St.prp. nr. 8 (1998-99)

Utbygging av Huldra, SDØE-deltakelse i Vestprosess, kostnadsutviklingen for Åsgard m.v., og diverse disponeringssaker

Til innholdsfortegnelse

3 SDØE-deltakelse i Vestprosess

3.1 Innledning

Som ledd i godkjenningen av Oseberg Sør-prosjektet satte myndighetene som krav at rettighetshaverne skulle bygge anlegg på land for å ta ut våtgassmengdene slik at merverdien av disse produktene kunne realiseres. Rettighetshaverne klarte imidlertid ikke å oppnå enighet om en utbyggingsløsning for utskilling og prosessering av våtgassen fra Oseberg. Mot slutten av 1997 ble partene enige om et kompromiss som innebar både bygging av Vestprosessanleggene, og at Hydro for egen regning skulle bygge et LPG 1-anlegg på Sture for å sluttbehandle de 19,5 pst. av Osebergvåtgassen som Hydro og Elf disponerer.

Vestprosess går ut på å legge et 60 km langt NGL 2-rør for å knytte sammen de tre olje- og gassanleggene på Kollsnes, Sture og Mongstad, samt å bygge et NGL-anlegg på Mongstad. Vestprosess vil transportere og prosessere våtgass fra Troll og Oseberg, samt mulige fremtidige felt.

Vestprosess er organisert som et selskap med delt ansvar (DA) mellom 6 oljeselskaper. Statoil deltar med 58 pst. og er operatør for Vestprosess DA. Statoil har tilbudt å redusere sin andel til fordel for Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE).

Anlegget krever i sin nåværende form ingen godkjennelse etter reglene i petroleumsloven. SDØEs deltagelse og investering i anlegget må godkjennes av Stortinget. Departementet foreslår at SDØE deltar med en andel på 41 pst. i Vestprosess.

3.2 Bakgrunn og beskrivelse av Vestprosess

Vestprosess DA ble stiftet i 1997 med eierandeler som følger:

Tabell 3.1 Eierandel i Vestprosess

Eierandel
Selskap pst.
Den norske stats oljeselskap a.s 58
Saga Petroleum ASA 17
Mobil Development Norway A/S 10
A/S Norske Shell 8
TOTAL Norge A.S 5
Norske Conoco A/S 2
SUM 100

Anleggsarbeidene med Vestprosess startet i januar 1998 og skal fullføres innen utgangen av 1999. Formålet med Vestprosess er i første omgang å skape en merverdi for kondensat fra Troll og våtgass fra Oseberg. Lenger frem i tid er det imidlertid mulig at flere nye felt vil levere NGL til Vestprosess.

I St prp nr 52 (1997-98) ble det blant annet foreslått en forskyvning av investeringsoppstart for alle funn under vurdering, som krever myndighetsgodkjennelse, med ett år. Landanlegg og rørledninger ble imidlertid unntatt fra forskyvningen.

NGL-rørledningen til Vestprosess vil starte på Kollsnes og vil ta med seg kondensat som skilles ut fra Trollgassen i prosesseringsanlegget på Kollsnes. Fra Kollsnes vil NGL-røret gå innom Sture, hvor våtgass fra Oseberg vil bli ført i land og skilt ut i et nytt anlegg fra høsten 1999. Vestprosess-selskapene disponerer 80,5 pst. av våtgasstrømmen fra Oseberg (inkl. SDØE-volumene), og denne våtgassandelen vil bli ledet inn i Vestprosess sitt rør, hvoretter NGL-blandingen fra Troll og Oseberg blir transportert opp til Mongstad.

På Mongstad vil det bli bygget et mottaksanlegg for NGL som vil skille ut LPG, nafta og kondensat. Nafta og kondensat vil bli benyttet som føde i oljeraffineriet på Mongstad.

I det nye LPG-anlegget på Mongstad vil LPG bli fraksjonert til de kommersielle produktene propan og butan. Det nye LPG-anlegget vil også behandle og gi en merverdi til de LPG-gassene som kommer ut av raffineriproduksjonen på Mongstad i dag. Statoil har inngått en intensjonsavtale med Borealis om å selge de propan- og butanvolumer fra Oseberg som Statoil disponerer på Mongstad, til petrokjemianleggene i Bamble.

NGL-anlegget til Vestprosess vil utnytte eksisterende infrastruktur på Mongstad, og vil utveksle energi og driftstjenester med råoljeterminalen og raffineriet for å oppnå synergieffekter.

Parallelt med Vestprosess arbeider Statoil med en oppgradering og utvidelse av sitt oljeraffineri på Mongstad. Denne oppgraderingen foretas for å gjøre raffineriet mer fleksibelt med hensyn til valg av råstoff, og endringen vil også gjøre det mulig å utnytte bedre den lette kondensat- og naftastrømmen som Vestprosess vil frembringe. I følge Statoil vil denne ombyggingen av raffineriet øke den totale raffineriproduksjonen, og gi et større utbytte av lette produkter som vil øke raffinerimarginene.

De totale investeringene i Vestprosess er beregnet til 1 550 mill kroner. Statoil har beregnet den samlede nåverdi av Osebergvåtgass og Trollkondensat gjennom anleggene på Sture og Vestprosess til 2 558 mill kroner før skatt ved et avkastningskrav på 7 pst. reelt.

Det er gjennomført en konsekvensutredning etter plan- og bygningsloven. Konsekvensutredningen viser at Vestprosess vil medføre økte CO2-utslipp på anslagsvis 50 000 tonn pr år, men at CO2-utslippene pr produsert enhet på Mongstad vil synke fra 0,2 til 0,15 tonn CO2 pr tonn produsert produkt. Av konsekvensutredningen fremgår det at virksomheten ikke vil medføre SO2-utslipp, og at NOx-, kjølevanns- og VOC-utslippene fra Vestprosess vil være forholdsvis marginale. Det er ikke påvist andre vesentlige miljø- og samfunnsmessige konsekvenser.

Samtidig med leggingen av NGL-røret har Statoil også vurdert å legge et parallelt gassrør fra Mongstad til Kollsnes. Raffineriet på Mongstad produserer et overskudd av forskjellige raffinerigasser, og med et gassrør til Kollsnes kunne disse gassene blitt utnyttet som fyrgass. Kundegrunnlaget for slik fyrgass på Kollsnes er usikkert, og Statoil har konkludert med at man på det nåværende tidspunkt ikke ser for seg et økonomisk grunnlag som kan forsvare en investering på omlag 500 mill kr i et gassrørprosjekt.

Hydro og Elf har valgt ikke å delta i Vestprosess. Hydro har isteden besluttet å bygge et eget LPG-anlegg på Sture, som vil sluttbehandle de 19,5 pst. av Osebergvåtgassen som Hydro og Elf disponerer. Hydros anlegg er forholdsvis enkelt, og vil produsere en LPG-mix som ikke er fraksjonert i separate LPG-produkter som propan og butan. Det finnes i dag ikke noe utviklet marked for denne LPG-mix, men blandingen er meget velegnet som føde for I/S Noretyl sin etylenfabrikk i Bamble. Hydro har derfor avtalt å selge hele produksjonen til Noretyl.

Både Vestprosess og Hydros LPG-anlegg på Sture vil ha kapasitet til å ta hele våtgasstrømmen fra Osebergfeltet. Det er enighet om å utarbeide en avtale for å sikre fleksibel utnyttelse av den samlede kapasiteten ved anleggene. Ved driftsstans på det ene anlegget, kan det andre benyttes for å opprettholde regulariteten.

Våtgassanleggene på Sture og Mongstad vil i fremtiden kunne være alternativer for behandling av nye våtgassvolumer fra felt som Kvitebjørn og Haltenbanken Sør. NGL-volumene fra disse feltene vil være større enn de initielle Osebergvolumene. Konkurransesituasjonen mellom de to våtgassanleggene bør gi grunnlag for lave transport- og prosesseringskostnader for fremtidige volumer. Dette vil være til fordel også for SDØE som er en stor eier/skiper av NGL i området.

3.3 Forhold knyttet til SDØEs deltakelse

3.3.1 Avsetningsmuligheter for SDØE-volumene

Det er nå to separate anlegg for utskilling og prosessering av Osebergvåtgassen som blir ført i land på Sture. Hydro og Elf har valgt å ta ut sine volumer på Sture, mens de andre rettighetshaverne har valgt å føre volumene til Mongstad.

Som forretningsfører for SDØE, plikter Statoil å finne den mest lønnsomme avsetningskanal for statens samlede volumer (jfr. styringsmodellen og selskapets vedtekter §11). I henhold til styringsmodellen skal Statoil legge til grunn verdiskapningen for det samlede statlige engasjement ved rangering av beslutningsalternativer 3. Dette innebærer at ved alle investeringsbeslutninger beregnes og vurderes resultatet for Statoil pluss SDØE, samt også separat for Statoil og SDØE. For at prosjekter skal bli gjennomført må det derfor være tilfredsstillende lønnsomhet både for det samlede engasjement, vurdert med statens krav til avkastning, og for Statoil med selskapets krav til avkastning.

Statoil har som forretningsfører vist at Vestprosess og Mongstadløsningen er den beste løsningen for staten totalt sett. Det må legges til grunn at SDØEs våtgass fra Troll og Oseberg avsettes samlet med Statoils volumer til Mongstad. SDØE-volumene er disponert i henhold til styringsmodellen og etter kommersielle lønnsomhetsbetraktninger.

Det er m.a.o. ikke et alternativ for staten å selge volumene til Hydro på Sture. Selv om dette ikke er en avsetningsmulighet for staten, er det gjort lønnsomhetsberegninger av alternativet. Nåverdiberegninger viser at salg av SDØE-volumene til Hydro på Sture ville ført til lavere totaløkonomi for de to anleggene samlet (totalverdi for Stureløsningen og Vestprosessløsningen svekkes).

Det foreligger følgende muligheter mht. avsetningen av SDØE-volumene; eierskap i Vestprosess DA eller å leie kapasitet for å skipe volumene til Mongstad. En annen løsning er å overføre SDØE-volumene til Statoil ved Sture.

Salg av SDØE-volumene til Statoil på Sture utelukker deltagelse i Vestprosess. Det vil være uheldig med hensyn til fremtidige volumer. Rettighetshaverne i Vestprosess er godt representert i nordlige Nordsjø og på Haltenbanken, og vil kunne bruke Vestprosess i fremtiden. SDØE har de klart største volumene på Haltenbanken. En bør unngå å komme i en posisjon hvor disse volumene overføres på et punkt hvor det ikke finnes et marked eller en markedspris.

Staten må nå ta stilling til om det er mest hensiktsmessig å sitte som eier i Vestprosess, eller om staten bør skipe volumene til Mongstad og betale en tariff til Vestprosess.

3.3.2 Vurdering av en SDØE-deltakelse i Vestprosess

SDØE ble etablert først og fremst som et instrument for staten til å ta inn grunnrente fra sokkelvirksomheten. SDØE har i dag hovedsaklig eierandeler i felt på norsk sokkel, samt transportsystemer som går til andre land. Det har hittil ikke vært vanlig at SDØE deltar i landbaserte investeringer. I forbindelse med nye utbygginger har imidlertid den teknologiske utvikling ført til at det ofte kan være mer kostnadseffektivt å flytte deler av utvinnings- og prosesseringsfunksjonene inn til land. Skille mellom sokkel og land er derfor etterhvert blitt mindre entydig. Etananlegget på Kårstø, hvor SDØE har en eierandel på 62,7 pst. illustrerer utviklingen. Vestprosess må ses i dette perspektivet. Det er trolig riktigere å se på dette prosjektet som en nødvendig del av kjeden for å fremstille salgbare våtgassprodukter fra Oseberg.

Beregninger foretatt av Statoil viser at nåverdien for SDØE blir høyere ved å være eier fremfor å leie kapasitet i Vestprosess. Dersom SDØE ikke deltar vil også SDØE bli avskåret fra nåverdien ved at fremtidige felt blir koblet opp til Vestprosess. Et annet argument for å sitte som eier i Vestprosess er at man kan unngå at SDØE blir eksponert mot høye tredjepartstariffer. Av skattemessige årsaker kan selskapene ha insentiver til å sette høye behandlingstariffer for å føre inntekter fra sokkel- til landbeskatning.

Basert på erfaringene fra andre transport- og prosesseringssystemer mener departementet at det også er viktig å sikre SDØE en balansert eierandel i slike systemer. Med det foreslåtte skiperarrangementet for NGL fra Oseberg og Troll, har både Statoil og OD beregnet at en 41 pst. deltakelse i Vestprosess vil føre til at SDØE får en balansert skiper-/eierposisjon. SDØE-andelen i potensielle felt som i fremtiden kan bli knyttet opp til Vestprosess vil sannsynligvis være litt lavere (Kvitebjørn 40 pst., Haltenbanken Sør 38 pst., Fram og Gjøa 30 pst.). Departementet vil derfor anbefale at SDØE i startfasen deltar med 41 pst. i Vestprosess. Dersom SDØEs gjennomstrømningsandel senere endres som følge av forandringer i skipermønsteret for SDØE-volumene, eller ved at nye felt kobles opp til Vestprosess, vil SDØEs deltakerandel kunne justeres.

3.3.3 Lønnsomhetsberegninger

En 41 pst. andel i Vestprosess vil innebære 640 mill 1998 kroner i investeringer for SDØE.

Statoil har, som vist i tabellen 3.2, beregnet at SDØE vil oppnå en merverdi på 147 mill kroner ved å delta med en 41 pst. eierandel i Vestprosess. I denne beregningen er det ikke tatt hensyn til verdien av eventuelle leveranser fra nye felt som kan komme til å utnytte Vestprosess' anlegg.

Tabell 3.2 Nåverdi før skatt ved 7 pst. reelt diskonteringskrav, samt internrenter

Nåverdi ved 7 pst. reelt, mill kroner Internrente, pst.
Verdi av SDØEs våtgassvolum kun som skiper i Vestprosess 1 081 27,5
Verdi av SDØEs våtgassvolum med 41 pst. eierandel i Vestprosess 1 228 19,4
Merverdi for SDØE av en 41 pst. eierandel i Vestprosess 147 10,0

Kilde: (Statoil)

Merverdien fremkommer fordi SDØE som eier vil motta overskudd fra tariffinntektene i Vestprosess. Vestprosesseierne er blitt enige om at tariffene for de initielle volumene skal fastsettes ut i fra et bestemt avkastningskrav på den investerte kapital. Hvis investeringene blir høyere enn forutsatt vil dette innebære at tariffene blir satt tilsvarende høyere. På denne måten vil investeringen være forbundet med liten risiko for deltakerne i Vestprosess DA. Tilsvarende vil lønnsomheten av investeringen i utgangspunktet ikke bli påvirket av endringer i volumgjennomstrømningen da slike endringer også vil bli reflektert i enhetstariffene. Dette innebærer at risikoen forbundet med Vestprosessprosjektet blir båret av eierne av LPG- og kondensatstrømmen.

Rundt år 2002 - 2003 kan våtgass fra flere felt komme til å utnytte anleggene til Vestprosess. Statoil har beregnet at hvis alle de aktuelle kandidatfeltene på det tidspunktet blir koblet opp til Vestprosess, vil en 41 pst. eierandel innebære en betydelig økning i nåverdien for SDØE. I tillegg har man også et langsiktig inntektspotensiale fra våtgassprosessering for felt som kan bli koblet opp lenger ut i tid.

3.3.4 Budsjettmessige konsekvenser for SDØE

En 41 pst. deltakelse i Vestprosess vil i inneværende år ikke innebære budsjettmessige konsekvenser for SDØE. I 1999 vil deltakelse i Vestprosess innebære 640 mill kroner i investeringer og 20 mill kroner i kalkulatoriske renter for SDØE under kap 2440/5440.

I budsjettforslaget for 1999 under kap. 2440/5440 er det tatt høyde for SDØEs deltagelse i Vestprosess, jf. St prp nr 1 (1998-99).

3.4 Konklusjon

Departementet foreslår at SDØE deltar i Vestprosess DA med en andel på 41 pst., jf. Forslag til vedtak II.

Fotnoter

1.

LPG: Liquified Petroleum Gases = propan, normalbutan og isobutan

2.

NGL: Natural Gas Liquids = våtgass, dvs etan, LPG, naturbensin/nafta og kondensat

3.

Jf. St meld nr 21 for 1991-92 og innstilling S, nr 104 for 91-92, Statoils vedtekter, § 11 og Statoils plan for virksomheten i St prp nr 50 (1995-1996) vedlegg 2.

Til toppen
Til dokumentets forside