1 Sammendrag
I kapittel 2 redegjøres det for plan for utbygging og drift av Huldrafeltet. Huldra er et lite olje- og gassfelt i den nordlige delen av Nordsjøen. Feltet planlegges utbygd med en ubemannet brønnhodeplattform hvor gass og kondensat skilles ut og transporteres i separate rørledninger til mottaksanlegg på henholdsvis Heimdal og Veslefrikk. Forventet produksjonsoppstart for Huldra er 1. oktober 2001. Gassen fra feltet vil være nødvendig for å sikre at inngåtte gassalgsforpliktelser blir oppfylt. Feltets utvinnbare mengder er anslått til 19,4 mrd m3 tørr gass, 0,14 mill tonn våtgass og 7,4 mill m3 kondensat. I tillegg har Huldraområdet flere prospekter med høy funnsannsynlighet. Lisensen planlegger en platåproduksjon pr. år på 3,3 mrd m3 for gass over en periode på i underkant av 5 år. Den totale produksjonsperioden vil være rundt 8 år. Samlede investeringer ved utbygging av Huldraplattformen med rørledninger til mottaksanlegg er av operatøren beregnet til 5,5 mrd kroner. Nåverdien av prosjektet er beregnet til 1,4 mrd kroner ved avkastningskrav på 7 pst. reelt før skatt, og 76 mill kroner ved avkastningskrav på 8 pst. reelt etter skatt. Departementet anbefaler at plan for utbygging og drift av Huldra godkjennes med vilkår om tidsforskyvning av investeringene fra 1998 til 1999 i tråd med St prp nr 52 (1997-98).
Kapittel 3 i denne proposisjonen gjelder SDØE-deltakelse i Vestprosess. Formålet med Vestprosess er å bidra til økt verdiskapning for våtgass fra Troll og Oseberg. Prosjektet går ut på å knytte sammen de tre olje- og gassanleggene på Kollsnes, Sture og Mongstad med en rørledning, og å bygge et våtgassanlegg på Mongstad. Vestprosess er organisert som et selskap med delt ansvar (DA) mellom 6 oljeselskaper. Statoil er operatør for Vestprosess DA og deltar med 58 pst. og Statoil har tilbudt å redusere sin andel til fordel for Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). Departementet foreslår at SDØE deltar med en balansert andel på 41 pst. i Vestprosess. En 41 pst. andel i Vestprosess er beregnet å innebære investeringer på totalt 640 mill kroner. Statoil har beregnet merverdien for SDØE av en 41 pst. eierandel i Vestprosess til 147 mill kroner ved avkastningskrav på 7 pst. reelt før skatt. I denne beregningen er det ikke tatt hensyn til verdien av eventuelle leveranser fra nye felt som kan komme til å utnytte anlegget til Vestprosess.
Kapittel 4 omhandler kostnadsutviklingen for Åsgard. Utbyggingen av Åsgardfeltet med transport- og behandlingsanlegg for gassen ble omhandlet i St prp nr 50 (1995-96), og eksportgassrøret Europipe 2 ble omhandlet i St prp nr 15 (1996-97). I forbindelse med nye investeringsanslag, ønsker departementet å informere Stortinget om kostnadsutviklingen for disse prosjektene. Investeringsanslaget for utbyggingen av Åsgardfeltet har økt med 3,6 mrd kroner siden Stortinget sist ble informert om utviklingen i prosjektet i St prp nr 15 (1996-97). Rørledningen Åsgard Transport fra Åsgard til Kårstø, har hatt en kostnadsøkning på 0,9 mrd kroner siden prosjektet ble fremlagt i St prp nr 50 (1995-96). Investeringsanslaget for behandlingsanleggene på Kårstø har økt med 0,1 mrd kroner siden omtalen i St prp nr 65 (1997-98), mens rørledningen Europipe 2 fra Kårstø til Dornum i Tyskland viser en investeringsøkning på 0,2 mrd kroner fra St prp nr 15 (1996-97).
Kapittel 5 i denne proposisjonen gjelder en beslutning om disponering av utrangerte offshore installasjoner vedtatt på OSPAR-kommisjonens ministermøte 23. juli 1998. Stortinget ga 1. juni 1995 sitt samtykke til ratifikasjon av konvensjonen om beskyttelse av det marine miljø i det nordøstlige Atlanterhav, undertegnet i Paris 22. september 1992 (OSPAR-konvensjonen). Etter denne kan utrangerte offshore installasjoner disponeres til sjøs, men bare etter tillatelse gitt av den relevante stat og hvor valg av disponeringsløsning er foretatt i henhold til en bred samfunnsøkonomisk vurdering i hver enkelt sak. Beslutningen, som ble vedtatt på ministermøte 23. juli 1998, etablerer et generelt forbud mot disponering til sjøs av slike installasjoner. Fra forbudet gjelder unntak for visse installasjoner eller deler av installasjoner dersom en samlet vurdering i det enkelte tilfelle viser at det er overveiende grunner for sjødisponering. Beslutningen er bindende for de av traktatpartene som ikke innen 9. februar 1999 har meddelt at de ikke kan godkjenne beslutningen. Beslutningen, som er vedlagt, legges frem for Stortinget med anbefaling om at den godkjennes.
Kapittel 6 omhandler disponering av innretningene på Øst-Frigg. Øst-Frigg er et gassfelt hvor produksjonen opphørte i 1997. Feltet har tre undervannsinstallasjoner samt rørledninger og elektriske kabler til Friggfeltet. Departementet anbefaler å fjerne feltets undervannsinstallasjoner. Avgjørelsen om rørledningene og kablene er utsatt til utredningsprogrammet om endelig disponering av rørledninger og kabler er gjennomført, jf. St prp nr 50 (1995-96). Kostnadene ved denne løsningen anslås å utgjøre totalt 96 mill kroner. Statens andel av fjerningskostnadene for Øst-Frigginstallasjonene anslås å utgjøre om lag 46 mill kroner. Dersom Stortinget slutter seg til departementets anbefaling om at Øst-Frigginstallasjonene skal fjernes, må de nødvendige midlene bevilges for å dekke statens del av fjerningskostnadene.
Selve fjerningsoperasjonen vil ifølge operatøren bli foretatt noe senere, i det man vil forsøke å samordne fjerning av installasjonene på Øst-Frigg med disponering av innretninger på andre nærliggende felt.