4 Utbygging, anlegg og drift av Kristin-feltet

4.1 Samandrag

Kristin-feltet er eit gass- og kondensatfelt på Haltenbanken om lag 240 km frå kysten av Midt-Noreg. Feltet vart oppdaga i 1997 og omfattar utvinningsløyva 134B og 199. Rettshavarar er:

Departementet mottok 8. august 2001 søknad om løyve til å byggje ut Kristin-feltet med tilhøyrande røyrleidningar for transport av gass og kondensat.

Departementet legg til grunn at ei avtale om samordning av eigardelane i Kristin-området er godkjend før plan for utbygging og drift av Kristin-feltet og plan for anlegg og drift av tilhøyrande røyrleidningar for transport av gass og kondensat blir godkjend 1.

Dei reservane ein ventar å kunne utvinne på Kristin-feltet er 34,6 mill Sm³ kondensat, 34,9 mrd. Sm³ gass og 8.5 mill. tonn NGL.

Kristin-feltet er planlagt utbygd med eit produksjonsanlegg under vatn med brønnstraum­overføring til ei halvt nedsenkbar flytande produk­sjonsplattform, ei såkalla semi-plattform. Produksjonsplattforma vil vere bemanna og inkludere prosessanlegg og bustadkvarter. I prosessanlegget vil rikgassen bli separert til gass og kondensat. Gassen vil bli transportert i eigen ny røyrleidning inn til eit tilkoplingspunkt på røyrleidningen som går frå Åsgard-feltet til Kårstø. På Kårstø vil tyngre komponentar bli skilte ut frå gassen og selde som våtgass (NGL). Tørrgassen vil bli transportert til kontinentet. Kondensat som blir prosessert på Kristin-feltet vil bli overført i ein ny kondensatrøyrleidning til eit lagerskip knytt til eksisterande Åsgard C lastebøye for lagring og utskiping med skytteltankarar. Det vil bli vurdert nærare om Åsgard C eller eit nytt lagerskip skal nyttast.

Driftsorganisasjonen for feltet vil vere i Stjørdal. Forsyningsbasen vil vere i Kristiansund.

Utbygginga er planlagt ferdigstilt slik at gassleveransar frå feltet kan starte frå 1. oktober 2005. Dei tre første produksjonsåra vil gassproduksjonen vere på platå på 5 mrd. Sm³ pr. år. Feltet vart 28. juni 2001 tildelt rett og plikt til leveranse under inngåtte langsiktige gassalskontraktar frå 1. oktober 2005.

Dei totale investeringane for Kristin-prosjektet er av operatøren vurderte til 15 990 mill. kroner. (Alle økonomiske tal i dette kapitlet er oppgitte i 2001–kroner.) Operatøren sine utrekningar viser at Kristin-utbygginga vil gi ein noverdi før skatt på 8 950 mill. kroner ved 7 pst. kalkulasjonsrente. Ved ei avkastning på 8 pst. etter skatt er noverdien av prosjektet utrekna til 1 530 mill. kroner og prosjektet sin balansepris for olje er utrekna til 13,1 USD/fat. Tilhøyrande balansepris for gass er utrekna til 49 øre/Sm³.

Utbygginga av Kristin-feltet føreset at det blir gjennomført modifikasjonar på mottaksanlegget på Kårstø. Det vil bli gjort eigne konsekvensutgreiingar for desse arbeida.

Departementet har innhenta ei vurdering frå Oljedirektoratet av dei ressursvise og tekniske sidene ved utbygging av Kristin-feltet og anlegg og drift av tilhøyrande røyrleidningar. Merknadene frå Oljedirektoratet er gitt att under kap. 4.4. På same måte har departementet innhenta ei vurdering frå Arbeids- og administrasjons­departe­mentet av dei tilhøva ved prosjektet som har å gjere med tryggleik og arbeidsmiljø. Kristin-prosjektet har vore konsekvensutgreidd, og høyringsuttaler frå relevante høyringsinstansar er mottekne. Det har i høyringsutsegnene ikkje komme fram tilhøve som tilseier at ovannemnde utbyggingsplanar ikkje bør godkjennast.

Departementet peiker ut Statoil ASA som operatør for gassrøyrleidningen frå Kristin-feltet til Åsgard Transport i utbyggingsfasen. Departementet vil i rimeleg tid før driftsstart peike ut operatør for gassrøyrleidningen i driftsfasen. Statoil ASA skal vere operatør for kondensatrøyrleidningen til eksisterande Åsgard C lastebøye.

Departementet gir si tilslutning til utbygging av Kristin-feltet på dei vilkåra som er oppgitte og som er omtalte seinare i teksten. Departementet gir og si tilslutning til anlegg og drift av røyrleidningen for transport av rikgass frå Kristin-feltet til Åsgard Transport og for røyrleidning for transport av kondensat til lagerskip på dei vilkår som er oppgitt og som er omtalte seinare i teksten.

4.2 Hovudtrekk i utbyggingsplanane

Departementet mottok 8. august 2001 søknad om godkjenning av Plan for utbygging, anlegg og drift av Kristin-feltet. Plan for utbygging og drift (PUD) gjeld utbygging og drift av Kristin-feltet og alle feltinterne røyr og installasjonar på havbotnen. Plan for anlegg og drift (PAD) gjeld røyrleidning for transport av rikgass mellom Kristin-feltet og Åsgard Transport og røyrleidning for transport av kondensat mellom Kristin-feltet og eit lagerskip (Åsgard C eller eit anna).

4.2.1 Funnlokalisering, rettshavarar og ­ressursar

Kristin-feltet er eit gass- og kondensatfelt på Haltenbanken Vest om lag 20 km sørvest for Åsgard-installasjonane på Smørbukk. Rettshavarane for feltet er Statoil ASA (operatør), Petoro AS (som forvaltar av SDØE), Mobil Development Norway A/S, Norsk Agip A/S, Norsk Hydro Produksjon a.s og TOTAL Norge AS.

Kristin-feltet vart oppdaga i 1997 og ligg i blokkene 6506/11 og 6406/2. Blokk 6506/11 vart ­tildelt i utvinningsløyve 134 i 1987 med Statoil som operatør, og blokk 6406/2 vart tildelt som utvinningsløyve 199 i 1993 med Saga Petroleum som operatør. Operatørskapen for PL 199 vart i 1999 overført frå Saga til Statoil som eit resultat av Norsk Hydro sitt oppkjøp av Saga. Frå 1. januar 2000 overtok Statoil som operatør for Kristin-­feltet.

Rettshavarane i dei to utvinningsløyva som omfattar Kristin-feltet er som følgjer:

Departementet legg til grunn at ei avtale om samordning av eigardelane i Kristin-området er godkjend før plan for utbygging og drift av ­Kristin-feltet og plan for anlegg og drift av tilhøyrande røyrleidningar for transport av gass og kondensat blir godkjende 2.

Dei reservane ein ventar å kunne utvinne på Kristin-feltet er 34,6 mill. Sm³kondensat, 34,9 mrd. Sm³ gass og 8,5 mill. tonn NGL. Hydrokarbona ligg mellom 4 500 og 4 857 meter under havnivå. Reservoaret har høgt trykk og høg temperatur. Reservoartrykket er på omlag 900 bar og temperaturen er på 160–170°C.

4.2.2 Utbyggingsløysing

Kristin-feltet er planlagt utbygd med eit produksjonsanlegg under vatn med brønnstraumover­føring til ei halvt nedsenkbar flytande produksjonsplattform, ei såkalla semi-plattform. Produksjonsplattforma vil vere bemanna og inkludere prosessanlegg og bustadkvarter.

Det er planlagt å bore 12 brønnar frå 4 brønnrammer på havbotnen. Avstanden frå brønn­rammene til produsjonsplattforma vil bli rundt 6-7 km. Brønnrammene på havbotnen vil bli plasserte på ca. 360 meter havdjup.

I prosessanlegget på plattforma vil rikgassen blir separert til kondensat og gass med spesifikasjon som gjer at den kan transporterast i røyrleidningen Åsgard Transport. Gassen vil bli transportert i eigen ny røyrleidning inn til eit tilkoplingspunkt på Åsgard Transport. Herifrå vil gassen bli ført til landanlegget på Kårstø for vidare prosessering. På Kårstø vil tyngre komponentar bli skilde ut frå gassen og selde som våtgass (NGL). Tørrgassen vil bli transportert til kontinentet.

Fleire felt i det samordna området Halten­banken Vest kan bli aktuelle å byggje ut og knyte til Kristin-plattforma. Produksjonsplattforma vil derfor bli bygd slik at det vil vere mogleg å kople til andre funn som vil bli bygde ut med rammer på havbotnen. Aktuelle funn å knyte til Kristin-feltet er i første rekkje Erlend, Lavrans og Morvin og eventuelle nye funn i nærområdet til Kristin-feltet.

Kondensat som blir prosessert på Kristin-­feltet vil bli stabilisert på Kristin-plattforma og overført i ein ny kondensatrøyrleidning til eit lagerskip knytt til eksisterande Åsgard C lastebøye for lagring og utskiping med skytteltankarar. Det vil bli vurdert nærare om Åsgard C eller eit nytt lagerskip skal nyttast. Dei avvik som Olje­direktoratet har gitt for Åsgard C er berre gitt for den tidsperioden det er søkt om i samband med Åsgard-utbygginga. For eventuell vidare bruk av Åsgard C vil Statoil gjere ei ny vurdering av fleire forhold, blant anna dei avvik som no ligg føre og innverknaden av endra bruk og eventuell levetid. Vedtak vil bli gjort rundt årsskiftet 2001/2002.

Røyrleidningar

Utbyggingsplanane for Kristin-feltet inneber røyrtransport av gass og kondensat og skipstransport av kondensat. Gassen frå Kristin-feltet vil bli transportert gjennom ein eigen ny 18” røyrleidning for rikgass med total lengd på om lag 27–28 km inn til eit tilknytingspunkt på Åsgard Transport. Røyrleidningen vil følgje den kortaste traseen mellom plattforma og Åsgard Transport. Gassrøyrleidningen vil ha ein kapasitet på 18,8 mill. Sm³ rikgass per døgn (inkludert 5 pst. operasjonell fleksibilitet) ved maksimal utnytting av Åsgard Transport.

Røyrleidningen mellom Kristin-feltet og Åsgard Transport vil anten bli installert med ­konvensjonelt S-leggjefartøy eller med spolefartøy. S-leggjefartøy vil bli posisjonert anten ved bruk av anker eller ved bruk av dynamisk posisjonerings­system (propellar). Spolefartøy vil bli posisjonert ved hjelp av dynamisk posisjonering. Val av posisjoneringssystem for røyrleggingsoperasjonane vil bli gjort under detaljprosjektering i samråd med relevante styresmakter.

Havbotnen i området er svært ujamn med eit stort tal isskuringsstriper og forseinkingar. Det vil vere nødvendig med relativt stor grad av grøfting og steindumping for å verne røyrleidningane. Det er stipulert at det vil bli nødvendig å grøfte leidningane over ei strekning på om lag 7 km. Mengda stein til steindumping er stipulert til 65 000 m³. Gjennomsnittleg grøftedjupn vil bli om lag en meter. Røyrleidningane og tilkoplingspunkta vil utanfor tryggingssona bli prosjekterte slik at det kan trålast over dei.

For eksport av kondensat er det planlagt å leggje ein 12” røyrleidning med ei lengd på 20-22 km frå Kristin-feltet til eksisterande Åsgard C lastebøye. Røyrleidningen vil ha ein kapasitet på 20 000 Sm³ per døgn stabilisert kondensat ved eksporttrykk på omtrent 60 bar. Endeleg lengd og nøyaktig trasé for røyrleidningen vil bli bestemt som ein del av detaljprosjekteringa. Omfattande grøfting og understøtting med grus er nødvendig for kondensatrøyret av same grunnar som for gasseksportrøyret. I tillegg kryssar kondensatrøyret ei rekkje eksisterande røyr som vil krevje grusdumping. Eit overslag er at det er nødvendig med 45 000 m³ grusdumping og om lag 7 km med grøfting. Grøftedjupna vil variere mellom 1 og 1,5 meter. Røyrleggingskonseptet og posisjo­nering av leggjefartøyet vil bli tilsvarande som for gassrøret.

Statoil vurderer for tida òg alternative logistikkløysingar for olje- og kondensattransport frå Haltenbanken, og har sett i gang ein studie for å vurdere ilandføring gjennom røyrleidning og lagring på land. Ei eventuell avgjerd om vidareføring av studien er planlagt tidleg år 2002. Konklusjonen frå denne studien kan endre Kristin-feltet sitt konsept for transport av kondensat, under føresetnad av at dette gir uendra eller betra ­økonomi for Kristin-prosjektet. Ei slik løysing vil eventuelt bli gjenstand for ei eiga konsekvens­utgreiing.

4.2.3 Drift og nedstenging

På basis av voluma i Kristinreservoaret er økonomisk levetid for feltet utrekna til 13 år. Eventuelle volum frå felt i området produsert over Kristin-plattforma kan forlengje Kristin-feltet si levetid.

Plattformene vil etter nedstenginga bli taua til land for opphogging eller ombygging for ny produksjon på andre felt. Forankringssystemet med anker og kjettingar vil bli teke opp og ført til land for resirkulering. Stigerøyra vil bli avstengde, sikra og førte til land.

Produksjonsrammene på havbotnen vil bli fjerna. Brønnane vil bli permanent plugga og utstyr fjerna i samsvar med forskriftene. Røyrleidningar for transport av kondensat og gass vil anten bli nedgravde eller dekte til med grus.

I god tid før avslutning vil det bli lagt fram ein eigen avslutningsplan med ei tilhøyrande konsekvensutgreiing.

4.2.4 Modifikasjonar på mottaksanlegget på land

Både Kårstø og Kollsnes har blitt vurderte som alternative mottaksanlegg for vidarebehandling av rikgassen frå Kristin-feltet. Etter ei samla teknisk, miljøvis og økonomisk vurdering av alternativa anbefaler rettshavarane for Kristin-feltet ilandføring av rikgassen frå Kristin-feltet til Kårstø. Det vil vere nødvendig å utvide anlegget på Kårstø for å kunne prosessere rikgassen frå Kristin-feltet. Utvidingane kan anten omfatte eit nytt doggpunkts­anlegg eller eit nytt ekstraksjonsanlegg. Begge dei nemnde anlegga vil skilje ut tyngre komponentar frå rikgassen. Eventuelle andre løysingar enn eit doggpunkts- eller ekstraksjonsanlegg kan òg være aktuelle. I det nye gassbehandlings­anlegget vil det òg bli teke høgd for nye volum ut over volum frå Kristin-feltet.

På Kårstø blir det òg vurdert eit anlegg for auka CO₂- og etan-gjenvinning (CRAIER = CO₂ Removal And Increased Ethane Recovery). Eit slikt anlegg vil splitte etan og CO₂ og føre til auka uttak av etan samtidig som CO₂-innhaldet i salsgassen blir redusert til kravspesifikasjonen. ­Dersom ein vel å gå vidare med eit slikt anlegg, vil eigarforholda rundt anlegget bli avklart i løpet av første halvdel av 2002.

På grunn av at eit nytt doggpunktsanlegg eller eit nytt ekstraksjonsanlegg aukar behandlings­kapasiteten på Kårstø, er det òg nødvendig med ein ny gasseksport­kompressor. Det er òg planlagt eit nytt kombinert H₂S- og kvikksølvfjernings­anlegg på Kårstø.

Modifikasjonane på Kårstø-anlegga vil bli underlagde eigne plan- og utgreiings­prosessar. Rettshavarane i Statpipe planlegg å utarbeide eit tillegg til Plan for anlegg og drift av Statpipe som skal beskrive modifikasjonane på Kårstø for ­tilknyting og prosessering av gassvolum frå Kristin-feltet. Investeringar på Kårstø i samband med nytt doggpunkts- eller ekstraksjonsanlegg skal dekkjast av rettshavarane i Statpipe. Det er inngått ei førebels avtale om gassbehandlings­tenester på Kårstøterminalen mellom rettshavarane i Statpipe og rettshavarane i Kristin-feltet. Avtala er basert på at rettshavarane i Kristin-feltet skal betale tariffar og delen av driftskostnadene på Kårstø til Statpipe. Det er venta at rettshavarane i Statpipe i slutten av desember 2001 avgjer om det skal byggjast eit doggpunkts- eller eit ekstraksjonsanlegg. Når dette er avklart, vil endeleg avtale med Statpipe om tilknyting og prosessering bli ferdigstilt.

4.2.5 Økonomi for Kristin-prosjektet

Dei totale utbyggingskostnadene for Kristin-feltet og røyrleidningar er som vist i tabell 4.3 stipulerte av operatøren til 15 990 mill. kroner. Dette er operatøren sitt forventingsestimat. Utrekna P10- og P90-estimat er respektive 14 321 mill. kroner og 18 758 mill. kroner 3.

Gjennomsnittlege årlege driftskostnader for Kristin-feltet er utrekna til 375 mill. kroner for drift av feltinstallasjon, 30 mill. kroner for drift av røyrleidning og 120 mill. kroner for brønnvedlikehald. I tillegg kjem tariffar for lagring og lossing av kondensat, transport og behandling av gass på mottaksanlegg og sving- og regularitetsstøttetenester. Dei totale driftskostnadene eksklusive tariffar over feltet si levetid er stipulerte til 12 051 mill. kroner.

Utrekningane til operatøren viser at det er ­lønsamt å byggje ut Kristin-feltet. Noverdien av framtidige inntekter og kostnader ved 7 pst. ­kalkulasjonsrente før skatt ved dei føresetnader som er lagt til grunn i plan for utbygging og drift er av operatøren utrekna til 8 950 mill. kroner. Noverdien etter skatt ved 8 pst. kalkulasjonsrente er utrekna til 1 530 mill. kroner.

Kristin-prosjektet er robust for endringar i investeringskostnadene, men er sensitivt for endringar i dei reservane som kan utvinnast og for produktprisar. Prosjektet sin sensitivitet i høve til produktprisar kan illustrerast ved dei prisane som gjer at noverdien av utbygginga ved dei valde avkastningskrava blir lik null. Prosjektet har ein balansepris på olje på 13,1 USD/fat. Tilsvarande balansepris for gass er på 49 øre/Sm³.

Når det gjeld endringar i reservar og korleis dette påverkar lønsemda i prosjektet viser ein til omtale under kap. 4.4. under departementet si vurdering av utbyggingsplanane.

Prosjektet kan ha eit oppsidepotensial på reservesida i Kristin-feltet og frå funn i området som kan knytast opp til Kristin-installasjonane.

4.2.6 Helse, miljø og tryggleik

Kristin-feltet er eit felt med høgt trykk og høge temperaturar. Dette gjer at ein står overfor spesielle utfordringar knytte til helse, miljø og tryggleik. Ved utforming av dei tekniske løysingane blir det særleg lagt vekt på tryggleik og miljø. Om synet til tryggleik omfattar vern av liv og helse og av anlegg, produksjon, kunnskap og materielle verdiar. Krav til miljøvern omfattar vern mot forureining og uakseptable inngrep i naturen.

Kjerneteamleiaren for utbygginga av Kristin-feltet har det overordna ansvaret for helse, miljø og tryggleik i prosjektet. Det er etablert eit program som legg til grunn at det skal takast omsyn til helse, miljø og tryggleik i alle tekniske, økonomiske, operative og administrative aktivitetar både i Statoil og hos kontraktørar og leverandørar.

Fleire analysar av tryggleiken er gjennomførte og lagt til grunn i planlegginga av Kristin-prosjektet. Erfaringar er blitt henta inn spesielt frå Åsgard B og andre relevante installasjonar. Vidare blir det arbeidd med å implementere erfaring frå uhell og ulykker. Dei mest vesentlege utfordringane med omsyn til tryggleiken har vore boring og komplettering av brønnane og system for å sikre mot overtrykk i produksjonsrøyrleidningane og tilhøyrande stigerøyr. I det vidare arbeidet vil desse punkta bli spesielt lagde vekt på.

Det er nedlagt monaleg arbeid i å redusere utsleppa til luft og vatn frå Kristin-plattforma. For å redusere energibruken er det lagt vekt på ein effektiv prosess på plattforma. Det er planlagt at turbinane for kraftgenerering skal vere med låg-NO_X-teknologi. Det pågår arbeid for å vurdere ei løysing med ein kraftkabel frå Kristin-feltet til Åsgard B for å samkøyre kraftproduksjonen ­mellom dei to plattformene. Ei slik løysing vil innebere samla reduserte utslepp av CO₂ og NO_Xfrå dei to plattformene. På den andre sida er løysinga vurdert til å innebere monaleg uvisse med omsyn til drift, regularitet og framtidig kraftbehov i området.

På Kårstø vil H₂S og kvikksølv i gassen bli fjerna. Flytting av H₂S-fjernings­prosessen frå plattforma til landterminalen er vurdert som det viktigaste tiltaket for å redusere mogleg miljø­skade frå utslepp av produsert vatn frå Kristin-­feltet. Dersom H₂S skulle bli fjerna på plattforma, ville ein vesentleg del av kjemikaliane for fjerning av H₂S ha følgt det produserte vatnet som utslepp til sjø. På Kårstø kan fjerninga skje gjennom ein adsorpsjonsprosess og den vil ikkje medføre utslepp verken til luft eller sjø. Det blir vidare lagt opp til at såkalla C-Tour⁺ teknologi kan installerast på Kristin-plattforma for å kunne reinse produsert vatn ytterlegare.

4.3 Konsekvensutgreiing

I medhald av lov av 29. november 1996 nr. 72 om petroleumsverksemd § 4-2, jf. forskrift til lov om petroleumsverksemd § 20, har operatøren utarbeidd ei konsekvensutgreiing for Kristin-prosjektet. Konsekvensutgreiinga gjeld både for plan for utbygging og drift av førekomsten (PUD), jf. petroleumslova § 4-2, og plan for anlegg og drift av røyrleidning (PAD), jf. petroleumslova § 4-3. Konsekvensutgreiinga gir ei oversikt over kva effektar ei gjennomføring av prosjektet kan få for anna næringsverksemd og allmenne interesser, under dette naturmiljø og fiskeria.

Fram til 1. januar 2000 var Saga operatør for Kristin-feltet, og eit utgreiings­program for utbygging av feltet vart fastlagt av Olje- og energidepartementet den 17. juli 1998. Samtidig arbeidde ­Statoil med planar for oppgradering av Åsgard Transport, og ein eventuell greinrøyrleidning frå Åsgard Transport til Kollsnes. Endeleg utgreiingsprogram for dette prosjektet vart fastlagt av Olje- og energidepartementet den 27. oktober 1998. Olje- og energidepartementet fastsette 29. august 2000 at ovannemnde utgreiings­program skulle leggjast til grunn for ei konsekvensutgreiing for Kristin-feltet.

Ved sida av den feltspesifikke konsekvens­utgreiinga for Kristin-feltet har operatørane for olje- og gassfelta i Norskehavet tidlegare utarbeidd ei regional konsekvensutgreiing for området (RKU Norskehavet). Formålet med denne utgreiinga er å medverke til ei meir heilskapleg forståing og innsikt i dei regionale effektane av petroleums­aktivitetane i Norskehavet. Vidare er målsetjinga at den regionale konsekvensutgreiinga skal effektivisere utgreiingsarbeidet i samband med dei kommande feltspesifikke utgreiingane i området. Den regionale konsekvensutgreiinga utgjer ein del av dokumentasjonen for konsekvensutgreiinga for Kristin-feltet.

Nedanfor er gjengitt hovudverknadene for miljø, naturressursar og samfunn av utbygging av Kristin-feltet ved den anbefalte utbyggings­løysinga.

4.3.1 Samfunnsvise konsekvensar

Utbygginga av Kristin-feltet medfører økonomiske ringverknader både i utbyggingsfasen og i driftsperioden. Dei totale investeringane til Kristin-prosjektet er utrekna til ca. 16 mrd. kroner og omfattar investeringar i anlegg og produksjons­utstyr, boring og brønnvedlikehald fram til produksjonsstart. Hovudtyngda av investeringane på Kristin-feltet vil komme i perioden 2003 til 2005. Året med høgst aktivitet vil bli 2004. Bygging av produksjonsplattforma er kalkulert til å koste i overkant av 7 mrd. kroner. Dette vil vere den dominerande aktiviteten i 2003 og 2004.

Nasjonale leveransar av varer og tenester i utbyggingsfasen er stipulerte til å kunne utgjere omlag 50 pst. Dei samla nasjonale sysselsettingsverknadene av utbygginga av Kristin-feltet er vurderte til 24 000 årsverk medrekna indirekte verknader på meir enn 8 000 årsverk. Produksjonsverknadene vil utgjere om lag 16 000 årsverk totalt, av dette over 7 000 årsverk innan mekanisk industri og 4 500 årsverk innan forretningsvis tenesteyting. På det meste kan det ventast 2 000 årsverk per år innan industri i 2004 og 2005.

4.3.2 Utslepp og miljømessige konsekvensar

Utbygginga av Kristin-feltet vil i anleggsfasen føre til utslepp til luft i hovudsak knytte til boring og marine operasjonar i samband med feltinstallasjonar og røyrlegging. I driftsfasen vil det vere utslepp til luft som følgje av kraftgenerering, fakling, prosessering av gass og kondensat, drift av kompressorar og pumper for å transportere gass og kondensat gjennom røyrleidningar og ved ­lagring, lasting og vidaretransport av kondensat.

Driftsfasen vil stå for det aller meste av dei totale utsleppa av CO₂. Dei viktigaste kjeldene er forbrenning av gass i turbinar ved kraftgenerering og drift av eksportgasskompressor og diesel­motorar, samt fakling. For NO_X vil ein større del av utsleppa skje i boreperioden og vere knytte til forbrenning av diesel i dieselmotorar, fakling, forbrenning av gass i turbinar ved kraftgenerering og drift av eksportgasskompressor og diesel­motorar. Turbinane på Kristin-plattforma er planlagt utstyrte med låg-NO_X-teknologi.

Utslepp av metan vil i hovudsak skje frå Kristin-plattforma i driftsperioden ved fakling og frå lagertankskipet. Utslepp av nmVOC vil hovudsakleg skje frå lagerskipet i driftsperioden, men det blir òg noko utslepp frå Kristin-plattforma knytt til fakling. På lagerskipet vil det bli installert anlegg som vil gjenvinne 78 pst. av avdampa nmVOC.

Utbygginga av Kristin-feltet vil vidare føre til utslepp til sjø. Dei regulære utsleppa til sjø vil bestå av avfall frå boring, kjemikaliar knytte til klargjering av røyrleidningar, kjølevatn, hydraulikkvæske og produsert vatn med restar av ­produksjons- og injeksjonskjemikaliar. Ved boring med vassbasert borevæske vil både kaks og brukt borevæske bli sleppt ut i sjøen. Ved bruk av oljebasert borevæske vil borevæska og borekaks frå boringa bli transportert til land for behandling. Produsert vatn er planlagt sleppt ut til sjø saman med kjølevatn på om lag 14 meters djup. For å redusere mogleg miljøskade frå utslepp av produsert vatn frå Kristin-feltet vil H₂S og kvikksølv i gassen bli fjerna på Kårstø. For å reinse det produserte vatnet frå Kristin-feltet er det vidare lagt opp til at såkalla C-Tour⁺teknologi kan installerast på Kristin-plattformen. Største mengd utslepp av produsert vatn er venta i år 2009 med eit gjennomsnittleg utslepp på omlag 1 750 m³ per dag. Dette svarar til 3-4 pst. av dei prognoserte utsleppa av produsert vatn i Haltenbanken-området for same år.

4.3.3 Konsekvensar for fiskeria

Kristin-feltet ligg i Egga-kanten i utkanten av Halten­banken. Havdjupet på Kristin-feltet er omlag 360 meter, mens dei sentrale delane av ­Haltenbanken har djup på 125-200 meter. Vest for bankane stuper Egga-skråninga bratt ned i Norske­havet, til djup større enn 1 000 meter.

Sør og nord for Kristin-feltet er det viktige gyteområde for blant anna norsk vårgytande sild, sei, torsk og hyse. Gytefelta vil ikkje komme direkte i kontakt med installasjonar på Kristin-­feltet eller dei tilhørande røyrleidningane.

Området som blir påverka av den planlagte utbygginga av Kristin-feltet er viktig for linefisket. Dette gjeld særleg områda frå omlag 350 meter og djupare i Egga-kanten. Områda i Egga-kanten er også viktige garnfelt, men det er ikkje registrert garnfiske av noko omfang i det området som er direkte omfatta av utbygginga. Konsumtrålfisket i det aktuelle området er karakterisert som avgrensa.

Utbygginga av Kristin-feltet vil medføre noko større ulemper for fiskeriaktiviteten i anleggsfasen enn i driftsfasen. I anleggsfasen vil i utgangspunktet fiske med alle typar reiskap kunne bli forstyrra mellombels. I driftsperioden vil konsekvensane for fiskeriaktiviteten i hovudsak vere knytte til arealbeslag frå faste installasjonar og tråling over røyrleidningar. Rundt Kristin-plattforma vil det bli etablert ei tryggingssone med radius 500 meter. I tillegg har plattforma eit ankerbelte med diameter på om lag 2,5 km. Det avgrensa trålfisket i området vil ikkje bli påverka av tryggingssona og ankerbeltet omkring plattforma. Vurdert ut frå den avgrensa trålaraktiviteten i det aktuelle området er det venta at den planlagte utbygginga berre vil medføre avgrensa opera­sjonelle ulemper for trålarflåten.

4.3.4 Høyring av konsekvensutgreiinga

Departementet mottok konsekvensutgreiing for Kristin-prosjektet 23. mai 2001 og sende denne på offentleg høyring same dagen med høyringsfrist 24. august 2001. Høyringsuttalene vart så oversende operatøren og Statoil vart bedt om å gjere greie for korleis ein ville ta omsyn til dei innkomne uttalene. Deretter vart høyrings­uttalene gjennomgått på møte mellom departementet og Statoil 5. september 2001.

På bakgrunn av mottekne høyringsuttaler frå Miljøverndepartementet og Statens forureiningstilsyn bad Olje- og energidepartementet Statoil som operatør for Kristin-prosjektet om å leggje fram den informasjonen som vart etterspurt av ovannemnde høyringsinstansar. I brev frå Olje- og energidepartementet av 21. september 2001 vart tilleggsinformasjonen frå Statoil oversend Miljøvern­departementet og Statens forureiningstilsyn. Ein viser og til brev frå Statens forureiningstilsyn av 3. oktober 2001. Olje- og energi­departementet ser på utredningsplikta som oppfylt.

Nedanfor følgjer ein gjennomgang av merknadene frå høyringsinstansane til konsekvensutgreiinga for Kristin-feltet og departementet sine kommentarar til desse.

Miljøverndepartementet

Miljøverndepartementet viser til høyringsuttalen frå Statens forureiningstilsyn og framhevar spesielt SFT sin hovudkonklusjon om at konsekvensutgreiinga for Kristin-feltet er mangelfull når det gjeld å presentere dei alternative løysingane som har vore vurderte, og dei miljøkriteria som er lagde til grunn for valde tekniske løysningar.

Miljøverndepartementet ber Olje- og energidepartementet presisere overfor selskapa at det i seinare konsekvensutgreiingar i større grad må gjerast greie for alternative løysingar.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Olje- og energidepartementet er samd med Miljøverndepartementet i at det er viktig at det blir gjort greie for alternative løysingar i konsekvensutgreiingane.

Statoil opplyser at selskapet er kjent med at konsekvensutgreiinga skal beskrive dei alternative utbyggingsløysingane som har vore vurderte, grunngi dei val som er gjort og gjere greie for dei kriteria som er lagde til grunn. Ved planlegginga av Kristin-utbygginga har det vore Statoil sitt mål å oppnå best mogleg lønsemd samtidig som ein har lagt til grunn at det skal nyttast den beste tilgjengelege teknologi for å redusere miljøskadelege utslepp til luft og sjø. Det utbyggings­alternativ og dei miljøteknologiske løysingane som er valde gjennom planleggingsprosessen har blitt lagde til grunn for dei utrekningane av utslepp og dei konsekvensvurderingane som er presenterte i konsekvensutgreiinga. Statoil opp­lyser at selskapet har som mål å presentere dei aktuelle alternativa/løysningane som har vore vurderte i løpet av planleggingsprosessen på ein betre måte i seinare konsekvensutgreiingar, slik at dei behov styresmaktene har for innsyn i denne prosessen blir tekne betre vare på i samsvar med intensjonane i lovverket.

Statens forureiningstilsyn (SFT)

På bakgrunn av mottekne kommentarar frå Stat­ens forureiningstilsyn bad Olje- og energidepartementet om at Statoil som operatør for prosjektet la fram gjennomførte vurderingar og talmaterial i samband med utslepp av produsert vatn, elektrisitetsforsyning frå land og injeksjon av CO₂. Nedanfor følgjer SFT sin høyringsuttale til konsekvensutgreiinga for Kristin-feltet og kommentarar til tilleggsinformasjonen frå Statoil.

Statens forureiningstilsyn uttaler at dei finn konsekvensutgreiinga mangelfull når det gjelder omtale av alternative løysingar for kraftgenerering. SFT ber om at elektrifisering frå land framleis blir vurdert i den vidare prosjekteringsfasen, til liks med kraftutveksling/samordning mellom Kristin-feltet og andre plattformer/felt på Haltenbanken. SFT reknar med at kraftforsyninga på Åsgard B blir basert på låg-NO_x teknologi innan 2007 dersom ikkje kraftforsyninga på plattforma er basert på denne teknologien i dag. SFT reknar vidare med at eventuelle gassturbinar på Kristin-plattforma blir installerte med låg-NO_x-teknologi og at eksportgassturbinen som føresett blir utstyrt med teknologi for gjenvinning av varme.

Det blir vidare bede om at separering og ­­reinjeksjon offshore av CO₂ frå Kristin-gassen blir vurdert på nytt i den vidare prosjekteringsfasen og at dei reelle kostnadene ved ulike alternative CO₂-reduserande tiltak blir synleggjorde. Dersom ikkje delar av CO₂-innhaldet blir fjerna eller gassen blanda med CO₂-fattig gass offshore, føreset SFT at Statoil nyttar stålkvalitetar som effektivt motstår korrosjon i transportrøyrleidningane for å unngå bruk av korrosjonshemmarar i røyrleidninga, jf. krav om nullutslepp.

Statens forureiningstilsyn etterlyser vidare ei nærare vurdering av kva slag konsekvensar grøfting og steindumping vil ha for marine ressursar. SFT føreset at det ved kartlegginga av trasé òg blir lagt vekt på å registrere andre sårbare ressursar som måtte finnast på havbotnen. SFT ser behov for ei vurdering av kva grøfting og dumping inneber for artene i området på lang sikt og som tillegg til tidlegare operasjonar i området.

SFT føreset at operatøren har utarbeidd tal for miljøvise og økonomiske kostnader ved reinjeksjon av produsert vatn og oppsamling av hydraulikkvæske. SFT meiner det ville ha vore ønskjeleg å få desse kostnadene presenterte.

Statens forureiningstilsyn føreset at ein ved planlegging av boreprogramma vurderer alternative vektstoff til barytt, til dømes ilmenitt.

SFT ventar at Statoil i den vidare prosjekteringsfasen vurderer bruk av gassmotorar som alternativ til dieselmotorar på boreriggar og skytteltankarar.

Vidare meiner SFT at konsekvensutgreiinga for Kristin-feltet på fleire område manglar tilstrekkeleg omtale av moglege alternative løysingar for utbygging og drift med omsyn til utslepp til luft. SFT grunngir dette med at dersom ikkje utslepp og kostnader ved alternative løysingar blir presenterte vil høyringsinstansane ikkje få godt nok grunnlag for å vurdere dei val som er gjort. SFT ventar at det i den vidare prosjekteringsfasen blir vurdert ulike utsleppsreduserande tiltak i samband med boring, brønntesting og oppreinsking.

Statens forureiningstilsyn ventar at dei beste tilgjengelege teknikkar blir nytta ved etablering av gjenvinningsanlegg for nmVOC og ved eta­blering av fakkelsystem for å redusere utsleppet frå fakling.

SFT ber òg operatøren om å grunngi valet av responstid ved vassøyleovervaking.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Når det gjeld produsert vatn, er det valt ei løysing der dette blir sleppt ut saman med kjølevatn. Ved at H₂S-fjerning frå gassen skal gjerast på Kårstø unngår ein offshore bruk av kjemikaliar for fjerning av H₂S. Dette inneber at miljøulempene knytte til utslepp av produsert vatn blir vesentleg reduserte. I planleggings­prosessen for Kristin-prosjektet er det vurdert ei rekkje tiltak for å redusere miljøbelastninga frå utslepp av produsert vatn. Ein viser til at omtale av dei vurderte ­tiltaka og nærare omtale av forventa bruk av hydraulikkvæske vart oversende SFT 21. september 2001.

Statoil opplyser at det er stilt svært strenge krav til teknisk kvalitet på boreslammet på grunn av høgt trykk og høg temperatur på Kristin-feltet. Ilmenitt som vektstoff er sett på som alternativ til barytt, og vil bli løpande vurdert fram mot borestart. Uttesting av dette vektmaterialet har i den seinare tida vist ei svært positiv utvikling. For å minimalisere forbruk og utslepp av vassbasert boreslam vil ein nytte det nye Total Fluid Management-systemet, slik at mest mogleg av bore­slammet blir nytta opp att. Spørsmålet om boreslam vil bli endeleg behandla i utsleppssøknaden.

Departementet viser til at utrekningar frå ­Statoil av kva det ville koste å dekkje kraftbehovet på Kristin-plattforma gjennom ein elektrisitets­kabel frå land, og kva dette ville medføre med omsyn til endra utslepp til luft, vart oversende SFT 21. september 2001. Utrekningane viser at elektrifisering av Kristin-plattforma frå land medfører auka investeringar på rundt 1 mrd. kroner i forhold til kraft­produksjon frå gassturbinar.

Når det gjeld kraftutveksling mellom Kristin-feltet og andre felt på Haltenbanken, opplyser ­Statoil at ei meir effektiv utnytting av kraftproduksjonen gjennom kraftutveksling mellom ulike felt og installasjonar på sokkelen blir sett på som eit interessant alternativ til elektrisitetsforsyning frå land. Statoil har valt å sjå på ei løysing med kraftutveksling mellom Kristin-feltet og Åsgard B. Åsgard B er i dag utstyrt med to turbinar. Den eine er ein single-fuel turbin med låg-NO_X-teknologi, og den andre er ein dual-fuel turbin utan låg-NO_X-teknologi. Ved ei samordning mellom Kristin-feltet og Åsgard vil ein på Kristin-feltet kanskje kunne klare seg med berre ein single-fuel turbin med låg-NO_X-teknologi. Dette føreset at i periodar med nedstenging av turbinen på Kristin-feltet må ein køyre begge turbinane på Åsgard B. Under føresetnad av at den eine turbinen på Åsgard B er dual-fuel utan låg-NO_X-teknologi, og at det ikkje blir knytt satellittfelt til Åsgard B og Kristin-feltet, er det rekna ut at ei slik samordning mellom Kristin-feltet og Åsgard vil innebere samla reduserte CO₂-utslepp frå Åsgard og Kristin på 160 000 tonn, rekna over Kristin-feltet si levetid. Tilsvarande vil NO_X-utsleppa bli reduserte med 165 tonn. Samordning kan følgjeleg under gitte føresetnader gi reduserte utslepp av CO₂ og NO_X, sjølv i ein situasjon der den eine turbinen på Åsgard B er ein dual-fuel utan låg-NO_X-teknologi.

Statoil opplyser at kraftutveksling mellom Kristin-feltet og Åsgard B er vurdert til å innebere uvisse med omsyn til drift, regularitet og fram­tidig kraftbehov i området. Operatøren vil i den vidare prosjekteringa halde fram med å utgreie ei løysing med kraftutveksling mellom dei to plattformene.

Når det gjeld kraftgenerering, er det planlagt låg-NO_X-teknologi på begge turbinane på Kristin-plattforma. Vidare planlegging vil avklare kor vidt den eine turbinen må erstattast med ein dual-fuel turbin av tekniske årsaker. På dette stadiet i planlegginga synest det rimeleg avklart at det teknisk sett vil vere mogleg å nytte to single-fuel turbinar med låg-NO_X-teknologi.

Statoil opplyser vidare at det vil bli gjort ei v­urdering av turbinane på Statoil sine installa­sjonar i lys av IPPC-direktivet sine krav om ­reduserte utslepp. Dette gjeld òg turbinane på Åsgard B. Det er likevel for tidleg å seie noko om konklusjonane på desse vurderingane, eller om kostnadene knytte til eventuelle tiltak for å oppfylle krava i direktivet.

Når det gjeld CO₂-reduserende tiltak, viser ein til at omtale av kostnader knytte til offshore fjerning av CO₂ frå brønnstraumen og reinjeksjon av denne offshore, og omtale av høvet til å skilje ut CO₂ frå turbinar og reinjisere denne offshore, vart oversende SFT 21. september 2001. Utrekningane viser at ei løysing der ein dekkjer kraftbehovet på Kristin-plattforma gjennom ein elektrisitetskabel frå land medfører auka investeringar på rundt 1 mrd. kroner i forhold til kraftproduksjon frå gassturbinar på plattforma. Kostnadene ved å fjerne CO₂ frå brønnstraumen og reinjisere ­gassen i reservoaret er høge. Det er vidare ikkje noko godt eigna reservoar for injeksjon av CO₂-gass i Haltenbanken-området. Utrekningane viser at reinjeksjon av CO₂ frå turbinar vil innebere auka investeringskostnader på 2 130 mill. kroner. På grunn av dei høge investeringskostnadene og at det ikkje finst eit eigna reservoar for injeksjon av gassen blir dette ikkje anbefalt gjennomført.

Statoil opplyser at grøfting og steindumping vil bli nødvendig for å stabilisere røyrleidningane, verne dei mot ytre påkjenningar og unngå frie spenn som kan vere til ulempe for fiskeriaktivi­teten. I konsekvensutgreiinga er omfanget av steindumpinga, talet på km grøfter og venta mengd stein omtalt. Omfanget av steindumping bli søkt minimalisert gjennom ein kombinasjon med grøfting/nedspyling på dei høgaste partia. Fartøyet som vil bli nytta til steindumping vil vere utstyrt med nedføringsrøyr og kamera for å gjere dumpinga meir treffsikker, og ein fjernstyrt undervassfarkost ombord som kontrollerer utført arbeid. Når det gjeld konsekvensar av steindumping og grøfting for marine ressursar på lang sikt og som tillegg til tidlegare operasjonar i området, vil denne problemstillinga vere meir aktuell å v­urdere i samband med Regional konsekvens­utgreiing for Norskehavet.

Det er ikkje avdekt korallrev som er høgare enn fem meter i førehands­kart­leggingar i Kristin-området. Det vil bli gjennomført detaljkartleggingar av havbotnen før plassering av installasjonar på havbotnen og legging av røyrleidningar. Desse vil avdekkje eventuelle førekomstar av korallar lågare enn fem meter. Havforskings­instituttet vil bli involvert i diskusjonar med omsyn til korleis ein kan unngå å skade eventuelle påviste korallar.

Når det gjeld boreriggar, opplyser Statoil at det per i dag ikkje er tilgjengeleg riggar med gassmotorar. Gassmotorar som alternativ til diesel­motorar ville krevje monalege omleggingar. Dette har samanheng med at gass frå feltet ikkje er tilgjengeleg som drivstoff før etter at produksjonen frå produksjonsplattforma har starta. Gass måtte eventuelt skaffast gjennom oppankra tankskip, eller gjennom fylling på gasstankar plasserte om bord på boreriggen. Begge delar representerer vesentlege tekniske utfordringar. Ein eventuell vinst i form av reduserte utslepp til luft vil først kunne reknast ut når den tekniske løysinga er på plass. Statoil ser det ikkje som naturleg å utgreie gassmotordrift av boreriggar som ein del av Kristin-prosjektet. Transport av kondensat frå Kristin-feltet vil skje med leigde skytteltankarar. Det vil ikkje bli dedikert ein eigen skytteltankar til ­Kristin-prosjektet. Pr. i dag er det heller ikkje tilgjengeleg skytteltankarar med gassmotordrift. For å oppfylle krav frå styresmaktene om reduserte utslepp av nmVOC frå bøyelasting og transport av olje og kondensat blir det vurdert fleire alternative tekniske løysingar på skytteltankarane. Ei av dei løysingane som har vore vurderte er å nytte avdampinga frå oljelasta som drivstoff for skipsmotorane. Pr. i dag synest likevel andre alternativ å framstå som betre. Statoil opplyser at selskapet ikkje ser det som naturleg at spørsmålet om drivstoff på skytteltankarane blir utgreidd som ein del av Kristin-prosjektet.

Når det gjeld tiltak for å redusere utslepp til luft i samband med boring, brønntesting og oppreinsking, opplyser Statoil at omfanget av brønnoppreinsking og klargjering av brønnane vil bli søkt redusert så mykje som mogleg for å redusere utslepp til luft og sjø, for å auke tryggleiken på riggen og for å redusere kostnadene. Samtidig er det viktig at dette ikkje går ut over brønnane sitt produksjonspotensial. Direkte tilbakestrøyming til produksjonsplattforma er vurdert, men det er fare for at dette vil gi plugging av produksjonssystemet og redusert produksjonspotensial i den svært vanskelege og tette geologiske formasjonen på Kristin-feltet. I den vidare planlegginga vil ein på ny vurdere høvet til å gjere ein større del av brønnoppreinskinga direkte mot plattforma. I denne vurderinga vil ein òg sjå på miljøkonsekvensane. Dersom denne løysinga kan gjennomførast, vil det føre til betre tryggleik på boreriggen. Dette spørsmålet vil bli nærare behandla i utsleppssøknaden.

Statoil opplyser at kravet frå styresmaktene til gjenvinning av nmVOC i samband med bøyelasting og frakt av kondensat vil bli oppfylt gjennom at skytteltankarar blir utstyrte med gjenvinningsanlegg som møter designkravet på minst 78 pst. gjenvinning ved 95 pst. regularitet. Statoil opplyser vidare at utslepp frå fakkelsystemet på Kristin-feltet vil bli redusert først og fremst ved at det er planlagt lukka høgtrykksfakkel. Trykket i produsert-vatn-systemet er i tillegg heva slik at dei store kjeldene til fakkel går til høgtrykksfakkelen. Det er vidare valt eit system med open lågtrykks­fakkel som ved dei små gassmengdene det er snakk om vil gi reduserte utslepp samanlikna med eit lukka system. Eit alternativ med ein pilotflamme som alltid brenn ville medføre større utslepp til luft rekna som CO₂-ekvivalentar.

Når det gjeld valt responstid ved vassøyleovervaking, inngår dette som ein del av det regionale planverk for planlagte produksjonsaktivitetar i Norskehavet i regi av Norsk Oljevernforening for Operatørselskap (NOFO). SFT og NOFO har i samarbeid finansiert ei oppgradering av Det ­norske meterologiske institutt sin varslings­modell til å inkludere spreiing i vassmassane av ulike oljetypar. Utrekningane av spreiing vil kunne skaffast fram i løpet av en time, og gi grunnlag for vurdering av miljørisiko og eventuell vidare mobilisering av NOFO sine avtalepartnarar for undersøkingar i etterkant. Responstida er her definert som tida frå ein eventuell miljørisiko er identifisert på grunnlag av spreiingsutrekningane, til prøvetakingsutstyr er i operasjon på ­feltet. I NOFO sitt planverk er det lagt til grunn ei responstid på 48 timar. Før boring på Kristin-feltet startar i 2003 skal det sendast inn ein samtykkjesøknad som skal behandlast av styresmaktene. I denne søknaden vil forhold knytte til beredskapen bli behandla, under dette òg responstida for vassøyleovervaking.

Fiskeridepartementet

Fiskeridepartementet støttar uttalene frå Fiskeridirektoratet og Havforskings­instituttet og ber om at desse blir følgde opp i den vidare planlegginga.

Fiskeridirektoratet

I uttalen frå Fiskeridirektoratet blir det bedt om at eventuelle mellombels tryggingssoner i samband med anleggsarbeidet ikkje blir større enn nødvendig for å få arbeidet utført på ein sikker måte. Fiskeridirektoratet påpeikar vidare at alt arbeid som legg beslag på areal må kunngjerast på ein tilfredsstillande måte og at det må engasjerast vaktbåtar dersom det er fare for skade på ting som ikkje er dekte til.

Fiskeridirektoratet viser til at det ikkje går føre seg vesentleg trålfiske i området, og peiker på at fiske med line må kunne skje inn til tryggingssona 500 meter frå plattforma.

Vidare ber Fiskeridirektoratet om at steinfyllingar må utformast på ein gunstig måte i forhold til trålfiske og at på grunn av fare for fastkøyring av trålreiskap må frie spenn på røyrleidninga unngåast.

Fiskeridirektoratet viser vidare til at endelege røyrleidnings-/kabeltrasear må bli klarerte med Havforskingsinstituttet dersom korallrev blir påvist og ber om at Fiskeridirektoratet får høve til å ha ein observatør ombord i røyrleggings/stein­dumpingsfartøy på utbyggjaren si rekning.

Fiskeridirektoratet viser òg til at posisjonar på installasjonar, kablar og røyrleidningar må kunngjerast i samsvar med forskriftene.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Departementet legg til grunn at Statoil tek til etterretning merknadene frå Fiskeridirektoratet når det gjeld storleiken på tryggingssoner, behovet for kunngjering av arbeid som legg beslag på areal og behovet for vaktbåtar. Statoil opplyser at det ikkje vil vere noko til hinder for fiske med line utanfor tryggings­sona på 500 meter. Departementet legg til grunn at kommentaren som gjeld kunngjering av posisjonar blir teken til etterretning. Departementet legg vidare til grunn at Statoil merkjer seg kommentarane som gjeld steinfyllingar og frie spenn og at ein vil søke å minimalisere ulempene knytte til slike forhold.

Statoil opplyser at selskapet stiller seg positivt til Fiskeridirektoratet sitt ønskje om å ha observatør om bord i steindumpingsfartøyet og røyrleggingsfartøyet. Fiskeridirektoratet vil bli kontakta for nærare avtaler omkring dette. Statoil understrekar i denne samanhengen at det er viktig at alle forhold omkring steindumping og val av trasé for røyrleidningar er avklarte før arbeidet med røyrlegging og steindumping startar. Når arbeidet er sett i gang, vil det ikkje vere mogleg å gjere endringar eller avbrot. Av denne grunnen føreset Statoil at alle nødvendige avklaringar i forhold til fiskeriinteressene skjer gjennom dialogen med Fiskeridirektoratet før røyrleggingsarbeidet startar.

Havforskningsinstituttet

Havforskningsinstituttet har uttalt at konsekvensutgreiinga for Kristin-feltet gjer tilfredsstillande greie for konsekvensane av verksemda på marint miljø.

Havforskningsinstituttet ber om at det ved val av trasé og ved røyrlegging blir teke mest mogleg omsyn til eventuelle unike område med kaldtvasskorallar og viser til at det vil kunne vere nyttig å få tilgang til den informasjonen som Statoil samlar inn om naturtypane i utbyggingsområdet, då dette vil vere av stor interesse for Havforskingsinstituttet si eiga kartlegging av havbotn og naturtypar på midtnorsk sokkel. Informasjonen vil òg vere svært viktig for framtidig dokumentasjon på miljøverknadene av Kristin-utbygginga.

Havforskningsinstituttet peiker på kunnskapshol når det gjeld verknader av operasjonelle utslepp av borevæske/borekaks og produksjonsvatn, og ber spesielt om at utbyggar må påleggjast å undersøkje korleis boreslam påverkar kaldt­vasskorallar.

I uttalen blir det bede om at utbyggar blir pålagt å gjennomføre undersøkingar for å kart­leggje om utslepp av vassbasert boreslam negativt påverkar kaldtvasskorallar i regionen.

Havforskningsinstituttet føreset at Miljøverndepartementet ved SFT pålegg Statoil å gjennomføre overvaking for å dokumentere verknadene Kristin-utbygginga får på marint miljø og viser til at informasjonen som blir samla i overvakings­programmet bør nyttast i framtidige konsekvensutgreiingar for utbyggingsområdet og regionen.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Det blir vist til at det i konsekvensutgreiinga blir relativt detaljert omtalt korleis Statoil vil gå fram for å hindre skade på eventuelle område med kaldtvasskorallar. Departementet legg til grunn at Statoil vil halde Havforskningsinstituttet orientert om dette arbeidet.

Som omtalt i konsekvensutgreiinga vil tiltak bli nærare vurderte dersom det blir avdekt korall­førekomstar innanfor dei områda som venteleg vil bli sterkt påverka av boreslam. Statoil opplyser at dette i første omgang vil innebere at ein søker å oppnå størst mogleg avstand mellom førekomsten og utsleppsstaden for boreavfall. Dernest kan det innebere at ein set i gang spesielle overvakings­program, og det vil då vere naturleg at dette skjer i dialog med Havforskningsinstituttet. Når det gjeld undersøkingar om korleis boreslam påverkar kaldtvasskorallar viser ein vidare til forslag til utgreiingsprogram for Regional konsekvensutgreiing for Norskehavet som vart sendt på høyring 24. september 2001. I forslaget er det føreslått ein eigen litteraturgjennomgang på korleis boreslam påverkar kaldtvasskorallar. Før den nemnde litteraturgjennomgangen er gjort og før det eventuelt er påvist korallar i Kristin-området, er departementet av den oppfatning at det ikkje vil vere rett å knyte eit pålegg om slike undersøkingar til Kristin-prosjektet.

Møre og Romsdal fylkeskommune

Møre og Romsdal fylkeskommune uttaler at omsynet til samfunnsøkonomi i kommande felt må telje med ved eit eventuell vedtak om ilandføring av kondensat.

Møre og Romsdal fylkeskommune uttaler vidare at den ser positivt på operatøren sitt mål om å ha 50 pst. av dei offshoretilsette frå regionen og at dei årlege regionale leveransane til drift og vedlikehald blir vurderte til om lag 50 pst. Fylkeskommunen oppfordrar til at det blir utarbeidd ein grundig dokumentasjon av arbeidet med å nå desse måla.

Møre og Romsdal fylkeskommune meiner at Statoil bør lokalisere delar av sine drifts- og basemiljø for alle Statoil-opererte felt i Norskehavet i Kristiansund.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Eventuell ilandføring av kondensat gjennom røyrleidning vil måtte bli gjenstand for eigne plan­prosessar med tilhøyrande konsekvensutgreiingar.

Det blir vidare vist til at regionale leveransar til drifta av Kristin er utrekna på basis av erfaringstal og kjennskap til leverandørindustrien, og Statoil sine erfaringar frå tidlegare utbyggingsprosjekt. Det er derfor ikkje dekkjande å omtale tala for regionale leveransar og regionale verknader for sysselsetjinga som Statoil sine målsetjingar. Tildelingar av kontraktar vil skje etter anbodsprinsippet, og delen av nasjonale og regionale leveransar vil avhenge av kor konkurranse­dyktige norske og regionale bedrifter viser seg å vere. Det er òg grunn til å understreke at det er stor uvisse knytt til slike prognosar, og tala må oppfattast som eit overslag over kor store leveransane kan bli. Stipulerte leveransar er nytta som ein del av grunnlaget for utrekning av konsekvensane for sysselsetjinga, og det er derfor knytt tilsvarande uvisse til sysselsetjingstala.

Kristiansund kommune

Kristiansund kommune uttaler at den er nøgd med valet av Kristiansund som forsynings- og helikopterbase for utbygging og drift av Kristin-feltet, og oppfordrar Statoil til ei større samordning av drifts- og forsyningsoppgåver i Kristiansund.

Kristiansund kommune oppfordrar Statoil til å ha ambisjonar om større prosentdel for regional industri. Kristiansund kommune ber om ei meir utfyllande omtale av samfunnsøkonomiske verknader, særleg effektar for sysselsetjinga og peiker på at det i konsekvensutgreiinga ikkje er framlagt oversikt som gir høve for å vurdere regionale vs. nasjonale sysselsetjingsverknader fordelt på investerings- og driftsfasen.

Kommunen ser positivt på vurderingane rundt ilandføring av kondensat og ber om at desse vurderingane inkluderer ein analyse av samfunnsøkonomisk lønsemd i forhold til framtidige felt på Haltenbanken.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Når det gjeld ilandføring av kondensat, blir det vist til kommentarane til Møre og Romsdal fylkeskommune.

Dei samla sysselsetjingsverknadene av Kristin-utbygginga er utrekna til 24 000 årsverk i utbyggingsfasen fram til og med år 2006. Av dette er i alt 1 700 årsverk (om lag 7 pst.) rekna å vere regionale sysselsetjingsverknader. For eit «normalt» driftsår er driftskostnadene for Kristin-feltet utrekna til ca. 330 mill. kroner. Av dette er den regionale delen utrekna til 170 mill. kroner. Dette er venta å gi ein regional sysselsetjingsverknad på 390 årsverk i eit normalår. I utbyggingsfasen er det venta at den regionale sysselsetjingsverknaden kan gi 550-600 årsverk per år i den mest intensive perioden. Det er i konsekvensutgreiinga ­stipulert ei offshore bemanning på om lag 100 årsverk og ei bemanning i landorganisasjonen i Stjørdal på omlag 25 årsverk. For offshorebemanninga er det vurdert at rundt halvparten kan komme frå regionen. Òg når det gjelder landorganisasjonen må ein vente at ein del blir rekruttert utanfor regionen.

Felles oljepolitisk utval for Trøndelag (FOPUT) og Nord-Trøndelag fylkeskommune

Felles oljepolitisk utval for Trøndelag og Nord-Trøndelag fylkeskommune meiner det må leggjast vesentleg vekt på at utbyggar medverkar til størst mogleg ringverknader både i utbyggings- og driftsfasen av Kristin-feltet og andre felt i Norskehavet for næringslivet i Trøndelag, og at utbyggar må talfeste slike ringverknader. Ein støttar at driftsorganisasjonen for Kristin-feltet blir integrert i eksisterande driftsmiljø i Stjørdal og høyringsinstansane meiner Statoil aktivt må medverke til at skroget til Kristin-prosjektet blir bygt i Midt-Noreg.

Høyringsinstansane ser positivt på at Statoil har eit mål om å rekruttere 50 pst. av dei offshoretilsette frå regionen, og at dei årlege regionale leveransane blir vurderte til om lag 50 pst. Dei ønskjer ei utrekning på førehand av kor stor del av varer og tenester som kan ventast frå respektive Nord-Trøndelag og Sør-Trøndelag i driftsperioden, og ei omtale av kva aktive tiltak Statoil vil bruke for å auke prosentdelen av regionale leveransar.

I uttalen frå FOPUT blir det vist til at dei ved fleire høve har peikt på at det ut i frå fleire forhold bør etablerast ein helikopterfunksjon på Værnes. Utvalet ventar at Olje- og energidepartementet tek eit samordningsansvar slik at alle sider ved lokalisering av ein helikopterfunksjon på Værnes blir utgreidde.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Det blir vist til at den utbyggingsløysinga som er vald inneber lokalisering av driftsorganisasjonen til Stjørdal. Det blir vidare vist til at det er stor uvisse knytt til overslaga over regionale effektar med omsyn til leveransar og sysselsetjing, og dei må oppfattast som eit bilete på kva som kan bli resultatet. I konsekvens­utgreiinga er tala presenterte for regionen, som er definert til fylka Møre og Romsdal, Sør-Trøndelag og Nord-Trøndelag. Ei ytterlegare detaljering ville auke uvissa i tala vesentleg.

Når det gjeld uttalen om tiltak for å auke den regionale delen av varer og tenester frå Trøndelag, blir det vist til at når det gjeld kor stor del av leveransane som vil komme frå Trøndelag så vil det avhenge av kor konkurransedyktige selskapa i fylket viser seg å vere, jf. kommentaren til Møre og Romsdal fylkeskommune.

Departementet viser til at Værnes tidlegare er vurdert som mindre eigna enn både Kristiansund og Brønnøysund som utgangspunkt for helikoptertransport til felta i Norskehavet. Blant anna har Helikopter Service gjennomført ein studie rundt tryggleiken for ein eventuell helikopterbase på Værnes som viser at det vil vere problem knytt til forhold som ising, turbulens og skyer i luftkorridoren. Det blir elles vist til tidlegare kommentarar.

Stjørdal kommune

Stjørdal kommune sluttar seg til vedtaket i Felles oljepolitisk utval for Trøndelag.

Møre og Romsdal fylkeskommune, Kristiansund kommune, FOPUT og Stjørdal kommune

Ovannemnde høyringsinstansar peiker alle på at ei utviding av transport­kapasiteten i Åsgard Transport må vurderast opp mot alternative transportvegar og aktuelle industrielle planar i Midt-Noreg.

Olje- og energidepartementet sin kommentar

Kristin-prosjektet vil utnytte ledig transportkapasitet i Åsgard Transport, og prosjektet inkluderer ikkje investeringar for å auke transportkapasiteten. Åsgard Transport har òg kapasitet til å transportere gass frå eventuelle satellitt­utbyggingar til Kristin-feltet, men kapasiteten vil kunne bli ein flaskehals ved eventuelle innfasingar av nye felt.

4.4 Departementet si vurdering av utbyggingsplanane

I si vurdering av utbygging av gassfelt er departementet oppteke av kva slag løysingar som gir den største samla samfunnsøkonomiske verdiskapinga. Samtidig må miljøaspektet ha særskilt vekt. Departementet har bede Oljedirektoratet vurdere utbyggingsplanane for Kristin-feltet. I brev med vedlegg av 10. september 2001 la Oljedirektoratet overfor departementet fram si vurdering av utbyggings­planane. I brev av 17. oktober 2001 til Olje- og energidepartementet kom direktoratet med utfyllande vurderingar.

4.4.1 Tryggleik og arbeidsmiljø

Departementet mottok brev av 14. september 2001 frå Arbeids- og administrasjonsdepartementet (AAD) som har ansvaret for å vurdere trygg­leiken ved plan for utbygging, anlegg og drift av Kristin-feltet. AAD har lagt fram planane for Oljedirektoratet (OD) som konstaterer at prosjektet kan gjennomførast innan akseptable rammer når det gjeld tryggleik og arbeidsmiljø. I si vurdering har OD spesielt lagt vekt på følgjande forhold:

Sjølv om operatøren for å redusere faren for ukontrollert gass i borehola (brønnspark) har innført strenge operasjonsprosedyrar, er likevel faren for brønnspark i brønnar med høgt trykk og høg temperatur større enn i brønnar med lågare trykk og temperatur. Regelverket stiller strenge krav blant anna til kvalitet på innretning, utstyr og ­operasjonar for å handtere dei utfordringane feltet representerer med omsyn til høgt trykk og høg temperatur. Operatøren må derfor identifisere kva slags krav som må stillast til dei innretningane som skal utføre desse operasjonane og setje i verk tiltak for å få tilgang til nødvendige innretningar som møter desse krava. OD peiker på at ein av dei klaraste føresetnadene for å kunne normalisere situasjonen etter brønnspark er å nytte ei boreinnretning med svært høg kapasitet til å liggje i posisjon.

Utforminga av røyrleidningssystemet og stige­røyra på Kristin-plattforma er basert på eit trykk lågare enn maksimalt brønntrykk. Det valte systemet for trykkvern har tidlegare vore nytta på plattformer, men dette er første gongen det er planlagt for bruk under vatn. OD peiker på at syste­met derfor må kvalifiserast for bruk på Kristin-feltet og at det er viktig at operatøren har sterkt fokus på gjennomføring av det planlagte kvalifi­seringsprogrammet og fortløpande evaluering av dei oppnådde resultata. OD nemner vidare at det er viktig at operatøren som ein del av den vidare prosjekteringa vurderer grundig løysinga som blir valt for trykkvern, inkludert plassering av ventilane for trykkavlasting på stigerøyret.

Kristin-feltet har høgt trykk og høg temperatur i reservoaret. Det står att å kvalifisere delar av teknologien som er nødvendig for å kunne bore, halde ved like og produsere brønnar på ein måte som er forsvarleg ut frå omsyn til tryggleiken. Den teknologiutviklinga som er nødvendig for å sikre forsvarleg drift og optimal produksjon må intensiverast. For å ha tilstrekkeleg fleksibilitet til å finne alternative løysningar som ivaretek krava til tryggleik må det gjennomførast ein uavhengig revisjon av teknologikvalifiseringa som må leggjast fram for styresmaktene.

Arbeids- og administrasjonsdepartementet presiserer at det kan vere avgrensa tilgang til innretningar som kan gjennomføre boreopera­sjonane på ein forsvarleg måte og føreset at operatøren planlegg for og sikrar seg tilgang til innretningar.

Operatøren har overfor departementet gitt til kjenne at dei sluttar seg til OD sine synspunkt rundt brønnspark. Ved sida av å gjere bruk av rigginnretning som skal vere kvalifisert til å utføre ein sikker bore- og brønnoperasjon på ­Kristin-feltet blir det derfor arbeidd parallelt med å få ned faren for brønnspark ved å redusere geologisk uvisse. Samtidig vil det i løpet av våren 2002 bli gjennomført ei reprosessering av seismiske data, noko som vil medføre ein meir nøyaktig posisjon av strukturen. I det nordaustlege segmentet av Kristin-feltet blir det òg vurdert å bruke alternativt foringsrøyrprogram, noko som kan redusere faren for brønnspark vesentleg.

4.4.2 Ressursar

I Oljedirektoratet si vurdering blir det vist til at operatøren har gjennomført ei omfattande vurdering av ressursane i Kristin-reservoaret, under dette sensitivitets­analysar. Operatøren sine utrekningar viser at det er vesentleg uvisse knytt til kor store ressursar som kan utvinnast frå Kristin-­feltet. Tabell 4.4 viser operatøren sine overslag over dei ressursane som kan utvinnast og utrekna P10- og P90-estimat.

Uvissa i ressursane er reflektert i det spennet som er oppgitt for P10- og P90-estimata der operatøren vurderer det slik at det er 10 pst. sannsyn for at mengd våtgass som kan utvinnast er høgare enn 55,5 mrd. Sm³ og 10 pst. sannsyn for at mengd våtgass som kan utvinnast er lågare enn 27,3 mrd. Sm³.

Oljedirektoratet kommenterer i si vurdering den store uvissa rundt storleiken på reservane som kan utvinnast på Kristin-feltet og peiker på at fleire faktorar kan trekkje ned i forhold til operatøren sine overslag. OD kommenterer at høgt trykk og høg temperatur aukar faren for redusert utvinning som følgje av boreproblem og tap av brønnar og at det ikkje vil vere teknisk mogleg å bore nye brønnar i ein lang periode etter at trykket blir redusert i feltet. OD peiker på at operatøren i ­ressursoverslaget ser ut til å ha undervurdert faren for redusert utvinning som følgje av dette.

På bakgrunn av uvissa rundt ressursmengda i Kristin-reservoaret har operatøren gjennomført vurderingar av kompenserande tiltak dersom det viser seg at ressursmengda i Kristin-reservoaret er lågare enn venta. Det viktigaste kompenserande tiltaket vil vere å utvikle og knyte inn reservar frå området rundt Kristin-feltet mot Kristin-plattforma. Produksjon frå funna i området rundt Kristin-feltet vil medverke til auka utnytting og betre lønsemd av investeringane på Kristin-feltet. Eit anna kompenserande tiltak som blir vurdert vil vere å redusere talet på botnrammer og endre plasseringa deira.

Fleire funn i nærleiken av Kristin-feltet kan seinare bli aktuelle å byggje ut og knyte til Kristin-plattforma. Dette gjeld i første rekkje funna Erlend, Lavrans og Morvin og eventuelle nye funn og prospekt i nærområdet til Kristin-feltet. Det er per i dag stor uvisse knytt til storleiken på ressursgrunnlaget i desse funna og om storleiken på funna forsvarer utvinning. I Oljedirektoratet si vurdering blir det vist til at avgjerd om utbygging av tilleggsressursar i området må takast på eit seinare tidspunkt etter nærare avklaring av blant anna ressursmengda i funna.

4.4.3 Økonomien i prosjektet

Dei totale investeringskostnadene for Kristin-­feltet og tilhøyrande røyrleidningar for transport av gass og kondensat er av operatøren vurderte til 15 990 mill. kroner. Operatøren sine utrekningar ved dei føresetnadene som er lagt til grunn i plan for utbygging, anlegg og drift, viser at noverdien av framtidige inntekter og kostnader ved 7 pst. kalkulasjons­rente før skatt er på 8 950 mill. ­kroner. Noverdien etter skatt ved 8 pst. kalkulasjonsrente er utrekna til 1 530 mill. kroner.

I operatøren sin analyse av økonomien i prosjektet er det gjennomført ei omfattande uvissevurdering. Vurdering av uvisse er gjennomført ved uvisseanalysar av alle kostnadsestimata ved bruk av Monte Carlo-simulering (uvissemodell) der ein tek omsyn til innbyrdes påverknad og samvariasjon mellom eventuelle hendingar som kan inntreffe. I uvisseanalysen er spesifikke hendingar som kan gi kostnadsauke blitt identifiserte og det er rekna ut kor truleg det er at desse hendingane skal inntreffe og dei økonomiske konsekvensane av desse hendingane. Blant desse hendingane er kor truleg det er at ein vil lukkast med forskjellige program for teknologikvalifisering.

Tabell 4.5 viser dei investeringskostnader ­operatøren ventar seg og P10- og P90-estimat utrekna på bakgrunn av ovannemnde uvisse­modell.

Uvissa i kostnadstala er reflektert i det spennet som er gitt for P10- og P90-estimata der operatøren vurderer det slik at det er 10 pst. sannsyn for at kostnadene blir lågare enn 14 321 mill. kroner og 10 pst. sannsyn for at kostnadene blir høgare enn 18 758 mill. kroner.

Oljedirektoratet viser i si vurdering av utbyggingsplanane for Kristin-prosjektet til at det er uvisse rundt investeringskostnadene knytte til teknologikvalifisering, boring og drift av feltet. OD peiker på at slik uvisse kan føre til høgare kostnader enn det operatøren har utrekna. Utfordringane gitt av høg temperatur og høgt trykk vil kunne føre til auka borekostnader. Dette fordi det må stillast krav til val av borerigg som kan resultere i høge riggratar og/eller det kan oppstå problem under boring av brønnane som kan resultere i redusert boreframdrift. Operatøren har i utbyggingsplanane for Kristin-feltet gjort greie for korleis dei vurderer uvissa rundt dei estimerte bore- og kompletteringskostnadene. Operatøren har gitt til kjenne overfor departementet at dei vurderer at dei budsjetterte kostnadsoverslaga for bore- og kompletteringsaktivitetar ligg innanfor eit realistisk forventings- estimat, men opplyser at P90-estimatet vil kunne bli høgare enn det som er lagt til grunn for plan for utbygging, anlegg og drift då arbeidet med tekniske krav til borerigg ikkje er sluttført enno og at rigg ikkje vil bli kontrahert før våren 2002. Operatøren har rekna ut at ved å auke den føresette riggraten frå eit mark­nadsnivå ut frå marknaden i dag til ein høg rate, vil prosjektet sin noverdi reduserast med 610 mill. kroner ved 7 pst. kalkulasjonsrente før skatt frå 8 950 til 8 340 mill. kroner.

Felt med så høgt trykk som Kristin-feltet er hittil ikkje blitt bygde ut på norsk sokkel. Olje­direktoratet kommenterer i si vurdering at det i kostnadsestimatet for undervassinstallasjonane er teke omsyn til spesielle utfordringar knytte til høgt trykk og høg temperatur. Operatøren har vidare overfor departementet opplyst at det er iverksett arbeid rundt ulike tiltak i Kristin-prosjektet knytte til utfordringane som høgt trykk og høg temperatur medfører.

Vidare peiker Oljedirektoratet på at erfaring frå andre utbyggingar på norsk sokkel har vist at ein ofte undervurderer faren for kostnadsauke for utbyggingar med omfattande teknologiutvikling slik som Kristin-feltet. Operatøren har overfor departementet opplyst at dei meiner det er stort sannsyn for å lukkast med teknologikvalifiseringa som er aktuell for Kristin og at det er teke høgd for uvissa som dette representerer i investeringsestimatet. Samanlikna med einingskostnader for undervass produksjonsstasjonar, brønnstraumsrøyr og stigerør for Åsgard-prosjektet, er estimatet for Kristin-feltet rundt 70-100 pst. høgare. Dette robuste investeringsestimatet for Kristin-feltet skuldast i vesentleg grad uvisse som følgje av kvalifiseringsaktivitetar som står att og forhold rundt høgt trykk og høg temperatur.

I det totale kostnadsestimatet som er lagt til grunn for Kristin-prosjektet er det lagt inn 1 769 mill. kroner for å dekkje ikkje føresette kostnader, under dette problem og konsekvensar i samband med teknologikvalifisering, i forhold til det konseptet og den modellen for gjennomføring som er etablert for prosjektet.

Oljedirektoratet kommenterer i si vurdering den store uvissa rundt storleiken på dei reservane som kan utvinnast på Kristin-feltet. Operatøren sine utrekningar viser at dersom det skulle vise seg at det ikkje er meir ressursar i Kristin-reservoaret enn operatøren sitt P90-estimatet vil prosjektet sin noverdi ved 7 pst. kalkulasjonsrente før skatt framleis vere positiv på 30 mill. kroner ved dei føresetnadene som gjeld olje- og gasspris (oljepris på 16 USD/fat) som er lagt til grunn i plan for utbygging, anlegg og drift. Men den kalkulerte noverdien ved 8 pst. kalkulasjonsrente etter skatt blir då negativ på -580 mill. kroner. Når ein legg til grunn dei endra føresetnadene for gass- og NGL 4-pris som kjem fram i brev av 19. oktober 2001 frå operatøren viser operatøren sine utrekningar at prosjektet sin noverdi ved P90-estimatet på volum ved 7 pst. kalkulasjonsrente før skatt vil vere lik 1 370 mill. kroner. ­Prosjektet sin noverdi ved 8 pst. etter skatt vil vere på –350 mill. kroner.

4.4.4 Kraftgenerering og høvet til reinjeksjon av CO₂

Det er vurdert alternative løysingar for kraftgenerering på Kristin-feltet. Vurderingane viser at enkelte av alternativa ville gitt ein positiv miljø­gevinst, men at forholda rundt avgrensingar av vekt på plattforma, auka kostnader og teknisk uvisse fører til at dei løysingane som er valde er meir lønsame. Oljedirektoratet har vurdert det arbeidet som er gjennomført og ser ikkje at vidare arbeid kan endre dei konklusjonar som operatøren har trekt.

Departementet har fått framlagt av operatøren eit oversyn over kostnadene ved å elektrifisere installasjonane på Kristin-feltet framfor å bruke gassturbinar. Utrekningane viser at ei løysing der ein dekkjer kraftbehovet på Kristin-plattforma gjennom ein elektrisitetskabel frå land medfører auka investeringar på rundt 1 mrd. kroner i forhold til kraftproduksjon frå gassturbinar på plattforma 5. Departementet har vidare fått framlagt ei vurdering av kostnadene ved å fjerne CO₂ frå brønnstraumen og reinjisere gassen i reservoaret. Ei slik løysing vil medføre høge kostnader. Det er vidare ikkje noko godt eigna reservoar for injeksjon av CO₂-gass i Haltenbanken-området. Kristin-feltet har ikkje behov for injeksjon av verken gass eller vatn som trykkstøtte. Den anbefalte utbyggingsløysinga for Kristin-feltet inneber at CO₂-innhaldet i rikgassen blir vurdert redusert på Kårstø. Utrekningar viser at det er meir kostnadseffektivt å ta ut CO₂ på land enn offshore. For tida blir det arbeidd med ei løysing der CO₂-gassen blir nytta til kommersielle formål.

Det er òg gjennomført vurderingar av høvet til og kostnader ved reinjeksjon av CO₂ frå turbinar. Utrekningane viser at dette vil innebere auka investerings­kostnader på 2 130 mill. kroner. Med bakgrunn i dei høge investeringskostnadene og at det ikkje finst eit eigna reservoar for injeksjon av gassen anbefaler ein ikkje at dette blir gjennomført.

Departementet legg til grunn at turbinane for kraftgenerering på Kristin-plattforma vil vere med låg-NO_X-teknologi under dei føresetnadene som framgår av plan for utbygging, anlegg og drift av Kristin-feltet.

4.4.5 Kommersielle avtaler

Departementet har merkt seg at det ikkje ligg føre endelege kommersielle avtaler med respektive rettshavarane i Åsgard Transport om rett til transport av rikgass frå Kristin-feltet til Kårstø-­terminalen i røyrleidninga Åsgard Transport, eller med rettshavarane i Statpipe om prosessering av rikgass på Kårstø-terminalen. Departementet legg til grunn at nødvendige kommersielle avtaler blir lagt fram for departementet for godkjenning innan rimeleg tid og at slike avtaler er inngått på vilkår som departementet finn å kunne godkjenne.

4.5 Budsjettkonsekvensar for SDØE for 2001

Kostnader knytt til utbygging av Kristin-feltet og tilhøyrande røyrleidningar skal dekkast av eigarane i PL 199, PLI 34B og PL 257. SDØE sin eigardel etter samordning er 18,9 pst. Prosjektet vil i 2001 medføre om lag 34 mill. kroner i investeringar, om lag 2 mill. kroner i driftskostnader og om lag 1 mill. kroner i kalkulatoriske renter for SDØE. Dette inngår i gjeldande budsjett under kap. 2440, post 30 Investeringer og kap. 5440, post 24 Driftsresultat og post 80 Renter.

4.6 Konklusjonar og vilkår

Olje- og energidepartementet gir si tilslutning til at Kristin-feltet blir bygd ut i samsvar med dei planar for utbygging og drift som rettshavarane har framlagt med dei merknader og på dei vilkåra som kjem fram i denne proposisjonen.

1. Det blir elles stilt følgjande vilkår for godkjenninga av plan for utbygging og drift, jf. petro­leumslova § 10-18 andre ledd:

   1. Det gjenstår å kvalifisere delar av tekno­logien som er nødvendig for å kunne bore, halde ved like og produsere brønnar på ein måte som er forsvarleg ut frå omsyn til tryggleiken. Den teknologiutvikling som er nødvendig for å sikre forsvarleg drift og optimal produksjon må intensiverast. Det må gjennomførast ein uavhengig revisjon av teknologikvalifiseringa for å vurdere denne opp mot dei krav styresmaktene stiller. Rapporten skal sendast over til styresmaktene seinast 30. juni 2002.

   2. Rettshavarane skal leggje fram ein studie for mogleg auka væskeutvinning seinast 4 år etter produksjonsstart.

   3. Ein plan for reservoarstyring skal leverast seinast 31. desember 2002.

2. Olje- og energidepartementet gir òg si tilslutning til anlegg og drift av ein røyrleidning for transport av rikgass frå Kristin-feltet til Åsgard Transport og for ein røyrleidning for transport av kondensat til lagerskip i samsvar med framlagde planar, med dei merknader og på dei vilkåra som kjem fram i denne proposisjonen.

   1. Departementet fastsett storleiken på eigardelane i gassrøyrleidningen frå Kristin-feltet til Åsgard Transport, og i kondensatrøyrleidningen frå Kristin-feltet til eksisterande Åsgard C lastebøye som den same som for det samordna Kristin-feltet (Haltenbanken Vest).

      Endringar i interessentskapen eller i storleiken på eigardelane i dei to røyrleidningane skal leggjast fram for departementet for godkjenning.

      Dersom det oppstår langvarige endringar i gjennomstrøyminga i røyrleidningane, kan departementet når departementet meiner at det ligg føre grunnar som gjeld ressursforvaltninga, krevje at dette avspeglar seg i fordelinga av eigardelane i røyrledningane, ved at eksisterande rettshavarar kan påleggjast å redusere sin eigardel. Dette kan òg tilseie at nye selskap kan bli rettshavarar i gassrøyrleidningen og i kondensatrøyrleidningen.

      Dersom partane ikkje innan rimeleg tid blir samde om ei slik endra fordeling av eigardelane, kan departementet justere eigardelane i gassrøyrleidningen og i kondensatrøyrleidningen, og fastsetje vilkåra for overdraginga.

      Departementet vil ikkje påleggje vilkår for overdraginga som gir lågare avkastning på investeringar som er gjort, enn den avkastninga som etter departementet si vurdering følgjer av den innteninga eigardelane kan ventast å gi på bakgrunn av inngåtte avtaler og framtidige forretningstilhøve.

      Dersom det blir gjennomført ei samordning av eigarskapen i gasstransport­systema på norsk sokkel (jf. Olje- og energidepartementet sitt brev av 25. juni 2001), kan departementet krevje at eigarane i gassrøyrleidningen frå Kristin-feltet til Åsgard Transport samordnar eigarskapen med det samordna gasstransportsystemet elles for å oppnå ein felles eigarskap. Departementet vil kunne fastsetje vilkår for ei slik samordning. Departementet vil ikkje påleggje vilkår for ei slik samordning som gir lågare avkastning på investeringar som er gjort enn den avkastninga som etter departementet si vurdering følgjer av den innteninga eigardelen kan ventast å gi på bakgrunn av inngåtte avtaler og framtidige forretningstilhøve.

   2. Statoil ASA skal vere operatør for kondensatrøyrleidningen til eksisterande Åsgard C lastebøye.

      For gassrøyrleidningen frå Kristin- feltet til Åsgard Transport skal Statoil ASA vere operatør i utbyggingsfasen. Departementet vil i rimeleg tid før driftsstart peike ut opera­tør for gassrøyrleidningen i driftsfasen.

      Når særlege grunnar tilseier det, kan departementet gjennomføre skifte av operatør. Departementet skal varsle om overføring av operatøroppgåvene i rimeleg tid, og kan fastsetje vilkår for gjennomføringa og iverksetjinga av operatøroverføringa.

      Skifte av operatør skal leggjast fram for departementet for godkjenning.

   3. Løyvet for dei to røyrleidningane skal gjelde til og med 31. desember 2020. Departementet kan forlenge den perioden løyvet skal gjelde for etter søknad frå rettshavarane. Vilkåra for ei slik forlenging blir fastsette av departementet. Når løyvet går ut, blir oppgitt eller kalla tilbake, kan departementet krevje at eigedomsretten til gassrøyrleidningen frå Kristin- feltet til Åsgard Transport og kondensat­røyrleidningen frå Kristin- feltet til eksisterande Åsgard C lastebøye skal tilfalle den norske staten vederlagsfritt.

   4. Departementet kan gi pålegg om at dei to røyrleidningane skal knytast til andre røyrleidningar, at nye felt skal fasast inn og at kapasiteten skal aukast dersom omsynet til rasjonell drift eller samfunnomsyn tilseier det.

   5. Avtaler om kjøp og transport av gass og avtaler om leveransar, behandling, transport og terminalytingar for kondensatet skal leggjast fram for departementet for godkjenning. Tillegg til, endringar av eller unntak frå slike avtaler skal leggjast fram for departementet for godkjenning.

      Dersom framlegg til avtaler eller endring av avtaler om transport av gass og kondensat eller om tilknyting av felt til røyrleidningane, ikkje ligg føre eller ikkje blir godkjende av departementet, kan departementet fatte vedtak om slik transport eller ­tilknyting og vilkåra for dette.

      Dersom departementet finn at viktige omsyn til ressursforvaltning eller særlege grunnar tilseier det, kan departementet krevje at avtaler skal reforhandlast og leggjast fram for departementet for godkjenning. Dersom endringar i avtalene som ­følgje av slik reforhandling ikkje ligg føre eller ikkje blir godkjende av departementet, kan departementet fastsetje organisering, tariffar og vilkår elles for verksemda.