3 Anlegg og drift av Tampen Link

3.1 Samandrag

Tampen Link er ein planlagd rørleidning mellom Statfjordfeltet og FLAGS-rørleidningen på britisk kontinentalsokkel. Tampen Link gjer transport av rikgass fra Statfjord til St. Fergus i Storbritannia mogleg. Dette er den føretrekte eksportløysinga for gass frå Statfjord seinfase-prosjektet. I tillegg til å ha kapasitet til å transportere den norske delen av gassen som blir produsert på Statfjord, skal rørleidningen dimensjonerast for å kunne eksportere andre gassvolum til Storbritannia.

Ferdigstillingsdatoen for Tampen Link fell saman med oppstartsdatoen for gasseksport frå Statfjord seinfase-prosjektet, som er planlagd til oktober 2007.

Tampen Link er omfatta av «Rammeavtale mellom Norge og Storbritannia om legging og drift av samt jurisdiksjon over undersjøiske ­tilknytningsrørledninger» av 25. august 1998. Det inneber at utbygginga av Tampen Link krev løyve frå begge lands styresmakter.

Eigarskapen i Tampen Link er organisert gjennom Tampen Link Joint Venture: Statoil ASA (43,9 %), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (18,2 %), A/S Norske Shell (12,2 %), Norsk Hydro Produksjon AS (10,5 %), Norske Conoco­Phillips AS (8,2 %) og Petoro AS 1 (7,0 %).

Dei totale investeringane med å byggje Tampen Link-rørleidningen, inkludert undervassaktivitet og modifikasjonar på Statfjord B, er estimerte til 1,49 milliardar 2005-kroner.

Operatøren Statoil har utarbeidd ei konsekvensutgreiing for Tampen Link, og utgreiinga har vore til høyring. I høyringsfråsegnene har det ikkje kome fram noko som tilseier at plan for anlegg og drift av Tampen Link ikkje bør bli godkjend.

Departementet har henta inn ei vurdering frå Arbeids- og sosialdepartementet (ASD) av forholda omkring tryggleik og arbeidsmiljø for prosjekta. Vidare har departementet henta inn ei vurdering frå Oljedirektoratet (OD) av dei ressursmessige og tekniske sidene ved Tampen Link-prosjektet.

Med utgangspunkt i dei økonomiske utrekningane som ligg til grunn i plan for anlegg og drift (PAD) meiner departementet at utbygginga av Tampen Link er eit samfunnsøkonomisk lønnsamt og robust prosjekt. Denne utbygginga gjer det mogleg å gjennomføre Statfjord seinfase-prosjektet, og vil vere viktig for å auke fleksibiliteten i det norske gasstransportsystemet. Departementet meiner at utbygginga kan gjennomførast innanfor akseptable rammer for miljøet, fiskeria og tryggleiken. Olje- og energidepartementet gjev si tilslutning til at Tampen Link blir bygd ut i samsvar med planen for anlegg og drift som rettshavarane har lagt fram, med dei merknadene og på dei vilkåra som går fram av denne proposisjonen.

3.2 Hovudtrekk i plan for anlegg og drift av Tampen Link

Departementet fekk 25. februar 2005 plan for anlegg og drift (PAD) for Tampen Link, eit transportsystem frå Statfjord til FLAGS-rørleidningen på den britiske kontinentalsokkelen.

3.2.1 Omtale av prosjektet

Tampen Link har utspring i Statfjord seinfase-prosjektet. Gassen frå Statfjordfeltet er rikgass, og Tampen Link er såleis eit rikgassrør. Tampen Link-prosjektet inneber ein rørleidning frå Statfjord B-plattforma (SFB) og tilknytingsmodifikasjonar på SFB. Tampen Link vil gjere det mogleg å eksportere gass frå Tampen-området til St. ­Fergus i Storbritannia. Rørleidningen skal ha ein diameter på 32 tommar (32”) og ei lengd på 23,3 kilometer. Dette inneberer ein eksportkapasitet på 25 millionar standardkubikkmeter (Sm³ ) gass pr. dag.

I tillegg til at rørleidningen skal ha kapasitet til å transportere den norske delen av gassen som blir produsert på Statfjord, skal han dimensjonerast for å kunne eksportere andre gassvolum mot FLAGS-rørleidningen til St. Fergus. Den britiske delen av gassen i Statfjord vil bli transportert til FLAGS via eksisterande rørleidningar (NLGP Spur og NLGP).

Tilkoplinga til FLAGS skal skje ved at eit nytt T-stykke blir bora og sveist inn i eit eksisterande rør (hot-tap). Alle tilkoplingane, to ved Statfjord og ein ved FLAGS, vil bli utstyrte med ein vernestruktur der det vil bli dumpa stein. Den tekniske levetida for rørleidningen er sett til 30 år.

Tampen Link er omfatta av «Rammeavtale mellom Norge og Storbritannia om legging og drift av samt jurisdiksjon over undersjøiske tilknytningsrørledninger» av 25. august 1998. Det inneber at utbyggingen av Tampen Link, medrekna val av operatør, krev løyve fra begge lands styresmakter.

Eigarskapen til Tampen Link er organisert gjennom Tampen Link Joint Venture. Fordelinga mellom selskapa går fram av tabell 3.1.

Det er ein føresetnad at Tampen Link skal innlemmast i Gassled seinast når drifta av rørleidningen startar opp. Gassled er eit interessentskap som eig dei fleste transportsystema for gass på norsk kontinentalsokkel. I plan for anlegg og drift er det lagt til grunn at Statoil skal vere operatør for transportsystemet i anleggsfasen, medan Gassco skal vere operatør når gassfyllinga i rørleidningen tek til. Gassco er oppretta for å stå føre drifta av norsk gassinfrastruktur og syte for eit heilskapsperspektiv for norsk gasstransport.

Etter planen skal rørleidningen leggjast i slutten av 2006 eller tidleg i 2007. Ferdigstillings­datoen for Tampen Link fell saman med oppstartsdatoen for gasseksport frå Statfjord seinfase-­prosjektet, som er planlagd til oktober 2007.

3.2.2 Økonomi for Tampen Link

Tampen Link-rørleidningen vil bli underlagd dei generelle reglane for tilgjenge og tariffar fastsette av styresmaktene, jf. kapittel 9 i forskrift 27. juni 1997 nr. 653 til lov om petroleumsvirksomhet (petroleumsforskrifta) og forskrift 20. desember 2002 om fastsetting av tariffer mv. for bestemte innretninger (tarifforskrifta). Dette inneber at inntektene til Tampen Link-interessentskapet vil bli bestemte av ein tariff styresmaktene fastsett. I samsvar med § 63 i petroleumsforskrifta skal kapitalelementet i tariffen fastsetjast slik at eigaren kan vente ei rimeleg avkasting på den investerte kapitalen.

Dei totale investeringane for bygginga av Tampen Link-rørleidningen, inkludert undervassaktivitet og investeringar på Statfjord B, er estimerte til 1,49 milliardar 2005-kroner. Tabell 3.2 viser ei oversikt over fordelinga av investeringane.

Operatøren har analysert dei usikre faktorane ved investeringane til rørleidningen. Dei mest usikre faktorane gjeld marine operasjonar, lyfteoperasjonar og innkjøp av stål. Utfallet av analysen er sett opp i tabell 3.3.

Investeringsestimatet i analysen avvik frå totalinvesteringa av di forprosjektering og tilknytingsmodifikasjonar på Statfjord B ikkje er inkluderte i analysen. P₁₀ tyder at operatøren reknar det som 10 % sannsynleg at investeringa blir mindre enn 0,91 milliardar 2005-kroner, medan P₉₀ tyder at det er 10 % sannsynleg at investeringa blir større enn 1,15 milliardar 2005-kroner. Analysen viser altså ei uvisse på 12 % innanfor eit 80 % konfidensintervall.

3.3 Konsekvensutgreiing

I samsvar med føresegnene i petroleumslova er det utarbeidd ei konsekvensutgreiing som er med i plan for anlegg og drift av Tampen Link. Utgreiinga viser mellom anna korleis det er teke omsyn til miljøet og fiskeria i utforminga av tekniske løysingar.

Departementet sende forslaget til utgreiingsprogram for Tampen Link til høyring 6. april 2004. Departementet fastsette eit utgreiingsprogram for Tampen Link 13. oktober 2004. Operatøren utarbeidde deretter ei konsekvensutgreiing, som vart send til offentleg høyring 23. november 2004, med frist 15. februar 2005.

3.3.1 Hovudpunkt i konsekvensutgreiinga

Nedanfor følgjer ein samla omtale av hovudtema i konsekvensutgreiinga. Ei oppsummering av dei viktigaste punkta som høyringsinstansane tok opp, og merknadene frå operatøren er òg tekne med.

Rørleidningsprosjektet Tampen Link får verknad for eit mindre område sentralt i Nordsjøen.

3.3.1.1 Konsekvensar for miljøet

Det meste av kjemikala som skal brukast i samband med klargjeringa av den planlagde rørleidningen, vil bli sleppt ut på britisk side av sokkelgrensa, og det krev eit eige løyve, i samsvar med den britiske kjemikalforskrifta (Offshore Chemicals Regulations 2002).

Influensområdet omfattar ingen av dei habitata som kjem inn under EUs habitatdirektiv. Sjøfugl i dette området kan vere sårbare overfor oljeforureining på havoverflata i juli og i perioden oktober/november.

3.3.1.2 Konsekvensar for fiskeriverksemd

Den fangstmetoden som blir mest nytta i området, er botntrål. Alle undervassinstallasjonar er konstruerte slik at det kan trålast over dei. Under sjølve installasjonen av røra må ein rekne med nokre ferdselsrestriksjonar i området på grunn av fartøyet som legg leidningen, og eventuelle ankerliner frå det.

3.3.1.3 Andre verknader

Ei utbygging av Tampen Link gjer det mogleg å gjennomføre Statfjord seinfase-prosjektet, og vil vere viktig for å halde oppe aktiviteten på norsk sokkel (jf. kapittel 2).

Fabrikasjon og installering av gasseksportrørleidningen vil gje høve til leveransar av varer og tenester i perioden 2005–2007. Sysselsetjingsverknaden er estimert til mellom 2500 og 3400 årsverk i denne perioden.

Tampen Link blir bygd med ein diameter på 32”, som gjer det mogleg å eksportere meir gass enn gassen frå Statfjord seinfase. Tampen Link aukar fleksibiliteten for gasseksport frå Tampenområdet og resten av norsk kontinentalsokkel ved at gass frå Tampenområdet kan transporterast anten til Storbritannia via Tampen Link og FLAGS eller til Kårstø via Statpipe. Ei slik oppgradering representerer ein svært kostnadseffektiv auke av transportkapasiteten frå norsk kontinentalsokkel. Dette er omtala seinare i proposisjonen.

3.3.2 Høyringsfråsegner

Nedanfor følgjer det ei oppsummering med kommentarar av dei viktigaste tema som vart tekne opp av høyringsinstansane.

3.3.2.1 Høyringsfråsegner relaterte til det marine miljøet

Statens forureiningstilsyn (SFT) ventar at Statoil legg vekt på målsetjinga om nullutslepp og lågast mogleg potensial for miljøskade ved materialval, tekniske løysingar og kjemikal i samband med legging og klargjering av rørleidningen. SFT ventar òg at ein vurderer å bruke teknologi for å påvise fargestoff ved lågast mogleg konsentrasjonar i trykktesting av rørleidningstilkoplingar.

I samband med avvikling av rørleidningen ser SFT det som ynskjeleg at mest mogleg av utstyret som blir installert på havbotnen, inkludert rørleidningar og kablar, kan resirkulerast og brukast om att.

Norges Miljøvernforbund (NMF) er oppteke av at operatøren må opplyse om metalltypar, kjemikal, økotoksikologiske effektar og miljøkonsekvensar, og informerer om kva for stoff som kan leke ut når rørleidningen blir nedbroten. NMF legg òg vekt på at det ikkje må sleppast ut miljøfarlege stoff eller stoff som ein berre går ut frå at ikkje er skadelege.

Fiskeri- og kystdepartementet (FKD) meiner det ikkje går klart fram kor store mengder av dei ulike kjemikala som vil bli sleppte ut. FKD peikar òg på at tidspunktet for utslepp (seinsommaren) er i ein periode med relativt få kritiske stadium av marine organismar i sjøen.

Statoil meiner at planane for Tampen Link-rørleidningen klart møter målsetjingane om minst mogleg miljøskade. Spesifikke planar for sluttdisponering av utstyr vil bli utarbeidde i god tid, og seinast to år før driftsperioden er over.

Operatøren meiner òg kjemikalforbruk og -utslepp er dokumentert og utgreidd i konsekvensutgreiinga. Ein hadde ikkje valt aktuelle kjemikalleverandørar då konsekvensutgreiinga vart skriven, og kunne difor ikkje opplyse om aktuelle kommersielle produkt.

Når det gjeld nedbryting av rørleidningen, opplyser operatøren at dersom sluttdeponeringa inneber at rørleidningen skal liggje att på sjøbotnen etter at driftsperioden er over, vil nedbrytinga gå svært seint og strekkje seg over mange hundre år. Konsekvensane av at leidningen forvitrar, vil vere klart neglisjerbare og er difor ikkje omtala i konsekvensutgreiinga.

3.3.2.2 Høyringsfråsegner relaterte til tryggleiken

Petroleumstilsynet (Ptil) gjer merksam på at § 26 i forskrift 31. august 2001 nr. 1016 om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten (rammeforskrifta) om plassering av innretningar og traséval, krev at framgangsmåten ved kryssing av andre rørleidningar, kablar eller leidningar av alle slag skal avtalast med eigarane i kvart tilfelle.

Operatøren opplyser at krava i rammeforskrifta vil bli oppfylte.

3.3.2.3 Høyringsfråsegner relaterte til fiskeriverksemd

FKD og Fiskeridirektoratet ynskjer å avgrense steindumping, og rår til at rørleidningen blir lagd som slangeformasjon. Også NMF rår til at leidningen skal leggjast slik.

Operatøren tek oppmodinga om å avgrense steindumpinga til orientering. Den endelege avgjersla om leggjemåten skal takast når dei teknisk detaljane er meir klarlagde. På generelt grunnlag er det ynskjeleg å dumpe minst mogleg stein. Den steinmengda som er oppgjeven i konsekvensutgreiinga for ein konvensjonelt lagd rørleidning, må reknast som ei absolutt maksimumsmengd (88 000 m³ ), og operatøren vil gå inn for å redusere dette volumet i detaljplanlegginga vidare.

3.3.2.4 Høyringsfråsegner relaterte til val av eksportløysing

Sogn og Fjordane fylkeskommune, Vestlandsrådet og Norsk Gassforum meiner at norsk rikgass må førast i land og prosesserast i Noreg. Dei ser det slik at eksport av rikgass frå Statfjord seinfase-prosjektet via Tampen Link vil redusere potensialet for innanlands verdiskaping og redusere grunnlaget for langsiktige arbeidsplassar i Noreg.

NOPEF 2 meiner at rettshavarane i Statfjord Unit må påleggjast å gjere greie for utrekningane som ligg til grunn for valet av gasstransportløysing. I tillegg meiner NOPEF at konsekvensane av ilandføring av gass frå Statfjord seinfase-­prosjektet til Kårstø med tanke på investeringar, auka aktivitet og verdiskaping må greiast ut.

Operatøren opplyser at i vurderinga av transportløysingar for gass frå Statfjord seinfase-prosjektet vart det tidleg klart at det ikkje er tilstrekkeleg eksisterande transportkapasitet for den venta gassproduksjonen frå Statfjord seinfase-prosjektet i det norske transport- og prosesseringssystemet (Gassled område A – Statpipe og Kårstø), og at transport i denne retninga ville krevje store investeringar på Kårstø. I tillegg er den venta produksjonen frå Statfjord stor berre i dei første åra, deretter minkar han raskt. Det gjer at ei løysing til Kårstø vil krevje store investeringar for å dekkje ein kapasitetsauke som gjeld berre eit par år. På den andre sida var det klart at det var rikeleg kapasitet i transportsystemet FLAGS, som leier inn til St. Fergus i Storbritannia.

Operatøren opplyser òg at Statfjord Unit-eigarane valde transportløysing for gass frå Statfjord seinfase-prosjektet hausten 2003 etter å ha vurdert ulike alternativ. To av rettshavarane på norsk side, Shell og ExxonMobil, valde å ta voluma sine til St. Fergus gjennom FLAGS.

Ei gasstransportløysing for Statfjord seinfase-­prosjektet ville difor, etter det operatøren hevdar, i alle høve innebere ein rørleidning til FLAGS. Dersom ikkje alle voluma skulle transporterast via FLAGS, måtte det etablerast ei delt løysing der om lag 50 % av ­gassen ville bli transportert til Kårstø og 50 % til St. Fergus. Gass frå den britiske delen av Statfjordfeltet ville bli transportert til Storbritannia, uavhengig av transportløysinga for den norske delen av gassen.

Operatøren viser at det er stor skilnad på investeringane for alternativa. For den løysinga som er vald (100 % av voluma til St. Fergus), er noverdien av investeringa i eit nytt rør mellom Statfjord og FLAGS-systemet om lag 1,4 milliardar kroner (7 % diskonteringsrente, før skatt). For den alternative løysinga (50 % til Kårstø, 50 % til St. Fergus) er noverdien av investeringa sett til om lag 2,6 milliardar kroner (7 % diskonteringsrente, før skatt), fordelt på 1,4 milliardar kroner til investeringar på Kårstø og 1,2 milliardar til ny rørleidning mellom Statfjord og FLAGS. Skilnaden i noverdi for dei to alternativa er såleis rundt 1,2 milliardar kroner til fordel for St. Fergus.

Alternativet med å ta all norsk gass frå Statfjord seinfase-prosjektet til Kårstø gjev den minst attraktive realøkonomiske løysinga. Noverdien av investeringar for dette alternativet er sett til 2,7 milliardar (7 % diskonteringsrente, før skatt). Det inkluderer investeringar både i inngangskapasitet til Kårstø, i sjølve Kårstø-anlegget og i utgangskapasitet frå Kårstø. Med denne løysinga ville noverdien av investeringane vere om lag 1,3 milliardar kroner større enn for den løysinga som er vald.

Operatøren peikar òg på at når det gjeld investering i eit seinfaseprosjekt, må eigarane ta omsyn til lønnsemda ved å halde fram med dagens produksjonsstrategi på feltet og lønnsemda ved å gjennomføre eit seinfaseprosjekt. Lønnsemda i eit seinfaseprosjekt må vere betydeleg for å kompensere for dei usikre faktorane i eit slikt prosjekt. Resultata av dei økonomiske analysane for Statfjord seinfase-­prosjektet viser at dersom 100 % av Statfjord-gassen skulle sendast til Noreg, vil økonomien i prosjektet bli omtrent den same som om Statfjord seinfase-prosjektet ikkje blir realisert. I så fall vil ikkje eigarane ha noko økonomisk grunnlag for å gjennomføre ­Statfjord seinfase-prosjektet. Då vil Statfjord-e­igarane velje å drive feltet fram til ca. 2009, med vekt på å få ut mest mogleg olje. Deretter vil feltet bli stengt ned, og mykje gass vil bli liggjande att.

3.4 Vurdering av utbyggingsplanen for Tampen Link

I vurderingane sine av utbygging av gassrørleidningar er Olje- og energidepartementet oppteke av samfunnsøkonomisk gode løysingar. Samtidig må det leggjast særleg vekt på tryggleiken, miljøet og omsynet til fiskeriverksemda.

Arbeids- og sosialdepartementet (ASD) har gjennomgått PAD og vurdert spørsmål relaterte til tryggleik og arbeidsmiljø. Planen har vore lagd fram for OD, som har vurdert spørsmål relaterte til ressursforvalting.

3.4.1 Vurdering av tryggleik og arbeidsmiljø

Arbeids- og sosialdepartementet har ansvaret for vurderinga av arbeidsmiljø og tryggleik ved PAD for Tampen Link. ASD har innhenta ei vurdering frå Ptil. Nedanfor følgjer fråsegna frå ASD.

ASD og Ptil har identifisert område som dei reknar for å vere viktige, og som Ptil vil fokusere på i oppfølginga si av Tampen Link. Dette inkluderer planlegging og gjennomføring av hot-tap-­operasjonar, system for å verne rørleidningen mot trykk og inspeksjonar for å etablere referanseverdiar for den innvendig tilstanden i leidningen. Ptil vil òg følgje opp samhandling mellom viktige aktørar i prosjektet, Statoil, Gassco og Shell UK.

Det er opplyst at korrosjonsvernsystemet vil bli designa i samsvar med ISO 15589-2 for katodisk vern. Denne norma er ikkje i samsvar med Ptils regelverk. Ptil vil sjå til at det blir gjennomført ei samsvarsvurdering for Tampen Link ut frå § 18 i rammeforskrifta dersom denne standarden skal nyttast.

ASD tilrår at det blir gjeve løyve til PAD for Tampen Link.

3.4.2 Olje- og energidepartementet si vurdering av Tampen Link

3.4.2.1 Oljedirektoratet si vurdering av PAD for Tampen Link

Departementet fekk brev frå OD 15. mars 2005, der direktoratet vurderte PAD for Tampen Link.

OD ser det slik at den transportløysinga som er vald, er ei teknisk god og moden løysing, som inneber fleksibilitet for leveransar av gass utover Statfjord seinfase-produksjonen. I tillegg representerer Tampen Link eit potensielt framtidig oppknytingspunkt for nye gassressursar som skal transporterast til Storbritannia. Diameteren som er vald for rørleidningen (32”), gjev ein transportkapasitet som, basert på nominert transportbehov, vil føre til ein lågare kostnad pr. eining transportert kubikkmeter gass enn det ville ha vorte med enn ei dedikert løysing (22”). OD støttar valet av diameter på rørleidningen.

OD viser til at operatøren har analysert dei usikre faktorane ved investeringskostnadene og meiner at analysane av investeringane ved prosjektet var tilfredsstillande modna då PAD vart send inn. Gjennomføringsplanen i PAD er etter ODs syn robust samanlikna med liknande prosjekt.

Direktoratet har ingen kommentar til forslaget til traséval for Tampen Link.

OD kan ikkje sjå at utilgjengelegbidraget for transportløysinga som er vald, kjem fram i PAD, og vurderer regularitetsanalysane for Tampen Link som mangelfulle. OD ber operatøren gjere nødvendige analysar i samsvar med rettleiing til plan for anlegg og drift for transport innan utgangen av 2006.

Direktoratet legg til grunn at disponeringsløysinga når rørleidningen skal avviklast, vil bli basert på norsk og britisk regelverk og på internasjonale regelverk og konvensjonar. Det er ein føresetnad at operatøren utarbeider ein endeleg plan for avvikling av rørleidningen, i samsvar med § 5-1 i petroleumslova, 2–5 år før rørleidningen skal stengjast ned.

3.4.2.2 Olje- og energidepartementet si samla vurdering av PAD for Tampen Link

Investeringane knytte til Tampen Link er estimerte til 1,49 milliardar 2005-kroner.

Departementet meiner Tampen Link er det beste eksportalternativet for gass frå Statfjord seinfase, samtidig som rørleidningen vil auke fleksibiliteten i det norske transportsystemet.

Fleire alternative transportløysingar for gassen frå Statfjord seinfase vart vurderte. Operatøren opplyser at dei gasstransportløysingane som involverte ilandføring til Noreg ved hjelp av Statpipe og Kårstø, var vesentleg dyrare enn Tampen Link. For alternativa med 50 % av gassen til Kårstø, 50 % gjennom Tampen Link og 100 % av gassen til Kårstø vil noverdien av investeringane auke med høvesvis 1,2 og 1,3 milliardar kroner (7 % diskonteringsrente, før skatt). Det kjem av at ilandføring til Kårstø vil krevje investeringar der, og dermed vil tariffane bli vesentleg høgare enn dei er for FLAGS, der det er stor ledig kapasitet.

Det er selskapa sine eigne lønnsemdsvurderingar som ligg til grunn for den transportløysinga som er vald for gassen frå Statfjord seinfase-prosjektet. Den norske petroleumsverksemda er organisert ved at dei operative aktivitetane blir gjennomførte av kommersielle selskap. Desse selskapa ynskjer størst mogleg verdiskaping og effektivitet, og kombinert med eit godt rammeverk vil dette også gje den beste løysinga for samfunnet.

Tampen Link vil ha sitt utspring i utbygginga av Statfjord seinfase-prosjektet, men er samtidig ei vidareutvikling av det samla norske gasstransportsystemet, og skal òg dekkje transport av andre gassvolum.

Også selskap utanfor Statfjord-lisensen ønskjer å transportere gass i Tampen Link. Gassco gjennomførte ein transportanalyse for å identifisere behovet for ekstra kapasitet i Tampen Link utover gassvoluma frå Statfjord seinfase-­prosjektet. Denne analysen var basert på innmeldingar av kapasitetsbehov i Tampen Link, prognosar frå skiparane av gass i Gassled og informasjon frå feltoperatørane. To alternativ vart vurderte: ein rørleidning som berre ville dekkje gassvolum frå Statfjord (22”), og ein større rørleidning som òg kunne transportere andre gassvolum (32”). Ein 22”s rørleidning vil ha ein tilnærma kapasitet på 17 millionar Sm³ pr. dag, medan ein 32”s rørleidning vil kunne tilby ein kapasitet på om lag 25 millionar Sm³ pr. dag, og vil kunne bli oppgradert til ein kapasitet på 33 millionar Sm³ pr. dag.

Å byggje ein 32” rørleidning i staden for ein 22” rørleidning inneber at investeringane aukar med berre 137 millionar 2005-kroner. Samanlikna med andre måtar å auke transportkapasiteten på er dette eit svært kostnadseffektivt alternativ. Volumnomineringa støttar ein 32” rørleidning. Det auka behovet for transportkapasitet i Tampen Link vil vere avhengig av gasseksportløysingar og oppstart av nye felt frå Haltenbanken og Tampenområdet.

I tillegg til å dekkje behovet for transportkapasitet for meir enn gass frå Statfjord vil eit 32” rør gjere sitt til å auke fleksibiliteten for gasstransport frå Tampenområdet på dag-til-dag-basis. Denne fleksibiliteten kan utnyttast til å optimalisere verdien av norsk gass ved å transportere gassen til den marknaden som gjev høgast pris.

Det kan bli restriksjonar på kapasiteten på Kårstø i vedlikehaldsperiodar, ved nedstengingar som ikkje er planlagde, eller ved andre aktivitetar som krev avgrensing eller nedstenging av eksportsystema. Kapasitet i Tampen Link kan då bli utnytta til eksport frå eksisterande felt, og vil dermed gje ekstra produksjonsregularitet og tryggare forsyning til marknaden. I tilfelle det vil bli restriksjonar i Storbritannias transportsystem, kan deler av gassen frå Statfjord transporterast via Kårstø. Tampen Link vil såleis fungere som ein reiskap («hub») for marknads- og kapasitetsoptimalisering.

Transport av gass frå Statfjord seinfase-­prosjektet gjennom Tampen Link gjer det lettare å føre i land annan gass til Kårstø. Til dømes har Gassco identifisert kostnadseffektive løysingar for å behandle gassen frå Skarvfeltet og Idunfeltet på Kårstø frå 2010.

Av omsyn til ressursforvaltinga er det ynskjeleg at infrastrukturen blir utnytta så effektivt som råd. Dette er avgjerande for å få leiting og utvikling av funn til å lønne seg. På den måten vil sokkelaktiviteten bli mest lønnsam og føreseieleg, og dermed gje eit attraktivt investeringsklima som sikrar høg, langsiktig aktivitet. Dette vil òg leggje det beste grunnlaget for å sikre framtidig sysselsetjing.

Departementet legg til grunn at Tampen Link skal innlemmast i Gassled, seinast når drifta av Tampen Link startar opp. Departementet legg òg til grunn at Statoil er operatør for Tampen Link i anleggsfasen, medan Gassco skal vere operatør når gassfyllinga i rørleidningen tek til.

Skifte av operatør må godkjennast av departementet. Når det ligg føre særlege grunnar, kan departementet skifte operatør. Departementet skal i rimeleg tid varsle om overføringa av operatøroppgåvene, og kan gje utfyllande føresegner og fastsetje vilkår for gjennomføringa og setje i verk operatørskiftet.

Dei generelle reglane for tilgjenge og tariffar fastsette av styresmaktene vil gjelde for det nye transportsystemet, jf. kapittel 9 i forskrift 27. juni 1997 nr. 653 til lov om petroleumsvirksomhet (petroleumsforskrifta) og forskrift 20. desember 2002 om fastsetting av tariffer mv. for bestemte innretninger (tarifforskrifta). Departementet vil seinare fastsetje tariffane for bruk av Tampen Link. I samsvar med § 63 i petroleumsforskrifta skal kapitalelementet i tariffen fastsetjast slik at eigaren kan vente ei rimeleg avkasting på den investerte kapitalen.

I plan for anlegg og drift søkjer operatøren om konsesjonstid for Tampen Link til 30. september 2032, og grunngjev det med levetida til røret. Departementet vurderer dette som hensiktsmessig.

Ut frå § 62 i petroleumsforskrifta legg Olje- og energidepartementet til grunn at det ved fordeling av retten til å bruke kapasitet i Tampen Link først skal takast omsyn til forsvarleg grunngjeve rimeleg behov hos den som kostar slik kapasitet, avgrensa oppover til vedkomande sin del av investeringa.

Petoro AS anbefaler at SDØEs deltakardel i Tampen Link fastsetjast til 7 %. Denne deltakardelen er rekna ut slik at SDØE vil være ein balansert transportør og eigar i Tampen Link. Departementet sluttar seg til Petoro si tilråding.

Departementet vurderer det slik at den framlagde utbyggingsplanen vil medverke til ei god ressursforvalting. I høyringsfråsegnene har ikkje kome fram noko som tilseier at plan for anlegg og drift av Tampen Link ikkje bør bli godkjend.

3.5 Budsjettkonsekvensar for SDØE

Tampen Link vil ut frå informasjon frå operatøren Statoil krevje ca. 15,5 millionar kroner i investeringar, ca. 0,2 millionar kroner i driftskostnader og 0,3 millionar kroner i kalkulatoriske renter for SDØE i 2005. Det er dekning for desse kostnadene innanfor ramma av gjeldande budsjett, jf. St.prp. nr. 1 (2004–2005) og Budsjett-innst. nr. 9 (2004–2005), kapittel 2440 post 30, kapittel 5440 post 24.02 og kapittel 5440 post 24.04.

3.6 Konklusjonar og vilkår

Olje- og energidepartementet gjev si tilslutning til at Tampen Link blir bygd i samsvar med den framlagde planen for anlegg og drift, med dei merknadene som går fram av denne proposisjonen og på desse vilkåra:

1. Tampen Link-fasilitetane skal innlemmast i Gassled, seinast når drifta av Tampen Link startar opp.

   Dersom det ikkje blir semje om vilkåra for innlemminga i Gassled innan rimeleg tid, kan departementet avgjere korleis innlemminga skal skje, og fastsetje deltakardelen til den einskilde i Gassled etter innlemminga. Departementet vil fastsetje eigarfordeling og vilkår som, slik departementet vurderer det, gjev deltakarane rimeleg forteneste, mellom anna ut frå investering og risiko.

1. Statoil ASA skal vere operatør for Tampen Link fram til oppstarten av gassfyllinga i rørleidningen. Gassco AS skal då overta som operatør.

2. Skifte av operatør krev godkjenning frå departementet. Når det ligg føre særlege grunnar, kan departementet skifte operatør. Departementet skal i rimeleg tid varsle om overføringa av operatøroppgåvene, og kan gje utfyllande føresegner og fastsetje vilkår for gjennomføringa og setje i verk operatørskiftet.

3. Dei generelle reglane for tilgjenge og tariffar fastsette av styresmaktene vil gjelde for Tampen Link, jf. kapittel 9 i forskrift 27. juni 1997 nr. 653 til lov om petroleumsvirksomhet og forskrift 20. desember 2002 om fastsetting av tariffer mv. for bestemte innretninger.

4. Løyvet til Tampen Link gjeld til 30. september 2032.