Del 3
Utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet

5 Utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet

5.1 Innledning

Departementet mottok fredag 13. februar 2015 følgende planer knyttet til første byggetrinn for Johan Sverdrup-feltet:

• plan for utbygging og drift (PUD) av Johan Sverdrup-feltet, med søknad om godkjennelse

• plan for anlegg og drift (PAD) av kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet, med søknad om tillatelse

• plan for anlegg og drift (PAD) av eksportrørledninger for olje og gass fra Johan Sverdrup-feltet, med separate søknader om tillatelser for hhv. olje- og gassrørledningen

Statoil Petroleum AS overleverte planene på vegne av rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 265, 501, 501 B og 502. Statoil skal være operatør for feltet, for kraft fra land-anlegget og for rørledningene.

Rettighetshaverne har i tillegg søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Søknaden omfatter kabelanlegg med tilhørende elektriske anlegg nødvendige for et uttak på inntil 300 megawatt (MW) fra Kårstø. Statoils søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

Sverdrup-forekomsten ble først påvist i funnbrønnen 16/2-6 i utvinningstillatelse 501 i 2010. Brønn 16/2-8 bekreftet i 2011 at forekomsten også strekker seg inn i utvinningstillatelse 265. Brønn 16/5-3 viste i 2013 at en liten del av funnet i tillegg strekker seg inn i utvinningstillatelse 502. Det er dermed påvist at Sverdrup-forekomsten strekker seg over utvinningstillatelsene 265, 501 og 502, med en mulig videre utstrekning inn i tillatelsen 501 B. Rettighetshaverne og deres deltakerandeler i de fire underliggende utvinningstillatelsene er vist i tabell 5.1. I 2012 fikk funnet navnet Johan Sverdrup. Funnet ligger om lag 155 kilometer fra land (Karmøy) og dekker et område på om lag 200 kvadratkilometer. Havdypet i området er 110-120 meter. Planlagt produksjonsstart er desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år.

For å oppnå best mulig ressursforvaltning, fastslår petroleumsloven at rettighetshaverne i slike situasjoner skal samordne – unitisere – petroleumsforekomsten slik at den utnyttes som én enhet. For å unngå utsettelse av Sverdrup-prosjektet, var det avgjørende at rettighetshaverne leverte inn PUD innen 13. februar 2015. Rettighetshaverne i Sverdrup lyktes ikke innen rimelig tid å fremforhandle en omforent unitiseringsavtale. Det følger da av petroleumsloven § 4-7 at Olje- og energidepartementet har rett til å fordele forekomsten mellom de aktuelle rettighetshavergruppene. Flertallet av rettighetshaverne har også bedt departementet om å gjøre dette. Departementet har besluttet å fordele forekomsten.

Fram til departementet har fordelt forekomsten, vil den eierfordeling gjelde som fire av fem rettighetshavere var enige om ved innsendelse av PUD. Denne fordelingen er som følger: Statoil Petroleum (40,0267 pst.), Lundin (22,1200 pst.) Petoro (17,8400 pst.), Det norske oljeselskap (11,8933 pst.) og Maersk Oil (8,1200 pst.).

Kilde: Statoil

5.2 Ressurser og produksjon

Grunnlaget for utbyggingen er oljeressursene i Sverdrup-forekomsten. Utstrekningen av denne forekomsten er grunnlaget for området som er omfattet av plan for utbygging og drift av Sverdrup-feltet.

Reservoaret er relativt homogent, med høy til svært høy permeabilitet. De sentrale delene av feltet har en reservoartykkelse på 40-70 m. Dybden til olje-vann-kontakten varierer noe, men innsamlede data indikerer at de påviste funnene kan anses som én forekomst. Reservoaret har ingen gasskappe.

Utvinnbare reserver for Sverdrup-feltets første byggetrinn er beregnet til 296 mill. Sm³ o.e. Dette tilsvarer 1,86 mrd. fat o.e. Om lag 95 pst. av dette er olje, 3 pst. er tørrgass og resten er NGL.

Produksjonskapasitet for første byggetrinn er 50 000-60 000 Sm³ olje per dag.

Den valgte dreneringsstrategien på feltet er vanninjeksjon med gassløft i produksjonsbrønnene og assosierte metoder for økt oljeutvinning. Til å begynne med vil det være lite produsert vann, og sjøvann vil bli benyttet. Etter hvert vil alt produsert vann bli injisert som trykkstøtte i kombinasjon med sjøvann.

5.3 Utbyggingsløsning

I første byggetrinn planlegges feltet utbygd med et feltsenter bestående av fire plattformer; en prosessplattform, en stigerørsplattform, en boreplattform og en boligplattform. Det vil også installeres tre havbunnsrammer for injeksjon av vann til trykkstøtte.

Kilde: Statoil

Boreplattformen blir bygget for samtidig boring, brønnintervensjon og produksjon. I første byggetrinn vil det bli boret 35 brønner. Fra slutten av 2018 og til 2019 vil boreplattformen operere frittstående, kun koblet mot stigerørsplattformen. Den vil også kobles til prosessplattformen, når denne blir installert i 2019. Boreplattformens ytre mål er 71x33x112 meter, og den vil ha en total vekt på om lag 21 500 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Stålunderstellets vekt er om lag 19 200 tonn. Når produksjonen starter, vil brønnstrømmen fra reservoaret komme inn på denne plattformen og bli sendt videre til prosessplattformen for behandling.

Prosessplattformen er en prosess- og hjelpeutstyrsplattform, som er broforbundet med boligplattformen og boreplattformen i hver sin ende. Plattformen inneholder blant annet feltsenterets hovedprosessystemer. Plattformens ytre mål er 100x28x47 meter, og den har en total vekt på om lag 26 300 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Vekt på stålunderstellet er om lag 15 800 tonn. På prosessplattformen vil olje bli separert og gass komprimert og tørket. Deretter sendes olje og gass videre til stigerørsplattformen.

Stigerørsplattformens hovedfunksjon er å ivareta utgående og innkommende rørlinjer og kabler til og fra feltsenteret. Dette gjelder både for første og for kommende byggetrinn, samt for eventuelle tredjepartstilknytninger. Den har også utstyr for videre transport av olje og gass til henholdsvis Mongstad og Kårstø. Omformerstasjonen for likestrømskablene fra land til første byggetrinn vil også bli plassert på denne plattformen. Det er avsatt plass for framtidige moduler eksempelvis knyttet til tiltak for økt utvinning. Stigerørplattformen vil ha broforbindelse til boreplattformen. Plattformens ytre mål er 124x28x42 meter, og den har en total vekt på om lag 21 800 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Vekt på stålunderstellet er om lag 24 600 tonn.

Boligplattformen er en bolig- og hjelpesystemplattform, som vil være broforbundet med prosessplattformen. Den vil ha sengeplasser og andre fasiliteter til å betjene opptil 560 personer. På denne plattformen vil også beredskapssenteret og kontrollrommet som styrer hele feltsenteret bli plassert. Boligplattformen vil i tillegg bli utstyrt med livbåter og helikopterdekk. Plattformens ytre mål er 91x28x47 meter, med en total vekt på om lag 19 500 tonn (eksklusiv vekt av stålunderstellet). Vekt på stålunderstellet er om lag 8 100 tonn.

De tre bunnrammene vil ha fire brønnslisser hver. Det er planlagt å bruke alle tolv brønnslissene til injeksjon av både behandlet sjøvann og produsert vann. Bunnrammene forsynes med to parallelle rør, ett for hver vanntype. Det kan velges hvilken vanntype som går til hvilken brønn. Bunnrammene styres fra feltsenteret.

Planlagt produksjonsstart for feltet er desember 2019, og forventet produksjonsperiode er 50 år. Faste installasjoner og utstyr som ikke kan skiftes ut er designet med levetid for hele den forventede produksjonsperioden. Utstyr som kan byttes ut har normal levetid på 20 år.

Gjennom et nytt oljerør skal olje transporteres fra stigerørsplattformen til Mongstad-terminalen. Rørledningen for olje har en diameter på 36 tommer og er 274 kilometer lang. Den vil ha en kapasitet på 100 000 – 120 000 Sm³ olje per dag, noe som gjør den dimensjonert for å håndtere fullfeltsproduksjon. Det forventes ikke å være ledig transportkapasitet for tredjepartsvolumer før feltet går av platå, noe som ifølge operatøren ikke vil skje før tidligst i 2025, avhengig av blant annet beslutning om fullfeltskapasitet. De siste 10 kilometer til Mongstad-terminalen vil rørledningen være dels nedgravd i grøft på land og dels gå i tunnel. Det skal også gjøres modifikasjoner på Mongstad-terminalen. Oljen kan eksporteres med skip fra Mongstad-terminalen. Deler av oljen kan bli raffinert på Mongstad-raffineriet.

Et nytt gassrør fører gassen fra stigerørsplattformen over til Statpipe for videre transport til Kårstø gassterminal. Den 18-tommers rørledningen for gass er 156 kilometer lang, og gjennom et nytt tilkoblingspunkt kobles denne på den eksisterende Statpipe rikgassrørledning, som er del av Gassled. Det vil allerede fra oppstart være ledig kapasitet for tredjepartsvolumer i gassrøret. Gassen vil transporteres videre gjennom Statpipe til Kårstø gassterminal i Tysvær. På Kårstø kan NGL skilles ut og selges separat, mens tørrgass hovedsakelig går videre gjennom Gassled til kontinentet eller Storbritannia.

Både for olje og gass forventes det at tredjepartsvolum vil kunne få adgang til infrastrukturen, enten via stigerørsplattformen eller direkte tilknytning til rørledningene.

Operatøren planlegger å legge driftorganisasjonen til Stavanger, hovedforsyningsbasen til Dusavika utenfor Stavanger, og helikoptertransporten fra Stavanger lufthavn Sola.

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. I første byggetrinn vil kraftforsyningen fra nettet på land og ut til Sverdrup-feltet etableres. Kraften vil føres inn på stigerørsplattformen, og herfra fordeles til de andre plattformene som utgjør feltsenteret. Kraftforsyningskapastitet for første byggetrinn på Sverdrup vil være 100 MW levert på feltet.

Det vil også bli gjort investeringer som forbereder anlegget på den framtidige områdeløsningen for kraft fra land. Den framtidige utvidelsen av kraft fra land-løsningen vil bli omfattet av en egen PAD. Kraft fra land blir nærmere beskrevet i kapittel 8 og i kapittel 11 som omhandler områdeløsningen for kraft fra land.

Kilde: Statoil

5.4 Investeringer og lønnsomhet

Investeringer knyttet til første byggetrinn beløper seg til 117 mrd. 2015-kroner, hvor anlegg, brønner, eksportfasiliteter og prosjektkostnader representerer de største investeringene. Det er usikkerhet i estimatene for investeringskostnader. Operatøren anslår med en sikkerhet på 80 pst. at de faktiske investeringskostnadene vil ligge mellom 20 pst. under estimatene og 20 pst. over estimatene.

Av disse 117 mrd. 2015-kroner beløper om lag 90 mrd. 2015-kroner seg til feltsenteret, med fire broforbundne plattformer, havbunnsinnretninger, og kraft fra land-løsningen. Operatørens planer viser en investeringskostnad for boligplattformen på om lag 15 mrd. 2015-kroner, mens bore-, prosess-, og stigerørsplattformen hver har et investeringsestimat på mellom 19-22 mrd. 2015-kroner. Investeringene knyttet til kraft fra land-løsningen til Sverdrup-feltets første byggetrinn beløper seg til totalt seks mrd. 2015-kroner. Brønnboring beløper seg til om lag 17 mrd. 2015-kroner. Om lag 10 mrd. 2015-kroner er estimert til eksportanlegg og inkluderer oljerørledning til Mongstad, modifikasjon av Mongstad-terminalen, og gassrørledning til Statpipe.

De forventede årlige driftskostnadene i første byggetrinn vil i gjennomsnitt være om lag 3,4 mrd. 2015-kroner.

Forventet nåverdi før skatt for prosjektets første byggetrinn er om lag 270 mrd. 2015-kroner. Balanseprisen før skatt for prosjektet er beregnet til 32 US dollar per fat.1

Balanseprisen er den pris et petroleumsfelt må få for sine produkter for å dekke produksjonsomkostningene og en rimelig forrentning av kapitalen.

Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris, utvinnbare reserver og forsinkelser. Analysen viser at nåverdien forblir positiv og dermed er robust overfor endringene.

Kilde: Statoil

For fullfeltsutbyggingen er det forventet at de totale investeringene vil ligge på om lag 200 mrd. 2015-kroner. De årlige gjennomsnittelige driftskostnadene ved full feltutbygging ventes å være om lag 4,9 mrd. 2015-kroner. Tallene er forbundet med stor usikkerhet, da konseptet for neste byggetrinn ikke er valgt ennå.

5.5 Nærmere om kraftsituasjonen på land

Kraftsystemet i Norge er i hovedsak basert på vannkraft, og kraftproduksjonen varierer med svingninger i nedbør og tilsig til vannmagasinene. Det er utsikter til et økende nordisk kraftoverskudd i tiden framover. Samtidig vil den norske utvekslingskapasiteten for strøm øke betydelig de kommende årene. Disse forholdene bidrar til å bedre tilgangen på kraft i Norge framover, også i perioder med en stor svikt i tilsiget. Utsiktene til den norske kraftsituasjonen er derfor god på mellomlang sikt. I områder med kraftig forbruksvekst kan likevel et høyt uttak av strøm legge press på kapasiteten i nettet.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt om tilknytning til sentralnettet på Kårstø. Kårstø er del av en ringforbindelse i Nord-Rogaland og Sunnhordland, den såkalte SKL-ringen (Sunnhordland Kraftlag – SKL). Kraftflyten går i stor grad fra de store kraftverkene i Blåfalli og Sauda i øst og ut mot kysten, der det meste av forbruket er lokalisert. Om lag 70 pst. av forbruket er industriforbruk, hovedsakelig fra aluminiumsverkene på Karmøy og Husnes og prosessanlegget på Kårstø. På kysten er det lite produksjonskapasitet, med unntak av gasskraftverket på Kårstø. Gasskraftverket har i hovedsak ikke hatt produksjon siden 2011.

Normalt er kraftsystemet bygget og driftet ut i fra prinsippet om at én komponent kan falle ut uten at det medfører avbrudd i forsyningen, såkalt N-1 forsyningssikkerhet. Den planlagte områdeløsningen med kraft fra land til feltene på Utsirahøyden har et forventet kraftbehov som i følge Statnett er innenfor dagens N-1-grense.

Det presiseres at selv med N-1-forsyning vil det kunne oppstå avbrudd i strømforsyningen. De fleste steder i landet er belastningen på nettet langt lavere om sommeren enn om vinteren, fordi strømforbruket varierer med oppvarmingsbehovet. Den høye andelen industriforbruk i SKL-ringen gir imidlertid en relativt konstant belastning på nettet hele året. Nødvendige utkoblinger for vedlikehold gir derfor perioder med N-0-drift og redusert forsyningssikkerhet, selv om dette utføres i sommerhalvåret. Ifølge Statnett har det vært N-0-drift om lag 100 dager per år de siste fem årene i SKL-ringen. Dersom det oppstår feil i slike situasjoner, kan det føre til avbrudd i strømforsyningen.

I tillegg til kraft fra land til petroleumsvirksomheten, er det forventninger om større forbruksøkninger i annen industri tilknyttet SKL-ringen de kommende årene. Hydro planlegger et nytt pilotanlegg for aluminiumsproduksjon på Karmøy i 2017 og en mulig fullskala utvidelse i 2022–23. I tillegg er det planer om etablering av noe annen industri og en god del vindkraft på Haugalandet.

Ettersom SKL-ringen er et underskuddsområde vil høyere forbruk gjøre driften av nettet i området mer krevende. Statnett har imidlertid vurdert at det er kapasitet i dagens nett til å tilknytte feltene på Utsirahøyden, Hydros pilotanlegg og ny industri i Haugaland næringspark. Ifølge Statnett vil det likevel være et behov for å etablere avtaler for å kunne håndtere situasjoner med feil i nettet som kan inntreffe samtidig med utkobling som følge av planlagt vedlikeholdsarbeid.

Et nytt fullskala aluminiumsanlegg på Karmøy vil ifølge Statnett kreve omfattende nettiltak, som bygging av en ny sentralnettsforbindelse eller spenningsoppgradering av de eksisterende ledningene i SKL-ringen. Statnett har startet arbeidet med en konseptvalgsutredning, der alternative tiltak for å kunne forsyne en større forbruksøkning vurderes.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Søknaden omfatter kabelanlegg med tilhørende elektriske anlegg nødvendige for et uttak på inntil 300 MW fra Kårstø.2 Operatørens søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

5.6 Vesentlige kontraktsmessige forpliktelser

I medhold av petroleumsloven § 4-2 femte ledd skal vesentlige kontraktsmessige forpliktelser ikke inngås og byggearbeid ikke påbegynnes, før plan for utbygging og drift er godkjent, med mindre departementet samtykker til dette. Eventuelle vesentlige kontraktsmessige forpliktelser som inngås før godkjennelse av PUD skal ha kanselleringsklausuler.

Et samtykke til kontraktsinngåelse eller påbegynt byggearbeid vil ikke påvirke myndighetenes behandling av utbyggingsplanen. Utbyggingsplanen vil bli vurdert uavhengig av inngåtte kontraktsmessige forpliktelser og påbegynt byggearbeid. Rettighetshaverne har det fulle ansvar for økonomisk risiko som inngåelse av kontrakter eller påbegynt byggearbeid før godkjent PUD innebærer, herunder at myndighetene kan endre eller unnlate å godkjenne PUD.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt om å få tildele hovedkontrakter tidlig for å kunne overholde tidsplanen for oppstart av feltet. Dette for å begrense økonomisk risiko, for å sikre kapasitet hos enkeltleverandører og for å sikre god prosjektgjennomføring.

For å legge til rette for framdrift og god prosjektgjennomføring har Olje- og energidepartementet samtykket i at rettighetshaverne kan inngå kontraktsmessige forpliktelser med en antatt eksponering fram til antatt PUD-godkjenning på om lag 2,5 mrd. 2015-kroner, inkludert kanselleringskostnader. Totalomfang av disse kontraktene er på om lag 37,9 mrd. 2015-kroner.

Enkelte kontrakter er allerede tildelt. Aker Solutions er tildelt en detaljprosjekteringsavtale der det inngår prosjektering og innkjøpsledelse fram til produksjonsstart i 2019 for stigerørs- og prosessplattformdekket til Sverdrup-feltets første fase, i tillegg til sammenkoblinger og gangbroer for hele feltet. Kværner Verdal er tildelt byggekontrakt på understellet til stigerørsplattformen. Aibel er tildelt kontrakt for bygging av boreplattformen (topside) på Sverdrup feltsenter. Avtalen omfatter ingeniørarbeid, innkjøp og bygging av dekket til boreplattformen. ABB er tildelt kontrakt for anlegg for kraft fra land til Sverdrup-feltets første byggetrinn. Kontrakten omfatter leveranse av elektroutstyr til en omformerstasjon ved Kårstø i Tysvær kommune og en omformerstasjon på stigerørsplattformen på Sverdrup feltsenter. Alle kontraktstildelinger forutsetter godkjenning av plan for utbygging og drift for Sverdrup-feltet.

5.7 Områdevurdering

Innretningene på Sverdrup-feltet er dimensjonert for at tredjepartsressurser skal kunne fases inn til feltet i framtiden. Første byggetrinn inkluderer om lag 25 stigerør utover dem som er nødvendige for den forventede fullfeltutbyggingen. Disse kan brukes for feltet, økt utvinning eller for tredjepartstilknytninger.

OD utførte i 2013 en områdevurdering av Utsirahøyden sør for å få en oversikt over ressurser som eventuelt kunne fases inn til Sverdrup-feltet. Hovedkonklusjonene i områdevurderingen var at det forventede ressursgrunnlaget i områdene både nordvest og sørvest for Sverdrup-feltet ville kunne gi grunnlag for en ny selvstendig innretning i hvert av områdene. Etter at OD gjorde denne vurderingen har det kommet mer informasjon som ikke har understøttet denne konklusjonen. Nye letebrønner i det nordvestlige området viser at sannsynligheten for å gjøre funn som kan gi grunnlag for en selvstendig innretning er betydelig redusert. Avgrensningsbrønner på 16/4-6 S (Luno II), sørvest for Sverdrup-feltet, har ført til et noe redusert ressursanslag også for dette funnet. Rettighetshaverne i Luno II arbeider videre med å forstå ressursgrunnlaget. Per i dag antas det at funnet mest sannsynlig vil utvikles som en undervannsutbygging tilknyttet Edvard Grieg-feltet. Det vil kunne bli levert en PUD mellom 2017 og 2019.

ODs områdestudie konkluderte med at ressurspotensialet i grunnfjellsområdet mellom Sverdrup og Grieg er begrenset.

Det er gjort en omfattende områdevurdering ved valg av oljeeksportløsning. Gassco har på oppdrag fra Olje- og energidepartementet vurdert oljeeksportløsninger i samarbeid med rettighetshaverne i feltene Grieg, Aasen og Sverdrup. Sverdrup oljerørledning gir sammen med Grieg oljerørledning god kapasitet for transport av olje ut av området. Det forventes ikke at det vil være kapasitet i Sverdrup oljerørledning til tredjepartsvolum før tidligst i 2025. Samtidig vil det være ledig kapasitet i oljerøret fra Grieg-innretningen i samme område også før dette.

Kapasiteten i gassrørledningen kan oppgraderes fra 4 til 10 mill. Sm³ per dag. Siden kapasitetsbehov for Sverdrup-feltet maksimalt forventes å være 4 mill. Sm³ gass per dag, vil det være god kapasitet til tredjepartsvolumer i rørledningen. Det er felt, funn og prospekter på Utsirahøyden både nord og sør for feltet som kan benytte rørledningen. Eksempelvis vil Grane-feltet kunne ha et fremtidig behov for transportkapasitet for rikgass.

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. I første byggetrinn vil kraftforsyningen fra nettet på land og ut til Sverdrup-feltet etableres. Stortinget har bedt om at regjeringen stiller krav om etablering av en områdeløsning for kraft fra land som omfatter Gina Krog, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Johan Sverdrup, hvor hele områdets kraftbehov dekkes med kraft fra land, senest i 2022.3

5.8 Disponering av innretningene

Nedstenging og disponering av feltets innretninger og brønner vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det aktuelle tidspunkt. En løsning for disponering av feltets innretninger vil bli beskrevet i avslutningsplanen, som skal leveres til myndighetene tidligst fem år, men senest to år før bruken av innretningene er ventet å bli avviklet. Disponeringskostnadene for første byggetrinn av Sverdrup-feltet er estimert til vel 16 mrd. 2015-kroner.

5.9 Framtidige byggetrinn

På grunn av størrelsen på Sverdrup-feltet må det bygges ut i flere byggetrinn. Rettighetshaverne arbeider med flere konsepter for videreutvikling av feltet. De har gjennomført en rekke studier av mulige utbyggingsløsninger, alle med utgangspunkt i den valgte løsningen for første byggetrinn, som er utformet for å støtte framtidige byggetrinn. I andre byggetrinn planlegges det å utvide prosesskapasiteten. I tillegg vil flere brønner bores fra feltsenteret, og produksjonen fra ett eller flere områder utenfor det sentrale området vil bli knyttet opp til feltsenteret.

Rettighetshaverne har beskrevet fire overordnede konsepter for framtidige byggetrinn i PUD:

• ny prosessplattform på feltsenteret og undervannsløsninger i alle områder som ikke dekkes av feltsenteranleggene

• ny prosessplattform på feltsenteret, selvstendig brønnhodeplattform på østflanken og undervannsutbygging i de resterende områdene

• ny integrert prosess-, bore- og produksjonsplattform på østflanken, og undervannsutbygging i de resterende områdene

• ny prosessplattform på feltsenteret, og ubemannede brønnhodeplattformer i alle områder som ikke dekkes av feltsenteranleggene

Rettighetshaverne vil arbeide videre med disse konseptene, samt flere varianter av disse, fram mot antatt konseptvalg for andre byggetrinn i 4. kvartal 2015. Beslutning om videreføring (BoV/DG2) er planlagt i 2016, og investeringsbeslutning samt innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) er planlagt på slutten av 2017. Det vil kreves ny PUD for andre byggetrinn. Andre byggetrinn skal etter planen settes i drift i 2022.

Utvinnbare ressurser ved en fullfeltsutbygging er anslått til 2,3 mrd. fat o.e. Eksportrørledningene for olje og gass som legges i første byggetrinn er dimensjonert for å håndtere en fullfeltsutbygging.

Når feltet er fullt utbygget og produksjonskapasiteten utnyttes, kan det bli produsert 90 000-115 000 Sm³ olje og opp mot 4 mill. Sm³ gass per. dag.

For å illustrere en framtidig fullfeltsutbygging, inkludert produksjonsprofiler og tilhørende økonomiske evalueringer, har rettighetshaverne i PUD lagt til grunn et konsept som inkluderer en ny prosessplattform på feltsenteret og produksjon fra havbunnsrammer i alle framtidige faser. Totale investeringer for en fullfeltsutbygging er da anslått til om lag 200 mrd. 2015-kroner, inklusive investeringene i første byggetrinn på 117 mrd. kroner. De årlige driftskostnadene ved full feltutbygging ventes å være om lag 4,9 mrd. 2015-kroner. Balanseprisen før skatt er, etter operatørens beregninger, anslått til 36 US dollar ved fullfeltsutbygging.

6 Konsekvensutredning for Johan Sverdrup-feltet

6.1 Innledning

Konsekvensutredningen for Sverdrup-feltet har vært på offentlig høring. Forslaget til program for konsekvensutredning ble oversendt høringsinstansene 20. februar 2014.

Basert på det forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 2. september 2014.

Operatøren Statoil har på denne bakgrunn utarbeidet en konsekvensutredning som ble sendt på høring 31. oktober 2014, med høringsfrist 15. januar 2015. En oppsummering av merknadene til konsekvensutredningen med operatørens kommentarer er gjengitt i vedlegg 1.

Utbyggingen ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. Investeringene i Sverdrup-feltet og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, samt supplerende informasjon fra operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

6.2 Utslipp til luft

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli dekket av kraft fra land fra produksjonsstart. Kraften hentes fra nettet på Kårstø i Rogaland, og omformes til likestrøm på en ny omformerstasjon på Haugsneset, før den overføres i 200 kilometer lange kabler ut til feltsenteret. Det er anslått at kraft fra land for Sverdrup-feltets første byggetrinn vil føre til en besparelse på vel 13 mill. tonn CO₂ i løpet av feltets levetid, tilsvarende 330 000 tonn CO₂ årlig. For en fullfeltsutbygging er det tilsvarende anslått at kraft fra land vil føre til en reduksjon i CO₂-utslipp på Sverdrup-feltet på 19 mill. tonn i løpet av Sverdrup-feltets levetid, tilsvarende 460 000 tonn CO₂ årlig.

Det vil også gjøres investeringer på land som forbereder områdeløsningen som skal forsyne Sverdrup-feltet, samt feltene Grieg, Aasen og Krog, med kraft fra land. Stortinget har bedt om at regjeringen stiller krav om at hele områdets kraftbehov skal dekkes av kraft fra land senest i 2022.

Totale utslipp til luft i anleggsfasen for feltets første byggetrinn, fra 2015 til 2019, vil være om lag 342 000 tonn CO₂, 7000 tonn NO_x og 350 tonn nmVOC. Dette stammer hovedsakelig fra bore- og brønnoperasjoner, marine operasjoner ved legging og installasjon av rørledninger, transportvirksomhet og lokal kraftgenerering i utbyggingsfasen.

Pumper og kompressorer på Sverdrup-feltet vil bli drevet med kraft fra land, og generer derfor ikke utslipp til luft på plattformene. I driftsfasen vil utslippene stamme fra transport og marine operasjoner, boring og brønnintervensjoner fra mobile innretninger, testing av nødutstyr og nødgeneratorer, sikkerhetsfakling og varmeproduksjon. Drift av feltets første byggetrinn etter 2020, forventes å medføre årlige gjennomsnittlige utslipp på om lag 30 000 tonn CO₂, 360 tonn NO_x og 120 tonn nmVOC.

Utslipp av CO₂ vil være omfattet av Det europeiske kvotesystemet og det vil bli betalt CO₂-avgift. NO_x-avgift vil bli betalt som for andre utslipp fra petroleumssektoren.

6.3 Utslipp til sjø

Det vil være noe utslipp til sjø i forbindelse med boring og ferdigstillelse av brønnene på Sverdrup-feltet. Utslipp til sjø vil i hovedsak være borekaks og borevæske fra boring med vannbasert borevæske, utslipp av renset borekaks fra boring med oljebasert borevæske og unntaksvis produsert vann. Ved boring av den øverste brønnseksjonen vil det bli benyttet sjøvann. Ved neste brønnseksjon vil det enten bli benyttet sjøvann eller vannbasert borevæske. I de mer krevende brønnseksjonene lenger nede vil det bli benyttet oljebasert borevæske.

Borekaks fra boring med oljebasert borevæske vil bli renset på boreplattformen og sluppet ut til sjø. Borevæsken vil bli gjenvunnet. For mobile borerigger vil borekaksen bli tatt til land for rensing og sluttdisponering der.

Den vannbaserte borevæsken inneholder kun stoffer fra Miljødirektoratets grønne og gule liste og regnes ikke som miljøskadelige. Den oljebaserte borevæsken inneholder kjemikalier fra Miljødirektoratets røde liste, men leverandørene er bedt om å finne alternative borevæsker uten røde kjemikalier. Ved installasjon av rørledninger for transport av olje og gass vil det bli tilsatt stoffer for å hindre korrosjon og begroing. Egen søknad sendes til Miljødirektoratet for utslipp av disse stoffene. Det vil også være noe utslipp i forbindelse med oppstart av plattformene. Det vil være begrensede miljømessige konsekvenser som i hovedsak vil komme fra sanitæravløpsvann fra flotell, testing av utstyr, drenasjevann fra installasjonene og lignende.

Produsert vann er formasjonsvann som følger med brønnstrømmen fra reservoaret, og som derfra kan inneholde uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer, inklusive dispergert olje og kjemikalier som er tilsatt brønnen eller brønnstrømmen. Det produserte vannet vil i normalsituasjonen renses og deretter injiseres i reservoaret for å opprettholde trykket. Rensing av produsert vann vil bli utført med best tilgjengelig teknologi.

Akutte utslipp til sjø kan komme fra utblåsninger fra feltinnretninger under boring eller drift, lekkasjer fra rør, lekkasjer fra undervannsinstallasjoner, prosesslekkasjer eller lekkasjer fra skytteltankere eller lasteoperasjoner. Operatøren planlegger å installere et system for automatisk oppdaging av olje til sjø.

Operatøren planlegger å ha 17 systemer fra Norsk oljevernforening for operatørselskap (NOFO) for å håndtere et eventuelt utslipp til havs.4 For å håndtere et eventuelt utslipp i kyst og strandsonen planlegger operatøren å ha 13 kystsystemer og 19 fjordsystemer fra NOFO.

En utilsiktet gasslekkasje er i større grad en sikkerhetstrussel enn en miljøtrussel.

6.4 Arealbeslag og fysiske inngrep

Sverdrup-feltet ligger utenfor de områdene hvor det er høyest fiskeriaktivitet. Likevel er det noe fiske i området, først og fremst av sild og makrell. De vanligste fiskemetodene i området for den type fiske er bruk av flytetrål og ringnot, mens bunntrål ikke brukes. Bunntrål har enkelte år blitt brukt for å fiske en del hvitfisk (hyse, torsk og sei). Det er betydelig høyere frekvens av utenlandske fiskefartøy i området enn av norske, ifølge opplysninger fra Fiskeridirektoratet.

Det vil bli opprettet en sikkerhetssone på 500 meter fra plattformenes ytterpunkter. Sikkerhetssonen går fra havbunnen til 500 meter over plattformenes høyeste punkt. For feltsenteret vil sikkerhetssonen utgjøre om lag 2 km².

6.5 Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingen av Sverdrup-feltet er et av de største industriprosjektene i Norge på flere tiår. I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningen vil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift, samt gi inntekter og sysselsetting for norsk industri. Sverdrup-utbyggingen utgjør en betydelig andel av investeringene på norsk sokkel i årene fremover, og er derfor svært viktig for norsk offshorerettet næringsliv.

Operatøren legger til grunn at det senest to år etter at feltet er satt i produksjon, skal gjennomføres en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Samlede kostnader for utbygging og drift i 50 år av Sverdrup-feltets første byggetrinn er vel 280 mrd. 2015-kroner. Samlede inntekter fra feltets første byggetrinn er beregnet til om lag 1 000 mrd. 2015-kroner. Prosjektet er dermed samfunnsøkonomisk lønnsomt, og størsteparten av dette overskuddet tilfaller det norske samfunnet i form av skatteinntekter.

Basert på tidligere utbyggingsprosjekter på norsk sokkel er det beregnet at norsk andel av vare- og tjenesteleveringen til utbyggingen av Sverdrup-feltets første byggetrinn vil være 57 pst. For driftsperioden, som er anslått til å vare i 50 år, er andelen beregnet til å være 94 pst. Disse tallene representerer leveranser fra norske leverandører og underleverandører, ikke kontraktsverdier i seg selv. En norsk leverandør kan bruke en utenlandsk underleverandør, og det utenlandske bidraget blir da fratrukket. Tilsvarende kan en utenlandsk leverandør bruke en norsk underleverandør, og det norske bidraget vil da inngå i den norske andelen.

Kilde: Statoil

Utbyggingen vil også gjennom konsumvirkninger bidra til sysselsetting hos leverandørene og underleverandørene. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen av prosjektets første byggetrinn er beregnet til om lag 51 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden 2014–2026. Av disse kommer om lag 22 000 årsverk i leverandørbedrifter, 12 000 i underleverandører og vel 17 000 årsverk kommer fra de omtalte konsumvirkningene.

Første byggetrinn er beregnet å generere om lag 2 700 årsverk i norske bedrifter hvert år i driftsperioden. Av disse kommer om lag 1 300 årsverk i offshore- og driftsorganisasjon og leverandørbedrifter, 500 hos underleverandører, mens 900 årsverk kommer som følge av konsumvirkninger.

7 Konsekvensutredning for eksportrørledninger for olje og gass

7.1 Innledning

Det er utarbeidet en samlet konsekvensutredning for eksportrørledningene fra Johan Sverdrup-feltet. Konsekvensutredningen har vært på offentlig høring.

Det ble utarbeidet separate forslag til program for konsekvensutredning for henholdsvis olje- og gassrørledningen. Forslaget til program for konsekvensutredning for oljerørledningen ble oversendt høringsinstansene 30. april 2012. Basert på dette forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 10. oktober 2012. Forslaget til program for konsekvensutredning for gassrørledningen ble oversendt høringsinstansene 14. februar 2014. Basert på dette forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte departementet utredningsprogrammet 11. juni 2014.

Statoil utarbeidet deretter konsekvensutredning for eksportrørledningene fra Sverdrup-feltet. Den ble sendt på høring 22. september 2014, med høringsfrist 23. desember 2014.

Samtidig pågår det en planprosess for regulering av oljerørledningen på land. Dette inkluderer en konsekvensutredning i henhold til plan- og bygningsloven.

Nedenfor følger en samlet omtale av hovedpunktene i konsekvensutredningen. Oppsummeringer av merknadene til konsekvensutredningen med operatørene sine kommentarer er gjengitt i vedlegg 2. Oppsummeringen i vedlegg 2 inneholder også merknader til planprogrammet. Dette for å gi en best mulig oversikt.

Rørledningene ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. Investeringene i rørledningene og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8 – 10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

7.2 Nærmere om prosjektene

Oljerørledningen skal transportere stabilisert olje fra Sverdrup-feltet til Mongstad-terminalen. Rørledningen har en diameter på 36 tommer og en samlet lengde på 274 kilometer. Landfall for rørledningen vil være ved Bergsvikhamn, vest på Fosnøya i Austrheim kommune, om lag 10 kilometer før den når Mongstad. Derfra vil den legges delvis over land nedgravet i grøft og delvis i tunnel.

Kilde: Statoil

Rørledningen starter ved stigerørsplattformen på feltet og ender på Mongstad-terminalen. Røret følger rørledningen Zeepipe IIA i om lag 57 kilometer før den legges videre nordøstover ned i Norskerenna i et rett strekk inn mot Fedje. Samlet krysser rørledningen 20 eksisterende eller planlagte rør og kabler. Strekningen på om lag 20 kilometer fra sørvest for Fedje til landfallet er krevende på grunn av sjøbunnstopografi og bunnforhold, med vanndyp som varierer fra 150 til 580 meter. Det vil være nødvendig med intervensjonsarbeider på sjøbunn før rørlegging, samtidig som selve leggingen også krever spesielle tiltak. På land vil rørledningen bli gravd ned med minimum overdekning på 0,6 – 1,2 meter. Der rørledningen går i undersjøisk tunnel, vil tunnelen bli fylt med sjøvann.

På Mongstad skal det bygges en ny sluse for mottak av rørskraper. Det vil bli fjernet voks i rørledningen ved å sende rørskraper fra Sverdrup-feltet stigerørsplattform til terminalen ved behov. Etter slusen installeres det forgreninger til alle seks eksisterende fjellhaller for lagring av olje på terminalen. I tillegg gjøres det oppgradering av ulike hjelpe- og støttesystemer, og modifikasjon av eksisterende fiskal målestasjon for eksport over kai.

Gassrørledningen skal transportere rikgass fra Sverdrup-feltet til Statpipe rikgassrørledning for videre transport til Kårstø. Rørledningen vil kobles til Statpipe i sjøen vest for Kalstø, mens Statpipe er i drift. Det skal installeres ventiler både ved stigerørsplattformen og ved tilkoblingspunktet på Statpipe. Rørledningen har en diameter på 18 tommer og er 156 kilometer lang.

Gasseksportrøret starter på nordøstsiden av stigerørsplattformen på feltet og legges i nesten rett strekk mot det planlagte tilkoblingspunktet på Statpipe. Største vanndyp er 280 meter over Norskerenna, hvor rørledningen vil krysse en del groper. Grusinstallasjon vil være nødvendig for å unngå for lange frispenn.

7.3 Utslipp til luft og sjø

I anleggsfasen vil det være utslipp til luft fra marine operasjoner og fra generell anleggs- og transportvirksomhet knyttet til etablering av rørledningstraseen over land og driving av tunnelen. Utslippene vurderes til ikke å medføre vesentlige negative miljømessige konsekvenser.

Akutte utslipp av stabilisert råolje som eksporteres til Mongstad-terminalen kan skje som følge av lekkasje eller brudd på rørledningen. Utslippsscenarioer som kan gi størst miljøskade er relatert til skade på sjøfugl og strandhabitat. Miljørisiko knyttet til fisk ble funnet å være neglisjerbar.

Miljørisikoen vil bli redusert gjennom teknisk design og drift – og beredskapstiltak. Regionen har en stor og god kapasitet av oljevernressurser som er tilpasset et allerede høyt aktivitetsnivå. Import av olje fra Sverdrup-feltet til Mongstad-terminalen vil erstatte oljevolumer fra andre felter, og antall utskipninger vil være sammenlignbare med tidligere nivå. Mongstad-terminalen har en risiko- og beredskapsanalyse som revideres etter hvert som aktivitetene endres.

7.4 Arealbeslag og fysiske inngrep på sjøbunn

Oljerørtraseen vil krysse Norskerenna før den legges inn i de kystnære dypere fjordområdene. Rørledningen vurderes ikke å berøre særlig verdifulle og sårbare områder. Steininstallasjoner er nødvendig for å kontrollere bevegelse i rørene og i forbindelse med kryssing av eksisterende rørledninger og kabler. I tillegg vurderes steininstallasjon ved kryssing av innsynkingsgroper på havbunnen for å unngå frispenn. Ved legging av oljerørledning i topografisk krevende, kystnære farvann vil motvekter på sjøbunnen bli midlertidig benyttet, inntil oljerørledningen er permanent stabilisert. Under det videre prosjekteringsarbeidet og optimalisering av rørledningstraseene i sjø, vil det tilstrebes å redusere steinmengden.

Ved landfall vil oljerørledningen etter planen legges i landfallsgrøft. Anleggsarbeid kystnært i forbindelse med installasjon av oljerørledningen kan lokalt påvirke torskens gyting i influensområdet. Midlertidige forstyrrelser i gyteområder vurderes likevel ikke å ha vesentlig virkning på fiskebestanden i området. Det er registrert skipsvrak og korallforekomster, men rørledningen vil legges utenfor disse og vil ikke representere konflikt med disse.

Gassrørtraseen krysser en del av Karmøy-feltet, som har status som et særlig verdifullt område. Innenfor dette området er det registrert et viktig gyte-, oppvekst og beiteområde for norsk, vårgytende sild. Samlet sett er det vurdert at de planlagte anleggsaktivitetene ikke vil medføre vesentlige negative konsekvenser. De forventes heller ikke å medføre negativ konsekvens for marint miljø og marine kulturminner som følge av arealbeslag i driftsfasen.

7.5 Arealbeslag og fysiske inngrep på land

I anleggsfasen vil det være behov for en anleggskorridor på inntil 30 meter, samt midlertidige anleggsområder. Berørte naturområder vil søkes tilbakeført til nær opp til før-tilstand. Visuell påvirkning av landskapets karakter vil bli størst i anleggsfasen, før traseene er revegetert, og i perioden da ett eller flere av tiltaksområdene benyttes for mellomlagring. Samlet sett vurderes inngrepene å gi begrenset med varige, visuelle virkninger for landskapsbildet.

Det er ikke registrert spesielt verdifulle kulturminner eller kulturmiljø i utredningsområdet, og samlet sett er det vurdert at de planlagte aktivitetene ikke vil medføre noen påvirkninger for kjente kulturminner. Med bakgrunn i undersøkelsesplikten etter kulturminneloven pågår det undersøkelser etter kulturminner som ikke er kartlagt.

Langs rørledningstraseen og de planlagte tiltaksområdene er det få områder som er tilrettelagt for friluftsliv. I anleggsfasen vil friluftslivet kunne bli midlertidig påvirket av støy, visuell forstyrrelse og landskapsinngrep. Konsekvensene for friluftsliv vurderes samlet sett å bli ubetydelige, og områdene vil bevare sin attraktivitet.

Lokalisering av massedeponier og disponeringen av disse vil påvirke hvordan anleggstrafikken vil virke inn på lokale trafikale forhold. Driving av tunnelen vil foregå samtidig i begge retninger, med utkjøring av masser gjennom begge tunnelpåslag. Tunnelmassen vil bli lagt i deponi i tilknytning til påslagene, med begrenset behov for kryssing av offentlig vei. Anleggstrafikken vil bli kartlagt, og planer for avbøtende tiltak vil bli utarbeidet i nær dialog med berørte kommuner og regionale veimyndigheter.

Relativ støyøkning som følge av anleggsdriften i normalt støysvake områder vil for noen boliger være stor, selv om støynivået vil ligge innenfor grenseverdiene. Områder for håndtering og mellomlagring av steinmasser vil forsøkes lagt til områder med noe avstand til boliger. I utgangspunktet vil det trolig legges opp til anleggsarbeid innenfor perioden på dagtid, men det kan ikke utelukkes at det også vil kunne forekomme noe arbeid og aktivitet utover kvelden. Det vil ikke bli lagt opp til arbeid på natten ved tunnelpåslagene.

Grunnvannsbrønner og private avløp, som ligger i eller nær rørledningstraseen eller tiltaksområdene, kan bli berørt. Prosjektet vil sørge for at vannforsyning opprettholdes under og etter anleggsarbeidene og etablere alternative løsninger for de private avløpsanlegg som eventuelt blir negativt påvirket.

7.6 Konsekvenser for fiskeri, akvakultur og skipstrafikk

Mesteparten av olje- og gassrørledningene i sjø vil etableres i åpne havområder med til dels høy fiskeriaktivitet. Rørledningene og strukturer vil gis en overtrålbar utforming som reduserer ulempene for fiskeriene.

Samlet sett er det vurdert at de planlagte aktivitetene ikke vil medføre vesentlige negative konsekvenser for fiskeri og akvakultur. Påvirkningen vil i hovedsak være avgrenset til et kort tidsrom i leggefasen. Et oppdrettsanlegg for laks like utenfor landfall vil måtte flyttes midlertidig i anleggsfasen.

Traseene vil krysse områder med stor skipstrafikk. Anleggsaktiviteter vil kunne påvirke skipstrafikken i kortere perioder. Gjennom gode rutiner for varsling er det vurdert at øvrig skipstrafikk vil ha gode muligheter til å styre unna leggefartøyet, og at det ikke vil bli vesentlige ulemper for annen skipstrafikk i områdene.

7.7 Konsekvenser for jordbruk og skogbruk

Konsekvensene for jordbruk og skogbruk er samlet vurdert som små. Skogsarealer langs rørledningstraseene i strekning fra østre tunnelinnslag til Mongstad vil måtte avvirkes. Anleggsarbeid vil kunne medføre at adkomst til jordbruksområdene kan hindres lokalt i en kortere periode og dreneringsgrøfter i jordbruksområdene vil kunne bli berørt. Prosjektet vil inngå dialog med grunneiere og brukere av berørte områder for å identifisere gode løsninger for å redusere ulemper under anleggsarbeidene.

7.8 Samfunnsmessige konsekvenser

Anlegg og drift av eksportørledninger fra Johan Sverdrup vil ha en positiv effekt for norsk næringsliv, fordi prosjektet kan gi betydelige vare- og tjenesteleveranser og skape verdifulle sysselsettingseffekter i det norske samfunnet. Av de totale investeringer på om lag 10 mrd. 2015-kroner forventes det at rundt 50 pst. vil tilfalle norske leverandører. Aktiviteter som undersøkelser, støttefunksjoner, steinleveranser og tildekking av rørledningene med stein forventes å ha en høy norsk andel.

På regionalt plan er det anslått at sysselsettingseffekter av modifikasjoner på terminalen og bygge- og anleggsarbeider langs traseen på land vil generere rundt 200 årsverk i anleggsfasen, fordelt over fire år fra 2016–2019. Sysselsettingseffekten vil være sterkest i 2018 med godt over 100 årsverk.

Rørprosjektene er en integrert del av første byggetrinn av Sverdrup-feltet, med de tilhørende store positive samfunnsmessige konsekvenser omtalt i avsnitt 6.5.

8 Konsekvensutredning for kraft fra land

8.1 Innledning

Konsekvensutredningen for kraft fra land til Sverdrup-feltet har vært på offentlig høring. Forslaget til program for konsekvensutredning ble oversendt høringsinstansene 13. mars 2012. Basert på det forslaget og kommentarer fra høringsrunden fastsatte Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet 7. september 2012. Statoil har på denne bakgrunn utarbeidet en konsekvensutredning som ble sendt på høring 31. oktober 2014, med høringsfrist 15. januar 2015. En oppsummering av merknadene til konsekvensutredningen med operatøren sine kommentarer er gjengitt i vedlegg 1. Nedenfor følger en samlet omtale av hovedpunktene i konsekvensutredningen.

Det omsøkte tiltaket gjennomføres for å forsyne Sverdrup-feltets første byggetrinn med kraft fra land, som et alternativ til lokal kraftgenerering ved hjelp av gassturbiner. Det er beregnet at tiltaket for Sverdrup-feltet representerer en besparelse i CO₂-utslipp på feltsenteret på nær 13 mill. tonn CO₂ i feltets levetid, tilsvarende 330 000 tonn årlig.

Anleggene ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningen, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

Nærmere om prosjektet

Anlegget for kraft fra land skal kobles opp mot sentralnettet på Kårstø i Rogaland. Det behøves en kapasitet på 100 MW levert på feltet for å dekke kraftbehovet for Sverdrup-feltes første byggetrinn. Da er det tatt hensyn til maksimal produksjon, samt en sikkerhetsmargin på 20 pst. for beredskap og implementering av mulige tiltak for økt utvinning.

PAD omfatter utvidelse av eksisterende bryterstasjon innenfor industriområdet på Kårstø. Denne vil bli utvidet og dimensjonert for et uttak fra landnettet på 300 MW. Fra denne bryterstasjonen vil det bli lagt om lag 4 kilometer jordkabler for overføring av vekselstrøm til en ny omformerstasjon på Haugsneset. Her omformes vekselstrøm til likestrøm, før den transporteres til feltsenteret på Sverdrup ved hjelp av to om lag 200 kilometer lange likestrømskabler. På stigerørsplattformen på feltsenteret omformes likestrømmen igjen til vekselstrøm og distribueres til de forskjellige forbrukerne på feltsenteret. Omformermodulen på stigerørsplattformen på feltsenteret inngår i PUD for Sverdrup-feltet, ikke plan for anlegg og drift av kraft fra land-løsningen.

I tillegg omfatter PAD en gjennomgang av forberedelsene til den kommende områdeløsningen for kraft fra land. Forberedelsene består av utvidelse av bryterstasjon på Kårstø, vekselstrømskabler mellom Kårstø og Haugsneset, adkomstvei og opparbeidelse av tomt på Haugsneset. Alle disse forberedelsene gjelder for både første og andre byggetrinn. I tillegg kommer klargjøring av landfallsområdet på Haugsneset og tilrettelegging for inntrekking av ytterligere ett sett kabler, samt alt arbeid knyttet til sprenging, større graveoperasjoner og planering for omformerbygg for andre byggetrinn.

8.2 Arealbeslag og fysiske inngrep

De nye vekselstrømskablene mellom Kårstø og Haugsneset skal graves ned. I forbindelse med legging av disse vil det bli etablert en midlertidig anleggsvei langs kabelgrøften. Denne veien fjernes etter leggingen, og terrenget tilbakeføres til naturtilstanden så langt det er mulig. Dette tiltaket vil ikke berøre kjente sårbare eller truede vegetasjonssamfunn. Den aktuelle traseen ble undersøkt av arkeologer i 1988 uten registrering av nyere tids kulturminner eller kulturlandskapselementer. I samme forbindelse ble Haugsneset undersøkt og deretter frigitt for anleggsarbeid. I tillegg ble området undersøkt igjen i 2012 av Rogaland fylkeskommune, som deretter bekreftet at undersøkelsesplikten var oppfylt i henhold til kulturminneloven § 9.

Kilde: Statoil

Etablering av kabelgrøft, midlertidige anleggsveier samt anleggstrafikk vil i en periode kunne være til ulempe for lokal trafikk og for utøvelse av landbruksdrift. Anleggsarbeidene forventes ikke å ha konsekvenser for kulturminner eller kulturmiljø. Eventuelle funn av kulturminner vil bli rapportert til vedkommende myndighet.

Omformerstasjonen på Haugsneset er en ny støykilde i området. Beregninger viser at gjeldende grenser for støy blir overholdt, uavhengig av om en velger vannkjøling eller luftkjøling av anlegget.

Det vil bli etablert en permanent adkomstvei fra kommunal vei til Haugsneset. Den vil ha bredde på 6,5 meter i anleggsperioden, men vil reduseres til 3,5 meter etter anleggsperioden og ha utvidet skulder for syklister og fotgjengere. Det vil også bli satt opp midlertidige anleggsbrakker i området i anleggsperioden, samt midlertidige lagringsområder.

Ettersom vekselstrømskablene mellom Kårstø og Haugsneset graves ned, midlertidig anleggsvei fjernes og området så langt som mulig settes tilbake til opprinnelig stand, er det ikke ventet at dette inngrepet påvirker mulighetene for friluftsliv i nevneverdig negativ grad, utover i selve anleggsperioden. Omformerstasjonen på Haugsneset er et permanent inngrep og vil kunne redusere eventuelt friluftsliv i umiddelbar nærhet. For friluftsliv til sjøen medfører kabelleggingen kun en midlertidig negativ påvirkning.

Anleggsaktiviteten legges så langt som mulig utenom hekkesesongen for fugl, som er mellom april og juni. Eventuelle gravearbeider i Årvikelva, som vekselstrømskabelen skal krysse, legges utenfor gyteperioden for laks og sjøørret.

Ved etablering av kraft fra land-løsningen, skal det legges to kabler mellom Haugsneset og Sverdrup-feltets stigerørsplattform. Begge kablene skal legges i samme kabelgrøft. Fiberkabler for kommunikasjon og styring av anleggene på land fra feltsenteret vil bli installert sammen med likestrømskablene. I visse områder av traseen kan kablene ikke graves ned, men skal overdekkes med grus. Det er antatt at mellom 5 –20 pst. av trasélengden kan kreve legging av grus. I krysningsområder med eksisterende kabler og rørledninger vil disse normalt bli gravd ned med grus, slik at likestrømskablene legges over disse. Eierne av slike innretninger vil bli kontaktet.

Havbunnen har blitt undersøkt på fire forskjellige lokaliteter langs kabeltraséen for analyse av sedimentene. Resultatene viser at sedimentene generelt er lite forurenset. Kaldtvannskoraller er ikke registrert innenfor prosjektområdet.

Kabeltraseen passerer to særlig verdifulle områder. Det ene er Karmøy-feltet, der det er registrert et viktig gyte-, oppvekst- og beiteområde for norsk, vårgytende sild. Gyteområder for sild er sårbare for aktiviteter i gytetiden som medfører inngrep i sjøbunnen eller oppvirvling av sedimenter. De registrerte gyteområdene ligger for det meste i god avstand fra kabeltraséen, og oppvirvlingen av sedimenter forventes å være beskjeden. Det forventes derfor ikke negative konsekvenser av betydning. Det forventes heller ikke merkbar negativ påvirkning på makrell.

Det andre området, kalt Boknafjorden/Jærstrendene, har særlig verdi for sjøfugl og som kasteområde for sel. Påvirkningen på sjøfugl, selv under de mer følsomme perioder for fuglene, vurderes å være liten. Kabeltraséen vil ikke krysse eller passere nær verneområder for sjøfugl. Videre vil anleggsarbeidet nær kysten foregå kun i en kort periode. Aktivitetene knyttet til kabelleggingen utgjør bare en liten økning sammenlignet med eksisterende skipstrafikk i området. Forstyrrelser av hekkende sjøfugl vil bli søkt unngått ved at fartøyer involvert i kabelleggingen holder så god avstand som mulig. Omfanget av steindumping vil bli avgrenset til et minimum. Det er ikke forventet at legging av kabelen vil gi målbart negative effekter for sjøfugl, verken i leggeperioden eller i driftsfasen.

Det er ikke forventet at legging av kabelen vil gi målbare negative effekter for marine pattedyr, verken i leggeperioden eller i driftsfasen.

Legging av kabelen vil ikke medføre negative effekter for rødlistede arter eller for noen av de særlig verdifulle områdene som er registrert. Det forventes ingen målbare negative effekter av kabler i driftsfasen.

8.3 Samfunnsmessige konsekvenser

Landarbeidene knyttet til anleggene for kraft fra land er beregnet å gi regionale leveranser i Haugesunds-området på om lag 365 mill. 2014-kroner. Anleggsperioden vil generere om lag 380 årsverk i denne regionen, fordelt på årene 2016–2018. Anleggene på land, og kablene i sjøen innenfor grunnlinjen vil kunne gi Tysvær kommune årlige inntekter i form av eiendomsskatt. Slike skatteinntekter vil gi grunnlag for økt kommunal sysselsetting, som gir inntekter til husholdningene, som igjen bruker inntektene på konsum. Det er anslått at kraft fra land-utbyggingen vil kunne generere mellom 35 og 40 årsverk i driftsperioden i Haugesunds-området.

9 Myndighetenes vurdering av plan for utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet

9.1 Arbeids- og sosialdepartementets vurdering

Arbeids- og sosialdepartementet har innhentet Petroleumstilsynets vurdering av om planene for utbygging av Johan Sverdrup-feltet, eksportrørledningene og kraft fra land er i tråd med HMS-regelverket.

Petroleumstilsynets vurdering er at det anbefales at planene godkjennes. Arbeids- og sosialdepartementet har ingen ytterligere merknader til saken.

9.2 Oljedirektoratets vurdering

Oljedirektoratet (OD) baserer sin vurdering på de mottatte planene og informasjon mottatt i møter med operatør og de andre rettighetshaverne, samt eget teknisk arbeid. Basert på rettighetshavernes beslutning om videreføring (BOV) av Sverdrup-utbyggingen 24. februar 2014, påpekte OD i brev 11. april 2014 forhold som burde avklares før innlevering av PUD. Forholdene var blant annet knyttet til reservoarusikkerhet, økt utvinningspotensial, polymerinjeksjon, permanent reservoarovervåking, kraftløsning, prosjektgjennomføring og -kostnader, samt strategi for implementering av ny teknologi. OD presiserte også sine forventninger til innholdet i PUD for første byggetrinn i et brev til rettighetshaverne 11. november 2014. Her ble forhold relatert til økt utvinning, polymerinjeksjon, beskrivelse av fremtidige byggetrinn og planer for implementering av ny teknologi framhevet. Under følger ODs vurdering av plan for utbygging og drift og plan for anlegg og drift for Johan Sverdrup.

Geofag

Etter ODs vurdering er Sverdrup-funnet godt avgrenset, og datainnsamlingen i brønnene er svært god. OD mener at rettighetshaverne har gjort et godt geofaglig arbeid, som er tilstrekkelig til å kunne igangsette utbygging av funnet. Operatørens ressursberegning og usikkerhetsvurdering er ryddig gjennomført og godt dokumentert. De beregnede usikkerhetene virker rimelige, sett i forhold til kompleksiteten i reservoarene og i forhold til datagrunnlaget. For tilstedeværende ressurser er den viktigste usikkerheten tykkelsen av reservoaret.

Det er ikke store geologiske usikkerheter knyttet til intra-Draupne sandstein innenfor produksjonsområdet for første byggetrinn. På flankene av reservoaret mot øst og sør, der det er planlagt vanninjeksjon, er det imidlertid usikkerhet både om tykkelse av sandstein og i kartlegging av olje/vann-kontaktene. Dette kan få konsekvenser for produksjon og vanninjeksjon.

Overvåking av reservoaret ved hjelp av permanent installerte seismiske sensorer for reservoarmonitorering (permanent reservoarmonitorering, PRM) er blitt vurdert og anbefalt av operatøren. Det er imidlertid ikke tatt en beslutning om å gjennomføre PRM. Planer for installasjon av PRM for området som omfattes i første byggetrinn er skissert, med installering sommeren 2020. OD ser det som viktig å få reservoarovervåkingsanlegget installert og operativt senest ett år etter produksjonsstart. OD vurderer det også som nødvendig at det blir foretatt en vurdering av om overvåkingsanlegget skal utvides til større deler av feltet før det tas investeringsbeslutning for PRM for området som omfattes av første byggetrinn. Det er viktig å få dekket alle områder der det forventes detekterbare trykk- eller metningsendringer tidlig i produksjonsforløpet. OD foreslår at det stilles vilkår for godkjennelsen av PUD knyttet til installasjonen av PRM.

Reservoarteknikk

OD er enig i den valgte dreneringsstrategien for første byggetrinn. Etter ODs vurdering er operatørens reservoarvurderinger for første byggetrinn tilfredsstillende utført og dokumentert.

Forventet utvinningsgrad for første byggetrinn er av operatøren beregnet til 50 pst. Dette forutsetter produksjon til 2058. Forventet utvinningsgrad fra en framtidig full feltutbygging er beregnet til 63 pst. Usikkerhetene i utvinnbare ressurser er primært forårsaket av usikkerhetene i reservoartykkelse og relativ permeabilitet. OD vurderer usikkerhetsspennet i de utvinnbare ressursene som rimelig, men OD forventer en noe lavere utvinningsgrad enn operatøren for forventningstilfellet.

Den foretrukne dreneringsstrategien på feltet er vanninjeksjon med gassløft i produksjonsbrønnene og for assosierte metoder for økt oljeutvinning. Flere metoder for økt utvinning har vært vurdert. Installasjonene vil blant annet bli tilrettelagt for bruk av alternerende injeksjon av vann og gass (VAG). Oljen i Sverdrup er relativt viskøs, og polymerinjeksjon er derfor vurdert. Denne metoden må imidlertid kvalifiseres med et pilotprosjekt på Sverdrup, før den kan brukes i større omfang på feltet.

OD er enig med operatøren i at VAG og polymerinjeksjon vil være to av metodene for økt utvinning som både kan ha potensial og som kan gjennomføres innenfor den valgte utbyggingsløsningen. OD vurderer oppstartstidspunkt for polymerinjeksjon som tidskritisk. Årsaken er at polymerinjeksjon må kvalifiseres enten med et pilotprosjekt eller en begrenset tidlig implementering, noe som medfører at en eventuell utvidet feltimplementering kan bli utsatt. Simuleringsstudier har vist at utsatt implementering medfører redusert oljeutvinningspotensial. Operatøren har i PUD demonstrert lønnsomhet av polymerinjeksjon. ODs eget arbeid bekrefter dette. OD vurderer potensialet for polymerinjeksjon som større enn det operatørens simuleringsmodeller viser.

OD vektlegger betydningen av å gjennomføre pilotprosjektet, eller en begrenset tidlig implementering, av polymerinjeksjon for deretter å vurdere bruk av polymerinjeksjon for større deler av feltet. OD anbefaler at det stilles vilkår ved godkjennelse av PUD knyttet til kvalifisering av polymerinjeksjon og den påfølgende vurderingen.

Transportløsning for olje og gass

Stabilisert olje vil bli eksportert fra stigerørsplattformen til Mongstad-terminalen gjennom en ny oljeeksportrørledning, som kobles opp mot eksisterende lagerhaller i fjell. Gassen vil bli eksportert fra stigerørsplattformen til Kårstø-terminalen gjennom en ny rørledning som kobles opp mot eksisterende Statpipe rikgassrørledning på havbunnen vest for Karmøy.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet og Gassco har vurdert forskjellige eksportløsninger før konseptvalg. I forkant av konseptvalg for oljeeksportløsning bidro OD til Gassco sine studier med anslag for ressurser i funn og prospekter i området nær Johan Sverdrup. Ved valg av eksportløsningene ble det lagt vekt på økonomi, fleksibilitet og levetidsbetraktninger.

OD har ikke innvendinger mot rettighetshavernes anbefalte eksportløsninger for Sverdrup-feltet.

Utbyggingsløsning

OD mener at valgt utbyggingsløsning for første byggetrinn gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Sverdrup-feltet og til å fase inn tilleggsressurser i området. I den forbindelse vil OD framheve at det blant annet er avsatt betydelige plass- og vektreserver på stigerørsplattformen. OD mener også at valgt utbyggingsløsning med ett feltsenter vil gi grunnlag for kostnadseffektiv drift.

OD har utfordret operatøren på utvikling og implementering av ny teknologi for å oppnå lavere kostnader samt økt utvinning. OD mener det vil være viktig at rettighetshaverne har oppmerksomhet mot dette, slik at ny teknologi blir vurdert for videre utbyggingstrinn av Sverdrup.

Investeringsestimatet for Sverdrup-feltet ser ut til å ligge på nivå (NOK/tonn) med de siste prosjektene som er blitt gjennomført på norsk sokkel. Ekstern referansemåling viser at den tidlige fasen, inkludert forprosjektering, har vært kort sammenliknet med liknende prosjekter, og at planen fram mot oppstart er ambisiøs. ODs egne studier av utbyggingsprosjekter, herunder rapporten «Vurdering av gjennomførte prosjekter på norsk sokkel» fra oktober 2013, viser at prosjekter som ikke har satt av tilstrekkelig tid til planlegging, får økt risiko for kostnads- og planoverskridelser.

Basert på overnevnte forhold synes estimatene både for tidsplan og kostnader å være ambisiøse. OD har utarbeidet et eget kostnadsestimat for Sverdrup-utbyggingen. Dette kostnadsestimatet er om lag 10 mrd. 2015-kroner høyere enn estimatet i PUD. Dette følger blant annet av en antatt utsettelse av produksjonsoppstart på seks måneder. Selv med ODs høyere kostnadsestimat, ligger dette godt innenfor det usikkerhetsspennet som er gitt i PUD på ± 20 pst.

På bakgrunn av størrelsen på prosjektet samt erfaringer fra andre utbyggingsprosjekter, har rettighetshaverne valgt en kontraktstrategi som innebærer oppdeling i flere kontrakter. Dette kan bidra til å gjøre prosjektgjennomføringen mer robust. OD har ingen innvendinger mot valgt kontraktstrategi.

Sverdrup vil bli utbygd med fiskale målesystemer i henhold til måleforskriften. Fiskal måling av olje blir utført på Mongstad-terminalen. Det er ODs vurdering at eksisterende prøvetakingssystemer for råoljeeksport på Mongstad-terminalen må skiftes ut eller oppgraderes.

Utslipp og miljø

Sverdrup-feltet vil få dekket kraftbehovet med kraft fra land. Det vil derfor være små utslipp til luft på feltet sammenlignet med andre felt av tilsvarende størrelse. Utslipp til luft i første byggetrinn vil i hovedsak komme fra sikkerhetsfakling og gassfyrte kjeler. OD mener at den valgte løsningen for dekning av kraft- og varmebehov i første byggetrinn av Sverdrup-feltet er en akseptabel løsning.

Det er ODs vurdering at utbyggingsløsningene for videre byggetrinn som er skissert i PUD, teknisk kan ivareta den utvidede kraft fra land-løsningen til området i 2022. OD har ikke innvendinger mot at anbefalt PAD for kraft fra land til Sverdrup-feltet godkjennes.

Etter ODs oppfatning er det utslippsmessig positivt at operatøren har besluttet å reinjisere produsert vann som trykkstøtte i reservoaret. Reinjeksjon av produsert vann må imidlertid skje der reservoaret under olje-vannkontakten er tykkere enn om lag 15 meter for å unngå oppsprekking av overliggende bergarter. ODs kartlegging viser at det kun er begrensede områder der intra-Draupne sandstein er så tykk. Dette kan begrense mulighetene for å reinjisere det totale volumet av produsert vann. Med tanke på de forventede store mengder produsert vann vurderer OD at løsningen med rensing og reinjeksjon for trykkstøtte er en god løsning.

Operatøren har valgt rensing av borekaks på den faste boreinnretningen med utslipp til sjø. OD legger til grunn at det gjøres en kost-/nyttevurdering i forbindelse med fastsettelse av eventuelle vilkår i en utslippstillatelse.

OD anser det som en god løsning å rense oljeholdig vann fra boreoperasjonene (slop) til en kvalitet som kan tillate utslipp til sjø i stedet for transport til land.

Økonomi

Sverdrup-prosjektet fremstår etter ODs vurdering som økonomisk meget robust. OD har utført sensitivitetsberegninger på lønnsomheten for første byggetrinn, basert på operatørens inngangsdata og prisbaner. Beregningene viser at prosjektet er økonomisk robust for alle testede kostnadsøkninger, både investeringer og driftskostnader.

OD mener at tidsplanen for prosjektets første byggetrinn er ambisiøs sett i forhold til sammenliknbare prosjekter i petroleumssektoren og har på den bakgrunn utarbeidet et eget kostnadsestimat. Dette kostnadsestimatet er om lag 10 mrd. 2015–kroner høyere enn estimatet i PUD. Dette følger blant annet av en antatt utsettelse av produksjonsoppstart på seks måneder. Selv med ODs høyere kostnadsestimat ligger dette godt innenfor det usikkerhetsspennet som er gitt i estimatet i PUD på ± 20 pst.

Områdevurdering

Sverdrup-feltet blir tilrettelagt for å kunne å ta imot produksjon fra andre produksjonsinnretninger, blant annet ved å ha ledige J-rør og stigerør, samt plass- og vektreserve. Produksjons- og eksportkapasitet for tredjeparts oljevolumer vil være tilgjengelig etter 2025, når produksjonen på Sverdrup-feltet forventes å gå av platå. Dette er tre år etter forventet oppstart av neste utbyggingstrinn. I tillegg er det andre innretninger i området som vil ha tilgjengelig kapasitet. OD mener derfor at første utbyggingstrinn av Johan Sverdrup legger til rette for god fleksibilitet til å kunne fase inn eventuelle tilleggsressurser i området.

Oljedirektoratets anbefaling

OD anbefaler at PUD for Sverdrup-feltets første byggetrinn samt PAD for oljerør og gassrør og PAD for kraft fra land godkjennes med følgende vilkår:

• Anlegget for permanent installerte seismiske sensorer (permanent reservoarmonitorering – PRM), beskrevet i PUD for Sverdrup-feltets første byggetrinn, skal være operativt senest ett år etter produksjonsstart. En meddelelse om at investeringsbeslutning er tatt og grunnlaget for beslutningen skal framlegges for departementets godkjenning innen 1.7.2017.

• En vurdering av om anlegget skal utvides til større deler av feltet enn området som omfattes av første byggetrinn skal framlegges samtidig. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en utvidelse av PRM-området basert på den framlagte vurderingen.

• Det skal gjennomføres et pilotprosjekt med polymerinjeksjon med oppstart innen to år etter produksjonsstart. Alternativt skal det gjennomføres en tidlig implementering av polymerinjeksjon som beskrevet i PUD for første byggetrinn. Pilotprosjektet skal gjennomføres med minimum to brønner (produksjons- og injeksjonsbrønn). En meddelelse om at investeringsbeslutning for pilotprosjektet eller implementeringen er tatt, og grunnlaget for beslutningen, skal framlegges for departementets godkjenning innen 31.12.2017.

• En vurdering av om polymerinjeksjon skal benyttes for større deler av feltet skal framlegges innen 1.7.2023. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den framlagte vurderingen.

9.3 Gasscos vurdering

Gassco har vurdert gasstransportløsningen som del av sitt systemansvar for oppstrøms gassrørledningsnett. Gassco har også vurdert oljetransportløsningen på bakgrunn av at Gassco i 2012 og 2013 fikk i oppdrag av Olje- og energidepartementet å vurdere infrastrukturløsninger for olje fra Utsirahøyden og Sverdrup-feltet. Bakgrunnen for dette var behov for å se oljetransportløsningen i et områdeperspektiv og koordinere ulike kommersielle interesser.

Gass

Gassco har i samarbeid med rettighetshaverne vurdert alternative gasstransportløsninger for Sverdrup-feltet. Følgende tre alternativer er vurdert:

1. gasseksport til Kårstø ved tilkobling via anboring (hot-tap) til Statpipe rikgassrørledning

2. gasseksport til Sleipner A-plattformen

3. gasseksport til Shell Esso Gas and Associated Liquids (SEGAL)-terminalen i St. Fergus via anboring tilknytning til Far north Liquids and Associated Gas System (FLAGS)-rørledningen.

Kårstø-alternativet er den mest kostnadseffektive løsningen, når en sammenligner total verdi av gass og væskeprodukter med investeringskostnader, driftskostnader og tariffer for de tre alternativene.

Alle vurderte gasstransportalternativer har tilstrekkelig kapasitet for gassvolumene fra Sverdrup-feltet. Rikgass fra Sverdrup-feltet vil kreve blanding med annen, tørrere gass for Sleipner A- og SEGAL-alternativene, men for Kårstø-alternativet vil gassen møte kvalitetskravene.

I området ved Utsirahøyden er det forventninger om at nye gassressurser blir utviklet i fremtiden. Det kan også være behov for alternative langsiktige gasstransportløsninger for felt i Grane-/Heimdal-området. Gasstransportalternativet til Kårstø gir høyest kapasitet av alternativene. Kårstø er også det alternativet som forventes å prosessere annen naturgass lengst ut i tid.

Gassco har gjort en områdeanalyse av ressurser og fremtidig behov for rikgasseksport fra Utsirahøyden og omliggende områder. Vurderingen viser at Sverdrup gassrørledning kan være en transportløsning for disse ressursene. Det kan være kostnadseffektivt for ressursene i området, dersom det preinstalleres en undervannstilkobling med ventiler fremfor kun å klargjøre for anboring. Det fremkommer ikke fra PAD-dokumentet hvilken tilkobling det legges til rette for.

Det bør stilles vilkår om at gassrørledningen kan reguleres under tarifforskriften og at eierskapet kan samordnes med eierskapet av annen gassinfrastruktur.

Gassco støtter rettighetshavernes valg av gasstransportløsning.

Olje

Gassco har i samarbeid med rettighetshaverne vurdert løsninger for transport og behandling av olje fra Sverdrup-feltet. Følgende to oljetransportalternativer er vurdert:

1. et nytt 274 km langt rør til Mongstad-terminalen

2. et nytt 241 km langt rør til Sture-terminalen

Begge alternativene er basert på en rørledningskapasitet for olje på 100 000 – 120 000 Sm³ per dag og rørdiameter på 36 tommer. Det vil i begge alternativer bli benyttet eksisterende infrastruktur for lagring og utskiping av olje. Det vil være behov for modifikasjoner på begge terminaler, men mer omfattende på Sture. Mongstad-alternativet møter forespurt kapasitet og fleksibilitet ut fra behovet til Sverdrup-feltet og har også lavest kostnad.

Om rettighetshaverne til Sverdrup-feltet skulle valgt Sture-alternativet, ville begge transportløsningene fra Utsirahøyden (det andre er Grane oljerør), gå til Sture-terminalen. Det er i så fall naturlig å anta at framtidige oljefunn i området ved Utsirahøyden vil bli transportert til Sture-terminalen. Det ville da kunne blitt utilstrekkelig kapasitet på Sture-terminalen i perioden 2021 til 2025.

For Mongstad-alternativet vil framtidige ressurser kunne velge mellom Grieg og Grane oljerør til Sture eller Sverdrup oljerør til Mongstad. Samlet kapasitet og fleksibilitet vil i så fall være tilstrekkelig.

Mongstad-alternativet er rettighetshavernes valgte oljeeksportløsning. Gassco støtter rettighetshavernes valg.

9.4 Olje- og energidepartementets vurdering

Olje- og energidepartementet viser til at det er Arbeids- og sosialdepartementets vurdering at de framlagte planene er i tråd med regelverkets krav til arbeidsmiljø og sikkerhet.

Departementet og Oljedirektoratet (OD) har hatt dialog med operatør om utbyggingsløsningen for Sverdrup-feltet før overlevering av plan for utbygging og drift. Formålet med denne dialogen har vært å sikre at den valgte utbyggingsløsningen gir god ressursforvaltning og at den oppfyller myndighetenes krav.

Ressursforvaltning og verdiskaping

Olje- og energidepartementet viser til ODs vurdering av plan for utbygging og drift av Sverdrup-feltet. OD mener at utbyggingsløsningen legger opp til en tilfredsstillende utnyttelse av ressursene og at det er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust prosjekt.

Departementet er opptatt av at den valgte utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Sverdrup-feltet og til å fase inn tilleggsressurser i området. Departementet viser til at det for den valgte utbyggingsløsning for første byggetrinn blant annet er avsatt betydelig plass- og vektreserver på stigerørsplattformen.

Investeringer knyttet til første byggetrinn beløper seg til 117 mrd. 2015-kroner. Av disse beløper om lag 90 mrd. kroner seg til feltsenteret, med fire broforbundne plattformer og havbunnsinnretninger, samt kraft fra land-løsningen, 17 mrd. kroner til brønnboring og 10 mrd. kroner til eksportanlegg for olje og gass.

Årlige driftsutgifter i første byggetrinn vil være om lag 3,4 mrd. 2015-kroner. Forventet nåverdi før skatt for prosjektets første byggetrinn er om lag 270 mrd. 2015-kroner. Balanseprisen før skatt for prosjektet er beregnet til 32 US dollar per fat. Operatøren har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris, utvinnbare reserver og forsinkelser. Analysen viser at nåverdien forblir positiv og dermed er robust overfor endringene.

Myndighetene er opptatt av at utbyggingsprosjektene på norsk sokkel gjennomføres sikkert og effektivt. Det er operatørens og øvrige rettighetshaveres ansvar å planlegge og gjennomføre utbygginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende sikkerhetskrav, innen planlagt tid og kostnad, og med god kvalitet. Det er selskapene som har den beste kompetansen og ressursene for dette arbeidet.

ODs vurdering er at prosjektets gjennomføringsplan er ambisiøs. Operatørens beregninger viser at prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust. ODs vurdering av prosjektet, med mulig forsinket produksjonsstart og noe høyere investeringer, bekrefter denne konklusjonen. Olje- og energidepartementet mener på denne bakgrunn at utbyggingen av Sverdrup-feltet er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust prosjekt.

Sverdrup-feltet er blant de største funnene på norsk kontinentalsokkel noensinne. Feltet er forventet å få en lang produksjonsperiode på om lag 50 år, og forventes ifølge operatøren å få en utvinningsgrad på 63 pst. Det er ambisjoner om å heve denne opp mot 70 pst. Samlet produksjonsinntekt over 50 år for en fullfelts utbygging er beregnet til 1 350 mrd. 2014-kroner. Selskapsskatt til den norske stat er beregnet til 670 mrd. 2014-kroner. Myndighetene er opptatt av at rettighetshaverne foretar ressursforvaltningsmessige gode valg, som fører til at man får mest lønnsomme ressurser og verdiskaping ut av feltet.

Utbyggingen av Sverdrup-feltet er det største industriprosjektet i Norge på tiår. Investeringene i Sverdrup-feltet og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha store positive virkninger for samfunnet. I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter, avgifter og SDØE-ordningen vil utbyggingen medføre aktiviteter i forbindelse med både utbygging og drift, som vil gi inntekter og betydelig sysselsetting i norske bedrifter.

Utbyggingen vil også bidra til sysselsetting utover leverandørene og underleverandørene gjennom konsumvirkninger. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingsfasen av prosjektets første byggetrinn er av operatøren beregnet til om lag 51 000 årsverk i norske bedrifter, fordelt over perioden 2014 – 2026.5 Av disse kommer om lag 22 000 årsverk i leverandørbedrifter, 12 000 i underleverandører og vel 17 000 årsverk kommer fra de omtalte konsumvirkningene. Utbyggingens første byggetrinn er beregnet å generere om lag 2 700 årsverk i norske bedrifter hvert år i driftsperioden. Av disse kommer om lag 1 300 årsverk i offshore- og driftsorganisasjon og leverandørbedrifter, 500 hos underleverandører, mens 900 årsverk kommer som følge av konsumvirkningene.

I tråd med Meld. St. 28 (2010–2011) En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten, skal operatøren senest to år etter at feltet er satt i produksjon gjennomføre en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Transportløsningen for olje og gass

Olje- og energidepartementet viser til Gasscos vurdering av planer for anlegg og drift av eksportrørledninger fra Sverdrup-feltet. Gassco støtter rettighetshavernes valg av eksportløsninger. Departementet viser også til at OD ikke har innvendinger mot rettighetshavernes anbefalte eksportløsninger for Sverdrup-feltet.

Det er departementets vurdering at de valgte transportløsningene for olje og gass ivaretar Sverdrup-feltets behov på en kostnadseffektiv måte og samtidig legger godt til rette for fremtidig tredjepartsbruk.

Eksportløsningene for olje og gass fra Sverdrup-feltet bidrar til god ressursforvaltning og vil gi samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Prosjektet kan gjennomføres innenfor akseptable rammer med hensyn til sikkerhet, arbeidsmiljø, det ytre miljø og fiskeriinteresser.

Kraftløsningen

Flere løsninger for kraftforsyning til Sverdrup-feltet har vært vurdert. I 2012 ble det igangsatt et arbeid for å se på løsninger for en samordnet kraftforsyning til feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog. Det ble arbeidet med å modne fram en separat distribusjonsplattform for kraft, Utsira High Power Hub, da denne var antatt å gi de laveste investerings- og driftskostnadene. Det ble etter hvert klart at kostnadene ved en slik løsning var betraktelig høyere enn tidligere antatt, og arbeidet med denne ble avsluttet.

Løsningen som rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har valgt innebærer at feltet forsynes med kraft fra land fra produksjonsstart. Videre vil det gjøres tidliginvesteringer på land for å forberede områdeløsningen for kraft fra land. Stortinget har bedt om at regjeringen stiller krav om at områdeløsningen skal være på plass innen 2022. Det vises til kapittel 11 for en nærmere omtale av områdeløsningen for kraft fra land.

Sverdrup-feltets kraftbehov vil bli hentet fra sentralnettet med tilknytning på Kårstø i Rogaland. Det vil bli lagt en ny kabel fra Kårstø til Haugsneset, der strømmen blir omformet til likestrøm i en stor, ny omformerstasjon, før den overføres i 200 kilometer lange kabler ut til feltsenteret. Operatøren har i konsekvensutredningen anslått et overføringstap på 10-12 pst., når kraften føres fra land og ut til feltsenteret.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Operatørens søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

Olje- og energidepartementet viser til ODs vurdering av plan for anlegg og drift av kraft fra land til Sverdrup-feltet. OD har ingen innvendinger til at det gis tillatelse til anlegg og drift av kraft fra land til utbyggingen.

Miljøpåvirkning og utredningsplikten

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av Sverdrup-feltet. Utredningsplikten er ivaretatt gjennom konsekvensutredningen sendt på offentlig høring 31. oktober 2014.

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av eksportrørledningene fra Sverdrup-feltet. Utredningsplikten er ivaretatt gjennom konsekvensutredningen sendt på høring 22. september 2014.

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av kraft fra land-løsningen til Sverdrup-feltet. Utredningsplikten er ivaretatt gjennom konsekvensutredningen sendt på høring 31. oktober 2014.

På denne bakgrunn anser Olje- og energidepartementet konsekvensutredningsplikten for prosjektene som oppfylt. Prinsippene i naturmangfoldloven §§ 8-10 er reflektert, blant annet gjennom departementets vurdering av konsekvensutredningene, samt supplerende informasjon fra operatøren, og vil bli fulgt opp i gjennomføringen av prosjektet.

Konklusjon

Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av Oljedirektoratet fremstår utbyggingen av Sverdrup-feltet som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og meget robust prosjekt som kan gjennomføres samtidig som hensyn til ytre miljø og fiskeriinteresser ivaretas.

Olje- og energidepartementet mener på denne bakgrunn at utbyggingen av Sverdrup-feltet er et økonomisk meget robust prosjekt som gir god samfunnsøkonomisk lønnsomhet og som bidrar til god ressursforvaltning.

Myndighetene er opptatt av at det skapes størst mulig verdier ut av petroleumsressursene på norsk sokkel. Oljedirektoratet har gjennomgått rettighetshavernes planer og foreslått vilkår knyttet til permanent reservoarmonitorering (PRM) og polymerinjeksjon. Departementet er opptatt av å legge til rette for god ressursforvaltning, herunder økt utvinning, og slutter seg til forslagene fra Oljedirektoratet.

Myndighetene er opptatt av å legge til rette for effektiv drift og bruk av infrastruktur på norsk sokkel. Departementet regulerer derfor blant annet bruk, eierskap og operatørskap for infrastrukturen. Departementet vil som ledd i dette og i tråd med etablert praksis stille vilkår til tillatelsene til anlegg og drift for rørledningene.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne utbyggingen av Sverdrup-feltets første byggetrinn i samsvar med planene operatøren har framlagt og de merknader og vilkår som framgår av denne proposisjon. Departementet stiller også vilkår knyttet til Sverdrup-feltet for å legge til rette for etablering av en områdeløsning for kraft fra land i tilknytning i andre byggetrinn for feltet som har planlagt produksjonsstart senest i 2022.

10 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

Utbyggingen av Johan Sverdrup-feltet, eksportrørledninger for olje og gass og anlegg for kraft fra land vil på bakgrunn av informasjon gitt av operatøren Statoil medføre om lag 1 525 mill. kroner i investeringer, om lag 23 mill. kroner i kalkulatoriske renter og 88 mill. kroner i driftskostnader for SDØE i inneværende år. Det er dekning for disse kostnadene innenfor rammene for gjeldende budsjett, jf. Prop. 1 S (2014–2015) og Innst. 9 S (2014–2015) henholdsvis kap. 2440 post 30 og kap. 5440 post 24.2.

11 Oppfølging av Innst. 237 S (2013–2014)

11.1 Innledning

Gjennom Innst. 237 S (2013–2014) har Stortinget tatt opp ulike forhold knyttet til en områdeløsning for kraft fra land som omfatter blant annet Sverdrup-feltet. I dette avsnittet adresseres spørsmål reist rundt forhold som tidspunkt for gjennomføring av en områdeløsning, tidliginvesteringer i områdeløsningen på land, kommersielle forhold knyttet til etableringen av en slik løsning og varmebehovet for framtidige byggetrinn for Sverdrup-feltet. Videre omtales forhold tilknyttet kraftbehovet for området.

11.2 Framtidige byggetrinn

På grunn av størrelsen på Sverdrup-funnet må feltet bygges ut i flere byggetrinn. Første byggetrinn beskrives i kapittel 5. Rettighetshaverne arbeider nå med flere konsepter for framtidige byggetrinn for feltet og har gjennomført en rekke studier av mulige utbyggingsløsninger. Utformingen av første byggetrinn støtter alle de aktuelle utbyggingsløsninger for fremtidige byggetrinn. I andre byggetrinn planlegges det å utvide prosesskapasiteten. I tillegg vil flere brønner bores fra feltsenteret, og produksjon fra ett eller flere områder utenfor det sentrale området vil bli knyttet opp til feltsenteret. De neste byggetrinnene vil også involvere mulig implementering av metoder for økt oljeutvinning.

Rettighetshaverne arbeider med fire overordnede konsepter for framtidige byggetrinn, og vil arbeide videre med de fire konseptene, samt flere varianter av disse fram mot konseptvalg for andre byggetrinn. Andre byggetrinn skal etter planen starte produksjon i 2022. Det vil kreves ny plan for utbygging og drift for andre byggetrinn. Konseptvalg for andre byggetrinn er forventet i 4. kvartal 2015. Beslutning om videreføring er planlagt i 2016 og investeringsbeslutning og innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) er planlagt på slutten av 2017.

11.3 Tidspunkt for etablering av områdeløsningen for kraft fra land

Sverdrup-feltet skal forsynes med kraft fra land fra produksjonsstart. Videre har Stortinget bedt om at regjeringen stiller krav om etablering av en områdeløsning for kraft fra land som omfatter Gina Krog, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Johan Sverdrup, hvor hele områdets kraftbehov dekkes med kraft fra land, senest i 2022.

Oppstartsfasen for Sverdrup-feltet, der produksjonen fra feltet bygges opp til full produksjonskapasitet, vil omfatte flere byggetrinn. Selskapene har økonomisk egeninteresse i å gjennomføre byggetrinnene i oppstartsfasen av Sverdrup raskt.

Departementet har innhentet en faglig vurdering fra OD om hvor raskt kabelforbindelse mellom feltene Krog, Grieg, Aasen og Sverdrup kan etableres, eventuelt om det er mulig å etablere denne allerede fra produksjonsstart, uten at dette forsinker første byggetrinn av Sverdrup-feltet, jf. Prop. 1 S (2014–2015) for Olje- og energidepartementet.

ODs vurdering er at det er mest hensiktsmessig at områdeløsningen for kraft fra land etableres i tilknytning til andre byggetrinn for Sverdrup som har planlagt oppstart i 2022. Årsaken er at dette vil gi lavest risiko i prosjektgjennomføringen, ha minst innvirkning på produksjonen fra Sverdrup, gi det beste grunnlaget for å velge et optimalisert kraftanlegg for området og således unngå at det etableres en uforholdsmessig kostbar løsning. Samlet sett legger dette best til rette for god ressursforvaltning. I samsvar med Innst. 237 S (2013–2014) fra energi- og miljøkomiteen, har departementet lagt ODs faglige vurdering til grunn for behandlingen av områdeløsningen for kraft fra land.

Alle utbyggingskonsepter for andre byggetrinn som rettighetshaverne vurderer, inkluderer etablering av en områdeløsning for kraft fra land innen 2022. Det er ODs vurdering at alle de omtalte utbyggingskonseptene teknisk kan ivareta etableringen av områdeløsningen. Alle konsepter legger også til rette for at feltene Grieg, Aasen og Krog kan knytte sine vekselstrømkabler til kraftanlegget på Sverdrup-feltet i tilknytning til dette byggetrinnet.

11.4 Investeringer i anlegg på land for områdeløsningen

I forbindelse med etableringen av kraft fra land-løsningen til Sverdrup-feltets første byggetrinn, skal det gjøres tidliginvesteringer på land knyttet til Kårstø bryterstasjon, vekselstrømkabel til Haugsneset, tomteforberedelser på Haugsneset, samt forberedelser av landfallet på Haugsneset, alt for å tilrettelegge for områdeløsningen for kraft fra land.

Disse arbeidene som gjøres i forbindelse med første byggetrinn legger til rette for at hele det aktuelle området kan forsynes med kraft fra land på en hensiktsmessig måte til lavest mulig kostnad.

11.5 Kommersielle forhold

Olje- og energidepartementet er bedt om å sørge for at eventuelle kommersielle uenigheter blant de involverte selskapene ikke hindrer etablering av en områdeløsning for kraft fra land til de aktuelle feltene, jf. Innst. 237 S (2013–2014). Videre at disse forholdene avklares i denne proposisjonen.

Områdeløsningen vil bli etablert senest i år 2022, i forbindelse med andre byggetrinn av Sverdrup-feltet. Konseptvalg er ennå ikke tatt for andre byggetrinn. Alle de tekniske forutsetninger som de kommersielle forhandlingene vil være basert på, foreligger derfor ikke i dag. Sentrale tekniske forhold vil bli tydeligere når rettighetshaverne i Sverdrup-feltet velger konsept for andre byggetrinn, etter planen i 4. kvartal 2015.

Departementet har stor oppmerksomhet rettet mot å bidra til å legge til rette for effektive kommersielle forhandlinger mellom de involverte felt og selskaper.

Sentrale forhold er allerede avklart. Departementet har stilt vilkår ved godkjennelse av utbygging av feltene Gina Krog, Edvard Grieg og Ivar Aasen om at dersom en områdeløsning for kraft fra land realiseres, skal disse feltene tilknyttes denne og de skal dekke sin forholdsmessige del av investerings- og driftskostnadene, med mindre departementet av særskilte grunner bestemmer noe annet. Ansvaret for planlegging, gjennomføring og drift av kabelforbindelse mellom disse feltenes respektive innretninger, og oppkobling på det kommende kraftanlegget på Sverdrup-feltet, ligger hos rettighetshavergruppene for disse tre omkringliggende feltene.

Fellesinfrastrukturen til områdeløsningen skal etableres som en integrert del av Sverdrup-feltets første og andre byggetrinn. Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet, ved operatøren Statoil, skal derfor ha ansvar for planlegging, utforming, gjennomføring og driftsforberedelser for områdeløsningen for kraft fra land frem til og med kraftanlegget på Sverdrup-feltet. Produksjonsstart for Sverdrup-feltets andre byggetrinn er betinget av idriftsetting av områdeløsningen for kraft fra land. Dette gir rettighetshaverne i Sverdrup-feltet en sterk egeninteresse av å få en slik løsning på plass.

Departementet har også bedt selskapene framlegge en plan for framforhandlingen av de kommersielle avtalene som er nødvendige for å regulere fordelingen av kostnader, eierforhold og andre elementer som følger av etablering av en områdeløsning for kraft fra land. Rettighetshaverne i Sverdrup har framlagt planen for departementet i forbindelse med plan for utbygging og drift av Sverdrup. Planen inkluderer en timeplan for deling av kraftprofiler og tekniske data, fra 3. kvartal 2015, og gjennomføring av studier og forhandlinger. Detaljerte forhandlinger vil begynne i midten av 2016. Den kommersielle prosessen vil bli satt i gang så snart en teknisk basis er klar, og skal være sluttført som del av PUD for andre byggetrinn av Sverdrup-feltet. Planen har på forhånd vært forelagt rettighetshaverne i feltene Krog, Grieg og Aasen og disse har tatt planen til etterretning og lagt den til grunn i sitt videre arbeid.

Ovenstående avklaringer legges til grunn for det videre arbeidet og gir en god ramme for det videre arbeidet med områdeløsningen, inklusive de kommersielle forhandlingene.

Olje- og energidepartementet vil orientere Stortinget på egnet måte i forkant av avgjørende milepæler for etableringen av områdeløsningen for kraft fra land.

11.6 Varmebehov for fremtidige byggetrinn av Johan Sverdrup

Mesteparten av varmebehovet på petroleumsinnretningene på norsk sokkel dekkes i dag gjennom varmegjenvinning fra lokal kraftgenerering (Waste Heat Recovery Units – WHRU). Videre har seks innretninger på norsk sokkel gassfyrte kjeler og fire har oljefyrte kjeler.

Sverdrup-feltets varmebehov består av oppvarming til prosessering av olje og gass. Oppvarmingen foregår i ulike deler av produksjonen, inkludert oppvarming av flerfasestrømmer før prosessering. Dette dekkes av tre gassfyrte kjeler, hvorav én er reserve, med total kapasitet på 31,5 MW. Varmegjenvinning fra prosessen skjer gjennom kjølesystemet, og denne varmen blir brukt til oppvarming av boligkvarteret og andre oppholdsområder. Noe overskuddsvarme brukes også til oppvarming av sjøvann som injiseres for trykkstøtte i reservoaret.

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har ikke besluttet hvordan de skal dekke ytterligere, framtidig varmebehov. Konseptvalget for neste byggetrinn som er ventet i 4. kvartal 2015, vil legge føringer for hvordan ytterligere varmebehov dekkes.

Ettersom kraftbehovet på Sverdrup-feltet skal dekkes med kraft fra land fra oppstart, er ikke varmegjenvinning fra lokal kraftgenerering et alternativ. Det er gassfyrte eller elektriske kjeler som er aktuelle å benytte for å dekke ytterligere, framtidig varmebehov. Valget vil avhenge av løsningenes egenskaper, kostnader og effektivitet og hvilket utbyggingskonsept rettighetshaverne velger for neste byggetrinn. Elektriske kjeler medfører ingen CO₂-utslipp fra feltet, men er til nå ikke brukt som hovedvarmekilde på faste innretninger på norsk sokkel. Elektrisitet og varme har som hovedregel ulike anvendelsesområder. Selskapene har liten erfaring med elektriske kjeler. De er anslått av operatøren til å ha høyere investerings- og driftskostnader enn gassfyrte kjeler. En kvalifiseringsprosess anses som nødvendig.

Oljedirektoratet har vurdert energieffektiviteten i gassfyrte og elektriske kjeler.6 Oljedirektoratets vurdering er at gassfyrte kjeler er mer energieffektive enn elektriske når hele energikjeden tas i betraktning.

Dekning av framtidig varmebehov skal vurderes nærmere av operatøren. Departementet vil holde Stortinget orientert på egnet måte om hvordan varmebehovet for senere byggetrinn og utvidelser av Sverdrup-feltet skal dekkes.

11.7 Kraftbehovet i området

Rettighetshaverne i Sverdrup-feltet har søkt myndighetene om anleggskonsesjon etter energiloven for bygging og drift av elektriske anlegg for å forsyne Sverdrup-feltet med kraft fra land. Søknaden omfatter kabelanlegg med tilhørende elektriske anlegg nødvendige for et uttak på inntil 300 MW fra Kårstø. Operatørens søknad har vært på høring og er nå til behandling i Olje- og energidepartementet.

I følge operatørens beregninger er det totale kraftbehovet for Sverdrup-feltet, samt områdeløsningen for de tre omkringliggende feltene Krog, Grieg og Aasen, i dag anslått til mellom 200-270 MW. I arbeidet med konseptvalg for andre byggetrinn av Sverdrup vil dette anslaget bli oppdatert. I tillegg til kapasiteten på 100 MW levert på feltet som installeres ved første byggetrinn, vil rettighetshaverne i Sverdrup-feltet installere nødvendig ny kapasitet i forbindelse med andre byggetrinn.

Det ble stilt vilkår ved godkjennelse av utbyggingsplanene for feltene Grieg, Aasen og Krog. Ved etablering av en områdeløsning for kraft fra land, skal alle de tre feltene tilknyttes denne løsningen, med mindre departementet av særskilte grunner bestemmer noe annet. Ved tilknytning til en områdeløsning skal de tre feltene dekke sin forholdsmessige andel av investerings- og driftskostnadene ved en slik løsning. De tre feltene blir tilrettelagt for å ta imot kraft fra land.

Krog-feltet skal, fra forventet produksjonsstart i 2017, få sitt kraftbehov dekket med egenprodusert kraft fra én gassturbin. Krog-feltet, som er et gassfelt, har et ubetydelig varmebehov. Aasen-feltet skal, fra forventet produksjonsstart i 2016, få sitt kraftbehov dekket fra Grieg-feltet. Ressursene i Aasen-feltet skal delvis prosesseres på Aasen-plattformen og skal ferdigprosesseres på Grieg-plattformen. Aasen-plattformen har derfor et begrenset varmebehov.

I henhold til godkjent plan for utbygging og drift skal Grieg-feltet fra forventet produksjonsstart i 2015, få kraftbehovet dekket av egenprodusert kraft fra to gassturbiner. Feltet har også et varmebehov som vil dekkes av varmegjenvinning fra turbinene (WHRU). På bakgrunn av vilkår stilt ved godkjennelse av PUD, vurderer operatøren Lundin alternative løsninger for dekning av Grieg-feltets varmebehov ved tilknytning til områdeløsningen for kraft fra land.

Foreløpige studier operatøren har gjennomført, viser at en løsning der varmebehovet dekkes med elektriske eller gassfyrte kjeler, i stedet for gjennom varmegjenvinning fra én gassturbin når områdeløsningen er på plass, kan medføre kostnader på flere milliarder kroner. Dette skyldes blant annet behov for betydelige modifikasjonsarbeider på plattformen samt behovet for en stans i produksjonen både for Grieg- og Aasen-feltet med tilhørende utsettelseskostnader, i tilknytning til en eventuell slik omlegging. Det er foreløpig betydelig usikkerhet knyttet til de ulike modifikasjonenes omfang og de tilhørende kostnadsanslagene. Videre har industrien liten erfaring med elektriske kjeler, og en kvalifiseringsprosess anses som nødvendig.

OD har foretatt en foreløpig vurdering av varmebehovet på Grieg-feltet. OD mener at det er samfunnsøkonomisk mest hensiktsmessig at varmebehovet dekkes med eksisterende varmegjenvinningsenhet tilknyttet en gassturbin. Det vil også være en fordel for områdeløsningen å ha reservekapasitet i form av en turbin. Den vil kunne dekke kraftbehovet til Grieg og Aasen hvis kraft fra land faller ut. Det vil imidlertid ikke være tilstrekkelig kraft til å dekke behovet til Krog og Sverdrup.

Dekningen av varmebehovet på Grieg-feltet vil studeres videre. Foreløpige vurderinger tyder på at å velge andre løsninger enn varmegjenvinning fra en eksisterende turbin, er meget kostbart. Stortinget vil bli orientert på egnet måte om departementets videre behandling av den langsiktige løsningen for å dekke varmebehovet på Grieg-feltet.

12 Konklusjoner og vilkår

Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan for utbygging og drift av første byggetrinn av Johan Sverdrup-feltet i samsvar med planene operatøren har framlagt, de merknadene som framgår av denne proposisjon, og på følgende vilkår:

1. Anlegget for permanent installerte seismiske sensorer (permanent reservoarmonitorering – PRM), beskrevet i PUD for Sverdrup-feltets første byggetrinn, skal være operativt senest ett år etter produksjonsstart. En meddelelse om at investeringsbeslutning er tatt, og grunnlaget for beslutningen, skal framlegges for departementets godkjenning innen 1.7.2017. En vurdering av om anlegget skal utvides til større deler av feltet enn området som omfattes av første byggetrinn, skal framlegges samtidig. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en utvidelse av PRM-området basert på den framlagte vurderingen.

2. Det skal gjennomføres et pilotprosjekt med polymerinjeksjon med oppstart innen to år etter produksjonsstart. Alternativt skal det gjennomføres en tidlig implementering av polymerinjeksjon som beskrevet i PUD for første byggetrinn. Pilotprosjektet skal gjennomføres med minimum to brønner (produksjons- og injeksjonsbrønn). En meddelelse om at investeringsbeslutning for pilotprosjektet eller implementeringen er tatt, og grunnlaget for beslutningen, skal framlegges for departementets godkjenning innen 31.12.2017. En vurdering av om polymerinjeksjon skal benyttes for større deler av feltet skal framlegges innen 1.7.2023. Departementet kan stille ytterligere vilkår knyttet til en forsvarlig utnyttelse av ressursene basert på den framlagte vurderingen.

3. Rettighetshaverne i Johan Sverdrup-feltet skal i tilknytning til andre byggetrinn for feltet, som har planlagt oppstart senest i 2022, etablere en områdeløsning for kraft fra land som skal kunne dekke hele kraftbehovet til feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog.

4. Rettighetshaverne i Johan Sverdrup-feltet skal legge fram en egen plan for anlegg og drift for områdeløsningen for kraft fra land for myndighetenes godkjennelse som del av andre byggetrinn på Sverdrup-feltet, som har planlagt oppstart senest i 2022.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup oljerørledning i samsvar med planene operatøren har fremlagt, de merknader som fremgår av denne proposisjonen og på følgende vilkår:

1. Statoil Petroleum AS skal være operatør for oljerørledningen. Departementet kan, når særlige grunner foreligger, utpeke ny operatør for oljerørledningen. Departementet skal i rimelig tid varsle om overføringen av operatøroppgavene og kan gi utfyllende uttalelser og fastsette vilkår for gjennomføringen.

2. Departementet kan på et senere tidspunkt kreve at det skal opprettes et eget interessentskap for oljerøret, bestående av de samme rettighetshaverne som i Sverdrup-feltet.

3. Dersom det opprettes et eget interessentskap for oljerøret, skal deltakeravtalen forelegges departementet til godkjennelse.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup gassrørledning i samsvar med planene operatøren har fremlagt, de merknader som fremgår av denne proposisjonen og på følgende vilkår:

1. Statoil Petroleum AS skal være operatør for gassrørledningen fram til driftsstart. Gassco skal overta som operatør fra dette tidspunkt. Departementet kan når særlige grunner foreligger, utpeke en annen operatør for gassrørledningen. Departementet skal i rimelig tid varsle om overføringen av operatøroppgavene og kan gi utfyllende uttalelser og fastsette vilkår for gjennomføringen.

2. Gassrørledningen vil bli gjenstand for de generelle adgangsreglene samt myndighetsfastsatte tariffer, jf. kapittel 9 i forskrift 27. juni 1997 nr 653 til lov om petroleumsvirksomhet (petroleumsforskriften) og forskrift 20. desember 2002 nr. 1724 om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger (tarifforskriften).

3. Departementet kan gi pålegg om at gassrørledningen skal innlemmes i Gassled eller slås sammen eiermessig med andre transport- og behandlingsanlegg for gass som ikke er innlemmet i Gassled. Etter et slikt eventuelt pålegg skal partene fremforhandle vilkårene for slik innlemmelse. Dersom det ikke oppnås enighet om vilkårene for innlemmelse i Gassled innen rimelig tid, kan departementet avgjøre hvordan innlemmelsen skal skje, og fastsette deltagerandel til den enkelte i Gassled etter innlemmelsen. Departementet vil fastsette eierfordeling og vilkår som, slik departementet vurderer det, gir deltagerne en rimelig fortjeneste, blant annet ut fra investering og risiko.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Sverdrup-feltets kraft fra land-anlegg i samsvar med planene operatøren har fremlagt og de merknader som fremgår av denne proposisjonen.