4 Vurdering av utbyggingsplanene

I sine vurderinger av utbygging av gassfelt er departementet opptatt av hvilke løsninger som gir den største samlede samfunnsøkonomiske verdiskapningen. Samtidig må sikkerhets- og miljøaspektet tillegges særskilt vekt.

PUD og PAD ble forelagt fra Arbeids- og administrasjonsdepartementet (AAD) og Oljedirektoratet (OD) for vurdering av spørsmål relatert til sikkerhet, arbeidsmiljø og ressursforvaltning.

4.1 Sikkerhets- og arbeidsmiljømessig vurdering

AAD har ansvaret for den sikkerhetsmessige vurderingen av PUD og PAD for Snøhvit LNG. AAD har innhentet en vurdering foretatt av Oljedirektoratet i samarbeid Direktoratet for brann og eksplosjonsvern (DBE), Produkt- og elektrisitetstilsynets (PE) og Arbeidstilsynet 12. distrikt (AT 12).

Departementet mottok AADs vurdering i brev av 12. oktober 2001, der AAD slutter seg til Oljedirektoratets vurdering. ODs vurdering ble gitt i brev av 10. oktober. Etter ODs vurdering kan utbygging, drift og fjerning gjennomføres på en sikkerhets- og arbeidsmiljømessig forsvarlig måte. ODs vurderinger er begrenset til aktiviteter og innretninger innenfor sikkerhetsforskriftens virkeområde, dvs ikke for utnyttelse og transport på land. Det er AADs og ODs oppfatning at Snøhvitprosjektet kan gjennomføres innenfor gjeldende HMS-krav forutsatt at nedenforstående vilkår oppfylles av operatør, i forhold til det som er utredet i PUD og PAD.

AAD og OD anbefaler at PUD og PAD godkjennes på følgende HMS-vilkår:

1. Innretningene som skal benyttes ved bore- og brønnoperasjonene på Snøhvit skal være egnet til helårsoperasjon. Det betyr at systemer og komponenter må kunne være operative og ha en tilgjengelighet som ikke avviker vesentlig fra det som forutsettes på sokkelen for øvrig. Samtidig forutsettes likeverdighet for de sikkerhets-, beredskaps og arbeidsmiljømessige sider. Tilsvarende krav vil gjelde for innretninger som forventes tilgjengelig for beredskapsboringer.

2. Før endelig materialvalg for hovedrørledningen og valg av system for styring og elektrisk kraftoverføring til undervannsbrønner, må operatøren utarbeide en oversikt som viser kvalifisering, studier og resultater som ligger til grunn for planlagt valg av løsning. Dette inkluderer arbeidet med kvalifisering av vannkuttmåler på brønnhodet.

3. Basert på de senere års erfaringer må operatøren vurdere og kartlegge eventuelt behov for ytterligere kvalifisering av eksisterende undervannsutstyr for kontinuerlig korrosjonsovervåking (FSM eller tilsvarende) av rørledningen. Vurderingen må være gjennomført før endelig valg av konsept og utstyr.

4. Ett av støttedokumentene, RA-SNØ-00 134, refererer til en manual utgitt av veimyndighetene når det gjelder konstruksjonsgrunnlag for tilkomsttunnel til Melkøya. Design av sikkerhetssystemer for denne delen av anlegget må baseres på den aktuelle risiko forbundet med tunnelen, samt tunnelens funksjon med hensyn til rømning/evakuering og beredskapsinnsats ved kritiske situasjoner. Dette må utredes nærmere og reflekteres i det endelige konstruksjonsgrunnlaget for anlegget.

AAD bemerker at operatørens oppfyllelse av vilkårene innenfor HMS vil bli fulgt opp av OD som koordinerer dette i forhold til AT 12, DBE og PE etter samme mønster som for det koordinerende tilsynet med HMS på sokkelen. De nevnte etater samt øvrige landetater har alle regelverk som krever samtykker, tillatelser og godkjennelser knyttet til PUD. Summen av myndighetsvedtakene kan representere en kritisk linje for prosjektet. Operatørens styringssystem må sikre at myndighetsvedtakene innhentes i rett tid i forhold prosjektets gjennomføring og at vilkårene er gjenstand for en systematisk oppfølging.

4.2 Olje- og energidepartementets vurdering

4.2.1 Ressursmessig vurdering fra Oljedirektoratet

Departementet mottok brev fra Oljedirektoratet (OD) 10. oktober 2001 hvor direktoratet ga sin vurdering av utbyggingsplanene.

Oljedirektoratets vurdering er at operatøren har gjort et omfattende geofaglig arbeid som er godt dokumentert. OD er enig med operatøren i hvordan de totale ressursene i området er beregnet.

Det benyttes kjente og velprøvde tekniske løsninger ved de planlagte bore- og brønnoperasjonene og brønnforhold som forholdsvis korte brønner, moderat vinkel på brønnene og lav temperatur og lavt trykk i reservoaret vil bidra positivt til å sikre at valgte løsninger kan gjennomføres innenfor fastsatte tids- og kostnadsrammer.

OD viser til at operatøren har gjennomført et omfattende arbeid i forbindelse med vurdering av ulike alternativer for disponering av CO₂-gassen som fraskilles brønnstrømmen til LNG-anlegget. Operatøren har valgt permanent undergrunnsdeponering i Tubåenformasjonen i Snøhvitfunnet som basiskonsept. OD påpeker at en slik løsning må planlegges for høy regularitet slik at en sikker og god miljøprofil ivaretas, og at operatøren derfor tidligst mulig bør undersøke Tubåenformasjonens evne til å motta og lagre CO₂-gass, slik at en unngår problemer med deponering i oppstart- og driftsfasen av Snøhvitprosjektet.

Snøhvit, Askeladd og Albatross planlegges utvunnet ved bruk av havbunnskompletterte brønner som styres fra et ilandførings- og utskipningsanlegg på Melkøya. Den ubehandlede brønnstrømmen, som består av gass og kondensat skal føres gjennom et 160 km langt rør til ilandføringsanlegget. Undervannsproduksjonsanlegget består i all hovedsak av standard utbyggingselementer med erfaringsdata fra en rekke prosjekter på norsk sokkel. OD viser til at en av hovedutfordringen for Snøhvit er de store overføringsavstandene mellom undervannsinnretningene og mottaksterminalen på land. Disse forhold vil medføre behov for kvalifisering av teknologi, herunder overføring av styringssignaler og elektrisk kraft, vannkuttmålere på brønnene og korrosjonskontroll av gassrøret til Melkøya. Utfallet av denne kvalifiseringen og tilhørende valg av tekniske løsninger vil ikke være avklart før sommeren 2002. OD viser til at dette vil introdusere usikkerhet i totalprosjektet, både med hensyn på tidsplan og økonomi. OD peker på at alternative løsninger kan bli permanent bøye eller midlertidig fartøy over havbunnsinstallasjonene, og valg av mer kostbar stålkvalitet i første delen av rørledningen inn til Melkøya.

På Snøhvitfunnet er det påvist en oljesone på 14,5-16 meter med et tilstedeværende oljevolum på 73 mill Sm³. Operatøren har utført utbyggingsstudier, men har per i dag ikke funnet lønnsomhet i dette. Studier viser en balansepris for oljeutvinningen på 16-20 USD per fat. Etter ODs vurdering gjenstår det fremdeles uavklarte elementer som er av betydning for oljepotensialet i Snøhvitfunnet og for lønnsomheten av denne, herunder tykkelse av oljesonen, om oljen ligger i gode eller dårlige reservoarsoner, reservoarets produksjonsegenskaper, vannmetning etc, samt avgrensning av oljesonen mot vest. Valg av løsning for oljen i Snøhvitfunnet vil også gi klare føringer for den videre utvikling av mulige nye funn i et område hvor oljeprospektiviteten er forholdsvis høy og hvor det ennå ikke er etablert en infrastruktur. For å sikre en god forvaltning av petroleumsressursene, må operatøren etter ODs syn videreføre studiene vedrørende oljesonen, som nevnt i PUD-dokumentene.

Det er også ODs syn at oljeressursene i Snøhvitfunnet må sees i en områdesammenheng. OD mener at operatøren må videreføre arbeidet med å vurdere muligheten for synergieffekter ved en samordnet utbygging og drift med 7122/7-1 Goliat.

OD peker på at Snøhvitprosjektet er en meget omfattende og komplisert utbygging, og at en står overfor en rekke store utfordringer innen prosjektstyring, prosjektering og fremdrift. Prosjektets økonomi er videre meget følsom for tidspunkt for produksjonsoppstart. Ved eventuelle fremdriftsproblemer i prosjektet har operatøren sterke insentiver til å bruke ekstra ressurser fremfor å tillate forsinkelse av oppstart. Disse insentiver forsterkes ytterligere ved at Snøhvit kan avskrive investeringene for anleggene til havs og på land over en 3 årsperiode (331/3 pst hvert år). På bakgrunn av dette, og de teknologiske utfordringene som kan tvinge fram alternative løsninger med tilleggskostnader, har OD i sine beregninger for vurdering av prosjektets økonomisk robusthet benyttet en investeringsreserve på 2,5 mrd 2001-kroner. Denne investeringsreserve kommer i tillegg til operatørens investeringsestimat angitt i PUD. Når det gjelder prosjektfremdrift, mener operatøren å ha lagt til grunn en konservativ oppstartsprofil i forhold til hva som er vanlig i bransjen, men OD har likevel valgt å ta høyde for ytterligere forsinkelser for å teste prosjektets samfunnsøkonomiske robusthet.

ODs beregninger, med investeringsreserve inkludert, viser en nåverdi for prosjektet på 9 769 mill 2001-kroner, og en internrente på 10,5 % før skatt. OD har med utgangspunkt i sitt basistilfelle vurdert prosjektets følsomhet for ulike utfall av endringer i produksjon, investeringer og gasspris. Ett års utsatt produksjonsoppstart vil redusere nåverdien i både operatørens og ODs tilfelle med 3 205 mill 2001-kroner. Et scenario med ett års utsettelse av produksjonsoppstart kombinert med økte investeringer på anleggene på land og til havs med henholdsvis med 20 % og 10 %, reduserer nåverdien fra 9 769 mill 2001-kroner til 2 878 mill 2001-kroner. Basert på operatørens tall reduseres nåverdien tilsvarende fra 11 569 mill 2001-kroner til 4 970 mill 2001-kroner. Operatøren vurderer en slik økning i investeringskostnadene som lite sannsynlig, det vises her til operatørens sensitivitetsberegninger i PUD.

OD peker på at Snøhvit-prosjektet har en oppside i form av at betydelige gassressurser per i dag ikke er omfattet av gassalgsavtaler. Totalt utgjør dette ca. 20 mrd Sm³ utvinnbar gass, og verdien av dette er ikke inkludert i ovennevnte økonomiberegninger. En innfasing av disse volumene etter at platåproduksjonen på Snøhvit er avsluttet, vil i følge ODs beregninger gi en nåverdiøkning før skatt på 1 470 mill 2001-kroner. ODs vurderinger viser at Snøhvitprosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt, og er robust nok til å håndtere usikkerheter utover det operatøren tar høyde for.

I tillegg til de vilkår som er angitt under sikkerhets- og arbeidsmiljømessig vurdering (4.1) anbefaler OD at plan for utbygging og drift og plan for anlegg og drift av Snøhvit LNG godkjennes på vilkår av at operatøren må bore en brønn i den vestlige delen av Snøhvitstrukturen for å redusere usikkerheten vedrørende injektivitet og kapasitet for injeksjon og lagring av CO₂-gass i Tubåenformasjonen, og for å avklare produksjonsegenskaper i denne del av Snøhvitfunnet. En slik løsning kan oppnås ved å fremskynde boring av den planlagte CO₂-injektoren på Snøhvit. OD foreslår at boring skal være gjennomført og resultatene foreligge før utgangen av 2002.

4.2.2 Olje- og energidepartementets samlede vurdering

Oljedirektoratet foreslår å stille vilkår om at operatøren skal framskynde og flytte en planlagt brønn for CO₂-injeksjon. Hovedformålet med dette, ved siden av å avklare forhold knyttet til injisering av CO₂, vil være å fremskaffe økt informasjon om mulighetene for oljeutvinning. Operatørens vurdering er at oljeutvinning på Snøhvit ikke er lønnsomt. Denne vurderingen støttes av flertallet av rettighetshaverne, og enkelte av rettighetshaverne har gitt uttrykk for at de ikke ønsker å gå videre med prosjektet dersom Snøhvit-prosjektet skal inkludere oljeutvinning. Departementet finner det derfor ikke hensiktsmessig å stille vilkår som foreslått av OD. Departementet mener likevel det er viktig at utbygger i god tid før produksjonsstart avklarer usikkerheter knyttet til CO₂-injeksjon. Departementet viser til at utbygger vurderer en alternativ lokasjon for CO₂-injektoren.

Departementet anser at prosjektet vil bidra til å øke fleksibiliteten i produksjonskapasiteten på norsk sokkel. Snøhvit LNG er det første storskala LNG-prosjektet i Norge, og representerer en åpning for leveranser av norsk gass til nye markeder. Utbyggingen av Snøhvit-feltene vil kunne være et viktig bidrag for å dekke et økende behov for gass i Europa.

Utbyggingen representerer en åpning av petroleumsvirksomhet i en ny petroleumsprovins. Infrastrukturen som etableres i forbindelse med utvinning av gass og kondensat fra feltene vil kunne medføre synergieffekter for framtidige gassutbygginger i området. Med tanke på mulig oljeutvinning i området vil synergieffekter med Snøhvit være av et langt mer begrenset omfang. Det vil kunne dreie seg om kostnadsdeling med hensyn på basetjenester, beredskap, forsyning og lignende. Oljeutvinning vil for øvrig bli behandlet i den planlagte forvaltningsplanen for Barentshavet.

Regjeringen vil igangsette et arbeid for å konsekvensutrede helårig petroleumsvirksomhet i de nordlige havområder. Dette arbeidet vil også omfatte utredninger knyttet til eventuell oljeutbygging i Barentshavet.

Departementet forutsetter at utbygger tilstreber å minimere virksomhet som kan medføre økt sannsynlighet for akuttutslipp.

Utbyggingen representerer videre det største industriprosjektet i Finnmark noensinne, og er også et viktig bidrag for å sikre sysselsettingen i Finnmark. Regionale myndigheter har gitt uttrykk for et ønske om at gass, kjølevann og varmtvann/damp fra landanleggene (LNG-anlegg og energianlegg) gjøres tilgjengelig for utnytting i lokale prosjekter. Departementet mener det er viktig at det på LNG-anlegget legges til rette for uttak av gass og kjølevann. Mulighetene for tilgang på varmtvann/damp fra energianlegget til lokale prosjekter behandles i forbindelse med energikonsesjon.

Det eksisterer betydelige utvinnbare ressurser i feltene utover det som er inkludert i de eksisterende planene, og det er derfor mulig at lønnsomheten i prosjektet vil kunne bli bedre enn det som er lagt til grunn i PUD. Samtidig representerer Snøhvit en omfattende og komplisert utbygging med utfordringer knyttet til prosjektstyring, prosjektering og fremdrift. Operatørens og ODs beregninger viser at prosjektets lønnsomhet er robust i forhold til kostnadsendringer. Med utgangspunkt i de beregninger som er lagt til grunn i PUD/PAD, mener departementet at Snøhvit-utbyggingen er et økonomisk robust prosjekt som er modent for utbygging.

Rettighetshaverne har i søknad om godkjennelse av plan for utbygging og drift og tillatelse til anlegg og drift bl.a. søkt om godkjennelse av/tillatelse til mottaksanlegg og LNG-anlegg med tilhørende fasiliteter på Melkøya for eksport av LNG, men har samtidig gitt uttrykk for at land-delen av Snøhvit LNG-prosjektet ikke er omfattet av petroleumsloven.

Departementet legger til grunn at i alle fall store deler av den aktiviteten som planlegges på Melkøya uten videre er å anse som utvinning i petrolemslovens forstand og således er omfattet av loven. Petroleumsloven trekker i dag et skille mellom «utvinning» av petroleum på den ene siden og «utnyttelse» på den annen. Den aktivitet som defineres som «utvinning» omfattes av loven uavhengig av hvor den foregår, mens den aktivitet som defineres som «utnyttelse» i utgangspunktet faller utenfor lovens virkeområde dersom den foregår på land.

Grensen mellom hva som skal anses som utvinnings- og utnyttelsesanlegg kan være komplisert å trekke. Petroleumsloven inneholder en bestemmelse som gir Kongen adgang til å trekke den nærmere grensen for petroleumslovens virkeområde. Til tross for den fleksibiliteten denne bestemmelsen gir har det i praksis vist seg vanskelig å trekke et skille mellom de landanlegg som faller innenfor og utenfor lovens virkeområde.

Landanlegget på Melkøya, herunder LNG-anlegget, er en nødvendig og sentral del av utbyggingen av Snøhvit. Departementet mener det er viktig at de innretninger som inngår i petroleumsvirksomheten, og som er en nødvendig del av denne, omfattes av petroleumsloven.

Departementet arbeider nå med sikte på å fremlegge en Odelstingsproposisjon med forslag til endring av utformingen av petroleumslovens virkeområde. Endringen vil innebære at alle deler av et landanlegg som har direkte tilknytning til klargjøring av petroleumsstrømmen for salg vil omfattes av petroleumsloven. Petroleumsloven kommer til anvendelse ved siden av annen lovgivning som gjelder planlegging og etablering av virksomhet på land.