5 Myndighetenes vurdering av plan for utbygging og drift og plan for anlegg og drift

5.1 Arbeidsdepartementets vurdering

Arbeidsdepartementet har forelagt saken for Petroleumstilsynet (Ptil) som har foretatt en vurdering av HMS-forholdene. Ptil har i tillegg til planen avholdt møter med operatør og derigjennom fått belyst flere forhold vedrørende feltutbyggingen. Petroleumstilsynets anbefaling er at planen for feltet og gasseksportrørledningen godkjennes, men tilsynet har følgende kommentarer:

Petroleumstilsynet har i møter med selskapet blant annet bedt om vurderinger av utfordringer knyttet til trykk og temperaturforhold i reservoaret. Selskapet opplyser, uten å komme med konkrete eksempler, at operasjonelle tiltak skal iverksettes for å ivareta dette. Ptil signaliserer at dette er forhold tilsynet blant annet vil følge opp ved mottak om søknad om samtykke til boring.

Som følge av at feltet ligger i et område med forholdsvis hardt vær, mener Ptil at operatøren bør vurdere behovet for høyere kapasitet på kranene til havs enn det standardene i dag setter som minimumskrav.

Feltet ligger om lag 72 kilometer fra nærmeste sted hvor det foretas observasjoner av bølge og vindforhold (Gullfaks). Ptil vil derfor i samarbeid med Meteorologisk institutt vurdere om det er behov for enkeltvedtak som pålegger selskapet innsamling av meteorologiske og oceanografiske data, jf. rammeforskriftens § 46. Ptil legger videre til grunn at kollisjonsvurderinger mellom flyteren og skip foreløpig ikke er vurdert, men at selskapet opplyser at dette vil bli gjort. Ptil påpeker samtidig at det har vært flere kollisjoner både på norsk og britisk sokkel, og at det er nødvendig å gjøre det som er mulig for å redusere kollisjonsrisiko.

Ptils vurdering er at operatøren har nødvendig kapasitet og kompetanse til å gjennomføre utbyggingen. I vurderingen legger tilsynet vekt på at BG Norges prosjektorganisasjon er bemannet med personell som har erfaring med tilsvarende feltutbyggingsprosjekt på norsk sokkel, samt at selskapet planlegger å inngå kontrakt om bygging og drift av en produksjons- og lagerinnretning med en aktør som har erfaring med drift av tilsvarende innretninger på norsk sokkel. Videre har selskapet bekreftet at de aktivt arbeider for å øke bemanningen med bakgrunn i de feltdriftsoppgaver selskapet vil stå ansvarlig for.

Ptil forutsetter for øvrig at rettighetshaverne i utvinningslisensen har etablert styringssystem for etterlevelse av påseplikten mot operatøren.

Arbeidsdepartementet stiller seg bak Petroleumstilsynets vurderinger i denne saken og har ingen ytterligere merknader til planen.

5.2 Oljedirektoratets vurdering

Olje- og energidepartementet har forelagt saken for Oljedirektoratet. Direktoratet har hatt møter med operatøren og øvrige rettighetshavere i perioden før innlevering av PUD.

Oljedirektoratet har anbefalt operatøren at prospektet Knarr vest inkluderes i ressursgrunnlaget for plan for utbygging og drift. Det er Oljedirektoratets vurdering at Knarr vest er tilstrekkelig kartlagt og vurdert til å inkluderes i godkjennelsen av PUD. Det er planlagt boret en undersøkelsesbrønn i Knarr vest i 2011. Utbyggingsløsningen er robust for ulike utfall av boringen i Knarr vest.

Havbunnsinnretningene som eventuelt skal benyttes til utbyggingen av Knarr vest vil først bli besluttet anskaffet etter at tilstrekkelig ressursgrunnlag er påvist. Etter direktoratets vurdering fører en slik tilnærming til at man får en tidlig oppstart av utbyggingsprosjektet, en tidsriktig avgrensning av et betydelig ressursmessig tilleggspotensial, og at man samtidig sikrer et godt beslutningsgrunnlag for en eventuell utbygging av Knarr vest. Oljedirektoratet vurderer operatørens geofaglige arbeid på Knarr som tilfredsstillende utført og tilstrekkelig til å igangsette utbygging av funnet.

Direktoratet påpeker at operatøren ikke har benyttet funnsannsynligheter i ressursberegningen. For segmentene i Knarr sentral utgjør dette små avvik i riskede tilstedeværende ressurser, mens det for segmentene i Knarr vest reduserer tilstedeværende ressurser med 32,5 prosent. De forventede ressursene på Knarr sentral er uansett tilstrekkelige til at utbyggingen av Knarr er robust.

Utvinnbare ressurser for Knarr sentral etter 20 års produksjon er anslått til hhv 11 mill. Sm³ olje, 0,6 mrd Sm³ salgsgass og 1,4 mill. tonn NGL. Økonomiske utvinnbare oljeressurser for Knarr sentral etter 6 års produksjon er anslått til om lag 8 mill. Sm³. Utvinningsgraden for olje vil være nært knyttet til den økonomiske levetiden for feltet. Ved avslutning etter 6 års produksjonsperiode vil den være om lag 35 pst, etter 20 år om lag 47 pst. Usikkerheten i utvinnbare oljeressurser er på henholdsvis – 22 pst. ved lavt estimat og + 40 pst. ved høyt estimat. En reservoarparameter som bidrar til usikkerhet i utvinnbare ressurser er relative strømningsegenskaper for olje/vann.

Knarr sentral vil produseres ved hjelp av to produsenter og to vanninjektorer. Utvinningsstrategien er basert på trykkvedlikehold ved vanninjeksjon. Både produsert vann og sjøvann vil injiseres i reservoaret. Det er usikkert i hvilken grad vannsonen i reservoaret bidrar med trykkstøtte. Det planlegges derfor en produksjonsperiode på 6 måneder uten vanninjeksjon for å samle inn trykkdata for å evaluere trykkstøtten fra vannsonen.

Operatøren har utført en studie av forskjellige tiltak for å øke utvinningen fra Knarr. To av de viktigste mulige tiltakene er boring av ytterligere brønner samt forlenget produksjonsperiode for innretningen. Det er også vurdert forskjellige avanserte metoder for økt utvinning, men de fleste av disse er utelukket på grunn av den høye reservoartemperaturen.

Etter forespørsel fra direktoratet har operatøren vurdert samtidig injeksjon av vann og gass (SWAG) med oppstart etter hhv. 6 måneder og 3 års produksjon, og dette gir en viss økning i utvinnbare ressurser i forhold til kun vanninjeksjon. SWAG etter 6 måneder gir en økning i utvinnbare ressurser på ca 0,7 mill Sm³ o.e., mens SWAG etter 3 år gir en økning på ca. 0,3 mill Sm³ o.e. Som følge av høyt initielt reservoartrykk krever gassinjeksjon høyt injeksjonstrykk, i tillegg må gass importeres fra en ekstern kilde. Disse forholdene bidrar til at SWAG gir dårligere samfunnsøkonomisk lønnsomhet enn ren vanninjeksjon. Oljedirektoratet mener at operatørens reservoarvurderinger for Knarr er tilfredsstillende utført og dokumentert, og har ingen innvendinger til planlagt utvinningsstrategi.

Operatøren har vurdert flere forskjellige utbyggingsløsninger. Forespørsler til felt i området viser at ingen av disse kunne ta i mot brønnstrømmen fra Knarr nå. Avstanden til eksisterende felt er så stor at en satellittutbygging med havbunnsbrønner ville vanskeliggjort leveranser av injeksjonsvann med tilstrekkelig høyt trykk, noe som igjen ville gitt vesentlig lavere utvinningsgrad. I tillegg er transport av brønnstrømmen over så lange avstander utfordrende. En utbyggingsløsning med bunnfast produksjonsinnretning er ikke aktuelt på grunn av stort vanndyp.

Utbyggingsløsningen er tilstrekkelig fleksibel til å kunne prosessere andre ressurser i området. Det er fleksibilitet på produksjonsskipet i forhold til vannbehandlingskapasitet, og gitt den korte platåperioden for produksjonen, vil det etter to år være mulig å fase inn tilleggsressurser. Det er mulig å koble til flere rør i dreieskiven. Dette gir tilstrekkelig kapasitet til oppknytning av fremtidig brønnstrøm. Samtidig er det ledig kapasitet i kontrollsystemet for fremtidige brønner.

Direktoratets studie av området viser at flyteren har tilstrekkelig kapasitet til å håndtere de forventede utvinnbare oljeressursene i de omkringliggende utvinningstillatelsene. Områdestudien viser også at flyteren har tilstrekkelig gassbehandlingskapasitet til å håndtere den forventede produksjonen av assosiert gass knyttet til disse oljeressursene. Dersom det gjøres oljefunn med mye assosiert gass kan gassbehandlingskapasiteten bli en begrensende faktor for tilknytning til Knarr. Innretningen har ikke kapasitet til å prosessere gass fra større gassfunn i området.

Oljedirektoratet mener at operatørens vurderinger i forhold til valg av utbyggingsløsning for Knarr er tilfredsstillende utført og dokumentert, og har ingen innvendinger til valgt utbyggingsløsning.

Operatøren har valgt å leie produksjonsinnretningen for å sikre fleksibilitet i prosjektet. Leieavtalen som er inngått har en bindingstid på 6 år (den faste perioden), med mulighet for utvidelse av avtalen med ytterligere 14 år (opsjonsperioden). Direktoratet har overfor operatøren understreket viktigheten av en fleksibel leieavtale på flyteren for å muliggjøre produksjon av ressursene i området. Direktoratet har i denne sammenheng særlig vært opptatt av at leieraten ikke stiger ved overgangen til eller i løpet av opsjonsperioden. En stigende leierate i denne perioden ville ha gjort fortsatt produksjon og innfasing av tilleggsressurser mindre sannsynlig. Dette hensynet er etter direktoratets vurdering ivaretatt i den endelige avtalen. Det er også inkludert en kjøpsopsjon i avtalen, som gir rettighetshaverne en kjøpsrettighet til produksjonsinnretningen etter fastperioden.

Flyteren vil ha egen kraftgenerering i form av gassturbiner som også kan drives med diesel. Turbinene skal ha lav NO_x-teknologi. Operatøren har vurdert kraft fra land for å redusere utslippene fra innretningen. Det er vurdert en tilkobling til strømnettet ved Florø med en vekselstrømskabel på 140 km. Operatøren har beregnet tiltakskostnadene for å elektrifisere innretningen med kraft fra land til 2359 kroner/tonn CO₂. I disse kostnadene er det ikke tatt med eventuelle nødvendige forsterkninger av nettet på land.

Oljedirektoratet har gjennomgått operatørens vurderinger og tiltakskostberegninger med hensyn på kraft fra land. Operatøren har brukt samme forutsetninger som er brukt i Klimakur 2020, og kostnadsestimatene er vurdert som realistiske. Direktoratet konstaterer at tiltakskostnadene for kraft fra land er høye, og anbefaler at feltet bygges ut som anbefalt av operatøren uten kraft fra land. Operatøren vil imidlertid legge til rette for en eventuell fremtidig elektrifisering av flyteren.

Oljedirektoratet påpeker at sammensetningen av gassen, samt høyt CO₂- og H₂S-innhold, medvirker til at det ikke er prosesseringskapasitet for gass fra Knarr i norske anlegg uten betydelige investeringer, utsettelse og redusert regularitet for prosjektet.

Oljedirektoratet vurderer det slik at den foreslåtte traseen for rikgassrørledningen ikke vil ha noen vesentlig negativ effekt for videre leteaktivitet i området.

På bakgrunn av ovennevnte vurderinger anbefaler Oljedirektoratet at plan for utbygging og drift av Knarr og plan for anlegg og drift av gasseksportrørledningen godkjennes.

5.3 Gasscos vurdering

Departementet har mottatt en vurdering fra Gassco AS av plan for anlegg og drift av gassrørledningen fra Knarr.

Gassco er kjent med at FLAGS har bekreftet overfor rettighetshaverne på Knarr at det vil være tilstrekkelig kapasitet for Knarr i FLAGS og i St. Fergus.

Etter anmodning fra Knarr foretok Gassco tidligfasevurderinger av alternative gassevakueringsløsninger for feltet, herunder gasstransportsystemene på norsk sokkel. I forbindelse med plan for anlegg og drift har Gassco gjort oppdaterte analyser blant annet knyttet til tilknytningspunkt for gassrørledningen og økonomi.

Transport av rikgassen fra Knarr til Kollsnes via Kvitebjørn gassrør er en av løsningene som er blitt vurdert. Rikgassen fra Kvitebjørn-røret blir prosessert i NGL-anlegget på Kollsnes. NGL blir deretter transportert til Vestprosess for videre utskilling av produkter. Denne løsningen ble valgt bort som følge av at det ikke er tilgjengelig kapasitet i Vestprosess.

Gasscos transportanalyser viser at kapasitetsutnyttelsen i eksisterende anlegg på Kårstø og i Statpipe-rørledningen er forventet å være høy de kommende år. Det vil kunne være begrenset kapasitet for gassen fra Knarr i perioden 2013 til 2018. Gassco påpeker at gassen fra feltet vil være avhengig av blanding med annen gass for å være innenfor tillatt spesifikasjon. En løsning ved Statpipe ville medført at dersom andre felt som leverer inn i Statpipe stenger ned, så ville Knarr også umiddelbart måtte stenge ned. Løsningen til Kårstø via Statpipe ble valgt bort på grunn av usikkerheten knyttet til tilgjengelig kapasitet, gasskvalitet og blanding, samt risiko for å få væskeutfelling i Statpipe-rørledningen og på Kårstø.

Gassco anbefaler at designtrykket økes til 172 barg, i tråd med designtrykket på øvrige norske gassrørledninger som leverer til FLAGS (Tampen Link og Gjøa). Videre anbefaler Gassco at Knarr vurderer en oppgradering fra 10 til 12 tommer for gasseksport-stigerør fra flyteren til Knarr-gassrørledningen. Dette vil gjøre inspeksjon av stigerøret og gassrørledningen sikrere og oppstartsaktivitetene lettere.

Gassco påpeker at for å kunne foreta lekkasjedeteksjon må det være tilstrekkelige signaler fra flyteren til selskapets lekkasjedeteksjonsmodell. Det må sikres at Gassco får overført relevante signaler for blant annet trykk og temperatur fra flyterens eksportsystem.

Når det gjelder operatørskap påpeker Gassco at det er viktig med god samordning mellom Shell UK som operatør for FLAGS, Gassco som operatør for Tampen Link og Gjøa gassrør og operatøren av Knarr for å sikre optimal drift av systemet. Dersom BG Norge blir operatør av gassrørledningen fra Knarr, vil en få dublering av funksjoner og oppgaver som allerede er etablert av Gassco. Funksjonene som vil kunne bli dublert er: Organisasjon for døgnkontinuerlig drift og dispatchingsentral, kapasitetsadministrasjon, signaloverføring for lekkasjedeteksjon og prosedyrer og avtaler med operatøren av FLAGS. På bakgrunn av dette mener Gassco at Gassco bør få operatøransvaret for driften av røret. Operatøren for Knarr deler Gasscos syn. Gasscos operatøransvar kan håndteres uten endringer i Gassco sin organisasjon.

5.4 Olje- og energidepartementets vurdering

Olje- og energidepartementet deler Oljedirektoratets vurderinger av at utbyggingsplanen godtgjør at ressursene i Knarr kan utvinnes på en forsvarlig måte som ivaretar god ressursforvaltning.

Knarr vest er inkludert i grunnlaget for utbyggingsplanen. Rettighetshaverne vil foreta undersøkelser av Knarr vest i 2011 for deretter å beslutte om de skal bygge det ut. Departementet viser til Oljedirektoratets vurdering av at denne tilnærmingen bidrar til tidlig oppstart av prosjektet og at man får vurdert om prosjektet vil dekke et betydelig ressursmessig tilleggspotensial. Det vises til at direktoratet vurderer operatørens geofaglige arbeid på Knarr som tilfredsstillende utført og tilstrekkelig til å igangsette utbygging av funnet.

Departementet viser til at operatøren har vurdert ulike løsninger, og at den valgte utbyggingsløsningen vurderes som den beste ut fra tekniske, økonomiske og ressursforvaltningsmessige hensyn.

Utbyggingsløsningen vil bidra positivt til infrastrukturen i området ettersom utvinnbare oljeressurser samt assosiert gass i nærheten kan knyttes til Knarr. Flyteren vil imidlertid ikke ha kapasitet til å prosessere gass fra større gassfunn i området.

Operatøren har valgt å leie flyteren for å sikre fleksibilitet i prosjektet. Det er viktig at leieraten ikke stiger etter de første 6 årene av produksjonen, da dette vil begrense videre produksjon og økt utvinning. Det er inkludert en kjøpsopsjon i avtalen, som gir rettighetshaverne en kjøpsrettighet til produksjonsinnretningen etter fastperioden på 6 år.

De fleste produksjonsinnretningene som er i bruk innenfor petroleumsvirksomheten eies av rettighetshaverne på feltene. Inntekter og utgifter i produksjonsinnretningen vil da inngå i rettighetshavernes skatteregnskap etter petroleumsskatteloven. Selskapenes eventuelle internpriser har da ikke skattemessig betydning for rettighetshaverne. Det er likevel flere eksempler på at felteierne leier produksjonsinnretninger fra tredjeparter som ikke inngår i petroleumsskattesystemet. I slike tilfeller vil leieprisen ha stor betydning for den samlede skatten i petroleumsvirksomheten.

Dersom de som eier og leier ut produksjonsinnretningen er helt uavhengig av de aktuelle rettighetshaverne, har rettighetshaverne stor interesse av å holde leiekostnadene så lave som mulig. Dersom selskaper som eier og leier ut produksjonsinnretninger beskattes utenfor petroleumsskattesystemet, samtidig som rettighetshaverne har økonomiske interesser i produksjonsinnretningen, er det fare for skattemotiverte beslutninger. Dette kan medføre ugunstige beslutninger for staten som ressurseier. Dette skyldes at leieinntektene til innretningen da vil være underlagt en lavere skattesats enn den marginale sats i petroleumsskatteregimet. Rettighetshavernes leieutgifter vil imidlertid komme til fradrag i grunnlaget for petroleumsskatten. Dersom rettighetshaverne har en økonomisk eksponering i produksjonsinnretningen vil de ikke lengre ha samme økonomiske insentiver til å få etablert lave leiepriser. De skattemessige aspektene ved dette håndterer ligningsmyndighetene ved behandlingen av rettighetshavernes skattelikning.

For ressursmyndighetene kan dette gi utfordringer dersom dette også kan påvirke den utbyggingsløsning som velges. Forsøk på skatteoptimalisering gjennom å leie en innretning medfører et samfunnsøkonomisk tap dersom utbyggingsløsningen blir påvirket. Ressursmyndighetene er opptatt av at virksomheten reguleres for at slike samfunnsøkonomiske tap i størst mulig grad unngås. Regjeringen vil på denne bakgrunn endre petroleumsforskriften slik at rettighetshavere ikke kan leie produksjonsinnretninger av selskaper/aktører hvor de selv har en økonomisk interesse. For utbygginger som gjennomføres før disse forskriftene er vedtatt, vil departementet stille som betingelse for utbyggingen at så lenge rettighetshaverne leier produksjonsinnretningen, skal ikke noen av rettighetshaverne kunne delta direkte eller indirekte på eiersiden i innretningen, med mindre departementet samtykker til dette.

Når det gjelder plan for anlegg og drift av ny rikgassrørledning viser departementet til Gasscos vurdering av alternative gassevakueringsløsninger for Knarr. Gassco har spesielt sett på muligheten for transport og behandling i norske systemer, enten mot Kollsnes eller Kårstø. Kollsnes ble valgt bort som følge av at det ikke er tilgjengelig kapasitet i Vestprosess. Kårstø ble valgt bort på grunn av usikkerhet knyttet til tilgjengelig kapasitet, gasskvalitet og blanding, samt risiko for væskeutfelling i Statpipe-rørledningen og på Kårstø. Fra et ressursforvaltningsperspektiv er det viktig at løsningene for transport av gass er kostnadseffektiv, fordi dette medvirker til at så mye som mulig av ressursene blir realisert. Det er departementets oppfatning at den gasstransportløsningen som er valgt er en god løsning.

Departementet er opptatt av at gasstransportsystemet på norsk sokkel er organisert på en kostnadseffektiv måte der hensyn til eventuell bruk av rørledningene for andre enn eierne blir tatt vare på. På bakgrunn av dette vil departementet sette som vilkår at Gassco blir operatør for gassrøret fra Knarr i driftsfasen. Departementet vil også sette som vilkår at det opprettes et eget interessentskap for gassrøret.

Operatørens beregninger viser at prosjektet er lønnsomt. Nåverdien av Knarr sentral-utbyggingen er beregnet til 8,1 mrd. 2010-kroner før skatt med en diskonteringsfaktor på syv prosent. Balansepris for olje før skatt er 47 USD/fat for Knarr sentral. Det er utført beregninger for å teste prosjektets robusthet for variasjon i investeringskostnader, driftskostnader, produktpriser og ressursutfall, se figur 5.1.1 Beregningene viser at prosjektet er mest sensitivt i forhold til endringer i ressursutfall, selv om prosjektet har positiv nåverdi også ved lavt ressursutfall (P90). Prosjektet er også sensitivt for endring i oljepris, men i mindre grad enn for et lavt ressursutfall. Endringer i driftskostnader og investeringer gir mindre utslag. Prosjektet viser positiv nåverdi også for nedsidene det er testet for. På denne bakgrunn vurderes prosjektet som robust for endringer i kostnader, produktpriser og ressursutfall. Oljedirektoratet har påpekt at operatøren ikke har benyttet funnsannsynligheter i ressursberegningen. Dette har betydning for Knarr vest.

Basert på operatørens forutsetninger og beregningene overfor vurderer Olje- og energidepartementet at utbygging av Knarr er et tilstrekkelig samfunnsøkonomisk lønnsomt prosjekt. Utbyggingen bidrar til god ressursforvaltning. Aktiviteten og inntektene til staten som følger av utbygging og drift av feltet vil gi positive virkninger for samfunnet.

Det er gjennomført konsekvensutredning av utbyggingen. Konsekvensutredningen har ikke avdekket forhold som tilsier at prosjektet ikke bør gjennomføres, eller at det bør gjennomføres spesielle avbøtende tiltak utover de som er planlagt. Det er ikke ventet negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø.

Olje- og energidepartementet, Oljedirektoratet og Gassco har hatt en dialog med operatør om utbyggingsløsningen for Knarr før innsending av plan for utbygging og drift og plan for anlegg og drift. Formålet med denne dialogen har vært å sikre at den valgte utbyggingsløsningen oppfyller myndighetenes krav til god ressursforvaltning, herunder ivaretakelse av ytre miljø.

Kraft fra land er vurdert av operatøren og Oljedirektoratet. Et slikt tiltak har et kostnadnivå i forhold til effekt på utslippene som tilsier at det ikke bør gjennomføres. Utslipp til luft i forbindelse med produksjon vil være omfattet av kvotesystemet for klimagasser og det vil betales CO₂-avgift som for andre utslipp fra petroleumssektoren. Operatøren vil imidlertid legge til rette for at flyteren kan få kraft fra området i fremtiden.

Produsert vann planlegges reinjisert i reservoaret for å opprettholde reservoartrykket og bidra til økt utvinning. Dette vil redusere utslippene til sjø. I perioder når vanninjeksjonssystemet er nedstengt, vil produsert vann renses slik at det tilfredsstiller myndighetenes krav og slippes ut i sjø.

I petroleumssammenheng er Knarr et middels stort utbyggingsprosjekt, men prosjektet vil skape store vare- og tjenesteleveranser og gi sysselsettingsvirkninger i det norske samfunn. I tillegg vil utbygging og drift av Knarr bidra til regionale sysselsettingseffekter. Logistikk- og helikopterbase for feltet vil legges til Florø. I tillegg vil en driftsenhet lokaliseres til Florø. Operatøren oppgir at samlet kan base- og driftsenheten utgjøre 10-15 årsverk i Florø. Operatøren vil samarbeide med regionale næringsorganisasjoner og leverandørnettverk for å se om det regionale næringslivet kan kvalifisere seg for leveranser.