Vedlegg
- Brev fra Olje- og energidepartementet v/statsråden til energi- og miljøkomiteen, datert 12. mai 2014
Jeg viser til brev 25. april 2014 fra energi- og miljøkomiteen vedrørende Representantforslag 58 S (2013-2014) fra stortingsrepresentantene Audun Lysbakken og Heikki Eidsvoll Holmås om å sikre kraft fra land-løsning for hele Utsirahøyden.
Utsirahøyden i Nordsjøen – som ligger om lag 140 km vest for Stavanger, har det siste tiåret utviklet seg til et av de mest prospektive områdene på norsk sokkel. De to feltutbyggingene Edvard Grieg og Ivar Aasen er i gang. Johan Sverdrup-funnet planlegger innlevering av plan for utbygging og drift (PUD) tidlig 2015. Om lag 60 kilometer lenger sørvest av Utsirahøyden er utbyggingen av Gina Krog-feltet også i gang.
Sverdrup vil bli blant de største oljefeltene på norsk sokkel når det er utbygd. Ikke siden 1980-tallet har et funn med så store oljeressurser blitt bygget ut. I henhold til operatørens anslag er de utvinnbare ressursene på mellom 1,8 og 2,9 mrd fat oljeekvivalenter. Feltet vil alene stå for om lag 25 prosent av oljeproduksjonen på norsk sokkel ved maksimal produksjon. Feltet forventes å starte produksjonen sent i 2019 og har en beregnet levetid på 50 år. Rettighetshaverne i de tre tillatelsene som utgjør Sverdrup-funnet er Statoil, Lundin, Petoro, Maersk og Det norske oljeselskap.
Sverdrup-funnet planlegges bygget ut i flere faser. I første fase skal det investeres 100-120 milliarder kroner blant annet i et feltsenter med fire plattformer. Oljen fra feltet planlegges tatt inn til Mongstad, mens gassen tas inn til Kårstø. Feltet vil bli forsynt med kraft fra land fra Kårstø. Konseptet legger godt til rette for framtidige økt utvinningstiltak.
Aktiviteten knyttet til Sverdrup, og øvrige, nye felt i området, vil gi viktige sysselsettings- og verdiskapingseffekter i tiårene fremover. Produksjonen fra disse feltene, med Sverdrup som den klart største bidragsyter vil gi betydelige inntekter til det norske samfunnet.
Spørsmålet om kraft til feltene på Utsirahøyden er en prosess som har pågått i mange år og er utredet i flere omganger. Viktige premisser i saken ble således lagt i forrige stortingsperiode. Regjeringen har som mål at den sørlige delen av Utsirahøyden skal forsynes med kraft fra land, og forventer at selskapene arbeider for å kunne realisere dette.
Kraft fra land til petroleumssektoren vil redusere utslippene av CO2 fra norsk kontinentalsokkel isolert sett. Det vil også bidra til en reduksjon av utslipp innenfor Norges grenser så lenge kraftbehovet dekkes opp av utslippsfri kraftproduksjon i Norge eller ved importert kraft. Kraft fra land kan derfor være en måte å redusere de nasjonale utslippene.
Et økt uttak av kraft til petroleumssektoren vil påvirke norsk kraftbalanse. De siste årene har det variert hvorvidt Norge er netto importør eller eksportør av kraft. Resultatet av et økt forbruk som følge av kraft fra land til petroleumssektoren vil derfor redusere eksporten eller øke importen av kraft. Den frigjorte gassen vil bli eksportert til Europa og utnyttet der.
Både petroleumssektoren og elektrisitetsproduksjon er underlagt kvoteplikt i EUs kvotesystem. Det samlede utslippsnivået for hele kvotesystemet er bestemt av det samlede antallet kvoter innenfor systemet. I et velfungerende kvotesystem, vil utslippsreduksjoner i én virksomhet føre til at utslippene øker tilsvarende andre steder innenfor kvotesystemet. De samlede utslippene i kvotesystemet kan bare reduseres gjennom å redusere den samlede kvotemengden.
Den forrige regjering forela utbyggingsplaner for 13 selvstendige utbygginger på norsk kontinentalsokkel for Stortinget. I tillegg behandlet de to foregående Storting utbyggingsplaner for videreutvikling av eksisterende felt, som Valhall videreutvikling (2007), Ekofisk sør (2011) og Eldfisk II (2011). I tillegg er et større antall undervannsutbygginger som knyttes tilbake til eksisterende felt godkjent. For slike utbygginger vil det som oftest ikke være realistisk med kraft fra land.
Av utbyggingene siden 2005 har Valhall, Gjøa, Goliat og Martin Linge en drift basert på forsyning med kraft fra land. De øvrige har ikke det. En viktig årsak til det er kostnadene ved en slik løsning i forhold til alternativer med lokalt produsert kraft ved hjelp av gassturbiner. For enkeltprosjekter siste 10 år som er bygget ut med gassturbiner som kraftløsning, har tiltakskostnadene for kraft fra land variert betydelig mellom 1500 – 5500 kroner per tonn CO2. En felles kraft fra land-løsning til feltene Grieg, Aasen og Krog ble i 2011 beregnet til å ha tiltakskostnader ned mot 700 kroner per tonn CO2.
I stortingsperioden 2009-2013 ble utbyggingene av feltene Aasta Hansteen, Gina Krog, Ivar Aasen, Edvard Grieg, Martin Linge og Gudrun, samt prosjektene Ekofisk sør, Eldfisk II og Åsgard undervannskompresjon, forelagt Stortinget. Av disse vil Linge-feltet som nevnt bli forsynt med kraft fra land. De øvrige feltene blir drevet med nye eller eksisterende gassturbiner. Tiltakskostnadene har variert mellom disse prosjektene, dette framgår også av dokumentene Stortinget har behandlet:
1. Av Prop 99 S (2012-2013) Utbygging og drift av Gina Krog-feltet, framgår det blant annet at: ”Kraftbehovet for Gina Krog er estimert til maksimalt 25 MW, men vil bli lavere mot slutten av feltets levetid. Dette kraftbehovet vil ved oppstart dekkes av en gassturbin som installeres på innretningen. Kraft fra land til Gina Krog-feltet alene er antatt å ha en investeringskostnad på om lag 2,2 mrd 2013-kroner. Oljefunnet Johan Sverdrup ble påvist høsten 2010 i utvinningstillatelse 501, og senere også i utvinningstillatelse 265. Som følge av nye avgrensingsbrønner ble størrelsen på Johan Sverdrup-funnet kraftig oppjustert høsten 2011. Dette endret premissene for kraft fra land til dette området, og høsten 2011 ba derfor departementet rettighetshaverne om på nytt å studere mulighetene for og konsekvensene av en samordnet kraft fra land-løsning for området. Statoil leder dette arbeidet, der rettighetshaverne i Johan Sverdrup-funnet og feltene Gina Krog, Edvard Grieg og Ivar Aasen deltar. Dette prosjektet har en framdriftsplan som innebærer konseptvalg i 2013, investeringsbeslutning i 2014, installasjon til havs i 2017 og idriftsettelse i 2018. Dersom departementet finner at en samordnet kraft fra land-løsning for den sørlige delen av Utsirahøyden skal realiseres, skal Gina Krog-feltet tilknyttes en slik løsning, med mindre departementet av særskilte grunner bestemmer noe annet.”.
2. Av Prop. 98 S (2012-2013) Utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet, framgår det blant annet at: ”Kraftbehovet for Ivar Aasen er estimert til maksimalt 25 MW og vil bli dekt frå Edvard Grieg-innretninga. Edvard Grieg-innretninga vil ha to gassturbinar som skal forsyne Edvard Grieg og Ivar Aasen med kraft frå produksjonsstart. Kraft frå land er grundig vurdert for Ivar Aasen-feltet. Vurderinga inkluderer òg felta Edvard Grieg og Dagny
Nå Gina Krog-feltet
. På oppdrag frå Oljedirektoratet utarbeidde dei tre operatørane ein rapport for ei samordna kraft frå land-løysing for desse tre moglege utbyggingane. Rapporten blei ferdigstilt i april 2011. I rapporten blei kraft frå land til Edvard Grieg-feltet og Ivar Aasen-feltet berekna til å ha ein tiltakskostnad på i overkant av 1500 kroner per tonn CO2. Dersom Dagny-feltet blei inkludert, ville tiltakskostnaden blitt redusert ned mot 700 kroner per tonn CO2.”
3. Av Prop S 97 S (2012-2013) Utbygging og drift av Aasta Hansteen-feltet og anlegg og drift av Polarled utviklingsprosjekt og Kristin gasseksportprosjekt, framgår det blant annet at: ”Operatøren har beregnet tiltakskostnadene for en slik løsning for kraft fra land til 1966 kroner per tonn CO2. Den høye tiltakskostnaden tilser at tiltaket ikke er hensiktsmessig å gjennomføre.”
4. Av Prop 88 S (2011-2012) Utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet, framgår det blant annet at: ”Kraft fra land er grundig vurdert for Edvard Grieg-feltet. Vurderingen inkluderer også funnene Draupne
Nå Ivar Aasen-feltet
og Dagny. På oppdrag fra Oljedirektoratet utarbeidet de tre operatørene en rapport for en samordnet kraft fra land-løsning for disse tre mulige utbyggingene. Rapporten ble utarbeidet fra november 2010 til april 2011. I rapporten ble kraft fra land til Edvard Grieg-feltet og Draupne beregnet til en tiltakskostnad på i overkant av 1 500 kroner per tonn CO2. Inkluderes Dagny vil tiltakskostnaden reduseres ned mot 700 kroner per tonn CO2 avhengig av valgte utbyggingsløsninger for Draupne og Dagny. Det er ikke realistisk å få på plass en felles løsning med Dagny og Draupne uten forsinkelser for Edvard Grieg-feltet. Størrelsen på Johan Sverdrup-funnet ble oppjustert høsten 2011. Den fremtidige utbyggingen av dette store funnet kan påvirke både muligheten for og hensiktsmessigheten av en kraft fra land-løsning til den sørlige delen av Utsirahøyden. Høsten 2011 ba derfor departementet rettighetshaverne på denne delen av Utsirahøyden om på nytt å studere mulighetene for og konsekvensene av en samordnet kraft fra land-løsning for området. Statoil leder dette arbeidet. Alle berørte utvinningstillatelser deltar. Selskapene planlegger å etablere et grunnlag for investeringsbeslutning mot slutten av 2012.” og ”Dersom departementet finner at en samordnet kraft fra land løsning for området skal realiseres, skal Edvard Grieg-feltet tilknyttes en slik løsning, med mindre departementet bestemmer noe annet.”
5. Av Prop 53 S (2011-2012) Utbygging og drift av Åsgard undervannskompresjon, framgår det blant annet at ”Kraftbehovet for Åsgard undervannskompresjon dekkes fra eksisterende anlegg på Åsgard A og B.” og ”Direkte elektrifisering av undervannskompresjonen med kraft fra land er ikke teknisk mulig. Operatøren har vurdert flere ulike løsninger for å forsyne Åsgard undervannskompresjon med kraft fra land. Dette ville innebære kraftoverføring via Åsgard A som er et produksjonsskip som dreier rundt en oppankret dreieskive med sviveloverføringer, og Åsgard B som er en flytende innretning. Teknisk er det ikke mulig med kraft fra land til Åsgard A, siden tilgjengelig svivelteknologi ikke tillater overføring av så store kraftmengder med en likestrømskabel fra land. I tillegg er det behov for dynamiske stigekabler for likestrøm som ikke er tilgjengelig kvalifisert teknologi. Åsgard B vil også ha behov for dynamiske stigekabler, i tillegg har ikke innretningen den nødvendige vektkapasiteten til å bære det nødvendige og tunge elektriske utstyret. I tillegg er det foretatt vurderinger i Haltenbankområdet som innebærer kraft fra land til flere andre felt inkludert Heidrun og Kristin. Den mest realistiske løsningen er å etablere en ny innretning som vil forsyne flere felt i Haltenbankområdet. Investeringskostnadene for en ny innretning med kraft fra land til lokal fordeling på Haltenbanken er beregnet til om lag 11 mrd. kroner, og tiltakskostnadene er estimert til 3 957 kroner per tonn CO2. Estimatet er basert på utslippsreduksjoner på Heidrun, Kristin, Åsgard B og Åsgard undervannskompresjon. Som følge av store investeringer og høye tiltakskostnader mener operatøren at kraft fra land til Åsgard undervannskompresjon ikke er økonomisk gjennomførbart.”
6. Av Prop 113 S (2010-2011) Utbygging og drift av Ekofisk sør og Eldfisk II, framgår det blant annet at: ”Etter forespørsel fra OD i 2009 har operatøren sammen med BP også utredet en felles løsning for kraft fra land for å se på mulige synergieffekter med Ula-feltets kraftbehov.” og ”Operatøren anslår tiltakskostnadene for kraft fra land til Ekofisk-området til 3585 kroner per tonn CO2 ved en levetid fram til 2049 og en diskonteringsrente på 7 pst.”
7. Av Prop 123 (2009-2010) Utbygging og drift av Gudrun, framgår det blant annet at: ”Det vil ikke være behov for installasjon av nytt kraftutstyr på Sleipner A, kun utnyttelse av eksisterende utstyr. Operatøren har også vurdert kraft fra land både til Gudrun og til Sleipner. Disse vurderingene viser at tiltakskostnaden for disse løsningene er meget høy.” og ”Operatøren har utført en overordnet evaluering av å forsyne Gudrun-plattformen med kraft hentet direkte fra land. Utførte studier i 2009 for elektrifisering av Sleipnerområdet ligger til grunn for operatørens vurdering med hensyn til kraftløsning. Basert på estimerte investeringskostnader og estimerte utslipp for kraftgenerering ute på feltet versus på land viser kostnadene at kraft fra land er meget høy.”
Det er Stortinget og regjeringen som legger rammene for virksomheten på norsk sokkel. Dette gjelder også forhold knyttet til kraftløsning for en utbygging. Den etablerte petroleumspolitikken (jf. Meld. St. 28 (2010-2011)), klimaforliket (jf. Meld. St. 21 (2011-2012) og Innst 390 S (2011-2012)) og Stortingets behandling av proposisjonene om utbygging og drift av feltene Grieg (Prop 88 S (2011-2012), Aasen (Prop 98 S (2012-2013) og Krog (Prop 99 S (2012-2013) danner rammer for departementets arbeid med denne saken.
Hovedvirkemidlet for å begrense CO2-utslippene fra sokkelen er den høye utslippskostnaden selskapene står overfor gjennom inkluderingen i det europeiske CO2-kvotesystemet og CO2-avgiften aktiviteten er underlagt, i dag samlet på om lag 450 kr/tonn CO2. CO2-avgiften på sokkelen ble i klimaforliket, jf. Meld St 21 (2011-2012) og Innst 390 S (2011-2012), økt betydelig. Samtidig ble det signalisert at dersom kvoteprisen øker over tid, gir det grunnlag for å redusere CO2-avgiften slik at samlet karbonpris forblir om lag på samme nivå. Man la til grunn at virkemiddelbruken vil bidra til økt bruk av kraft fra land ved nye utbygginger på norsk sokkel. Kraft fra land utredes som energiløsning for nye felt og ved større ombygginger av eksisterende felt.
En viktig rolle for myndighetene er å sikre at mulige samordningsgevinster blir godt belyst i arbeidet med utbyggingsplaner. Myndighetene har vært, og er, opptatt av å få realisert eventuelle gode samordningsløsninger for de omtalte felt og funn. Det gjelder både eksportløsninger for olje og gass og utbyggingsløsninger, herunder mulige felles kraft fra land-løsninger.
Myndighetene har derfor blant annet i to omganger fått de involverte selskapene til å utrede muligheten for og hensiktsmessigheten av en felles kraft fra land-løsning til området. Første gang var i 2010 når flere eiergrupper arbeidet med utbyggingsplaner for betydelige funn på/ved Utsirahøyden. Dette var før man kjente til det store Sverdrup-funnet. Myndighetene ba operatørene for de aktuelle funnene (Luno, Draupne, Dagny, nå henholdsvis Grieg, Aasen og Krog) om å utrede en felles kraft fra land-løsning til disse. En slik løsning ble studert av de involverte operatørene (Statoil, Lundin og Det norske oljeselskap). Denne studien kom i tillegg til analysen av kraft fra land som ble gjennomført for de tre enkeltfunnene. Konklusjonen fra arbeidene var at en slik løsning var teknisk realiserbar ved bruk av høyspent likestrømsoverføring, men at tiltakskostnaden ville bli så høy at selskapene ikke ønsket å videreføre prosjektet. Disse analysene lå til grunn for utbyggingsplanene (PUD) for feltene og derigjennom Stortingets behandling av utbyggingssakene og departementets påfølgende godkjenning av disse. Da departementet i henholdsvis 2012 og 2013 godkjente utbyggingene av feltene Grieg, Aasen og Krog var det basert på drift med gassturbiner fra produksjonsstart. I forbindelse med godkjenningene ble det stilt vilkår knyttet til en mulig fremtidig samordnet kraft fra land-løsning for området. De konkrete vilkårene er ikke korrekt gjengitt i representantforslaget, jf. Prop 88 S (2011-2012) Utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet, Prop. 98 S (2012-2013) Utbygging og drift av Ivar Aasen-feltet og Prop 99 S (2012-2013) Utbygging og drift av Gina Krogfeltet og departementets godkjennelsesbrev av utbyggingene.
Høsten 2011 ble størrelsen på Johan Sverdrup-funnet klart. Daværende kunnskap indikerte at en felles kraft fra land-løsning til de nye utbyggingene i området kunne være hensiktsmessig med Sverdrup inkludert. I september 2011 ba derfor departementet rettighetshaverne i Grieg-, Aasen- og Krog-feltene samt Sverdrup-funnet, om å videreføre et arbeid med å studere en felles kraft fra land-løsning. Det ble etablert et eget prosjekt for å utrede dette – Utsira High Power Hub (UHPH). I arbeidet skulle selskapene oppdatere den tekniske/økonomiske analysen i den innleverte fellesrapporten i lys av påvisningen av Sverdrup-funnet. De skulle også utrede kraftsituasjonen på land for aktuelt kraftbehov, samt utrede og foreslå samordningsmodeller og kommersielle prinsipper for en samordnet kraft fra land-løsning til Utsirahøyden.
UHPH-prosjektet er alene et stort industrielt prosjekt som det er brukt betydelige ressurser på. Det har vært utført et to-sifret antall eksterne studier på spesialområder i tillegg til hovedstudier på selve HVDC (High Voltage Direct Current) systemet. Fra høsten 2011 og frem til nå er det i regi av UHPH-prosjektet blitt studert og gjort undersøkelser for over 240 millioner kroner. UHPHs prosjektorganisasjon har i perioder hatt over 40 interne personer involvert.
På samme måte som for et industriprosjekt på land er det de industrielle aktørene, rettighetshavere, som er ansvarlig for å gjennomføre aktiviteten på sokkelen. Dette gjelder leting, utbygging og drift, herunder ansvaret for både å planlegge og å gjennomføre feltutbygginger, inklusive ansvaret for å etablere et grunnlag de kan fatte investeringsbeslutning på. Dette arbeidet gjennomføres basert på de rammebetingelser som er fastsatt av myndighetene.
Utbyggingene på Utsirahøyden er alle store, krevende industrielle prosjekter. Operatøren spiller en hovedrolle når det gjelder å gjennomføre utbygginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende krav, innen planlagt tid og kostnad, og med god kvalitet. De øvrige rettighetshaverne har en viktig oppgave i, blant annet, å påse at det beslutningsgrunnlaget operatøren legger frem er av god kvalitet.
Regjeringen følger opp politikken Stortinget har vedtatt. Det framgår av klimaforliket at regjeringen skal følge opp utredningene av, og ha som mål at Utsirahøyden kan forsynes med kraft fra land. Myndighetene har, i tråd med klimaforliket, fulgt opp de pågående utredningene av kraft fra land til Utsirahøyden. Oljedirektoratet har med sin tekniske kompetanse fulgt prosjektet tettest. Herunder har myndighetene deltatt som observatør i prosjektet og hatt utstrakt møtevirksomhet og annen oppfølging overfor de involverte selskapene underveis.
Kostnadene for en samordnet løsning for kraft fra land til Utsirahøyden har siden behandlingen av klimameldingen våren 2012 økt betydelig. Senest da UHPH-prosjektet leverte en statusrapport til departementet i desember 2012 var investeringskostnadene for en løsning på 250 MW estimert til om lag 9 milliarder kroner. Estimatet var modnet til ± 40 pst. Tiltakskostnadene ble av operatøren estimert til å ligge på i størrelsesorden 300-600 kr per tonn CO2. På bakgrunn av dette ble det videre arbeidet med Sverdrup-utbyggingen basert på en løsning med kraft fra land fra produksjonsstart via UHPH-prosjektet.
Sverdrup- og UHPH-prosjektene arbeidet begge gjennom 2013 med mål om å ta konseptvalg innen utgangen av året.
Da UHPH-prosjektet fikk endelig underlag fra leverandører, herunder ABB og Aibel, sent i 2013, viste rapportene at den utredede løsningen ble komplisert og dyr. Dette var ny informasjon og kunnskap som prosjektet mottok. Som følge av dette ble investeringene knyttet til løsningen av operatøren anslått til over 16 mrd kr. Dette estimatet var da modnet frem til en usikkerhet på ±30 pst. I tillegg uttrykker operatøren at det er skjedd en til dels betydelig økning i markedspriser som følge av økt aktivitetsnivå, både innen petroleumssektoren og vindkraftsegmentet. Som følge av dette så selskapene i prosjektet seg nødt til å utsette det planlagte konseptvalget for å studere frem en mer kostnadseffektiv løsning. Prosjektet startet et arbeid med å se på et enklere konsept med mindre kapasitet. De samlede investeringene ved en slik løsning har operatøren anslått til 13,3 mrd kroner
12,5 mrd. når en ikke tar med ekstrakostnader for reservegassturbin, som UHPH-løsningen medfører for Sverdrup-utbyggingen
Tiltakskostnaden ved dette enklere konseptet ble av operatøren anslått til 1300—2300 kr per tonn CO2.
Arbeidet med Sverdrup-utbyggingen fram mot konseptvalg var basert på kraft fra land gjennom UHPH. Når konseptvalget til en egen fellesløsning for kraft fra land ble utsatt sent i 2013, så rettighetshaverne på Sverdrup etter alternative kraftløsninger for å holde fremdriften i prosjektet og unngå utsettelse. Operatøren lanserte et alternativ der en planlagt reservegassturbin erstattes av et mottaksanlegg for kraft fra land inne på den ene Sverdrup-plattformen. Dermed kunne en arbeide videre med eksisterende løsninger og unngå forsinkelser i prosjektet. Operatørens beregninger tilsier at investeringskostnadene og de totale tiltakskostnadene ved en områdeløsning basert på en egen mottaksplattform (UHPH) vil være om lag de samme som å etablere en områdeløsning i to faser. En tradisjonell kraftløsning for fase to vil, i følge operatøren, ha vesentlig lavere investeringskostnader.
Da rettighetshaverne i februar 2014 fattet endelig konseptvalg ble løsningen med en egen mottaksstasjon for kraft fra land på en av Sverdrup-innretningen valgt. Det valgte konseptet medfører at feltet vil drives med kraft fra land fra produksjonsstart. Hvordan resten av kraftbruken skal dekkes blir ikke besluttet nå, men når konsekvensene av ulike alternativer for senere faser av utbyggingen og området er utredet og forstått.
Rettighetshaverne i Sverdrup-prosjektet har meddelt sitt konseptvalg til UHPH-prosjektet. Uten leveranser til Sverdrup-feltet har grunnlaget for en områdeløsning med en egen mottaksstasjon til havs falt bort. Det var departementet som i september 2011 initierte UHPH-prosjektet. Basert på Sverdrup sitt konseptvalg har UHPH-prosjektet derfor, i et brev til departementet 9. april, anbefalt å avslutte videre arbeid og iverksette nødvendige aktiviteter for å avslutte prosjektet. De relevante deler av underlagsarbeidet (landanlegg, sjøkabel) gjort i regi av UHPH-prosjektet vil bli utnyttet av Sverdrup-prosjektet.
Myndighetene fortsetter å følge utbyggingsløpet tett for å legge til rette for en god myndighetsbehandling av den kommende utbyggingsplanen. Oljedirektoratet har, i tråd med vanlig praksis, gått gjennom resultater av konseptstudier for Sverdrup. Direktoratet sendte 11. april sin tilbakemelding til rettighetshaverne i Sverdrup med spørsmål og presiseringer av ulike tekniske forhold knyttet til utbyggingen som bør avklares så snart som mulig, og senest i plan for utbygging og drift (PUD) for Sverdrup som planlegges innsendt i februar 2015. Direktoratet uttrykker i brevet at de er opptatt av at Sverdrups kraftbehov for hele feltets levetid tilrettelegges på en kostnadseffektiv måte, herunder at det er tilstrekkelig fleksibilitet for mulige fremtidige økt utvinningstiltak. De ber om dialog med, og tilbakemelding fra, operatøren om forhold som (1) hvilke alternativer som vurderes knyttet til kraftforsyning for de videre fasene av Sverdrup-utbyggingen, (2) hvilke konsekvenser det vil ha å øke kapasiteten til mottaksstasjonen for kraft fra land, (3) hva som er maksimal effekt på mottaksstasjonen uten at det går ut over plass avsatt til økt utvinning og andre formål, (4) om det er identifisert noen ”terskler” med hensyn til plassbehov og kostnader for mottaksstasjonen og (5) om det er tilstrekkelig kapasitet på den foreslåtte løsningen dersom økt utvinningstiltak iverksettes før fase to. De problemstillinger som er reist skal være avklart senest i plan for utbyggingen og drift for Sverdrup-utbyggingen.
Det valgte konseptet for Sverdrup-feltet medfører at feltet vil drives med kraft fra land fra produksjonsstart. Ved kraft fra land også til neste fase av Sverdrup og de omkringliggende tre, nye feltene, estimerer operatøren de totale utslippsreduksjonene til å være mellom 15,6 og 23,6 millioner tonn CO2 i forhold til en løsning med gassturbiner. Av dette er mellom 11,6 og 13,9 millioner tonn CO2 knyttet til fase en for Sverdrup. Effekten for ett enkeltår vil avgjøres av hvor i produksjonsløpet feltet er. Sverdrup-utbyggingen er nå inne i forprosjekteringsfasen. Gjennom denne fasen utdypes detaljer i utbyggingen slik at det blir etablert et godt nok grunnlag for å ta endelig investeringsbeslutning. Gjennom denne fasen kan det komme justeringer i kapasiteten på mottaksstasjonen på Sverdrup innenfor de fysiske rammer som konseptvalget setter. Justeringer i denne vil påvirke fordelingen av beregnede utslippsreduksjoner mellom fasene. Økes kapasiteten tas en større del av reduksjonspotensialet ut nå og vice versa. En områdeløsning til alle de tre feltene fra og med oppstart av Sverdrup ville i følge operatøren gi utslippsreduksjoner på mellom 16,4 og 24,4 millioner tonn CO2. Intervallene angir usikkerheten i kraftbehov. Det er således marginale forskjeller i utslippsreduksjoner mellom en faset kraftløsning og en områdeløsning for alle feltene fra og med oppstart av Sverdrup, som foreslått i representantforslaget.
Sverdrup-feltet får kraft fra land fra produksjonsstart. Da feltet er det klart største og det med lengst produksjonsperiode vil størstedelen av den utslippsveksten fra nye felt på/ved Utsirahøyden representantene omtaler i forslaget unngås.
Forutsigbare rammer og klar arbeidsfordeling er helt avgjørende for god ressursforvaltning, høy verdiskaping og høye statlige inntekter på sokkelen. Den brede politiske enigheten om de store linjer i petroleumspolitikken har vært avgjørende for å gi næringen slike forutsigbare rammer. Dette er et av norsk sokkels største konkurransefortrinn.
Sverdrup-prosjektet er stort og komplisert – investeringene for fase 1 alene er anslått til mellom 100 og 120 milliarder kroner. Feltet vil alene stå for om lag 25 prosent av oljeproduksjonen på norsk sokkel ved maksimal produksjon og har en produksjonsperiode på over 50 år. Det vil drives med kraft fra land fra produksjonsstart. Staten har store økonomiske interesser av at utbyggingen gjennomføres på tid og til kost. Prosjektet har stor verdi også for de involverte selskapene.
Representantforslaget om kraft fra land til alle de omtalte felt på Utsirahøyden fra Sverdrups første produksjonsdag vil kunne få store konsekvenser hvis det blir vedtatt. Selskapene vil oppleve en ny type politisk risiko ved aktivitet i Norge. Ringvirkningene for verdiskapingen fra næringen av dette vil kunne bli betydelig.
Utbyggingsplanen for Sverdrup vil måtte justeres og utbyggingsløpet endres. En må påregne at utbyggingen blir utsatt. Ett års utsettelse er av operatøren beregnet til å gi et økonomisk tap på over 20 mrd kroner. Staten bærer størstedelen av dette tapet.
Den pågående forprosjekteringen er avgjørende for god prosjektgjennomføring. Arbeidet som gjøres er omfattende og tidsplanen er stram. Rammeavtalen for forprosjekteringen, som Aker Solutions er tildelt, har alene en verdi på over 600 millioner kroner. I tillegg kommer arbeidet hos operatør og partnere. Det gjennomføres utstrakt kvalitetssikring og kontrollvirksomhet – både internt hos operatøren, i partnerskapet og hos leverandøren. Endringer i konseptet sent i utbyggingsløpet er generelt krevende for prosjektgjennomføringen, både når det gjelder å holde tidsplan og kostnadsramme. Det medfører således økt økonomisk risiko. Dette er en av hovedkonklusjonene fra Oljedirektoratets rapport fra høsten 2013 – ”Vurderinger av gjennomførte prosjekter på norsk sokkel.”
En forsinkelse i utbyggingsløpet vil utsette tidspunktet for når de store kontraktene som norsk leverandørindustri kan konkurrere om blir satt ut i markedet. I henhold til nåværende plan skal det skje medio 2015. Det er få nye, større utbygginger som er i planleggingsfasen på norsk kontinentalsokkel. En eventuell utsettelse av Sverdrup-relatert arbeid vil således ikke kunne erstattes av andre utbygginger. En forsinkelse vil derfor være dårlige nyheter for deler av leverandørindustrien, som trenger nye oppdrag for å opprettholde virksomheten.
En felles kraftløsning til feltene på Utsirahøyden har blitt mye dyrere enn forventet. Man kan skaffe seg verdifull merinformasjon ved å utsette beslutningen om den konkrete kraftløsning for fase to og evt. de andre feltene i området. Dette vil ikke være mulig ved å følge forslaget til representantene Lysbakken og Holmås. En vil også gå glipp av effekter av det arbeid som kan gjøres for å etablere et bedre og billigere kraft fra land-alternativ for framtidige faser. Disse opsjonsverdiene kan være vesentlige.
Forslaget fra representantene Lysbakken og Holmås vil således ha uheldige konsekvenser. En endring av utbyggingsløsning nå vil medføre betydelige utsettelser for Sverdrup-prosjektet, og vil påføre både prosjektet og staten store utsettelseskostnader. Mulige kontrakter til norsk leverandørindustri vil kunne bli forskjøvet. En går glipp av opsjonsverdier. Videre innebærer forslaget en praksisendring som vil gi en uheldig signaleffekt for rammebetingelsene på norsk sokkel.
Regjeringen har som mål at den sørlige delen av Utsirahøyden skal forsynes med kraft fra land, og forventer at selskapene arbeider for å kunne realisere dette. Regjeringen legger til grunn at Sverdrup-feltet vil drives med kraft fra land fra produksjonsstart. Hvordan kraftbehovet for fremtidige faser skal dekkes blir ikke besluttet nå. I tråd med klimaforliket og Meld. St. 21 (2011-2012), Norsk klimapolitikk, vil regjeringen ta endelig stilling til dette, og spørsmålet om kraft fra land til de tre andre utbyggingene på/ved Utsirahøyden, blant annet på bakgrunn av rettighetshavernes analyser og slik at hensynet til tiltakskostnader ivaretas. Regjeringen vil følge viktige veivalg for fremtidig kraftløsning til området tett.