Utbygging og drift av Kvitebjørn med transportsystemet for gass og kondensat

Departementet foreslår i proposisjonen at Stortinget samtykker til plan for utbygging og drift av Kvitebjørn og plan for anlegg og drift av rikgass eksportrørledning fra Kvitebjørn til Kollsnes og Kvitebjørn Oljerør.

Kvitebjørn er et gass- og kondensatfelt i den nordlige del av Nordsjøen om lag 130 km vest av utløpet av Sognefjorden. Statoil er operatør for feltet, som ble påvist i 1994.

Olje- og energidepartementet mottok 23. desember 1999 søknaden om tillatelse til å bygge ut feltet med tilhørende rørledninger for transport av gass og kondensat, og 24. februar 2000 mottok departementet søknad fra Statoil på vegne av Trollgruppen om tillatelse til å foreta mindre modifikasjoner av gassmottaksanlegget på Kollsnes som skal ta i mot og behandle gassen fra Kvitebjørn.

Rettighetshavere i Kvitebjørn er Statoil med 80 pst., hvorav SDØE med 40 pst., Norsk Hydro med 15 pst. og Elf med 5 pst. Utvinnbare ressurser fra Kvitebjørn er av operatøren anslått til 47 mrd. Sm3 gass, 17 mill. Sm3 kondensat og nafta og 0,4 mill. tonn LPG. Gassen fra feltet vil bli sendt i en ny rørledning til gassmottaksanlegget på Kollsnes for videre prosessering. Kondensatet vil bli transportert i en ny rørledning (Kvitebjørn Oljerør) som knyttes til Troll Oljerør 2 for videre transport til Statoil-Mongstadterminalen.

Departementet viser til at utbyggingen planlegges ferdigstilt slik at gassleveransene kan starte fra 1. oktober 2004. Produksjonsnivået for gass fra feltet vil på platå være om lag 6 mrd. Sm3 pr. år. Investeringene knyttet til utbygging av Kvitebjørnfeltet og gass- og kondensatrørledninger er anslått til 7,8 mrd. 1999-kroner. Videre er lønnsomheten av Kvitebjørnprosjektet anslått til 3,6 mrd. kroner (nåverdi, 7 pst. før skatt) gitt en oljeprisforutsetning på 15 US dollar pr. fat.

Kvitebjørnutbyggingen vil føre til utslipp til luft fra kraftproduksjon, fra fakling og fra mottaksanlegg fra gass og kondensat. Samlet utslipp fra Kvitebjørnplattformen og fra behandling av rikgass på Kollsnes er for hele produksjonsperioden som forventes å strekke seg fram til 2016, beregnet til 1,15 mill. tonn CO2 og 1,70 000 tonn NOx. I forhold til utslipp fra eksisterende petroleumsvirksomhet er disse utslippene ifølge departementet små.

Departementet viser videre til konsekvensutredningen for prosjektet og til at det i høringsuttalelsene ikke har kommet fram forhold som tilsier at utbyggingsplanene ikke bør godkjennes.

Departementet mener at utbygging av Kvitebjørn er et lønnsomt prosjekt.

Utbygging av Kvitebjørn felt og rørledninger vil i inneværende år medføre om lag 113 mill. kroner i investeringer og 3 mill. kroner i kalkulatoriske renter for SDØE. Dette inngår i gjeldende budsjett under kap. 2440 post 30 Investeringer og kap. 5440 post 24 Driftsresultat og post 80 Renter.

Utbygging og drift av Grane med transportsystemer for olje og gass

Olje- og energidepartementet foreslår i proposisjonen at det fattes beslutning om utbygging og drift av oljefunnet Grane med transportsystemer for olje og gass.

Granefunnet ligger i den sentrale delen av Nordsjøen om lag 160 km fra Stavanger.

Norsk Hydro produksjon a.s søkte 23. desember 1999 om godkjennelse av plan for utbygging og drift av Grane og anlegg og drift av en oljerørledning fra Grane til Stureterminalen og en gassrørledning fra Heimdal til Grane. Planen omfatter produksjon av oljen fra Grane, eventuell produksjon av gass vil bli behandlet på et senere tidspunkt i en egen plan for utbygging og drift.

Rettighetshaverne i Grane er Norsk Hydro, Esso og Statoil. SDØE deltar med 43,6 pst., og reservene som er omfattet av plan og utbygging av drift av Grane utgjør 112 mill. Sm3 olje. Produksjonen fra Grane er forventet å starte opp høsten 2003 og vil ha et platånivå i perioden 2005-2009 på i overkant av 200 000 fat pr. dag. Oljeproduksjonen fra Grane antas å vare frem til 2021, og departementet viser til at etter gjeldende pro-gnoser vil produksjonen fra Grane utgjøre om lag 6,5 pst. av norsk oljeproduksjon i 2005.

Norsk Hydro vil som operatør for Grane forestå utbygging og drift av installasjonen på Grane. Forventede totale investeringskostnader er av operatøren oppgitt til i alt 15,05 mrd. kroner, og det er i proposisjonen gjort rede for fordelingen av investeringskostnadene samt for lønnsomhetsberegninger.

Når det gjelder transportsystemer for olje og gass foreslås det i proposisjonen at olje fra Grane skal transporteres til Stureterminalen gjennom en 220 km lang rørledning, og fra Sture vil oljen bli lastet til skip over eksisterende kaianlegg. Gass til injeksjon og forbruk i gassturbinene vil bli transportert via Heimdal gjennom en egen rørledning.

For oljeproduksjonsfasen, som er perioden 2004-2021, er de gjennomsnittlige utslippene pr. år av CO2 beregnet til 226 000 tonn. Dette vil utgjøre om lag 2 pst. av de forventede totale utslippene fra norsk sokkel i denne perioden. Departementet viser til at Grane er et tungoljefunn, og at konsekvensene av et akutt oljeutslipp kan bli alvorligere enn ved andre felt ettersom oljeflak vil kunne drive langt før det blir oppløst. Imidlertid er sannsynligheten for akuttutslipp liten.

Sysselsettingsvirkningen i Norge av Graneutbyggingen er av Norsk Hydro beregnet til 5 000 årsverk i utbyggingsfasen og 7 500 årsverk i driftsfasen.

Departementet viser til at utbyggingen av Grane for SDØE i år vil medføre om lag 245 mill. kroner i investeringer, om lag 17 mill. kroner i driftskostnader og om lag 6,5 mill. kroner i renter. Dette er det budsjettmessig dekning for under kap. 2440 og kap. 5440.

Disponering av installasjonene på Lille-Frigg og Tommeliten Gamma

Departementet foreslår i proposisjonen at de utrangerte installasjonene på feltene Lille-Frigg og Tommeliten Gamma fjernes og disponeres på land. Totale fjerningskostnader for Lille-Frigg er anslått til 90,3 mill. kroner og for Tommeliten Gamma til 51 mill. kroner.

Det er ikke forventet å påløpe fjerningsutgifter for staten i budsjettåret 2000, anslag for statens fjerningsutgifter vil imidlertid bli inkludert i forslag til bevilgning når utgiftene forventes å påløpe. Departementet ønsker ikke at retten fastsatt i petroleumsloven til statlig overtakelse av innretningene på Lille-Frigg og Tommeliten Gamma blir benyttet, og viser til at de økonomisk utvinnbare reservene allerede er benyttet.

Videre viser departementet til at disponering av utrangerte rørledninger og kabler vil bli behandlet i en egen stortingsproposisjon.

Kostnadsutviklingen i Åsgardkjeden

Departementet viser til den tidligere omtalen av kostnadsutviklingen av prosjektene i Åsgardkjeden i St.prp. nr. 18 (1999-2000), St.prp. nr. 1 (1999-2000) og St.meld. nr. 37 (1998-1999).

I mars 2000 mottok departementet nye investeringsanslag for prosjektene i Åsgardkjeden, som viser at investeringsanslagene for rørledningene for Åsgard transport og Europipe 2 er redusert. Imidlertid viser prosjektene i Åsgardkjeden samlet sett en økning på 870 mill. kroner siden høsten 1999. Endringen i investeringsanslagene er samlet sett innenfor rammen for mulig kostnadseksponering fra høsten 1999. Videre er den totale rammen for mulige nye økninger redusert til 903 mill. kroner (fra 1 717 mill. kroner).

Departementet viser til at den totale kostnadsrammen for mulige økninger fastholdes, men eksponeringen for mulige kostnadsøkninger er noe omfordelt på prosjektene seg imellom – ved at en større del av eksponeringen henføres til Kårstø-anleggene.

Oljeproduksjonen i Åsgardkjeden skal etter planen ferdigstilles 1. oktober 2000.