4 Plan for utbygging og drift av Snorre 2

4.1 Innledning

Plan for utbygging og drift (PUD) av den nordlige delen av Snorrefeltet (Snorre 2) ble levert den 19. desember 1997. Operatørens plan for utbygging og drift innebar at de større kontraktene skulle inngås allerede i februar 1998. Som det er redegjort for i kapittel 2 var regjeringen i gang med å vurdere hva en skulle gjøre for å dempe presstendensene i norsk økonomi generelt. En kunne derfor ikke godkjenne at operatøren inngikk kontrakter på daværende tidspunkt. I begynnelsen av mars 1998 kom regjeringen frem til at den ønsket å forskyve investeringene for alle funn under vurdering. Regjeringen vil imidlertid ferdigbehandle søknaden om utbygging og drift, slik at rettighetshaverne og leverandørene har sikkerhet for prosjektgjennomføringen. Den 20. mars ga Olje- og energidepartementet samtykke til å inngå kontrakter med hovedkontraktørene med utgangspunkt i at investeringene skyves med ett år.

Departementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet vedrørende reservoarmessige, tekniske, miljømessige og økonomiske forhold. Kommunal- og regionaldepartementet har innhentet uttalelser fra Oljedirektoratet angående beredskaps- og sikkerhetsmessige sider ved utbyggingen av Snorre 2.

En utredning vedrørende de samfunnsøkonomiske, miljø- og fiskerimessige konsekvenser av utbyggingen er sendt på høring til de berørte departementer, fylkeskommunale- og kommunale myndigheter, samt interesse- og næringsorganisasjoner.

4.2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Snorre 2

Nedenfor følger et sammendrag av hovedtrekkene i plan for utbygging og drift av Snorre 2. Departementets og Oljedirektoratets merknader er også inkludert i kapittelet.

4.2.1 Snorrefeltet

Snorrefeltet ligger i den nordlige delen av Nordsjøen omlag 30 km nordøst forStatfjordfeltet og omlag 150 km nordvest for Bergen. Feltet strekker seg over de to blokkene 34/4 og 34/7 og dekkes av utvinningstillatelsene 057 og 089. Vanndypet varierer mellom 270 og 380 meter.

Saga leverte i 1987 en plan for utbygging og drift av Snorrefeltet. Planen innebar en faset utbygging av Snorrefeltet. Fase 1 inkluderte de sørlige deler og fase 2 (Snorre 2) de nordlige deler av feltet. Utbyggingen ble godkjent av Stortinget i 1988. I godkjenningen av utbyggingsplanen for Snorrefeltet fra 1988 ble det bedt om at detaljerte planer for utbyggingen av de nordlige områder skulle oversendes myndighetene når beslutning om investering var tatt i partnerskapet.

Den sørlige delen av feltet ble bygget ut med en strekkstagsplattform (Snorre TLP- Tension Leg Platform) på ca 310 meters dyp, og et undervannsproduksjonssystem nordøst for plattformen. Snorrefeltet kom i produksjon i august 1992, og har siden oppstarten og ut 1997 produsert 52,1 mill Sm³ olje. Produksjonen er i dag i underkant av 200 000 fat per dag. Oljen og gassen separeres på Snorre TLP før oljen og gassen sendes via to rørledninger til Statfjord A for sluttprosessering og utskiping. Oljen eksporteres med bøyelastere og gassen sendes gjennom Statpipe til Kårstø.

4.2.2 Rettighetshavere

De to utvinningstillatelsene 057 og 089 ble tildelt i henholdsvis 1979 og 1984, med Saga Petroleum som operatør. Feltet ble påvist i 1979 og vedtatt utbygd i mai 1988.

4.2.3 Ressurser og geologi

Snorrefeltets oljeførende lag ligger mellom 2300 og 2700 meter under havet og er fordelt på et areal på omlag 100 km². Reservoaret består av sandstein i Statfjordformasjonen og i Lundeformasjonen. Snorrefeltet er delt opp i flere interne forkastningsblokker. Snorre 2 vil produsere olje fra Lundeformasjonen i de fire nordligste forkastningsblokkene.

Den geologiske modellen for nordområdet bygger på seismiske undersøkelser, på fem letebrønner og produksjonserfaring fra den sørlige delen av feltet.

Operatørens anslag for tilstedeværende olje i Snorrefeltet er 543 mill Sm³. Av dette befinner 145 mill Sm³ seg i de fire forkastningsblokkene der Snorre B vil produsere olje. De utvinnbare oljereservene for Snorre 2 har operatøren estimert til 57,6 mill Sm³. De totale utvinnbare oljereservene i hele Snorrefeltet er blitt oppgradert en rekke ganger fra ca 122 mill Sm³ til 225 mill Sm³ i forhold til den opprinnelige utbyggingsplanen av 1987. Dette innebærer en utvinningsgrad på omlag 40 pst for Snorre 2 og 41 pst for hele Snorrefeltet.

Oljedirektoratet vurderer operatørens geologiske fremstilling som tilfredsstillende. Ressursestimatet gir et realistisk bilde av tilstedeværende ressurser i den delen av Snorrefeltet som omfattes av Snorre 2. Usikkerhetsberegninger viser etter Oljedirektoratets syn spennvidden i ressursanslagene.

4.2.4 Utbyggingsløsning

De aktuelle utbyggingsløsningene for nordområdene var i 1987 enten utbygging med undervannsanlegg, eller at den eksisterende plattformen (Snorre TLP) skulle flyttes nordover på feltet etter at reservene i sør var produsert. Operatøren skulle på bakgrunn av driftserfaringer fra undervannsanlegget, produksjonserfaringer fra Lundereservoaret og prisutviklingen på olje komme tilbake med en utbyggingsløsning for nordområdene.

I september 1997 vedtok rettighetshaverne å bygge ut Snorre 2 med en halvt nedsenkbar produksjonsplattform i stål (Snorre B).

Snorre B er planlagt som en fullt integrert bore-, produksjons- og boligplattform tilknyttet havbunnskompletterte brønner. Snorre B er planlagt installert omlag 10 km nord for Snorre TLP. Undervannsanleggene som planlegges installert på omlag 350 meters havdybde, vil bestå av 17 produksjonsbrønner og 10 injeksjonsbrønner knyttet til plattformen. Prosessanlegget på Snorre B vil ha en kapasitet per døgn på 18 000 Sm³ olje (113 000 fat per dag), 3,25 mill Sm³ gass og 25 000 Sm³ vanninjeksjon. Av gassen vil 0,25 mill Sm³ gå til drivstoff og fakling, mens 3 mill Sm³ vil bli benyttet til injeksjon.

Boring og komplettering av brønnene planlegges utført fra produksjonsinnretningen, med unntak av fire brønner som forbores.

Snorre B er planlagt med 700 m² ekstra dekksplass og vektreserve på 3000 tonn, slik at det vil være mulig å ta inn eventuelt tilleggsutstyr i en senere fase, som for eksempel et pilotanlegg for fjerning av CO₂.

Snorre B vil ha en ordinær driftsbemanning på rundt 50 personer, noe som vil utgjøre 150 årsverk fordelt på tre fulle skift. I tillegg kommer innleid personell til vedlikehold av brønner og undervanns produksjonsutstyr. Snorre 2 vil få teknisk støtte fra Sagas driftsmiljø i Stavanger. Basetjenester vil bli utført av Sagas driftsbase i Florø.

Helikopterdekk og boligkvarter for 140 personer er planlagt på plattformens vestside. Det vil bli installert to 70 manns redningsbåter både på plattformens øst- og vestside.

Før innlevering av plan for utbygging og drift 19. desember 1997 ble flere mulige utbyggingsløsninger vurdert. Alternativene til en egen plattform var enten utbygging av nordområdene med undervannsanlegg knyttet til den eksisterende plattformen Snorre TLP, eller en utbygging med et produksjonsskip.

Partnerskapet valgte en halvt nedsenkbar plattform med egen boremodul da denne løsningen vil være mer fleksibel og vil gi bedre ressursutvinning og lønnsomhet enn øvrige konsepter, samt bedre mulighet for implementering av miljøtiltak. Det ble også lagt vekt på hensynet til sikkerhet og operabilitet på Snorre TLP. Operatøren var skeptisk til en utbygging som innebar større modifikasjoner og innfasing av ytterligere et stort antall brønner på Snorre TLP.

Differansen i nåverdi mellom en selvstendig utbygging og en undervannsutbygging skyldes først og fremst at en selvstendig utbygging vil gjøre det mulig å injisere gass sammen med vann (Vannalternerende gassinjeksjon, VAG-injeksjon) i reservoaret, noe som er forventet å gi vesentlig høyere utvinning enn om feltet skulle bygges ut med undervannsanlegg tilknyttet Snorre TLP. Operatørens estimat viser 14 mill Sm³ høyere oljeutvinning med det valgte konsept enn med en undervannsutbygging tilknyttet Snorre TLP.

Videre vil en utbygging med egen plattform gi raskere utvinning enn med et undervannsanlegg.

Det ble også lagt vekt på at den valgte plattform vil ha egen boreutrustning, noe som gjør at borekostnadene vil være betydelig lavere enn om alle boreoperasjoner skulle gjennomføres fra en flyttbar borerigg. Dette vil være av stor betydning med de riggrater en har sett den senere tid. Snorre B vil bygges med en vektreserve på 3000 tonn samtidig som dette konseptet ikke vil kreve større modifikasjoner på Snorre TLP. Dette gir mulighet til senere å foreta modifikasjoner slik at det blir mulig å ta imot tredjeparts volumer både på Snorre B og på Snorre TLP, samt mulighet for eventuelle prosjekter for økt utvinning og bedret miljø.

Snorre B vil benytte Statfjord B til lagring og utskiping av oljen. Dette vil gi reduserte investeringer og driftskostnader i forhold til en egen lager- og utskipningsløsning for Snorre B.

Snorre B, Snorre TLP og Statfjordfeltet vil alle ha en økonomisk levetid til rundt 2020.

Samtidig produksjon fra Snorre B og Snorre TLP vil gi synergieffekter når det gjelder skips- og helikoptertransport, administrasjon og basetjenester. Mellom Snorre B og Snorre TLP vil det bli lagt en kabel, slik at kraftproduksjonen kan samordnes mellom de to installasjonene. Videre vil det være mulig å optimalisere produksjons og injeksjonsstrategien for feltet gjennom at brønner kan bores fra begge installasjoner og at gass kan transporteres mellom Snorre B og Snorre TLP. Snorre B kan også injisere gass i reservoar der Snorre TLP produserer olje.

Oljedirektoratet har ingen innvendinger til operatørens valg av utbyggingsløsning. Det fremlagte konsept vurderes å gi akseptabel fleksibilitet til å betjene nye funksjoner utover dagens designbasis, slik som økte gasskapasiteter, pilotanlegg for CO₂- fjerning og tilknytning av nærliggende satellittfelt. Operatøren berømmes for å ha valgt gode tekniske løsninger, som gir vesentlig lavere utslipp til luft enn anvendelse av konvensjonell teknologi.

4.2.5 Produksjon

Forskyvning av investeringene i Snorre 2-prosjektet har gjort at planlagt tidspunkt for produksjonsstart er forskjøvet med omlag ett år, fra oktober 2000 til august 2001. Gjennomføringstiden for prosjektet kan kortes noe ned på grunn av at en har lengre planleggingstid enn det som opprinnelig ble lagt til grunn. Operatøren har på bakgrunn av forskyvningen av investeringene i prosjektet oppdatert produksjonsprofilen for Snorre 2. Produksjonsprofilen baserer seg på operatørens estimat for de mest sannsynlige reserver i feltet. Snorre 2 vil i henhold til den oppdaterte produksjonsprofilen produsere olje frem til 2018. Oljeproduksjonen vil øke fra omlag 5 mill Sm³ (omlag 90 000 fat pr dag) i 2001 til i underkant av 6 mill Sm³ (omlag 100 000 fat pr dag) i 2004. Produksjonen vil deretter reduseres gradvis frem til 2018.

Ressursestimatene for Snorre 2 baserer seg på bruk av ny teknologi, inkludert horisontale og flergrenede brønner. Rettighetshaverne planlegger VAG (Vann alternerende gassinjeksjon, dvs injeksjon av både vann og gass i brønnene) som drivmekanisme for å optimalisere oljeproduksjonen. Dette innebærer at i hovedsak all produsert gass, unntatt den som vil bli brukt til drivstoff på plattformen, vil bli reinjisert i reservoaret. Produsert vann vil også bli reinjisert sammen med sjøvann for å opprettholde trykket i reservoaret.

En forskyvning av investeringene for Snorre B vil i følge operatøren påvirke muligheten til å optimalisere utvinningen fra den sørlige delen av Snorrefeltet.

Mellom Snorre B og Snorre TLP vil det bli lagt en kabel for overføring av kraft. Denne bidrar til at det ikke vil være nødvendig å installere ekstra kraft på Snorre TLP, noe som ellers ville ha vært nødvendig ved oppgradering av vanninjeksjonsanlegget på Snorre TLP. I tillegg dimensjoneres vanninjeksjonsanlegget på Snorre B for også å kunne gi trykkstøtte til den sørlige delen av feltet.

Videre vil det installeres en gassrørledning mellom Snorre TLP og Snorre B. Dette vil gjøre det mulig å optimalisere VAG-potensialet for feltet.

Injeksjonsbrønner fra Snorre B vil gjøre det mulig å øke utvinningen gjennom bruk av VAG i et område sør for der Snorre B vil produsere olje. Trykket i dette området er i dag lavt. Ytterligere trykkreduksjon i området og utsatt boring av injeksjonsbrønner fra Snorre B, vil kunne medføre redusert oljeutvinning og tapt effekt av VAG.

Oljedirektoratet vurderer den valgte brønnstrategi som meget tilfredsstillende. Operatørens anbefalte utbyggingsløsning vil bli utstyrt med en egen boremodul. En slik løsning vil etter Oljedirektoratets vurdering gi god fleksibilitet til å utføre brønnintervensjon for å optimalisere oljeutvinningen gjennom hele driftsperioden, særlig sett i lys av dagens stramme riggmarked.

Oljedirektoratet har beregnet de totale utvinnbare oljeressurser til 65,1 mill Sm³. Forskjellen mellom dette og operatørens vurderinger skyldes at Oljedirektoratet har lagt til grunn andre kriterier i sin reservoarmodell.

Operatøren har gjort simuleringer av utsettelse av oppstartstidspunktet for Snorre 2. Disse indikerer at en vil miste i størrelsesorden 1- 1,5 mill Sm³ som resultat av at planlagt produksjonsoppstart forskyves ett år. Den største effekten er knyttet til utsatt mulighet for oppgradering av vanninjeksjonskapasiteten på Snorre TLP, og derved redusert trykkvedlikehold i reservoarene.

Oljedirektoratet mener risikoen for ressurstap som følger av at investeringer i prosjektet blir forskjøvet, i stor grad kan unngås ved å tilpasse tekniske løsninger, og ved å modifisere utvinningsstrategien på Snorre Sør slik at det kompenseres for manglende trykkvedlikehold i reservoaret. Dette kan gjøres ved å øke vanninjeksjonsraten eller ved å redusere uttaket fra kritiske områder på feltet. Etter Oljedirektoratets vurdering må slike tiltak i Snorre Sør vurderes iverksatt for å unngå ytterligere trykkfall i reservoaret. Slike tiltak måtte i følge Oljedirektoratet blitt gjennomført selv om investeringer i Snorre 2 ikke var forskjøvet. Det må også vurderes om økt injeksjonskapasitet på Snorre B eventuelt Snorre TLP er nødvendig for å gi trykkstøtte i det aktuelle området.

En forskyving av investeringene i Snorre B med ett år medfører at operatøren må se på midlertidige løsninger for å dekke kraftbehovet på Snorre TLP, som er nødvendig for å øke vanninjeksjonsraten. Dette vil innebære ulike tiltak for energisparing, redusert drift av mindre viktig utstyr og eventuelt midlertidig bruk av dieselgeneratorer. Installasjon av nye gassturbiner eller kombikraft for en så kort periode vurderes ikke som kostnadseffektivt.

Den fremlagte plan forutsetter injeksjons- og behandlingskapasitet for gass på 3 mill Sm³ pr dag. Oljedirektoratets vurderinger viser at en økning i gasskapasitetene fra 3 til 5 mill Sm³ pr dag vil øke de utvinnbare oljeressursene med 4 mill Sm³ fra 65,1 til 69,1 mill Sm³.

En initiell økning av gasskapasitetene fra 3 til 5 mill Sm³ vil i følge Oljedirektoratets lønnsomhetsberegninger øke lønnsomheten i prosjektet med 1,4 mrd kr. Foretas det en oppgradering i driftsfasen øker nåverdien med 1 mrd kroner.

Det er imidlertid usikkerhetsmomenter knyttet til effekten av VAG på feltet. Ut fra en totalvurdering, bl a av usikkerhet og opprinnelig fremdriftsplan, mener Oljedirektoratet at en beslutning om å øke kapasitetene kan foretas etter at produksjons- og injeksjonserfaring er innhentet. Dette forutsetter at operatøren legger forholdene til rette for en senere oppgradering av de ovennevnte kapasiteter. Når investeringene nå blir forskjøvet med ett år, og sett i lys av manglende trykkstøtte i Snorre sør, mener Oljedirektoratet at en må benytte tiden til å optimalisere konseptet og på nytt å vurdere initielle kapasiteter for injeksjon og behandling av gass. Oljedirektoratet er for øvrig enig i operatørens valgte utvinningsstrategi.

Olje- og energidepartementet setter derfor som vilkår for utbyggingen at operatøren må legge til rette for en oppgradering av gassinjeksjons- og gassbehandlingskapasitetene på Snorre B. En plan som beskriver disse tiltakene må forelegges myndighetene for godkjennelse snarest og senest 1. juni 1998.

Operatøren må videre fremlegge for myndighetene en plan for oppgradering av kapasiteter for gassbehandling og gassinjeksjon på Snorre B. En slik plan må senest foreligge 3 år etter produksjonsstart.

På bakgrunn av at Snorre 2 blir forskjøvet ett år må operatøren foreta en revurdering av forholdene knyttet til en initiell økning av gassinjeksjons- og gassbehandlingskapasiteten på Snorre B. De nevnte initielle kapasiteter må avklares med myndighetene senest 1. juni 1998.

4.2.6 Gjennomføring

Saga vil som operatør forestå utbygging og drift av Snorre 2 installasjonene.

I operatørens plan for utbygging og drift var arbeidet med å bygge plattformen planlagt startet 3. kvartal 1998. Sammenkoblingen av plattformdekket og understellet var planlagt mot slutten av 1999. Mot slutten av 1999 var det videre planlagt å starte boringen i feltet, slik at fire brønner (3 produksjonsbrønner og en brønn for injeksjon) skulle være ferdig boret og komplettert når Snorre B ble installert på feltet i juli 2000. I henhold til dette tidsløpet var det planlagt å starte opp oljeproduksjonen i oktober 2000.

Forskyvning av oppstarten på prosjektet medfører et annet tidsløp. Departementet har, i medhold av lov 29. november 1996 nr 72 om petroleumsvirksomhet § 4-2 femte ledd, gitt operatøren tillatelse til å tildele kontrakter i månedsskiftet mars/april 1998. Prosjektplanlegging vil bli gjennomført i 1998 med sikte på å optimalisere prosjektet og tidsplanen. Det har fra operatørens side vært viktig å kunne beholde de fremforhandlede kontrakter og at prosjektet skulle videreføres i henhold til de opprinnelige tekniske planer. Departementet har sagt seg enig i denne vurderingen. På den annen side var det nødvendig med en annen fremdriftsplan dersom en skulle oppnå å redusere investeringene. Operatøren er kommet til at prosjektet må bruke inntil 300 mill kr fra april og ut 1998 for å opprettholde et minimum av fremdrift og for å gi leverandørene sikkerhet for sine kontrakter. Dette beløpet må ses på bakgrunn av alternativet som er terminering av kontraktene. Kostnadene ved en ny anbudsrunde er beregnet til 100 mill kr. I tillegg vil det påløpe termineringsgebyr ved avbrudd av den eksisterende kontrakten.

Departementet er inneforstått med operatørens anslag.

Investeringer tilknyttet fabrikasjon av utstyr og feltinstallasjoner er planlagt startet opp første halvår 1999, 12 måneder senere enn opprinnelig planlagt. Det er videre planlagt at plattformen skal være klar til å slepes ut på feltet i mai 2001. Oljeproduksjonen vil da starte opp i august 2001.

Arbeidet med nødvendige modifikasjoner av Statfjord B for tilknytning av rørledning fra Snorre B til Statfjord B vil følge den opprinnelige tidsplanen, slik at tilkoblingen kan skje i forbindelse med vedlikeholdsstansen på Statfjord B i august 1999.

Operatøren har på et tidlig tidspunkt i planleggingsprosessen involvert potensielle leverandører. Dette er skjedd ved at operatøren har tildelt studiekontrakter, slik at kontraktørene har kunnet utarbeide tilbud basert på egne tekniske løsninger i henhold til operatørens funksjonskrav.

Operatøren har valgt Aker Stord og Kværner Oil & Gas til å bygge den halvt nedsenkbare plattformen (SSPV).

ABB er valgt til å bygge og installere undervannsanlegget.

Coflexip er valgt til å produsere, installere og koble opp feltrør og stigerør.

European Marine Contractors (EMC) er valgt til å legge eksportledningen Snorre B til Statfjord B samt gassledning mellom Snorre B og Snorre TLP.

Den norskproduserte andelen av investeringen i plattformen vil være på 57 pst. Feltrør, stigerør og undervannsanlegget vil ha en norsk andel på omlag 40 pst, mens eksportrørledningen vil ha en norsk andel på omlag 15 pst.

Kommunal- og regionaldepartementet har utfra en arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessig synsvinkel ingen innvending til organisering og drift av Snorre 2. Det vises forøvrig til omtale under avsnitt 4.2.11 «Sikkerhet og arbeidsmiljø».

4.2.7 Kostnader

De totale investeringene når prosjektet skyves ut i tid er av Saga estimert til 11,8 mrd 97-kr, mot 11,6 mrd 97-kr om investeringene hadde startet i 1998. Den estimerte økningen i investeringene skyldes først og fremst at prosjektperioden blir forlenget. Det er da ikke tatt hensyn til eventuelle forbedringer.

Oljedirektoratet vurderer operatørens investeringsanslag som realistisk. Dagens aktivitetsnivå med tilhørende press i markedet kan imidlertid representere en viss usikkerhet, og da i hovedsak for produksjonsinnretningen.

4.2.8 Lønnsomhetsberegninger

Både operatørens og departementets lønnsomhetsbergeninger presenteres.

Operatørens lønnsomhetsberegninger

Operatøren har gjort økonomiske beregninger for Snorre 2 både for den opprinnelige tidsplanen og tidsløpet som følger av at prosjektet forskyves. Produksjonsprofilen for tilfellet der Snorre 2 er forskjøvet tar ikke høyde for et eventuelt ressurstap som følge av forskyvning. Et eventuelt tap av ressurser vil gi prosjektet en noe dårligere økonomisk lønnsomhet. Det er heller ikke tatt hensyn til eventuelle forbedringer i forskyvningsperioden.

Beregningene er basert på bestemte forutsetninger om driftskostnader og investeringer. Operatøren har lagt til grunn en oljepris på 120 NOK pr fat (18,50 USD/fat og en vekslingskurs 6,50 NOK/USD) i sine lønnsomhetsberegninger.

Departementets lønnsomhetsberegninger

Operatørens produksjons-, kostnads- og investeringsprofil er lagt til grunn i departementets lønnsomhetsberegninger. Departementets beregninger er videre basert på forutsetningene i nasjonalbudsjettet for 1998. Tabell 4.3 viser resultatet av departementets nåverdiberegninger. Det er også gjort beregninger av prosjektets nåverdi ved 20 pst lavere oljepris, og 20 pst økte kostnader.

Departementets lønnsomhetsberegninger gir prosjektet en nåverdi på 8,8 mrd kr, og en balansepris på 70 kr/fat. Dette indikerer at prosjektet er robust for endringer i oljepris.

4.2.9 Avtalen mellom Snorre- og Statfjordlisensene

Partnerskapet i Statfjord og Snorre har godkjent en tilleggsavtale til den opprinnelige prosesseringsavtalen av 1987. Denne tilleggsavtalen innebærer at lagring og utskiping av oljeproduksjonen fra Snorre 2 vil skje på Statfjord B. Statfjord har her forpliktet seg til å motta oljeproduksjonen fra Snorre 2 på inntil 20 000 Sm³ pr dag til en tariff forhandlet frem mellom Snorre- og Statfjordlisensen.

I tillegg er avtalen mellom Snorre og Statfjord blitt oppdatert med høyere olje- og gassvolumer fra Snorre syd og økt fleksibilitet som følge av økte reserver og en ny plattform på Snorrefeltet.

Olje- og energidepartementet vurderer det som positivt at Snorre og Statfjord er kommet frem til en tilleggsavtale som vil bedre samarbeidet mellom Snorre og Statfjord i fremtiden.

Innfasingen av oljen fra Snorre 2 innebærer behov for modifikasjoner på Statfjord B. Statfjordgruppen har i henhold til den inngåtte tilknytningsavtalen ansvaret for å gjennomføre de nødvendige modifikasjoner på Statfjord B. Rettighetshaverne i Snorrefeltet vil bære kostnadene forbundet med disse modifikasjonene, basert på prinsippet om at alle overskridelser eller reduksjoner i forhold til et foreløpig kostnadsestimat på 290 mill kr vil bli delt 50/50 mellom de to lisensgruppene.

Verdien av SDØEs andel av nødvendige modifikasjoner på Statfjord B vil i henhold til estimatet være 91 mill kr. Statfjord vil være eier av installert utstyr på Statfjord B, samt være ansvarlig for drift og vedlikehold.

4.2.10 Disponering av innretningene

Snorre 2-innretningene vil konstrueres slik at plattformen og undervannsanleggene kan fjernes når produksjonen opphører. Det er da mulig at plattformen kan benyttes på et annet felt eller til annet formål. Brønnene vil bli sikret og forlatt. Foruten ankere og nedgravde rørledninger planlegges alt havbunnsutstyr tatt opp, sendt på land og hvis mulig bli brukt på nytt.

Operatøren vil i god tid før bruken av innretningene opphører fremlegge en avslutningsplan med forslag til disponering av innretningene.

Departementet påpeker at disponering av innretningene vil bli regulert av lovgivning og retningslinjer som gjelder på det tidspunkt disponering skjer.

4.2.11 Sikkerhet og arbeidsmiljø

Kommunal- og regionaldepartementet har innhentet uttalelse fra Oljedirektoratet vedrørende arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessige sider ved utbyggingen. Etter Oljedirektoratets vurdering kan prosjektet gjennomføres på en sikkerhetsmessig og arbeidsmiljømessig forsvarlig måte. Kommunal- og regionaldepartementet stiller seg bak Oljedirektoratets vurdering av dette.

4.3 Konsekvensutredning

4.3.1 Innledning

I henhold til lov 29. november 1996 nr 72 om petroleumsvirksomhet § 4-2, jf forskrift til lov om petroleumsvirksomhet § 22, har operatøren utarbeidet en konsekvensutredning.

Utredningen gir en oversikt over fordeler og ulemper ved gjennomføring av plan for utbygging og drift.

Konsekvensutredningen har vært sendt på høring til berørte parter, herunder departementer, fylkeskommuner, kommuner samt nærings- og interesseorganisasjoner. Høringsuttalelsene er formidlet til operatøren. Oppfølging vil skje i henhold til gjeldende lover og forskrifter. I det følgende gis et sammendrag av de miljø- og fiskerimessige konsekvenser av utbyggingen, samt kommentarer fra høringsinstansene.

Operatøren har i sin konsekvensutredning beregnet de nasjonale sysselsettingsvirkningene av utbygging og drift av Snorre 2. Utbyggingen av Snorre 2 vil, i henhold til disse beregningene, gi en total sysselsettingseffekt på i overkant av 19 000 årsverk. Av dette er vel 7 500 årsverk direkte knyttet til produksjon i leverandørbedrifter, 5 000 årsverk vil være knyttet til produksjon i underleverandørbedrifter og 6 500 årsverk er avledede konsumvirkninger som følge av de sysselsattes forbruk. Sysselsettingsvirkningene av produksjonsfasen er estimert til 13 000 årsverk. I disse beregningene er ikke konsumvirkningene av de sysselsattes forbruk tatt med.

Operatøren har i planleggingen av Snorre 2 lagt stor vekt på hensynet til miljø. Partnerskapet i Snorre har besluttet å implementere en rekke tiltak for å begrense utslipp av miljøskadelige stoffer fra Snorre B, slik at de miljøskadelige utslippene fra Snorre B vil være betydelig redusert i forhold til utslippene fra den eksisterende Snorreplattformen og andre installasjoner på sokkelen med konvensjonell teknologi.

4.3.2 Utslipp til luft

Hovedkildene til utslipp til luft på Snorre B vil være kraftproduksjon og fakling på plattformen. I tillegg vil det være utslipp fra en flyttbar borerigg benyttet under forboring, utslipp fra skips- og helikoptertrafikk, samt i forbindelse med utlastingen av Snorreolje på Statfjord.

Utslippene av CO₂ og NO_x fra Snorre B vil nå sitt høyeste nivå i 2003. Utslippene vil være konstante i perioden 2003 til 2010. Etter 2010 vil utslippene reduseres. Snorre B vil øke utslippene av CO₂ og NO_x fra Snorrefeltet med henholdsvis 30 og 12 pst. For CO₂ og NO_x vil utslippene per Sm³ olje produsert være 23 og 72 pst lavere på Snorre B enn på Snorre TLP.

Miljøtiltakene på Snorre B omfatter bl.a.:

• Snorre B vil bygges med lav-NO_x-brennere. Dette vil redusere utslippet av NO_x med i størrelsesorden 80 pst i forhold til andre brennere når turbinene drives optimalt.

• Snorre B planlegges utstyrt med nye turbiner med høyere virkningsgrad enn turbinene på Snorre TLP. I tillegg vil turbinene utstyres med et system for varmegjennvinning fra eksosgassen. Varmen vil benyttes til å drive en dampturbin (kombinert kraftverk) som kan øke virkningsgraden med omlag 1/3. Høyere virkningsgrad vil redusere forbruket av brenngass og dermed redusere utslippene av røykgass med NO_x og CO₂.

• Prosessanlegget på Snorre B planlegges optimalisert med hensyn til å skille ut VOC (hydrokarbondamper) fra olje slik at utslippene ved lasting og lossing av oljen blir små.

• Operatøren vil benytte «glidemuffer» i brønnene på Snorre B. Dette gjør det mulig å stenge av brønnsoner med høy vann- eller gassproduksjon. Dette vil redusere mengden produsert vann- og gass, slik at behovet for vann- og gassinjeksjon reduseres. Da injeksjon er svært energikrevende vil dette bidra til å redusere utslippet av CO₂.

• Snorre B vil være utstyrt med et lukket fakkelsystem. Dette innebærer at det ikke vil være nødvendig med pilotflamme. Fakkelen vil dermed kun være i bruk ved større produksjonsforstyrrelser og av sikkerhetsmessige grunner. Hvor store reduksjoner dette vil gi avhenger av driftsfilosofi og prosedyrer for nedstenging. Operatøren har lagt til grunn en reduksjon på 42 pst i forhold til erfaringstall for Snorre TLP.

• Mellom Snorre B og Snorre TLP har partnerskapet besluttet å legge en kabel for overføring av elektrisk kraft, slik at kraftforsyningen i Snorrefeltet kan optimaliseres mellom de to innretningene og dermed gjøre det mulig å redusere utslippet av CO₂.

Operatøren har også vurdert muligheten for kraftforsyning fra land. Investeringskostnadene knyttet til dette er av operatøren beregnet til 1 360 mill kr.

Oljedirektoratet har beregnet at dette reduserer prosjektets nåverdi med 890 mill kr, basert på en kraftpris på 20 øre pr kWh og med operatørens forutsetninger. Det kan imidlertid være et potensiale for kostnadseffektiv elektrifisering når man ser felt og område samlet. Det vises i denne sammenheng til det utredniningsarbeidet som pågår for å oppfylle Stortingets vedtak, jf Innst nr 246 (96-97).

De største utslippene av VOC skjer ved bøyelasting av olje på skytteltankere. Det arbeides med et prosjekt på norsk sokkel for gjenvinning av VOC fra bøyelasting.

Forhandlinger om en tidsavgrenset avtale, for å redusere utslippene av VOC fra bøyelasting, er igangsatt mellom myndighetene og oljeindustrien.

Saga vil installere gjennvinningsanlegg på sine bøyelastere så snart denne teknologien er tilgjengelig.

Oljedirektoratet kan ikke se at det er uheldige miljøkonsekvenser av vesentlig betydning knyttet til en forskyving av investeringene i Snorre B. Kraftgenerering på Snorre TLP vil drives suboptimalt noe lenger og vil i denne perioden ikke oppnå miljøgevinsten ved å bli delforsynt med «ren» kraft fra kombikraftverk på Snorre B. Dette kan medføre et tilleggsutslipp på 30-60 000 tonn CO₂. Det er stor usikkerhet knyttet til dette anslaget.

CO₂-pilotprosjekt

Partnerskapet i Snorrefeltet vurderer som et pilotprosjekt å implementere et system som kan skille ut CO₂ fra røykgassen fra en av plattformens to gassturbiner. Den utskilte CO₂-gassen planlegges deretter injisert i en vannfylt formasjon. Denne teknologien utvikles som et felles industriprosjekt under ledelse av Kværner. CO₂-piloten vil kunne redusere utslippet av CO₂ i røykgassen fra en turbin med 86 pst.

Operatøren forventer at en beslutning om hvorvidt dette skal implementeres på Snorre B vil bli fattet i Snorrelisensen tidligst i 1999.

Implementering og utprøving av denne teknologien på Snorre B vil være meget kostbart. Gjennom Klimatek har staten i flere år vært med på å støtte utviklingen av denne teknologien. Teknologien skal nå utprøves på Kårstø. Et minimum testgrunnlag for å ta en beslutning om å gå videre med teknologien ventes tidligst å være til stede i august/ september 1998. Uttestingen ventes fullført i løpet av 1999.

Forskyvning av investeringene i Snorre B vil innebære at teknologien vil være prøvet ut før den eventuelt implementeres på Snorre B. Partnerskapet vil dermed ha et bedre beslutningsgrunnlag når en avgjørelse treffes i Snorrelisensen.

Oljedirektoratet mener installasjon av pilotanlegget for fjerning av CO₂ vil være en såpass stor endring i forhold til plan for utbygging og drift, at plan for dette må fremlegges myndighetene for godkjennelse. Det er flere usikkerheter knyttet til hvorvidt planene om renseanlegget for CO₂ bør realiseres allerede på Snorre B. Oljedirektoratet viser til at det internasjonalt er betydelig oppmerksomhet knyttet til separering av CO₂ fra eksosgass og reinjisering av CO₂, og det er på sikt også forventning om betydelige reduksjoner av utstyrets størrelse, vekt og kostnader. Oljedirektoratet mener uttesting av denne typen utstyr fortrinnsvis bør skje på land.

Med ett års forskyving av prosjektet vil utviklingen ha kommet lengre og testprogrammet som skal gjennomføres på Kårstø vil være ferdigstilt og evaluert. Grunnlaget for en beslutning vil således være bedre, og mulighetene for en teknisk vellykket og kostnadseffektiv implementering vil øke. Det vil etter Oljedirektoratets mening være viktig å sikre at kvalifiseringsprogrammet for denne teknologien ikke forsinkes som resultat av forskyvning av investeringene.

4.3.3 Utslipp til sjø

De viktigste utslippskildene til sjø er boreavfall og produsert vann. Snorre 2 er planlagt med 27 brønner. Disse er planlagt boret over en periode på syv år. De tre øverste sonene vil bli boret med vannbasert boreveske, mens de dypere vil bli boret med oljebasert boreveske. Borekaks og oljebasert slam fra disse sonene vil bli reinjisert eller tatt til land for behandling. Videre er det planlagt å reinjisere produsert vann. Det vil kun bli utslipp av produsert vann ved utfall av injeksjonssystemet. Dette antas å kunne skje inntil 10 pst av driftstiden, slik at utslippet av produsert vann blir redusert med 90 pst i forhold til om dette tiltaket ikke ble gjennomført.

Utbygging og drift av Snorre B medfører risiko for oljeutslipp knyttet til utblåsinger, lekkasje på rørledninger og undervannsutstyr, skipsuhell og uhellsutslipp fra prosessen. Akutte oljeutslipp kan forårsake skader på organismer i de frie vannmassene, på sjøfugl og havpattedyr i strandsonen.

Olje fra Snorre 2 vil lastes ut fra Statfjordfeltet. Totalt er det årlig omlag 330 anløp med skytteltankere til Statfjordfeltet. Typisk lastestørrelse er 135 000 tonn råolje. På topp vil produksjon fra Snorre 2 tilsvare 40-45 laster på 135 000 tonn pr år, avtagende til 25 laster pr år etter åtte års produksjon og 5 laster mot slutten av feltets levetid. Hovedtyngden av Statfjordoljen går direkte til Kontinentet. Produksjonen på Snorre B vil ikke øke oljetransporten langs norskekysten vesentlig, og derved heller ikke i vesentlig grad øke sannsynligheten for uhellsutslipp fra skytteltankere langs norskekysten.

4.3.4 Arealbeslag

Utbyggingen av Snorre 2 vil medføre en permanent sikkerhetssone med radius 500 meter rundt plattformen. Sonen etableres sommer/ høst 1999 og vil ha en varighet på omlag 20 år. Alle bunnrammer og satellittbrønner vil plasseres godt innenfor sikkerhetssonen. Det vil ikke bli søkt om utvidet sikkerhetssone for å dekke ankre og ankerkjettinger.

4.3.5 Høringsuttalelser og departementets merknader

Departementet har mottatt uttalelse fra Fiskeridepartementet, Kommunal- og regionaldepartementet, Miljøverndepartementet, Hordaland Fylkeskommune, Møre og Romsdal Fylkeskommune, Sogn og Fjordane Fylkeskommune, Stavanger Kommune, Bellona og Norges Naturvernforbund. De viktigste problemstillingene som ble reist av høringsinstansene er gjengitt under. Olje- og energidepartementet har formidlet høringsuttalelsene til operatøren Saga Petroleum.

Fiskeridepartementet påpeker at konsekvensutredningen mangler opplysninger om hvordan rørledningen som ligger utenfor sikkerhetssonene skal beskyttes. Det stilles spørsmål om de skal graves ned, steindumpes eller ligge ubeskyttet på havbunnen. Fiskeridepartementet viser i denne forbindelse til rapporten om forsøk med tråling over steindekte rørledninger i Nordsjøen, som konkluderer med at det er stor sjanse for å skade trålen ved kryssing over steinfylte rørledningstraseer.

Fiskeridepartementet vil be om at følgende avbøtende tiltak blir satt som vilkår i tillatelse til anlegg og drift for Snorre 2 med tilhørende rørledninger.

• Dersom rørledningen må beskyttes for å tåle ytre påkjenninger, eventuelt for å unngå oppbuling av rørledningen på grunn av trykk og temperatur, må disse legges i en lukket grøft for dermed å unngå steindumping

• Etter en slik grøfteoperasjon må traseen undersøkes med sidesøkende sonar med sikte på å identifisere eventuelle ujevnheter som kan oppstå i forbindelse med grøftingen.

• Dersom det blir benyttet rørleggingsfartøy som bruker anker til fremdrift, må det umiddelbart etter legging av rørledning foretas en kartlegging og inspeksjon av eventuelle ankermerker ut til 2 000 meter på hver side av rørledningen.

Fiskeridepartementet vil presisere at det er viktig å få opplysninger om hvor mye av det produserte vannet som slippes ut i sjø, og få synliggjort de totale utslipp av oppløste organiske komponenter som kontinuerlig tilføres det marine miljø som følge av utslipp av produsert vann.

Fiskeridepartementet påpeker at beredskapen i forhold til havbruksnæringen synes å være lite omtalt.

Operatøren svarer at gassrørledningen skal legges i grøft og tildekkes. Oljerørledningen mellom Snorre B og Statfjord B er omlag 43 km hvorav 26 km vil ligge i grøft for å unngå store frispenn. Det er planlagt steindumping ved rørendene (innenfor eller rett utenfor sikkerhetssonene ved Snorre B og Statfjord B) og ved tre krysninger av andre rør. I detaljprosjekteringen av krysningene vil det bli evaluert andre metoder enn steindumping.

Det pågår en evaluering om hele lengden på oljerørledningen skal legges i grøft og hvor stor del av ledningen som skal tildekkes. Dette har sammenheng med krav til temperatur på oljen ved ankomst på Statfjord.

Operatøren vil utføre kartlegging av selve rørtraseen for å identifisere eventuelle ujevnheter.

Ankerbasert leggefartøy vil bli benyttet. Nåværende planer tilsier ikke noen kartlegging/ inspeksjon etter legging.

Utslipp av produsert vann er utredet i den regionale konsekvensutredningen for Tampenområdet som er vedlagt konsekvensutredningen for Snorre 2. Prognosene for Snorre nord inngår i denne utredningen.

Operatøren anser beredskapen i forhold til havbruksnæringen som en regional problemstilling. Dette spørsmålet vil derfor bli behandlet i den regionale konsekvensutredningen. Problemstillingen er også kort vurdert i den eksisterende regionale konsekvensutredningen.

Operatøren imøteser gjerne en nærmere dialog med Fiskeridirektoratet på ovennevnte punkter.

Kommunal- og regionaldepartementet har innhentet uttalelse fra Oljedirektoratet vedrørende arbeidsmiljø- og sikkerhetsmessige sider ved utbyggingen. Etter Oljedirektoratets vurdering kan prosjektet gjennomføres på en sikkerhetsmessig og arbeidsmiljømessig forsvarlig måte. Kommunal- og regionaldepartementet stiller seg bak Oljedirektoratets vurdering av dette. Kommunal- og regionaldepartementet har forøvrig ingen merknader til utbyggingen av Snorre 2.

Miljøverndepartementet ser det som positivt at hensynet til miljøet har stått sentralt ved planleggingen av utbyggingen, bl a ved valg av utbyggingskonsept. Miljøverndepartementet ser frem til Sagas videre satsing på miljø etter at PUD er levert, bl a med hensyn til samkjøring av kraftproduksjon mellom Snorre B og Snorre TLP og pilotprosjekt for fjerning av CO₂ fra eksosgass.

Konsekvensutredningen er basert på den regionale konsekvensutredningen for Tampen fra 1995, men utslippstallene for regionen er oppdatert. Miljøverndepartementet mener det ikke er tilfredsstillende at den regionale konsekvensutredningen for Tampen er lagt til grunn for utredningen av Snorre 2, uten at den ble oppdatert i forkant.

Miljøverndepartementet viser til at det i høringsrunden for utredningsprogrammet ble bedt om oppdatering av miljødata, særlig for sjøfugl. Miljøverndepartementet viser videre til at det heller ikke er foretatt en gjennomgang av de regionale miljøvurderingene for å se om grunnlaget er endret siden den regionale utredningen ble utarbeidet, eller om konklusjonene fortsatt er holdbare.

Miljøverndepartementet ber om en tilbakemelding fra operatøren i forhold til planen for en koordinert kraftproduksjon fra Snorrefeltet, samt om å bli orientert om arbeidet med å fjerne CO₂ fra røykgassen. I tillegg ber Miljøverndepartementet operatøren om å vurdere muligheten for reduksjon av utslippene til luft, primært NO_x fra de ulike tilknyttede fartøyene. Miljøverndepartementet peker i denne sammenheng på at det er en forutsetning at den enkelte forurenser bidrar med data og vurderinger for sin virksomhet for at denne problemstillingen kan behandles i en større sammenheng.

Miljøverndepartementet finner det positivt at det fra Snorre B vil bli injisert produsert vann, produsert sand og borekaks med rester av syntetisk eller oljeholdig borevæske. Miljøverndepartementet mener at det også bør vurderes å injisere vannbasert borevæske dersom dette er teknisk og økonomisk forsvarlig.

Miljøverndepartementet finner det ikke tilfredsstillende at operatøren ikke har vurdert og analysert risikoen for en eventuell oljeutblåsning fra havbunnen. Ved utslipp fra bunnen er det mye som tyder på at en betydelig mengde av oljen aldri vil komme opp til overflaten, men vil bli innblandet i vannsøylen. Dette kan få store konsekvenser for frittsvevende organismer i sjøen, og bør derfor utredes.

Konsekvensutredningen bør også suppleres med vurderinger av forebyggende tiltak mot akuttutslipp.

Operatøren svarer på spørsmålet om oppdatering av den regionale utredningen for Tampenområdet at arbeidet er i gang, og vil bli sluttført i 1998. Operatøren viser videre til at det er gjennomført en oppdatering av utslippsprognosen for regionen og at konsekvensutredningen inneholder oppdaterte opplysninger om miljøeffekter.

Når det gjelder tilbakemelding på arbeidet med CO₂-fjerning svarer operatøren at en beslutning om dette vil være avhengig av pilotforsøk på Kårstø, som per i dag antas avsluttet i august/september 1998. Det antas at beslutning i lisensen vil kunne tas første halvår 1999.

Operatøren mener tiltak for å redusere utslipp til luft fra tilknyttede fartøy er en problemstilling som gjelder for alle installasjoner på norsk sokkel, og bør behandles i en større sammenheng enn Snorre 2. Operatøren viser videre til at konsekvensutredningen angir prognoser for utslipp av CO₂, NO_x, VOC og CH₄ fra marine aktiviteter (forsyningsfartøyer, beredskapsfartøyer, skytteltankere), og sammenligner disse med øvrige utslipp knyttet til drift av feltet, utslipp i regionen og norske utslipp totalt. For VOC-gjenvinning fra skytteltankere vises det i konsekvensutredningen til teknologi som er under utprøving. Operatøren deltar aktivt i dette arbeidet, og vil ta i bruk denne teknologien så snart denne er tilgjengelig.

For NO_x viser operatøren til at man for Snorre 2 satser på tiltak på plattformen, som er beregnet å kunne gi 76 pst lavere utslipp per fat enn gjennomsnittet på kontinentalsokkelen. Tiltak på fartøyer er det etter operatøren oppfatning vanskelig å ha kontroll over, ettersom det er snakk om et stort antall fartøyer som kontraheres for kortere eller lengre tid. Ved valg av redere vil operatøren, under hensyntagen til økonomiske forhold, preferere dem som har gjort eller har planer om innsats på dette området.

Operatøren mener beslutningen om ikke å injisere vannbasert boreslam må ses i lys av at miljøvirkningene av slikt utslipp er begrensede.

Når det gjelder forebyggende tiltak mot akuttutslipp viser operatøren til at det er gjennomført risikovurderinger på et tidlig stadium som en del av beslutningsgrunnlaget for vurdering av tiltak. Risikoanalysen vil oppdateres flere ganger i løpet av prosessen. Sannsynligheten for oljeutblåsning er beregnet i risikoanalysen. Det er her konservativt antatt at all olje kommer til overflaten. Operatøren viser til at det i dag ikke finnes gode modeller for beregning av oljeutblåsning fra bunnen. Disse modellene arbeides det med i Norsk Dypvannsprosjekt. Det er i konsekvensutredningen for Snorre 2 ikke sett på effekter av olje nedblandet i vann. Det pågår imidlertid et arbeid i OLFs arbeidsgruppe for produsert vann med hensyn til problemstillingen. Oljevern ved dypvannsutslipp er ikke vurdert. Dette er slik operatøren ser det en problemstilling for felt på store dyp og oljer som ikke danner stabile emolusjoner, men kan også være aktuell for Snorre 2. Effekter på frittsvevende organismer av oljeutblåsning fra bunnen vil derfor bli videre utredet.

Hordaland Fylkeskommune ser det som et miljømessig paradoks hvis Snorre 2-utbyggingen utsettes. Fylkeskommunen påpeker også at verkstedindustrien på vestlandet er sterkt avhengig av kontinuitet og samsvar mellom planer og gjennomføring av prosjekter for å makte å opprettholde sysselsetting og konkurransedyktighet.

Møre og Romsdal Fylkeskommune har ingen vesentlige merknader til utbyggingen.

Sogn og Fjordande Fylkeskommune viser til at fylket har flere bedrifter med faglig kompetanse og erfaring med oppdrag innen oljeindustrien både på land og til havs, som må få mulighet til å konkurrere om oppdrag både i utbyggings- og driftsfasen. Fylkeskommunen oppfordrer operatøren til et nært samarbeid med utdanningsinstitusjonene i fylket, for på den måten å rekruttere personell til Snorre 2. Fylkeskommunen uttrykker glede over at det blir satset på en miljøprofil for Snorre 2 og er opptatt av et godt oljevern. I denne sammenheng påpekes det at Statens Kartverk i Sogn og Fjordane har et omfattende digitalt kartmateriale, med registrering av sårbare områder og lokaliteter. I forbindelse med oppdatering av den regionale konsekvensutredningen for Tampenområdet bes det om at et eventuelt samarbeid blir vurdert.

Stavanger kommune ber Olje- og energidepartementet om ikke å utsette Snorre 2. Stavanger Kommune viser til at realisering av utbyggingsplanene er av stor verdi for både utbyggingsselskapene og leverandørindustrien i Stavanger-regionen. Industrien har lagt ned betydelige ressurser i prosjektet ettersom en har lagt inn en godkjennelse av prosjektet i sine planer.

Stavanger formannskap mener sikkerhet og forutsigbarhet i olje- og gassvirksomheten er viktig og at det derfor bør være uaktuelt å utsette myndighetsbehandlingen av prosjekter som nå er sendt myndighetene til godkjennelse. Det bes derfor om at Stortinget godkjenner Snorre 2 i løpet av våren 1998.

Miljøstiftelsen Bellona uttrykker tilfredshet med at operatøren helt fra en tidlig fase i har tillagt miljø betydelig vekt ved valg av teknologi, men at det ikke er tilfredsstillende at prosjektet ikke når MILJØSOK-målsettingen når det gjelder CO₂. Da MILJØSOK-målsettingen gjelder for sokkelen som helhet må nye utbyggingsprosjekter betydelig lenger ned på utslippsiden. Bellona konstaterer at pilotprosjekt for CO₂ fjerning må implementeres for at MILJØSOK-målsettingen skal kunne innfris. Bellona peker på at fjerning av CO₂ fra eksosgass vil være det første av sitt slag i verden, og at dette vil innebære en betraktelig heving av standarden for petroleumsutbygginger nasjonalt og internasjonalt. Bellona motsetter seg derfor at Snorre 2 godkjennes uten at kabel mellom de to innretningene og pilotprosjektet for CO₂-fjerning er inkludert i planen.

Operatøren viser til at kabel mellom de to innretningene er vedtatt i lisensen, og at CO₂-pilot utredes videre.

Norges Miljøvernforbund er prinsipielt imot nyetableringer og videreutvikling av olje- og gassfelt på den norske kontinentalsokkelen på grunn av den sterke veksten i norsk olje- og gassproduksjon. Miljøvernforbundet ser på dette som en helt feil ressursforvaltning av en fossil energibærer som ikke er fornybar. Videre vil forhold som lave priser på olje, og press på utenlandske produsenter til å øke sin produksjon, gi en synergieffekt verdenssamfunnet, klimaet og naturmiljøet ikke tåler. Miljøvernforbundet ønsker en utflating og nedtrapping av leting og produksjon av olje og gass. Nyetableringer av olje- og gassfelt vil således være et skritt i feil retning sett i et energipolitisk- og miljøvernperspektiv.

Norges Miljøvernforbund sier videre at ensretting i synet på sysselsetting og dens forhold til offshorevirksomheten skaper inntrykk av at stadig utbygging er eneste måte å sysselsette ansatte i leverandørindustrien. Miljøvernforbundet vil derfor som et alternativ til bygging av Snorre B anbefale tilrettelegging for totalgjenbruk av utrangert installasjoner fra avviklede felt, som Ekofisk med flere. Med bakgrunn i gjennomgang av konsekvensutredningen for Snorre 2, der ulike positive og negative forhold beskrives, krever Norges Miljøvernforbund at utbyggingen av feltet skrinlegges.

Ved en eventuell utbygging av Snorre 2 krever Miljøvernforbundet nullutslipp av olje og kjemikalier til sjø.

Operatøren svarer at det for Snorre 2 er lagt opp til å minimere utslipp til luft og vann så langt det er teknisk og økonomisk forsvarlig.

4.4 Økonomiske konsekvenser for SDØE i 1998

Utbyggingen av Snorre 2 innebærer 107 mill kr i investeringer, 5 mill kr i driftsutgifter og 3 mill kr i kalkulatoriske renter for Statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten (SDØE) i 1998. Dette inngår i gjeldende budsjett i kap 2440/5440 SDØE under post 30 Investeringer, post 24 Driftsresultat og post 80 Renter. Anslagene under kap 2440/5440 i 1998 vil bli oppdatert i forbindelse med revidert nasjonalbudsjett for 1998.

4.5 Konklusjoner

Departementet godkjenner utbygging av Snorre 2 i samsvar med den fremlagte plan for utbygging og drift. Det vil bli stilt vilkår om at investeringene i forbindelse med utbygging og drift forskyves med inntil 12 måneder i tråd med det omtalte tiltaket for forskyvning av petroleumsinvesteringer.