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

Oppdragsgiver: AGENDA Utredning & Utvikling AS Postboks 542 1301 Sandvika Tlf 67 57 57 00 Fax 67 57 57 01 Statoil Rapportnr.: R 5206 Rapportens tittel: Spesifikasjon: Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser Rapporten skal belyse de viktigste samfunnsmessige konsekvensene av utbygging og drift av petroleumsfeltet Gjøa helt nord i Nordsjøen, vest for Sogn. Tidsfrist: 5 juli 2006 Iflg Avtale Ansvarlig: Erik Holmelin Kvalitetssikring: Kaare Granheim Verifisert: (dato) (sign)

Forord Agenda Utredning & Utvikling AS har vært engasjert av Statoil for å utrede samfunnsmessige konsekvenser av utbygging og drift av petroleumsfeltet Gjøa, med tilhørende transportløsninger for olje og gass. Gjøa er et middelsstort olje- og gassfelt som ligger i Tampenområdet nord i Nordsjøen, 45 km vest for Sogn. Foreliggende rapport tar utgangspunkt i en prosjektbeskrivelse med detaljerte kostnadsberegninger for utbygging og drift av Gjøa, med tilhørende transportløsninger for produsert olje og gass. På dette grunnlag beregnes samfunnsmessig lønnsomhet av prosjektet, og hvordan gevinsten fordeler seg på den norske stat og oljeselskapene. Videre beregnes mulige vare- og tjenesteleveranser fra norsk næringsliv, og fra det regionale næringsliv i Hordaland og Sogn og Fjordane, i utbyggingsfasen og i driftsfasen. Sysselsettingseffekter av utbygging og drift beregnes videre på nasjonalt og regionalt nivå ved hjelp av samfunnsmessige planleggingsmodeller. Det påpekes at tall og vurderinger som er gitt er basert på investerings- og kostnadstall slik de forelå våren 2006. Endringer i disse kan forekomme på et senere tidspunkt. Videre vil antakelser og forutsetninger som ligger til grunn kunne endres, slik at vurderinger som er gitt ikke nødvendigvis gir det endelig bildet. Agenda Utredning & Utvikling AS sender med dette ut en sluttrapport fra prosjektet. Rapporten er skrevet av cand.oecon Erik Holmelin og siv.øk Finn Arthur Forstrøm, med førstnevnte som prosjektleder. Sandvika, 5. juli 2006 AGENDA Utredning & Utvikling AS R 5206

Innhold SAMMENDRAG 7 1 UTBYGGINGSPLANER FOR GJØA 11 1.1 Utbyggingsløsning 11 1.2 Investeringskostnader og driftskostnader 13 1.3 Problemstillinger i den samfunnsmessige analysen 13 2 SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET VED UTBYGGING OG DRIFT AV GJØA 14 2.1 Inntekter av petroleumsproduksjonen på Gjøa 14 2.2 Kostnader ved petroleumsproduksjonen på Gjøa 15 2.3 Netto kontantstrøm ved petroleumsproduksjonen på Gjøa 16 2.4 Beregning av samfunnsmessig lønnsomhet ved Gjøaprosjektet 17 3 VIRKNINGENE AV GJØA-UTBYGGINGEN FOR INVESTERINGSNIVÅET PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL 19 4 VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL UTBYGGING OG DRIFT 22 4.1 Beregning av vare- og tjenesteleveranser 22 4.2 Forholdet til EØS-avtalen 23 4.3 Vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen 23 4.4 Vare- og tjenesteleveranser i driftsfasen 31 4.5 Samlede leveranser til Gjøaprosjektet over tid 33 5 SYSSELSETTINGSVIRKNINGER AV GJØA- PROSJEKTET 35 5.1 Beregningsmetodikk 35 5.2 Nasjonale og regionale sysselsettingsvirkninger av Gjøa-utbyggingen 36 R 5206

6 Agenda

Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser 7 Sammendrag Utbyggingsløsning for Gjøa Gjøa er et middelsstort olje- og gassfelt i Tampenområdet helt nord i Nordsjøen, rundt 45 km vest for Sogn. Utvinnbare reserver i Gjøa er beregnet til 10 millioner Sm 3 (standardkubikkmeter) olje, 11 millioner Sm 3 NGL og 33 milliarder Sm 3 gass. Gjøafeltet planlegges utbygget med en halvt nedsenkbar produksjonsplattform, en såkalt SEMI, med boligkvarter og utstyr for prosessering og eksport av stabilisert olje og rikgass, men uten borefasiliteter. Produksjonsplattformen tilknyttes 12 undervannsbrønner, fordelt på 3 brønnrammer på havbunnen, gjennom feltinterne rørledninger. Stabilisert olje vil bli eksportert gjennom en ny 60 km lang rørledning på havbunnen som tilknyttes Troll Oljerør II mellom Trollfeltet og Mongstad, mens produsert gass vil bli sendt gjennom en ny 130 km lang rørledning som knyttes til den britiske gassrørledningen FLAGS. Samlede investeringer Gjøa-utbyggingen vil være rundt 23,6 milliarder 2006-kr. Utbygging av Gjøa vil skape ny fast infrastruktur for produksjon av olje og gass som tenkes benyttet gjennom oppkobling av de nærliggende småfeltene Camilla, Belinda og Fram B. Prosessanlegget på Gjøa vil bli dimensjonert for også å ta i mot brønnstrømmen fra disse feltene. Driftsbemanning og behov for landbasert driftsstøtte Basisbemanningen på Gjøa er på nåværende tidspunkt estimert til å være på 129 personer fordelt på tre skift. I tillegg vil catering- og vedlikeholdspersonell være fast om bord på plattformen. Drift av Gjøa planlegges med en driftsorganisasjon i Stavanger på 32 personer. Forsyningstjenesten til feltet vil bli ivaretatt fra Fjordbase i Florø med noe bistand fra CCB i Bergen, mens helikoptertransporten til Gjøa i hovedsak vil gå ut fra Flesland. Samfunnsmessig lønnsomhet ved Gjøa-prosjektet Samlet inntekt av produksjonen på Gjøa er beregnet til vel 53 milliarder 2006-kr over 17 år, fordelt med 12,5 milliarder kr på olje, 30,5 milliarder kr på gass og 10,5 milliarder 2006-kr på NGL. Samlede kostnader til investering og drift er beregnet til nær 36 milliarder 2006-kr. Av dette er vel 23 milliarder kr investeringskostnader, 8 milliarder kr er kostnader til drift av feltinstallasjoner og rør, mens resten, 5 milliarder 2006-kr, er tariffkostnader til transport av petroleum. Trekker man kostnadene fra inntektene ved Gjøa-prosjektet år for år i hele perioden, framkommer en netto kontantstrøm fra prosjektet. Til sammen er denne beregnet til 18 milliarder 2006-kr i perioden 2006 2026. Også etter at alle kostnader er trukket fra er det dermed store inntekter for det norske samfunn av å bygge ut Gjøafeltet. Netto kontant- R 5206

8 strøm fordeler seg med 0,6 milliarder 2006-kr i avgifter til staten, 17,7 milliarder 2006-kr i selskapsskatt til staten, og omtrent 6,7 milliarder 2006-kr til oljeselskapene som deltar i prosjektet. Virkninger for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel Av hensyn til norsk offshorerettet næringsliv ønsker norske myndigheter å holde investeringsnivået på kontinentalsokkelen så jevnt som mulig. Normalt nivå har de senere år ligget på 60 70 milliarder kr pr år, men kom i 2005 opp i over 80 milliarder kr. Investeringene ventes i 2006 også å komme opp i rundt 80 milliarder kroner, noe som presser kapasiteten i flere offshorerettede næringer. Allerede fra 2007 ventes imidlertid investeringsnivået, slik det i dag ser ut, å bli betydelig redusert. Gjøa-prosjektet har en investeringsramme i perioden 2007-2011 på 23,5 milliarder 2006-kr, og er dermed et av de største utbyggingsprosjektene som kommer i de nærmeste årene. Investeringene i Gjøa kommer i en periode der norsk offshorerettet næringsliv begynner å få behov for nye oppdrag, og ventes ikke å gi ytterligere pressproblemer for noen deler av norsk offshore virksomhet. Prosjektet bidrar imidlertid vesentlig til å opprettholde en fortsatt høy aktivitet i offshoresektoren. Vare- og tjenesteleveranser til Gjøa-prosjektet Med utgangspunkt i erfaringer fra tidligere utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel, har en i samarbeid med Statoils prosjektledelse vurdert norsk og regionalt næringslivs muligheter til å delta med vare- og tjenesteleveranser til Gjøa-prosjektet både i investeringsfasen og i driftsfasen. Som regionalt nivå har en valgt Hordaland og Sogn og Fjordane fylker. Det påpekes at vurderinger som er gitt er basert på foreløpige antakelser og forutsetninger. På nasjonalt nivå viser beregningene forventede norske vare- og tjenesteleveranser til utbygging av Gjøa på vel 14,6 milliarder 2006-kr, eller rundt 62 % av totalinvesteringen. Disse leveransene fordeler seg over fem år i perioden 2007 2011, med 2009 som toppår. Forretningsmessig tjenesteyting, herunder også Statoils prosjektledelse, industrivirksomhet og borevirksomhet, er de næringer som ventes å få de største leveransene til utbyggingsprosjektet. På regionalt nivå i Hordaland og Sogn og Fjordane venter en vare og tjenesteleveranser til Gjøa-prosjektet i utbyggingsfasen på vel 2,7 milliarder 2006-kr, eller rundt 19 % av de norske leveransene. Industrivirksomhet dominerer de regionale leveransene med nær 1,7 milliarder kr, mens resten i hovedsak fordeler seg på transport, bygg og anlegg og forretningsmessig tjenesteyting. Drift av Gjøa er i et normalår beregnet til å koste rundt 625 millioner 2006-kr, eksklusive avgifter og transporttariffer for olje og gass. Nær halvparten av dette vil være kostnader til offshorebemanning og

Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser 9 landbasert driftsstøttepersonell. Resten, vel 300 millioner 2006-kr pr år vil være vare- og tjenesteleveranser. Det aller meste av disse driftsleveransene ventes å komme fra norske næringsliv. Bare noe utstyr og reservedeler kjøpes inn i utlandet. Samlet ventes norsk andel av driftsleveransene å bli på rundt 87 %. Regionale driftsleveranser til Gjøa er beregnet til vel 140 millioner 2006- kr pr år, eller 26 % av de norske leveransene. 28 millioner kr av dette er kostnader til offshorebemanning. Resten vil være vare- og tjenesteleveranser fra det regionale næringsliv i Hordaland og Sogn og Fjordane. De samlede norske vare og tjenesteleveransene til utbygging og drift av Gjøa-prosjektet i hele feltets levetid, er beregnet til ca 24 milliarder 2006-kroner, fordelt på 14,5 milliarder kr i utbyggingsfasen og 9,5 milliarder kroner i driftsfasen. De samlede vare- og tjenesteleveransene til Gjøa-prosjektet fra Hordaland og Sogn og Fjordane, er beregnet til ca 5,2 milliarder 2006- kroner, fordelt med ca 2,7 milliarder 2006-kr i utbyggingsfasen og ca 2,5 milliarder kroner i driftsfasen. Sysselsettingsvirkninger av Gjøa-prosjektet For beregning av sysselsettingsmessige virkninger av prosjektet på nasjonalt nivå, er det benyttet en forenklet kryssløpsbasert beregningsmodell med virkningskoeffisienter hentet fra nasjonalregnskapet. På regionalt nivå, har en brukt virkningskoeffisienter fra det regionaliserte nasjonalregnskapet. Beregningsmodellene tar utgangspunkt i de anslåtte vare- og tjenesteleveranser fra norsk og regionalt næringsliv fordelt på næring og år. På dette grunnlag beregnes den samlede produksjonsverdi som skapes i norsk og regionalt næringsliv som følge av disse leveransene, både i leverandørbedriftene selv, og hos deres underleverandører. I tillegg beregner modellene konsumvirkninger som følge av de sysselsattes forbruk, skattebetalinger m.v. Til sammen gir dette prosjektets sysselsettingsvirkninger. Det gjøres oppmerksom på at beregningen inneholder usikkerhet. Brukes modellapparatet som vist ovenfor finner en at de beregnede nasjonale sysselsettingsvirkningene av utbygging av Gjøa, samlet utgjør vel 23.000 årsverk, fordelt over 5 år i perioden 2007 2011. De nasjonale sysselsettingsvirkningene fordeler seg med om lag 8.500 årsverk i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter til utbyggingsprosjektet, vel 6.800 årsverk i deres underleverandørbedrifter rundt om i Norge, og nær 7.700 årsverk i konsumvirkninger. Det understrekes at dette ikke nødvendigvis er ny sysselsetting. De fleste av aktørene i utbyggingsfasen vil allerede være ansatt i verkstedsindustrien, i transportvirksomhet og i forretningsmessig tjenesteyting. R 5206

10 På regionalt nivå i Hordaland og Sogn og Fjordane finner en tilsvarende en beregnet sysselsettingsvirkning i utbyggingsfasen på nær 3.500 årsverk, fordelt med vel 1.700 årsverk i direkte produksjonsvirkninger, nær 700 årsverk i indirekte produksjonsvirkninger og nær 1.100 årsverk i konsumvirkninger. I driftsfasen ventes en nasjonal sysselsettingseffekt av Gjøa-prosjektet på rundt 735 årsverk, hvorav vel 160 årsverk i direkte sysselsetting offshore og i støttefunksjoner på land, og ytterligere 185 i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter. Indirekte sysselsettingseffekter i underleverandørbedrifter utgjør her 145 årsverk mens de resterende 245 årsverkene er beregnede konsumvirkninger. På regionalt nivå i Hordaland og Sogn og Fjordane, er sysselsettingseffekten i driftsfasen beregnet til 165 årsverk, hvorav 85 i direkte produksjonsvirkninger, 30 i indirekte produksjonsvirkninger og 50 i konsumvirkninger. Samlet får man en sysselsettingseffekt på nasjonalt nivå av Gjøaprosjektet på ca 35.600 årsverk, fordelt over vel 20 år i perioden 2007 2026. Denne fordeler seg med rundt 23.000 årsverk i investeringsfasen og 12.600 årsverk i driftsfasen. På regionalt nivå i Hordaland og Sogn og Fjordane finner en tilsvarende en beregnet sysselsettingseffekt på 6.200 årsverk fordelt over 20 år, herav 3.400 årsverk i utbyggingsfasen og 2.800 årsverk i driftsfasen.

Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser 11 1 Utbyggingsplaner for Gjøa 1.1 Utbyggingsløsning Gjøa er et middelsstort olje- og gassfelt i Tampenområdet helt nord i Nordsjøen, rundt 45 km vest av Sogn. Vanndypet i området er rundt 360 meter. Statoil er operatør for planlegging og utbygging av feltet. Gaz de France Norge vil overta operatørskapet når feltet er satt i drift. Lokaliseringen av Gjøafeltet er vist i figur 1.1. Tampen Langeled Camilla&Belinda ÅTS Gjøa Kvitebj ørn Valemon Huldra Hild Oseberg Troll Figur 1.1: Lokalisering av Gjøa Hovedreservoaret på Gjøa er sandsteiner vel 2000 meter under havoverflaten, fra øvre Jura perioden. Utvinnbare reserver er beregnet til rundt 10 millioner Sm 3 (standardkubikkmeter) olje, rundt 11 millioner R 5206

12 EKSPORT AV OLJE OG RIKGASS GJØA SEMI HAVBUNNSRAMMER OG BRØNNER 130 KM 28 GASS RØRLEDNING - 120 KM PÅ NORSK SEKTOR - 10 KM PÅ BRITISK SEKTOR FLAGS 10 12 PRODUKSJONSRØRLEDNINGER GJØA NORD GJØA ØST TOR II 60 KM 15 OLJERØRLEDNING GJØA SØR GASS OLJE Figur 1.2: Utbyggingskonsept for Gjøa Sm 3 NGL (Natural Gas Liquids) og rundt 33 milliarder Sm 3 tørrgass. Produksjonsperioden er beregnet til 17 år, med muligheter for forlengelse gjennom økt reservoarutnyttelse eller innfasing av tilleggsreserver i området. Produksjonen vil skje gjennom trykkavlastning. Gjøafeltet planlegges utbygget med en halvt nedsenkbar flytende produksjonsplattform, en såkalt SEMI. Et bilde av plattformen med prinsippløsninger for eksport av olje og gass, er vist i figur 1.2. (Ref. 1 ). Produksjonsplattformen vil ha produksjonsutstyr for fullprosessering og eksport av stabilisert olje og rikgass. Plattformen vil videre ha en boligmodul for driftspersonell, men ikke borefasiliteter. I stedet vil plattformen være knyttet opp mot undervannsinstallasjoner på havbunnen gjennom feltinterne rørledninger. Totalt planlegges det boret 12 brønner på Gjøa, fordelt på tre bunnrammer. Alle brønnene vil bli boret fra en flytende boreplattform. 8 brønner vil være oljeprodusenter, de fire siste vil produsere gass. Seks av brønnene forbores, slik at de er klare til produksjon så snart produksjonsplattformen er ferdig installert på feltet. Stabilisert olje fra Gjøa vil bli eksportert gjennom en 60 km lang, 15 rørledning på havbunnen som tilknyttes Troll Oljerør II (TOR II) mellom Trollfeltet og Mongstad. Rikgass planlegges i referanseløsningen eksportert gjennom en 130 km lang, 28 gassrørledning på havbunnen som tilknyttes den britiske gassrørledningen FLAGS. Rundt 10 km av rørledningen vil ligge på britisk kontinentalsokkel. Her foreligger det også et alternativ med tilknytning til FLAGS via Tampen Link på norsk kontinentalsokkel. Dette gir bare marginalt forskjellige samfunnsmessige konsekvenser fra hovedalternativet og utredes ikke nærmere i denne sammenheng. Utbygging av Gjøa vil etablere ny fast infrastruktur for olje og gassproduksjon i området rundt. Denne infrastrukturen vil bli benyttet

Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser 13 Tabell 1.1: Investeringer i Gjøa utbyggingen fordelt over tid. Mill 2006-kr Gjøa -2007 2008 2009 2010 2011 + Sum Forarb,SEMI, modifikasjoner, EL kabel 1707 5313 3844 1685 467 13016 Rørledninger 22 675 1453 142 2292 Undervannsanlegg 234 1015 1528 1040 230 4047 Brønner 42 59 1315 1796 991 4203 Sum Gjøa 2005 7062 8140 4663 1688 23558 gjennom oppkobling av de nærliggende småfeltene Camilla, Belinda og Fram 2. Disse feltene tenkes utbygget med undervannsinstallasjoner som kobles opp mot produksjonsplattformen på Gjøa. Prosessanlegget på Gjøa vil bli dimensjonert for også å kunne ta imot brønnstrømmen fra disse feltene. Konsekvenser av utbygging av Camilla, Belinda og Fram B vil bli utredet av Hydro i en egen konsekvensutredning. 1.2 Investeringskostnader og driftskostnader Nødvendige investeringer til utbygging av Gjøa, slik tallene forelå våren 2006, med tilhørende eksportløsninger for olje og gass, framgår av tabell 1.1.(Ref. 2 ). I tabellen er også investeringene fordelt over tid. En ser av tabellen at investeringene summerer seg opp til nær 23,6 milliarder 2006- kr, i hovedsak være fordelt over fem år i perioden 2007 2011, med oppstart av produksjon i 2010. En del boring vil imidlertid foregå senere. Drift av Gjøa er beregnet til å koste rundt 625 millioner 2006-kr pr år. (Ref. 3 ). I tillegg kommer offentlige avgifter med nær 50 millioner kr pr år. Driftsbemanningen på plattformen vil være på 129 personer, fordelt på tre skift. I tillegg kommer catering- og vedlikeholdspersonell. 1.3 Problemstillinger i den samfunnsmessige analysen De viktigste problemstillingene i den samfunnsmessige konsekvensutredningen er følgende: Hvilken samfunnsmessig lønnsomhet gir utbygging og drift av Gjøa, og hvordan fordeler gevinsten seg på staten og oljeselskapene Hvilke virkninger har utbygging av Gjøa for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel og arbeidskraftbehovet i offshoresektoren Hvilke vare- og tjenesteleveranser vil bygging og drift av Gjøa gi for norsk og regionalt næringsliv Hvilke sysselsettingseffekter vil utbygging og drift av Gjøa gi på nasjonalt nivå, og på regionalt nivå i Hordaland og Sogn og Fjordane Gassrørledningen kobles i hovedalternativet til FLAGS på britisk kontinentalsokkel, men gir bare helt marginale samfunnsmessige konsekvenser for Storbritannia som ikke utredes separat. R 5206

14 2 Samfunnsmessig lønnsomhet ved utbygging og drift av Gjøa 2.1 Inntekter av petroleumsproduksjonen på Gjøa De utvinnbare petroleumsressursene på Gjøa er anslått til rundt 33 mrd Sm3 tørrgass, rundt 10 mill Sm3 olje og rundt 11 mill Sm3 NGL, med planlagt produksjon fordelt over tid slik det går fram av figur 2.1. Petroleumsproduksjon 100 tusen oljeekvalenter 6000 5000 4000 3000 2000 1000 NGL (1000 sm3) Gas (Mill sm3) Oil (1000 sm3) 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Etter 26 År Figur 2.1: Petroleumsproduksjon over tid. For det norske samfunn representerer disse petroleumsressursene betydelige verdier. For å beregne de samlede inntektene fra Gjøa, har en tatt utgangspunkt i denne planlagte produksjonsprofilen for feltet, og lagt inn forsiktige forutsetninger om framtidig dollarkurs og framtidige salgspriser for olje og gass. Basert på dette, får en samlede inntekter av produksjonen på Gjøa som vist i Figur 2.2 (Ref. 4 ). En gjør oppmerksom på at både produksjonsvolumer og priser her er usikre. Særlig gjelder dette prisforventningene. Det framgår av Figur 2.2 at forventede salgsinntekter fra Gjøa øker raskt fra produksjonsstart i år 2010, til en topp på vel 6 milliarder 2006-kr pr. år allerede i 2011. Deretter faller salgsinntektene gradvis fram til planlagt stenging av feltet i 2026. Her kan imidlertid innfasing av tilleggsreserver endre bildet underveis.

Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser 15 7000 6000 NGL Gass Olje Faste mill norske 2006 kroner 5000 4000 3000 2000 1000 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Etter 26 Figur 2.2: Inntekter fra Gjøa fordelt over tid. Mill 2006-kr Samlet inntekt av produksjonen på Gjøa, basert på produksjonsprofiler slik de forelå våren 2006, er beregnet til ca 53,5 milliarder 2006-kr over 17 år, fordelt med 12,5 milliarder kr på olje, 30,5 milliarder kr på gass og 10,5 milliarder 2006-kr på NGL. 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. 2.2 Kostnader ved petroleumsproduksjonen på Gjøa Kostnadene ved petroleumsproduksjonen på Gjøa består dels i investeringskostnader til produksjonsplattform, undervannsbrønner og rørledninger, og dels av kostnader til drift av disse installasjonene. I tillegg vil det påløpe tariffkostnader for gass- og oljetransport. Et bilde av kostnadssiden av prosjektet slik den forelå våren 2006 framgår av figur 2.3. Figur 2.3 viser det samlede kostnadsbildet ved Gjøa-prosjektet i henhold til Statoils beregninger på dette tidspunktet. 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 årene 6 årene. Fra år 2012 overtar driftskostnadene inkl tariffer denne rollen, med årlige kostnader på ca 750 millioner 2006-kroner et nivå som antas å stige noe etter 2020. R 5206

16 Faste mill norske 2006 kroner 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 Investeringer Driftskostnader eksl tariffer og avgifter Tariffkostnader 1000 0 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Etter 26 Årstall Figur 2.3: Investerings- og driftskostnader ved Gjøa. Mill. 2006-kr. Samlede kostnader til investering og drift av Gjøa i tidsrommet 2006-2026 er beregnet til omlag 36 milliarder 2006-kr. Av dette er vel 23 milliarder kr investeringskostnader, 8 milliarder kr er kostnader til drift av feltinstallasjoner og rør, mens resten, 5 milliarder 2006-kr, er tariffkostnader til transport av petroleum. 2.3 Netto kontantstrøm ved petroleumsproduksjonen på Gjøa Kombinerer en det samlede inntektsbildet i figur 2.2 med kostnadsbildet i figur 2.3, får en et bilde av netto kontantstrøm i Gjøa-prosjektet som vist i figur 2.4. Figur 2.4 viser netto kontantstrøm fra Gjøa-prosjektet år for år i perioden 2006-2026 a. En ser også oppdelingen av denne kontantstrøm på henholdsvis avgifter (knapt synlig), skatter til staten, og netto kontantstrøm til de oljeselskapene som deltar i prosjektet. Det framgår av figuren at netto kontantstrøm fra Gjøa-prosjektet er negativ i investeringsfasen 2006-2010. I 2011 snur dette til en positiv kontantstrøm før skatt på vel 4 milliarder 2006-kr, Kontantstrømmen øker så raskt til et nivå på vel 5 milliarder i 2012. Deretter faller den langsomt mot null fram til planlagt nedstengning av feltet i 2026. Samlet gir dette en netto kontantstrøm fra Gjøa-prosjektet på omtrent 18 milliarder 2006-kr i perioden 2007 2028. Også etter at alle kostnader er trukket fra er det dermed store inntekter for det norske samfunn av å investere i Gjøa-prosjektet. Netto kontantstrøm fordeler seg med 0,6 a I tillegg vises også de beregnede skattemessige virkningene i årene etter nedstengning.

Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser 17 6000 4000 Faste mill norske 2006 kroner 2000 0-2000 -4000-6000 -8000 Netto kontantstrøm, selskaper Skatter Areal, NOX og CO2 avgift -10000 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Etter 26 Årstall Figur 2.4: Netto kontantstrøm i Gjøa-prosjektet fordelt over år. Mill 2006-kr milliarder 2006-kr i avgifter til staten, 17,7 milliarder 2006-kr i selskapsskatt til staten, og omtrent 6,7 milliarder 2006-kr til oljeselskapene som deltar i prosjektet. 2.4 Beregning av samfunnsmessig lønnsomhet ved Gjøa-prosjektet 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 er av Finansdepartementet fastsatt til 4 %, og 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 av framtidige inntekter og kostnader ved 4 % kalkulasjonsrente er positiv, bør samfunnet bruke økonomiske ressurser på å investere i prosjektet. Dersom nåverdien er negativ, bør man la det være. Når det gjelder Gjøa-prosjektet, så er nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, det en i figur 2.5 har kalt netto kontantstrøm, beregnet til ca 8 milliarder 2006-kr inklusive avgifter. Nåverdien av R 5206

18 384 2711 4818 Areal, NOX og CO2 avgift Netto kontantstrøm, selskaper Skatter Figur 2.5: Fordeling av nåverdi av netto kontantstrøm på aktører. Mill kr prosjektet er dermed betydelig. Etter vanlige beregningskriterier er dermed utbygging av Gjøa klart samfunnsmessig lønnsomt. 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 nåverdi i Gjøaprosjektet vil tilfalle staten i en eller annen form. Selskapsskatt fra oljeselskapene utgjør alene 4,8 milliarder 2006-kr eller 61 % av den samfunnsmessige nåverdien. I tillegg tar staten inn 0,4 milliarder 2006-kr i avgifter, slik at statens samlede andel kommer opp i 5,2 milliarder 2006-kr eller 66 % av total nåverdi i prosjektet. De øvrige 2,7 milliarder 2006-kr, eller 34 %, tilfaller oljeselskapene som deltar i prosjektet, herav 30 % til statens heleide oljeselskap Petoro.

Gjøa. Samfunnsmessige konsekvenser 19 3 Virkningene av Gjøa-utbyggingen for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel Investeringer i feltinstallasjoner og rørledninger på norsk kontinentalsokkel har vist en økende tendens gjennom mesteparten av 1990-tallet. Fra et nivå på rundt 38 mrd 2006-kr i 1990, økte investeringene til en topp på rundt 67 mrd 2006-kr i 1993, slik det framgår av figur 3.1. Investeringsnivået gikk deretter ned til rundt 55 mrd 2006-kr fram til 1996, før investeringsnivået igjen økte til et foreløpig toppnivå på rundt 80 mrd 2006-kr i 1998 og rundt 75 mrd 2006-kr i 1999. I perioden 2000-2002 sank investeringsnivået igjen til rundt 55 mrd 2006-kr. Deretter har igjen investeringsnivået økt til ett nytt historisk toppnivå på drøye 80 mrd 2006-kr i 2005. I tillegg kommer letekostnader med rundt 5 milliarder 2006-kr pr år som ikke er med i figur 3.1. Forventet utvikling i investeringsnivået framover, slik det ser ut forsommeren 2006, framgår av figur 3.1. Figuren er basert på Olje- og energidepartementets/oljedirektoratets hefte Fakta 2006 (Ref. 5 ). 90 000 80 000 70 000 Mill faste 2006-kroner 60 000 50 000 40 000 30 000 20 000 10 000 Felt-, rør og landprosjekter (etter 05 besluttet) utbygd Ikke vedtatte prosjekt Gjøa 0 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Figur 3.1 Investeringer på norsk sokkel. Millioner 2006 kroner Figur 3.1 viser utviklingen fram til i dag, og for årene framover for henholdsvis investeringer i vedtatte prosjekter våren 2006, investeringer i prosjekter under vurdering for utbygging, og investeringer i Gjøaprosjektet øverst. R 5206

20 Gruppen prosjekter under vurdering omfatter i tillegg til konkrete felt der utbygging vurderes, men ennå ikke er vedtatt, også forventede tilleggsinvesteringer i eksisterende felt. Det figuren viser er dermed myndighetenes prognose for utviklingen av investeringsnivået på kontinentalsokkelen framover. Denne inneholder naturlig nok en viss usikkerhet. En ser av figur 3.1 at investeringer i vedtatte felt og rørledninger faller raskt allerede fra år 2006, men særlig fra 2007, helt ned til et nivå på rundt 25 milliarder 2006-kr pr. år i 2010. Investeringer i felt under vurdering hjelper en god del på denne nedgangen, særlig etter 2007, og opprettholder det forventede investeringsnivået på et nivå over 60 milliarder 2006-kr pr år fram til og med 2010. I mellomtiden vil temmelig sikkert nye felt modnes for utbygging, slik at investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel framover temmelig sikkert blir høyere enn det myndighetene i dag ser for seg. Gjøa-prosjektet har en investeringsramme fram til 2010 på 23,6 milliarder 2006-kr, og er dermed et av de største utbyggingsprosjektene som er under planlegging. En ser av figuren at i perioden 2007 2011, og særlig i 2007-2009, sørger Gjøa-prosjektet for at investeringene på kontinentalsokkelen holder seg på et høyt nivå, godt over 70 milliarder 2006-kr pr år. Investeringene i Gjøa-prosjektet kommer dermed i en periode der aktivitetsnivået på kontinentalsokkelen ellers ventes å være forholdsvis høy. Noe fastlagt politisk mål for investeringsaktivitetene på norsk kontinentalsokkel foreligger ikke, men myndighetene ønsker generelt å holde et så jevnt investeringsnivå som mulig, dels av hensyn til aktivitetsnivået og sysselsettingen i norsk offshorerettet næringsliv, og dels av hensyn til temperaturen i norsk økonomi som helhet. Kapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv er ganske fleksibel, men har de senere år stort sett vært tilpasset et investeringsnivå på 60-70 milliarder 2006-kr, med normale norske andeler av vare- og tjenesteleveransene på rundt 55-60 %. De to siste årene har kapasiteten særlig i prosjektering, verkstedproduksjon og offshorerettet bygge- og anleggsvirksomhet, vært presset, og mange bedrifter har tatt inn arbeidskraft fra utlandet, særlig fra Øst-Europa. Videre er riggmarkedet inne i en periode der etterspørselen etter riggtjenester er langt større enn tilbudet. Hvor lenge dette utbyggingspresset vil vare, er usikkert. Som det framgår av figuren, kan investeringsnivået på kontinentalsokkelen komme til å bli betydelig redusert allerede fra 2007, etter hvert som en del store utbyggingsprosjekter som Snøhvit og Ormen Lange blir ferdigstilt. For norsk offshorerettet næringsliv er store variasjoner i oppdragsmengden lite ønskelig. Oppsigelser og permitteringer skaper usikkerhet, og bedriftene har vanskelig for å holde på den kjernekompetansen de har