1 Sammendrag
Kapittel 2 omhandler utbygging av Kvitebjørnfeltet. Kvitebjørn er et gass- og kondensatfelt i den nordlige del av Nordsjøen (blokk 34/11, utvinningstillatelse 193) om lag 130 km vest av utløpet av Sognefjorden. Feltet ble påvist i 1994. Statoil er operatør. Departementet mottok 23. desember 1999 søknad om tillatelse til å bygge ut feltet med tilhørende rørledninger for transport av gass og kondensat. Departementet mottok den 24. februar 2000 også søknad fra Statoil på vegne av Trollgruppen om tillatelse til å foreta mindre modifikasjoner av gassmottaksanlegget på Kollsnes som skal ta imot og behandle gassen fra Kvitebjørn. Statoil har på vegne av Kvitebjørn-lisensen og Trollgruppen utarbeidet en konsekvensutredning som omtaler konsekvensene for Kvitebjørnutbyggingen og modifikasjonene på Kollsnesanlegget. Konsekvensutredningen har vært på høring. Det har i høringsuttalelsene ikke kommet frem forhold som tilsier at utbyggingsplanene ikke bør godkjennes.
Rettighetshavere i Kvitebjørn er Statoil (80 pst. hvorav SDØE 40 pst), Norsk Hydro (15 pst) og Elf (5 pst.). Utvinnbare ressurser fra Kvitebjørn er av operatøren anslått til 47 mrd Sm3 gass, 17 mill Sm3 kondensat og nafta og 0,4 mill tonn LPG (Liquid Petroleum Gas). Feltet planlegges utbygd med en integrert, bunnfast produksjonsinnretning med full boreutrustning, boligkvarter og prosessutrustning som skiller ut og stabiliserer kondensatet. Gassen vil bli sendt i en ny rørledning til gassmottaksanlegget på Kollsnes for videre prosessering. Kondensatet vil bli transportert i en ny rørledning (Kvitebjørn Oljerør) som knyttes til Troll Oljerør 2 for videre transport til Mongstadterminalen. Investeringer i felt og rørledninger er anslått til 7,8 mrd. 1999-kroner. I tillegg vil det bli foretatt investeringer i modifikasjon av anlegget på Kollsnes for 0,9 mrd. 1999-kroner. Nåverdien av prosjektet er anslått til 3,6 mrd. 1999-kroner (7 pst. før skatt). Kvitebjørn vil bli tildelt leveranser under gassalgsforpliktelser inngått av Gassforhandlingsutvalget. Departementet anser at feltet vil bidra til å øke fleksibiliteten i produksjonskapasiteten fra norsk sokkel. Utbyggingen av Kvitebjørn vil kunne være et viktig bidrag til å dekke et økende behov for gass i Europa. Utbyggingen av Kvitebjørn vil også kunne være et viktig bidrag til å sikre sysselsettingen i verftsindustrien.
Kapittel 3 omhander utbygging av Grane-feltet. Norsk Hydro ASA søkte den 23. desember 1999 departementet om godkjennelse av plan for utbygging og drift av Grane, plan for anlegg og drift av en oljerørledning fra Grane til Stureterminalen og plan for anlegg og drift av en gassrørledning fra Heimdal til Grane. Rettighetshaverne i Granefeltet er Norsk Hydro (24,4 pst), Esso (25,6 pst)og Statoil (50 pst, hvorav SDØE 43,6 pst). Reservene som er omfattet av plan for utbygging og drift av Grane, utgjør 112 mill. Sm3 olje. Produksjonen fra Grane vil etter planen starte opp høsten 2003 og ha et platånivå i perioden 2005 til 2009 på i overkant av 200.000 fat per dag. Oljeproduksjonen fra Grane antas å vare frem til 2021. Etter gjeldende prognoser vil produksjonen fra Grane utgjøre om lag 6,5 prosent av norsk oljeproduksjon i 2005. Oljen vil bli produsert ved hjelp av importert gass som vil bli injisert i feltet. En eventuell gassproduksjonsfase vil bli vurdert på et senere tidspunkt. Den valgte utbyggingsløsningen for Granefeltet er en kombinert produksjons-, bore- og boligplattform. Oljen fra Granefeltet vil bli transportert til Stureterminalen gjennom en rørledning. Fra Sture vil oljen bli lastet til skip over eksisterende kaianlegg. Gass til injeksjon og for bruk i gassturbinene vil bli transportert fra Heimdalfeltet gjennom en egen rørledning. Forventede totale investeringer er anslått til 15,05 mrd 1999-kroner. Grane er lønnsomt å bygge ut. Lønnsomhetsanalysen før skatt viser en nåverdi på 10,9 milliarder kroner (7 pst. diskonteringssats). Analysen viser i tillegg at prosjektet er tilstrekkelig robust overfor lav oljepris og økte kostnader.
Kapittel 4 omhandler disponering av undervannsinstallasjonene på Lille-Frigg og Tommeliten Gamma. Lille-Frigg er lokalisert i blokk 25/2 ca. 22 km øst for Friggfeltet. Tommeliten Gamma er lokalisert i blokk 1/9. Departementet anbefaler at installasjonene på Lille-Frigg og Tommeliten Gamma fjernes. Disponering av utrangerte rørledninger og kabler vil bli behandlet i en egen stortingsproposisjon. Dette er derfor ikke nærmere omtalt i denne proposisjonen.
Kap. 5 omhandler kostnadsutviklingen for prosjektene i Åsgardkjeden. I forbindelse med at Statoil har utarbeidet nye investeringsanslag for prosjektene ønsker departementet å informere Stortinget om den siste kostnadsutviklingen. Det siste kostnadsanslaget for Åsgardkjeden viser en økning på 870 mill. kroner i forhold til anslaget fra i fjor høst som redegjort for i St prp nr 1 (1999-2000). I St meld nr 37 (1998-99) ble det redegjort for mulige ytterligere kostnadsøkninger som kunne påløpe innen ferdigstillelsen av prosjektet. Selv om de fire prosjektene i Åsgardkjeden sett under ett fremdeles ligger innenfor den skisserte rammen for mulige økninger som ble omtalt i St meld nr 37 (1998-99) og St prp nr 18 (1999-2000), er den siste kostnadsøkningen for Kårstøanleggene større enn det som tidligere ble angitt. Dette er et forhold som departementet ser alvorlig på.