4 Vurderingar, konklusjonar og vilkår

Olje- og energidepartementet er i vurderingane av utbygging av olje- og gassfelt oppteke av samfunnsøkonomisk gode løysingar. På same tid må tryggleik, miljø og omsyn til fiskeriverksemd bli tillagt særskild vekt. Utbyggingsplanane har vore lagt fram for Arbeids- og inkluderingsdepartementet for vurdering av spørsmål relatert til tryggleik og arbeidsmiljø. Planane har vidare vore lagt fram for Oljedirektoratet for vurdering av spørsmål relatert til ressursforvaltninga.

4.1 Vurdering av anlegg og drift for røyr frå Gjøa

4.1.1 Vurdering frå Gassco AS

Gassco AS er operatør for mesteparten av det norske gasstransportsystemet, og har også eit særskilt ansvar for koordineringa av utbygging av ny gasstransportkapasitet. Departementet har difor innhenta ei vurdering frå Gassco av gasstransportløysinga, som er lagt fram i utbyggingsplanen for Gjøa.

Gassco har tidlegare hjelpt til med tidlegfasestudier av gassevakueringsløysingane for Gjøa og Vega etter oppmoding frå Gjøa. Vurderingane har vore avgrensa til analysar av tilgjengeleg kapasitet i gasstransportsystema. Gassco har ikkje i tilstrekkeleg grad fått innsyn i dei økonomiske vurderingane som ligg til grunn for val av gasstransportløysning, og har difor ikkje gjort heilskaplege transportøkonomiske vurderingar.

Gassco gjennomfører årlege transportanalysar av gasstransportsystemet. I samband med vurderinga av PAD for Gjøa har Gassco gjennomført nye og oppdaterte transportanalysar av gasstransportsystemet, der det mellom anna har vore lagt til grunn at produksjonsnivået frå eksisterande og vedtekne gassprosjekt er forventa å bli noko lågare enn tidlegare innrapportert. Dei oppdaterte transportanalysane stadfester dei tidlegare studiane om at det ikkje er tilstrekkeleg kapasitet på Kårstø og frå Statpipe inn i Tampen Link for volum frå Gjøa, Vega og Vega sør, gjeve dei volum og produksjonsprofilar som er innmeldt av feltoperatørane til Gassco.

Gassco behandlar vidare i sitt brev kva for nokre føresetnader, som må liggje til grunn dersom voluma frå Gjøa, Vega og Vega sør likevel skulle kunne transporterast i det eksisterande norske systemet over Kårstø. Konklusjonane deira er mellom anna som følgjer:

• Utviklingsprosjektet om å auke kapasiteten på Kårstø frå 88 MSm³/d til 95 MSm³/d for å betre regulariteten, må bli vedteke. Denne auka kapasiteten må også bli gjort tilgjengeleg for Gjøa-voluma i staden for å vere øyremerka til regularitet som planlagd. Dette krev ytterlegare studiar av regularitetseffektane av ei slik endring. Prosjektet for å auke regulariteten er planlagt å ha eit investeringsvedtak i mai 2007 med ein eventuell oppstart i 2010.

Sjølv med ei slik eventuell utviding i Gassled vil transport av Gjøa, Vega og Vega sør gjennom Gassled-systemet kunne gje føringar for gjennomføring av andre prosjekter på norsk sokkel, til dømes Gullfaks seinfase.

Gassco konkluderer difor med at etablering av ny kapasitet mot det britiske røyrsystemet FLAGS for transport til St. Fergus, som skissert i Gjøa PUD/PAD, er naudsynt for å sikre gassevakuering for Gjøa og Vega slik situasjonen er i dag.

Med utgangspunkt i den eksportløysinga som rettshavarane har valt og sidan vilkåra for transport gjennom FLAGS frå 2021 er usikre, framhevar Gassco at det er viktig at designtrykket frå Gjøa er høgt nok for ei framtidig tilkopling til Statpipe-røyret basert på full utnytting av Statpipe. Dette krev endringar i designtrykket på gassrøyret frå Gjøa i forhold til kva som no er lagt fram i PAD.

Gassco seier også at det er viktig at dei er sikra å få overførd relevante signal for mellom anna trykk, leveranserate, temperatur og gasskomposisjon frå Gjøa-plattforma sitt eksportsystem for å kunne gjennomføre lekkasjedeteksjon.

Grunna mogleg framtidig tredjepartsbruk av gassrøyret frå Gjøa anbefalar Gassco i tillegg at røyret blir regulert under tarifforskrifta, og dermed underlagd heile kapittel 9 i petroleumsforskrifta.

Når det gjeld operatørskap påpeikar Gassco at det må vere ei god samordning mellom Shell UK som operatør for FLAGS, Gassco som operatør for Tampen Link og operatøren for det nye gassrøyret frå Gjøa for å sikre optimal drift av systemet. Dersom GdF er operatør for gassrøyret frå Gjøa, vil ein få ei dublering av funksjonar og oppgåver som allereie er etablert hos Gassco. Funksjonane som vil kunne bli dublert er: Organisasjon for døgerkontinuerleg drift og dispatchingsentral, kapasitetsadministrasjon, signaloverføring for lekkasjedeteksjon og prosedyrar og avtalar med operatøren av FLAGS. På bakgrunn av dette føreslår Gassco at Gassco får operatøransvaret for drifta av røyret. Operatøransvaret kan handterast utan endringar i Gassco sin organisasjon.

4.1.2 Olje- og energidepartementet si vurdering av anlegg og drift av røyra

Rettshavarane har levert inn ein samla plan kor det ikkje er skild mellom PUD og PAD. Departementet har valt å skilja ut dei to røyra og vil gje særskilt løyve til desse etter § 4-3 i petroleumslova.

Gassrøyret

Det er føretatt store investeringar på norsk sokkel for å leggje til rette for best mogleg utnytting av dei norske gassressursane. Desse investeringane inkluderer investeringar i eit omfattande gasstransportsystem og handsamingsanlegg på land. Det er viktig at nye utbyggingar sjåast i lys av desse investeringane.

Som Gassco tek opp i si vurdering av gasstransportløysinga utfordringar knytt til kapasiteten i det norske gasstransportsystemet. Slik situasjonen ser ut frå Gassco sin ståstad, som operatør for mesteparten av det norske gasstransportsystemet, er det ikkje tilgjengeleg kapasitet i det norske systemet. Som Gassco viser i høyringsfråsegna si må ein leggje til grunn avgjerder som ikkje enno er vedteke, for å ha kapasitet til å handtere voluma i Gjøa, Vega og Vega sør i det norske systemet. Departementet ser det ikkje som ønskeleg at Gjøa, Vega og Vega sør skal avvente slike eventuelle avgjerder før ein tar stilling til utbygging.

Dersom Gjøa, Vega og Vega sør hadde vorte transportert i det norske gasstransportsystemet kunne det ha lagt føringar på når andre prosjekt, deriblant Gullfaks seinfase, ville vorte realisert. Ei slik løysing for transport av gassen frå Gjøa, Vega og Vega sør ville redusert fleksibiliteten i det norske systemet, og mågleg ført til føringar for kor anna framtidig gass kan skipast. Departementet meiner at det er viktig å oppretthalde fleksibiliteten i det norske systemet, og at den valde transportløysinga difor er god.

Oljedirektoratet har gjort eigne analysar av val av transportløysingar. Gjeve dei føresetnadene som går fram av Gassco si vurdering, er Oljedirektoratet i hovudsak einig med Gassco sine vurderingar med omsyn på kapasitet i Gassled.

Oljedirektoratet har vore i dialog med Gassco om høve for samstundes transport til FLAGS og Kårstø. Gassco peiker på at dei vurderer dette som lite aktuelt, hovudsakleg på grunn av tekniske vanskar knytt til undervassmåling og straumingskontroll. Oljedirektoratet sluttar seg til denne vurderinga.

Det har vore krevjande å få til ei lønsam utbygging av dei felta som det no er innlevert planar for. Alternative transportløysningar, som inneber transport i Gassled til Noreg, vil bety ekstra kostnader for utvinningsløyva i Gjøa, Vega og Vega sør. Det er ikkje sikkert at dei planlagde utbyggingane vil bli realisert dersom Gjøa, Vega og Vega sør blir pålagd andre transportløysingar enn dei som no er framlagd for departementet. Departementet meinar difor at heilskapen i den utbyggingsløysninga som no er vald, inkludert løysing for transport av gass, er god.

Det er vidare, frå eit ressursforvaltningsperspektiv, viktig at dei løysningane som blir valt er dei beste økonomisk sett. Dette medverkar til at så mykje som mogleg av ressursane i felta blir realisert.

Etter ei heilskapsvurdering der det mellom anna er teke omsyn til den knappe kapasiteten i det norske gasstransportsystemet, behovet for regularitet og økonomiske omsyn er det departementet si oppfatning at den gasstransportløysinga som no er valt er ei god løysing.

Det er usikre moment knytt til bruk av FLAGS-røyret etter 2021. På bakgrunn av dette meiner Oljedirektoratet, og likeeins Gassco, at det er viktig at gassrøyret frå Gjøa må vere førebudd på tilkopling til Statpipe utan at dette legg føringar for bruken av Statpipe. Departementet vil difor be utbyggjar kontakte Gassco for å sikre at røyret blir bygd på ein slik måte at dette kravet kan bli oppfylt.

Departementet er oppteken av at gasstransportsystemet på norsk sokkel er organisert på ein kostnadseffektiv måte, der omsynet til eventuell tredjepartsbruk blir teke vare på. På bakgrunn av dette vil departementet setje som vilkår at Gassco blir operatør for gassrøyret frå Gjøa i driftsfasen. Departementet vil også setje som vilkår at det opprettast eit eiget interessentskap for gassrøyret.

Av omsyn til tredjepartsbruk av gassrøyret anbefaler Gassco at gassrøyret blir regulert under tarifforskrifta og dermed underlagd heile kapittel 9 i petroleumsforskrifta. Dette vil bety at tilgangen til røyret vil vere administrert av Gassco og at tariffane vil vere faste i samhøve med prinsippet om at eigarane kan påregne 7 pst. avkastning etter skatt over røyret si konsesjonstid. Departementet vil vurdere dette og kome tilbake til korleis gassrøyret skal vere regulert.

Oljerøyret

Departementet har tidlegare gjeve uttrykk for at ein vil vurdere om tredjepartsadgang til oljerøyr skal regulerast på ein meir direkte måte enn i dag. Ei slik eventuell endring vil også kunne omfatte reguleringa av tredjepartsadgang i dette røyret.

Departementet kan på eit seinare tidspunkt krevje oppretta eit eiga interessentskap for oljerøyret, beståande av dei same rettshavarane som i utvinningsløyvet for Gjøa.

Departementet har utover dette ingen særskilte merknader til de framlagde planen for olje­røyret.

4.2 Vurdering av utbygging og drift av Gjøa, Vega og Vega sør

4.2.1 Arbeids- og inkluderingsdepartementet si vurdering

Gjøa

Arbeids- og inkluderingsdepartementet (AID) gjev i brev av 21. februar 2007 deira vurdering av utbyggingsplanen for Gjøa. AID har lagt fram saka for Petroleumstilsynet (Ptil), som har vurdert arbeidsmiljø- og sikringsmessige tilhøve knytt til PUD og PAD for Gjøa. Det er Ptil si vurdering at arbeidet kan gjennomførast i tråd med dei krava som finnest i regelverket, på den måten Statoil skisserer i søknaden sin. Ptil har likevel nokre kommentarar knytt til tryggingsnivået på innretninga, og anbefaler at det blir sett vilkår knytt til levetid på innretninga. Ptil opplyser at detaljar i tilhøve til sikring vil bli følgd opp på vanleg måte blant anna i tilsynsaktivitetar og i statusmøte med Statoil og Gaz de France.

AID sluttar seg til Ptils vurderingar og anbefaler at operatørens planlagde løysingar blir godkjent på følgjande vilkår:

Gjøa-innretninga sitt skrog og tilhøyrande feltrøyr og fleksible stigerøyr skal bli dimensjonert for ei levetid på minst 30 år.

Vega og Vega sør

AID gjev i brev av 8. februar 2007 med deira vurdering av utbyggingsplanen for Vega og Vega sør.

AID har lagt fram saka for Ptil som har vurdert forhold knytta til arbeidsmiljø- og tryggleik. Ptil opplyser at det i samband med sakshandsaminga er gjennomført eit møte med Hydro vedrørande overtrykksystem av røyra. Faglege avklaringar utover dette er føretatt gjennom skriftleg kommunikasjon med Hydro.

Det er Ptil si vurdering at utbygging av Vega og Vega sør kan gjennomførast i tråd med krava i regelverket, på den måten Hydro skisserer i søknaden sin. Utbyggingsløysinga inkluderer likevel ei løysing for trykksikring av røyret og stigerøyr som må bli vektlagt i det vidare prosjektarbeidet, for å sikre at ein har kome fram til ei akseptabel løysing. Temaet har vore drøfta av Ptil og Hydro. Hydro har stadfesta planar om både omfattande designarbeid og om verifikasjonar frå tredjepart for å stadfeste at løysinga blir tilfredsstillande.

Anbefaling frå Ptil er at planlagde løysingar frå operatøren blir godkjent på følgjande vilkår:

Den løysinga som blir valt for trykksikring av røyr og stigerøyr, blir gjenstand for ei grundig tredjepartsvurdering, og at endeleg løysing blir funne å vere akseptabel.

AID stiller seg bak Ptil si vurdering i denne saka og har ingen ytterlegare merknader til plan for utbygging og drift av Vega og Vega sør.

4.2.2 Vurdering frå Oljedirektoratet

Oljedirektoratet (OD) har vurdert geofaglege, reservoarmessige, utbyggingstekniske, miljømessige og økonomiske forhold i samband med utbygging av Gjøa, Vega og Vega sør.

Gjøa

OD finn at den geofaglege kartleggjinga og ressursberekninga gjev eit tilfredsstillande grunnlag for å godkjenne utbygginga av Gjøa. Reservoarvurderingar gjort av operatøren og den planlagde produksjonsstrategien blir vurdert som tilfredsstillande utført og dokumentert ut frå kunnskapen ein har i dag om reservoara. OD vurderer utvinningsgraden som låg. Dette kan forsvarast ut frå den samla forståinga av eigenskapane i reservoaret, slik som reservoaret sin heterogene karakter med hellande lag, den tynne oljesona og balansen mellom gass- og oljeutvinning.

OD har hatt fokus på ein samordna petroleumsverksemd mellom dei tre felta, og meiner at den planlagde utbyggingsløysinga er robust for å produsere ressursane frå Gjøa, Vega og Vega sør. Dersom oljeproduksjonen på Gjøa blir høgare enn det operatøren har rekna med, er det ikkje noko hinder på plattforma for auka oljeutvinning. Operatørane har saman med rettshavarane forplikta seg til å samarbeide om ein slik produksjonsoptimalisering. OD vil følgje opp dette arbeidet.

OD stiller seg positiv til at rettshavarane planlegg å bore pilotbrønnar i segment som ikkje er påvist før sjølve produksjonsbrønnen blir bora. På grunn av mangelfull informasjon er det likevel ikkje mogleg for OD å gje ei tilslutning til dreneringsstrategien utan atterhald slik strategien er presentert i PUD. Samarbeidet med Vega og Vega sør, boring av pilotbrønnar, boring av produsentar og produksjonserfaring er viktige element som kan medføre monalege endringar i høve til den strategi som er framstilt i PUD. OD vurderer den valde utbyggingsløysinga som relativt fleksibel, og at den kan produsere ressursane i Gjøa på ein god måte. Det er også mogleg å ta inn ressursar i omkringliggjande funn og prospekt. Det er blant anna ledige slisser på havbotnsrammene for boring av fleire produsentar i Gjøa. På plattforma er det vidare sett av plass og vektkapasitet til framtidige forretningsmoglegheiter.

OD meiner utbyggingsplanen for Gjøa ivaretek miljøomsyn, ved val av ei energieffektiv kraftløysing med delvis kraft frå land. Planen omfattar bruk av låg-NOx teknologi på kompressorturbinane, samt lukka fakkelløysing på høgtrykksfakkelen. OD meiner det er planlagt eit relativt høgt faklingsnivå, men at tekniske tiltak for å avgrense faklinga ved ordinær drift er ivareteke. Gode driftsrutinar er likevel naudsynt for å halde faklingsbehovet på eit minimum. Styresmaktene vil følgje opp dette i dei årlege produksjonsløyva. OD har ingen innvendingar mot dei valte løysingane i samband med utslepp til sjø.

På bakgrunn av det overståande anbefaler OD at PUD for Gjøa blir godkjent med følgjande vilkår:

Før borestart for pilotbrønn i P1-segmentet, og seinast ved søknad om produksjonsløyve, må operatøren framleggje ein plan for korleis produserbar olje i segmentet skal utvinnast.

Ved søknad om produksjonsløyve, seinast 6 månader før oppstart, må operatøren leggje fram ein oppdatert dreneringsplan for Gjøa til godkjenning. Planen må vere basert på informasjon frå boring av pilotbrønnar, boring av produksjonsbrønnar og produksjonssamarbeid med Vega og Vega sør.

Vega og Vega sør

OD meiner den geofaglege kartleggjinga og ressursberekninga gjev eit tilfredsstillande grunnlag for å godkjenne utbygging av Vega og Vega sør. Det er stor uvisse knytt til voluma i Vega og Vega sør, særleg grunna avgrensa data frå leitebrønnane og at fleire formasjonar ikkje vart testa ved påvising for 20 - 27 år sidan. I utbyggingsløysinga er det fleksibilitet til å bore ytterlegare brønnar i funna, dersom det skulle vise seg naudsynt. OD sluttar seg til at det er fornuftig å avklare uteståande uvisse ved produksjonsboring og produksjonserfaring.

OD meiner val av utbyggingsløysing har fleksibilitet til å produsere ressursane i Vega og Vega sør. Det er to ledige slisser på kvar havbotnsramme, og det er lagt opp til å kunne knyte fleire havbotnsrammer til dei tre planlagde. I nærleiken av 35/8-3 - Aurorafunnet i utvinningsløyve 195 planlegg operatøren å leggje til rette for ei framtidig tilknyting til røyret frå Vega og Vega sør mot Gjøa-plattforma.

OD har arbeidd for ei samordna petroleumsverksemd mellom Gjøa, Vega og Vega sør. Utbyggingsløysinga for Vega og Vega sør, inkludert innlaupsarrangement på Gjøa-plattforma, har kapasitet til å auke gassproduksjonen frå Vega og Vega sør frå om lag 7 mill. Sm³ per dag til rundt 9 mill. Sm³ per dag. Ein høgare utnyttingsgrad av gasskapasitet på Gjøa-plattforma for Vega og Vega sør kan leggje til rette for auka oljeutvinning på Gjøa, ved at gassproduksjonen frå Gjøa blir heldt tilbake. Operatørane har saman med rettshavarane forplikta seg til å samarbeide om ei slik produksjonsoptimalisering. OD vil følgje opp dette arbeidet.

OD anbefaler at plan for utbygging og drift blir godkjent på følgjande vilkår:

Ved søknad om produksjonsløyve, og seinast 6 månader før oppstart, må operatøren leggje fram ein oppdatert dreneringsplan for Vega og Vega sør til godkjenning. Planen må vere basert på infor­masjon frå boring av pilotbrønnar, boring av produksjonsbrønnar og produksjonssamarbeid med Gjøa.

4.2.3 Olje- og energidepartementet si vurdering

4.2.3.1 Vurdering utbygging av Gjøa

Utbygginga av Gjøafeltet vil vere mellom dei største utbyggingane i åra fram mot 2010. Gjøa er ei stor feltutbygging, som opnar ein ny del av Nordsjøen for kondensat- og gassproduksjon. Utbygginga vil føre til at den nordlege Nordsjøen får eit nytt feltsenter, som det vil vere naturleg å knyte nye ressursar opp mot. Vidare ligg det til rette for auka leiteaktivitet etter nye ressursar i området. I samband med dei årlege tildelingane av førehandsdefinerte områdar (TFO) er det tildelt fleire leiteløyve i området rundt Gjøa.

Rettshavarane for Gjøa, Vega og Vega sør har saman forplikta seg til å samarbeide om optimalisering av produksjonen frå felta. Oljedirektoratet vil følgje opp dette arbeidet. Departementet vurderer ei slik løysing til å vere naudsynt for ei heilskapleg forvalting av olje- og gassressursane i Gjøa, Vega, Vega sør og eventuelt andre ressursar i området.

Dei totale investeringskostnadene for Gjøa-prosjektet er av operatøren rekna til 26 766 mill. kroner. Dette inkluderer 2 449 mill. kroner for utbygging av olje- og gassrøyr, som skal knytast til høvesvis Troll II og FLAGS, og Vega og Vega sør sitt bidrag, berekna av operatøren til 1 898 mill. kroner. Noverdien av prosjektet er rekna av operatøren til 3 678 mill. kroner med 7 pst. diskonteringsrente før skatt. Internrenta for Gjøa er estimert til 9,9 pst. Operatøren har rekna nullpunktspris for gass til 0,97 kroner/ Sm³ og for olje 34,4 USD-2006/fat. Rettshavarane har lagt til grunn for berekningane ein valutakurs på 6,00 NOK/USD, oljeprisar på 35 USD/fat Brent Blend og 1,1 USD/fat premie fob Mongstad og ein gasspris på 1,02 NOK/Sm³. Operatøren har i tillegg føresett ein høgare prisstiging enn konsumprisindeksen for to områder, høvesvis utstyr og personell, med ein prisstigning på 5 pst. per år.

Operatøren har lagt fram følsemdsberekningar for prosjektet, som er vist i tabell 4.1. Desse berekningane inkluderer ikkje Vega og Vega sør sin del av driftskostnader og miljøavgifter. Følsemdsberekningane viser at prosjektøkonomien er negativ ved ein oljepris på 20 USD/fat, ved ein 20 pst. høgare investeringskostnad og ved eit lågt ressursutfall (P90).

Lønsemdsberekningar av prosjektet basert på produksjons- og kostnadsprofilar frå operatøren og prisføresetnader samsvarande med det som er lagt til grunn for nasjonalbudsjettet i 2007 1, viser ein noverdi for prosjektet på 7 350 mill. kroner og ei internrente på 12,8 pst., føresett bidraget frå Vega og Vega sør. Ved inkludering av ressursane for Vega og Vega sør gjev dette ei auke i noverdien av totalprosjektet til 12 683 mill. kroner og internrenta aukar til 15 pst. Desse berekningane viser monaleg betre lønnsemd for utbygging av Gjøa enn det berekningar frå rettshavarane visar. Følsemdberekningane viser at prosjektøkonomien er robust for to av fire negative utfall. Ein 20 pst. reduksjon i produktprisar og eit lågt ressursutfall (P90) gjev båe negativ prosjektøkonomi. Ressursane frå Vega og Vega sør medverkar til å gjere Gjøa-prosjektet meir robust i tilhøve til desse nedsidene. Følsemdsberekningane er vist i tabell 4.2.

Gjøa-prosjektet vil gje betydelege inntekter dersom oljeprisen hell seg på eit rimeleg nivå og reservoaranslaget blir som forventa. På denne bakgrunnen vurderer departementet utbygging av Gjøa som eit samfunnsøkonomisk lønsamt prosjekt, men feltet har høg balansepris og høge kostnadar.

Den framlagde utbyggingsplanen vil etter departementet si vurdering medverke til god ressursforvalting. Det er utarbeida ei konsekvensutgreiing for prosjektet som viser at prosjektet kan gjennomførast innafor akseptable rammer for miljø- og fiskeri. Det har ikkje kome fram noko i høyringsfråsegnene, som tilseier at prosjektet ikkje bør gjennomførast eller at spesielle avbøtande tiltak bør settast i verk. Departementet vil likevel kommentere nokre av dei valte løysingane ved prosjektet:

Driftsorganisasjon og baseverksemd

Operatøren har ansvaret for at verksemda på feltet blir drive på ein mest mogleg optimal måte, som inneber at ein tar omsyn til både bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske mål for lønnsemd.

GdF foreslår å leggje logistikkorganisasjonen med forsyningsbase og helikopterbase til Florø. Dette vil få positive ringverknader for Florø og Sogn og Fjordane, og styrke basemiljøet i Florø. Basane skal ha ansvar for forsyningar, driftsinnkjøp, transport av personell og lager/verkstad. Det er kapasitet på forsyningsfartøya frå Florø (Fjordbase) til Tampenområdet. I tillegg til leveransane til Snorre og Visund vil leveransar til Gjøa føre til ei styrking av forsyningsbasen i Florø. Ettersom GdF vil utføre den daglege drifta av Vega og Vega sør, vil utstyr knytt til drift av Vega og Vega sør på Gjøa-plattforma skipast frå Florø. Totalt sett vil difor mesteparten av utstyret til utbygginga og forsyningar til plattforma bli skipa ut frå Florø.

Departementet er positiv til at helikopterbasen i Florø skal nyttast. Ettersom helikopterbasen i Florø i dag er nær fullt utnytta, bør det bli gjeve rom for at andre basar kan nyttast i utbyggingsfasen. Departementet sluttar seg til forslaget frå GdF om lokalisering av forsyningsbasen og helikopterbasen for Gjøafeltet til Florø.

GdF har gjeve uttrykk for at selskapet vil leggje til rette for at lokalt næringsliv i Florø og Sogn og Fjordane skal kunne være med på å konkurrere om tenesteleveransane i driftsfasen. Dette vil medverke til at regionen kan dra auka nytte av dei etterspørselsverknadene som gjer grobotn for utvikling og vekst for dei lokale leverandørbedriftene. Departementet føreset at GdF følgjer opp overståande.

Anbefalt løysing i utbyggingsplanen er at driftsorganisasjonen blir lagt til GdF sitt kontor i Noreg som ligg i Stavanger. Selskapet ønskjer å samle alle ressursane sine innan administrasjon og reser­voarkompetanse på dette kontoret. GdF vurderer i tillegg Stavangerområdet som ein stad med god tilgang på kvalifisert personell.

Departementet deler GdF si vurdering om å leggje driftsorganisasjonen til Stavanger. Komplekse reservoar sett store krav til GdF som selskap og deira første operatørskap. Selskapet vil dermed vere meir avhengig av rekruttering av personell med driftserfaring enn andre operatørselskap, ettersom ein ikkje i like stor grad kan trekke på interne ressursar. Departementet ser det difor som viktig at GdF får så nær kontakt som mogleg med dei andre rettshavarane i Stavanger.

Den arbeidsdelinga GdF har foreslått mellom Stavanger og Florø og dei tiltak selskapet vil gjennomføre, gjev etter departementet si vurdering ein fornuftig balanse mellom distriktspolitiske og bedriftsøkonomiske omsyn. I tråd med Stortingsmelding nr. 38 (2003-2004) om petroleumsverksemda, meiner departementet det er svært positivt med ei løysing med eit effektivt basemønster og fleksible vilkår, som kan fungere godt under ulike forhold gjennom feltes levetid. Samstundes vil løysinga styrke basemiljøet i Florø, og medverke til å oppretthalde verksemda ved dei enkelte basane langs kysten.

Kraftløysing

Det er eit ønske om at energiforsyninga for nye felt blir basert på kraft frå land. I tråd med vedtak i Stortinget 22. februar 1996, og Innst. S. nr. 114 (1995-1996) skal det i samband med alle nye feltutbyggingar på norsk sokkel leggjast fram ei oversikt over energiforbruk og kostnader med å elektrifisere innretninga framfor å bruke gassturbinar. Det er samstundes store utfordringar knytt til lønsemda i slike prosjekt til havs og tilgang på kraft frå kraftsystemet på land.

OD og NVE utarbeidde i 2002, etter oppmoding frå departementet, ein studie for å identifisere effektane av, og tiltakskostnadane ved, å hente kraft frå land til drift av innretningar på sokkelen. Studien gav utrykk for fleire moglege positive effektar av slike tiltak, som til dømes reduserte utslepp av CO₂ og NOx, reduserte driftskostnadar og høgare regularitet. Samstundes viste studien at tiltakskostnadane var svært høge. Bruk av kraft frå land ved framtidige utbyggingar bør sjåast i samanheng med storleiken og tidsperspektivet til prosjekta, for størst mogleg samfunnsmessig nytte av tiltaket.

Det er i dag fleire prosjekt som vurderer energiforsyning basert på kraft frå land, og prognosane for etterspørselen etter kraft frå petroleumsverksemda viser ei svært stor auke fram mot 2014. Auken kjem mellom anna frå prosjekt som Troll, Valhall, Ormen lange og Snøhvit. Dei fleste av desse prosjekta ønskjer å knyte seg til kraftnettet på Vestlandet, og kan bli ein vesentleg utfordring for kraftbalansen i regionane. Departementet vil difor på eit seinare tidspunkt kome tilbake med ei meir omfattande vurdering av moglegheitene og utfordringane med kraft frå land.

Statoil har for utbygging av Gjøa, Vega og Vega sør vurdert kraft frå land som ei lønsam løysing. Trollfeltet får i dag levert kraft frå same område som Gjøa. Ei eventuell vidareutvikling av Trollfeltet vil føre til auka behov for kraft frå land – av eit vesentleg større omfang enn Gjøafeltet. Det er difor naudsynt å vurdere vidareutvikling av Troll nærare i lys av kraftbalansen i Hordaland. Departementet vil i samband med handsaminga av eit mogleg prosjekt på Troll særskilt vurdere energiforsyninga til prosjektet.

Spørsmålet om tilknyting av petroleumsanlegg til havs til kraftsystemet på land må vurderast opp mot utviklinga i kraftforsyninga nasjonalt og regionalt. Eit viktig høve i den samanheng er at nye nett- og produksjonsanlegg normalt har ei lengre og meir usikker planleggings- og handsamingstid enn sjølve bygginga av den nye forbrukseininga. Det heng saman med at nett- og produksjonsanlegg oftast er omstridt, og at det tar monaleg tid å få fram fullgode konsesjonsvedtak.

Sjølv om kraftbehovet på Gjøa er av mindre omfang, er det viktig å sjå prosjektet i samanheng med den samla energiutviklinga i regionen. Ein tilfredsstillande kraftbalanse og forsyningstryggleik i regionen i åra framover er avhengig av utviklinga i forbruk og produksjon og av overføringsevna i nettet.

Kraftforbruket i Hordaland har i dei seinare åra vekse mykje og vil vekse vidare i åra framover. Veksten er særleg knytt til petroleumsanlegga og særleg leveransane til Troll-anlegget. Det har samstundes kome lite ny produksjons- og overføringskapasitet i området. I åra framover vil det kome ny gasskraftproduksjon frå Mongstad og nokre mindre vasskraftanlegg. Det blir også lagt til rette for utbygging av vindkraftanlegg i regionen. Likevel synest det naudsynt med ei omfattande forsterkning av overføringsnettet, for å sikre ein tilfredsstillande forsyningstryggleik i regionen. Det blir arbeidd med planer for fleire prosjekt for å styrke overføringsnettet i regionen, deriblant kraftlina Sima-Samnanger. Prosjektet er omstridt. Forsyninga av Gjøa med kraft frå land og andre forbruksauken knytt til petroleumsnæringa krev på si side ei rask framdrift i dei sentrale prosjekta for styrking av overføringsnettet. Regjeringa vil leggje stor vekt på forsyningstryggleiken i området ved handsaminga av dei aktuelle nettforsterkingsprosjekta.

Statoil har vurdert fleire stader for tilknyting av Gjøa-prosjektet til nettet. Statoil har no ein konsesjonssøknad om kabel mellom Gjøa og Mongstad til handsaming i NVE etter energilova. Denne prosessen er uavhengig av handsaminga av stortingsproposisjonen. Utanom Mongstad er Lutelandet i Sogn og Fjordane foreslått av andre som ei alternativ tilknyting av prosjektet. NVE har bedt Statoil utrede tilknyting til Lutelandet som alternativ. NVE har også fleire førehandsmeldingar og konsesjonssøknader for kraftlineprosjekt på Vestlandet til handsaming.

Ved tilknyting til kraftsystemet på land vil prosjektet måtte halde seg til dei vilkåra som gjeld for kraftmarknaden og tilknyting til overføringsnettet. Dette inneber mellom anna ordinære vilkår i samband med å inngå avtalar om kraftkjøp, tilkopling til nettet og leveringstryggleik.

Utslepp til sjø

Departementet viser til at ulike metodar for reinsing og injeksjon av produsert vatn er vurdert for utbygginga. Reinjeksjon av produsert vatn i reservoaret vil verke negativt for den totale ressursforvaltninga, ettersom det mest sannsynleg fører til tap av ressursar. Sjølv om ei løysing med reinjeksjon vil føre til lågare utslepp av produsert vatn, vil det i tillegg føre til ei monaleg auke i klimagassar. Injeksjon i eit anna reservoar er ei ennå meir teknisk krevjande og kostbar løysing, ettersom det produserte vatnet må fraktast over lengre avstandar før injisering i passande reservoar. Ved injeksjon av produsert vatn har operatøren berekna ein nedgang i noverdien til prosjektet på nærare 1,5 mrd. kroner.

Frå 2006 er utsleppskravet for dispergert olje i produsert vatn på maksimalt 30 mg/l. Ved å nytte EPCON- reinseteknologi, vil utslepp av dispergert olje i produsert vatn som sleppast til sjø reduserast med om lag 67 pst, samanlikna med utsleppskravet. Reinsemetoden er i tillegg eit godt kostnadseffektiv tiltak. Operatøren har valt denne reinsemetoden på bakgrunn av ei totalvurdering av miljømessige, tekniske og økonomiske konsekvensar for handsaming av produsert vatn. Dette er i tråd med målet om null skadelege utslepp til sjø frå St. meld. nr. 58 (1996-97) om bærekraftig utvikling. På denne bakgrunn ser departementet seg einig i val av reinsemetode.

4.2.3.2 Vurdering utbygging av Vega og Vega sør

Utbygging av Vega og Vega sør vil vere eit positivt bidrag for å auke ressursutnyttinga på sokkelen, og kan bli viktig for vidare utvikling av potensielle ressursar i området. I samband med dei siste tildelingane i førehandsdefinerte områder (TFO) er det blitt tildelt leiteløyve i området rundt Vega og Vega sør.

Operatørane for Gjøa, Vega og Vega sør har saman med rettshavarane forplikta seg til å samarbeide om optimalisering av produksjonen frå felta. Oljedirektoratet vil følgje opp dette arbeidet. Departementet vurderer ei slik løysing til å vere naudsynt for ei best mogleg heilskapleg forvalting av olje- og gassressursane i felta.

Dei totale investeringskostnadene for prosjektet er av operatøren berekna til 7 309 mill. kroner. I tillegg kjem Vega og Vega sør sitt bidrag til Gjøa-installasjonane på 1 906 mill. kroner. Noverdien av prosjektet er av operatøren rekna til 2 634 mill, kroner med 7 pst. diskonteringsrente før skatt. Internrenta for prosjektet er estimert til 14 pst. før skatt. Operatøren har berekna nullpunktsprisen for olje til 29 USD 2006/fat før skatt. I berekningane er det føresett ein valutakurs på 6,5 NOK/USD, og olje- gass- og NGL prisar på høvesvis 35 USD/fat, 1.08 NOK/Sm³ og 266 USD/tonn.

Operatøren har lagt fram følsemdsberekningar av prosjektet, basert på ei diskonteringsrente på 10 pst., etter skatt konsolidert, som vist i tabell 4.3.

Berekningane frå operatøren viser at prosjektet gjev ein negativ noverdi ved eit lågt ressursutfall, ei auke i investeringskostnadar på 20 pst., ei auke i operasjonelle kostnadar på 15 pst. og ved ein olje- og gasspris på høvesvis 30 USD/fat og 0,92 NOK/ Sm³

Følsemdsberekningar for prosjektet basert på produksjons- og kostnadsprofilar frå operatøren og prisføresetnader samsvarande med det som er lagt til grunn for nasjonalbudsjettet i 2007, viser ei noverdi for prosjektet på 4 273 mill. kroner, og ei internrente for prosjektet på 18,5 pst. Prosjektet viser ein høgare noverdi først og fremst fordi det blir nytta ein høgare prisføresetnad enn det operatøren gjer. Ved inkludering av ressursane og kostnader for Gjøa aukar noverdien for prosjektet til 11 592 mill. kroner og internrenta blir redusert til 14,1 pst. Følsemdsberekningane er vist i tabell 4.4.

Følsemdsberekningane viser at prosjektet er lønsamt, og robust for store endringar i dei fleste usikre faktorane. Prosjektet er likevel ikkje like robust ved negative forandringar i ressursutfallet som for dei andre faktorane.

Desse følsemdsberekningane er monaleg meir robuste enn operatøren sine berekningar. Dette skuldast først og fremst at i operatøren sine berekningar er det nytta ei høgare diskonteringsrente, og noverdiar etter skatt konsolidert. Etter departementet si meining er Vega-prosjektet eit robust og tilfredsstillande prosjekt som medverkar til god ressursforvaltning.

Det er utarbeidd ei konsekvensutgreiing for prosjektet som viser at prosjektet kan gjennomførast innafor akseptable rammer for miljø og fiskeri. Det har ikkje kome fram noko i høyringsfråsegnene som tilseier at plan for utbygging og drift for Vega og Vega sør ikkje bør bli godkjend.

4.3 Konsekvensar for budsjettet for SDØE

Gjøa

Utbygginga av Gjøa vil på bakgrunn av informasjon gjeve av Statoil medføre for SDØE 8 160 mill. kroner i totale investeringar, inkludert røyra. Dette medfører om lag 1 382 mill. kroner i investeringar, 27 mill. kroner i kalkulatorisk rente og driftskostnader på 27 mill. kroner for inneverande år. Det er dekning for desse kostnadane innafor rammene for gjeldande budsjett, jf. St.prp. nr. 1 (2006-2007) og Budsjett- innst. S. nr 9 (2006-2007) høvesvis kapittel 2440 post 30 og kapittel 5440 post 24.2 og 24.5.

Vega og Vega sør

Utbygging av Vega og Vega sør felta vil på bakgrunn av informasjon gjeve av Hydro og Petoro medføre for SDØE 2 152 mill. kroner i totale investeringar. Dette medfører om lag 225 mill. kroner i investeringar og om lag 2,5 mill. kroner i kalkulatorisk rente for inneverande år. Det er dekning for desse kostnadene innafor rammene for gjeldande budsjett, jf. St.prp. nr. 1 (2006-2007) og Budsjett- innst. S. nr 9 (2006-2007) høvesvis kapittel 2440 post 30 og kapittel 5440 post 24.2 og 24.5. SDØE er ikkje med i Vega sør.

4.4 Konklusjonar og vilkår

Departementet vil gje løyve til plan for anlegg og drift av gassrøyret frå Gjøa til FLAGS i samsvar med planane operatøren har lagt fram og med dei merknadene som går fram av denne proposisjonen, og på følgjande vilkår:

1. Gassrøyret må bli førebudd for tilkopling til Statpipe. Dette inneber at teknisk design av røyret og Gjøa-plattforma må vere slik at det ikkje blir lagt føringar for bruken av Statpipe ved ei eventuell framtidig tilknyting. Operatøren må kontakte Gassco for å sikre at dette vilkåret blir oppfylt.

2. Røyret blir dimensjonert for ei levetid på minst 30 år.

3. Prinsipp for og kvalitetsstyring av allokeringssystemet for gass i røyret frå Gjøa og inn i FLAGS, må avklarast og aksepterast av Oljedirektoratet. Slik avklaring må skje i god tid før oppstart og senast ved søknad om produksjonsløyve.

4. Løyve for anlegg og drift av gassrøyret vil bli gjeve til eit eiget interessentskap beståande av rettshavarane i utvinningsløyve for Gjøa og med dei same eigardelane som dei har i utvinningsløyvet. Interessentskapsavtale for gassrøyret skal sendast departementet for godkjenning.

5. Statoil skal være operatør fram til oppstarten av gassfyllinga i røyret. Gassco AS skal då overta som operatør.

6. Departementet vil på eit seinare tidspunkt kunne påleggje innleming av gassrøyret frå Gjøa til FLAGS i Gassled. Etter eit slikt eventuelt pålegg skal partane forhandle fram vilkåra for innleming. 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.

7. Løyve for gassrøyret gjeld til 31. desember 2028.

   Departementet vil ta stilling til korleis tredjeparts tilgang til gassrøyret skal regulerast, anten i samband med at løyve til anlegg og drift vil bli gjeve, eller ved at det blir stilt vilkår om at ein vil kome tilbake til dette på eit seinare tidspunkt.

Departementet vil gje løyve til plan for anlegg og drift av oljerøyret frå Gjøa til Troll oljerøyr 2 (TOR2) i samsvar med planane operatøren har lagt fram, med dei merknadene som går fram av denne proposisjonen, og på følgjande vilkår:

1. Oljerøyret blir dimensjonert for ei levetid på minst 30 år.

2. Statoil skal vere operatør fram til oljefyllinga i røyrleidningen. Gaz de France skal då overta som operatør.

3. Departementet kan på eit seinare tidspunkt krevje oppretta eit eiga interessentskap for oljerøyret, som består av dei same rettshavarane som i utvinningsløyve for Gjøa.

   Departementet vil ta stilling til korleis tredjeparts tilgang til oljerøyret skal reguleras, anten i samband med at løyve til anlegg og drift vil bli gjeve, eller ved at det blir stilt vilkår om at ein vil kome tilbake til dette.

Departementet sluttar seg til plan for utbygging og drift av Gjøa i samsvar med planane operatøren har lagt fram og med dei merknadene som går fram av denne proposisjonen, og på følgjande vilkår:

1. Før borestart for pilotbrønn i P1-segmentet, og seinast ved søknad om produksjonsløyve, må operatøren framleggje ein plan for korleis produserbar olje i segmentet skal utvinnast.

2. Ved søknad om produksjonsløyve, seinast 6 månader før oppstart, må operatøren leggje fram ein oppdatert dreneringsplan for Gjøa til godkjenning. Planen må vere basert på informasjon frå boring av pilotbrønnar, boring av produksjonsbrønnar og produksjonssamarbeid med Vega og Vega sør.

3. Gjøa-innretninga sitt skrog og tilhøyrande feltrøyr og fleksible stigerøyr skal bli dimensjonert for ei levetid på minst 30 år.

Departementet gjev si tilslutning til plan for utbygging og drift av Vega og Vega sør i samsvar med planane operatøren har lagt fram, og med dei merknadene som går fram av denne stortingsproposisjonen, og på følgjande vilkår:

1. Ved søknad om produksjonsløyve, og seinast seks månader før oppstart, må operatøren leggje fram ein oppdatert dreneringsplan for Vega og Vega sør til godkjenning. Planen må vere basert på informasjon frå boring av pilotbrønnar, boring av produksjonsbrønnar og produksjonssamarbeid med Gjøa.

2. Løysinga som blir valt for trykksikring av røyr og stigerøyr, blir gjenstand for ein grundig tredjepartsvurdering, og at endeleg løysing blir funne å vere akseptabel.