøren Statoil, på vegne av rettighetshaverne
Statoil Petroleum AS, Lundin Norway AS, Petoro AS, Det
norske oljeselskap ASA og Maersk Oil Norway AS, har levert inn utbyggingsplanene.
Statoil skal være operatør for feltet, for kraft-fra-land-anlegget
og for rørledningene.
Rettighetshaverne har i tillegg søkt myndighetene
om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske
anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land.
Søknaden omfatter kabelanlegg med tilhørende elektriske anlegg nødvendige
for et uttak på inntil 300 megawatt (MW) fra Kårstø. Statoils søknad
har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.
Olje- og energidepartementet skal fordele forekomsten.
Frem til departementets beslutning foreligger, skal følgende eierfordeling
gjelde for feltet: Statoil (40,0267 pst.), Lundin (22,1200 pst.),
Petoro (17,8400 pst.), Det norske oljeselskap (11,8933 pst.) og
Maersk (8,1200 pst.).
Sverdrup-feltet ligger på Utsirahøyden i den midtre
delen av Nordsjøen, om lag 155 km fra Karmøy. Utvinnbare
reserver i første byggetrinn er anslått til 296 mill. Sm3 oljeekvivalenter (o.e.). Dette tilsvarer
om lag 1,86 mrd. fat o.e. Om lag 95 pst. av dette er olje, 3 pst.
er tørrgass og 2 pst. NGL.
Oljen fra feltet skal transporteres gjennom
en ny rørledning til Mongstad-terminalen, hvor det også skal gjøres
modifikasjoner. Gassen fra feltet skal transporteres gjennom en
ny rørledning via Statpipe rikgassrørledning og til Kårstø. Sverdrup-feltets kraftbehov
vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. Kraften hentes
fra sentralnettet med tilkobling på Kårstø. Produksjonsstart er
planlagt i desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år.
Totale investeringer for utbyggingens første
byggetrinn er av operatøren anslått til 117 mrd. 2015-kroner. De
forventede årlige driftskostnadene vil i gjennomsnitt være om lag
3,4 mrd. 2015-kroner. Operatørens økonomiske analyser viser at utbyggingens
første byggetrinn har en forventet nåverdi før skatt på om lag 270 mrd.
2015-kroner. Utbyggingen er lønnsom ved oljepriser på over 32 US
dollar per fat o.e.
For fullfeltsutbyggingen er det forventet at
de totale investeringene vil ligge på om lag 200 mrd. 2015-kroner.
De årlige gjennomsnittlige driftskostnadene ved full feltutbygging
ventes å være om lag 4,9 mrd. 2015-kroner. Tallene er forbundet
med stor usikkerhet, da konseptet for neste byggetrinn ikke er valgt
ennå.
Operatøren planlegger å legge driftsorganisasjonen
til Stavanger, hovedforsyningsbasen til Dusavika utenfor Stavanger,
og helikoptertransporten fra Stavanger lufthavn Sola.
Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft
fra land fra produksjonsstart. I første byggetrinn vil kraftforsyningen
fra nettet på land og ut til Sverdrup-feltet etableres.
Kraften vil føres inn på stigerørsplattformen, og herfra fordeles
til de andre plattformene som utgjør feltsenteret. Kraftforsyningskapastitet
for første byggetrinn på Sverdrup vil være 100 MW levert på feltet.
Det vil også bli gjort investeringer som forbereder
anlegget på den framtidige områdeløsningen for kraft fra land. Den
framtidige utvidelsen av kraft-fra-land-løsningen vil bli omfattet
av en egen PAD.
I medhold av petroleumsloven skal vesentlige kontraktsmessige
forpliktelser ikke inngås og byggearbeid ikke påbegynnes, før plan
for utbygging og drift er godkjent, med mindre departementet samtykker
til dette. Eventuelle vesentlige kontraktsmessige forpliktelser
som inngås før godkjennelse av PUD skal ha kanselleringsklausuler.
Departementet viser til at et samtykke til kontraktsinngåelse
eller påbegynt byggearbeid vil ikke påvirke myndighetenes behandling
av utbyggingsplanen. Planen vil bli vurdert uavhengig av inngåtte kontraktsmessige
forpliktelser og påbegynt byggearbeid.
Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt
om å få tildele hovedkontrakter tidlig for å kunne overholde tidsplanen
for oppstart av feltet. Dette for å begrense økonomisk risiko, for
å sikre kapasitet hos enkeltleverandører og for å sikre god prosjektgjennomføring.
For å legge til rette for framdrift og god prosjektgjennomføring
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. 2015-kroner,
inkludert kanselleringskostnader. Totalomfang av disse kontraktene
er på om lag 37,9 mrd. 2015-kroner.
Det er gjennomført konsekvensutredninger for hele
utbyggingen, inkludert for rørledninger og for kraft-fra-land-løsningen.
Konsekvensutredningene har ikke avdekket forhold som tilsier at
prosjektet ikke bør gjennomføres, eller at det bør gjennomføres avbøtende
tiltak utover de som ligger til grunn for utbyggingsplanene. Olje-
og energidepartementet anser utredningsplikten for Sverdrup-feltet
som oppfylt.
I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter, avgifter
og SDØE-ordningen, vil utbyggings- og driftsfasen gi betydelige
sysselsettingseffekter regionalt og nasjonalt. Ifølge arbeider gjort
i forbindelse med konsekvensutredningen er utbyggingsfasen for prosjektets
første byggetrinn ventet å generere om lag 51 000 årsverk i norske
bedrifter, fordelt over årene 2014–2026. For driftsfasen i første
byggetrinn er det ventet at prosjektet vil generere om lag 2 700 årsverk
i norske bedrifter årlig.
På grunn av størrelsen på Sverdrup-funnet må feltet
bygges ut i flere byggetrinn. Investeringsbeslutning og innlevering
av plan for utbygging og drift er ventet i 2017. Planlagt produksjonsstart
er i 2022.
Basert på operatørens planer og vurderinger
gjort av sikkerhetsmyndighetene, Oljedirektoratet og Gassco fremstår
utbyggingen av Sverdrup-feltet som et samfunnsøkonomisk lønnsomt
og meget robust prosjekt. Departementet mener at utbyggingsplanene knyttet
til første byggetrinn av Sverdrup-feltet kan godkjennes med de vilkår
som fremgår av denne proposisjonen. Vilkårene er blant annet knyttet
til Sverdrup-feltets bidrag for å etablere en områdeløsning
for kraft fra land, samt for å legge til rette for god ressursforvaltning.
En oppsummering av merknadene til konsekvensutredningen
med operatøren Statoils kommentarer er gjengitt i vedlegg til proposisjonen.
Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft
fra land fra produksjonsstart. Kraften hentes fra nettet på Kårstø
i Rogaland, og omformes til likestrøm på en ny omformerstasjon på
Haugsneset, før den overføres i 200 kilometer lange kabler ut til
feltsenteret. Det er anslått at kraft fra land for Sverdrup-feltets
første byggetrinn vil føre til en besparelse på vel 13 mill. tonn
CO2 i løpet av feltets levetid, tilsvarende
330 000 tonn CO2 årlig. For en fullfeltsutbygging
er det tilsvarende anslått at kraft fra land vil føre til en reduksjon
i CO2-utslipp på Sverdrup-feltet på 19 mill.
tonn i løpet av Sverdrup-feltets levetid, tilsvarende 460 000 tonn
CO2 årlig.
Det vil også gjøres investeringer på land som
forbereder områdeløsningen som skal forsyne Sverdrup-feltet,
samt feltene Grieg, Aasen og Krog, med kraft fra land. Departementet
viser til at Stortinget har bedt om at regjeringen stiller krav
om at hele områdets kraftbehov skal dekkes av kraft fra land senest i
2022.
Totale utslipp til luft i anleggsfasen for feltets første
byggetrinn, fra 2015 til 2019, vil være om lag 342 000 tonn CO2, 7000 tonn NOx og
350 tonn nmVOC. Dette stammer hovedsakelig fra bore- og brønnoperasjoner,
marine operasjoner ved legging og installasjon av rørledninger,
transportvirksomhet og lokal kraftgenerering i utbyggingsfasen.
Pumper og kompressorer på Sverdrup-feltet vil bli
drevet med kraft fra land, og genererer derfor ikke utslipp til
luft på plattformene. Drift av feltets første byggetrinn etter 2020
forventes å medføre årlige gjennomsnittlige utslipp på om lag 30 000
tonn CO2, 360 tonn NOx og
120 tonn nmVOC.
Det vises til at utslipp av CO2 vil
være omfattet av Det europeiske kvotesystemet og det vil bli betalt CO2-avgift. NOx-avgift
vil bli betalt som for andre utslipp fra petroleumssektoren.
Det vil være noe utslipp til sjø i forbindelse
med boring og ferdigstillelse av brønnene på Sverdrup-feltet. Utslipp
til sjø vil i hovedsak være borekaks og borevæske fra boring med
vannbasert borevæske, utslipp av renset borekaks fra boring med
oljebasert borevæske og unntaksvis produsert vann.
Den vannbaserte borevæsken inneholder kun stoffer
fra Miljødirektoratets grønne og gule liste og regnes ikke som miljøskadelige.
Den oljebaserte borevæsken inneholder kjemikalier fra Miljødirektoratets
røde liste, men leverandørene er bedt om å finne alternative borevæsker
uten røde kjemikalier. Det vises til at egen søknad vil sendes Miljødirektoratet
for utslipp av disse stoffene.
Operatøren planlegger å installere et system
for automatisk oppdaging av olje til sjø. Operatøren planlegger
å ha 17 systemer fra Norsk oljevernforening for operatørselskap
(NOFO) for å håndtere et eventuelt utslipp til havs. For å håndtere
et eventuelt utslipp i kyst og strandsonen planlegger operatøren
å ha 13 kystsystemer og 19 fjordsystemer fra NOFO.
Sverdrup-feltet ligger utenfor de områdene hvor det
er høyest fiskeriaktivitet, det er likevel noe fiske i området,
først og fremst av sild og makrell. Ifølge opplysninger fra Fiskeridirektoratet
er det betydelig høyere frekvens av utenlandske fiskefartøy i området enn
av norske.
Det vil bli opprettet en sikkerhetssone på 500 meter
fra plattformenes ytterpunkter. Sikkerhetssonen går fra havbunnen
til 500 meter over plattformenes høyeste punkt. For feltsenteret
vil sikkerhetssonen utgjøre om lag 2 km².
Utbyggingen av Sverdrup-feltet er et av de største
industriprosjektene i Norge på flere tiår, og vil medføre betydelige
aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift, samt gi inntekter
og sysselsetting for norsk industri.
Operatøren av Sverdrup-utbyggingen legger til grunn
at det senest to år etter at feltet er satt i produksjon, skal gjennomføres
en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.
Samlede kostnader for utbygging og drift i 50 år av
Sverdrup-feltets første byggetrinn er vel 280 mrd. 2015-kroner.
Samlede inntekter fra feltets første byggetrinn er beregnet til
om lag 1 000 mrd. 2015-kroner. Prosjektet er dermed samfunnsøkonomisk
lønnsomt, og størsteparten av dette overskuddet tilfaller det norske
samfunnet i form av skatteinntekter.
Basert på tidligere utbyggingsprosjekter på
norsk sokkel er det beregnet at norsk andel av vare- og tjenesteleveringen
til utbyggingen av Sverdrup-feltets første byggetrinn vil være 57 pst.
For driftsperioden, som er anslått til å vare i 50 år, er andelen
beregnet til å være 94 pst. Disse tallene representerer leveranser fra
norske leverandører og underleverandører, ikke kontraktsverdier
i seg selv.
Konsekvensutredningen for kraft fra land til Sverdrup-feltet
har vært på offentlig høring. En oppsummering av merknadene til
konsekvensutredningen med operatøren sine kommentarer er gjengitt
i vedlegg til proposisjonen.
Det omsøkte tiltaket gjennomføres for å forsyne Sverdrup-feltets
første byggetrinn med kraft fra land, som et alternativ til lokal
kraftgenerering ved hjelp av gassturbiner. Det er beregnet at tiltaket
for Sverdrup-feltet representerer en besparelse i CO2-utslipp på feltsenteret på nær 13 millioner
tonn CO2 i feltets levetid, tilsvarende
330 000 tonn årlig.
Anleggene ventes ikke å ha negative konsekvenser
av betydning for naturressurser og miljø. Prinsippene i naturmangfoldloven
§§ 8–10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering
av konsekvensutredningen, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen
av prosjektet.
Anlegget for kraft fra land skal kobles opp
mot sentralnettet på Kårstø i Rogaland. Det behøves en kapasitet
på 100 MW levert på feltet for å dekke kraftbehovet for Sverdrup-feltes
første byggetrinn. Da er det tatt hensyn til maksimal produksjon,
samt en sikkerhetsmargin på 20 pst. for beredskap og implementering
av mulige tiltak for økt utvinning.
Anleggsaktiviteten for de nye vekselstrømkablene
legges så langt som mulig utenom hekkesesongen for fugl, som er
mellom april og juni.
Landarbeidene knyttet til anleggene for kraft
fra land er beregnet å gi regionale leveranser i Haugesunds-området
på om lag 365 mill. 2014-kroner. Anleggsperioden vil generere om
lag 380 årsverk i denne regionen, fordelt på årene 2016–2018. Det
er anslått at kraft-fra-land-utbyggingen vil kunne generere mellom
35 og 40 årsverk i driftsperioden i Haugesunds-området.
Departementet viser til at Stortinget gjennom Innst.
237 S (2013–2014) har tatt opp ulike forhold knyttet til en områdeløsning
for kraft fra land, som omfatter blant annet Sverdrup-feltet.
På grunn av størrelsen på Sverdrup-funnet må feltet
bygges ut i flere byggetrinn. Rettighetshaverne arbeider nå med
flere konsepter for framtidige byggetrinn for feltet, og har gjennomført
studier av mulige utbyggingsløsninger. Utformingen av første byggetrinn
støtter alle de aktuelle utbyggingsløsninger for fremtidige byggetrinn.
I andre byggetrinn planlegges det å utvide prosesskapasiteten. I
tillegg vil flere brønner bores fra feltsenteret, og produksjon fra
ett eller flere områder utenfor det sentrale området vil bli knyttet
opp til feltsenteret. De neste byggetrinnene vil også involvere
mulig implementering av metoder for økt oljeutvinning.
Rettighetshaverne arbeider med fire overordnede konsepter
for framtidige byggetrinn, og vil arbeide videre med de fire konseptene,
samt flere varianter av disse fram mot konseptvalg for andre byggetrinn. Andre
byggetrinn skal etter planen starte produksjon i 2022. Det vil kreves
ny plan for utbygging og drift for andre byggetrinn. Konseptvalg
for andre byggetrinn er forventet i 4. kvartal 2015. Beslutning
om videreføring er planlagt i 2016, og investeringsbeslutning og
innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) er planlagt på
slutten av 2017.
Departementet viser til at alle utbyggingskonsepter
for andre byggetrinn som rettighetshaverne vurderer, inkluderer
etablering av en områdeløsning for kraft fra land innen 2022. Det
er Oljedirektoratets vurdering at alle de omtalte utbyggingskonseptene teknisk
kan ivareta etableringen av områdeløsningen. Alle konsepter legger
også til rette for at feltene Grieg, Aasen og Krog kan knytte sine
vekselstrømkabler til kraftanlegget på Sverdrup-feltet i tilknytning
til dette byggetrinnet.
Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan for
utbygging og drift av første byggetrinn av Johan Sverdrup-feltet
i samsvar med planene operatøren har framlagt, de merknadene som
framgår av proposisjonen, og på følgende vilkår:
1. Anlegget for permanent
installerte seismiske sensorer (permanent reservoarmonitorering
– PRM), beskrevet i PUD for Sverdrup-feltets første byggetrinn,
skal være operativt senest ett år etter produksjonsstart. En meddelelse
om at investeringsbeslutning er tatt, og grunnlaget for beslutningen,
skal framlegges for departementets godkjenning innen 1. juli 2017.
En vurdering av om anlegget skal utvides til større deler av feltet enn
området som omfattes av første byggetrinn, skal framlegges samtidig.
Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en utvidelse
av PRM-området basert på den framlagte vurderingen.
2. Det skal gjennomføres et pilotprosjekt
med polymerinjeksjon med oppstart innen to år etter produksjonsstart.
Alternativt skal det gjennomføres en tidlig implementering av polymerinjeksjon som
beskrevet i PUD for første byggetrinn. Pilotprosjektet skal gjennomføres
med minimum to brønner (produksjons- og injeksjonsbrønn). En meddelelse
om at investeringsbeslutning for pilotprosjektet eller implementeringen
er tatt, og grunnlaget for beslutningen skal framlegges for departementets
godkjenning innen 31. desember 2017. En vurdering av om polymerinjeksjon
skal benyttes for større deler av feltet, skal framlegges innen
1. juli 2023. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet
til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den framlagte
vurderingen.
3. Rettighetshaverne i Johan Sverdrup-feltet
skal i tilknytning til andre byggetrinn for feltet, som har planlagt
oppstart senest i 2022, etablere en områdeløsning for kraft fra
land som skal kunne dekke hele kraftbehovet til feltene Johan Sverdrup,
Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog.
4. Rettighetshaverne i Johan Sverdrup-feltet
skal legge fram en egen plan for anlegg og drift for områdeløsningen
for kraft fra land for myndighetenes godkjennelse som del av andre
byggetrinn på Sverdrup-feltet, som har planlagt oppstart senest
i 2022.
Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse
til anlegg og drift av Sverdrup oljerørledning i samsvar med planene
operatøren har fremlagt, de merknader som fremgår av proposisjonen
og på følgende vilkår:
1. Statoil Petroleum
AS skal være operatør for oljerørledningen. Departementet kan, når
særlige grunner foreligger, utpeke ny operatør for oljerørledningen.
Departementet skal i rimelig tid varsle om overføringen av operatøroppgavene
og kan gi utfyllende uttalelser og fastsette vilkår for gjennomføringen.
2. Departementet kan på et senere tidspunkt
kreve at det skal opprettes et eget interessentskap for oljerøret,
bestående av de samme rettighetshaverne som i Sverdrup-feltet.
3. Dersom det opprettes et eget interessentskap
for oljerøret, skal deltakeravtalen forelegges departementet til
godkjennelse.
Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse
til anlegg og drift av Sverdrup gassrørledning i samsvar med planene
operatøren har fremlagt, de merknader som fremgår av proposisjonen
og på følgende vilkår:
1. Statoil Petroleum
AS skal være operatør for gassrørledningen fram til driftsstart.
Gassco skal overta som operatør fra dette tidspunkt. Departementet
kan når særlige grunner foreligger, utpeke en annen operatør for
gassrørledningen. Departementet skal i rimelig tid varsle om overføringen av
operatøroppgavene og kan gi utfyllende uttalelser og fastsette vilkår
for gjennomføringen.
2. Gassrørledningen vil bli gjenstand for
de generelle adgangsreglene samt myndighetsfastsatte tariffer, jf.
kapittel 9 i forskrift 27. juni 1997 nr. 653 til lov om petroleumsvirksomhet
(petroleumsforskriften) og forskrift 20. desember 2002 nr. 1724
om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger (tarifforskriften).
3. Departementet kan gi pålegg om at gassrørledningen
skal innlemmes i Gassled eller slås sammen eiermessig med andre
transport- og behandlingsanlegg for gass som ikke er innlemmet i
Gassled. Etter et slikt eventuelt pålegg skal partene fremforhandle
vilkårene for slik innlemmelse. Dersom det ikke oppnås enighet om
vilkårene for innlemmelse i Gassled innen rimelig tid, kan departementet
avgjøre hvordan innlemmelsen skal skje, og fastsette deltagerandel
til den enkelte i Gassled etter innlemmelsen. Departementet vil
fastsette eierfordeling og vilkår som, slik departementet vurderer
det, gir deltagerne en rimelig fortjeneste, blant annet ut fra investering
og risiko.
Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse
til anlegg og drift av Sverdrup-feltets kraft-fra-land-anlegg i
samsvar med planene operatøren har fremlagt og de merknader som
fremgår av proposisjonen.