Åsgard Subsea Compression Project

Statoil Petroleum AS Åsgard Subsea Compression Project Samfunnsmessige konsekvenser RAPPORT 10.03.2011

Oppdragsgiver: Statoil Petroleum AS Rapportnr.: 7058 Rapportens tittel: Åsgard Subsea Compression Project (ÅSCP), Samfunnsmessig konsekvenser Ansvarlig konsulent: Kvalitetssikret av: Erik Holmelin Kaare Granheim Dato: 10. mars 2011 2

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Innhold SAMMENDRAG 7 1 UTBYGGINGSPLANER FOR ÅSGARD SUBSEA COMPRESSION PROJECT 10 1.1 UTBYGGINGSLØSNING 10 1.1.1 Åsgardfeltet på Haltenbanken 10 1.1.2 Åsgard Subsea Compression Project (ÅSCP) 10 1.1.3 Mulig overføring av elektrisk kraft fra land 10 1.2 INVESTERINGSKOSTNADER OG DRIFTSKOSTNADER 11 1.3 PROBLEMSTILLINGER I DEN SAMFUNNSMESSIGE KONSEKVENSANALYSEN 12 2 SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET VED UTBYGGING OG DRIFT 13 2.1 INNTEKTER AV PRODUKSJONEN SOM FØLGE AV GASSKOMPRESJON PÅ MIDGARD 13 2.2 KOSTNADER VED GASSKOMPRESJON OG PETROLEUMSPRODUKSJON PÅ MIDGARD OG MIKKEL 14 2.3 NETTO KONTANTSTRØM FRA PRODUKSJONEN SOM FØLGE AV GASSKOMPRESJON PÅ MIDGARD OG MIKKEL 15 2.4 SAMFUNNSMESSIG LØNNSOMHET VED ÅSGARD SUBSEA COMPRESSION PROJECT 16 3 VIRKNINGER AV ÅSGARD SUBSEA COMPRESSION PROJECT FOR INVESTERINGSNIVÅET PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL 18 4 VARE- OG TJENESTELEVERANSER TIL UTBYGGING OG DRIFT 20 4.1 BEREGNING AV VERDISKAPNINGEN I VARE- OG TJENESTELEVERANSER 20 4.2 FORHOLDET TIL EØS-AVTALEN 20 4.3 VARE- OG TJENESTELEVERANSER I UTBYGGINGSFASEN 20 4.3.1 Beregning av norske leveranseandeler i utbyggingsfasen 21 4.3.2 Beregnede norske vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen 23 4.3.3 Beregnede regionale vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen 24 4.4 VARE- OG TJENESTELEVERANSER I DRIFTSFASEN 25 5 SYSSELSETTINGSVIRKNINGER AV ÅSGARD SUBSEA COMPRESSION PROJECT 27 5.1 BEREGNINGSMETODIKK 27 5.2 NASJONALE OG REGIONALE SYSSELSETTINGSVIRKNINGER AV ÅSGARD SUBSEA COMPRESSION PROJECT I UTBYGGINGSFASEN 27 5.2.1 Nasjonale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen 27 5.2.2 Regionale sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen 29 5.3 NASJONALE OG REGIONALE SYSSELSETTINGSVIRKNINGER I DRIFTSFASEN 30 6 OVERORDNEDE MARKEDSMESSIGE VIRKNINGER AV LEVERANSER AV ELEKTRISK KRAFT FRA MIDT-NORGE 33 6.1 OPPLEGGET FOR UNDERSØKELSEN 33 6.2 DAGENS KRAFTSITUASJON I MIDT-NORGE. 33 6.2.1 Produksjon og forbruk av elektrisk kraft i Midt-Norge 33 6.2.2 Det nordiske kraftmarkedet og overføringskapasiteten til Midt-Norge 34 6.3 OVERORDNEDE MARKEDSMESSIGE KONSEKVENSER AV Å HENTE KRAFT FRA LAND 35 6.3.1 Mulige tilknytningspunkter for krafttilførsel fra land til Åsgard 35 6.3.2 Overordnede markedsmessige konsekvenser av å hente 40 MW kraft fra land til Åsgard Subsea Compression Project 35 6.3.3 Overordnede markedsmessig konsekvenser av en full elektrifisering av Åsgard 36 REFERANSER 38 R7058 3

4

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Forord Agenda Kaupang AS har vært engasjert av Statoil for å utrede nasjonale og regionale samfunnsmessige virkninger av utbygging og drift av en stor undervanns kompressorstasjon for gass på Midgard feltet på Haltenbanken utenfor Trøndelag. Prosjektet er kalt Åsgard Subsea Compression Project (ÅSCP). Midgardfeltet har trykkfall og strømningstekniske problemer som kan medføre at petroleumsressurser som er omfattet av PUD ikke kan produseres. Hensikten med kompressorstasjonen er å sikre at disse petroleumsressursene likevel kan hentes ut. Studien tar utgangspunkt i de gassressursene en slik kompressorstasjon utløser på Midgard og Mikkelfeltet, og de salgsinntektene disse gassressursene kan gi. Ut fra dette, og kostnadsbildet ved produksjonen, beregnes samfunnsmessig lønnsomhet av investeringen. Med bakgrunn i en videre oppsplitting av investeringskostnadene og driftskostnadene til Åsgard Subsea Compression Project, beregnes videre vare- og tjenesteleveranser til prosjektet i på nasjonalt og regionalt nivå i utbyggingsfasen og driftsfasen, og de sysselsettingseffekter dette gir både nasjonalt og regionalt i Midt-Norge. Elektrisk kraft til drift av kompressorstasjonen planlegges de første årene å bli produsert ved hjelp av gassturbiner på Åsgard A. For å undersøke mulighetene for å hente elektrisk kraft fra land, gjennomføres det en overordnet studie av markedsmessige konsekvenser av å hente nok kraft fra Midt-Norge til drift av kompressorstasjonen. I tillegg vurderes kort mulige markedsmessige konsekvenser av å elektrifisere hele Åsgard feltet. 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, 10. mars 2011 Agenda Kaupang AS R7058 5

6

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Sammendrag Åsgard Subsea Compression Project Petroleumsfeltet Midgard som er en sentral del av Åsgardfeltet på Haltenbanken, er i dag utsatt for trykkfall og strømningstekniske problemer i reservoaret. Dette kan medføre at petroleumsressurser i størrelsesorden 35 millioner Sm 3 oljeekvivalenter som inngår i plan for utbygging og drift, blir utilgjengelige og ikke kan utvinnes. For å hindre dette ønsker eierne å etablere en stor elektrisk drevet kompressor på havbunnen på Midgard med nødvendige tilkoblinger og infrastruktur. Kompressorstasjonen vil bli drevet fra Åsgard B og forsynt med kraft fra Åsgard A. Samlede investeringskostnader i prosjektet er beregnet til 12,5 mrd 2011-kr, fordelt over 4-5 år, med oppstart av kompressorstasjonen i oktober 2014. Elektrisitet på Åsgard blir i dag produsert ved hjelp av gassturbiner, og medfører betydelige utslipp av klimagasser. Som alternativ kraftforsyning ønsker Statoil vurdert på et overordnet nivå mulighetene for å hente ut 40 MW elektrisk kraft fra land i Midt- Norge eller sør i Nordland til drift av kompressorstasjonen, herunder hvilke konsekvenser dette vil ha for den pressede kraftsituasjonen i Midt-Norge. En ønsker også kort vurdert mulighetene for og konsekvensene av å hente ut 200 MW fra land, til elektrifisering av Åsgard. Samfunnsmessig lønnsomhet av Åsgard Subsea Compression Project Samlet inntekt av tilleggsproduksjonen som følge av gasskompresjon er beregnet til 81,7 mrd 2011-kr, fordelt over vel 20 år. Kostnadene ved denne produksjonen er beregnet til 29,6 mrd 2011-kr, fordelt med 12,5 mrd kr i investeringskostnader, 3,1 mrd kr til drift av feltinstallasjoner og rør, og 14,0 mrd til prosessering og transporttariffer. Trekker man kostnadene fra inntektene ved prosjektet, framkommer en netto kontantstrøm på 52,2 mrd 2011-kr, fordelt over vel 20 år i perioden 2014-2034. Den samfunnsmessige lønnsomhet ved et investeringsprosjekt uttrykkes gjerne i form av en nåverdibetraktning, der framtidige inntekter og utgifter ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet og sammenliknes. Som diskonteringsfaktor benyttes en samfunnsmessig kalkulasjonsrente fastsatt av Finansdepartementet til 6 %, som uttrykker det realavkastningskravet samfunnet har til prosjektet. Dersom nåverdien av investeringsprosjektet med en slik rente er positiv, betraktes prosjektet som samfunnsmessig lønnsomt. Når det gjelder Åsgard Subsea Compression Project, så er nåverdien i dag av framtidige inntekter og utgifter beregnet til 22,9 mrd 2011-kr. Etter vanlige samfunnsmessige kriterier er dermed prosjektet meget klart samfunnsmessig lønnsomt. Nåverdien fordeler seg med rundt 17 mrd 2011-kr eller 75 % på staten, og 5,9 mrd kr på oljeselskapene som deltar i prosjektet. Virkninger av prosjektet for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel Samlede investeringer på norsk kontinentalsokkel ventes de nærmeste årene framover å ligge på et nivå rundt 120 mrd 2011-kr pr år. Investeringene i Åsgard Subsea Compression Project er på over 12 mrd 2011-kr, fordelt over 4-5 år, men øker bare investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel med 2-3 %. I dagens markedssituasjon for offshorerettet næringsliv, vil trolig denne økningen være svært velkommen, særlig for offshoreverftene. Vare- og tjenesteleveranser til Åsgard Subsea Compression Project. Med utgangspunkt i en oppsplitting av investerings- og driftskostnadene til prosjektet, har en i samarbeid med utbyggers prosjektledelse vurdert norsk og regionalt næringslivs muligheter til å delta med vare- og tjenesteleveranser til prosjektet både i investeringsfasen og i driftsfasen. Som regionalt nivå har en valgt Midt-Norge. R7058 7

På nasjonalt nivå viser beregningene en forventet verdiskapning i norske vare- og tjenesteleveranser til utbygging av Åsgard Subsea Compression Project på rundt 7 750 millioner 2011-kr, eller rundt 62 % av totalinvesteringen. Industriproduksjon er den næringen som får de klart største leveransene til utbyggingsprosjektet med vel 3 560 mill kr, men også forretningsmessige tjenesteyting og oljevirksomhet får store leveranser til anlegget med rundt 1 200 mill 2011-kr hver. På regionalt nivå i Midt-Norge venter man en verdiskapning i vare og tjenesteleveransene til Åsgard Subsea Compression Project i utbyggingsfasen på rundt 1 200 millioner 2011-kr. Regionalt er det oljevirksomhet som får de største leveransene med vel 500 mill 2011-kr. De øvrige regionale leveransene fordeler seg på industri, transport, bygg og anlegg og forretningsmessig tjenesteyting. Drift av Åsgard Subsea Compression Project er i et normalår beregnet til å koste rundt 1 060 millioner 2011-kr. Det aller meste av driftsleveransene, hele 984 mill kr eller 97 %, ventes å komme fra norsk næringsliv, i hovedsak i form av prosesseringskostnader og transporttjenester for petroleum. Regionale vare og tjenesteleveranser fra næringslivet i Midt-Norge er i et normalt driftsår beregnet til vel 560 millioner 2011-kr eller 57 % av de norske driftsleveransene. Sysselsettingsvirkninger av Åsgard Subsea Compression Project 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 hentet fra det regionale 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 angitt ovenfor finner en at de beregnede nasjonale sysselsettingsvirkningene av utbygging av Åsgard Subsea Compression Project utgjør nær 9 800 årsverk, fordelt med 3 800 årsverk i direkte produksjonsvirkninger i leverandørbedrifter, 2 700 årsverk i indirekte produksjonsvirkninger hos deres underleverandører, og resten i konsumvirkninger. Regionalt i Midt-Norge venter man beregnede sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen på vel 1 100 årsverk. I driftsfasen venter man tilsvarende nasjonale sysselsettingsvirkninger av prosjektet på nær 950 årsverk, fordelt med vel 520 årsverk i direkte produksjonsvirkninger, 110 årsverk i indirekte produksjonsvirkninger og resten i konsumvirkninger. Regionale sysselsettingsvirkninger av Åsgard Subsea Compression Project i driftsfasen er beregnet til nær 580 årsverk. Kraftmarkedet i Midt-Norge For å fremskaffe overordnede vurderinger av markedsmessige virkninger av leveranser av 40 MW elektrisk kraft til Åsgard Subsea Compression Project fra land fra Midt-Norge eller sør i Nordland fra oktober 2014, alternativt leveranser av 200 MW til elektrifisering av hele Åsgard, har en spurt sentrale markedsaktører i området om det regionale kraftmarkedet og dets leveransemuligheter. De tre midtnorske fylkene produserte i 2010 vel 13 TWh elektrisk kraft, men brukte godt over 20 TWh, slik at landsdelen i 2010 var avhengig av å importere vel 8 TWh eller rundt 40 % av sitt elektrisitetsforbruk, i hovedsak fra Nord-Norge og Sverige. Utbyggingspotensialet for ny vannkraft i Midt-Norge er begrenset, men det er store 8

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser planer for utbygging av vindkraft i landsdelen. Når vindkraftutbyggingen kan bli realisert er imidlertid usikkert, da utbygging er avhengig av bedre rammebetingelser fra staten. De nærmeste årene framover er dermed Midt-Norge fortsatt avhengig av import av store mengder elektrisk kraft. Norge er tilknyttet det internordiske kraftmarkedet, der kraft i teorien flyter fritt mellom landene avhengig av forbruket. Nå kan det imidlertid i perioder oppstå stor ubalanse mellom produksjon og forbruk i enkelte områder, og overføringssystemet har ikke alltid tilstrekkelig kapasitet til å utjevne disse ubalansene. Enkelte steder, blant annet i Midt-Norge, kan det dermed til tider oppstå knapphet på kraft, og betydelig høyere markedspriser enn den såkalte internordiske systemprisen på kraft. Statnett har nylig oppgradert overføringslinja fra Sverige over Nea til 420 kv. Dette har avhjulpet kraftsituasjonen noe i Midt-Norge, men først når ny planlagt overføringslinje fra Vestlandet mellom Ørskog og Fardal står klar, tidligst i løpet av 2015, regner Statnett med at overføringskapasiteten til Midt-Norge er tilstrekkelig. Det er også planlagt en ny 420 kv linje fra Namsos over Fosen til Orkdal, men denne tror ikke markedsaktørene står ferdig før nærmere 2020. Overordnede markedsmessige virkninger av kraftleveranser fra Midt- Norge Norconsult har på oppdrag fra Statoil vurdert aktuelle tilknytningspunkter på land for kraftleveranser til Åsgard, og pekt ut Kolsvik helt sør i Nordland og Tjeldbergodden på Nordmøre som egnede steder. På Kolsvik har man direkte tilgang til en 300 kv kraftlinje fra Nordland til Midt-Norge, og har dermed kapasitetsmessig ingen problemer med å levere 40 MW til Åsgard Subsea Compression Project. Prisen på denne kraften ventes å ligge litt over forventet systempris på kraft i oktober 2014, på vel 37 øre/kwh. Leveranser av 40 MW kraft fra Kolsvik forsterker imidlertid forsyningsproblemene i Midt-Norge og svekker forsyningssikkerheten i området betydelig. En slik leveranse vil derfor være samfunnsmessig vanskelig, og svært lite populær hos markedsaktørene i Midt-Norge før overføringslinja mellom Ørskog og Fardal står ferdig, tidligst i løpet av 2015. I området rundt Tjeldbergodden er det i dag et betydelig kraftunderskudd, noe en regner med vil vedvare helt fram til den nye overføringslinja Ørskog-Fardal står ferdig. Leveranse av ytterligere 40 MW er trolig teknisk mulig, men vil kreve et betydelig pristillegg, kanskje mer enn 20 % over systempris. Videre er Statnett og andre markedsaktører i stor tvil om dette i dagens forsyningssituasjon er samfunnsmessig tilrådelig. Leveranse av 200 MW til elektrifisering av Åsgard er kapasitetsmessig mulig fra Kolsvik, men svekker forsyningssikkerheten i Midt-Norge så mye at Statnett melder at de neppe vil tilrå en slik leveranse før overføringslinja Ørskog-Fardal står ferdig. I området rundt Tjeldbergodden er leveringssituasjonen så stresset at det neppe vil være mulig å innfase ytterligere 200 MW før overføringslinja er klar. Uansett vurderes dette ikke som samfunnsmessig tilrådelig. R7058 9

1 Utbyggingsplaner for Åsgard Subsea Compression Project 1.1 Utbyggingsløsning 1.1.1 Åsgardfeltet på Haltenbanken Olje, gass og kondensatfeltet Åsgard ligger på Haltenbanken i Norskehavet, rundt 200 km utenfor kysten av Nord-Trøndelag. Åsgard omfatter feltene Midgard, Smørbukk og Smørbukk Sør, og ble satt i produksjon i 1999. Tilknyttet Åsgard er også Mikkelfeltet ca. 40 km sør for Midgard. Åsgard er bygget ut med undervannskompletterte brønner, tilkoblet et fast forankret produksjons- og lagerskip kalt Åsgard A, som produserer olje, en halvt nedsenkbar flyter kalt Åsgard B, som produserer gass og kondensat, og et lagerskip for kondensat kalt Åsgard C, som er koblet opp mot Åsgard B. Olje og kondensat fra Åsgard eksporteres på skip, mens gass blir ført gjennom eksportrørledningen Åsgard Transport til Kårstø. 1.1.2 Åsgard Subsea Compression Project (ÅSCP) Midgardfeltet som produserer gass og kondensat, er i dag utsatt for trykkfall og strømningstekniske problemer. Dette kan medføre at petroleumsressurser som er omfattet av godkjent PUD blir utilgjengelige og ikke kan utvinnes. For å få produsert de resterende gassressursene i henhold til Plan for Utbygging og Drift (PUD), og hindre at petroleumsressurser i størrelsesorden 35 millioner Sm 3 oljeekvivalenter går tapt, ønsker eierne av feltet å etablere en stor elektrisk drevet undervannskompressorstasjon på havbunnen på Midgard, med nødvendige tilkoblinger og infrastruktur. Kompressorstasjonen er kalt SCSt (Subsea Compression Station), og vil ha en kompressoreffekt på 2x10 MW. Kompressorstasjonen vil bli en av de største undervannsinstallasjonene på norsk sokkel, med ytre mål på 68mx32mx29m og en vekt opp mot 3600 tonn. Et bilde av kompressorstasjonen er vist i figur 1.1. Her inngår også en mindre manifoldstasjon SCMS (Subsea Compression Manifold Station) som kobler kompressorstasjonen til det eksisterende rørledningssystemet i området. Det vil i denne forbindelse bli installert 21 km nye rørledninger på havbunnen. Kompressorstasjonen vil bli drevet fra Åsgard B, etter mindre modifikasjonsarbeider i kontrollrommet, gjennom en fiberkabel på havbunnen. Elektrisk kraft hentes fra Åsgard A gjennom to 41 km lange kraftkabler på havbunnen. Etter mulig nedstenging av Åsgard A rundt 2025, planlegges elektrisitet i stedet hentet fra Åsgard B. Det vil bli gjennomført nødvendige modifikasjonsarbeider begge steder. Oppstart av kompressorstasjonen er planlagt i 2014, etter tre-fire års byggetid. Etter kompresjon vil brønnstrømmen bli prosessert på Åsgard B som i dag. 1.1.3 Mulig overføring av elektrisk kraft fra land Elektrisitet på Åsgard A og B produseres i dag fra gassturbiner, og medfører betydelige utslipp av klimagasser. Statoil ønsker i den forbindelse gjennomført en overordnet vurdering av samfunnsmessige konsekvenser av å hente 40 MW elektrisitet fra land fra 2014-2015, alternativt å hente 200 MW fra land fra samme tidspunkt for elektrifisering av hele Åsgard. En teknisk studie er gjennomført for å studere mulighetene for å hente ut disse kraftmengdene fra land, hvor dette kan skje, og hvilke forsterkninger i nettet som må gjennomføres for å få det til. Som supplement til denne tekniske 10

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Figur 1.1: Tegning av de to undervannsinstallasjonene studien ønskes antatte overordnede virkninger på pris og markedsmessige forhold i Midt-Norge belyst noe nærmere i denne konsekvensutredningen. 1.2 Investeringskostnader og driftskostnader Planlagte investeringer i undervannsinstallasjoner og plattformmodifikasjoner er beregnet til nær 11,0 mrd 2011- kr, fordelt over fem år i perioden 2010-2014, som vist i tabell 1.1. I tillegg kommer investeringer for nær 1,5 mrd kr rundt 2024-2025 for etablering av kraftforsyning fra Åsgard B, slik at samlede investeringer i Åsgard Subsea Compression Project blir på nær 12,5 mrd 2011- kr (Ref i ). Tabell 1.1: Investeringer i Åsgard Subsea Compression Project. Mill 2011-kr Investeringer 2010 2011 2012 2013 2014 2025 Sum investering Åsgard Subsea Compression Project 104 2314 3262 3076 2210 1484 12450 Årlige driftskostnader til Åsgard Subsea Compression Project er beregnet til 1063 mill 2011-kr i et normalår (2018). Driftskostnadene fordeler seg med 139 mill kr på drift av kompressorstasjonen og andre feltinstallasjoner, herunder også kraftkostnader, 873 mill kr på prosesseringstariffer og transporttariffer for gass, og 51mill kr på CO 2 og NO x avgifter til staten. Mens kostnadene til drift av feltinstallasjonene er noenlunde konstante over tid, vil de øvrige driftskostnadene være produksjonsavhengige. Kostnadsfordelingen vil dermed endre seg over tid. Drift av Åsgard Subsea Compression Project vil bli styrt fra Åsgard B uten at det er behov for bemanningsøkninger. R7058 11

1.3 Problemstillinger i den samfunnsmessige konsekvensanalysen De viktigste problemstillingene i den samfunnsmessige konsekvensutredningen er følgende: Hvilken samfunnsmessig lønnsomhet gir utbygging og drift av Åsgard Subsea Compression Project, og hvordan fordeler gevinsten seg på staten og oljeselskapene Hvilke virkninger har utbygging av Åsgard Subsea Compression Project for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel og arbeidskraftbehovet i offshoresektoren Hvilke vare- og tjenesteleveranser vil bygging og drift av Åsgard Subsea Compression Project gi for norsk og regionalt næringsliv Hvilke sysselsettingseffekter vil utbygging og drift av Åsgard Subsea Compression Project gi på nasjonalt nivå, og på regionalt nivå i Midt-Norge Hvilke konsekvenser vil det gi for kraftprisene i Midt-Norge, å innfase en effekt på 40 MW til drift av Åsgard Subsea Compression Project, eller alternativt å innfase en effekt på 200 MW til full elektrifisering av Åsgard. Disse problemstillingene vil bli belyst nedenfor. 12

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser 2 Samfunnsmessig lønnsomhet ved utbygging og drift 2.1 Inntekter av produksjonen som følge av gasskompresjon på Midgard Utbyggingsprosjektet Åsgard Subsea Compression Project utløser ikke noen nye petroleumsressurser. Det utbyggingsprosjektet gjør er å sikre at en klarer å utvinne rundt 35 millioner Sm 3 oljeekvivalenter fra Midgard og Mikkel som man har regnet med i feltenes produksjonsplaner, men som man i dag slik trykket utvikler seg i reservoaret, ser at en ellers ikke vil kunne klare å produsere. For det norske samfunn representerer disse gjenværende petroleumsressursene betydelige verdier, så det er viktig å få dem produsert. For å beregne inntektene fra de gjenværende utvinnbare gassressursene på Midgard og Mikkel, har en tatt utgangspunkt i produksjonsprofilen for feltene ved gasskompresjon, og lagt inn forutsetninger om framtidig dollarkurs og framtidige salgspriser for olje og gass. Basert på dette, får en samlede inntekter av de gjenværende utvinnbare gassressursene som vist i Figur 2.1 (Ref. ii ). En gjør oppmerksom på at både produksjonsvolumer og priser her er usikre. Særlig gjelder dette prisforventningene. 9000 8000 Faste millioner 2011 kroner 7000 6000 5000 4000 3000 2000 Inntekt 1000 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 Årstall Figur 2.1: Inntekter fra produksjonen på Midgard og Mikkel som tilskrives gasskompresjon, fordelt over tid. Mill 2011- kr Det framgår av Figur 2.1 at forventede salgsinntekter fra de gjenværende utvinnbare gassreservene øker raskt fra oppstart av kompresjonen i år 2014, til en topp på vel 8,0 milliarder 2011-kr allerede i 2015. Salgsinntektene faller deretter ned til et platå på 4-5 milliarder 2011-kr pr år i mesteparten av perioden 2017-2027. Senere faller salgsinntektene videre ned mot null fram til planlagt stenging av feltet i 2034. Når produksjonen på Midgard og Mikkel avsluttes er foreløpig usikkert. Ny produksjonsteknologi og innfasing av tilleggsreserver i området kan komme til å endre bildet underveis. R7058 13

Samlet inntekt av produksjonen på Midgard og Mikkel som følge av gasskompresjon er beregnet til 81,7 milliarder 2011-kr over vel 20 år. 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 gasskompresjon og petroleumsproduksjon på Midgard og Mikkel Kostnadene ved gasskompresjon og petroleumsproduksjon på Midgard og Mikkel består dels av investeringskostnader til kompressorstasjonen, manifolden, rørledninger, kraftkabler og styringskabler, og dels av kostnader til drift av disse installasjonene. I tillegg vil det påløpe kostnader for elektrisitetsproduksjon på Åsgard A, tariffkostnader for produksjonsstyring og bruk av produksjonsanlegget på Åsgard B og tariffkostnader for gasstransport. Et bilde av kostnadssiden av prosjektet framgår av figur 2.2. 3500 Faste millioner 2011 kroner 3000 2500 2000 1500 1000 Investeringer OPEX Tariff/ prosseskostnader 500 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 Årstall Figur 2.2: Investerings- og driftskostnader ved produksjonen på Midgard og Mikkel som tilskrives gasskompresjon. Mill. 2011-kr. Figur 2.2 viser det samlede kostnadsbildet for prosjektet i henhold til Statoils beregninger. NO x -avgift og CO 2 -avgift til staten er trukket ut. For oljeselskapene framstår disse avgiftene på linje med andre driftskostnader, og bidrar til å begrense utslipp av miljøskadelige gasser. For staten og samfunnet er dette imidlertid inntekter på linje med vanlige skatter, og skal trekkes ut av en samfunnsmessig analyse. Det framgår av figuren at investeringskostnadene er det helt dominerende kostnadselementet de første fire år. Fra år 2015 overtar driftskostnadene inkl tariffer denne rollen. Samlede kostnader til investering og drift av Åsgard Subsea Compression Project i tidsrommet 2010-2034 er beregnet til omlag 29,6 milliarder 2011-kr. Av dette er 12,5 milliarder kr investeringskostnader, 3,1 milliarder kr er kostnader til drift av feltinstallasjoner og rør og 14,0 milliarder kr er prosess- og tariffkostnader. Avgifter til staten på 1,4 milliarder 2011-kr er da trukket ut. 14

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser 2.3 Netto kontantstrøm fra produksjonen som følge av gasskompresjon på Midgard og Mikkel Kombinerer en det samlede inntektsbildet i figur 2.1 med kostnadsbildet i figur 2.2, får en et bilde av netto kontantstrøm fra produksjonen på Midgard og Mikkel som tilskrives gasskompresjon som vist i figur 2.3. 8000 6000 Faste millioner 2011 kroner 4000 2000 0 2000 4000 Netto kontantstrøm Skatter Avgifter 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2036 Årstall Figur 2.3: Netto kontantstrøm fra produksjonen på Midgard og Mikkel som skyldes gasskompresjon fordelt over år. Mill 2011-kr Figur 2.3 viser netto kontantstrøm fra produksjonen på Midgard og Mikkel som tilskrives gasskompresjon år for år i perioden 2010-2036. En ser også oppdelingen av denne kontantstrømmen på henholdsvis diverse avgifter (knapt synlig), skatter til staten, og netto kontantstrøm til de oljeselskapene som deltar i prosjektet. Det framgår av figuren at netto kontantstrøm er negativ i investeringsfasen 2010-2013. I 2014 snur dette til en svak positiv kontantstrøm før skatt som øker til 6,3 milliarder kr i 2015. Kontantstrømmen avtar deretter til et nivå litt under 4 milliarder kr pr år i mesteparten av perioden 2017-2026, og avtar deretter langsomt mot null fram til planlagt nedstengning av feltet i 2035. Samlet gir dette en netto kontantstrøm på omtrent 52,2 milliarder 2011-kr i perioden 2010 2034. Også etter at alle kostnader er trukket fra er det dermed store inntekter for det norske samfunn av å investere i Åsgard Subsea Compression Project. Netto kontantstrøm fordeler seg på aktører som vist i figur 2.4, med 37,6 milliarder kr på selskapsskatt og tilleggsskatt til staten og vel 13,2 milliarder 2011-kroner til de oljeselskapene som deltar i prosjektet. I tillegg kommer CO 2 og NO x avgifter til staten med nær 1,4 milliarder 2011- kroner. R7058 15

13237 1380 37629 Avgifter Skatter Netto kontantstrøm Figur 2.4 Netto kontantstrøm fra produksjonen på Midgard og Mikkel som tilskrives gasskompresjon. Mill 2011-kr. 2.4 Samfunnsmessig lønnsomhet ved Åsgard Subsea Compression Project Den samfunnsmessige lønnsomheten av et investeringsprosjekt uttrykkes gjerne i form av en nåverdibetraktning, der framtidige inntekter og utgifter ved prosjektet neddiskonteres til beslutningstidspunktet og sammenliknes. For beregning av nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, benyttes en samfunnsmessig kalkulasjonsrente som i prinsippet skal være lik for alle investeringsprosjekter samfunnet engasjerer seg i. Den samfunnsmessige kalkulasjonsrenten (realrenten) er av Finansdepartementet fastsatt til 4 % pluss en risikopremie som for oljeprosjekter er fastsatt til 2 %. Denne kalkulasjonsrenten er ment å skulle uttrykke det realavkastningskrav samfunnet har for framtidige inntekter av de økonomiske ressurser man i dag benytter som investeringer i prosjektet. Beslutningskriteriet for å investere i prosjektet blir da i prinsippet enkelt: Dersom nåverdien av framtidige inntekter og kostnader ved 6 % kalkulasjonsrente er positiv, bør samfunnet bruke økonomiske ressurser på å investere i prosjektet. Dersom nåverdien ved en slik kalkulasjonsrente er negativ, bør man la det være. Når det gjelder Åsgard Subsea Compression Project, så er nåverdien i dag av framtidige inntekter og kostnader, det en i figur 2.4 har kalt netto kontantstrøm, beregnet til ca 22,9 milliarder 2011-kr inklusive avgifter. Etter vanlige beregningskriterier er dermed Åsgard Subsea Compression Project meget klart samfunnsmessig lønnsomt. Fordelingen av nåverdien av netto kontantstrøm på henholdsvis avgifter til staten, selskapsskatt og tilleggsskatt til staten og på oljeselskapene, framgår av figur 2.5. En ser av figuren at størsteparten av den totale nåverdien tilfaller staten. Selskapsskatt og tilleggsskatt fra oljeselskapene utgjør alene 16,4 milliarder 2011-kr eller 71 % av den 16

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser 5887 597 16387 Avgifter Skatter Netto kontantstrøm Figur 2.5: Fordeling av nåverdi av netto kontantstrøm på aktører. Mill 2011-kr samfunnsmessige nåverdien. I tillegg tar staten inn 0,6 milliarder 2011-kr i avgifter, slik at statens samlede andel kommer opp i 17,0 milliarder 2011-kr eller 75 % av total nåverdi i prosjektet. De øvrige 5,9 milliarder 2011-kr, eller 25 %, tilfaller oljeselskapene som deltar i prosjektet. R7058 17

3 Virkninger av Åsgard Subsea Compression Project for investeringsnivået på norsk kontinentalsokkel En oversikt over gjennomførte og planlagte investeringer i norsk petroleumsvirksomhet i perioden 1998-2014 er vist i figur 3.1. Figuren er basert på Olje- og energidepartementets hefter Fakta 2010, og omfatter investeringer i feltinstallasjoner, landanlegg og rørledninger. Letekostnader inngår ikke, da det ikke foreligger offisielle prognoser for denne aktiviteten. 140,0 120,0 100,0 Milliarder 2010 kr 80,0 60,0 40,0 20,0 0,0 Besluttet utbygget Ikke vedtatte prosjekt Åsgand Subsea Compression Project Figur 3.1 Investeringer på norsk kontinentalsokkelsokkel. Milliarder 2010 kroner En ser av figur 3.1 at investeringene i norsk petroleumsvirksomhet har gått i bølger. Fra et foreløpig toppnivå på rundt 112 mrd 2010-kr i 1998 sank investeringsnivået de neste årene til et nivå rundt 70 mrd 2010-kr i 2002. Deretter har investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet økt raskt med økende oljepriser til et historisk toppnivå på 110 mrd 2010-kr i 2009. Forventet utvikling i investeringsnivået framover i henhold til OEDs prognose framgår videre av figur 3.1 Prognosene er basert på oljeselskapenes rapporteringer til Revidert Nasjonalbudsjett. En ser at investeringer i vedtatte felt, landanlegg og rørledninger ventes å falle raskt framover til 103 mrd kr i 2010 og videre helt ned til 66 milliarder 2010-kr i 2013 og 69 mrd 2010-kr i 2014, etter hvert som prosjektene ferdigstilles. Planlagte investeringer i prosjekter som ennå ikke var vedtatt høsten 2009 ventes imidlertid å hindre denne nedgangen, og sørge for at investeringsnivået holder seg på et nivå rundt 110 mrd 2010-kr pr år i perioden 2010-2011, og deretter øke videre til et nivå rett over 120 mrd 2010-kr i perioden 2012-2014. I tillegg til investeringene i figuren kommer kostnader til petroleumsleting. Letekostnadene er svært avhengig av situasjonen på riggmarkedet, og var under konjunkturtoppen i 2007 helt oppe i 18 mrd 2010-kr. Senere har de imidlertid gått noe ned igjen. Noe fastlagt politisk mål for investeringsaktivitetene på norsk kontinentalsokkel foreligger ikke, men myndighetene ønsker generelt å holde et så jevnt investeringsnivå som mulig, av hensyn til aktivitetsnivået og sysselsettingen i norsk offshorerettet næringsliv, og av hensyn til temperaturen i norsk økonomi som helhet. År 18

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Kapasiteten i norsk offshorerettet næringsliv er ganske fleksibel, men har de senere år stort sett vært tilpasset et investeringsnivå på 90-100 milliarder 2010-kr, med normale norske andeler av vare- og tjenesteleveransene på 50-55 %. I 2008 og 2009 var investeringsnivået noe i overkant av dette, og kapasiteten i særlig i riggmarkedet var presset. Deler av verkstedsindustrien hadde imidlertid ledig kapasitet, noe som tyder på at norsk andel av leveransene til store petroleumsprosjekter muligens har blitt redusert de siste årene. For norsk offshorerettet næringsliv er større variasjoner i oppdragsmengden lite ønskelig. Oppsigelser og permitteringer skaper usikkerhet, og bedriftene har vanskelig for å holde på den kjernekompetansen de har brukt mange år på å bygge opp. Nye større utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel som kan opprettholde et investeringsnivå over 100 mrd 2010-kr pr år, vil derfor være gunstig for norsk offshorerettet næringsliv. Investeringene i Åsgard Subsea Compression Project er på rundt 11 mrd 2011-kr i perioden 2010-2014, men hever bare investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet i disse årene med 2-3 %. Åsgard Subsea Compression Project gir dermed ikke noen stor økning i investeringsnivået i norsk petroleumsvirksomhet. Den lille økningen prosjektet gir kan imidlertid i dagens markedssituasjon være svært velkommen, særlig for offshoreverftene. R7058 19

4 Vare- og tjenesteleveranser til utbygging og drift 4.1 Beregning av verdiskapningen i vare- og tjenesteleveranser Utbyggingen av Åsgard Subsea Compression Project har en samlet kostnadsramme på 12,5 milliarder 2011-kr, fordelt over 5 år i perioden 2010 2014, og noe i 2024. Et stort utbyggingsprosjekt som dette er viktig for norsk næringsliv, fordi prosjektet kan gi betydelige vare- og tjenesteleveranser, og skape verdifulle sysselsettingseffekter både i det norske samfunn som helhet og regionalt i Midt-Norge. For å kunne anslå disse virkningene, er det nødvendig å gjøre forutsetninger om forventede norske og regionale andeler av verdiskapningen i vare- og tjenesteleveransene til prosjektet både i investeringsfasen og i driftsfasen. En er her særlig opptatt av verdiskapningen fordi det er verdiskapningen og ikke kontraktsverdiene som gir sysselsettingseffekter og virkninger for norsk og regionalt næringsliv. Med norsk verdiskapning mener en for kontrakter inngått med norske bedrifter, kontraktsverdien fratrukket verdien av varer og tjenester produsert i utlandet. Omvendt vil norsk verdiskapning i kontrakter inngått med utenlandske bedrifter være verdien av eventuelle leveranser fra norsk næringsliv til kontrakten. Regional verdiskapning vurderes på samme måte. Med region mener en her Midt-Norge, dvs. de tre midtnorske fylkene Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og Nord-Trøndelag. 4.2 Forholdet til EØS-avtalen EØS-avtalen trådte i kraft for energisektoren ved årsskiftet 1994/95, og åpnet for bredere anbudsinnhenting og større internasjonal konkurranse enn tidligere. I forbindelse med avtalen er det utarbeidet et eget innkjøpsdirektiv (Ref. iii ) som blir gjennomført i Norge ved hjelp av en fullmaktslov med forskrifter gitt av regjeringen. Innkjøpsdirektivet omfatter alle varekontrakter over 400.000 euro, vel 3 mill kr, og alle bygge- og anleggskontrakter over 5 mill euro, rundt 40 mill kr. Direktivet krever at oppdragsgiver sørger for likebehandling av leverandører, åpenhet i anbudsprosedyren og tildelingsprosedyren, og objektivitet i leverandørvurderingen. Et liknende direktiv er utarbeidet for tjenestekontrakter. EØS-avtalens innkjøpsdirektiv stiller strenge krav til hvordan en anbudskonkurranse innenfor petroleumssektoren skal gjennomføres, men har ikke krevd grunnleggende endringer i oljeselskapenes innkjøpsrutiner. Ved inngåelse av langsiktige rammekontrakter og større EPC-kontrakter ( Engineering, Procurement, Construction), vil Statoil gå ut med informasjon om leveransemuligheter til norsk og internasjonalt næringsliv. En vil deretter gå ut med en internasjonal anbudskonkurranse, og velge de leverandørbedrifter, norske eller utenlandske, som samlet sett vurderes som mest konkurransedyktige. Norsk næringsliv får gjennom denne anbudsprosedyren gode muligheter til å vise sin konkurransekraft i skarp internasjonal konkurranse. 4.3 Vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen Utgangspunktet for vurdering av mulige leveranser fra norsk og regionalt næringsliv, er erfaringer fra tidligere utbyggingsprosjekter av samme type. Slike prosjekter er imidlertid sjelden direkte sammenliknbare, og teknologien i petroleumssektoren er i rask utvikling. Videre spiller markedsforholdene inn når det gjelder leverandørmønsteret. Det samme gjelder rammeavtaler som utbygger har inngått med leverandører av varer og tjenester. Prosjekter av samme type kan dermed likevel gi svært forskjellig norsk verdiskapning, så en detaljert gjennomgang må foretas i hvert enkelt tilfelle. 20

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Ved vurdering av norske vare- og tjenesteleveranser til Åsgard Subsea Compression Project har en i samarbeid med Statoil prosjektledelse delt opp utbyggingsprosjektet i undergrupper, og for hver undergruppe vurdert norske leverandørers leveringsmuligheter, konkurranseevne og kompetanse. På dette grunnlag har en så for hver undergruppe anslått norske andeler av verdiskapningen i prosjektet. Det understrekes imidlertid at slike vurderinger nødvendigvis vil være noe usikre. 4.3.1 Beregning av norske leveranseandeler i utbyggingsfasen Undervannsanlegg Prosjektledelse m.v. Prosjektledelsen vil bli ivaretatt av Statoil egen organisasjon og vil omtrent i sin helhet være norske leveranser. Rundt en tredjedel av prosjektledelsen vil bli foretatt av Statoils organisasjon i Trondheimsområdet og Stjørdal, så regional andel av verdiskapningen anslås til 35 %. Prosjektering, studier m.v. Prosjektering av kraftmodulen på Åsgard A vil bli foretatt av store norske prosjekteringsfirmaer med en norsk andel av leveranser og verdiskapning på nær 100 %, og en regional andel fra Midt-Norge på anslagsvis 20 %. Kompressorstasjon og manifold Utstyret består av en meget stor undervanns kompressorstasjon på opp mot 3 600 tonn, og en betydelig mindre manifoldstasjon. Aker Solution er allerede tildelt EPC kontrakten for undervannsanleggene, med hovedproduksjonssted i Egersund og en anslått norsk andel av verdiskapningen på rundt 65 %. Det er ingen aktuelle produksjonssteder i Midt-Norge, så regional andel av verdiskapningen blir trolig bare rundt 5 %. Rørledninger Gassrørledninger av den type som her er aktuell produseres ikke i Norge. Norsk og regional andel av leveransen blir dermed nær null. Styringskabler m.v Styringskablene produseres i Norge, men med en stor andel utenlandskproduserte komponenter. Norsk andel av verdiskapningen er ifølge produsentene bare rundt 35 %. Ingen av de aktuelle produsentene har sine produksjonsanlegg i Midt-Norge, så regional andel ventes å bli nær null. Marine operasjoner Marine operasjoner vil dels bli foretatt av et stort kranfartøy egnet for tunge løft, og dels av et stort rørleggingsfartøy. Videre vil flere mindre fartøyer inngå med forskjellige oppgaver. Ingen av de store fartøyene vil trolig være norske eller ha norsk mannskap. Norsk andel av verdiskapningen i operasjonene blir derfor trolig forholdsvis beskjeden, her anslått til 30 %. Rørbeskyttelsesarbeider, grøfting, steindumping m.v. vil være norske leveranser. Det samme gjelder forsyningstjenester m.v. Regional andel av de norske leveransene kan anslås til rundt 25 %. Forsikring Forsikring på dette nivå er en internasjonal tjeneste, der norske forsikringsselskap gjerne deltar, men sikrer seg gjennom reforsikring. Norsk andel av verdiskapningen kan anslås til rundt 50 % uten noen regional andel av betydning fra Midt-Norge. Uttesting R7058 21

Uttesting og ferdigstillelse av anleggene skje som regel i regi av produsentene. Norsk andel av verdiskapningen blir her trolig nær 100 %, med kanskje 10 % regional andel fra Midt-Norge. Kraft fra Åsgard A Prosjektledelse m.v. Prosjektledelsen vil bli foretatt av Statoils egen organisasjon, hvorav en stor del i Trondheim og Stjørdal. Norsk andel av verdiskapningen er som ovenfor beregnet til 100 % med 60 % regional andel fra Midt-Norge. Prosjektering, studier Dette er også her rene norske leveranser. FEED kontrakten på prosjekteringen er allerede tildelt Reinertsen i Trondheim, så regional andel av verdiskapningen fra Midt- Norge vil bli betydelig, kanskje 60 %. Modifikasjoner Åsgard A Modifikasjonsarbeidene er rene norske leveranser, foretatt av den bedriften som har vedlikehold og modifikasjonskontrakten på Åsgard, eller som egen kontrakt. Norsk andel av verdiskapningen er nær 100 %, med rundt 10 % regional andel fra Midt-Norge. Kraftkabler og styringskabler Kraftkablene vil trolig være produsert i Norge, men ikke i Midt-Norge, med rundt 90 % norsk andel av verdiskapningen. Styringskablene vil trolig også være norskproduserte, men bare med rundt 35 % norsk andel av verdiskapningen på grunn av innkjøp av mange utenlandskproduserte komponenter. Norsk andel av verdiskapningen er samlet beregnet til 60 %, uten noen regional andel av betydning fra Midt-Norge. Forsikring Forsikring er også her en internasjonal tjeneste med 50 % norsk andel og uten noen regional andel fra Midt-Norge av betydning. Modifikasjonsarbeider Åsgard B Disse arbeidene vil enten bli utført av den bedriften som har V&M kontrakten på Åsgard, eller som egen kontrakt. Uansett vil arbeidene trolig bli utført med 100 % norsk andel av verdiskapningen og en beskjeden midtnorsk andel på 10 %. Kraft fra Åsgard B Disse framtidige leveransene består i hovedsak av nye kraftkabler til Midgard, og en del modifikasjonsarbeider på Åsgard B. Norsk andel av verdiskapningen er anslått til rundt 90 %, med rundt 10 % midtnorsk andel av dette. Samlet gir dette beregnede norske og regionale leveranser til Åsgard Subsea Compression Project på vel 7,7 milliarder 2011-kr, eller 62 % av totalinvesteringen, 22

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Tabell 4.1: Beregnede norske og regionale vare- og tjenesteleveranser til utbyggingsprosjektet. Mill 2011-kroner Investeringer Norske leveranser Regionale leveranser Åsgard Subsea Compression Project Mill 2011-kr (%) Mill 2011-kr (%) Mill 2011-kr Undervannsanlegg Prosjektledelse m.v. 805 100 % 805 35% 282 Prosjektering, studier 675 100 % 675 20% 135 Kompressorstason og manifold 3415 65 % 2220 5% 111 Rørledninger 1125 0 % 0 0% 0 Styringskabler, m.v 800 35 % 280 0% 0 Marine operasjoner 2010 30 % 603 25% 151 Forsikring 305 50 % 153 0% 0 Uttesting 245 100 % 245 10% 25 Kraft fra Åsgard A Prosjektledelse m.v. 385 100 % 385 60% 231 Prosjektering, studier 100 100 % 100 60% 60 Modifikasjoner Åsgard A 695 100 % 695 10% 70 Kraft og styringskabler 205 60 % 123 0% 0 Forsikring 150 50 % 75 0% 0 Modifikasjoner Åsgard B 50 100 % 50 10% 5 Kraft fra Åsgard B 1485 90 % 1337 10% 134 Sum investering 12450 62% 7745 16% 1202 som vist i tabell 4.1. Beregnet regional andel av dette fra Midt-Norge er 16 %, noe som gir midtnorske leveranser til prosjektet for 1,2 milliarder kr. 4.3.2 Beregnede norske vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen En oppsplitting av de beregnede norske vare- og tjenesteleveransene på næring og tid, er gjengitt i figur 4.1 og tabell 4.2. Det framgår av tabell og figur at de beregnede norske leveransene på vel 7,6 milliarder 2011-kr, i hovedsak fordeler seg over fem år i perioden 2010-2014, men at en også venter leveranser senere, her fastsatt til 2024. Toppårene for norske leveranser er 2012 og 2013, med beregnede vare- og tjenesteleveranser fra norsk næringsliv på vel 2 milliarder kr. pr år. Tabell 4.2: Beregnede norske leveranser i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid. Mill 2011-kr Norske leveranser 2010 2011 2012 2013 2014 2024 Sum Industri 0 555 1489 668 182 668 3562 Transport 0 0 0 603 0 267 870 Bygg og anlegg 0 0 0 313 282 267 862 Oljevirksomhet 103 373 357 357 0 0 1190 Forretningsmessig tjenesteyting 87 402 280 254 102 134 1260 Totalt 190 1330 2126 2196 566 1336 7745 Med hensyn til næringsfordeling av vare- og tjenesteleveransene, ser en av figur 4.1 og tabell 4.2 at industrivirksomhet ventes å få de største norske leveransene med rundt 3,6 milliarder 2011-kr. Andre næringer som ventes å få store leveranser er oljevirksomhet og forretningsmessig tjenesteyting med rundt 1,2 milliarder kr hver. De resterende investeringsleveransene fordeler seg på transportvirksomhet og bygge- og anleggsvirksomhet med vel 0,8 mrd 2011-kr hver. Det understrekes at beregningene inneholder usikkerhet. R7058 23

2500 2000 Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet Bygg og anlegg Transport Industri 1500 Mill kr 1000 500 0 2010 2011 2012 2013 2014 2024 År Figur 4.1 Beregnede norske leveranser i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid. Mill 2011-kr 4.3.3 Beregnede regionale vare- og tjenesteleveranser i utbyggingsfasen En oppsplitting av de beregnede regionale vare- og tjenesteleveransene fra næringslivet i Midt-Norge på næring og tid, er gjengitt i figur 4.2 og tabell 4.3. 450 Mill kr 400 350 300 250 200 Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet Bygg og anlegg Transport Industri 150 100 50 0 2010 2011 2012 2013 2014 2024 År Figur 4.2 Beregnede regionale leveranser i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid. Mill 2011- kr Tabell 4.3 Beregnede regionale leveranser i utbyggingsfasen fordelt på næring og tid. Mill 2011- kr 24

Åsgard Subsea Compression Project, samfunnsmessige konsekvenser Regionale leveranser 2010 2011 2012 2013 2014 2024 Sum Industri 0 28 64 19 0 67 179 Transport 0 0 0 151 0 27 177 Bygg og anlegg 0 0 0 40 41 27 107 Oljevirksomhet 46 159 154 154 0 0 513 Forretningsmessig tjenesteyting 25 79 54 41 13 13 226 Totalt 71 266 273 404 54 134 1202 Det framgår av tabell og figur at de beregnede regionale leveransene på vel 1,2 milliarder 2011-kr, i hovedsak fordeler seg over fem år i perioden 2010-2014, men at en også venter leveranser senere, når prosjektet må investere i kraftforsyning fra Åsgard B. Toppåret for regionale leveranser til Åsgard Subsea Compression Project er 2013, med beregnede vare- og tjenesteleveranser fra det regionale næringslivet på vel 0,4 milliarder 2011-kr. Når det gjelder næringsfordeling av de regionale vare- og tjenesteleveransene, ser en av figur 4.2 og tabell 4.3 at oljevirksomhet helt klart ventes å få de største leveransene med vel 500 millioner 2011-kr, eller nær halvparten av totalen. Siden Åsgardfeltet drives og utvikles regionalt i Midt-Norge, er det et ganske rimelig resultat. En annen næring som ventes å få store leveranser er forretningsmessig tjenesteyting med leveranser for vel 220 millioner 2011-kr, mens resten fordeler seg på industri og transport med nær 200 millioner kr hver, og bygge- og anleggsvirksomhet med vel 100 millioner 2011-kr. 4.4 Vare- og tjenesteleveranser i driftsfasen Drift av Åsgard Subsea Compression Project er i et normalår, beregnet til å koste vel 1000 millioner 2011-kr, inklusive avgifter og prosesserings- og transporttariffer for gass. Transporttariffene er volumbaserte, og vil derfor variere over tid. I tabellen har en valgt 2018 som normalår. Det meste av driftskostnadene vil være norske leveranser. En oversikt over beregnede norske og regionale andeler av verdiskapningen i driftsleveransene er vist i tabell 4.4. Tabell 4.4: Beregnede norske og regionale vare- og tjenesteleveranser i et normalår i driftsfasen (2018). Mill 2011-kroner Investeringer Norske leveranser Regionale leveranser Drift Åsgard Subsea Compression Project Mill 2011-kr (%) Mill 2011-kr (%) Mill 2011-kr Drift feltinstallasjoner 139 80 % 111 35% 39 Prosess- og transporttariffer 873 100 % 873 60% 524 Sum driftskostnader 1012 97% 984 57% 563 De utenlandske leveransene til drift av Åsgard Subsea Compression Project er i hovedsak forsikring og reservedeler, og i tillegg noe forbruksmateriell. Rundt 80 % av kostnadene til drift av feltinstallasjonene vil imidlertid være norske leveranser, mens prosess- og transporttariffer til Åsgard A og B og til Åsgard Transport, vil være rene norske tjenesteleveranser. Samlet gir dette beregnede norske leveranser til drift av Åsgard Subsea Compression Project på vel 980 millioner 2011-kr i et normalt driftsår der gassproduksjonen er på platå. Dette utgjør hele 97 % av totalkostnadene, og viser at drift av petroleumsfelt på norsk kontinentalsokkel i all hovedsak er en nasjonal aktivitet. R7058 25

1200 1000 Forretningsmessig tjenesteyting Oljevirksomhet 800 Transport Industri Mill kr 600 400 200 0 Norske leveranser Regionale leveranser Figur 4.3. Norske og regionale vare og tjenesteleveranser i driftsfasen fordelt på næring. Mill 2011-kr Tabell 4.5. Norske og regionale vare og tjenesteleveranser i driftsfasen fordelt på næring. Mill 2011-kr Drift Åsgard Subsea Compression Project Norske leveranser Regionale leveranser Industri 78 27 Transport 17 6 Oljevirksomhet 873 524 Forretningsmessig tjenesteyting 17 6 Totalt 984 563 På regionalt nivå i Midt-Norge ser en av tabell 4.4 at de samlede vare- og tjenesteleveransene fra midtnorsk næringsliv i driftsfasen er beregnet til vel 560 mill 2011-kr i et normalår. Dette utgjør 57 % av de samlede norske driftsleveransene, og viser at Midt-Norge har et godt utviklet driftsmiljø i Stjørdal. En fordeling av de årlige norske- og regionale driftsleveransene på hovednæring er vist i figur 4.3 og tabell 4.5. En ser av figur og tabell at oljevirksomheten selv ikke overraskende er den næring som får de klart største driftsleveransene til prosjektet med over 870 mill 2011-kr nasjonalt og 520 mill 2011-kr regionalt, i all hovedsak som følge av prosesseringstjenester og transporttjenester. Ellers får industrivirksomhet betydelige driftsleveranser leveranser med 78 mill kr nasjonalt og 27 mill kr regionalt, mens resten fordeler seg på transport og forretningsmessig tjenesteyting. 26