1 Sammendrag

Olje- og energidepartementet legger med dette frem en proposisjon med tilråding om å fatte beslutning om utbygging og drift av oljefunnet Jotun.

Esso Norge AS søkte den 31. januar 1997 departementet om godkjennelse av plan for utbygging og drift av oljefunnet Jotun.

Rettighetshavere i Jotun er Esso, Enterprise, Statoil, Conoco og Amerada Hess. Statens direkte økonomiske engasjement i Jotun er på 4,5 pst, basert på en foreløpig fordeling mellom rettighetshaverne.

Reservene som er omfattet av plan for utbygging og drift av Jotun utgjør 30,7 mill Sm³ olje og 0,85 mrd Sm³ gass. Produksjonen fra Jotun vil etter planen starte opp i 1999 og ha et platånivå i perioden 2000 - 2002 på om lag 80 000 fat/dag. Dette vil etter gjeldende prognoser utgjøre 2,2 prosent av total norsk oljeproduksjon i 2001. Produksjonen fra Jotun antas å vare frem til år 2015. Produksjonen fra Jotun er innarbeidet i de gjeldende produksjonsprognoser for norsk kontinentalsokkel.

Anbefalt utbyggingsløsning består i å bygge en brønnhodeplattform med stålunderstell koblet opp mot et produksjons- og lagerskip. Brønnhodeplattformen skal ha fullt boreutstyr og tilhørende støttesystemer for boring, samt boligkvarter. All prosessering og kraftgenerering i driftsfasen vil foregå på produksjonsskipet. Oljen skal prosesseres ferdig på produksjonsskipet før lagring og senere lasting fra feltet. Gass skal etter planen prosesseres til salgsspesifikasjon og eksporteres via Statpipe-rørledningen under Troll-avtalen. NGL vil bli blandet med oljen og transportert fra feltet med skytteltankere.

Energiproduksjonen på innretningene er i operatørens plan basert på to kombinerte gass/væske-turbiner, hver med en kapasitet på 22 MW. Forsyning av elektrisk kraft fra land er teoretisk mulig, men er av operatøren beregnet å medføre økte investeringer på minst 850 mill kroner. Imidlertid finnes det i dag ikke kvalifiserte løsninger for å forsyne et produksjonsskip av denne typen med kraftmengder av denne størrelsen, og industrien har heller ikke vurdert slike løsninger teknisk eller sikkerhetsmessig. Det konkluderes derfor med at elektrisk krafttilførsel fra land ikke er gjennomførbart for Jotun. Departementet er enig i denne vurderingen.

Operatøren har også vurdert separasjon og injeksjon av CO₂ fra avgassen fra turbinene. Konklusjonen er at den totale økningen i kostnader vil være på om lag 1,6 mrd kroner. Prosjektet vil bli forsinket i minst ett år og intensjonsavtalen som er inngått med Kværner vil høyst sannsynlig måtte kanselleres. Lønnsomheten for prosjektet forverres betydelig, anslagsvis med om lag 2 mrd kroner i nåverdi før skatt (7 % diskonteringssats) og rettighetshaverne vil ved et pålegg om separasjon og injeksjon av CO₂ måtte vurdere å skrinlegge prosjektet. Departementet deler operatørens vurdering og ønsker derfor ikke å pålegge gjennomføring av dette tiltaket. Årlige CO₂-utslipp fra innretningen er av operatøren beregnet til 0,24 mill tonn årlig på toppnivå, noe som vil utgjøre om lag 2 % av CO₂-utslippene fra norsk petroleumsvirksomhet i henhold til gjeldende prognoser.

Produsert vann fra Jotun vil bli reinjisert i reservoaret til bruk som trykkstøtte i produksjonen. Videre vil operatøren vurdere å installere lav-NO_x-turbiner når dette utstyret er kommersielt tilgjengelig for den aktuelle turbintype.

Totale investeringer for prosjektet er beregnet til 5,9 mrd kroner. Lønnsomheten er god, den samfunnsøkonomiske lønnsomhetsanalysen viser en nåverdi før skatt på 5,6 mrd kroner (7 % diskonteringssats).

I del II av proposisjonen omhandles departementets oppfølging av de vedtak som ble fattet av Stortinget 22. februar 1996 i forbindelse med behandlingen av Stortingsmelding nr 41 (1994-95) (klimameldingen) og Innst St nr 114 (1995-96), og videre vedtak fattet av Stortinget 20. februar 1997.