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.