2 Hovedtrekk i utbyggingsplanene

Departementet mottok 26. september 2001 plan for utbygging og drift av Snøhvit LNG (PUD) og plan for anlegg og drift av Snøhvit LNG (PAD) fra Statoil på vegne av rettighetshaverne.

2.1 Omtale av prosjektet

Snøhvit-området består av feltene Snøhvit, Albatross og Askeladd. Feltene er lokalisert i Hammerfest-bassenget ca. 140 km nordvest for Hammerfest.

Feltene består av følgende utvinningstillatelser:

• PL097, PL099 og PL110, som utgjør Snøhvit-feltet

• PL064 og PL077, som utgjør Askeladd-feltet

• PL078, deler av PL097 og PL100, som utgjør Albatrossfeltet

Det er inngått samordningsavtale for utvinningstillatelsene, slik at disse i praksis tilligger ett interessentskap. Rettighetshavernes andeler i det unitiserte Snøhvit er angitt i tabell 2.1.

Snøhvit-feltet ble oppdaget i 1984. Alle feltene inneholder hovedsakelig gass med små mengder kondensat. Snøhvit inneholder i tillegg et oljelag under gasskappen. Hovedreservoarene befinner seg på dyp fra 1800 meter til 2350 meter. Vanndypet varierer mellom 250 og 345 m.

Grunnlaget for utformingen og dimensjoneringen av feltinstallasjonene på Snøhvit, Askeladd og Albatross er mengde påviste hydrokarboner, antatt produksjonsevne samt dreneringsstrategi og valgt daglig produksjonskapasitet på LNG-anlegget på Melkøya. Feltene er planlagt bygget ut med undervannsbrønnrammer, tre på Snøhvit, tre på Askeladd og en på Albatross. Det er planlagt boret totalt 21 produksjonsbrønner og en brønn for CO₂-injeksjon. Produksjonsbrønnene plasseres med 8 på Snøhvit, 8 på Askeladd og 5 på Albatross. Basis-lokasjon for CO₂-reinjeksjonsbrønnen er Tubåenformasjonen på Snøhvit. En alternativ lokasjon vil være Tubåenformasjonen på Albatross.

Feltene er planlagt utbygget i faser. Feltfasing er gitt i tabell 2.2.

Innfasing og rekkefølge av Askeladd og Albatross vil vurderes videre og optimaliseres basert på erfaringer, oppdatering av utvinningsplaner og lønnsomhet. Første investeringsfase er Snøhvitfeltet, rør til land og anleggene på Melkøya. I PUD heter det at Askeladd og Albatross eventuelt vil kunne erstattes av nye funn i området dersom partnerskapet finner det formålstjenlig på det aktuelle beslutningstidspunktet. Ved endringer i forhold til opprinnelig PUD og PAD vil rettighetshaverne måtte legge fram oppdaterte planer for godkjenning av departementet.

For å opprettholde full kapasitet for hele beregningsperioden, planlegges det installert en kompresjonsenhet i 2021.

Brønnstrømmen fra feltene vil bli overført via en flerfase rørledning på 26,8 tommer med lengde 160 km til mottaksanlegget på Melkøya. Transportsystemet er utformet for å transportere brønnstrømmen fra brønn fram til LNG-anlegget uten behov for operasjonell rensing av rørledning. I mottaksanlegget på land vil kondensat skilles ut og stabiliseres og deretter overføres til lagertank for utskipning. Videre vil man skille ut monoetylenglykol (MEG), som brukes for å hindre dannelse av hydrater i brønnstrømmen, for gjenbruk. Resterende hydrokarboner går inn i LNG-fabrikken for prosessering. Før nedkjøling fjernes vann og CO₂. Når vann og CO₂ er fjernet går naturgassen inn i en kryogenisk (lavtemperatur) prosess. Denne prosessen produserer flytende naturgass (LNG) som består av metan (ca. 90 %), nitrogen, etan og propan.

CO₂ fra brønnstrømmen planlegges komprimert og reinjisert. Akkumulert over anleggets levetid planlegges til sammen 23 mill. tonn CO₂ deponert på denne måten. Til sammenlikning er de planlagte utslippene fra LNG-anlegget på Melkøya anslått til 27 mill. tonn CO₂.

Prosessen for å gjøre naturgass flytende krever energi. LNG-anlegget er et stort kuldeanlegg, med 3 ulike kjølekretser, som hver drives av en kompressor. Totalt effektforbruk for de 3 kuldekompressorene er 152 MW. Kompressorene er drevet av elektromotorer. I tillegg har prosessen et varmebehov på 116 MW. Varmebehovet dekkes av avgassvarmen. Kraftbehovet dekkes av 4 gassturbiner (5 i en senere fase av prosjektet). Gassturbinene er knyttet til generatorer som igjen leverer strøm til de elektrisk drevne kompressorene.

Ved å la kompressorene være drevet av elektromotorer har man hatt større spekter av gassturbiner å velge i, og en har mulighet til å bruke el-nettet som reservekraft, dersom en eller flere av gassturbinene skulle falle ut. Dette er derfor en fleksibel løsning, som gjør at tilgjengelighet og regularitet for kraftforsyningen til LNG-anlegget blir meget høy. Beste tilgjengelige teknologi har blitt brukt som basis for valg av utstyr og løsninger.

Gassturbinene som er benyttet har høy termisk virkningsgrad (41 %). Anleggets energiutnyttelse (kraft og varme) er om lag 70 % totalt. Gassturbinen har lav-NO_x-brennere, som med dagens teknologi gir det laveste NO_x-utslippet det er mulig å oppnå uten noen form for etterrensing.

Utslippene (for 5 turbiner) er:

CO₂: 860 000 tonn/år

NO_x: 635 tonn/år

Under normal drift vil anlegget være selvforsynt med elektrisk og termisk energi. Anlegget vil være tilkoplet linjenettet i Finnmark, men under normale driftsforhold vil egenproduksjonen bli regulert på en slik måte at anlegget ikke leverer kraft ut på kraftnettet.

Foruten LNG og kondensat blir det også produsert våtgass (LPG). LPG skilles ut under nedkjøling av naturgassen. LPG-produktet lagres flytende ved atmosfæretrykk før utskipning.

Produktene skipes videre til markedene i dedikerte produktskip. To av rettighetshaverne har valgt å ikke inngå kontrakter for salg av LNG, de resterende rettighetshaverne har inngått salgskontrakter med kjøpere i USA og Spania. LPG og kondensat kan selges i spotmarkedet. Leveranseforpliktelsene overfor kjøperne av LNG starter senest 1. oktober 2006. Forventet oppstart av anlegget er i perioden desember 2005 - oktober 2006.

Teknologien i Snøhvit-prosjektets offshore-anlegg og i landanleggets prosess er dimensjonert slik at det i dagens design ikke er noe ekstra kapasitet til prosessering av gass fra andre prosjekter inn til landanlegget. Utbygger viser til at en slik utvikling må utredes som en del av kapasitetøkning i rørledninger og landanlegg.

I tråd med gjeldende bestemmelser vil det i god tid før avslutning av produksjonen bli lagt fram en avslutningsplan inkludert KU, med forslag til endelig disponering av innretninger. Alle feltrør og koblingsenheter vil først bli stengt ned og sikret. Brønnene vil deretter bli forseglet med to plugger, før beskyttelsesstrukturer, koblinger og brønnrammer vil bli foreslått fjernet.

2.2 Økonomi for Snøhvit LNG

Økonomianalysene fra utbygger dekker oppbygningsperioden fra desember 2005 til 1. juni 2006 og videre full produksjon (5,67 mrd Sm³/år LNG til markedet) til 1. oktober 2031. Basert på reservoarvurderinger vil det med forventede utvinnbare gassvolumer være tilgjengelig gass for produksjon ut over denne perioden, eventuelt for anvendelse av gass til andre formål. Samlet har utbyggingen en investeringsramme på 34,2 mrd 2001-kroner (40 mrd. løpende kroner). Fase 1 har en investeringsramme på 23,2 mrd 2001-kroner (24,7 mrd. løpende kroner). Fase 1 omfatter LNG-anlegg på Melkøya, rørledning til land samt utbygging av Snøhvit-feltet. Kostnader for skipstransport av LNG kommer i tillegg basert på et nybyggingsprogram, og er anslått til ca. 5,4 mrd 2001-kroner (5,8 mrd. løpende kroner). Prosjektets totale investeringer (ekskl. skip) til og med 2021 er vist i tabell 2.3.

Operatøren har også fremlagt beregninger som viser prosjektets følsomhet for endringer i investeringskostnader. Beregnede P10- og P90-estimater er respektive 31,0 mrd. 2001-kroner (35,7 mrd i løpende kroner) og 38,0 mrd 2001-kroner (43,8 mrd. løpende kroner) 1

.

Prisestimatene i operatørens økonomianalyser er basert på en oljepris på 16 USD/fat. Dersom denne endres til 13 USD/fat for hele perioden og man får en tilsvarende prisendring også for LNG, vil internrenten før skatt reduseres fra 11,4 % til 8,2 %. Tilsvarende vil en endring i oljepris til 20 USD/fat for hele perioden gi en internrente før skatt på 15,3 %.

Disponering av innretninger er ikke inkludert i økonomianalysen da det er betydelige ressurser igjen i reservoarene etter 2031 som forventes utnyttet. Heller ikke inntektene fra resterende ressurser er inkludert i analysen.

De totale driftskostnadene for feltets levetid anslås til 21,3 mrd. 2001-kroner. I tillegg kommer driftskostnader for LNG-skip, beregnet til 410 millioner kroner per år for fire skip.

Operatøren har beregnet nåverdien av Snøhvit LNG før skatt til 11 569 mill. kroner (7 % kalkulasjonsrente) og 2 559 mill. kroner etter skatt (8 % kalkulasjonsrente). I beregningene er det antatt at årlig salgsvolum av LNG er lik designkapasitet på anlegget. Det er videre antatt at all økonomisk produserbar LPG og kondensat blir solgt. I operatørens vurdering av lønnsomhet etter skatt er det forutsatt at at Stortinget vedtar forslag til en endring i petroleumsskatteloven, jf Ot.prp. nr. 16 (2001-2002), som innebærer at investeringer i forbindelse med produksjon og rørtransport av gass som skal nedkjøles til flytende form i storskala LNG-anlegg avskrives over tre år. Det forutsettes også at LNG-anlegget omfattes av petroleumsskatteloven.

Operatøren har fremlagt beregninger for følsomheten i prosjektets lønnsomhet basert på reservoarprofiler. Beregnet P10-estimat gir en lønnsomhet på 12 328 mill. 2001-kroner (nåverdi, 7 % reelt før skatt), beregnet P90-estimat gir en lønnsomhet på 7 569 mill. 2001-kroner (nåverdi, 7 % reelt før skatt).

Operatørens beregninger viser en internrente på 11,4 % før skatt. Av totale inntekter kommer 86,5 % fra LNG, 10 % fra kondensat og 3,5 % fra LPG. Flere rettighetshavere har inngått avtaler om salg av LNG til kjøpere i USA og Spania. LPG og kondensat kan selges i spotmarkedet.

2.3 Helse, miljø og sikkerhet

Snøhvit-prosjektet er den første petroleumsutbyggingen i Barentshavet. Dette stiller spesielle krav til helse, miljø og sikkerhet (HMS). Sikkerhet og miljø vektlegges særskilt av operatøren ved utformingen av de tekniske løsningene.

Krav til sikkerhet omfatter vern av menneskers liv og helse samt beskyttelse av anlegg, produksjon, kunnskap og materielle verdier. Krav til miljøvern omfatter vern mot forurensning og uakseptable inngrep i naturen.

Det skal tas hensyn til HMS i alle tekniske, økonomiske, operative og administrative aktiviteter både hos Statoil og hos entreprenører. HMS-styring er en integrert del av aktivitetene i prosjektet. Hensynet til HMS står sentralt i planleggingen av de tekniske løsningene for Snøhvit LNG, og alle aktiviteter vil være underlagt Statoils overordnede HMS-retningslinjer. Det vil bli satt krav til alle kontraktører og leverandører om å etablere et eget HMS-program. Kontraktørene skal kunne dokumentere et miljøstyringssystem.