2 Utbygging og drift av Skarv

Departementet mottok plan for utbygging, anlegg og drift av Skarv 29. juni 2007. Planen omfattar Skarvfunnet, som inneheld olje og gass, og Idunfunnet, som inneheld gass. Plan for utbygging og drift (PUD) gjeld for utbygging og drift av Skarvførekomstane. Plan for anlegg og drift (PAD) gjeld for eksportrøyret for gass mellom Skarv og Gassled sone B (Åsgard transportsystem). Utbyggingsløysinga inkluderer eit flytande produksjons- og lagringsskip, installasjonar på havbotnen og eksportrøyr for gass. Planlagt oppstart for Skarv er 3. kvartal 2011.

2.1 Lokalisering av funnet, rettshavarar, reservar og produksjon

Skarvfeltet er lokalisert på Haltenbankenterrassa i Norskehavet, omtrent 200 km vest for Sandnessjøen. Det er 35 km nord til Norne og 45 km sør til Heidrun. Lokalisering av feltet er vist i figur 2.1. Skarvfunnet vart påvist i 1998 og Idunfunnet i 1999. Utbygginga er ei samordning av utvinningsløyva 212, 262, delar av 212B og delar av 159. Rettshavarane i Skarvutbygginga er StatoilHydro, E.ON Ruhrgas, BP og PGNiG. BP er operatør for utbygging og drift av Skarvfeltet. Rettshavarane sine eigardelar er vist i tabell 2.1.

Reservane det er forventa å utvinne er rekna til 48,3 mrd. Sm³ våtgass og 16,8 mill. Sm³ olje og kondensat. Dette gir ein utvinningsgrad på 32 pst. for olje og 79 pst. for gass i Skarvreservoaret, og tilsvarande 58 pst. og 79 pst. i Idunreservoaret. Havdjupna i området er mellom 350 og 450 meter. Det er bora fem leitebrønnar med påviste funn i Skarv, og tre leitebrønnar med påviste funn i Idun.

Kjelde: Oljedirektoratet

2.2 Utbyggingsløysing

Skarv er planlagt utbygd med eit produksjonsskip og fem brønnrammer på havbotnen. Det er planlagt boring av 16 brønnar. Av desse er sju oljeprodusentar, fem gassprodusentar og fire gassinjektorar. Gassinjektorane vil bli gjort om til gassprodusentar i seinfasen på feltet. Prosessanlegget på skipet er laga for produksjon av stabil råolje og rikgass for eksport. Olja vil bli bøyelasta, medan gass vil bli eksportert via eit nytt røyr på 80 km knytta opp mot Åsgard transportsystem.

Kjelde: BP

Utbyggingsløysinga er basert på kjent teknologi og produksjonsteknisk er Skarv middels komplekst. Utbyggingsplanen er basert på ein nybygd borerigg og ein kan difor risikere forseinkingar i ferdigstillinga av denne.

2.2.1 Alternative utbyggingsløysingar som har vore vurdert

Konseptvalet er teke på grunnlag av fleire kriterier, mellom anna investeringskostnader, driftskostnader, fleksibilitet og tidsaspekt.

Operatøren har vurdert to andre utbyggingsløysingar. Ei kombinert løysing med ein delvis nedsenka produksjonsplattform som produserer til ei flytande lagringseining fortøygd i nærleiken vart forkasta på grunn av både høgare investeringskostnader og høgare driftskostnader enn løysinga som vart vald.

Det andre alternativet som vart forkasta var undervassinstallasjonar knytta til Heidrun. Denne løysinga var billigare enn den valde løysinga, men vart forkasta på grunn av mindre fleksibilitet i kapasiteten på produksjonsrater og seinare oppkopling av funn i nærleiken.

2.2.2 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 ved å hente kraft frå land til innretninga framfor å bruke gassturbinar.

Rettshavarane meiner at eit produksjonsskip er den beste løysinga for utbygging av Skarv. Det er ikkje utvikla naudsynte tekniske løysingar for å hente kraft frå land til eit produksjonsskip med dreieskive på store djup. Skarv har eit kraftbehov på 80 MW. For å kunne hente kraft frå land må ein overføre dette ved omtrent 80-100 kV. Dagens teknologi klarer overføring av 30-40 MW, men berre for korte distansar. I Skarv-tilfellet er distansen i overkant av 200 km. Å utvikle og teste ut ei slik løysing fører med seg store tekniske utfordringar og vil forsinke utbygginga av feltet med minst to år. Kostnadene vil også auke markant om ein vel kraft frå land framfor kraftproduksjon til havs for Skarv. Vidare ligg det aktuelle tilkoplingspunktet i Midt-Noreg, som er ein region med ein utfordrande kraftsituasjon dei næraste åra.

Dersom det i framtida skulle bli utvikla teknologi som gjer det lønsamt å forsyne feltet med kraft frå land, har operatøren i stor grad lagt til rette for dette ved at heile prosessanlegget er elektrifisert. Dette inneber at ein i framtida kan erstatte gassturbinane med ein konverterstasjon som gjer det mogleg å nytte kraft frå andre kjelder.

2.2.3 Handtering av CO₂ i gasstraumen

Produsert gass frå Skarv vil innehalde 2–3,2 mol pst. CO₂ . Utbyggar har vurdert det slik at CO₂ -innhaldet i den produserte gassen frå Skarv er for lågt og gassvolumet for lite til at ein kan forsvare å byggje eit eige anlegg på skipet for å fjerne CO₂ frå naturgassen. Dette CO₂ -innhaldet er for lite til å åleine kunne forsvare CO₂ -injeksjon. Rettshavarane legg difor opp til å blande ut gassen frå Skarv med annan gass i transportsystemet som har lågt CO₂ -innhald og /eller nytte CO₂ -fjerningsfasilitetar på Kårstø. Rettshavarane vil samarbeide med Gassco om dette.

2.3 Drift

Skarv er eit middels stort felt. Operatøren planlegg å nytte forsyningsbasen i Sandnessjøen og opprette ei driftsstøtteeining i tilknyting til denne. Driftsstøtteeininga vil ha ansvar for logistikk, innkjøp, vedlikehald og modifikasjonar. Operatøren planlegg også å nytte helikopterbasen i Brønnøysund til personellfrakt. Dei andre funksjonane ved driftsorganisasjonen er planlagt lagt til BP sitt hovudkontor i Stavanger slik at ein kan oppnå samordningsgevinstar med driftsorganisasjonane for Valhall og Ula.

Det vil bli lagt til rette for bruk av teknologi som gjer det mogleg for driftsorganisasjonen på land å utføre sanntidsoperasjonar på feltet. Under normal drift er det lagt opp til ein arbeidsstyrke på rundt 45 personar på produksjonsskipet. Med tre skift utgjer dette om lag 135 fast tilsette til havs.

Det er venta at Skarv vil skape ringverknader på Helgeland knytt til driftsstøtteeining, forsyningsbase og helikopterbase. Operatøren forventar 40 tilsette i Sandnessjøen direkte knytta til forsyningsbase eller driftsstøtteeining for Skarv. Av desse vil 16 vere tilsett i BP. Ved helikopterbasen reknar operatøren med å ha 11 innleigde som støttepersonell. I Stavanger vil driftsorganisasjonen ha ein nettotilvekst av rundt 40 tilsette som følgje av utbygging av Skarvfeltet.

2.4 Nedstenging

Etter nedstenging vil installasjonane bli disponert på følgjande måte:

• Brønnar vil bli plugga og forletne.

• Feltinterne røyr vil bli reinsa og forletne nedgravde på havbotnen.

• Strukturar på havbotnen vil bli fjerna.

• Gasseksportrøyret vil bli reinsa og forlete på havbotnen, tilknytta undervassutstyr vil bli fjerna.

• Produksjonsskipet vil bli fråkopla ankringssystemet og taua vekk.

• Ankerkjetting vil bli fjerna, medan ankera vil bli grusdumpa og forletne på staden.

Fjerningskostnader er estimert til omtrent 2,1 mrd. 2007-kroner.

Dei skisserte planane til operatøren er i samsvar med OSPAR-konvensjonen om fjerning og ilandføring av installasjonar som er tekne ut av bruk.

I tråd med dei gjeldande vilkåra vil det bli lagt fram ein avslutningsplan med forslag til disponering av feltinstallasjonar og røyr i god tid før nedstenging av produksjonen. Ved avslutning vil det bli lagt vekt på å finne disponeringsløysingar som er akseptable for miljøet og som ikkje vil skape problem for fisket.

2.5 Økonomi for prosjektet

Dei forventa totale investeringskostnadene for utbygginga av Skarv er av utbyggar stipulert til om lag 31 400 mill. 2007-kroner. Det er brukt dagens kroneverdi og dagens prisnivå i dei økonomiske føresetnadene for prosjektet. I tillegg kjem investeringar i fjerning stipulert til 2 100 mill. 2007-kroner.

Tabell 2.2 oppsummerer investeringane for utbyggingsprosjektet. Korleis investeringane er fordelt over tid er vist i tabell 2.3.

Utrekningane til operatøren viser at det er lønsamt å byggje ut Skarvfeltet. Forventa noverdi før skatt ved 7 pst. diskonteringsrente er 5 700 mill. 2007-kroner, i følgje operatøren sine utrekningar 1 . Forventa noverdi etter skatt, med same diskonteringsrente, er rekna til 2 500 mill. 2007-kroner. Dei har rekna internrenta for Skarv til 10,9 pst. reelt før skatt.

Operatøren har rekna ut sensitivitetar for ulike investeringar, ressursutfall og prisar. Dei vurderer det slik at det er 10 pst. sannsyn for at noverdien er lågare enn 2 000 mill. 2007-kroner ved ei 7 pst. diskonteringsrente, og 10 pst. sannsyn for at noverdien er høgare enn 8 500 mill. 2007-kroner ved same diskonteringsrente. Prosjektet er kjenslevart for lågt ressursutfall og høge investeringar.

Basert på departementet sine prisføresetnader lagt til grunn i Nasjonalbudsjettet for 2007 får ein følgjande resultat. Forventa noverdi før skatt med 7 pst. diskonteringsrente vert 5 000 mill. 2007-kroner, internrenta er 10,3 pst. og balansepris for høvesvis olje og gass vert 30,8 USD per fat 2 og 1,19 kroner per Sm³ før skatt.

Oljedirektoratet har gjort eigne sensitivitetar basert på operatøren sine inngangsdata og departementet sine prisbanar. Oljedirektoratet har i tillegg rekna sensitivitetar med tanke på at gass-olje, og olje-vatn-kontaktane i Skarvreservoaret er usikre. Oljedirektoratet har utført vurderingar knytta til nedsida i dette. I eit slikt tilfelle vil oljevoluma kunne vere 20 pst. lågare enn i basistilfellet. Dette er ein reduksjon som likevel vil gje positiv noverdi. Prosjektet får noverdi lik null ved 28 pst. reduksjon i årleg oljeproduksjon, ved 7 pst. diskonteringsrente.

Oljedirektoratet har også vurdert kor sensitivt prosjektet er dersom produksjonsstart vert utsett med eitt år. Under føresetnad av at kostnadene kjem som føresett i plan for utbygging, anlegg og drift vil noverdien ved 7 pst. diskonteringsrente då vere 1 880 mill. 2007-kroner.

Analysane til Oljedirektoratet viser at Skarvprosjektet er mest sensitivt for endringar i produktprisar og investeringskostnader, men at det er tilfredsstillande robust til å bli bygd ut.

2.6 Investeringar før plan for utbygging og drift er godkjent

Frå 2000 til 2007 har det vore meir enn ei fordobling av leite- og utviklingskostnadene globalt. Mykje av auken skuldast kostnadsinflasjon på utstyr og arbeidskraft. Riggrater i Nordsjøen har auka med nesten 180 pst. sidan 2002. I tillegg til riggrater er stålprisane ein viktig investeringskomponent. Stålprisane har også auka svært mykje dei siste åra. Når prisane aukar slik vi har sett dei siste åra, aukar også bestillingstida for ulike komponentar i ei utbygging.

Rettshavarane har difor sett seg nøydd til å gjere betydelege preinvesteringar i prosjektet. Prosjektet vil være eksponert for kostnader i storleik 4 000 mill. kroner i desember 2007. Desse preinvesteringane har vore naudsynte å føreta for å sikre framdrifta i prosjektet. Inngåing av kontraktar før plan for utbygging, anlegg og drift er godkjent gjer at kostnadsanslaga vert sikrare. På grunn av prisauken i leverandørmarknaden vil ikkje operatøren kunne gje gode nok kostnadsanslag utan å forplikte seg til nokre kontraktar før godkjenning av plan for utbygging, anlegg og drift. Frå operatøren si side er det difor naudsynt å inngå kontraktane for å forplikte seg til ein plan for utbygging og drift. Dette har departementet akseptert.

Departementet har blitt orientert om utviklinga og har kommunisert tydeleg at samtykket til preinvesteringane er under føresetnad av at det ikkje legg føringar for styresmaktene si godkjenning av prosjektet. Desse investeringane er ein risiko rettshavarane tek på eiga hand.

Innlevering av plan for utbygging, anlegg og drift vart utsett med seks månader fordi operatøren ikkje var komfortabel med kvaliteten i kostnadsestimatet. Dette har også gjort at rettshavarane såg seg nøydd til å inngå fleire kontraktar for å halde tidsplanen. Dette bidreg til å sikre at ein unngår utsetjing av produksjonsstart som vil føre til at kostnadene eskalerer endå meir.