Utbygging og drift av Aasta Hansteen

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Utbygging og drift av Aasta Hansteen"

Transkript

1 Statoil ASA Utbygging og drift av Aasta Hansteen Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT

2 Oppdragsgiver: Statoil ASA Rapportnummer: R 7667 Rapportens tittel: Ansvarlig konsulent: Kvalitetssikret av: Utbygging og drift av Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser Erik Holmelin Kaare Granheim Dato: 10. oktober

3 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser Innhold SAMMENDRAG 7 1 PLANER FOR UTBYGGING OG DRIFT AV AASTA HANSTEEN UTBYGGINGSPLANER FOR AASTA HANSTEEN FELTET LOKALISERING AV LANDBASERT STØTTEFUNKSJONER TIL AASTA HANSTEEN Lokaliseringsstudie for landbasert støtte til Aasta Hansteen Statoils valg av lokaliseringssted for landbasert støtte til Aasta Hansteen INVESTERINGS- OG DRIFTSKOSTNADER TIL AASTA HANSTEEN PROBLEMSTILLINGER I DEN SAMFUNNSMESSIGE KONSEKVENSUTREDNINGEN 14 2 SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET VED UTBYGGING OG DRIFT INNTEKTER AV PETROLEUMSPRODUKSJONEN PÅ AASTA HANSTEEN KOSTNADER VED PETROLEUMSPRODUKSJONEN PÅ AASTA HANSTEEN NETTO KONTANTSTRØM FRA AASTA HANSTEEN SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET VED AASTA HANSTEEN 18 3 VIRKNINGER FOR INVESTERINGSNIVÅET PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL 19 4 VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL UTBYGGING OG DRIFT BEREGNING AV VERDISKAPNING I VARE- OG TJENESTELEVERANSER FORHOLDET TIL EØS-AVTALEN VERDISKAPNING I VARE- OG TJENESTELEVERANSER I UTBYGGINGSFASEN Beregning av norske leveranseandeler og verdiskapning i utbyggingsfasen Norsk verdiskapning i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid Regional verdiskapning i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid Lokal verdiskapning på Helgeland fordelt på næring og tid VARE- OG TJENESTELEVERANSER I DRIFTSFASEN Nasjonale, regionale og lokale andeler av verdiskapningen til drift av Aasta Hansteen Beregnet verdiskapning i driftsfasen fordelt på næring SAMLET VERDISKAPNING I LEVERANSENE TIL AASTA HANSTEEN OVER TID Samlet norsk verdiskapning fra utbygging og drift av Aasta Hansteen Samlet regional verdiskapning fra utbygging og drift av Aasta Hansteen 31 5 SYSSELSETTINGSVIRKNINGER AV AASTA HANSTEEN BEREGNINGSMETODIKK SYSSELSETTINGSVIRKNINGER AV AASTA HANSTEEN I UTBYGGINGSFASEN Nasjonale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen Regionale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen fordelt over tid Lokale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen fordelt over tid BEREGNEDE SYSSELSETTINGSVIRKNINGER I DRIFTSFASEN Nasjonale og regionale sysselsettingsvirkninger i driftsfasen Lokale sysselsettingsvirkninger i driftsfasen SAMLEDE SYSSELSETTINGSVIRKNINGER AV UTBYGGING OG DRIFT AV AASTA HANSTEEN Samlede sysselsettingsvirkninger på nasjonalt nivå Samlede sysselsettingsvirkninger på regionalt nivå. 43 REFERANSER 44 R

4 4

5 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser Forord Agenda Kaupang AS har vært engasjert av Statoil ASA for å gjennomføre en samfunnsmessig konsekvensutredning av utbygging og drift av petroleumsfeltet Aasta Hansteen. Petroleumsfeltet Aasta Hansteen, tidligere kalt Luva, ligger på rundt 1300 m havdyp i Norskehavet, 280 km vest av Meløy på Helgeland. Konsekvensutredningen for Aasta Hansteen tar utgangspunkt i en beregning av samfunnsmessig lønnsomhet av prosjektet, basert på inntektstall og kostnadsberegninger fra Statoil. En ser videre på utbyggingsprosjektets virkninger på investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel i utbyggingsperioden. Deretter beregnes mulige leveranser fra norsk, regionalt og lokalt næringsliv til prosjektet både i investeringsfasen og i driftsfasen, og hvilke sysselsettingsvirkninger disse vare- og tjenesteleveransene ventes å gi for norsk, regional og lokalt næringsliv. En ser også på leveransemuligheter og sysselsettingsvirkninger rundt støttevirksomhet til Aasta Hansteen på land. Agenda Kaupang AS sender med dette ut en sluttrapport fra prosjektet. Rapporten er skrevet av samfunnsøkonom Erik Holmelin, i samarbeid med siviløkonom Finn Arthur Forstrøm, med førstnevnte som prosjektleder. Sivilingeniør Kaare Granheim har fungert som prosjektrådgiver med ansvar for kvalitetssikring av vårt arbeid. Høvik, 10. oktober 2012 Agenda Kaupang AS R

6 6

7 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser Sammendrag Utbyggingsløsning for Aasta Hansteen Aasta Hansteen feltet, tidligere kalt Luva, er et middelsstort gassfelt med små mengder assosiert kondensat, som ligger på 1300 m dyp i Norskehavet nær 280 km vest av Meløy på Helgeland. Utvinnbare reserver i Aasta Hansteen er beregnet til 47 GSm 3 gass (milliarder standardkubikkmeter) og 0,8 GSm 3 kondensat. Aasta Hansteen planlegges utbygget som et nytt feltsenter med en stor dypvannsflyter, en såkalt SPAR-plattform, fast forankret ute på feltet. Plattformen dimensjoneres for å kunne innfase flere felt etter hvert, og vil bestå av et halvt nedsenkbart skrog med lagringskapasitet for kondensat, og et plattformdekk med boligkvarter og utstyr for to-trinns prosessering av gass og kondensat. Produsert gass vil bli ført sørover til gassterminalen på Nyhamna gjennom en ny rørledning på havbunnen, for videre eksport derfra. Denne rørledningen utredes som et eget prosjekt, og inngår ikke i denne utredningen. Produsert kondensat vil bli eksportert direkte fra feltet med skytteltankere. Driftsbemanningen på Aasta Hansteen er beregnet til rundt 90 personer fordelt på tre skift. I tillegg kommer vedlikeholdspersonell mv. Landbaserte støttefunksjoner til Aasta Hansteen For å finne egnede steder for lokalisering av landbaserte støttefunksjoner til Aasta Hansteen, har Statoil gjennomført en egen lokaliseringsstudie, der alle aktuelle alternativer ble vurdert. Lokaliseringsstudien anbefalte at driftsorganisasjonen for Aasta Hansteen legges til Harstad, mens forsyningsbasen legges til Sandnessjøen og helikopterbasen til Brønnøysund. Lokaliseringsstudien foreligger som vedlegg til konsekvensutredningen for Aasta Hansteen. Etter en egen overordnet vurdering har Statoil vedtatt å følge lokaliseringsstudiens råd, og vil legge driftsorganisasjonen for Aasta Hansteen til Harstad, forsyningsbasen til Sandnessjøen og helikopterbasen til Brønnøysund. Statoil vil samtidig bygge opp et nytt driftsområde, Drift Nord, i Harstad. Disse lokaliseringene er lagt til grunn for denne konsekvensutredningen i den grad de har betydning for Aasta Hansteen.. Samfunnsmessig lønnsomhet ved Aasta Hansteen Samlet inntekt av produksjonen på Aasta Hansteen er beregnet til 93,4 milliarder 2011-kr, fordelt over 10 år i perioden Inntektene fordeler seg med 90,5 milliarder kr på gass og 2,9 milliarder kr på kondensat. Samlede kostnader er beregnet til 61,4 milliarder 2011-kr. Av dette er 32,0 milliarder kr investeringskostnader, 9,6 milliarder kr er kostnader til drift av feltinstallasjoner og rør, 16,9 milliarder kr er tariff- og prosesskostnader, mens 2,9 milliarder 2011-kr er kostnader til fjerning av installasjonene ved produksjonsslutt. Avgifter til staten på 1,1 milliarder 2011-kr er da trukket ut. Trekker man kostnadene fra inntektene år for år i hele perioden, framkommer en netto kontantstrøm fra prosjektet. Til sammen er denne beregnet til nær 33,1 milliarder 2011-kr i perioden Også etter at alle kostnader er trukket fra er det dermed store inntekter for det norske samfunn av å bygge ut Aasta Hansteen. Netto kontantstrøm fordeler seg med 1,1 milliarder 2011-kr i avgifter til staten, 20,4 milliarder kr i selskapsskatt til staten, og 11,6 milliarder 2011-kr til oljeselskapene som deltar i prosjektet. R

8 Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes gjerne i form av en nåverdi betraktning, der framtidige inntekter og utgifter ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet og sammenliknes. For beregning av nåverdien benyttes en samfunnsmessig kalkulasjonsrente på 6 % som er ment å skulle uttrykke det realavkastningskrav samfunnet har for framtidige inntekter av de økonomiske ressurser man i dag benytter som investeringer i prosjektet. Er nåverdien med denne kalkulasjonsrenten positiv, regnes prosjektet som samfunnsmessig lønnsomt, og bør gjennomføres. Når det gjelder Aasta Hansteen, så er nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, det en i figur 2.4 har kalt netto kontantstrøm, beregnet til 13,4 milliarder 2011-kr inklusive avgifter. Etter vanlige beregningskriterier er dermed utbygging av Aasta Hansteen helt klart samfunnsmessig lønnsomt. Virkninger for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel Av hensyn til norsk offshorerettet næringsliv ønsker norske myndigheter å holde investeringsnivået på kontinentalsokkelen så jevnt som mulig. Investeringsnivået har likevel de senere år vist en betydelig vekst fra rundt 60 milliarder 2011-kr i 2002, til 108 milliarder kr i I tillegg kommer leteboring med rundt 25 milliarder 2011-kr pr år. Dette høye investeringsnivået presser kapasiteten betydelig i flere offshorerettede næringer, selv om særlig offshoreverftene har betydelig fleksibilitet. Investeringene i Aasta Hansteen er på rundt 32 mrd kr, men hever bare investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet i perioden med rundt 7 %. Aasta Hansteen gir dermed ikke noen svært stor økning i investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet, så det er ingen grunn til å tro at ikke Aasta Hansteen prosjektet skal kunne gjennomføres etter planen uten større problemer. Verdiskapningen i vare- og tjenesteleveranser til Aasta Hansteen Med utgangspunkt i erfaringer fra tidligere utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel, har en i samarbeid med Statoils prosjektledelse vurdert norsk, regionalt og lokalt næringslivs muligheter til å delta med vare- og tjenesteleveranser til prosjektet i investeringsfasen og i driftsfasen. Med regionalt nivå menes her Nordland og Sør- Troms. Med lokalt nivå menes henholdsvis Harstad-regionen og Helgeland. Fjerning av feltinstallasjonene vil bli gjenstand for en egen konsekvensutredning senere, og er derfor ikke behandlet nærmere med hensyn til norsk verdiskapning og sysselsettingseffekter. I investeringsfasen viser beregningene en norsk verdiskapning i vare- og tjenesteleveranser til utbygging av Aasta Hansteen på vel 14,0 milliarder 2011-kr, eller rundt 44 % av totalinvesteringen, i hovedsak fordelt over fire år i perioden Beregnet norsk andel av verdiskapningen er noe lavere enn det som til nå har vært vanlig for liknende prosjekter på norsk kontinentalsokkel, dels fordi deler av prosjekteringen ventes å foregå i utlandet, da norske prosjekteringsmiljøer for tiden ikke har tilstrekkelig kapasitet, og dels fordi produksjon av store deler av flyteren vil foregå i Østen. Det er et klart mål for Statoil at også nordnorsk næringsliv skal få muligheter til å delta i utbygging av Aasta Hansteen. På regionalt og lokalt nivå har derfor Statoil initiert tiltak mot potensielle leverandørbedrifter med sikte på å øke deres kvalifikasjoner for leveranser til utbyggingsprosjektet. Dette arbeidet ligger til grunn for beregningen av regional og lokal verdiskapning, som viser en verdiskapning på nær 500 millioner 2011-kr i Nordland og Sør-Troms, hvorav det aller meste på Helgeland. 8

9 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser I driftsfasen ventes det meste av verdiskapningen i leveransene til Aasta Hansteen å komme fra norske næringsliv. Bare noen reservedeler og en del vedlikeholdstjenester mv. kjøpes inn i utlandet. Samlet ventes en verdiskapning i norske driftsleveranser for vel 740 mill 2011-kr i et gjennomsnittsår. Dette gir en norsk andel av driftsleveransene på rundt 87 %. Regionalt ventes en verdiskapning på vel 200 mill 2011-kr, eller 28 % av norsk verdiskapning i et gjennomsnittsår. Av dette ventes Harstadregionen å få en verdiskapning på rundt 67 mill kr og Helgeland en verdiskapning på 103 mill 2011-kr. Samlet viser beregningene en norsk verdiskapning i vare- og tjenesteleveransene til Aasta Hansteen på rundt 22,4 milliarder 2011-kr, fordelt med vel 14,0 milliarder kr på investeringsfasen og nær 8,4 milliarder kr på driftsfasen. På regionalt nivå i Nordland og Sør-Troms, viser beregningene en samlet verdiskapning på nær 2,8 milliarder 2011-kr, fordelt med nær 0,5 milliarder kr på investeringsfasen og 2,3 milliarder kr på driftsfasen. En ser her at mens det er investeringsfasen som gir størst verdiskapning på nasjonalt nivå, er det driftsfasen som er klart viktigst regionalt i Nordland og Sør- Troms. Sysselsettingsvirkninger av Aasta Hansteen For beregning av sysselsettingsmessige virkninger er det benyttet en forenklet kryssløpsbasert beregningsmodell med virkningskoeffisienter hentet fra nasjonalregnskapet. Modellen tar utgangspunkt i beregnede vare- og tjenesteleveranser fra norsk næringsliv fordelt på næring og år. På dette grunnlag beregnes den samlede produksjonsverdi som skapes i norsk næringsliv som følge av disse leveransene, og videre konsumvirkninger som følge av de sysselsattes forbruk, skattebetalinger m.v. Til sammen gir dette prosjektets sysselsettingsvirkninger. Det gjøres oppmerksom på at beregningen inneholder usikkerhet. På nasjonalt nivå viser beregningen nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbygging av Aasta Hansteen på vel årsverk, i hovedsak fordelt over 4 år i perioden De nasjonale sysselsettingsvirkningene fordeler seg med om lag årsverk i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter til utbyggingsprosjektet, nær 4600 årsverk i deres underleverandørbedrifter rundt om i Norge, og nær årsverk i konsumvirkninger. Den største sysselsettingsvirkningen kommer industrivirksomhet, med nær årsverk, og i forretningsmessig tjenesteyting, med nær årsverk. Andre næringer som får stor sysselsettingseffekt av utbygging av Aasta Hansteen er oljevirksomhet med rundt 1600 årsverk og transport, med rundt årsverk. På regionalt nivå i Nordland og Sør-Troms ventes en sysselsettingseffekt av utbyggingsprosjektet på nær 500 årsverk, hvorav nær 200 årsverk innenfor transportvirksomhet, i hovedsak basevirksomhet. Vel 85 % av denne sysselsettingseffekten, ventes å komme på Helgeland. I driftsfasen ventes en sysselsettingseffekt av Aasta Hansteen på nasjonalt nivå på 820 årsverk i et normalår, hvorav vel 340 årsverk i direkte produksjonsvirkninger i oljevirksomhet og leverandørbedrifter. Indirekte sysselsettingseffekter i underleverandørbedrifter utgjør her 210 årsverk mens de resterende 270 årsverkene er beregnede konsumvirkninger. Næringsmessig sett får transportvirksomhet, herunder basevirksomheten størst sysselsettingseffekt med 180 årsverk i et normalår. Videre får oljevirksomheten selv rundt 130 årsverk, mens resten fordeler seg på industri, varehandel, hotell og restaurantvirksomhet, bygg og anlegg og forretningsmessig tjenesteyting. Regionalt i Nordland og Sør-Troms ventes en sysselsettingseffekt av drift av Aasta Hansteen i et normalår på rundt 180 årsverk, fordelt med vel 100 årsverk i direkte R

10 produksjonsvirkninger, 34 årsverk i indirekte produksjonsvirkninger i underleverandørbedrifter og resten i konsumvirkninger. Også regionalt står transport og oljevirksomhet for størsteparten av sysselsettingseffekten. Lokalt i Harstad-regionen ventes en sysselsettingseffekt av drift av Aasta Hansteen på rundt 46 årsverk. Rundt 32 årsverk er her direkte sysselsetting i oljevirksomhet, i hovedsak i driftsorganisasjonen. Fire årsverk er indirekte produksjonsvirkninger som følge av driftsorganisasjonens kjøp av varer og tjenester lokalt, mens resten er konsumvirkninger. På Helgeland ventes en sysselsettingseffekt av drift av Aasta Hansteen i et normalår på 116 årsverk. Rundt 60 av disse er direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter, 28 årsverk er indirekte produksjonsvirkninger hos deres lokale underleverandører, mens resten er konsumvirkninger. Næringsmessig dominerer transportvirksomhet med 64 årsverk i et normalår, i hovedsak virksomhet rundt forsyningsbasen i Sandnessjøen og helikopterbasen i Brønnøysund. Videre får varehandel, hotell og restaurantvirksomhet rundt 10 årsverk, blant annet i form av catering til offshorevirksomheten. Samlede sysselsettingsvirkninger av utbygging og drift av Aasta Hansteen Samlet viser beregningene en nasjonal sysselsettingseffekt av utbygging og drift av Aasta Hansteen i perioden på vel årsverk, fordelt med vel årsverk i investeringsfasen og nær årsverk i driftsfasen. På regionalt nivå i Nordland og Sør-Troms viser beregningene en samlet sysselsettingseffekt på rundt årsverk, fordelt med vel 500 årsverk i utbyggingsfasen og årsverk i driftsfasen. I utbyggingsfasen ventes hele 85 % av de regionale sysselsettingsvirkningene å tilfalle Helgeland. I driftsfasen ventes rundt 25 % av de regionale sysselsettingsvirkningene å tilfalle Harstad-området mens 64 % ventes å komme på Helgeland. Det understrekes igjen at sysselsettingsberegningene inneholder noe usikkerhet. 10

11 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser 1 Planer for utbygging og drift av Aasta Hansteen 1.1 Utbyggingsplaner for Aasta Hansteen feltet Aasta Hansteen feltet, tidligere kalt Luva, er et middelsstort gassfelt med små mengder assosiert kondensat, som ligger i Norskehavet nær 280 km vest av Meløy på Helgeland, og 140 km nord for Norne. Lokaliseringen av Aasta Hansteen i forhold til andre felt i området er vist i figur 1.1. Feltet ligger utenfor Eggakanten på nær 1300 m havdyp, og består av tre nærliggende strukturer, hovedstrukturen Luva, og de mindre strukturene Haklang og Snefrid Sør. Utvinnbare petroleumsressurser i Aasta Hansteen feltet er til sammen beregnet til 47 GSm 3 gass og 0,8 GSm 3 kondensat. Figur 1.1. Lokalisering av Aasta Hansteen feltet Aasta Hansteen feltet planlegges bygget ut som et nytt feltsenter med en stor dypvannsflyter, en såkalt SPAR plattform, fast forankret i havbunnen ute på feltet. Et bilde av en SPAR-plattform er vist i figur 1.2. Her finnes det imidlertid flere aktuelle varianter. SPAR-plattformen vil bestå av et halvt nedsenket skrog med lagringskapasitet for kondensat, og et plattformdekk på toppen med boligkvarter for rundt 100 personer og utstyr for to trinns prosessering av gass og kondensat. Plattformen vil bli dimensjonert for eventuell senere innfasing av andre felt i området. Stabilisert kondensat vil bli lagret i flyteren og eksportert direkte fra feltet med skytteltankere. Produsert gass planlegges ført gjennom en ny 36 rørledning på havbunnen ca. 500 km sørover til gassterminalen i Nyhamna på Aukra, for videre prosessering til salgsgasskvalitet og eksport. R

12 Figur 1.1: Eksempel på SPAR-plattform med stålstigerør og kondensatlager Den nye gassrørledningen til Aukra blir bygget som eget prosjekt (Ref i ), og omfattes ikke av denne studien. For drenering av reservoarene på Aasta Hansteen planlegges det boret til sammen 7 produksjonsbrønner, fordelt med 4 brønner på Luva, 2 på Haklang og en på Snefrid Sør. Det vil bli installert standard brønnrammer med fire brønnslisser på Luva og Haklang, og en separat brønn på Snefrid Sør. Brønnene undervannskompletteres og kobles opp mot SPAR-plattformen med rørledninger på havbunnen, og faste stigerør opp til flyteren. Boring og komplettering av brønner vil skje ved hjelp av en halvt nedsenkbar borerigg. 12

13 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser Kraftforsyningen på Aasta Hansteen vil bli ivaretatt ved hjelp av gassturbiner på plattformen. Bruk av elektrisitet fra land er vurdert, men funnet for kostbart. Driftsbemanningen på SPAR-plattformen er beregnet til rundt 90 personer fordelt på 3 skift med rundt 30 personer av gangen. I tillegg kommer innleid vedlikeholdspersonell. I perioder med driftsrevisjon og større modifikasjonsarbeider kan overnattingskapasiteten på plattformen være fullt belagt. 1.2 Lokalisering av landbasert støttefunksjoner til Aasta Hansteen Lokaliseringsstudie for landbasert støtte til Aasta Hansteen For å finne fram til egnete lokaliseringssteder for den landbaserte driftsorganisasjonen for Aasta Hansteen, og for forsyningsbase og helikopterbase, har Statoil gjennomført en egen lokaliseringsstudie (Ref ii ). I denne studien ble aktuelle lokaliseringssteder for støttefunksjonene vurdert med hensyn til funksjonalitet, kostnadseffektivitet og regionale virkninger. Det ble foretatt befaring til de aktuelle lokaliseringsstedene, og avholdt møter med regionale og lokale myndigheter for å høre deres syn på lokaliseringen. Som mulige lokaliseringssteder for en landbasert driftsorganisasjon for Aasta Hansteen vurderte lokaliseringsstudien en samlokalisering med Statoils driftsmiljø i Stjørdal, etablering av et nytt driftsmiljø i Bodø, eller en samlokalisering med drift Norne i Harstad. Særlig med hensyn til regionale virkninger, anbefalte lokaliseringsstudien Harstad som lokaliseringssted. Som lokaliseringssted for forsyningsbasen til Aasta Hansteen vurderte lokaliseringsstudien Vestbase i Kristiansund, Helgelandsbase i Sandnessjøen eller etablering av en ny forsyningsbase i Bodø. Særlig ut fra kostnadseffektivitet og regionale virkninger falt valget her på Helgelandsbase i Sandnessjøen. Som lokaliseringssted for helikopterbasen til Aasta Hansteen vurderte lokaliseringsstudien de eksisterende helikopterbasene i Kristiansund og Brønnøysund, og etablering av en ny helikopterbase i Bodø. Ut fra kostnadseffektivitet og regionale virkninger ble her Brønnøysund anbefalt. Lokaliseringsstudien er i sin helhet tilgjengelig som vedlegg til konsekvensutredningen for Aasta Hansteen Statoils valg av lokaliseringssted for landbasert støtte til Aasta Hansteen Etter en egen overordnet vurdering, har Statoil våren 2012 vedtatt å følge lokaliseringsstudiens råd om å legge driftsorganisasjonen for Aasta Hansteen til Harstad. For ytterligere å styrke sitt driftsmiljø i Nord Norge med sikte på framtidige utbygginger, har Statoil samtidig vedtatt å bygge opp et nytt driftsområde, Drift Nord, i Harstad. Videre har Statoil etter en overordnet vurdering valgt å legge forsyningsbasen for Aasta Hansteen til Sandnessjøen, og helikopterbasen til Brønnøysund. Disse beslutningene er lagt til grunn i den samfunnsmessige konsekvensutredningen, i den grad de har betydning for Aasta Hansteen. R

14 1.3 Investerings- og driftskostnader til Aasta Hansteen Samlede investeringer i Aasta Hansteen utbyggingen er beregnet til vel 32 mrd kr, i hovedsak fordelt over perioden , som vist i tabell 1.1(Ref iii ). Forventet prisvekst fram til investeringene påløper er hensyntatt. I tillegg kommer fjerningskostnader med 2,9 milliarder 2011-kr, foreløpig fastlagt til Tabell 1.1: Investering i Aasta Hansteen feltet fordelt over tid. Mill 2011-kr År Sum Investering Aasta Hansteen Produksjonsperioden for Aasta Hansteen er i utgangspunktet beregnet til 10 år i perioden , men med gode muligheter for forlengelse gjennom tilknytning av andre felt i området. Drift av Aasta Hansteen er kostnadsberegnet til rundt 850 mill 2011-kr pr år. Driftskostnadene omfatter drift og vedlikehold av Spar-plattformen, drift og vedlikehold av brønner og undervannsinstallasjoner, og drift av forsyningsskip, helikoptertransport og landbaserte støttefunksjoner. I tillegg kommer tariffkostnader for frakt og videre prosessering av gass. 1.4 Problemstillinger i den samfunnsmessige konsekvensutredningen De viktigste problemstillingene i den samfunnsmessige konsekvensutredningen er følgende: Hvilken samfunnsmessig lønnsomhet gir utbygging og drift av Aasta Hansteen, og hvordan fordeler gevinsten seg på staten og oljeselskapene Hvilke virkninger har utbygging av Aasta Hansteen for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel og kapasiteten i offshoresektoren Hvilke vare- og tjenesteleveranser vil bygging og drift av Aasta Hansteen gi for norsk næringsliv, og for regionalt næringsliv i Nordland og Sør-Troms, og hvilken verdiskapning gir dette Hvilke sysselsettingseffekter vil utbygging og drift av Aasta Hansteen gi på nasjonalt og regionalt nivå Hvilke lokale virkninger vil utbygging og drift gi rundt landbaserte støttefunksjoner i regionen Disse problemstillingene vil bli belyst nedenfor. 14

15 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser 2 Samfunnsmessig lønnsomhet ved utbygging og drift 2.1 Inntekter av petroleumsproduksjonen på Aasta Hansteen De utvinnbare petroleumsressursene på Aasta Hansteen er anslått til rundt 47 milliarder Sm 3 (standardkubikkmeter) tørrgass og rundt 0,8 milliarder Sm 3 kondensat. For det norske samfunn representerer disse petroleumsressursene store verdier. For å beregne de samlede inntektene fra Aasta Hansteen, har en tatt utgangspunkt i den planlagte produksjonsprofilen for feltet, og lagt inn forsiktige forutsetninger om framtidig dollarkurs og framtidige salgspriser for gass og kondensat. Basert på dette, får en samlede inntekter av produksjonen på Aasta Hansteen som vist i Figur 2.1 (Ref iv ). En gjør oppmerksom på at både produksjonsvolumer og priser her er usikre. Særlig gjelder dette prisforventningene Faste millioner kroner Gass Kondensat Årstall Figur 2.1: Inntekter fra Aasta Hansteen fordelt over tid. Mill kr Det framgår av Figur 2.1 at forventede salgsinntekter fra Aasta Hansteen øker raskt fra produksjonsstart i år 2017, til en topp på vel 15,5 milliarder 2011-kr allerede i Deretter faller salgsinntektene gradvis fram til planlagt stenging av feltet i Her kan imidlertid ny produksjonsteknologi og innfasing av tilleggsreserver i området endre bildet underveis. Samlet inntekt av produksjonen på Aasta Hansteen er beregnet til vel 93,4 milliarder 2011-kr over 10 år, fordelt med 90,5 milliarder kr på gass og 2,9 milliarder kr på kondensat. Ny utvinningsteknologi og innfasing av tilleggsressurser i området, kan imidlertid som nevnt endre dette bildet underveis, og føre til større produksjon og større inntekter enn det en ser for seg i dag. R

16 2.2 Kostnader ved petroleumsproduksjonen på Aasta Hansteen Kostnadene ved petroleumsproduksjonen på Aasta Hansteen består dels i investeringskostnader til produksjonsenheten, brønner, undervannsinstallasjoner og rørledninger, og dels av kostnader til drift av disse installasjonene. I tillegg vil det påløpe tariffkostnader for gasstransport gjennom den nye rørledningen sørover, og for bruk av produksjonsanlegget på Nyhamna. Et bilde av kostnadssiden av prosjektet framgår av figur Faste millioner kroner Investeringer OPEX Fjerningskostnader Tariff/ prosseskostnader Årstall Figur 2.2: Investerings- og driftskostnader ved Aasta Hansteen. Mill kr. Figur 2.2 viser det samlede kostnadsbildet for prosjektet i henhold til Statoils beregninger. NO x-avgift, arealavgift og CO 2-avgift til staten er trukket ut. For oljeselskapene framstår disse avgiftene på linje med andre driftskostnader, og bidrar til å begrense utslipp av miljøskadelige gasser. For staten og samfunnet er dette imidlertid inntekter på linje med vanlige skatter, og skal trekkes ut av en samfunnsmessig analyse. Det framgår av figuren at investeringskostnadene er det helt dominerende kostnadselementet de første fire årene. Fra år 2017 overtar tariffkostnader og driftskostnader denne rollen. Samlede kostnader til investering og drift av Aasta Hansteen i tidsrommet er beregnet til 61,4 milliarder kr. Av dette er 32,0 milliarder kr investeringskostnader, 9,6 milliarder kr er kostnader til drift av feltinstallasjoner og rør, 16,9 milliarder er tariff- og prosesskostnader for gass, mens 2,9 milliarder 2011-kr er kostnader til fjerning av installasjonene ved produksjonsslutt. Avgifter til staten på 1,1 milliarder 2011-kr er da trukket ut. 2.3 Netto kontantstrøm fra Aasta Hansteen Kombinerer en det samlede inntektsbildet i figur 2.1 med kostnadsbildet i figur 2.2, får en et bilde av netto kontantstrøm fra Aasta Hansteen som vist i figur 2.3. Figur 2.3 viser netto kontantstrøm fra Aasta Hansteen år for år i perioden En ser også oppdelingen av denne kontantstrømmen på henholdsvis avgifter, skatter til staten, og netto kontantstrøm til de oljeselskapene som deltar i prosjektet. 16

17 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser Faste millioner kroner Netto kontantstrøm selskaper Skatter Avgifter Årstall Figur 2.3: Netto kontantstrøm fra Aasta Hansteen fordelt over år. Mill kr Det framgår av figuren at netto kontantstrøm fra Aasta Hansteen er negativ i investeringsfasen I 2017 snur dette til en positiv kontantstrøm før skatt på 9,8 milliarder kr. Kontantstrømmen øker ytterligere til 11,7 milliarder kr fram til 2019, og avtar deretter langsomt mot null fram til planlagt nedstengning av feltet i Deretter påløper fjerningskostnader, mens skattefradrag gir positiv kontantstrøm for selskapene i Samlet gir dette en netto kontantstrøm fra Aasta Hansteen på 33,1 milliarder 2011-kr i perioden Også etter at alle kostnader er trukket fra er det dermed store inntekter for det norske samfunn av å investere i Aasta Hansteen Avgifter Skatter Netto kontantstrøm selskaper Figur 2.4 Netto kontantstrøm fra Aasta Hansteen. Mill kr. Netto kontantstrøm fordeler seg som vist i figur 2.4 med 1,1 milliarder 2011-kr i avgifter til staten, 20,4 milliarder kr i selskapsskatt til staten, og omtrent 11,6 milliarder 2011-kr til oljeselskapene som deltar i prosjektet. R

18 2.4 Samfunnsmessig lønnsomhet ved Aasta Hansteen Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes gjerne i form av en nåverdibetraktning, der framtidige inntekter og utgifter ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet og sammenliknes. For beregning av nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, benyttes en samfunnsmessig kalkulasjonsrente som i prinsippet skal være lik for alle investeringsprosjekter samfunnet engasjerer seg i. Den samfunnsmessige kalkulasjonsrenten (realrenten) er av Finansdepartementet fastsatt til 4 % pluss en risikopremie, som for oljeprosjekter er fastsatt til 2 %. Denne kalkulasjonsrenten er ment å skulle uttrykke det realavkastningskrav samfunnet har for framtidige inntekter av de økonomiske ressurser man i dag benytter som investeringer i prosjektet. Beslutningskriteriet for å investere i prosjektet blir da i prinsippet enkelt: Dersom nåverdien ved 6 % kalkulasjonsrente er positiv, bør samfunnet bruke økonomiske ressurser på å investere i prosjektet. Dersom nåverdien ved en slik kalkulasjonsrente er negativ, bør man la det være. Når det gjelder Aasta Hansteen, så er nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, det en i figur 2.4 har kalt netto kontantstrøm, beregnet til 13,4 milliarder 2011-kr inklusive avgifter. Etter vanlige beregningskriterier er dermed utbygging av Aasta Hansteen klart samfunnsmessig lønnsomt Avgifter Skatter Netto kontantstrøm selskaper Figur 2.5: Fordeling av nåverdi av netto kontantstrøm på aktører. Mill 2011-kr Fordelingen av nåverdien av netto kontantstrøm på henholdsvis avgifter til staten, selskapsskatt til staten og på oljeselskapene, framgår av figur 2.5. En ser av figuren at størsteparten av den totale nåverdien tilfaller staten. Selskapsskatt fra oljeselskapene utgjør alene 8,9 milliarder 2011-kr eller 66 % av den samfunnsmessige nåverdien. I tillegg tar staten inn 0,6 milliarder 2011-kr i avgifter, slik at statens samlede andel kommer opp i nær 9,5 milliarder 2011-kr eller 71 % av total nåverdi i prosjektet. De øvrige 3,9 milliarder 2011-kr, eller 29 %, tilfaller oljeselskapene som deltar. 18

19 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser 3 Virkninger for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel En oversikt over gjennomførte og planlagte investeringer i norsk petroleumsvirksomhet i perioden er vist i figur 3.1. Figuren er basert på Olje- og energidepartementets hefte Fakta 2012, og omfatter investeringer i feltinstallasjoner, landanlegg og rørledninger. Letekostnader inngår ikke, da det ikke foreligger offisielle prognoser for denne aktiviteten. Letekostnadene varierer noe over tid, men har de siste årene ligget på et nivå rundt 25 mrd 2011-kr pr år. 160,0 140,0 Aasta Hansteen Ikke vedtatte prosjekt Vedtatte investeringer 120,0 Milliarder 2011-kroner 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Figur 3.1 Investeringer på norsk sokkel. Milliarder 2011 kroner En ser av figur 3.1 at investeringene i norsk petroleumsvirksomhet har gått i bølger, men generelt vist en økende tendens gjennom mesteparten av 2000-tallet. Fra et nivå på 62 mrd 2011-kr i 2000, falt investeringsnivået til 60 mrd 2011-kr i 2002, før det igjen økte gradvis til 89 mrd 2011-kr i 2005 og videre til 114 mrd 2011-kr i I 2010 gikk investeringsnivået noe ned igjen til rundt 98 mrd 2011-kr, før det igjen økte til 108 mrd 2011-kr i Forventet utvikling i investeringsnivået framover i henhold til OEDs prognose framgår videre av figur 3.1 Prognosene er basert på oljeselskapenes rapporteringer til Revidert Nasjonalbudsjett høsten En ser at investeringer i vedtatte felt, landanlegg og rørledninger ventes å øke videre i 2012 til 129 mrd 2011-kr. Deretter ventes vedtatte investeringer å falle til 102 mrd kr i 2013, 82 mrd kr i 2014 og videre til 53 mrd kr i 2015, etter hvert som prosjektene ferdigstilles. Planlagte investeringer i prosjekter som ennå ikke var vedtatt høsten 2011, herunder Aasta Hansteen, ventes imidlertid godt og vel å hindre denne nedgangen, og sørge for at investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel øker videre til 141 mrd 2011-kr i 2012, og holder seg over 140 mrd kr helt fram til Det understrekes imidlertid at prognosen inneholder betydelig usikkerhet, særlig med hensyn til tidsinnfasing av utbyggingsprosjekter. Investeringene i Aasta Hansteen kommer som en del av ikke vedtatte prosjekter, med 25,6 mrd 2011-kr i perioden Disse investeringene er markert med gult i R

20 figur 3.1. De resterende 5,3 mrd 2011-kr i investeringer i Aasta Hansteen kommer først i 2016, og er derfor ikke med i figuren. Noe fastlagt politisk mål for investeringsaktivitetene på norsk kontinentalsokkel foreligger ikke, men myndighetene ønsker generelt å holde et så jevnt investeringsnivå som mulig, av hensyn til aktivitetsnivået og sysselsettingen i norsk offshorerettet næringsliv, og av hensyn til temperaturen i norsk økonomi som helhet. Kapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv er ganske fleksibel, men har de siste årene vært tilpasset et investeringsnivå på noe over100 milliarder 2011-kr, med normale norske andeler av vare- og tjenesteleveransene på rundt 55 %. Blir investeringsnivået betydelig høyere enn dette, vil kapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv kunne bli presset, særlig innenfor prosjektering, verkstedproduksjon og offshorerettet bygge- og anleggsvirksomhet. Dette kan føre til at prosjekteringsoppdrag går til utlandet som følge av mangel på norsk kapasitet. Videre at store utbyggingsoppdrag blir utsatt, eller helt eller delvis går til utlandet, slik at norsk andel av verdiskapningen blir lavere enn vanlig. I tillegg kan riggmarkedet igjen komme inn i en periode der etterspørselen etter riggtjenester er langt større enn tilbudet, og prisnivået øker betydelig. For norsk offshorerettet næringsliv er større variasjoner i oppdragsmengden lite ønskelig. For lavt investeringsnivå gir gjerne oppsigelser og permitteringer som skaper usikkerhet, og bedriftene har vanskelig for å holde på den kjernekompetansen de har brukt mange år på å bygge opp. For høyt investeringsnivå fører gjerne til at utenlandske bedrifter kaprer nye markedsandeler. Nye utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel som kan opprettholde et investeringsnivå på noe over 100 mrd 2011-kr pr år, vil derfor vanligvis være gunstig for norsk offshorerettet næringsliv. Investeringene i Aasta Hansteen kommer som en ser i en periode der kapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv kan bli presset, dersom ikke noen større prosjekter blir utsatt. Innenfor prosjektering er allerede kapasiteten i norske leverandørbedrifter så fullt utnyttet at store deler av prosjekteringen til Aasta Hansteen foregår i utlandet. Det kan også bli kapasitetsproblemer for offshoreverftene, selv om disse kan øke kapasiteten betydelig gjennom delproduksjon i utlandet. I tillegg vil trolig riggmarkedet merke økt press de nærmeste årene framover, særlig for halvt nedsenkbare rigger. Imidlertid er kapasiteten i riggmarkedet våren 2012 i ferd med å øke gjennom innfasing av nye flytende borerigger, og Statoil har allerede sikret seg riggkapasitet framover. Samlet er det derfor ingen grunn til å tro at ikke Aasta Hansteen prosjektet skal kunne gjennomføres etter planen uten større problemer. 20

21 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser 4 Vare- og tjenesteleveranser til utbygging og drift 4.1 Beregning av verdiskapning i vare- og tjenesteleveranser Utbyggingen av Aasta Hansteen har en samlet kostnadsramme på rundt 32 milliarder 2011-kr, hovedsakelig fordelt over 4 år i perioden I tillegg kommer kostnader på 2,9 milliarder 2011-kr til fjerning av installasjonene på feltet ved produksjonsslutt, foreløpig beregnet til Avvikling av feltinstallasjonene vil bli gjenstand for en egen konsekvensutredning senere, og er derfor ikke behandlet nærmere med hensyn til verdiskapning og sysselsetting i denne analysen. Et stort petroleumsprosjekt som Aasta Hansteen er viktig både for norsk næringsliv som helhet, for regionalt næringsliv i Nordland og Sør-Troms og for lokalt næringsliv rundt de landbaserte støttefunksjonene til feltet, fordi prosjektet kan gi betydelige vare- og tjenesteleveranser, og skape verdifulle sysselsettingseffekter. For å kunne anslå disse virkningene, er det nødvendig å gjøre forutsetninger om forventede norske, regionale og lokale andeler av verdiskapningen i vare- og tjenesteleveransene til prosjektet både i investeringsfasen og i driftsfasen. Med norsk verdiskapning i vare- og tjenesteleveransene menes for kontrakter inngått med norske bedrifter, kontraktsverdien fratrukket verdien av underleveranser innkjøpt i utlandet. Omvendt vil norsk verdiskapning i kontrakter inngått med utenlandske bedrifter, være verdien av eventuelle norske underleveranser til kontrakten. En tilsvarende vurdering gjelder også på regionalt og lokalt nivå. En er her særlig opptatt av verdiskapningen fordi det er verdiskapningen og ikke kontraktsverdiene som gir sysselsettingseffekter og virkninger for norsk og regionalt næringsliv. Utgangspunktet for vurdering av mulige leveranser fra norsk og regionalt næringsliv, er erfaringer fra tidligere utbyggingsprosjekter av liknende type. Slike prosjekter er imidlertid sjelden direkte sammenliknbare, og teknologien i petroleumssektoren er i rask utvikling. Videre spiller markedsforholdene inn når det gjelder leverandørmønsteret. Det samme gjelder rammeavtaler som utbygger har inngått med leverandører. 4.2 Forholdet til EØS-avtalen EØS-avtalen trådte i kraft for energisektoren ved årsskiftet 1994/95, og åpnet for bredere anbudsinnhenting og større internasjonal konkurranse enn tidligere. I forbindelse med avtalen er det utarbeidet et eget innkjøpsdirektiv (Ref. v ) som blir gjennomført i Norge ved hjelp av en fullmaktslov med forskrifter gitt av regjeringen. Innkjøpsdirektivet omfatter alle varekontrakter over euro, ca. 3,1 mill kr, og alle bygge- og anleggskontrakter over 5 mill euro, rundt 38 mill kr. Direktivet krever at oppdragsgiver sørger for likebehandling av leverandører, åpenhet i anbudsprosedyren og tildelingsprosedyren, og objektivitet i leverandørvurderingen. Et liknende direktiv er utarbeidet for tjenestekontrakter. EØS-avtalens innkjøpsdirektiv stiller strenge krav til hvordan en anbudskonkurranse innenfor petroleumssektoren skal gjennomføres, men har ikke krevd grunnleggende endringer i oljeselskapenes innkjøpsrutiner. Ved inngåelse av langsiktige ramme- R

22 kontrakter og større EPC-kontrakter (Engineering, Procurement, Construction), vil Statoil gå ut med informasjon om leveransemuligheter til norsk og internasjonalt næringsliv. En vil deretter gå ut med en internasjonal anbudskonkurranse, og velge de leverandørbedrifter, norske eller utenlandske, som samlet sett vurderes som mest konkurransedyktige. Norsk næringsliv får gjennom denne anbudsprosedyren gode muligheter til å vise sin konkurransekraft i skarp internasjonal konkurranse. 4.3 Verdiskapning i vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen Utgangspunktet for vurdering av norske, regionale og lokale leveranser i investeringsfasen er som nevnt ovenfor, erfaringer fra tidligere utbyggingsprosjekter av samme type. Ved vurdering av mulige vare- og tjenesteleveranser har en i samarbeid med Statoils prosjektledelse delt opp utbyggingsprosjektet i undergrupper, og for hver undergruppe vurdert norske, regionale og lokale leverandørers leveringsmuligheter, konkurranseevne og kompetanse. På dette grunnlag har en så for hver undergruppe anslått norske, regionale og lokale andeler av verdiskapningen i prosjektet. Det er et klart mål for Statoil at også nordnorsk næringsliv skal få muligheter til å delta i utbygging av Aasta Hansteen. På regionalt og lokalt nivå har derfor Statoil initiert tiltak mot potensielle leverandørbedrifter med sikte på å øke deres kvalifikasjoner for leveranser til utbyggingsprosjektet. Dette reflekteres vurderingene nedenfor, der en på enkelte punkter har lagt til grunn en noe høyere regional og lokal andel av verdiskapningen enn hva som trolig ellers hadde vært mulig. Det understrekes imidlertid at slike vurderinger nødvendigvis vil være noe usikre Beregning av norske leveranseandeler og verdiskapning i utbyggingsfasen Prosjektledelse Prosjektledelse Prosjektledelsen vil bli ivaretatt av Statoils egen organisasjon og vil omtrent i sin helhet være norske leveranser. Bare noe oppfølging av byggearbeider i Østen vil være utenlandske leveranser her. Samlet kan en regne med en norsk andel av verdiskapningen innenfor prosjektledelse på 98 %. Noen regionale og lokal andel av dette av betydning, kan en imidlertid ikke regne med Prosjektering, studier m.v. Prosjektering av understellet til flyteren vil av kapasitetsmessige grunner i stor grad måtte foregå i utlandet. Første fase av denne prosjekteringen er allerede i gang. Prosjektering av topside fasiliteter kan imidlertid bli foretatt av norske ingeniørfirmaer. Det samme gjelder undervannsinstallasjonene og deler av brønnprosjekteringen. Samlet anslås norsk andel av verdiskapningen innenfor prosjektering derfor til rundt 45 %. Enkelte mindre prosjekteringsoppgaver er satt ut til regionale bedrifter i Nordland og Sør-Troms, og flere vil det trolig bli, men verdiskapningen i disse oppdragene må likevel ventes å bli forholdsvis beskjeden. Dypvannsflyter Dypvannsflyteren eller SPAR-plattformen består av to hoveddeler, et plattformdekk og et understell med lagringskapasitet for kondensat. Understellet vil trolig bli produsert i 22

23 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser Øst Asia, da norske offshoreverft ikke lenger er konkurransedyktige på slike arbeider. Plattformdekket kan imidlertid helt eller delvis bli bygget i Norge. Fabrikasjon Fabrikasjon av understellet skjer trolig i Øst Asia, uten norsk deltakelse av betydning. Norsk andel av verdiskapningen ved produksjon av understellet blir derfor nær null, selv om flere marine systemer kan bli levert fra Norge. Disse inngår imidlertid som utstyrsleveranser nedenfor. Når det gjelder plattformdekket, så er norske leverandørbedrifter prekvalifiserte som hovedleverandører, så det kan fortsatt bli fabrikasjon av plattformdekket eller deler av dette i Norge. Samlet vurderer Statoil norsk andel av verdiskapningen i fabrikasjon av flyteren til rundt 20 %, og ser også muligheter for at enkelte mindre komponenter kan bli fabrikkert regionalt og lokalt på Helgeland. Innkjøp av prosessutstyr m.v Både til plattformdekket og understellet skal det kjøpes inn store mengder utstyr. Særlig dekksutrustningen spenner over et vidt område fra store kompressorer og tungt prosessutstyr til mindre komponenter som branndører, livbåter, utstyr til boligmodulen og telekommunikasjonsutstyr. Kompressorene og mesteparten av prosessutstyret produseres ikke i Norge, og vil bli kjøpt inn fra utlandet. Erfaringer fra slike byggeprosjekter i Østen viser imidlertid at så lenge plattformen bygges etter norske spesifikasjoner, vil ofte en lang rekke mindre komponenter bli levert av norsk næringsliv. Norsk andel av verdiskapningen i utstyrsproduksjonen kan derfor likevel komme opp mot 20 %. Noe av dette utstyret produseres også i Nordland og Sør- Troms, så en beskjeden regional andel på 4 % av den norske verdiskapningen kan trolig påregnes. Rundt halvparten av dette vil trolig komme fra Helgeland. Innkjøp av bulkmaterialer Innkjøp av bulkmaterialer til bygging av dypvannsflyteren, særlig stål, rør, flenser mv., vil skje direkte i utlandet. Norsk andel av verdiskapningen i disse leveransene vil derfor være beskjeden og mest dreie seg om varehandelsavanser. Derimot vil det være behov for en del bulkleveranser, blant annet drivstoff mv. i installasjonsfasen, når flyteren skal kobles sammen i Norge og installeres på feltet. Samlet anslås norsk andel av verdiskapningen i bulkleveransene litt optimistisk til 15 %, med 5 % regional andel, i stor grad levert fra Helgeland. Marine operasjoner Sammenkobling av plattformdekk og understell vil skje et egnet sted i Norge, med skjermede forhold og tilstrekkelig dypt vann. Statoil har satt i gang en intern studie for å finne egnede steder for sammenkoblingen. Både steder i Sør Norge og på Helgeland vil her bli vurdert. Etter sammenkoblingen vil dypvannsflyteren bli tauet ut og installert på feltet. Mesteparten av arbeidene med sammenkobling og installasjon av dypvannsflyteren vil være norske leveranser, med en beregnet norsk andel av verdiskapningen på rundt 80 %. Regional andel av dette fra Nordland og Sør-Troms anslås til rundt 10 %, hvorav omtrent alt fra Helgeland, særlig på og rundt forsyningsbasen. Ferdigstillelse Ferdigstillelsesarbeidene vil i stor grad være norske leveranser, men med noe innslag av personell fra utenlandske utstyrsleverandører til uttesting av prosessutstyr. Norsk andel av verdiskapningen blir derfor trolig bare rundt 80 %, med kanskje 20 % regionale verdiskapning, i hovedsak på og rundt basen på Helgeland. R

24 Tabell 4.1: Beregnet norsk, regional og lokal verdiskapning i utbyggingsfasen. Mill 2011-kr. Investeringer Norske leveranser Regionale leveranser Helgeland Aasta Hansteen Mill kr (%) Mill kr (%) Mill kr (%) Mill kr Prosjektledelse Prosjektledelse % % 0 0% 0 Prosjektering % % 6 0% 0 Platform Fabrikasjon % % 12 50% 6 Innkjøp prosessutstyr m.v % 938 4% 38 50% 19 Bulkleveranser % 466 5% 23 75% 17 Marine operasjoner % % % 82 Sammensetning,ferdigstillelse % % % 42 Undervannsinstallasjoner, boring og brønn Undervannsutstyr % % 60 80% 48 Styringskabler % 246 0% 0 0% 0 Infield rørledninger % 606 0% 0 0% 0 Boring og brønn % % % 124 Logistikk % 85 70% % 60 Forsikring % 236 0% 0 0% 0 Totalt % ,2% % 398 Undervannsinstallasjoner, boring og brønn Undervannsutstyr Bunnrammer m.v. produseres vanligvis i Norge, men med importert stål, rør og annet utstyr. Norsk andel av verdiskapningen ligger i følge produsentene på % (Ref. vi ). Ingen av de vanlige produsentbedriftene for slikt utstyr ligger i dag i Nord Norge, men Statoil vil i samarbeid med regionalt næringsliv undersøke mulighetene for mindre regionale delleveranser. Som følge av dette anslås regional andel av verdiskapningen til vel 3 %, i hovedsak på Helgeland. Styringskabler Styringskablene produseres også vanligvis i Norge, men med så mye utenlandske komponenter, at norsk andel av verdiskapningen ifølge produsentene bare er på rundt 30 %. Styringskabler produseres heller ikke i Nord Norge, så regional og lokal andel av verdiskapningen er nær null. Feltintern rørledninger De feltinterne rørledningene mellom undervannsinstallasjonene og flyteren produseres ikke i Norge, og må importeres fra utlandet. Mye av installasjonsarbeidene vil imidlertid trolig være norske leveranser, slik at norsk andel av verdiskapningen likevel kommer opp i rundt 40 %, men uten noen regional eller lokal andel av betydning. Boring og brønn Boring og komplettering av produksjonsbrønner vil skje fra en halvt nedsenkbar borerigg, sertifisert for slike oppdrag. Etterprøvinger av slike boreoperasjoner viser en norsk verdiskapning på rundt 65 %, med anslagsvis 5 % regional andel, hvorav det meste lokalt hovedsakelig i form av tjenester fra forsyningsbasen og helikopterbasen. Logistikk I installasjonsfasen og ved ferdigstillelse av flyteren, vil det være behov for en betydelig logistikk i form av leveranser av varer og tjenester over forsyningsbasen og i form av helikoptertransport. Norsk andel av verdiskapningen i disse leveransene vil være nær 100 %, hvorav rundt 70 % regionalt, i all hovedsak på og rundt basene på Helgeland. Forsikring Forsikring er i denne størrelsesorden en internasjonal virksomhet, der forsikringsselskapet ofte er norsk, men der en sikrer seg med reforsikring i utlandet, slik at norsk 24

25 Aasta Hansteen, samfunnsmessige konsekvenser andel av verdiskapningen bare blir rundt 40 %. Noen regional og lokal andel av dette kan ikke påregnes. Resultatene av vurderingene ovenfor er vist i tabell 4.1. Det framgår av tabellen at verdiskapningen i norske vare- og tjenesteleveranser til utbygging av Aasta Hansteen er beregnet til vel 14,0 milliarder 2011-kr, eller 44 % av totalinvesteringen. Dette er en litt lavere norsk andel av verdiskapningen en det som til nå har vært vanlig, selv for felt som må bygges ut med store deler av feltinstallasjonene produsert i utlandet. Årsaken til dette er i første rekke at store deler av prosjekteringen til Aasta Hansteen trolig vil foregå i utlandet, da norske prosjekteringsbedrifter for tiden er fullt belagte, og har lite kapasitet til å ta på seg nye oppdrag av denne størrelse. Regionale vare- og tjenesteleveranser fra Nordland og Sør-Troms er som det framgår av tabellen, litt optimistisk beregnet til vel 450 millioner 2011-kr, eller 3,2 % av den norske verdiskapningen i prosjektet, hvorav det aller meste fra Helgeland. Statoil vil bidra til å legge forholdene til rette for at regionale og lokale bedrifter kan kvalifisere seg til vare- og tjenesteleveranser, men dette krever også en betydelig innats fra bedriftene selv Norsk verdiskapning i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid En oppsplitting av verdiskapningen i de beregnede norske vare- og tjenesteleveransene på næring og tid, er gjengitt i figur 4.1 og tabell 4.2. Det framgår av tabellen at den beregnede norske verdiskapningen i leveransene til utbyggingsprosjektet på vel 14,0 milliarder 2011-kr, fordeler seg over fire år i perioden Mindre planleggingskostnader påløpt tidligere er da lagt inn i tallene for Toppårene for norsk verdiskapning til utbyggingsprosjektet er 2014 og 2015, med henholdsvis 5,5 og 4,9 milliarder 2011-kr Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet Boring Bygg og anlegg Varehandel/hotell/restaurant Transport Industri Mill kr År Figur 4.1 Beregnet norsk verdiskapning i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid. Mill 2011-kr R

Utbygging og drift av Dagny og Eirin

Utbygging og drift av Dagny og Eirin Statoil Petroleum AS Utbygging og drift av Dagny og Eirin Samfunnsmessige virkninger RAPPORT 7.7.2012 Oppdragsgiver: Statoil Petroleum AS Rapport nr.: 7658 Rapportens tittel: Ansvarlig konsulent: Kvalitetssikret

Detaljer

Statoil. Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser

Statoil. Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser Statoil Gjøa Samfunnsmessige konsekvenser Statoil Gjøa Samfunnsmessige konsekvenser AGENDA Utredning & Utvikling AS Malmskrivervn 35 Postboks 542 1302 Sandvika Tlf 67 57 57 00 Fax 67 57 57 01 Ref: R 5206

Detaljer

Åsgard Subsea Compression Project

Åsgard Subsea Compression Project Statoil Petroleum AS Åsgard Subsea Compression Project Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 10.03.2011 Oppdragsgiver: Statoil Petroleum AS Rapportnr.: 7058 Rapportens tittel: Åsgard Subsea Compression

Detaljer

Gassrørledning Kollsnes - Mongstad

Gassrørledning Kollsnes - Mongstad Statoil Energiverk Mongstad Gassrørledning Kollsnes - Mongstad Samfunnsmessige konsekvenser Statoil Energiverk Mongstad Gassrørledning Kollsnes - Mongstad Samfunnsmessige konsekvenser Agenda Utredning

Detaljer

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Sammendrag Utbyggingsløsninger Statoil ønsker å studere samfunnsmessige virkninger på land av utbygging og drift av framtidig petroleumsvirksomhet

Detaljer

Statoil Petroleum AS. Samfunnsmessige konsekvenser Valemon. Utgave: 1 Dato: 2010-02-26

Statoil Petroleum AS. Samfunnsmessige konsekvenser Valemon. Utgave: 1 Dato: 2010-02-26 Samfunnsmessige konsekvenser Valemon Utgave: 1 Dato: 2010-02-26 Samfunnsmessige konsekvenser Valemon 2 DOKUMENTINFORMASJON Oppdragsgiver: Rapportnavn: Samfunnsmessige konsekvenser Valemon Utgave/dato:

Detaljer

Etablering av et gjenvinningsanlegg for farlig avfall i Fauske

Etablering av et gjenvinningsanlegg for farlig avfall i Fauske Avfallsenergi AS Etablering av et gjenvinningsanlegg for farlig avfall i Fauske Samfunnsmessige virkninger RAPPORT 13.2.2009 Oppdragsgiver Rapportnr Rapportens tittel Ansvarlig konsulent Kvalitetssikret

Detaljer

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet

Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet Statoil Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Onshore utbygging Via Lofoten til Nordland 7 Offshore utbygging Videreutviklet teknologi for lengre avstander Små volumer?

Detaljer

Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Sektor petroleum og energi

Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Sektor petroleum og energi Olje- og energidepartementet Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet. Sektor petroleum og energi Samfunnsmessige konsekvenser av virksomheten i Norskehavet Olje- og energidepartementet Helhetlig forvaltningsplan

Detaljer

Aasta Hansteen. Lokalisering av landbaserte støttefunksjoner.

Aasta Hansteen. Lokalisering av landbaserte støttefunksjoner. Statoil ASA Aasta Hansteen. Lokalisering av landbaserte støttefunksjoner. Tillegg til konsekvensutredning RAPPORT 12.4.2012 Oppdragsgiver: Statoil ASA Rapportnr.: 7666 Rapportens tittel: Ansvarlig konsulent:

Detaljer

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug Kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel:

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug Kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: IKKE RØR LINJA Saksbehandler: Stig-Gøran Olsen SAKSFRAMLEGG Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug Kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: Møte offentlig Ja Nei. Hjemmel: Komm.l

Detaljer

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel:

SAKSFRAMLEGG. Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: IKKE RØR LINJA Saksbehandler: Stig-Gøran Olsen SAKSFRAMLEGG Sluttbehandlende vedtaksinstans (underinstans): Alstahaug kommunestyre Dok. offentlig: Ja Nei. Hjemmel: Møte offentlig Ja Nei. Hjemmel: Komm.l

Detaljer

Industriskisser. Nordland VI/VII. Oktober 2010

Industriskisser. Nordland VI/VII. Oktober 2010 Industriskisser Nordland VI/VII Oktober 2010 Utbygging av Nordland VI og VII Gitt at vi finner ODs antatte olje- og gassressurser: Nordland 7 bygges ut på havbunn med landanlegg i Vesterålen Nordland 6

Detaljer

Samfunnsmessige virkninger av ulik organisering av jernbaneutbygging i Norge. Samfunnsøkonom Erik Holmelin, Agenda AS

Samfunnsmessige virkninger av ulik organisering av jernbaneutbygging i Norge. Samfunnsøkonom Erik Holmelin, Agenda AS Samfunnsmessige virkninger av ulik organisering av jernbaneutbygging i Norge Samfunnsøkonom Erik Holmelin, Agenda AS Viktige problemstillinger Hvor stor del av verdiskapningen tilfaller norsk næringsliv

Detaljer

Agenda Kaupang. Sikvalandskula vindkraftverk. Lyse Produksjon AS. Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 3.9 2013

Agenda Kaupang. Sikvalandskula vindkraftverk. Lyse Produksjon AS. Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 3.9 2013 Agenda Kaupang Lyse Produksjon AS Sikvalandskula vindkraftverk Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 3.9 2013 AGENDA Utredning & Utvikling AS Fjordveien 1 N-1363 Høvik www.agendakaupang.no firmapost@agenda.no

Detaljer

NOEN TREKK VED OLJEØKONOMIEN

NOEN TREKK VED OLJEØKONOMIEN LANDSORGANISASJONEN I NORGE SAMFUNNSPOLITISK AVDELING Samfunnsnotat nr 1/13 NOEN TREKK VED OLJEØKONOMIEN 1. Oljeøkonomi på flere vis 2. Litt nærmere om inntekten 3. Leveranser til sokkelen 4. Også stor

Detaljer

Norsk verdiskaping i utbygging av petroleumsfelt

Norsk verdiskaping i utbygging av petroleumsfelt Olje- og energidepartementet Norsk verdiskaping i utbygging av petroleumsfelt Analyse av sju utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel Tegning av Edvard Grieg plattformen RAPPORT 10. april 2015 Oppdragsgiver:

Detaljer

Ringvirkninger lokalt og regionalt - hva gjør Aasta Hansteen for å lykkes?

Ringvirkninger lokalt og regionalt - hva gjør Aasta Hansteen for å lykkes? Ringvirkninger lokalt og regionalt - hva gjør Aasta Hansteen for å lykkes? Torolf Christensen, Direktør Aasta Hansteen utbyggingsprosjekt Statoil ASA Aasta Hansteen Pioner på dypt vann i Norskehavet 2

Detaljer

Aasta Hansteen og Polarled

Aasta Hansteen og Polarled Delrapport 1: Innledende studie Ringvirkninger i utbyggingsfasen Aasta Hansteen og Polarled Forfattere: Svenn Are Jenssen Runar Knudsen Sissel Ovesen Jan-Oddvar Sørnes Illustrasjon: Statoil ASA Innhold

Detaljer

Bremangerlandet vindkraftverk

Bremangerlandet vindkraftverk Bremangerlandet Vindpark AS Bremangerlandet vindkraftverk Foto:NVE Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 1.7.2011 Agenda Kaupang AS Fjordveien 1 N-1363 Høvik www.agendakaupang.no firmapost@agenda.no Tel

Detaljer

Regional konsekvensutredning Nordsjøen

Regional konsekvensutredning Nordsjøen Oljeindustriens Landsforening Regional konsekvensutredning Nordsjøen Etterprøving av fire utbyggingsprosjekter Oljeindustriens landsforening Regional konsekvensutredning Nordsjøen Etterprøving av fire

Detaljer

Store muligheter i Norskehavet for leverandørindustrien på Helgelandskysten, hvordan utløse disse?

Store muligheter i Norskehavet for leverandørindustrien på Helgelandskysten, hvordan utløse disse? Store muligheter i Norskehavet for leverandørindustrien på Helgelandskysten, hvordan utløse disse? Olje- og gasskonferansen 2011 Sandnessjøen 16.06.2011 Gkhygen/Nova Corporate Fremtidsutsikter i regionen

Detaljer

Utviklingsanalyse for petroleum i Sogn og Fjordane. Samfunnsøkonom Erik Holmelin, Agenda Kaupang AS

Utviklingsanalyse for petroleum i Sogn og Fjordane. Samfunnsøkonom Erik Holmelin, Agenda Kaupang AS Utviklingsanalyse for petroleum i Sogn og Fjordane Samfunnsøkonom Erik Holmelin, Agenda Kaupang AS Hensikten med utviklingsanalysen Sogn og Fjordane har en stor del av petroleumsvirksomheten i den nordlige

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 189 er et gassfelt sør i Norskehavet, omtrent 130 km nordvest av Molde. Gassen blir ført i land til Nyhamna i Møre og Romsdal. ligger i et område hvor de klimatiske

Detaljer

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE Petro Foresight 2030 AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE Spesialtema: AASTA HANSTEEN LOFOTEN / VESTERÅLEN UTBYGGINGSKOSTNADER I BARENTSHAVET Norne Foto: Harald Pettersen/Statoil 2014 FRA

Detaljer

REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN

REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN TAMPEN-OMRÅDET REGIONAL KONSEKVENSUTREDNING, NORDSJØEN Temarapport 8a: Samfunnsøkonomiske konsekvenser - Tampenområdet 62 Snorre Statfjord Visund TROLL-OMRÅDET FLORØ St.Fergus 61 Statpipe Gullfaks Huldra

Detaljer

Over 60 % av kontraktene så langt til norsk industri

Over 60 % av kontraktene så langt til norsk industri Over 60 % av kontraktene så langt til norsk industri Goliat tar form Goliat er det første oljefeltet som kommer i produksjon i Barentshavet. Det er en vesentlig milepæl i norsk olje- og gassindustri når

Detaljer

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet

Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Aktivitetsbilder for petroleumsvirksomhet i det nordøstlige Norskehavet Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehavet Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet Innledning ved Olje- og

Detaljer

HKS-354 BNN til NNE. Anita A. Stenhaug, produksjonsdirektør Norne

HKS-354 BNN til NNE. Anita A. Stenhaug, produksjonsdirektør Norne HKS-354 BNN til NNE Anita A. Stenhaug, produksjonsdirektør Norne Statoil i Nord Nord-Norges ledende industriutvikler. Etablert i Harstad i 1976 3.500 fra Nord-Norge jobber i oljeindustrien, nesten

Detaljer

Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet. Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008

Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet. Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008 Hvordan takle klimautfordringene og fortsatt høy aktivitet Per Terje Vold, adm. dir. i OLF Orkanger-konferansen 29. mai 2008 100 medlemsbedrifter tuftet på kunnskap og teknologi 44 oljeselskaper Operatører/rettighetshavere

Detaljer

VELKOMMEN PÅ SAMLING I OLJE- OG GASSNETTVERK HELGELAND!

VELKOMMEN PÅ SAMLING I OLJE- OG GASSNETTVERK HELGELAND! VELKOMMEN PÅ SAMLING I OLJE- OG GASSNETTVERK HELGELAND! OLJE- OG GASSNETTVERK HELGELAND 49 bedrifter 2000 ansatte omsetning 5 Mrd NOK Visjon: Fordoble petroleumsrelatert omsetning på Helgeland i løpet

Detaljer

Hydro, Olje Energi. Karmøy vindpark. Samfunnsmessige konsekvenser

Hydro, Olje Energi. Karmøy vindpark. Samfunnsmessige konsekvenser Hydro, Olje Energi Karmøy vindpark Samfunnsmessige konsekvenser Hydro, Olje Energi Karmøy vindpark Samfunnsmessige konsekvenser AGENDA Utredning & Utvikling AS Malmskrivervn 35 Postboks 542 1302 Sandvika

Detaljer

Konjunkturutsikter Møre og Romsdal

Konjunkturutsikter Møre og Romsdal Konjunkturutsikter Møre og Romsdal God økonomisk utvikling, men økende usikkerhet Arild Hervik Mørekonferansen 2011 Molde, 23. november 2011 Hovedpunkter Møre og Romsdal har kommet godt gjennom finanskrisen

Detaljer

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE

AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE PETRO FORESIGHT 2030 AKTIVITETSNIVÅET INNENFOR OLJE OG GASS I NORD-NORGE SPESIALTEMA: FELTSENTER SUBSEA Melkøya Foto: Helge Hansen/Statoil Utarbeidet av: POTENSIELT 8 NYE FELTSENTRE I NORD-NORGE I 2030

Detaljer

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Jan Rosnes, direktør gassfelt og nye utbygginger Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef

Detaljer

REGIONALT NETTVERK. Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR. 1 2014. Intervjuer er gjennomført i perioden 27. januar til 19. februar.

REGIONALT NETTVERK. Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR. 1 2014. Intervjuer er gjennomført i perioden 27. januar til 19. februar. REGIONALT NETTVERK Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR. 1 2014 Intervjuer er gjennomført i perioden 27. januar til 19. februar. NASJONAL OPPSUMMERING ETTERSPØRSEL, PRODUKSJON OG MARKEDSUTSIKTER

Detaljer

Helgeland Gass AS. Helgeland Gass AS støttes av: Nesna kommune. Presentasjon av: 8700 Nesna

Helgeland Gass AS. Helgeland Gass AS støttes av: Nesna kommune. Presentasjon av: 8700 Nesna Presentasjon av: Helgeland Gass AS 8700 Nesna Daglig leder: Jan I. Gabor Telefon: 90 74 60 46 Epost: jan.gabor@helgelandgass.no Helgeland Gass AS støttes av: Nesna kommune 1 Helgeland Gass AS jobber for

Detaljer

Skarv driftsfilosofi, kontraktsstrategi og ringvirkninger. Tove Ormevik Feltsjef Skarv FPSO, BP Norge

Skarv driftsfilosofi, kontraktsstrategi og ringvirkninger. Tove Ormevik Feltsjef Skarv FPSO, BP Norge Skarv driftsfilosofi, kontraktsstrategi og ringvirkninger Tove Ormevik Feltsjef Skarv FPSO, BP Norge Våre kjerneområder på norsk sokkel Lisenser Partner i 15 lisenser Operatør på 11 av disse Driver fire

Detaljer

Norsk Industri Olje & Gass. Status, strategi og aktiviteter. Åpent medlemsmøte 22.oktober 2015. Jan Skogseth Styreleder Norsk Industri Olje & Gass

Norsk Industri Olje & Gass. Status, strategi og aktiviteter. Åpent medlemsmøte 22.oktober 2015. Jan Skogseth Styreleder Norsk Industri Olje & Gass Norsk Industri Olje & Gass Status, strategi og aktiviteter Åpent medlemsmøte 22.oktober 2015 Jan Skogseth Styreleder Norsk Industri Olje & Gass Tall og fakta Norsk Industri 2 500 medlemsbedrifter Over

Detaljer

Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt. Utarbeidet av:

Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt. Utarbeidet av: Aktivitetsnivået innenfor olje og gass i Nord-Norge på lang sikt Utarbeidet av: Hovedkonklusjonen i analysen er at den langsiktige petroleumsveksten i Norge vil komme i Nord-Norge. 1 Fremtidig petroleumsvekst

Detaljer

Økt utvinning på eksisterende oljefelt. gjør Barentshavsutbygging overflødig

Økt utvinning på eksisterende oljefelt. gjør Barentshavsutbygging overflødig Rapport 3/2003 Petroleumsvirksomhet Økt utvinning på eksisterende oljefelt gjør Barentshavutbyggingen overflødig ISBN 82-7478-244-5 ISSN 0807-0946 Norges Naturvernforbund Boks 342 Sentrum, 0101 Oslo. Tlf.

Detaljer

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon.

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon. NOTAT Økt utvinning på norsk sokkel Bellona stiller seg uforstående til det høye tempoet som åpning av nye områder og tildeling av nye lisenser i kystnære områder og områder langt nord, nå skjer med. Det

Detaljer

Årsrapport 2014 - Utslipp fra Hymefeltet AU-HYME-00003. Classification: Open Status: Final Expiry date: 2016-02-23 Page 1 of 7

Årsrapport 2014 - Utslipp fra Hymefeltet AU-HYME-00003. Classification: Open Status: Final Expiry date: 2016-02-23 Page 1 of 7 Classification: Open Status: Final Expiry date: 2016-02-23 Page 1 of 7 Table of contents Innledning... 4 1 Feltets status... 4 1.1 Generelt... 4 1.2 Produksjon av olje og gass... 5 1.3 Gjeldende utslippstillatelser

Detaljer

Helgeland lufthavn marked og samfunnsøkonomi

Helgeland lufthavn marked og samfunnsøkonomi TØI-rapport 1014/2009 Forfatter(e): Harald Thune-Larsen og Jon Inge Lian Oslo 2009, 41 sider Sammendrag: Helgeland lufthavn marked og samfunnsøkonomi En felles lufthavn til avløsning for de tre eksisterende

Detaljer

Føringer for regional utvikling - eksisterende anlegg, gass, CO 2. (Lohne, 2012) (KU, Aasta Hansteen, fig. 3-2, s. 15) T-bend for uttak av gass?

Føringer for regional utvikling - eksisterende anlegg, gass, CO 2. (Lohne, 2012) (KU, Aasta Hansteen, fig. 3-2, s. 15) T-bend for uttak av gass? Føringer for regional utvikling - eksisterende anlegg, gass, CO 2 (Lohne, 2012) (KU, Aasta Hansteen, fig. 3-2, s. 15) T-bend for uttak av gass? Ny infrastruktur og global utvikling Et gass rør fra Barentshavet

Detaljer

Offshorevirksomheten flytter seg nordover Konsekvenser og muligheter for marine operasjoner.

Offshorevirksomheten flytter seg nordover Konsekvenser og muligheter for marine operasjoner. Offshorevirksomheten flytter seg nordover Konsekvenser og muligheter for marine operasjoner. 1 Classification: Internal 2012-08-22 Skrugard/Havis Logistikk på Norsk sokkel Forsyninger til 34 plattformer

Detaljer

«Stavanger Light» OFFSHORE NORDLAND

«Stavanger Light» OFFSHORE NORDLAND «Stavanger Light» OFFSHORE NORDLAND Sandnessjøen 10.06.2013 Hvorfor Stavanger Light? Visjoner foran ONS 1998 var «Stavanger Light». Historikk. Var den visjonen feil? Hvordan kom vi dit? Ringvirkninger.

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 114 Balderområdet Balderområdet omfatter feltene Balder, Ringhorne, Ringhorne Øst og Jotun. Det ligger omtrent 190 km vest av Stavanger der havdypet er mellom

Detaljer

Holmafjellet vindpark

Holmafjellet vindpark Zephyr AS Holmafjellet vindpark Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 3.6.2010 Oppdragsgiver Zephyr AS Rapportnr 6311 Rapportens tittel Ansvarlig konsulent Kvalitetssikret av Holmafjellet Vindpark, samfunnsmessige

Detaljer

Nasjonal betydning av sjømatnæringen

Nasjonal betydning av sjømatnæringen Nasjonal betydning av sjømatnæringen - En verdiskapingsanalyse med data for 2013 Finansiert av Fiskeri- og havbruksnæringens Forskningsfond (FHF) Dokumenter den økonomiske betydningen av sjømatnæringen

Detaljer

3 KVARTAL 2014 - PRESENTASJON

3 KVARTAL 2014 - PRESENTASJON Stavanger 4. november 2014 Fra Petoro: Grethe Moen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef KPI-er Lavere priser og mindre gassalg ga redusert kontantstrøm

Detaljer

Forsidebilde: Horvnes og Sandnessjøen, et senter for offshoreaktivitet i Nordland Bilde 2:

Forsidebilde: Horvnes og Sandnessjøen, et senter for offshoreaktivitet i Nordland Bilde 2: Forsidebilde: Horvnes og Sandnessjøen, et senter for offshoreaktivitet i Nordland Først vil jeg takke for invitasjonen til å komme og delta på dette næringsseminaret i forkant av den offisielle åpningen

Detaljer

Sak 130/12 Utbygging av Aasta Hansteen-feltet

Sak 130/12 Utbygging av Aasta Hansteen-feltet Komite for næring Sak 130/12 Utbygging av Aasta Hansteen-feltet Fylkesrådets innstilling til vedtak: Nordland fylkesting er tilfreds med at det legges fram en plan for utbygging av Aasta Hansteen (PL218

Detaljer

Oljevirksomhet i nord anskaffelser ringvirkninger - muligheter

Oljevirksomhet i nord anskaffelser ringvirkninger - muligheter Classification: Internal Status: Draft Oljevirksomhet i nord anskaffelser ringvirkninger - muligheter Kjell Kristoffersen, Direktør Driftsanskaffelser StatoilHydro ASA 21. Oktober 2008 Kvalitet gjennom

Detaljer

Et sammendrag av KonKraft-rapport 7. Ringvirkninger. av petroleumsvirksomheten

Et sammendrag av KonKraft-rapport 7. Ringvirkninger. av petroleumsvirksomheten Et sammendrag av KonKraft-rapport 7 Ringvirkninger av petroleumsvirksomheten Selv med et svært høyt aktivitetsnivå på norsk sokkel, var den internasjonale omsetningen av varer og tjenester på nær 100 milliarder

Detaljer

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010

Sokkelåret 2009. Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010 Sokkelåret 2009 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 15. januar 2010 Innhold Produksjon Utbyggingsplaner Investeringer Leting Seismikk Karbonfangst og -lagring Klimakur Utslipp til vann og luft 20.01.2010

Detaljer

Statoil Petroleum AS. KU Samfunn - Utsira High Gas Pipeline (Edvard Grieg gas pipeline) Utgave: 4 Dato: 2013-04-22

Statoil Petroleum AS. KU Samfunn - Utsira High Gas Pipeline (Edvard Grieg gas pipeline) Utgave: 4 Dato: 2013-04-22 KU Samfunn - Utsira High Gas Pipeline (Edvard Grieg gas pipeline) Utgave: 4 Dato: 2013-04-22 KU Samfunn - Utsira High Gas Pipeline (Edvard Grieg gas pipeline) 1 DOKUMENTINFORMASJON Oppdragsgiver: Rapporttittel:

Detaljer

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø ODs rolle og målsetting Ressurssituasjonen på norsk sokkel

Detaljer

Befolkning og sysselsetting i Lofoten og Vesterålen med og uten petroleumsvirksomhet

Befolkning og sysselsetting i Lofoten og Vesterålen med og uten petroleumsvirksomhet Lars H. Vik, SINTEF Befolkning og sysselsetting i Lofoten og Vesterålen med og uten petroleumsvirksomhet Presentasjon for Fylkestinget i Nordland, Bodø 21. februar 2012 (Rica Hotell) 1 Befolkningsvekst

Detaljer

Fra vind til verdi en ringvirkningsanalyse

Fra vind til verdi en ringvirkningsanalyse Sleneset Vindkraftverk Fra vind til verdi en ringvirkningsanalyse Sleneset Vindkraftverk Nord Norsk Vindkraft ønsker å bygge et vindkraftverk med inntil 75 vindmøller på Sleneset i Lurøy kommune, Nordland.

Detaljer

Gassperspektiver for Norskehavet. Sandnessjøen 22. juni 2009 Åse Boberg Haugland

Gassperspektiver for Norskehavet. Sandnessjøen 22. juni 2009 Åse Boberg Haugland Gassperspektiver for Norskehavet Sandnessjøen 22. juni 2009 Åse Boberg Haugland Agenda ODs rolle Status og utfordringer Norskehavet Mulige framtidsbilder 25.06.2009 2 ODs rolle/ målsetninger Bidra til

Detaljer

Utbyggingen av Skarvfeltet og videre plan for Skarvområdet. Eivind Hansen, driftsdirektør - Skarv Sandnessjøen 10. juni 2010

Utbyggingen av Skarvfeltet og videre plan for Skarvområdet. Eivind Hansen, driftsdirektør - Skarv Sandnessjøen 10. juni 2010 Utbyggingen av Skarvfeltet og videre plan for Skarvområdet. Eivind Hansen, driftsdirektør - Skarv Sandnessjøen 10. juni 2010 Gas rate, MSm3/d Oil & Cond Rate ksm3/d Skarv området Skarv eiere BP 23.8% Statoil

Detaljer

Regionalt nettverk. Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR. 1 2015. Intervjuer er gjennomført i perioden 13. januar - 16.

Regionalt nettverk. Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR. 1 2015. Intervjuer er gjennomført i perioden 13. januar - 16. Regionalt nettverk Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR. 1 2015 Intervjuer er gjennomført i perioden 13. januar - 16. februar OPPSUMMERING ETTERSPØRSEL, PRODUKSJON OG MARKEDSUTSIKTER Produksjonsveksten

Detaljer

Nordlands rolle i en fremtidig olje og gass-satsing

Nordlands rolle i en fremtidig olje og gass-satsing 1 Fylkesrådsleder Odd Eriksen Innlegg ved Norsk olje og gass dialogmøte Bodø, 04.april 2013 Nordlands rolle i en fremtidig olje og gass-satsing Bilde 1 Først vil jeg takke for invitasjonen til dette møtet

Detaljer

REGIONALT NETTVERK. Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR 2 2014 INTERVJUER ER GJENNOMFØRT I PERIODEN 22. APRIL TIL 16.

REGIONALT NETTVERK. Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR 2 2014 INTERVJUER ER GJENNOMFØRT I PERIODEN 22. APRIL TIL 16. REGIONALT NETTVERK Oppsummeringer - nasjonal og for alle regioner NR 2 2014 INTERVJUER ER GJENNOMFØRT I PERIODEN 22. APRIL TIL 16. MAI OPPSUMMERING ETTERSPØRSEL, PRODUKSJON OG MARKEDSUTSIKTER Kontaktbedriftene

Detaljer

Makroøkonomiske indikatorer for petroleumssektoren

Makroøkonomiske indikatorer for petroleumssektoren Makroøkonomiske indikatorer for petroleumssektoren 5 4 prosent 3 2 1 197 1975 198 1985 199 1995 2* Andel av BNP Andel av investeringer Andel av eksport Andel av statens inntekter *anslag Fakta 21 figur

Detaljer

Litt om kommunenes betydning for sysselsettingen

Litt om kommunenes betydning for sysselsettingen LANDSORGANISASJONEN I NORGE SAMFUNNSPOLITISK AVDELING Samfunnsnotat nr 9/15 Litt om kommunenes betydning for sysselsettingen 1. Omsorg og oppvekst dominerer 2. Pleie og omsorg er viktig vekstområde 3.

Detaljer

Nærings- og samfunnsmessige ringvirkninger

Nærings- og samfunnsmessige ringvirkninger Nærings- og samfunnsmessige ringvirkninger ved petroleumsak6vitet i det nordøstlige Presentasjon av foreløpige resultater. Av Leo A. Grünfeld Utredningsområdet delt inn i 9 regioner 1 2 6 3 5 4 Helgeland

Detaljer

Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det. Ann Kristin Sjøtveit

Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det. Ann Kristin Sjøtveit Petroleumsaktiviteten på norsk sokkel Hvor står vi i dag hvor kan vi være i morgen Veien videre slik KonKraft ser det Ann Kristin Sjøtveit Nasjonal Strategi for petroleumsvirksomheten Arbeid initiert høsten

Detaljer

OLJE- OG GASSNETTVERK HELGELAND. Presentasjon VRI-styringsgruppemøte 10. sept. 2014 - DPL Monica Paulsen

OLJE- OG GASSNETTVERK HELGELAND. Presentasjon VRI-styringsgruppemøte 10. sept. 2014 - DPL Monica Paulsen OLJE- OG GASSNETTVERK HELGELAND Presentasjon VRI-styringsgruppemøte 10. sept. 2014 - DPL Monica Paulsen Mål: Utvikle og kvalifisere leverandørbedriftene gjennom samarbeid, kompetansebygging, innovasjon,

Detaljer

Oljebransjens innkjøpskonferanse 2013 Tor R Skjærpe, direktør strategi og organisasjon Petoro AS

Oljebransjens innkjøpskonferanse 2013 Tor R Skjærpe, direktør strategi og organisasjon Petoro AS Oljebransjens innkjøpskonferanse 2013 Tor R Skjærpe, direktør strategi og organisasjon Petoro AS Oljeselskapenes innkjøp har vokst med 10% årlig fra 2003 til 2012 Samtidig ser vi at produktiviteten reduseres

Detaljer

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår DNO ASA Resultat 2. kvartal og 1. halvår 2000 STYRETS BERETNING FOR 2. KVARTAL OG 1. HALVÅR 2000 DNO ASA Den meget positive utviklingen for DNO konsernet fortsetter. Sammendrag (1999 tall i parentes) DNO

Detaljer

Nordmørskonferansen 2015

Nordmørskonferansen 2015 Nordmørskonferansen 2015 Vestbase vekstmotor i utfordrende tider Alf Dahl Adm.dir. Vestbase AS VESTBASE / KRISTIANSUND Logistikk- og serviceknutepunkt for offshoreaktiviteten i Norskehavet Vestbase-modellen

Detaljer

Fylkesvise økonomiske virkninger av reiseliv i Finnmark, Troms, Nordland og Nord-Trøndelag

Fylkesvise økonomiske virkninger av reiseliv i Finnmark, Troms, Nordland og Nord-Trøndelag Forfatter: Petter Dybedal Oslo 2003, 40 sider Sammendrag: Fylkesvise økonomiske av reiseliv i Finnmark, Troms, Nordland og Nord-Trøndelag Hovedtrekk i analyseverktøyet Med utgangspunkt i det nylig avsluttede

Detaljer

Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten. Siragrunnen - et viktig steg ut i havet

Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten. Siragrunnen - et viktig steg ut i havet Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten Siragrunnen - et viktig steg ut i havet Vårt utgangspunkt for Siragrunnen vindpark Skal realiseres uten offentlige tilskudd Skal realiseres innenfor det eksisterende

Detaljer

Aktuell kommentar. Hvordan vil omsetningen i norske bedrifter bli påvirket av et fall i oljeprisen? Nr. 4 2013. Pengepolitikk

Aktuell kommentar. Hvordan vil omsetningen i norske bedrifter bli påvirket av et fall i oljeprisen? Nr. 4 2013. Pengepolitikk Nr. 4 213 Aktuell kommentar Pengepolitikk Hvordan vil omsetningen i norske bedrifter bli påvirket av et fall i oljeprisen? En analyse basert på Norges Banks regionale nettverk Av Anna Sandvig Brander,

Detaljer

Forandring fornyelse - forbedring

Forandring fornyelse - forbedring Forandring fornyelse - forbedring 21. Offshore Strategikonferansen Stavanger, tirsdag 10. februar 2015 Adm. dir. Stein Lier-Hansen, Norsk Industri Norsk Industris Konjunkturrapport 2015 Spørsmål sendt

Detaljer

DNO ASA. Resultat for 4. kvartal samt årsresultat 1998

DNO ASA. Resultat for 4. kvartal samt årsresultat 1998 DNO ASA Resultat for 4. kvartal samt årsresultat 1998 STYRETS KOMMENTARER TIL 4. KVARTAL SAMT ÅRSRESULTAT 1998 DNO har som forretningsstrategi å drive øket oljeutvinning fra felt i sluttproduksjon og i

Detaljer

RESULTAT FOR TREDJE KVARTAL 2015

RESULTAT FOR TREDJE KVARTAL 2015 Pressemelding 28. oktober 2015 RESULTAT FOR TREDJE KVARTAL 2015 Statoil leverte et justert driftsresultat på 16,7 milliarder kroner før skatt, og et justert driftsresultat etter skatt på 3,7 milliarder

Detaljer

Aktuelt fra Norsk olje & gass 2014 Skatteseminar, Amsterdam

Aktuelt fra Norsk olje & gass 2014 Skatteseminar, Amsterdam Aktuelt fra Norsk olje & gass 2014 Skatteseminar, Amsterdam v/ Petra Windgätter, p.t. Leder Fiskalt utvalg (ConocoPhillips) Tema Høringssaker Revidert friinntekt forskrift overgangsregler Land-for-land

Detaljer

Vurderinger av kostnader og lønnsomhet knyttet til forslag til nye energikrav

Vurderinger av kostnader og lønnsomhet knyttet til forslag til nye energikrav Vurderinger av kostnader og lønnsomhet knyttet til forslag til nye energikrav For å vurdere konsekvenser av nye energikrav er det gjort beregninger både for kostnader og nytte ved forslaget. Ut fra dette

Detaljer

Oljevirksomheten mot nord. Brønnøysund 1. april 2011

Oljevirksomheten mot nord. Brønnøysund 1. april 2011 Oljevirksomheten mot nord Brønnøysund 1. april 2011 Finner ikke bildedelen med relasjons-id rid2 i filen. Vi er i dag 190 ansatte, kontor i Harstad med 12 ansatte Hovedkontor i Trondheim 2 Det norskes

Detaljer

Regjeringens samråd den 26. januar 2007 om CO2-håndtering på Kårstø Innspill fra Aker Kværner

Regjeringens samråd den 26. januar 2007 om CO2-håndtering på Kårstø Innspill fra Aker Kværner Regjeringens samråd den 26. januar 2007 om CO2-håndtering på Kårstø Innspill fra Aker Kværner Takk for at vi fikk anledning til å gi Aker Kværners synspunkter i paneldebatten den 26. januar. Vårt innlegg

Detaljer

AKTUELL KOMMENTAR. Petroleumsfondsmekanismen og Norges Banks tilhørende valutatransaksjoner NR. 02 2014 FORFATTER: ELLEN AAMODT

AKTUELL KOMMENTAR. Petroleumsfondsmekanismen og Norges Banks tilhørende valutatransaksjoner NR. 02 2014 FORFATTER: ELLEN AAMODT AKTUELL KOMMENTAR Petroleumsfondsmekanismen og Norges Banks tilhørende valutatransaksjoner NR. 02 2014 FORFATTER: ELLEN AAMODT Synspunktene i denne kommentaren representerer forfatternes syn og kan ikke

Detaljer

Petroleumskonferansen i Florø Vekst i Vest!

Petroleumskonferansen i Florø Vekst i Vest! Petroleumskonferansen i Florø Vekst i Vest! Innlegg 25. september 2012 Følgende manus dannet utgangspunkt for innlegget til olje- og energiministeren sitt innlegg på konferansen. Innledning - Sogn og Fjordane

Detaljer

StatoilHydro V&M kategoristrategi - En utfordrende mulighet for nordnorsk industri

StatoilHydro V&M kategoristrategi - En utfordrende mulighet for nordnorsk industri Classification: Internal Status: Draft Arctic Princess ved kai på Melkøya StatoilHydro V&M kategoristrategi - En utfordrende mulighet for nordnorsk industri Svein J. Grønhaug, Industrikoordinator StatoilHydro

Detaljer

Olje- og Gass konferansen 2012 Sandnessjøen, 5-6 juni 2012. 1 - Classification: Internal (Restricted Distribution) 2011-08-30

Olje- og Gass konferansen 2012 Sandnessjøen, 5-6 juni 2012. 1 - Classification: Internal (Restricted Distribution) 2011-08-30 Olje- og Gass konferansen 2012 Sandnessjøen, 5-6 juni 2012 1 - Classification: Internal (Restricted Distribution) 2011-08-30 Statoil i Nord Nord-Norges ledende industriutvikler. Etablert i Harstad i 1976

Detaljer

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan

olje- og gassfelt i norge kulturminneplan olje- og gassfelt i norge kulturminneplan 87 ULAOMRÅDET området omfatter feltene, Tambar, Blane og Oselvar. Blane, som ligger på både norsk og britisk sokkel, var det andre feltet som ble bygget ut, etter

Detaljer

Bioenergi sysselsettingseffekter og næringsutvikling Morten Ørbeck, Østlandsforskning Bodø 30.11.2011

Bioenergi sysselsettingseffekter og næringsutvikling Morten Ørbeck, Østlandsforskning Bodø 30.11.2011 Bioenergi sysselsettingseffekter og næringsutvikling Morten Ørbeck, Østlandsforskning Bodø 30.11.2011 1. Bruk og produksjon av bioenergi i Norge og Sverige 2. Bioenergimål, prisutvikling og rammebetingelser

Detaljer

Arbeidsmarkedet i Sør-Trøndelag - utvikling og utfordringer

Arbeidsmarkedet i Sør-Trøndelag - utvikling og utfordringer Arbeidsmarkedet i Sør-Trøndelag - utvikling og utfordringer Geir Arntzen - NAV Sør-Trøndelag Disposisjon Utvikling den siste perioden Utfordringer Forslag til løsninger Etterspørsel og tilbud av arbeidskraft

Detaljer

Fremtidige utbygginger

Fremtidige utbygginger Fremtidige utbygginger Freja Dagny og Glitne Volve Sigyn Grane Vale Skirne Byggve Tune Kvitebjørn 34/7 25S (STUJ) Gjøa Fram Mikkel Kristin Lavrans Trestakk Tyrihans Heidrun Nord Snøhvit Ringhorne Tambar

Detaljer

RAPPORT 1402 Bjørn G. Bergem, Arild Hervik og Oddmund Oterhals LEVERANDØREFFEKTER ORMEN LANGE 2008-2012

RAPPORT 1402 Bjørn G. Bergem, Arild Hervik og Oddmund Oterhals LEVERANDØREFFEKTER ORMEN LANGE 2008-2012 RAPPORT 1402 Bjørn G. Bergem, Arild Hervik og Oddmund Oterhals LEVERANDØREFFEKTER ORMEN LANGE 2008-2012 Bjørn G. Bergem, Arild Hervik og Oddmund Oterhals Leverandøreffekter Ormen Lange 2008-2012 Rapport

Detaljer

Prognoser for befolkningsutvikling og boligbehov i Rogaland frem til 2030

Prognoser for befolkningsutvikling og boligbehov i Rogaland frem til 2030 Januar 213 Prognoser for befolkningsutvikling og boligbehov i Rogaland frem til 23 Innhold 1. Bakgrunn 2. Sammendrag 3. Forutsetninger for prognosene 3.1 Sysselsetting 3.2 Arbeidsledighet 3.3 Befolkningsutviklingen

Detaljer

Aktivitet og kostnader på norsk sokkel

Aktivitet og kostnader på norsk sokkel Aktivitet og kostnader på norsk sokkel Jørgen Bækken underdirektør Olje- og energidepartementet Mai 2014 Norsk sokkel per 31.12.2013. Produsert og solgt: 6,2 mrd Sm 3 o.e. Gjenværende ressurser: 8 mrd

Detaljer

Hva rigger vi oss til?

Hva rigger vi oss til? Hva rigger vi oss til? Strategisamling Hammerfest Næringshage 10.2.2012 Marit Hansen, leder for kommunikasjon Classification: Ekstern 2012-02-09 Fra Nordsjøen til Barentshavet Statoil har sittet i førersetet

Detaljer

Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi

Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Petroleumsnæringen er Norges største industri Dagens aktivitetsnivå: 76 felt i produksjon - over 40% av

Detaljer

DNO ASA. Resultat 1. kvartal 1999

DNO ASA. Resultat 1. kvartal 1999 DNO ASA Resultat 1. kvartal 1999 STYRETS KOMMENTARER TIL 1. KVARTAL 1999 DNO har som forretningsstrategi å drive øket oljeutvinning fra felt i sluttproduksjon samt tidskritiske og / eller marginale petroleumsfelt.

Detaljer

AKTUELL KOMMENTAR. Petroleumsfondsmekanismen og Norges Banks valutatransaksjoner NR. 1 2016 MARIE NORUM LERBAK, KRISTIAN TAFJORD OG MARIT ØWRE-JOHNSEN

AKTUELL KOMMENTAR. Petroleumsfondsmekanismen og Norges Banks valutatransaksjoner NR. 1 2016 MARIE NORUM LERBAK, KRISTIAN TAFJORD OG MARIT ØWRE-JOHNSEN Petroleumsfondsmekanismen og Norges Banks valutatransaksjoner NR. 1 2016 MARIE NORUM LERBAK, KRISTIAN TAFJORD OG MARIT ØWRE-JOHNSEN Synspunktene i denne kommentaren representerer forfatternes syn og kan

Detaljer