A/S Norske Shell. Knarr-feltet. Etterprøving av samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift. Rapport

A/S Norske Shell Knarr-feltet Etterprøving av samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Rapport 30.06.2017

1020014 Oppdragsgiver: A/S Norske Shell Rapport nr.: 1020014 Rapportens tittel: Ansvarlig konsulent: Kvalitetssikret av: Knarr. Etterprøving av samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Erik Holmelin Kjell E. Vernor Dato: 30.6.2017 2

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Innhold SAMMENDRAG 7 1 ARBEIDSOPPLEGG OG METODIKK 9 1.1 ETTERPRØVINGENS OMFANG OG INNRETNING 9 1.2 ARBEIDSOPPLEGG OG METODE FOR STUDIEN 10 1.2.1 Hva menes med norsk, regional og lokal verdiskaping 10 1.2.2 Viktige problemstillinger som ønskes belyst 10 1.2.3 Beregningsmetode for nasjonal, regional og lokal verdiskaping 10 2 NÆRMERE OM KNARR-UTBYGGINGEN 12 2.1 UTBYGGINGSPLANER FOR KNARR-FELTET 12 2.1.1 Knarr-feltet helt nord i Nordsjøen 12 2.1.2 Utbyggingsplanene for Knarr 12 2.2 GJENNOMFØRING AV KNARR-UTBYGGINGEN 13 2.2.1 Sammenlikning av gjennomført utbyggingskonsept med konsekvensutredningen 13 2.2.2 Sammenlikning av investeringskostnadene 14 2.2.3 Sammenlikning av driftsbemanning for 2016 med beregningene i PUD og KU 17 2.2.4 Sammenlikning av driftskostnadene for 2016 med beregningene i PUD 17 3 NORSK VERDISKAPING I UTBYGGING AV KNARR 19 3.1 BEREGNING AV NORSK, REGIONAL OG LOKAL VERDISKAPING I KNARR-UTBYGGINGEN 19 3.1.1 Beregning av verdiskaping i Operatørens del av utbyggingsprosjektet 19 3.1.2 Norsk verdiskaping til bygging av produksjonsskipet 22 3.1.3 Sammenlikning med konsekvensutredningen. 23 4 NORSK VERDISKAPING I DRIFT AV KNARR-FELTET 24 4.1 BEREGNING AV NORSK, REGIONAL OG LOKAL VERDISKAPING TIL DRIFT AV KNARR-FELTET 24 4.1.1 Lokalisering av landbaserte støttefunksjoner 24 4.1.2 Beregning av norsk verdiskaping i første hele driftsår 24 4.1.3 Sammenlikning med den samfunnsmessige konsekvensutredningen 26 REFERANSER 27 3

1020014 4

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Forord Agenda Kaupang AS har vært engasjert av A/S Norske Shell for å gjennomføre en etterprøving av samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift av Knarr-feltet, tidligere kalt Jordbær, som ligger i nordre del av Nordsjøen, vest av Måløy. Bakgrunnen for utredningen er et krav fra sentralmyndighetene om at utbygger innen to år etter at et selvstendig petroleumsfelt på norsk kontinentalsokkel er satt i produksjon, skal gjennomføre en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen. Knarr-feltet er bygget ut med et produksjonsskip (FPSO), fast forankret på feltet og tilknyttet undervannsbrønner på havbunnen. To aktører har samarbeidet om utbygging og drift av feltet. A/S Norsk Shell, tidligere BG Norge, er utbygger og operatør for Knarr, med ansvar for undervannsinstallasjoner og brønner og for salg av petroleum. Produksjonsskipet eies og drives imidlertid av det internasjonale selskapet Teekay, og leies inn til lisens PL373S (Knarr feltet) for feltets levetid. Teekay sto også for bygging av produksjonsskipet i Korea. For etterprøving av utbygging og drift av Knarr, har dette delte eier- og operatørskapet vært en utfordring. A/S Norske Shell har bidratt med alle nødvendige opplysninger for å gjennomføre studien. Teekay mener imidlertid at selskapet har kjøpt produksjonsskipet på en EPC kontrakt med Samsung Heavy Industries (SHI) i Korea, og oppfatter det som en innleid enhet på likt linje med boreskip og borerigger i Norge. Teekay Offshore Production i Trondheim har derfor ikke hatt anledning til å utlevere detaljerte kostnadstall for utbygging og drift av produksjonsskipet. I mangel på detaljerte kostnadsdata har det ikke vært mulig å gjennomføre noen etterprøving av utbygging og drift av produksjonsskipet på Knarr. Etterprøvingen i denne rapporten omfatter derfor i hovedsak bare Operatørens del av Knarr-prosjektet. Foreliggende etterprøving tar dermed utgangspunkt i A/S Norske Shells, heretter kalt Operatørens, del av investeringsregnskapet for Knarr-utbyggingen, og vurderer i samarbeid med selskapets prosjektorganisasjon, norsk andel av verdiskapingen i utbyggingsprosjektet for hver hovedkomponent og samlet for hele utbyggingen. Det samme gjøres for Operatørens andel av driftskostnadene for feltet i første hele driftsår 2016. Norsk andel av verdiskapingen i investering og drift sammenliknes med beregningene i den samfunnsmessige konsekvensutredningen som var vedlagt Plan for Utbygging og Drift (PUD). Videre vurderes samlede investeringskostnader og driftskostnader opp mot konsekvensutredningens beregninger av disse forhold fra før utbyggingen startet opp. Agenda Kaupang AS sender med dette ut en sluttrapport for etterprøving av samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift av Knarr i henhold til myndighetenes krav. Etterprøvingen er skrevet av samfunnsøkonom Erik Holmelin. MBA Kjell E. Vernor har fungert som kvalitetssikrer for vårt arbeid. Stabekk, 30. juni 2017 Agenda Kaupang AS 5

1020014 6

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Sammendrag Stortinget vedtok i 2011/2012 (St. Melding 28) etter forslag fra regjeringen, at det for nye selvstendige utbygginger av petroleumsfelt på norsk kontinentalsokkel skal gjennomføres en analyse i etterkant av de ringvirkningene utbyggingen ga for det norske samfunn som helhet, og særlig regionalt og lokalt. Knarr-feltet (PL373S), tidligere kalt Jordbær, er en selvstendig utbygging som ble satt i drift i mars 2015. Foreliggende analyse er ment å skulle etterkomme myndighetenes krav, selv om dette kravet ikke ble omtalt i myndighetsgodkjennelsen for Knarr feltet. Operatøren har likevel etterkommet kravet til Ringvirkningsrapport etter henstilling fra Olje- og energidepartementet. Ringvirkningsstudien er utført i henhold til myndighetenes krav når det gjelder A/S Norske Shells, heretter kalt Operatørens, del av prosjektet. Teekays del av prosjektet har det ikke vært mulig å etterprøve da selskapet oppfatter produksjonsskipet som en innleid produksjonsenhet på norsk kontinentalsokkel på linje med boreskip og borerigger. Teekay Offshore Production i Trondheim har derfor ikke hatt anledning til å utlevere detaljerte kostnadsdata til studien. Teekays del av Knarrprosjektet kommenteres derfor nedenfor bare i den grad opplysninger har vært kjent fra Operatørens side, med hensyn til norske underleverandører eller med hensyn til hva Operatøren betaler for leie og drift av produksjonsskipet. Myndighetenes krav til etterprøving fokuserer særlig på regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingsprosjektet. For utbyggingsprosjekter i Nordsjøen har imidlertid den regionale og lokale dimensjonen vært mindre fokusert, fordi petroleumsfeltene i dette området i hovedsak oppfattes som en nasjonal ressurs. Som følge av dette var det bare norske vare- og tjenesteleveranser av Knarr-utbyggingen som ble utredet i konsekvensutredningen, og som derfor kan etterprøves. I tillegg ble det laget en spesialstudie for lokalisering av landbaserte støttefunksjoner, fordi regionale og lokale myndigheter var særlig opptatt av dette. Knarr-feltet eies av produksjonslisens PL373S. Lisensdeltakere er A/S Norske Shell som operatør, med 45 %, i samarbeid med Idemitsu Petroleum Norge AS (25%), Wintershall Norge AS (20%) og DEA Norge AS (10%). Utbygger av Knarr-feltet var BG Norge AS, men dette selskapet ble sammen med resten av BG Group kjøpt av Royal Dutch Shell i 2016. Fra september 2016 har derfor A/S Norske Shell vært Operatør for Knarr feltet. Hovedfokuset i etterprøvingsstudien er å beregne norsk verdiskaping i utbyggingsprosjektet, og sammenlikne denne med de beregninger som ble gjort i Plan for Utbygging og Drift/Plan for Anlegg og Drift, og i konsekvensutredningen for Knarr fra 2010 med supplement fra 2012. Med norsk verdiskaping i en kontrakt mener man for produksjon som foregår i Norge, kontraktsverdien fratrukket verdien av varer og tjenester som importeres til produksjonen fra utlandet. For produksjon som foregår i utlandet, eller på norsk sokkel med utenlandske skip og borerigger, mener man verdien av norskproduserte varer og tjenester som leveres til denne produksjonen. Som grunnlag for etterprøvingen av utbyggingsprosjektet har man bedt utbyggingsselskapene om et prosjektregnskap for deres del av prosjektet fordelt på hovedkomponenter. Et slikt prosjektregnskap er som nevnt ovenfor bare mottatt fra Operatøren. Beregning av norsk verdiskaping i utbyggingsprosjektet har deretter foregått ved at konsulenten sammen med Operatørens prosjektleder har gått gjennom hver hovedkomponent i prosjektregnskapet og benyttet prosjektlederens detaljkunnskap til å finne norsk, regional og lokal verdiskaping i denne komponenten. Beregnede norske verdiskapingsandeler er avslutningsvis summert opp på hovedkomponentnivå 7

1020014 og for hele utbyggingsprosjektet samlet. En har også foretatt en tilsvarende beregning av norsk verdiskaping i driftsfasen, med utgangspunkt i driftsregnskapet for Knarr i første hele driftsår 2016. Etterprøving av utbyggingskonseptet viser at Knarr-feltet i all hovedsak ble bygget ut i henhold til det som var forutsatt i PUD/PAD. Skipet ble bygget i Sør-Korea som forventet. Undervannsutstyret ble levert av FMC og installert av Subsea 7, mens AllSeas bygde gassrørledningen til Storbritannia der den ble tilkoblet ilandføringsledningen «FLAGS». De eneste større forskjeller var at man fikk behov for et par endringer på produksjonsskipet og at man reduserte antall brønner fra åtte til seks. Knarr-feltet hadde ifølge prosjektregnskapet en samlet utbyggingskostnad på vel 13,5 milliarder 2015-kr. Operatørens del av utbyggingsprosjektet ble dermed nær 16 % dyrere enn forutsatt i PUD/PAD, i hovedsak som følge av et par større konseptendringer på produksjonsskipet og at utbyggingen skjedde i en meget turbulent periode med sterkt prispress i markedet. Avviket er likevel godt innenfor usikkerhetsspennet i PUD, som vanligvis er på minst +/- 20 %. I lokaliseringsstudien fra 2010, ble det etter avtale med OED forutsatt opprettet en driftsorganisasjon i Florø med 10-15 årsverk, samtidig som forsyningsbasen og helikopterbasen for Knarr skulle lokaliseres til Florø. Dette ble gjennomført. Det eneste avviket er at antall personer i driftsorganisasjonen som er bosatt lokalt i Florø, er noe lavere enn forventet. Årlig leie av produksjonsskipet var i PUD beregnet til 138 mill USD. Reell leie i 2016 ble 174 mill USD, altså 26 % høyere. I hovedsak skyldes dette konseptendringer fra Operatørens side underveis i byggeprosessen. Målt i norske kr ble avviket nærmere 60 %, men dette skyldes at dollarkursen har økt betydelig som følge av oljeprisfallet, noe som neppe kunne forutsees. Den norske delen av driftskostnadene var i PUD beregnet til 772 mill 2010-kr. Justert for gjennomsnittlig prisøkning i perioden på 16 %, viser Operatørens driftsregnskap for 2016 bare en kostnadsøkning på 6 %, noe som er godt innenfor usikkerhetsspennet i PUD på +/- 20 %. Norsk verdiskaping i Operatørens del av Knarr-utbyggingen er beregnet i etterprøvingen til nær 5,8 milliarder kr eller rundt 43 % av Operatørens andel av utbyggingskostnadene. Norsk verdiskaping i bygging av produksjonsskipet har det ikke vært mulig å beregne, men kjente norske vare- og tjenesteleveranser tyder på en norsk verdiskaping i størrelsesorden 10 %. Den samfunnsmessige konsekvensutredningen fra 2010 som ble vedlagt PUD viser en beregnet norsk andel av verdiskapingen for produksjonsskipet på 23 %, mens Operatørens del av utbyggingen hadde en forventet norsk verdiskaping på 64 %. Her er det altså store avvik. For produksjonsskipet skyldes avviket i hovedsak at konsekvensutredningen la til grunn at prosjektledelsen var norsk, og at prosjekteringen foregikk i Norge. Det skjedde ikke. For Operatørens del av utredningen skyldes avviket dels at sammensveising av gassrørledningen ikke ble en norsk leveranse som forventet, og dels at leiekostnadene for boreriggen ble langt høyere enn forventet som følge av stor etterspørsel på boremarkedet, med en tilsvarende lavere norsk verdiskapingsandel som konsekvens. Norsk verdiskaping i Teekays drift av produksjonsskipet er ut fra det Operatørens betaler til Teekay, beregnet til vel 340 millioner kr eller 19 % av totalkostnadene. Konsekvensutredningen fra 2010 viste også en forventet norsk andel på 19 %, så her stemte konsekvensutredningens anslag. For Operatørens del av driftskostnadene viser regnskapstallene en norsk verdiskaping i 2016 på nær 350 millioner kr eller 80 % av totalkostnadene. Konsekvensutredningens anslag var her 88 %. Årsaken til avviket er i hovedsak at beredskapsbåten ute på feltet er færøysk, med færøysk mannskap, og ikke norsk slik konsekvensutredningen la til grunn. Når det gjelder regional verdiskaping fra Sogn og Fjordane og lokal verdiskaping fra Florø, så viser regnskapstallene en verdiskaping for Operatørens del av prosjektet på nær 110 millioner kr i 2016. Det var også noe lokal verdiskaping i Teekays aktiviteter, uten at denne er kjent. Noe sammenlikningsgrunnlag i konsekvensutredningen foreligger ikke på regionale og lokalt nivå 8

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift 1 Arbeidsopplegg og metodikk 1.1 Etterprøvingens omfang og innretning Stortinget vedtok i 2010, etter forslag fra regjeringen, at det for nye selvstendige utbygginger av petroleumsfelt på norsk kontinentalsokkel skal gjennomføres en analyse i etterkant av de ringvirkningene utbyggingen ga for det norske samfunn som helhet, og særlig regionalt og lokalt. Vedtaket er forankret i Stortingsmelding nr. 28 (2010-2011), der det kreves at: «Operatører for nye, selvstendige utbygginger skal senest to år etter at feltet er satt i produksjon, gjennomføre en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.» Knarr-feltet, tidligere kalt Jordbær, er en selvstendig utbygging som ble satt i drift i mars 2015. Foreliggende analyse er ment å skulle etterkomme myndighetenes krav om en ringvirkningsstudie selv om dette kravet ikke ble omtalt i myndighetsgodkjennelsen for Knarr feltet. Operatøren har likevel utarbeidet en ringvirkningsrapport etter henstilling fra Olje og Energidepartementet. Foreliggende studie er utført i henhold til myndighetenes krav når det gjelder A/S Norske Shells, heretter kalt Operatørens, del av prosjektet. Teekays del av prosjektet har det ikke vært mulig å etterprøve, da selskapet oppfatter produksjonsskipet som en innleid produksjonsenhet på norsk kontinentalsokkel på linje med boreskip og borerigger. Teekay Offshore Production i Trondheim har derfor ikke hatt anledning til å utlevere detaljerte kostnadsdata til studien. Teekays del av Knarrprosjektet kommenteres derfor nedenfor bare i den grad opplysninger har vært kjent fra Operatørens side, med hensyn til norske underleverandører eller med hensyn til hva Operatøren betaler for leie og drift av produksjonsskipet. Myndighetenes krav til etterprøving fokuserer særlig på regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingsprosjektet. Dette er vanligvis mest aktuelt for utbyggingsprosjekter i Norskehavet og Barentshavet, der utvikling av petroleumsvirksomhet betraktes som et sterkt distriktspolitisk virkemiddel for utvikling av regionalt og lokalt næringsliv. For utbyggingsprosjekter i Nordsjøen har den regionale og lokale dimensjonen vært mindre fokusert, fordi petroleumsfeltene i dette området i hovedsak oppfattes som en nasjonal ressurs. I henhold til dette ble det i den samfunnsmessige konsekvensutredningen for Knarr (Ref.1), bare gjennomført en beregning av nasjonale vare- og tjenesteleveranser til utbyggingsprosjektet, med tilhørende sysselsettingsberegninger. Disse leveransevirkningene er etterprøvd nedenfor. Regionale virkninger i Sogn og Fjordane og lokale virkninger i Florø av utbyggingsprosjektet, ble ikke utredet og kan dermed heller ikke etterprøves. Kjente regionale og lokale leveransevirkninger kommenteres likevel nedenfor. Knarr-feltet ligger helt nord i Nordsjøen, på grensen til Norskehavet, og både regionale myndigheter i Sogn og Fjordane og lokale myndigheter i Florø var svært interesserte i prosjektet, særlig med hensyn til drift av Knarr. Det var et klart regionalt og lokalt krav at de landbaserte støttefunksjonene til feltet skulle lokaliseres i Florø, for å styrke byens basevirksomhet og oljemiljø. Som følge av dette sterke engasjementet ble det i tillegg til den samfunnsmessige konsekvensutredningen av utbygging og drift av Knarr, også laget en spesialstudie for lokalisering av landbaserte støttefunksjoner i driftsfasen (Ref.2). Denne studien analyserte behovet for støttefunksjoner i driftsfasen, og vurderte ulike lokaliseringer av basevirksomhet og landbasert driftsstøtte opp mot hverandre. Studien konkluderte med å anbefale Florø som lokaliseringssted for en framskutt landbasert driftsorganisasjon og for forsyningsbase og helikopterbase til drift av Knarr. 9

1020014 Dette ble også resultatet. En etterprøving av de behovsdata og forutsetninger som ble lagt til grunn for lokaliseringsstudien, inngår som et viktig element i ringvirkningsstudien. 1.2 Arbeidsopplegg og metode for studien 1.2.1 Hva menes med norsk, regional og lokal verdiskaping I denne etterprøvingsstudien har en lagt følgende definisjon på norsk verdiskaping til grunn: Med norsk verdiskaping i en kontrakt mener en for produksjon som foregår i Norge, kontraktsverdien fratrukket verdien av varer og tjenesteleveranser som importeres til produksjonen fra utlandet. For produksjon som foregår i utlandet, eller på norsk sokkel med utenlandske skip og borerigger, mener man verdien av norskproduserte varer og tjenester som leveres til denne produksjonen. Det er dermed verdiskapingen i den vare- og tjenesteproduksjonen som foregår i Norge en ønsker å beregne. Denne verdiskapingen fordeler seg på arbeidslønn, kapitalinntekter og skatter, og påvirker gjennom dette norsk økonomi. Merk at eierforholdet til produksjonsapparatet ikke inngår i beregning av verdiskapingen. Det er vare- og tjenesteproduksjonen som skaper verdiene. Eierforholdene påvirker bare eventuelt fordelingen av denne verdiskapingen mellom norske og utenlandske eiere. 1.2.2 Viktige problemstillinger som ønskes belyst Noen etablert mal for innholdet i en etterprøvingsanalyse for petroleumsutbygginger foreligger ikke. Følgende problemstillinger kan imidlertid være interessante å utrede i denne sammenheng: - En analyse av faktisk utbyggingskostnad fordelt på hovedkomponenter, vurdert opp mot beregnede utbyggingskostnader i Plan for Utbygging og Drift (PUD)/ Plan for Anlegg og Drift (PAD), med tilhørende konsekvensutredning. - En analyse av prosjektgjennomføringen, herunder tidsrom for utbyggingen, hvor de ulike hovedkomponentene ble bygget, oppkobling på feltet, borevirksomhet mv. Det hele vurdert opp mot planforutsetningene. - En analyse av prosjekt- og leverandørregnskapet, med beregning av norsk andel av verdiskapingen i ulike delkomponenter og totalt, vurdert opp mot den samfunnsmessige konsekvensutredningens anslag. - En analyse av drift av Knarr, størrelse på offshorebasert og landbasert driftsorganisasjon, lokalisering av landbaserte støttefunksjoner mv., vurdert opp mot konsekvensutredningens og lokaliseringsstudiens forutsetninger. - En analyse av faktiske driftskostnadene for Knarr i første driftsår, vurdert opp mot en inflasjonsjustering av de beregnede driftskostnadene for feltet i konsekvensutredningen. En analyse av disse forhold vil for det første gi en oversikt over norsk verdiskaping i Knarr prosjektet både i utbyggingsfasen og i første driftsår. Videre får man en test på hvor godt den konsekvensutredningen som leveres myndighetene sammen med Plan for Utbygging og Drift (PUD) i forkant av utbyggingen, beskriver de samfunnsmessige konsekvensene av prosjektet. Denne kunnskap kan i sin tur brukes til å forbedre samfunnsmessige konsekvensutredninger av framtidige utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel. 1.2.3 Beregningsmetode for nasjonal, regional og lokal verdiskaping Hovedfokuset i etterprøvingsstudien er å beregne norsk verdiskaping i selve utbyggingsprosjektet, og sammenlikne denne med de beregninger som ble gjort i PUD/PAD (Ref. 3) og i konsekvensutredningen for Knarr fra 2010, med tilleggsutredning fra 2012 (Ref. 4). Knarr er et forholdsvis lite 10

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift oljefelt med kort produksjonstid, og det er helt på grensen til at en selvstendig utbygging av feltet er lønnsomt. Som følge av dette valgte Operatøren å leie inn et nybygd produksjonsskip fra det internasjonale selskapet Teekay, i stedet for å eie sin egen produksjonsinnretning. OED godkjente etter en nærmere vurdering en slik framgangsmåte. Som grunnlag for etterprøvingen av utbyggingsprosjektet har man bedt de to utbyggingsselskapene om et prosjektregnskap for deres del av prosjektet fordelt på hovedkomponenter. En har videre bedt om, hvis mulig, å få koblet hver hovedkomponent opp mot prosjektets kontraktsregister, slik at en får oversikt over kontraktør og verdi i de viktigste kontraktene og kan gå nærmere inn på disse for å finne norsk, regional og lokal verdiskaping. Som nevnt ovenfor oppfatter imidlertid Teekay produksjonsskipet som en innleid produksjonsenhet på norsk kontinentalsokkel på linje med boreskip og borerigger. Teekay Norge AS har derfor ikke hatt anledning til å utlevere detaljerte regnskapsdata verken for bygging eller driftav produksjonsskipet til bruk i etterprøvingen. Det Teekay har oppgitt er bare produksjonsskipets totalkostnad i dollar, og hvilken bemanning skipet har. En etterprøving av utbygging og drift av produksjonsskipet har det dermed ikke vært mulig å gjennomføre. Beregning av norsk verdiskaping i utbyggingsprosjektene har dermed begrenset seg til Operatørens andel av prosjektet, og har foregått ved at konsulenten sammen med Operatørens prosjektorganisasjon, har delt opp utbyggingen i egnede hovedkomponenter (Ref.6), og benyttet prosjektorganisasjonens detaljkunnskap om kontraktene innenfor hver hovedkomponent til å beregne norsk verdiskapingen for hovedkomponenten som helhet. En har i vurderingene også benyttet kunnskap fra en større etterprøvingsstudie av sju utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel som Agenda Kaupang gjennomførte for OED i 2015 (Ref.5). Beregnet norsk verdiskaping er avslutningsvis summert opp for hele Operatørens del av utbyggingsprosjektet samlet. Selv om ikke regional og lokal verdiskaping fra Sogn og Fjordane og Florø var beregnet i konsekvensutredningen og dermed ikke kan etterprøves, har man likevel i samråd med Operatørens prosjektorganisasjon, forsøkt å beregne hvor stor den realiserte regionale og lokal verdiskapingen i utbyggingsprosjektet har vært. Avslutningsvis er det også foretatt en tilsvarende beregning av norsk verdiskaping i driftsfasen, med utgangspunkt i Operatørens driftsregnskap for Knarr i første hele driftsår 2016 (Ref.6). Her inngår også hva Operatøren betaler til Teekay for leie og drift av produksjonsskipet, men ingen oppsplitting av driftskostnadene fra Teekays side. Også i driftsfasen har en forsøkt å beregne regional og lokal andel av den norske verdiskapingen i driftsleveransene. 11

1020014 2 Nærmere om Knarr-utbyggingen 2.1 Utbyggingsplaner for Knarr-feltet 2.1.1 Knarr-feltet helt nord i Nordsjøen Knarr-feltet, tidligere kalt Jordbær, er et forholdsvis lite oljefelt med noe gass i tillegg, som ligger i blokk 34/3 helt nord i Nordsjøen, 110 km vest for Måløy. Havdybden er rundt 410 meter. Utvinnbare petroleumsreserver i Knarr-feltet er ifølge Oljedirektoratet beregnet til 11,2 mill Sm 3 (standardkubikkmeter) oljeekvivalenter, herunder 9,9 mill Sm 3 olje, 1,0 mill Sm 3 NGL og 0,3 milliarder Sm 3 gass. Produksjonsperioden for feltet er estimert til rundt 6 år, men med muligheter for forlengelse gjennom innfasing av tilleggsreserver fra eventuelle nye funn i området. Knarr ble bygget ut i perioden 2011-2015, og startet opp oljeproduksjonen 16. mars 2015. Gasseksport kom i gang den 23. juni 2015. Knarr-lisensen består av A/S Norske Shell som Operatør med 45 % eierandel, i samarbeid med Idemitsu Petroleum Norge AS med 25 %, Wintershall Norge AS med 20 % og DEA Norge AS % med 10 %. Utbygger for feltet var BG Norge AS, som i 2016 ble kjøpt opp av A/S Norske Shell, som nå fungerer som operatør for Knarr-feltet. Produksjonsskipet «Petrojarl Knarr» er bygget og eiet av et Teekay selskap på Bermuda, og drives av Teekay Offshore Production i Trondheim, gjennom en utleieavtale med A/S Norske Shell, som Operatør på vegne av lisenshaverne. 2.1.2 Utbyggingsplanene for Knarr Knarr Sentral ble funnet i 2008 og erklært drivverdig, da det var godt håp om å finne tilleggsreserver i flere strukturer i nærheten av Knarr. En PUD/PAD (Plan for Utbygging og Drift feltutbyggingen og Plan for Anlegg og Drift gassrørledningen) for feltet ble godkjent av myndighetene i mars 2011. Boring ble igangsatt for å finne tilleggsreserver, noe man også fant på Knarr Vest i desember 2011. Flere andre lovende strukturer i nærheten viste seg imidlertid å være tørre. En justert PUD, som også inkluderte Knarr Vest, ble godkjent av myndighetene i juni 2012. Det er kostnadsberegningene i den siste versjonen av PUD fra 2012 som etterprøvingsstudien i hovedsak forholder seg til. Knarr ble ifølge PUD/PAD og den tilhørende konsekvensutredningen, planlagt bygget ut med et innleid flytende produksjons- og lagerskip, en såkalt FPSO (Floating, Production, Storage, Offloading), fast forankret ute på feltet og tilknyttet åtte undervannsbrønner på havbunnen, fire produksjonsbrønner, og fire vanninjeksjonsbrønner for trykkstøtte i reservoaret. Produksjonsskipet ble planlagt med utstyr for full stabilisering og lossing av olje og for eksport av gass. Produsert olje fra Knarr ble planlagt eksportert direkte fra feltet ved hjelp av skytteltankere, mens gass ble planlagt eksportert til St. Fergus i Skottland gjennom en nylagt 12 tommers rørledning på havbunnen knyttet opp mot det britiske rørledningssystemet FLAGS. En skisse av utbyggingskonsept og eksportløsninger framgår av figur 2.1. Operatørens investeringskostnader til utbygging av Knarr var i den siste PUD/PAD fra juni 2012, beregnet til 11 689 millioner 2011-kr, fordelt med 1 396 millioner kr til prosjektledelse/prosjektering, inklusiv driftsforberedelser på 219 millioner kr. Videre 935 millioner kr for oppfølging og transport/oppkobling av FPSOen på feltet, 1 150 millioner kr til gasseksport rørledning, 4 121 millioner kr til havbunnssystem med rørledninger og 4 087 millioner kr i borekostnader. Utbyggingsperioden for Knarr-feltet var i PUD/PAD beregnet til rundt tre år fra sommeren 2011 til produksjonsstart i mai 2014. 12

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift I tillegg til Operatørens investeringskostnader kommer Teekays kostnader til bygging av FPSOen, som i PUD/PAD var beregnet til rundt 6 000 millioner 2011-kr. Figur 2.1. Utbyggingskonsept og eksportløsninger for Knarr. Kilde A/S Norske Shell Drift av Knarr var i PUD forutsatt delt slik at Teekay skulle være ansvarlig for drift av FPSOen, med mannskap, vedlikeholdspersonell mv, mens drift og inspeksjoner av brønner og undervannsinstallasjoner, logistikk og salg av petroleum skulle ivaretas av Operatøren. Samlede driftskostnader for FPSO «Petrojarl Knarr» ble i den første PUD/PAD beregnet til rundt 752 millioner 2010-kr. I tillegg kom leiekostnader for FPSOen med vel 850 millioner 2010-kr pr år. FPSOen var forutsatt eiet av et Teekay-selskap registrert i utlandet, slik at leiekostnadene som i hovedsak dekker renter og avskrivinger på FPSOen, ikke var ventet å gi noen norske vare- og tjenesteleveranser. 2.2 Gjennomføring av Knarr-utbyggingen 2.2.1 Sammenlikning av gjennomført utbyggingskonsept med konsekvensutredningen Knarr-feltet ble bygget ut i perioden 2011 2015, og satt i drift i mars 2015, om lag ti måneder etter tidsskjemaet i PUD/PAD fra 2012. Et fotografi av FPSOen før uttauing til feltet, er vist i figur 2.2. Utbygging av Knarr-feltet skjedde ifølge Operatøren i hovedsak i henhold til planene i PUD/PAD, om enn litt forsinket og med litt høyere kostnader enn forventet. Produksjonsskipet ble som planlagt bygget hos Samsung Heavy Industries i Sør Korea, som et standard, flerbruks produksjonsskip, beregnet for å drenere Knarr-feltet med eventuelle tilleggsreserver, men også egnet for operasjoner på andre felt senere. Bygging av produksjonsskipet ble som angitt i PUD/PAD satt ut som en EPC kontrakt med Samsung Heavy Industries (SHI), men med norsk deltakelse både fra Teekay, fra Operatøren og fra flere norske leverandører av utstyr. Prosjektering av skipets prosessanlegg ble i all hovedsak utført hos SHI i India/Sør-Korea, med oppfølging fra Teekay og Operatøren, mens skroget ble prosjektert i Sør-Korea av SHI. Her var også oppfølging av byggeprosessen med deltagelse fra både Teekay og Operatøren. Skipets dreieskive ble prosjektert av det norske selskapet FRAMO Engineering, nå OneSubSea i Bergen. Flere store norske leverandører har vært med i leveransen opp imot SHI, deriblant ABB i Bærum. 13

1020014 Figur 2.2: Bilde av FPSO Petrojarl Knarr, før uttauing til feltet. Kilde: Teekay Offshore Production Produksjon av skrog, dekk og prosessanlegg ble foretatt av Samsung, og det meste av bulkleveransene ble kjøpt inn lokalt i Sør Korea. Utstyr til produksjonsskipet ble som ventet produsert i store deler av Europa. Kjente norske leveranser er deler til dreieskiven levert av FRAMO Engineering, utstyr til prosesstyringssystemet levert av ABB, branndører fra BOMEK og livbåter fra Norsafe. Videre ble en del ferdigstillelsesarbeider på produksjonsskipet utført av Aibel i Haugesund høsten 2014. I hovedsak ble dermed ble produksjonsskipet bygget i henhold til planene i PUD/PAD for kombinert utbygging av Jordbær Sentral og Vest fra 2012. De øvrige produksjonsanleggene på Knarr-feltet ble også i hovedsak bygget som forventet i PUD/PAD fra 2012 og i konsekvensutredningen. Bunnrammer og annet undervannsutstyr ble levert av FMC og installert av Subsea 7. Rørledningen til FLAGS ble produsert i utlandet og lagt av det internasjonale rørleggingsfirmaet AllSeas, mens boring ble foretatt av Transocean ved boreriggen «Transocean Searcher», ved hjelp av store internasjonale boreservicebedrifter med base i Norge. Ankring av produksjonsskipet ble foretatt av det norske firmaet DOF, med ankere produsert i Norge. 2.2.2 Sammenlikning av investeringskostnadene Operatørens samlede kostnader til utbygging av Knarr Sentral og Vest var i den siste PUD/PAD fra juni 2012, beregnet til 11 689 millioner 2011-kr, fordelt som vist i tabell 2.1. Teekays kostnader til bygging av FPSOen er i ettertid oppgitt av selskapet til noe over 1 200 millioner amerikanske dollar (USD), mot et opprinnelig anslag i PUD/PAD på rett under 1 000 millioner dollar. Nærmere detaljer om byggekostnadene er ikke kjent. Når det gjelder Operatørens investeringsberegninger, så endret disse seg i utbyggingsperioden som følge av godkjente konseptendringer, endringer i markedspriser og etter hvert også endrede valutakurser. En oversikt over Operatørens investeringsberegninger over tid i løpende kroner og fordelt på hovedkomponenter, er vist i tabell 2.1. 14

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Tabell 2.1 Operatørens investeringsberegninger for utbygging av Knarr over tid. Millioner løpende kr. Prosjektoppfølging Operatør PUD/PAD 2012 Estimat Prosjektregnskap Kombinert utb. Juni 2014 2015 Prosjektledelse 1 176 1778 1721 Produksjonsskip, Operatørens kostnader 935 2401 1537 Undervannsinstallasjoner 4 121 6194 4612 Gasseksportrør med installasjon 1 151-1477 Boring og brønn 4 087 5444 3914 Driftsforberedelsen 219 229 246 Sum Operatørens investeringer 11 689 16046 13507 En ser av tabellen at investeringsberegningene for Operatørens del av Knarr-utbyggingen, har variert betydelig over tid. I den siste PUD/PAD fra juni 2012, var investeringene kostnadsberegnet til 11,7 milliarder 2011-kr. I juli 2014 var kostnadsberegningen etter enkelte kostnadskrevende konseptendringer og sterk prisstigning i markedet, økt til vel 16 milliarder 2014-kr. Ifølge Operatøren var dette en Worst Case-beregning, basert på antatt svært høye kostnader for gjenstående arbeid og en betydelig forventet forsinket ferdigstillelse av FPSOen, og dermed også hele utbyggingsprosjektet. Så galt gikk det ikke. Forsinkelsen ble bare ti måneder, den ekstraordinære kostnadsøkningen slo mindre ut for Operatøren enn ventet og det ble ikke nødvendig å benytte en del avsatte prosjektreserver. Videre ble det gjennomført en del effektiviseringstiltak og en betydelig nedskalering av boreprogrammet. Operatørens investeringskostnader endte dermed i mars 2015 opp på 13,5 milliarder 2015-kr, som vist i tabell 2.1. De viktigste konseptendringene perioden 2012 2014, var en metanoltank som ble satt inn etter at skroget var bygget, til nær 380 millioner kr. Videre ble det installert en ny, forsterket bunnplate til ankringssystemet, som kostet nær 360 millioner kr. I siste del av utbyggingsperioden, fra juli 2014 til mars 2015, ble investeringskostnadene redusert kraftig som følge av at boreprogrammet ble redusert fra åtte til seks brønner og effektivisert. Videre medførte oljeprisfallet høsten 2014 at kostnadspresset i store deler av markedet forsvant, og gjorde at mange ferdigstillelseskostnader ble lavere enn forventet sommeren 2014. Konseptendringene underveis i utbyggingsprosjektet gjør det litt vanskelig å sammenlikne kostnadsberegningene på hovedkomponenter fra PUD/PAD i juni 2012 med regnskapstallene fra prosjektavslutningen i 2015. I tabell 2.2 har en ikke forsøkt å kompensere for dette. En har heller ikke forsøkt å kompensere for verken prisendringer eller endringer i valutakurser, men kommenterer disse forhold verbalt. Tabell 2.2 Sammenlikning av investeringsberegningene i PUD/PAD, inkludert konseptendringer, med regnskapstall pr mars 2015. Millioner løpende kr. Investeringer Operatør Ny PUD 2012 Prosjektregnskap Differanse Kombinert utb. 2015 % Prosjektledelse 1 176 1721 46 % Produksjonsskip, Operatørens kostnader 935 1537 64 % Undervannsinstallasjoner 4 121 4612 12 % Gasseksportrør med installasjon 1 151 1477 28 % Boring og brønn 4 087 3914-4 % Driftsforberedelsen 219 246 12 % Sum Operatørens investeringer 11 689 13507 16 % 15

1020014 En ser av tabellen at prosjektledelse og prosjektering, herunder også forsikring, i PUD var kostnadsberegnet til 1 176 mill 2011-kr. Regnskapet fra mars 2015 viste en kostnad på 1 721 mill 2015-kr, altså vel 46 % mer. I all hovedsak er dette arbeid utført i Norge. Lønnsindeksen for oljevirksomhet og forretningsmessig tjenesteyting har i samme periode økt med rundt 14 %, så i faste kroner er avviket her vel 30 %. Årsaken til dette avviket er ifølge Operatøren, i all hovedsak den ekstra tid som gikk med til oppfølging, fordi utbyggingsperioden ble nesten et år lengre enn planlagt, slik at prosjekt-teamet fikk en lengre virksomhetsperiode enn det man regnet med ved oppstart av prosjektet. Operatørens kostnader til utstyr, frakt, forankring og oppkobling av FPSOen, ble hele 64 % høyere enn anslått i PUD. Dette skyldes imidlertid i sin helhet konseptendringer i form av metanoltanken og den forsterkede ankringsplaten som er kommentert ovenfor. Justert for disse konseptendringene, ble Operatørens kostnader til FPSOen faktisk ble vel 9 % lavere enn budsjettert, selv uten justering for prisendringer. Undervannsinstallasjonene var i PUD/PAD fra 2012 kostnadsberegnet til 4 121 mill 2011-kr. Regnskapet viste her en kostnad på 4 612 mill 2015-kr, en økning på nær 12 %. Gasseksportrørledningen var med installasjonsarbeider kalkulert til 1151 millioner 2011-kr i PUD/PAD fra 2012. Prosjektregnskapet fra 2015 viste en kostnad på 1 477 millioner kr, en økning på 28 %. På disse installasjonene var det ingen større og kostnadskrevende konseptendringer, så disse kostnadsøkningene skyldes dels den generell prisstigning, og dels endring i valutakurser, særlig mot dollar mot slutten av utbyggingsperioden. En gjennomgang av kostnadene til undervannsinstallasjonene og gassrørledningen viser at rundt 45 % var kostnader i dollar og resten i norske kroner. Budsjettert dollarkurs i PUD/PAD fra 2012 var rundt 6,00 kr/usd. Denne kursen holdt seg relativt konstant på dette nivået fram til august 2014, før den økte kraftig med fallende oljepriser utover høsten til 7,45 kr/usd ved årsskiftet og videre til 8,08 ved produksjonsstart i mars 2015. Produksjon og installasjon av undervannsinstallasjoner og rør foregikk i hele perioden 2012 2015, med hovedtyngden i 2013 og 2014. Gjennomsnittskursen for innkjøp i dollar til disse installasjonene var neppe mer enn 6,60 kr/usd. Endringer i valutakurs forklarer dermed ikke mer enn litt under 5 prosentpoeng av kostnadsavviket. De resterende avvikene, rundt 6 prosentpoeng for undervannsinstallasjonene og 22 prosentpoeng for gassrørledningen kan imidlertid greit forklares med generell prisutvikling. Generell vekst i den norske byggekostnad-indeksen i perioden 2011-2015 var vel 10 %, og kostnadsveksten i markedet for undervannsinstallasjoner og rør var trolig betydelig høyere. Undervannsinstallasjonene ble dermed, justert for prisstigning og valutakursendringer litt billigere enn budsjettert, mens gassrørledningen ble litt dyrere. Avviket for gassrørledningen var imidlertid godt innenfor usikkerhetsspennet i budsjettet. Boring og brønn var i PUD kostnadsberegnet til 4 087 mill 2011-kr for til sammen åtte brønner. Boringen foregikk i perioden 2013 nov 2014. Både riggleie og andre borekostnader var i denne perioden langt høyere enn våren 2012, som følge av stor etterspørsel etter riggtjenester. I forbindelse med kombinert utbygging av Knarr Sentral og Knarr Vest, ble behovet for brønner redusert fra 8 til 6 brønner. Dette reduserte borekostnadene betydelig, slik at de endte opp på 3 914 millioner kr, vel 4 % lavere enn budsjettert. Hva de ville vært med åtte brønner er det ikke mulig å si noe konkret om. Driftsforberedelser var i PUD kostnadsberegnet til 219 mill 2012-kr, hvorav reservedeler, betalt i dollar utgjorde litt mer enn halvparten. Resten var diverse ferdigstillelsesarbeider, herunder basetjenester, stand-by båt og helikoptertransport. Regnskapsresultatet viste en kostnad på 246 mill 2015-kr, eller vel 12% mer enn budsjettert. Hovedårsaken til overskridelsen skyldes ifølge 16

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Operatøren at driftsforberedelsesteamet var i prosjektfasen lengere enn først antatt, samt endringer i valutakursen. Samlet ser en i tabell 2.2 at Operatørens del av Knarr-utbyggingen ifølge regnskapet fra mars 2015 ble nær 16 % dyrere enn de beregninger som lå til grunn for PUD/PAD i 2012. Usikkerheten i DG2 tallene som lå til grunn for investeringsberegningen i PUD/PAD er ikke oppgitt, men er vanligvis minst +/- 20 %, så her er resultatet godt innenfor usikkerhetsspennet. Dessuten skjedde utbyggingen i en meget turbulent periode med et ekstraordinært prispress i markedet som vanskelig kunne forutsees i 2012. En kan dermed konkludere med at Operatørens kostnadsberegning for Knarr-utbyggingen i PUD/PAD fra 2012 i ettertid viser seg å ha vært litt for lav, men godt innenfor usikkerhetsspennet i DG2-tall. 2.2.3 Sammenlikning av driftsbemanning for 2016 med beregningene i PUD og KU Produksjonsskipet på Knarr var i konsekvensutredningen fra 2010 planlagt bemannet med et driftspersonale på 111 årsverk fordelt på tre skift, inkludert en representant fra Operatøren og fire innenfor catering på hvert skift. I tillegg kom vedlikeholdspersonell, der bemanningen varierer mye over tid Teekay har opplyst at reell driftsbemanning for produksjonsskipet i 2016 var 110 årsverk, så det stemmer godt. Som landbasert driftsstøtte for Knarr ble det i lokaliseringsstudien fra 2010 planlagt opprettet en framskutt driftsorganisasjon på forsyningsbasen i Florø med logistikk og innkjøpsfunksjoner. Driftsbemanningen i den framskutte driftsorganisasjonen var estimert til 10 til 15 årsverk, fordelt mellom Operatøren og Teekay. I tillegg skulle 3 personer som ivaretar Operatørens interesser ute på produksjonsskipet på skift, være formelt tilknyttet den framskutte driftsorganisasjonen i Florø og arbeide der i perioder. I tillegg ble det planlagt driftsstøttefunksjoner på 10 årsverk hos Operatøren i Stavanger og 3 5 årsverk hos Teekay i Trondheim. Reell driftsbemanning i Florø var i 2016 fra Operatørens side 10 15 personer noe avtakende over tid. Av disse bor noen få lokalt. De andre pendler inn på ukebasis. Teekay hadde i 2016 sju personer tilknyttet driftsorganisasjonen i Florø. Tre av disse bor lokalt, de andre fire ukependler. Daglig sysselsetting ved kontoret i Florø våren 2017 er omtrent på samme nivå som i 2016, rundt 10 til 15 årsverk. Den daglige sysselsettingen ved Florøkontoret er dermed omtrent som forutsatt i PUD og i lokaliseringsstudien. Siden bare under halvparten av de ansatte ved Florøkontoret bor lokalt, er imidlertid den lokale sysselsettingseffekten av driftsorganisasjonen i Florø lavere enn forutsatt i lokaliseringsstudien. 2.2.4 Sammenlikning av driftskostnadene for 2016 med beregningene i PUD Driftskostnadene for Knarr var i PUD/Pad fra 2010 beregnet til 1 624 millioner 2010-kr i første hele driftsår. Inkludert i disse kostnadene var kostnader til leie av FPSOen med 852 mill 2010-kr, betalt i dollar. Resten, 772 mill 2010-kr, var kostnader i norske kroner til overheadkostnader, lønn for driftspersonell, catering, logistikk, vedlikehold av FPSOen, brønnvedlikehold mv. Miljøavgifter og tariffkostnader var da holdt utenfor. Kostnadene for leie av FPSOen i første hele driftsår var i PUD/PAD fra 2010 beregnet til 138 millioner dollar, noe som var beregnet til å tilsvare 852 mill 2010-kr med en dollarkurs på 6,17 kr. Reell leie i første hele driftsår 2016, ble 174 millioner dollar, altså nær 26 % mer. Imidlertid har dollarkursen økt i perioden, slik at avtalt vekslingskurs nå er 8,00 kr. Reell leiekostnad for FPSOen i 2016, regnet i norske kroner, ble dermed hele 1 384 mill 2016-kr, vel 60 % høyere enn antatt i PUD/PAD fra 2010. 17

1020014 Hvilken indeks en skal bruke for å bringe de norske driftskostnadene på 772 mill 2010-kr opp til 2016 nivå kan diskuteres. En betydelig del av disse driftskostnadene er interne kostnader hos Operatøren til driftspersonell og støtteapparat på land. Lønnsindeksen for olje- og gassutvinning har i perioden 2010 2016 hatt en økning på vel 17 %, mot rundt 11 % for industrileveranser og 18 % for industriell arbeidskraft. En gjennomsnittlig kostnadsøkning på rundt 16 % i perioden 2010 2016 synes derfor rimelig. Justerer en 772 millioner 2010-kr med 16 %, får man et sammenlikningsgrunnlag for den norske delen av driftskostnadene på Knarr fra PUD på 896 millioner 2016- kr. Reelle norske driftskostnader for Knarr i 2016 var 952 millioner 2016-kr, eksklusive tariffer og miljøavgifter, altså vel 6 % høyere enn beregnet i PUD/PAD. For den norske delen av driftskostnadene viser altså beregningene i PUD/PAD seg å ha vært temmelig treffsikre, og langt innenfor usikkerhetsspennet i PUD på +/- 20 %. Leiekostnadene for FPSOen var imidlertid i 2016 hele 26 % høyere enn beregnet i PUD/PAD, selv justert for endret dollarkurs. Dette skyldes ifølge Operatøren en del behov for forandringer på produksjonsskipet som oppsto gjennom FEED fasen fram til endelig kontrakt var signert, noe som ikke er godt nok belyst i PUD/PAD. 18

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift 3 Norsk verdiskaping i utbygging av Knarr 3.1 Beregning av norsk, regional og lokal verdiskaping i Knarr-utbyggingen 3.1.1 Beregning av verdiskaping i Operatørens del av utbyggingsprosjektet Datagrunnlaget for etterprøving av norsk verdiskaping i Knarr-utbyggingen er Operatørens regnskapstall for utbyggingsprosjektet fra 2015. I samråd med prosjektleder har Agenda Kaupang så vurdert norsk verdiskaping i ulike delleveranser. En oversikt over beregnet norsk andel av verdiskapingen i prosjektets ulike deler er vist i tabell 3.1. I tabellen har en også vurdert regional og lokal andel av verdiskapingen i Sogn og Fjordane og Florø, andeler som vurderes å være helt like da alle registrerte delleveranser til utbyggingsprosjektet synes å være levert fra Florø. Merk at det var BG Norge som gjennomførte utbyggingsprosjektet. Selskapet ble først deretter kjøpt opp av A/S Norske Shell, som nå er operatør på feltet i driftsfasen. Prosjektledelse mv. Operatørens eierkostnader er en sumpost som omfatter selskapets overheadkostnader, kontakt med lisenspartnere mv. Etter en nærmere gjennomgang har man beregnet norsk andel av verdiskapingen til rundt 50 %, uten noen regional eller lokal andel fra Sogn og Fjordane eller Florø. Operatørens prosjektteam sto for prosjektledelse, prosjektoppfølging og kontakt med Teekay og leverandører gjennom hele byggeprosessen. Det meste av arbeidet ble utført i Norge med norsk personell. Resten var i hovedsak i Storbritannia. Operatøren har ut fra sitt prosjektregnskap beregnet norsk andel av verdiskapingen til rundt 80 %. Litt arbeid ble her utført i Florø, særlig i oppkoblings- og ferdigstillelsesfasen. Operatøren anslår lokal verdiskaping i Florø til rundt 2 % av den norske verdiskapingen til prosjektteamet. Forsikring er en ren internasjonal tjeneste, uten noen kjent norsk verdiskaping. Operatørens kostnader til FPSOen Teekay både planla og bygde produksjonsskipet i utlandet. Operatørens kostnader begrenset seg i utgangspunktet til byggetilsyn i Korea, tauing av skipet til Norge, og til ankring og oppkobling av skipet ute på feltet. Underveis i byggeprosessen oppsto det imidlertid behov hos Operatøren for enkelte større endringer av utstyret på produksjonsskipet. Det ble installert en stor metanoltank om bord. Det ble videre installert en ny og forsterket ankringsplate på skipet for å ta lastene fra stigerørene som var større enn først antatt. Det ble også foretatt diverse mindre endringer. Alt dette ble betalt av Operatøren. Transport av produksjonsskipet fra Korea til Norge ble utført av det nederlandske firmaet Fairmount Marine, uten norsk verdiskaping. Ankringsarbeider og oppkoblingsarbeider ute på feltet ble derimot utført av det norske selskapet DOF, og var i all hovedsak norsk verdiskaping, beregnet av Operatørens prosjektledelse ut fra regnskapet, til rundt 90 %. Her var det også noe lokal verdiskaping i Florø i form av basestøtte. Operatøren anslår dette til rundt 5 % av den norske verdiskapingen. Ankrene som holder skipet på plass er produsert i Norge, men ankringskabler mv. ble produsert i utlandet. Norsk andel av verdiskapingen ble derfor bare rundt 30 %, uten noen regional eller lokal andel. Metanoltanken ble produsert i Korea, og installert i skipet der, uten noen norsk verdiskaping. Det samme var tilfellet for flere mindre variasjonsordrer til bygging av skipet i Korea, som her inngår i 19

1020014 posten annet. Rundt 10 % av denne posten var imidlertid norsk verdiskaping etter at skipet kom til Norge, men uten noen regional eller lokal andel. Tabell 3.1 Beregnet norsk og lokal andel av verdiskapingen i utbygging av Knarr Kostnad Investering Norsk andel av Norsk Lokal andel av Lokal mill kr verdiskapingen verdiskaping verdiskapingen verdiskaping Prosjektledelse mv Operatørenss eierkostnader, overhead mv 63 50 % 32 0 % 0 Prosjektteam 1 540 80 % 1 232 2 % 25 Forsikring 118 0 % 0 0 % 0 Sum Operatørens prosjektledelse mv 1 721 73 % 1 264 2 % 25 FPSO, Operatørens kostnader Transport FPSO til Norge, 104 0 % 0 0 % 0 Ankrings- og oppkoblingsarbeider, Operatøren 147 90 % 132 5 % 7 Ankere, kabler mv, 360 30 % 108 0 % 0 Metanoltank, 377 0 % 0 0 % 0 Annet FPSO, Operatøren 549 10 % 55 0 % 0 Sum Operatørens kostnader til FPSOen 1 537 19 % 295 2 % 7 Undervannsinstallasjoner og rørledninger Brønnrammer mv 1 088 55 % 598 0 % 0 Installasjonsarbeider 3 871 40 % 1 548 5 % 77 Gasseksport ledning 809 0 % 0 0 % 0 Annet 321 0 % 0 0 % 0 Sum undervannsinstallasjoner og rør 6 089 35 % 2 147 4 % 77 Brønner Prosjektering 264 95 % 251 0 % 0 Borerigg mv 1 645 45 % 740 2 % 15 Boreutstyr 344 4 % 14 0 % 0 Boreservice 772 60 % 463 0 % 0 Logging av brønner 120 90 % 108 0 % 0 Komplettering 369 60 % 221 0 % 0 Logistikk 400 40 % 160 70 % 112 Sum brønnkostnader 3 914 50 % 1 957 6 % 127 Ferdigstillelse Reservedeler 123 5 % 6 0 % 0 Logistikk og baseleie 61 100 % 61 70 % 43 Annet 62 50 % 31 0 % 0 Sum ferdigstillelse 246 40 % 98 44 % 43 Sum utbyggingskostnader 13 507 43 % 5 761 5 % 278 Undervannsinstallasjoner og rør Bunnrammer, brønnhoder, juletrær mv ble produsert av FMC. Prosjektledelsen var på Kongsberg, der også styringssystemet ble produsert. Brønnrammene ble produsert i Tønsberg og Langesund, mens juletrær og brønnhoder ble produsert i Skottland. FMC oppga i forbindelse med rapporten Norsk verdiskaping i utbygging av petroleumsfelt fra 2015 (Ref.5), norsk andel av en slik leveranse til rundt 55 %, noe som stemmer bra med Operatørens regnskapstall. Installasjon av bunnrammer, feltinterne rør, stigningsrør mv ble utført av Subsea 7, i stor grad ved hjelp av norskregistrerte skip og norske mannskaper. Selskapet oppga i forbindelse med rapporten ovenfor norsk verdiskaping i installasjonsarbeider til opp mot 70 %, litt avhengig av hvilke skip som blir brukt. Rør og stigningsrør mv. produseres imidlertid ikke i Norge, og innkjøp av disse inngår i kostnadsrammen, så samlet norsk verdiskaping ble bare rundt 40 %. Her var det ifølge Operatøren også en mindre regional og lokal andel av verdiskapingen i Florø i form av basestøtte, beregnet til rundt 5 % av den norske verdiskapingen. 20

Knarr. Samfunnsmessige ringvirkninger av utbygging og drift Gasseksportledningen til FLAGS ble produsert i Hellas, uten norsk verdiskaping. Rørleggingen ble foretatt av det internasjonale selskapet All Seas, med et utenlandsregistrert skip. Norsk verdiskaping i dette arbeidet var ifølge Operatørens regnskaper temmelig nær null. Annet består her i hovedsak av italienske ventiler og annet utenlandskprodusert utstyr, uten noen norsk verdiskaping av betydning. Brønner Prosjektering av brønnene ble utført av Operatøren fra Stavanger, i all hovedsak som en ren norsk aktivitet. Operatøren har beregnet norsk andel av brønnprosjekteringen til rundt 95 %, uten noen regional eller lokal andel. Boringen ble foretatt av Transocean Searcher. Som alle andre rigger på norsk sokkel, er denne registrert i utlandet, men har norsk mannskap. Boringen ble foretatt i 2013 og 2014, i en periode med svært høye dagrater for riggtjenester. Norsk andel av verdiskapingen var som følge av dette unormalt lav i denne perioden, og bare beregnet i Operatørens regnskaper til rundt 45 %. Her var det også en mindre regional og lokal verdiskaping på rundt 2 % av norsk verdiskaping, i form av basestøtte fra Fjordbase i Florø. Boreutstyr som foringsrør, borekroner mv. ble i hovedsak produsert i utlandet, mye i Japan. Norsk andel av verdiskapingen for boreutstyr var bare rundt 4 %, uten noen regional eller lokal andel. Boreservicetjenester ble utført av en rekke større selskaper som Halliburton, Slumberger m.fl. Her inngår også en god del utstyr innkjøp i utlandet, så norsk andel av verdiskapingen var bare rundt 60 %, uten noen regional eller lokal andel. Logging av brønner ble foretatt av det internasjonale boreserviceselskapet Slumberger, men med base i Stavanger og med norsk personell. Norsk andel av verdiskapingen i en slik tjenesteleveranse ligger vanligvis på rundt 75 %, men Operatørens regnskaper viser her en nærmere 90 % i norsk verdiskaping, uten noen regional eller lokal andel. Kompletteringsarbeidene ble utført av Baker Huges og Slumberger, og med støtte fra FMC. Også her er det betydelige utstyrsleveranser fra utlandet, så norsk andel av verdiskapingen er bare beregnet til rundt 60 %. Heller ikke her er det registrert noen regional eller lokal andel fra Sogn og Fjordane eller Florø. Logistikk til boreoperasjoner er vanligvis en ren norsk leveranse. I dette tilfellet var imidlertid forsyningsbåten registrert på Færøyene, så norsk andel av logistikktjenestene ble rundt 40 %. Støttefunksjonene på land ble foretatt over Fjordbase og helikopterbasen i Florø, så her var det en betydelig regional og lokal andel av den norske verdiskapingen. Operatøren har ut fra sine regnskapstall beregnet dette til rundt 70 %. Driftsforberedelser Rundt halvparten av kostnadene til driftsforberedelser skyldes innkjøp av reservedeler som i hovedsak er produsert i utlandet. Norsk andel av verdiskapingen er på rundt 5 %, uten noen regional eller lokal andel. Logistikk og baseleie var rene norske leveranser, med 100 % norsk verdiskaping og en regional og lokal andel fra Florø på nær 70 % Annet er en samlepost som omfatter Operatørens oppholdskostnader til oppfølging av skipsbyggingen i Korea og kjøp av internasjonale tjenester til ferdigstillelse av gassrørledningen. I tillegg kommer noe utstyr og kjøp av norske konsulenttjenester. Norsk andel av verdiskapingen er her beregnet til rundt 50 %, uten noen regional eller lokal andel. 21