Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet

Transkript

1 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? Tung olje? Lang distanse? Olje til land med dagens teknologi : Multiphase : Gas : Oil : Subsea wells : Subsea processing 5 - Classification: Internal RAPPORT Agenda Kaupang AS Fjordveien 1 N-1363 Høvik firmapost@agenda.no Tel Organisasjonsnr NO Bankkontonr Fax

2 AGENDA Kaupang Oppdragsgiver: Statoil Rapportnr.: 7025 Rapportens tittel: Ansvarlig konsulent: Kvalitetssikret av: Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Erik Holmelin Kaare Granheim Dato: 25. oktober

3 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Innhold_Toc SAMMENDRAG 6 DEL 1: UTBYGGING I HENHOLD TIL STATOILS INDUSTRISKISSER 14 1 UTBYGGINGSLØSNINGER FOR PETROLEUMSVIRKSOMHET PÅ NORDLAND 6 OG AKTUELLE UTBYGGINGSLØSNINGER FOR PETROLEUMSVIRKSOMHET PÅ NORDLAND 6 OG UTBYGGINGSKOSTNADER OG DRIFTSKOSTNADER VED DE ULIKE UTBYGGINGSLØSNINGENE PROBLEMSTILLINGER I DEN SAMFUNNSMESSIGE VIRKNINGSANALYSEN 23 2 VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL DE TRE UTBYGGINGSSCENARIOENE BEREGNING AV VARE- OG TJENESTELEVERANSER FORHOLDET TIL EØS-AVTALEN VARE- OG TJENESTELEVERANSER I UTBYGGINGSFASEN VARE- OG TJENESTELEVERANSER I DRIFTSFASEN 31 3 SYSSELSETTINGSMESSIGE VIRKNINGER AV DE TRE UTBYGGINGSSCENARIOENE BEREGNINGSMETODIKK NASJONALE, REGIONALE OG LOKALE SYSSELSETTINGSVIRKNINGER I DE TRE UTBYGGINGSSCENARIOENE I UTBYGGINGSFASEN NASJONALE, REGIONALE OG LOKALE SYSSELSETTINGSVIRKNINGER I DRIFTSFASEN 44 4 NÆRMERE OM LOKALE VIRKNINGER I LOFOTEN/VESTERÅLEN OG PÅ HELGELAND BEFOLKNINGSUTVIKLING OG NÆRINGSLIV I LOFOTEN OG VESTERÅLEN UTEN PETROLEUMSVIRKSOMHET BEFOLKNINGSUTVIKLING OG NÆRINGSLIV PÅ HELGELAND MED DAGENS PETROLEUMSVIRKSOMHET LOKALE VIRKNINGER AV DE TRE UTBYGGINGSSCENARIOENE I UTBYGGINGSFASEN LOKALE VIRKNINGER AV DE TRE UTBYGGINGSSCENARIOENE I DRIFTSFASEN 53 DEL 2: SAMFUNNSMESSIGE VIRKNINGER AV FULL RESSURSUTNYTTELSE PÅ NORDLAND 6 OG VIRKNINGER AV UTBYGGING AV DE RESTERENDE PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORDLAND 6 OG 7, FASE UTBYGGINGSLØSNINGER FOR DE RESTERENDE PETROLEUMSRESSURSENE PÅ NORDLAND 6 OG 7, FASE VARE OG TJENESTELEVERANSER TIL UTBYGGING OG DRIFT I FASE SYSSELSETTINGSVIRKNINGER I FASE SAMFUNNSMESSIGE VIRKNINGER AV FULL RESSURSUTNYTTELSE SAMLEDE VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL PETROLEUMSVIRKSOMHETEN PÅ NORDLAND 6 OG SAMLEDE SYSSELSETTINGSMESSIGE VIRKNINGER AV FULL RESSURSUTNYTTELSE PÅ NORDLAND 6 OG 7 73 VEDLEGG 1: BEREGNING AV NORSKE, REGIONALE OG LOKALE INVESTERINGSLEVERANSER 78 REFERANSER 84 R7025 3

4 AGENDA Kaupang Forord Agenda Kaupang AS har vært engasjert av Statoil for å utrede lokale og regionale samfunnsmessige virkninger på land av ulike former for petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7, utenfor Helgeland, Lofoten og Vesterålen. Studien er ment å skulle dekke to formål. I del 1 vises samfunnsmessige virkninger av en første fase av utbygging på Nordland 6 og 7 i henhold til utbyggingsscenarioer utledet fra Statoils industriskisser. I del 2 utvides dette gjennom en fase to til full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7 i henhold til Oljedirektoratets ressursanslag for området. I fase 1 av utbyggingen på Nordland 6 og 7 tar en utgangspunkt i tre aktuelle scenarioer for petroleumsvirksomheten i området, og fokuserer på regionale samfunnsmessig virkninger av disse i Nordland og Sør-Troms, med særlig vekt på lokale ringvirkninger på Helgeland og i Lofoten/Vesterålen. De ulike utbyggingsscenarioene er laget for å vise lokale og regionale virkninger av ulike former for aktuell petroleumsvirksomhet, og kombinasjoner av disse. Oljedirektoratet anslår utvinnbare petroleumsressurser på Nordland 6 og 7 til vel 200 mill Sm 3 oljeekvivalenter. De tre utbyggingsscenarioene viser virkningene av en fase 1 der litt under halvparten av dette ressursgrunnlaget bygges ut. I del 2 av rapporten har en også beskrevet virkningene av en senere utbyggingsfase 2, der resten av det anslåtte ressursgrunnlaget på Nordland 6 og 7 utbygges. En har så avslutningsvis summert opp de samfunnsmessige virkningene for fase 1 og 2, for å vise totalvirkningene ved full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7. Agenda Kaupang sender med dette ut en sluttrapport for studien. Rapporten er skrevet av samfunnsøkonom Erik Holmelin i samarbeid med siviløkonom Finn Arthur Forstrøm. Sivilingeniør Kaare Granheim har fungert som prosjektrådgiver med ansvar for kvalitetssikring av vårt arbeid. Høvik, 25. oktober 2010 Agenda Kaupang 4

5 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 R7025 5

6 AGENDA Kaupang Sammendrag Utbyggingsløsninger Statoil har ønsket å studere samfunnsmessige virkninger på land av utbygging og drift av framtidig petroleumsvirksomhet i områdene Nordland 6 og Nordland 7. Spesiell fokus ønskes på regionale virkninger i Nordland og Sør-Troms og lokale virkninger i henholdsvis Lofoten/Vesterålen og på Helgeland. Områdene Nordland 6 og Nordland 7 er foreløpig ikke åpnet for borevirksomhet, så ingen kan med sikkerhet vite størrelsen på de petroleumsressursene som skjuler seg nede i undergrunnen. Basert på seismikk har man imidlertid identifisert strukturer som framstår som svært lovende for senere funn. Oljedirektoratet (OD) anslår de utvinnbare petroleumsressursene på Nordland 6 og 7 til litt over 200 mill Sm 3 oljeekvivalenter. Statoils anslag på utvinnbare petroleumsressurser i området ligger en del høyere. Ut fra forventninger om større drivverdige funn både på Nordland 6 og 7, har Agenda i samarbeid med Statoil skissert tre ulike utbyggingsscenarioer for en første fase av petroleumsutbygging, der en bygger ut 100 millioner Sm 3 oljeekvivalenter, eller litt under halvparten av ODs ressursanslag. Til sammen er disse utbyggingsscenarioene ment å skulle vise mulige løsninger for petroleumsvirksomheten i området. De tre utbyggingsscenarioene er følgende: En undervannsutbygging av et oljefelt med noe assosiert gass på Nordland 6, knyttet opp mot et produksjonsskip (FPSO) forankret på feltet, i kombinasjon med utbygging av et gassfelt med assosiert olje på Nordland 7, med ilandføring til en landterminal i Vesterålen. En undervannsutbygging av et oljefelt med noe assosiert gass nord på Nordland 6, med ilandføring til en enkel oljeterminal i Lofoten, i kombinasjon med utbygging av et gassfelt med assosiert olje på Nordland 7, med ilandføring til en landterminal i Vesterålen. 6 En undervannsutbygging av et oljefelt med noe assosiert gass lenger sør på Nordland 6, med i landføring til Helgeland eller alternativt Lofoten, i kombinasjon med utbygging av et gassfelt med assosiert olje på Nordland 7, med ilandføring til en landterminal i Vesterålen. De tre utbyggingsscenarioene er utformet for å vise bredden i aktuelle utbyggingsløsninger for petroleum på Nordland 6 og 7. I tillegg viser utbyggingsscenarioene en tidsdimensjon for teknologisk utvikling, der scenario 1 greit kan bygges ut med dagens teknologi, mens scenario 2 og særlig 3 har en transportløsning for olje som teknologisk ligger noen få år fram i tid. Avslutningsvis i rapporten vises også samfunnsmessige virkninger av en senere fase 2, der en over tid bygger ut resten av ODs ressursanslag på Nordland 6 og 7. Videre vises for alle tre scenarioene summen av fase 1 og 2 som da blir virkningene av full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7. Vare og tjenesteleveranser til utbygging og drift av fase 1 De tre utbyggingsscenarioene i fase 1 har en samlet kostnadsramme på mrd 2010-kr, antatt fordelt over fire år i utbyggingsperioden. Så store prosjekter er viktige for næringslivet fordi de kan skape store leveranse- og sysselsettingsvirkninger. For å anslå disse virkningene må en dele utbyggingsprosjektene opp i undergrupper, og for hver undergruppe vurdere norsk, regionalt og lokalt næringslivs andel av verdiskapningen i vare- og tjenesteleveransene, både i utbyggingsfasen og i driftsfasen. Utgangspunktet for en slik beregning er erfaringer fra tidligere prosjekter på norsk

7 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 sokkel, og særlig i Norskehavet og Barentshavet, slik disse er dokumentert gjennom konsekvensutredninger og etterprøvingsstudier. Det understrekes at slike beregninger nødvendigvis inneholder noe usikkerhet. Med norsk verdiskapning i vare- og tjenesteleveranser 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. Samme beregningsmetode gjelder også på regionalt og lokalt nivå. Med regionalt nivå menes Nordland og Sør-Troms. Med lokalt nivå menes Lofoten/Vesterålen og Helgeland. På nasjonalt nivå viser beregningene norske vare- og tjenesteleveranser for mrd 2010-kr eller % av investeringene, avhengig av utbyggingsscenario. Regionalt i Nordland og Sør-Troms er vare- og tjenesteleveransene beregnet til 1,2-2,0 mrd kr, eller beskjedne 7-9 % av de norske leveransene. Årsaken til den lave andelen av norsk verdiskapning i utbyggingsprosjektene er at det regionale næringslivet i Nordland og Sør-Troms til nå har vært lite engasjert i oljeutbygging. Lokalt i Lofoten/Vesterålen og på Helgeland, er vare- og tjenesteleveransene beregnet til mill 2010-kr avhengig av utbyggingsscenario og sted. De beregnede vare- og tjenesteleveransene fordeler seg på næring med hovedvekt på bygge- og anleggsvirksomhet. Særlig er bygge- og anleggsvirksomhet dominerende på regionalt og lokalt nivå. Driftskostnadene ved de tre utbyggingsscenarioene er beregnet til 2,2-2,4 mrd kr pr år. Drift av petroleumsanlegg i Norge er langt på vei en ren norsk virksomhet. Bare reservedeler og noen spesialtjenester er vanligvis hentet fra utlandet. Norsk andel av verdiskapningen er her beregnet til %, avhengig av scenario. Dette gir beregnede norske driftsleveranser for 1,9-2,1 mrd 2010-kr pr år. På regionalt nivå i Nordland og Sør-Troms venter en årlige driftsleveranser for 0,8-1,1 mrd 2010-kr pr år, eller % av de norske vare- og tjenesteleveransene. Regional andel er høyest for scenario 2 og 3 der en har to landterminalanlegg. Lokalt i Lofoten og Vesterålen er årlige driftsleveranser beregnet til mill 2010-kr, høyest i scenario 2, der en har to landterminaler i området. På Helgeland er årlige driftsleveranser beregnet til mill 2010-kr, høyest i scenario 3, der en har en oljeterminal på Helgeland. Næringsmessig dominerer leveranser fra kraftforsyning, transport, bygg og anlegg og oljevirksomhet på nasjonalt og regionalt nivå. Lokalt dominerer leveranser fra oljevirksomhet og bygg og anlegg. I tillegg har Helgeland også kraftleveranser til anleggene. Sysselsettingsvirkninger av utbygging og drift i fase 1 Sysselsettingsmessige virkninger av utbygging og drift beregnes ved hjelp av kryssløpsbaserte planleggingsmodeller på nasjonalt og regionalt og lokalt nivå, med virkningskoeffisienter hentet fra nasjonalregnskapet. Planleggingsmodellene er de samme som brukes i samfunnsmessige konsekvensutredninger, og beregner direkte produksjonsvirkninger hos leverandører til anleggene og indirekte produksjonsvirkninger hos deres underleverandørbedrifter. I tillegg beregnes konsumvirkninger som følge av de sysselsattes forbruk, skattebetalinger m.v. De beregnede produksjonsvirkningene blir deretter omregnet til årsverk og fordelt på hovednæring. Sysselsettingsberegningene inneholder usikkerhet på anslagsvis +/- 20 %. I utbyggingsfasen er nasjonale sysselsettingsvirkninger i fase 1 beregnet til årsverk, lavest i scenario 1 og høyest i scenario 3. Sysselsettingsvirkningene fordeler seg med rundt 38 % på direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter, 29 R7025 7

8 AGENDA Kaupang % på indirekte produksjonsvirkninger hos deres norske underleverandører, og resten på konsumvirkninger. Virkningene fordeler seg over fire år i utbyggingsfasen. Merk at dette i liten grad er nyskapte arbeidsplasser. De fleste aktørene vil allerede være ansatt i leverandørbedrifter, slik at anleggsarbeidene bare bidrar til å holde dem i arbeid. På regionalt nivå i Nordland og Sør-Troms, er sysselsettingsvirkningene i utbyggingsfasen beregnet til årsverk, lavest i scenario 1, offshorescenarioet, og omtrent likt i de to andre scenarioene. Lokalt i Lofoten og Vesterålen er sysselsettingsvirkningene i fase 1 beregnet til årsverk, høyest i scenario 2, der en har to terminalanlegg i området. På Helgeland er de lokale sysselsettingsvirkningene i utbyggingsfasen beregnet til årsverk, klart høyest i utbyggingsscenario 3, der en bygger et terminalanlegg på Helgeland. På nasjonalt nivå fordeler sysselsettingsvirkningene i utbyggingsfasen seg temmelig jevnt på en rekke næringer. På regionalt nivå, og særlig lokalt, dominerer bygge- og anleggsvirksomhet sysselsettingsvirkningene. I driftsfasen er nasjonale sysselsettingsvirkninger beregnet til årsverk, og varierer dermed lite mellom de tre utbyggingsscenarioene. Rundt 42 % av dette er direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter, 25 % er indirekte produksjonsvirkninger hos underleverandører, mens resten er konsumvirkninger. Regionalt i Nordland og Sør-Troms er sysselsettingsvirkningene i driftsfasen beregnet til årsverk i et normalt driftsår, klart lavest i scenario 1. Lokalt i Lofoten/Vesterålen er sysselsettingsvirkningene i driftsfasen beregnet til årsverk i fase 1, klart høyest i scenario 2, der en har to terminalanlegg i området. På Helgeland er sysselsettingsvirkningene i driftsfasen beregnet til årsverk, lavest i scenario 2, og klart høyest i scenario 3, der en driver en terminal på Helgeland. Næringsmessig fordeler driftssysselsettingen på nasjonalt nivå seg på en rekke næringer, med hovedvekt på transport, oljevirksomhet, bygg og anlegg og forretningsmessig tjenesteyting. Regionalt dominerer bygg og anlegg og oljevirksomhet sysselsettingsvirkningene i driftsfasen, mens en lokalt også får mange arbeidsplasser i kommunal tjenesteyting som følge av eiendomsskatt fra terminalene. Lokale virkninger av petroleumsvirksomheten i Lofoten/Vesterålen og på Helgeland I Lofoten og Vesterålen bor det i dag vel mennesker, etter en nedgang på vel de siste 20 år. SSBs befolkningsframskriving venter at befolkningen vil holde seg på dette nivået i årene framover, men med en sterk indre sentralisering mot de største tettstedene. Som følge av at Lofoten/Vesterålen mangler nær 950 arbeidsplasser, slik at 4 % av de yrkesaktive må reise ut av området på jobb, er det vanskelig å skape grunnlag for ny vekst i befolkningen. Området trenger ny næringsvirksomhet. På Helgeland bor det i dag vel mennesker etter en nedgang på nær de siste 20 år. SSBs framskriving av befolkningen viser en fortsatt nedgang på vel de neste 20 årene, med fortsatt sentralisering mot de største tettstedene, men ikke like sterk som i Lofoten/Vesterålen. Helgeland mangler i dag nesten arbeidsplasser. Nesten 5 % av de yrkesaktive må reise ut av området på jobb. Også her trenger en nye arbeidsplasser for å stabilisere befolkningen og skape grunnlag for ny vekst. I Lofoten og Vesterålen er de lokale sysselsettingsvirkningene av drift av fase 1 beregnet til 500 årsverk i scenario 1 og 3, og 900 årsverk i scenario 2, der en har to terminalanlegg i området. For et område med arbeidsplasser og et underskudd på 900, er dette en betydelig aktivitetsøkning som langt på vei fjerner arbeidsplass- 8

9 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 underskuddet. Ikke bare får en permanente arbeidsplasser i oljevirksomhet, med et stort videre utviklingspotensial, en får også store ringvirkninger i andre næringer som kraftforsyning, transport, restaurantvirksomhet og forretningsmessig tjenesteyting. I tillegg får en nye arbeidsplasser innenfor kommunal tjenesteyting som følge av kommunal eiendomsskatt på mill 2010-kr pr år fra terminalanlegg. Og dette er altså bare driftsvirkningene av første fase av en utbygging på Nordland 6 og 7. Det er mer å hente senere ved full ressursutnyttelse i området. På Helgeland viser beregningene en sysselsettingseffekt av drift av fase 1 på årsverk, klart mest i Scenario 3, der en driver et stort terminalanlegg i området. Helgeland er stort, med arbeidsplasser og et underskudd på Petroleumsvirksomheten i fase 1 kan ikke her alene dekke opp dette arbeidsplassunderskuddet, selv ikke i scenario 3. Arbeidsplassunderskuddet blir imidlertid betydelig redusert, særlig rundt terminalanlegget og baseanleggene. Det vil også bli opp mot 100 nye arbeidsplasser rundt terminalanlegget som følge av kommunal eiendomsskatt beregnet til 55 mill 2010-kr pr år. Også på Helgeland vil dette vil dette bare være begynnelsen. Ved full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7, vil sysselsettingsvirkningene bli betydelig større, samtidig som en også får virkninger av økt petroleumsaktivitet på andre havområder utenfor Helgeland. Kommunal eiendomsskatt kan utskrives med 0,7 % pr år av anleggets industritakst. I beregningene har en lagt til grunn en industritakst på 80 % av investeringene ved hvert anlegg. Eiendomsskatten tilfaller i utgangspunktet vertskommunen til et anlegg, og kan som en ser ovenfor, utgjøre svært store beløp. Særlig gjelder dette for kommuner med liten befolkning som strengt tatt ikke har behov for så store inntekter. Det finnes derfor modeller for fordelig av eiendomsskatt mellom flere nabokommuner som samarbeider i stedet for å konkurrere om å få anlegget. En slik modell fra Nord-Møre er beskrevet i rapporten. Det er i dag etablert en helikopterbase i Brønnøysund og en forsyningsbase i Sandnessjøen som betjener petroleumsvirksomheten utenfor Helgeland. Helikopterbasen har i dag rundt 20 ansatte, og ventes å øke til over 30 når Skarvfeltet kommer i produksjon i Ved ytterligere økning i aktivitetsnivået utenfor Helgeland vil sysselsettingen ved helikopterbasen fortsette å øke, særlig om det blir etablert flere overflateinstallasjoner i området. I tillegg vil helikopterbasen gi store ringvirkninger i Brønnøysund, både i hotell og restaurantnæringen og gjennom økt trafikk på flyplassen. Helgelandsbase i Sandnessjøen har i dag en sysselsetting på og rundt basen på rundt 40 årsverk, men denne aktiviteten er nå i ferd med å ta seg opp og vil øke ytterligere når Skarv kommer i produksjon og det blir etablert et oljemiljø i byen. Hvor stor forsyningsbasen i Sandnessjøen vil kunne bli er vanskelig å forutse, men med en åpning av Nordland 6 og fortsatt utbygging på andre havområder utenfor Helgeland, er det ikke urimelig å tro at basen i løpet av få år kan få ansatte på baseområdet. I tillegg kommer betydelige ringvirkninger i byens næringsliv. I Lofoten og Vesterålen er det ennå ikke etablert støttefunksjoner for petroleumsvirksomhet. Ved åpning av Nordland 7 for letevirksomhet vil Statoil av sikkerhetsmessige grunner vurdere å opprette en fremskutt helikopterbase i området. En vil også i samarbeid med myndighetene vurdere å etablere en fremskutt forsyningsbase som kan betjene letevirksomheten. I en senere utbyggings- og driftsfase på Nordland 7 vil man vurdere å opprette en permanent miljøbase i Lofoten eller Vesterålen, med utstyr for oljeverkberedskap, miljøovervåkning m.v. R7025 9

10 AGENDA Kaupang I normal drift vil petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 ha små virkninger på turisme og øvrig næringsliv i Lofoten og Vesterålen og på Helgeland. Arealbeslagene ute i havet vil bli relativt små, og det vil ved normal drift ikke være utslipp av petroleum. På land vil terminalanlegg og en eventuell miljøbase bli bygget på steder der de er til minst mulig sjenanse for annet næringsliv, særlig turistbasert virksomhet. Først dersom en ulykke skulle skje, med utslipp av petroleum, vil anleggene på Nordland 6 og 7 ha større negative konsekvenser for fiske og turisme. Disse forhold er grundig behandlet i andre utredninger, og er ikke tema for denne studien. På et landbasert terminalanlegg for petroleum vil det ofte pågå større byggearbeider for å kunne behandle større mengder eller andre typer petroleum. Det kan også komme på tale med industriell utnyttelse av petroleum i form av fraksjonering av olje og gass eller industrielle nedstrømsaktiviteter. Samlet kan dette gi store investeringer og en betydelig sysselsettingseffekt på og rundt anlegget. En har i denne studien ikke tatt med slike anlegg i beregningene, men påpeker likevel at det her er et betydelig potensial for videre utvikling. Harstad har lenge vært utpekt som driftssenteret for petroleumsvirksomhet i Nord. Statoil har i dag rundt 280 ansatte i byen, de fleste innenfor letevirksomhet, men også noen i drift. Ved en åpning av Nordland 6 og 7 ventes en styrking av bemanningen i Harstad med rundt 50 personer i fase 1, og ytterligere 30 til ved full ressursutnyttelse. Dette vil øke bredden i driftsmiljøet i Harstad betydelig, og gjøre det mer attraktivt for andre oljeselskaper og andre avdelinger i Statoil å etablere seg i byen. Beregningsforutsetninger ved utbygging av de resterende petroleumsressursene på Nordland 6 og 7, fase 2 I fase 2 legger en til grunn at infrastrukturen for behandling av olje og gass fra Nordland 6 og 7 har blitt bygget i fase 1 i henhold til de tre utbyggingsscenarioene. Man har dermed etablert en gassterminal i Vesterålen og en eksportrørledning fra gass derfra til Haltenbanken. En har videre bygget enten en FPSO på Nordland 6 for behandling av olje (scenario1), en enkel oljeterminal i Lofoten (scenario 2) eller en oljeterminal på Helgeland (scenario 3). Ute i havet er videre to større felt bygget ut med undervannsinstallasjoner. Denne infrastrukturen kan bygges videre ut i fase 2 både for å behandle større mengder petroleum og andre typer petroleum. De resterende utvinnbare petroleumsreservene på Nordland 6 og 7 er i henhold til Oljedirektoratet vel 100 millioner Sm 3 oljeekvivalenter, litt mer enn det som ble bygget ut i fase 1. En må videre regne med å finne både olje og gass i begge områder. For å kunne behandle disse petroleumsressursene må man i fase 2 bygge ut gassterminalen i Vesterålen med et noe enklere oljebehandlingsanlegg som bare koster rundt halvparten av en ny oljeterminal. For å behandle større mengder gass fra Nordland 6 i fase 2, må man videre enten bygge en ny FPSO (scenario 1), et gassanlegg ved terminalen i Lofoten (scenario 2), eller et gassanlegg ved terminalen på Helgeland (scenario 3). Et slikt gassanlegg er beregnet til å koste rundt 67 % av en gassterminal Man må videre bygge en eksportrørledning for gass fra de nye anleggene som kobles til eksportrørledningen for gass ute i havet. Når det gjelder feltinstallasjoner og rørledninger regner en ellers med at utbyggingskostnadene blir de samme som i fase 1 for tilsvarende mengder petroleum. Samlet gir dette investeringer i fase 2 på rundt 41 mrd 2010-kr i scenario 1, og 36,5 mrd 2010-kr i henholdsvis scenario 2 og 3, fordelt over år etter at fase 1 er ferdig. Investeringene i fase 2 vil for scenario 2 og 3 være like, men anleggene vil være lokalisert forskjellige steder. 10

11 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 I driftsfasen vil det også være stordriftsfordeler ved terminalanleggene som medfører at man kan doble behandlingen av petroleum for 67 % merkostnader. Ved drift av, undervannsinstallasjoner og rørledninger vil det ikke være stordriftsfordeler av betydning. Økte driftskostnader i fase 2 er ut fra dette beregnet til nær 1900 mill 2010-kr i alle tre scenarioene. Beregningsresultater i fase 2 I utbyggingsfasen har en beregnet verdiskapningen i norske vare- og tjenesteleveranser i fase 2 til 18,6 mrd 2010-kr eller % av investeringene i alle tre utbyggingsscenarioene. Nordland og Sør-Troms andel av dette er beregnet til 735 mill 2010-kr eller 4 % i scenario 1, der man bygger en ny FPSO, og 1170 mill 2010-kr eller 6 % i scenario 2 og 3, der man utvider terminalanleggene. Lokalt i Lofoten og Vesterålen er tilsvarende verdiskapningen i vare- og tjenesteleveranser til utbygging av fase 2 beregnet til nær 300 mill kr i scenario 1 og 3, og nær 550 mill 2010-kr i scenario 2. Lokal verdiskapning på Helgeland blir rundt 175 mill 2010-kr i scenario 1 og 2, og 420 mill 2010-kr i scenario 3, der det ene terminalanlegget ligger på Helgeland, Disse leveransene fordeler seg på næring omtrent som i fase 1. Økt verdiskapning i norske leveranser til drift av fase 2 er tilsvarende beregnet til nær 1650 mill 2010-kr eller 86 % av de økte driftskostnadene i alle tre utbyggingsscenarioene. Nordland og Sør-Troms andel av dette er beregnet til rundt 625 mill 2010-kr eller 38 % i scenario 1, og vel 800 mill kr eller 49 % i scenario 2 og 3 som i fase 2 har helt like anlegg, bare lokalisert på ulike steder. Lokalt i Lofoten og Vesterålen er økt verdiskapning i driftsleveranser til fase 2 beregnet til rundt 240 mill 2010-kr i scenario 1 og 3, mens økt verdiskapning i scenario 2 er hele 465 mill 2010-kr, som følge av drift av to anlegg i området. På Helgeland finner man tilsvarende økt verdiskapning til drift av fase 2 på 190 mill 2010-kr i scenario 1, 115 mill kr i scenario 2 og 340 mill kr i scenario 3. Også i drift er fordeler leveransene seg på næring omtrent som i fase 1. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbygging av fase 2 er ved hjelp av planleggingsmodellene ovenfor beregnet til årsverk avhengig av scenario. Av dette ventes Nordland og Sør-Troms å få rundt 970 årsverk i scenario 1 og 1570 årsverk i scenario 2 og 3. Lokalt i Lofoten og Vesterålen venter man sysselsettingsvirkninger på rundt 380 årsverk i scenario 1, 740 årsverk i scenario 2 og 410 årsverk i scenario 3. På Helgeland får man tilsvarende 230 årsverk i scenario 1, 250 årsverk i scenario 2 og 580 årsverk i scenario 3. I driftsfasen får man beregnede sysselsettingsvirkninger på nasjonalt nivå i fase 2 på årsverk i alle tre scenarioene. Av dette ventes 620 årsverk i Nordland og Sør-Troms i scenario 1, mot 840 årsverk i scenario 2 og 3. Lokalt i Lofoten og Vesterålen venter en i driftsfasen lokale sysselsettingsvirkninger på 340 årsverk i scenario 1 og 3, mot 650 årsverk i scenario 2 der en driver to anlegg. På Helgeland får en tilsvarende 140 årsverk i scenario 1, bare 40 årsverk i scenario 2, og rundt 350 årsverk i scenario 3, der det ene terminalanlegget ligger på Helgeland. Samfunnsmessige virkninger av full ressursutnyttelse Samfunnsmessige virkninger av full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7 framkommer til slutt enkelt som summen av virkningene i utbyggingsfase 1 og 2. Hovedresultatene når det gjelder leveranser, viser en norsk verdiskapning i utbyggingsfasen ved full ressursutnyttelse på mrd 2010-kr, mest i scenario 3. Regionalt i Nordland og Sør-Troms finner man en verdiskapning i utbyggingsfasen på R

12 AGENDA Kaupang rundt 1950 mill 2010-kr i scenario 1 og vel 3100 mill kr i scenario 2 og 3. Lokalt i Lofoten og Vesterålen finner man ved full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7 en lokal verdiskapning i vare og tjenesteleveranser til utbygging på 780 mill 2010-kr i scenario 1, nær 1500 mill kr i scenario 2 og nær 850 mill kr i scenario 3. Tilsvarende tall for Helgeland er 450 mill 2010-kr i scenario 1 og 2, og 1060 mill kr i scenario 3. I driftsfasen viser beregningene en norsk verdiskapning ved full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7 på mill 2010-kr pr år, avhengig av utbyggingsscenario. Regionalt finne man her en verdiskapning i driftsfasen på vel 1400 mill 2010-kr i scenario 1, nær 1800 mill kr i scenario 2 og nær 1900 mill 2010-kr i scenario 3. Lokalt finner en her for Lofoten og Vesterålen en verdiskapning i driftsfasen på 565 mill kr i scenario 1 og 3 og 1050 mill kr i scenario 2, der man drifter to terminalanlegg i området. Tilsvarende tall for Helgeland er vel 400 mill 2010-kr i scenario 1, 230 mill kr i scenario 2 og 800 mill kr i scenario 3, der den ene terminalen ligger på Helgeland. Hovedresultatene av full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7 for sysselsetting, er vist for utbyggingsfasen i tabell S1-S4. Tabell S1: Nasjonale og regionale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen. Scenario 3. Årsverk Nasjonalt Regionalt Scenario Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Industriproduksjon Transport Varehandel, hotell, restaurant Bygg og anlegg Boring Oljevirksomhet Forretningsmessig tjenesteyting Andre næringer Totalt produksjonsvirkninger Konsumvirkninger Totale sysselsettingsvirkninger En ser av tabell S1 at i utbyggingsfasen er de nasjonale sysselsettingsvirkningene ved full ressursutnyttelse beregnet til årsverk, og varierer dermed forholdsvis lite mellom utbyggingsscenarioene. På regionalt nivå er forskjellene betydelig større. Her gir en offshoreutbygging på Nordland 6 etter scenario1bare vel årsverk, mens de to andre scenarioene, der en bygger terminalanlegg for Nordland 6 på land, gir rundt årsverk. En ilandføring gir dermed betydelig større regionale sysselsettingsvirkninger enn en offshoreutbygging. Tabell S2: Lokale sysselsettingsvirkninger av full ressursutnyttelse i utbyggingsfasen. Scenario 3. Årsverk Sysselsettingsvirkninger Lofoten/ Vesterålen Helgeland Scenario Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Industriproduksjon Transport Varehandel, hotell, restaurant Bygg og anlegg Oljevirksomhet Andre næringer Totalt produksjonsvirkninger Konsumvirkninger Totale sysselsettingsvirkninger

13 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Den samme effekten ser en også lokalt. I scenario 2, der en bygger terminalanlegg både i Vesterålen og i Lofoten nesten dobles sysselsettingseffektene i utbyggingsfasen i forhold til de andre scenarioene der en bare har et terminalanlegg i området. Det samme ser en på Helgeland, der sysselsettingseffekten i scenario 3 der man bygger et terminalanlegg på Helgeland er på nesten årsverk, mot bare rundt 600 årsverk i de to andre scenarioene der man ikke får et terminalanlegg i området. Årlige sysselsettingsvirkninger i driftsfasen framgår av tabell S3 og S4. Tabell S3: Nasjonale og regionale sysselsettingsvirkninger av scenario 3 i driftsfasen. Årsverk Årlige sysselsettingsvirkinger Nasjonalt Regionalt Scenario Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Industriproduksjon kraft og vannf Transport Varehandel, hotell, restaurant Bygg og anlegg Kommunal tjenesteyting Oljevirksomhet Forretningsmessig tjenesteyting Andre næringer Totalt produksjonsvirkninger Konsumvirkninger Totale sysselsettingsvirkninger En ser av tabell S3 at på nasjonalt nivå er driftsvirkningene beregnet til vel årsverk i alle tre scenarioene. På regionalt nivå i Nordland og Sør-Troms er det imidlertid forskjeller mellom scenarioene. Her gir drift av en offshoreutbygging på Nordland 6 med bare en landterminal vel årsverk i driftsfasen, mens ilandføringsalternativene for olje, med to landterminaler, gir rundt årsverk hver. Tabell S4: Lokale sysselsettingsvirkninger av full ressursutnyttelse i scenario 3 i driftsfasen. Årsverk Årlige sysselsettingsvirkinger Lofoten/ Vesterålen Helgeland Scenario Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Scenario 1 Scenario 2 Scenario 3 Industriproduksjon kraft og vannf Transport Varehandel, hotell, restaurant Bygg og anlegg Kommunal tjenesteyting Oljevirksomhet Forretningsmessig tjenesteyting Andre næringer Totalt produksjonsvirkninger Konsumvirkninger Totale sysselsettingsvirkninger Den samme effekten ser en også lokalt. I scenario 2 der en har to terminalanlegg i Lofoten/Vesterålen, blir sysselsettingsvirkningene i driftsfasen hele årsverk, mens de bare blir vel 800 årsverk hvis området bare får et terminalanlegg. På Helgeland ser en tilsvarende at et terminalanlegg i scenario 3 gir 840 årsverk i driftsfasen, mens scenarioene uten terminalanlegg i området bare gir årsverk. Det er dermed ingen tvil om at hvorvidt det blir ilandføring eller ikke er viktig både for regionen og lokalt. Det samme gjelder hvor terminalanleggene blir lokalisert. R

14 AGENDA Kaupang 14 Del 1: Utbygging i henhold til Statoils industriskisser 1 Utbyggingsløsninger for petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og Aktuelle utbyggingsløsninger for petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Statoil ønsker å studere samfunnsmessige virkninger på land av utbygging og drift av framtidig petroleumsvirksomhet i områdene Nordland 6 og Nordland 7. Spesiell fokus ønskes på regionale virkninger i Nordland og Sør-Troms og lokale virkninger i henholdsvis Lofoten/Vesterålen og på Helgeland. Områdene Nordland 6 og Nordland 7 er foreløpig ikke åpnet for borevirksomhet, så ingen kan med sikkerhet vite hvilke petroleumsressurser som skjuler seg nede i undergrunnen. Det er imidlertid skutt seismikk i området, og basert på denne og andre studier har man identifisert en rekke strukturer som framstår som svært lovende for funn. Oljedirektoratet anslår forsiktig med bakgrunn i dagens kunnskap, de utvinnbare petroleumsressursene på Nordland 6 og 7 til litt over 200 millioner Sm 3 oljeekvivalenter (Ref.1). Statoils anslag på utvinnbare petroleumsressurser i området ligger en del høyere. Ut fra forventninger om større drivverdige funn både på Nordland 6 og Nordland 7, har Agenda i samarbeid med Statoil skissert tre ulike utbyggingsscenarioer for første fase av petroleumsutbygging på Nordland 6 og 7 (Ref. 2). Til sammen er disse utbyggingsscenarioene ment å skulle vise virkningene på land i området av ulike former for petroleumsutbygginger. De tre utbyggingsscenarioene er følgende: En undervannsutbygging av et oljefelt på Nordland 6, knyttet opp mot et produksjonsskip (FPSO) forankret på feltet, i kombinasjon med utbygging av et gassfelt på Nordland 7, med ilandføring til en landterminal i Vesterålen. En undervannsutbygging av et oljefelt nord på Nordland 6, med ilandføring til en enkel oljeterminal i Lofoten, i kombinasjon med utbygging av et gassfelt på Nordland 7, med ilandføring til en landterminal i Vesterålen. En undervannsutbygging av et oljefelt lenger sør på Nordland 6, med i landføring til Helgeland eller alternativt Lofoten, i kombinasjon med utbygging av et gassfelt på Nordland 7, med ilandføring til en landterminal i Vesterålen. De tre utbyggingsscenarioene er utformet for å vise bredden i aktuelle utbyggingsløsninger for petroleum på Nordland 6 og 7. En får her vist både regionale og lokale virkninger av en offshoreutbygging av et oljefelt på Nordland 6, to former for havbunnsutbygging av et oljefelt på Nordland 6 med ilandføring, og utbygging av et gassfelt på Nordland 7 med ilandføring av gass og assosiert væske til en landterminal i Vesterålen. Scenarioene viser også aktuelle eksportløsninger for olje og gass. I tillegg viser utbyggingsscenarioene en tidsdimensjon for teknologisk utvikling. Med dagens teknologi vil utbygging av et mindre oljefelt, eller et oljefelt med tung olje langt sør på Nordland 6, mest sannsynlig bli bygget ut med en FPSO, slik det er forutsatt i scenario 1. Noen få år fram i tid, og trolig før en aktuell utbygging på Nordland 6 blir aktuell (man må finne olje først), vil man temmelig sikkert ha teknologi på

15 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 ilandføring av produsert olje over en distanse på km, slik at et oljefelt nord på Nordland 6 kan ilandføres til en enkel terminal sør i Lofoten i henhold til scenario 2. Onshore utbygging Via Lofoten til Nordland 7 Offshore utbygging Videreutviklet teknologi for lengre avstander Små volumer? Tung olje? Lang distanse? Olje til land med dagens teknologi : Multiphase : Gas : Oil : Subsea wells : Subsea processing 5 - Classification: Internal Figur 1.1: De tre utbyggingsscenarioene Ytterligere noen år fram i tid, kanskje rundt 2020, venter man gjennom en kombinasjon av tiltak å kunne ilandføre olje over en distanse på mer enn 100 km. Prøvedrift av slike anlegg i mindre skala er allerede i gang. Dette betyr at man har et større geografisk spillerom for valg av ilandføringssted. I scenario 3 har en som eksempel valgt ilandføring fra et oljefelt langt sør på Nordland 6 til en fullt utbygget terminal på Helgelan. Her har man imidlertid også muligheter for ilandføring til en terminal i en mer beskyttet havn lenger inne i Lofoten, så det potensielle ilandføringsområdet er stort. En skisse av utbyggingsløsningene ved de tre utbyggingsscenarioene er vist i figur 1.1. I figuren har en også antydet tidsdimensjonen for slike utbygginger. Utbyggingsløsningene i fase 1av en petroleumsutbygging på Nordland 6 og 7 er basert på utnyttelse av nær 100 millioner Sm 3 oljeekvivalenter, noe som er tilstrekkelige utvinnbare petroleumsressurser til å kunne forsvare separate utbygginger og etablering av regional infrastruktur. Merk imidlertid at dette bare er under halvparten av de utvinnbare petroleumsressursene som Oljedirektoratet antar befinner seg på Nordland 6 og 7. Scenarioene ovenfor må derfor bare betraktes som et eksempel på fase 1 av en utbygging av Nordland 6 og 7. En regner med at ytterligere funn vil fases inn mot etablert infrastruktur etter hvert, slik at terminalanleggene over tid vil utvikle seg til å behandle både olje og gass. De samfunnsmessige virkningene av dette er kort vist avslutningsvis i rapporten. På grunnlag av scenarioskissene ovenfor har Agenda spesifisert utbyggingsløsningene nærmere, slik at de kan konsekvensutredes. En har også beregnet utbyggingskostnader og driftskostnader. En skal gjøre nærmere rede for innholdet i de tre utbyggingsscenarioene nedenfor. R

16 AGENDA Kaupang Utbyggingsscenario 1 I det første utbyggingsscenarioet forutsettes det at man bygger ut et oljefelt sør på Nordland 6, som en undervannsutbygging med brønnrammer på havbunnen, tilknyttet Figur 1.2: Utbyggingsløsning Utbyggingsscenario 1 et fast forankret produksjonsskip på feltet, en såkalt FPSO. Produksjonsskipet har utstyr for prosessering og lagring av olje. Oljen eksporteres direkte fra produksjonsskipet med skytteltankere, mens assosiert gass og vann i utgangspunktet injiseres i reservoaret som trykkstøtte. Større gassmengder kan eventuelt eksporteres gjennom en passerende eksportrørledning fra Vesterålen til haltenbanken, se figur 1.2. Utbyggingsscenario 1 forutsetter videre at det bygges ut et gassfelt med assosiert olje og kondensat på Nordland 7, utenfor Vesterålen. Feltet vil være så nær land at det bygges ut som en undervannsutbygging gjennom bunnrammer på havbunnen, med ilandføring av brønnstrømmen til en nybygd landterminal i Vesterålen. Ved den nye landterminalen skilles olje og kondensat fra gass. Olje og kondensat eksporteres på skip, mens tørrgass sendes gjennom en eksportrørledning for gass fra terminalen til Haltenbanken, for videre eksport derfra. En skisse av utbyggingsløsningen er vist i figur

17 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og Utbyggingsscenario 2 Utbyggingsscenario 2 tar utgangspunkt i at man bygger ut et oljefelt lenger nord på Nordland 6, rett sør for Lofoten. Også her bygges oljefeltet ut med undervannsbrønner på havbunnen men brønnstrømmen samles i en manifold for ilandføring, og pumpes Figur 1.3: Utbyggingsløsning i Utbyggingsscenario 2 førstetrinns prosessering av olje og gass, der vann og sand skilles ut før delvis stabilisert olje sendes videre gjennom en rørledning til terminalen i Vesterålen for full stabilisering og eksport. Utskilt gass sendes til en gasseksportrørledning for eksport sørover. Videre forutsetter også Utbyggingsscenario 2 at det bygges ut et gassfelt med assosiert olje og kondensat på Nordland 7, utenfor Vesterålen. Feltet vil være så nær land at det bygges ut som en undervannsutbygging gjennom bunnrammer på havbunnen, med ilandføring av brønnstrømmen til en nybygd landterminal i Vesterålen. Ved den nye landterminalen skilles olje og kondensat fra gass. Olje og kondensat eksporteres på skip, mens tørrgass sendes gjennom en eksportrørledning for gass fra terminalen til Haltenbanken, for videre eksport derfra. En skisse av Utbyggingsscenario 2 er vist i figur 1.3. Dersom det ikke er etablert infrastruktur på Nordland 7, kan terminalen i Lofoten eventuelt bygges ut for full prosessering og utskiping av olje. På grunn av dårlige havneforhold i ytre Lofoten, må oljen i så fall enten bøyelastes, eller fraktes i rør til nærmeste egnede havn. R

18 AGENDA Kaupang Utbyggingsscenario 3 I Utbyggingsscenario 3 forutsettes det at teknologien for havbunnsprosessering og flerfasestrømning er videreutviklet til å transportere olje over avstander på km. Dette gir større fleksibilitet med hensyn til lokalisering av et landanlegg for full prosessering av olje og gass for eksport. Ved en utbygging sør på Nordland 6, som i Figur 1.4: Utbyggingsløsning for oljedelen i Utbyggingsscenario 3 utviklingsscenario 1, kan oljeterminalen dermed enten legges til Helgeland, eller lenger nord i Lofoten, der det er muligheter for å finne bedre havneforhold. Videre forutsetter også Utbyggingsscenario 3 at det bygges ut et gassfelt med assosiert olje og kondensat på Nordland 7, utenfor Vesterålen. Feltet vil være så nær land at det bygges ut som en undervannsutbygging gjennom bunnrammer på havbunnen, med ilandføring av brønnstrømmen til en nybygd landterminal i Vesterålen. Ved den nye landterminalen skilles olje og kondensat fra gass. Olje og kondensat eksporteres på skip, mens tørrgass sendes gjennom en eksportrørledning for gass fra terminalen til Haltenbanken, for videre eksport derfra. 18

19 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 En skisse av utbyggingsløsningen er vist i figur 1.4. Før en utbygging av petroleumsfelt på Nordland 6 og 7 kan komme i gang, må det gjennomføres leteboring i området som kan påvise utvinnbare reserver. Oppstart av slik leteboring, og omfanget av slike aktiviteter, er ennå ikke avklaret politisk. Samfunnsmessige virkninger av leteboring på Nordland 6 og 7 er derfor holdt utenfor denne analysen. Foreliggende studie konsentrerer seg i stedet om å vise samfunnsmessige virkninger av senere utbyggings- og driftsaktiviteter i området Energiforsyning og utbyggingstid Installasjonene ute på feltene forutsettes i alle tre utbyggingsscenarioene å bli drevet med elektrisitet fra land. Det samme gjelder landterminalene. Dette krever en oppgradering av det regionale elektrisitetsnettet særlig i Lofoten og Vesterålen. Et anleggsbidrag fra petroleumsvirksomheten til denne oppgraderingen av regionalnettet, er lagt inn som kostnad i utbyggingsprosjektene. Oppgraderingen vil også betjene planlagte terminaler i området. Alle feltinstallasjoner forutsettes ellers å bli overtrålbare. Utbygging av felt og landterminaler i fase 1 forutsettes å skje i løpet av en fireårsperiode. Konkrete lokaliseringssteder for landterminaler i Lofoten, Vesterålen eller på Helgeland er foreløpig ikke fastsatt. Dette vil bli nærmere vurdert gjennom en egen lokaliseringsstudie når en etablering måtte bli aktuelt Forsyningsbaser og helikopterbaser Landaktivitet tilknyttet petroleumsvirksomheten på norsk sokkel har historisk sett blitt regulert av staten, noe som har lagt grunnlag for den basestrukturen som er etablert pr i dag. Dette har over tid skapt betydelig aktivitet langs norskekysten, blant annet ved forsyningsbasene i Sandnessjøen og i Hammerfest, og ved helikopterbasene i Brønnøysund og Hammerfest. Det er også skapt betydelig aktivitet i Harstad som følge av det letemiljøet og driftsmiljøet som er bygget opp der. Ved åpning for leteaktivitet på Nordland 6 og 7, vil Statoil primært velge å videreutvikle eksisterende infrastruktur der selskapet allerede har aktiviteter knyttet til forsyningstjeneste og personelltransport. For forsyningstjenesten vil dette i hovedsak medføre en styrking av selskapets virksomhet i Sandnessjøen. Statoil vil imidlertid også vurdere å opprette en midlertidig framskutt base i Lofoten eller Vesterålen i letefasen dersom dette er hensiktsmessig. For personelltransport vil Brønnøysund fungere som helikopterbase for store deler av Nordland 6. For områdene lenger nord vurderes det å opprette en ny helikopterbase nærmere leteområdene av sikkerhetsmessige grunner. I en senere utbyggings- og driftsfase vil Sandnessjøen, som i letefasen, være foretrukket for forsyning av mesteparten av Nordland 6. For å betjene områdene lenger nord vil Statoil i denne fasen, i samråd med myndighetene, vurdere en større utbygging av en permanent miljøbase i Lofoten eller Vesterålen. En slik miljøbase vil fungere som en miljøvennlig forsyningsbase, base for oljevernberedskap og som senter for miljøovervåkning. Et slikt basekonsept vil være en sterk bidragsyter for styrking av vern av kystområdene, og for økt beredskap langs Nordlandskysten. For personelltransport vil Statoil primært velge en videreføring av den basestrukturen som er benyttet i letefasen. Omfanget av forsynings- og helikopteraktivitet i en driftsfase vil avhenge av hvilke utbyggingsløsninger som velges. R

20 AGENDA Kaupang 1.2 Utbyggingskostnader og driftskostnader ved de ulike utbyggingsløsningene Investeringskostnader i de tre utbyggingsscenarioene Med utgangspunkt i de tre utbyggingsscenarioene ovenfor har Statoil grovt beregnet investeringskostnader og driftskostnader for ulike anlegg. ( Ref. 3). Disse kostnadene er utdypet og spesifisert videre av Agenda, basert på kostnadsfordelingen ved tidligere utbygginger av samme type. Resultatet er gjengitt etter type anlegg og utbyggingsløsning i tabell 1.1 og samlet i utbyggingsscenarioer i tabell 1.2. Tabell 1.1: Investeringskostnader i fase 1 etter type anlegg og utbyggingsløsning. Mrd 2010-kr Utbyggingsløsning N6 Olje N6 Olje til N6 Olje til N7 Gass Offshore land, lang land, kort til land Dekk med prosessutstyr FPSO 4,6 Understell FPSO 5,5 Undervannsanlegg og rørledninger 12,5 20,6 11,5 12,4 Landterminalanlegg 9,4 8,9 12,2 Oppgradering av elektrisitetsforsyning 0,3 0,3 0,3 Sum investering 22,9 30,3 20,7 24,6 En ser av tabell 1.1 at en offshoreutbygging av et oljefelt sør på Nordland 6 er kostnadsberegnet til 22,9 mrd 2010-kr, fordelt med 10,1 mrd kr på produksjonsskipet og 12,5 mrd kr på undervannsanlegg og rør. Velger man ved en noe senere utbygging i stedet å ilandføre olje og gass til Helgeland eller Lofoten, blir totalkostnadene for oljeutbyggingen rundt 30,3 mrd 2010-kr, fordelt med 20,6 mrd kr på undervannsanlegg og rørledninger, herunder også rørledning til land, og styringskabler m.v. fra land til feltet, og 9,4 mrd kr på terminalen. En undervannsutbygging av et oljefelt lenger nord på Nordland 6 er som en ser kostnadsberegnet til 20,7 mrd 2010-kr, fordelt med 11,5 mrd kr på undervannsanlegg og rørledninger og 8,9 mrd kr på en enkel oljeterminal i Lofoten. Både rørledning og styringskabler blir her betydelig kortere, og dermed billigere, enn ved utbygging lenger sør på Nordland 6. I alle tre oljeutbyggingsscenarioene kommer i tillegg bidrag til en oppgradering av den regionale elektrisitetsforsyningen i Lofoten og Vesterålen med rundt 0,3 mrd 2010-kr. Endelig ser en av tabell 1.1 at en undervannsutbygging av et gassfelt på Nordland 7 med ilandføring til en terminal i Vesterålen, er kostnadsberegnet til 24,6 mrd 2010-kr, fordelt med vel 12,4 mrd kr på undervannsanlegg og rørledninger og 12,2 mrd kr på terminalen i Vesterålen, herav 3,0 mrd til eksportrørledningen for gass. Summerer en disse utbyggingsløsningene på utbyggingsscenario, som angitt i avsnitt 1.1, framkommer samlede investeringskostnader for disse som vist i tabell 1.2. Tabell 1.2: Investeringskostnader i fase 1 etter utbyggingsscenario. Mill 2010-kr. Utbyggingsalternativ Olje Gass Sum Alt 1: N6 Olje offshore. N7 Gass til land 22,9 24,6 47,5 Alt 2: N6 Olje kort til land. N7 Gass til land 20,7 24,6 45,3 Alt 3: N7 Olje lang til land. N7 Gass til land 30,3 24,6 54,9 En ser av tabell 1.2 at Utbyggingsscenario 1, offshore oljeutbygging kombinert med gassutbygging til terminal på land, har en samlet kostnadsramme på 47,5 mrd kr. Dette scenarioet kan greit bygges ut med dagens teknologi. 20

21 Samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet på Nordland 6 og 7 Bygger man i Utbyggingsscenario 2 i stedet ut et kystnært oljefelt sør for Lofoten med ilandføring av olje over en kort distanse, blir totalkostnaden inkludert gassutbyggingen, 45,3 mrd 2010-kr. Scenarioet kan bygges ut i løpet av få år med en mindre utvikling av dagens teknologi for flerfasetransport av olje. Bygger man i Utbyggingsscenario 3 ut et oljefelt sør på Nordland 6 med lang i landføring, blir totalkostnadene inkludert gassutbyggingen, 54,9 mrd 2010-kr, fordelt over fire år i utbyggingsperioden. Scenarioet krever en videreutvikling av dagens teknologi for undervannsprosessering og flerfasetransport av olje. I alle utbyggingsscenarioene forutsettes utbyggingen å skje i løpet av en fireårsperiode. Investeringene ovenfor vil dermed fordele seg over fire år i utbyggingsfasen. De tre scenarioene ovenfor viser utbyggingskostnadene for fase 1 av en petroleumsutvinning på Nordland 6 og 7. I en senere fase 2 vil resten av de forventede utvinnbare petroleumsressursene i området gradvis bli utbygget i løpet av år, og koblet opp mot eksisterende infrastruktur der dette er mulig. Med utgangspunkt i den infrastrukturen som blir etablert i utbyggingsscenario 3, har en avslutningsvis i rapporten forsøkt å beskrive de samfunnsmessige virkningene av en slik full ressursutnyttelse på Nordland 6 og 7. Investeringskostnadene i fase 2 er beregnet til 36,5 mrd 2010-kr, fordelt med 20,5 mrd kr på Nordland 6 og 16,0 mrd kr på Nordland 7. Merk at dette er betydelig lavere enn utbyggingskostnadene i fase 1 for tilsvarende petroleumsressurser, fordi man i fase 2 kan utnytte den infrastrukturen som ble etablert i fase 1, i form av landterminaler og eksportrørledning for gass Driftskostnader ved de tre utbyggingsscenarioene På samme måte som for investeringskostnadene, har Statoil også grovt beregnet årlige driftskostnader for de ulike anleggene. Disse tallene har Agenda spesifisert videre for beregningsformål. Resultatet er vist fordelt på kostnadstype og anlegg i tabell 1.3, og samlet på utbyggingsscenario i tabell 1.4. Tabell 1.3: Årlige driftskostnader i fase 1 fordelt på kostnadstype og anlegg. Mill 2010-kr. Utbyggingsløsning N6 Olje N6 Olje til N6 Olje til N7 Gass Offshore land, lang land, kort til land Driftskostnader offshore Driftskostnader på land Drift eksportrørledning for gass 40 Elektrisitetskostnader Indirekte driftskostnader på land Sum driftskostnader En ser av tabellen at en oljeutbygging på N6 offshore har beregnede driftskostnader på 1310 mill 2010-kr pr år, fordelt med 825 mill kr offshore, på FPSO og undervannsanlegg, nær 460 mill kr i elektrisitetskostnader til drift av FPSO og undervannsanlegg, og resten i indirekte kostnader. Prosessbemanningen på produksjonsskipet ventes å bli på rundt 35 personer pr skift, med tre skift. I tillegg kommer cateringpersonell og innleid vedlikeholdspersonell med personer til pr skift, slik at det til enhver tid er personer om bord. Det vil her også bli aktuelt med en driftsorganisasjon på land med anslagsvis 50 personer, trolig lagt til Statoils driftsmiljø i Harstad. R