Veiledning til utfylling av innrapporteringsfil

Transkript

1 Veiledning til utfylling av innrapporteringsfil

2 Oljedirektoratet, august 2010

3 Innholdsfortegnelse 1. INNLEDNING FORMÅL MED RAPPORTERING TIDSPLAN, RAPPORTERINGSFORMAT OG KONTAKTPERSONER ENDRINGER I FORHOLD TIL FJORÅRETS RAPPORTERING KVALITETSSIKRING OG OPPDATERINGER FRA OPERATØR HVA SKAL RAPPORTERES? HOVEDINNDELING: FELT, FUNN, RØR MV PROSJEKT I FELT, FUNN OG RØR MV PROSJEKTLISTE RAPPORTERINGSSTRUKTUR ODS RESSURSKLASSIFISERING SPESIELLE PROBLEMSTILLINGER FELT MED TILLEGGSVOLUMER I BETINGEDE RESSURSER RK 6 PÅ FELT OG FUNN UOPPDAGEDE RESSURSER I ELLER VED FELT OG FUNN RAPPORTERINGSFILEN REGNEARK I RAPPORTERINGSFILEN LAGRING AV RAPPORTERINGSFILEN GENERELL INFORMASJON OM UTFYLLING AV INNRAPPORTERINGSFILEN UTFYLLING AV REGNEARK GENERELL INFO OG KOMMENTARER UTFYLLING AV GENERELLE OPPLYSNINGER: UTFYLLING AV RESSURSOVERSIKT UTFYLLING AV REGNEARK, PROFIL1-9 (=PROFILSAMLINGENE) DEFINISJONER, RAPPORTERINGSKRAV OG KRAV TIL KOMMENTARER DEFINISJONER OG KRAV TIL RAPPORTERING PROFILTYPER - OVERSIKT KOMMENTARFELTER. FORKLARING AV ENDRINGER FRA FORRIGE RAPPORTERING PROFILER FOR PETROLEUM - PRODUKSJON, SALG, TRANSPORT OG INJEKSJON PRODUKSJONS- OG INJEKSJONSDATA PROFILER FOR SALG AV OLJE, NGL OG KONDENSAT TRANSPORT, SALG OG KJØP AV GASS KOSTNADER OG INNTEKTER RAPPORTERINGSFORMAT / SAMARBEIDSAVTALEN OG UNNTAK DRIFTSINNTEKTER, KONSEPTSTUDIER (SAMARBEIDSAVTALENS POST 7 OG 4), PRISSTIGNING INVESTERINGER (SAMARBEIDSAVTALENS POST 5) UTBYGGINGSINVESTERINGER (POST 5.1) DRIFTSINVESTERINGER (POST 5.2) UTVINNINGSBRØNNER (POST 5.3) INVESTERINGER OG ANTALL BRØNNER DRIFTSKOSTNADER (SAMARBEIDSAVTALENS POST 6) NEDSTENGNING OG FJERNING (POST 8), GENERELLE KOSTNADER (POST 9) MILJØDATA OG FORUTSETNINGER FOR UTSLIPP PROSJEKTATTRIBUTTER UTFYLLING AV ARKET TARIFFINNTEKTER OG TARIFFKOSTNADER UTFYLLING AV ARKET MÅNEDSDATA KVALITETSSIKRING OPERATØRENS ANSVAR KONSISTENSSJEKKER REGNEARK COST CONTROL FEILMELDINGER KONTAKTPERSONER I OD av 43

4 1. INNLEDNING 1.1. Formål med rapportering I henhold til petroleumsforskriften 50a skal operatørene sende inn data til revidert nasjonalbudsjett (RNB). Rapporteringen skal omfatte økonomiske selskapsdata, prosjekter, ressursvolum og prognoser for produksjon, kostnader og miljøutslipp som nærmere angitt av mottager. Hver høst rapporterer alle operatørene inn data og prognoser knyttet til de felt, funn, transport- og landanlegg som selskapene er operatør for. Rapporteringen til RNB inngår i grunnlaget for regjeringens olje- og miljøpolitikk, stats- og nasjonalbudsjett. Petroleumsvirksomheten står for en høy andel av Norges brutto nasjonalprodukt og samlede eksport. Prognosene er ubestridt viktige og det legges derfor vekt på at rapporteringen er av høy kvalitet og at tidsfristene overholdes. Oljedirektoratet (OD) kvalitetskontrollerer og sammenstiller de innrapporterte selskapsdataene. Videre utarbeider OD egne anslag og klassifiserer ressursene på grunnlag av egne forutsetninger. OD oppdaterer på dette grunnlag norsk sokkels ressursregnskap og lager samlede prognoser. Prognosene oversendes til Olje- og energidepartementet (OED) og videre til Finansdepartementet (FIN). Tallmaterialet fra prognoser og ressursregnskapet inngår i en rekke analyser og ulike publikasjoner bl.a. Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel og Fakta Norsk Petroleumsverksemd Det oppfordres til å benytte kommentarfeltene, da dette er til stor hjelp både for å forstå endringer i prognoser per prosjekt og for sokkelen totalt. Dette vil også være til stor hjelp i kvalitetskontrollen av datasettene. 1.2.Tidsplan, rapporteringsformat og kontaktpersoner Tidsplan Operatørene skal innen 1. september ha fått tilgang til følgende: Oversendelsesbrev Rapporteringsfil Veiledning til utfylling av innrapporteringsfil for RNB2011 Prosjektliste Prosjektlisten med kommentarer og eventuelle forslag til endringer skal 17. september returneres OD. Operatørens frist for oversendelse av innrapporteringsfiler til OD er 15. oktober. Veiledningen foreligger både på norsk og engelsk, men innrapporteringsfilen er kun på engelsk. En del norske begrep brukes, men det er ikke lagt inn norske forklaringer til engelske begrep i filen. Dersom dette medfører problem må OD kontaktes for avklaringer. Endringer i forhold til innrapporteringen som følge av budsjettbehandling i styringskomitéer i utvinningstillatelsene etter 15. oktober, skal ettersendes OD så snart de foreligger, og senest 12. desember. OD avslutter normalt arbeidet med oversendelse av data til OED rundt årsskiftet. 4 av 43

5 Rapporteringsformat Dataene skal rapporteres elektronisk i henhold til formatet gitt i innrapporteringsfilen (Microsoft Office Excel 2003). Det må ikke foretas endringer i oppsett av regnearkene. Det må heller ikke være lenker til andre regneark i filen som leveres OD. Rapporteringsfilen skal navngis etter regler gitt i kapittel 4.2 Lagring av rapporteringsfilen. Kontaktpersoner Dersom det er spørsmål rundt rapporteringen, er kontaktpersoner i OD oppgitt i rapporteringsfilen og i kapittel 11 i denne veiledningen. Operatøren skal oppgi kontaktpersoner med e-postadresse og telefonnummer i hver rapporteringsfil. 1.3.Endringer i forhold til fjorårets rapportering Felt som har besluttet drift med kraft fra land nett skal angi energibehov og maksimal effektforbruk pr år. Nye rapporteringskolonner er lagt inn til høyre for utslippsprofilene. Prosjektattributter bes fylt ut også for prosjekt i RK3. Over gassprofilene er det lagt inn en informasjonscelle. Hvis en kjøper gass for injeksjon, skal kildefeltet oppgis i denne informasjonscellen. I tillegg bes det om informasjon knyttet til gass levert til annet felt/funn, for injeksjon eller annen bruk. Det skal oppgis hvilket felt/funn som mottar gassen. Det skal også oppgis om gassen gis bort som betaling for en tjeneste eller om dette er gass som selges. Informasjonen skrives inn i kommentarboksen 2c i arket Generell info og kommentarer. 1.4.Kvalitetssikring og oppdateringer fra operatør. Det er viktig at operatøren sørger for god kvalitet av data før de oversendes OD. Dersom OD finner feil, mangler eller uklarheter i mottatt rapportering, blir filen sendt tilbake med kommentarer i arket Tilbakemeldingsskjema og operatøren må sende inn ny korrigert rapportering med rettelser eller svar på kommentarene. Inkludert i regnearkfilen er en rekke hjelpemidler for kvalitetssikring. For mer informasjon, se kapittel 9 Kvalitetssikring. 5 av 43

6 2. HVA SKAL RAPPORTERES? 2.1.Hovedinndeling: Felt, Funn, Rør mv I rapporteringen skilles det mellom felt, funn og rør mv. Tabellen under gir en definisjon av begrepene. Type Felt Funn Rør mv Beskrivelse Felt er et eller flere funn samlet som omfattes av godkjent plan for utbygging og drift (PUD) eller innvilget fritak fra PUD. Funn er en petroleumsforekomst, eller flere petroleumsforekomster samlet som er oppdaget i samme undersøkelsesbrønn, som gjennom testing, prøvetaking eller logging er sannsynliggjort å ha bevegelig petroleum (omfatter både kommersielt og teknisk funn). Funn i RNB-sammenheng inkluderer kun Funn som ikke allerede er en del av et Felt Rørledninger, transportsystemer inklusiv terminaler. Navn på felt, funn og rør mv settes av OD, iht en prosjektliste se kapittel 2.3 Prosjektliste, og legges inn i regneark Generell info og kommentarer kapittel 5 (velg fra rullegardinliste). 2.2.Prosjekt i Felt, Funn og Rør mv Felt, funn og rør mv består av et eller flere prosjekt. Prosjekt er det grunnleggende begrep i ODs klassifisering av petroleumsmengder. Alle utvinnbare petroleumsmengder tilegnes et såkalt prosjekt. Et prosjekt representerer knytningen mellom en petroleumsmengde og beslutningsprosessen, inkludert budsjettallokering. Generelt vil et prosjekt representere et bestemt modenhetsnivå der en beslutning fattes om å gå videre eller ikke (dvs. å bruke penger). Et prosjekt har en tilhørende petroleumsmengde med et usikkerhetsspenn. Et prosjekt for et felt eller funn kan for eksempel være utbyggingen av en enkel forekomst eller det kan være et tiltak på et felt. Også for Rør mv brukes begrepet prosjekt. Et prosjekt for Rør mv kan f eks være et nytt rør eller en ny kompressor. Prosjekt plasseres i Ressurskategorier etter prosjektets modenhet, se kapittel 3.1 ODs ressursklassifisering. Flere prosjekt kan inkluderes i én profilsamling, men kun hvis prosjektene er i samme ressurskategori. Om profilsamlinger, se kapittel 6 Utfylling av regneark, Profil1-9 (=Profilsamlingene). For gjensidig utelukkende prosjekt skal bare det mest sannsynlige prosjekt rapporteres. 2.3.Prosjektliste OD sender ut en prosjektliste til hver operatør i forkant av rapportering. I tilsendt prosjektliste er det angitt hvilke prosjekt OD forventer skal innrapporteres. Listen er basert på fjorårets innrapportering. Prosjektlisten skal gjennomgås av operatøren og sendes tilbake til OD innen 17. september med kommentarer og eventuelle forslag til endringer. Endringer kan for eksempel være endrede prosjektbetegnelser eller ressurskategori for et prosjekt, nye prosjekt eller nye funn som ikke er inkludert i den vedlagte listen, eller prosjekt som skal utgå fra listen. 6 av 43

7 Totale utvinnbare ressurser 3. RAPPORTERINGSSTRUKTUR 3.1.ODs Ressursklassifisering Rapportering av prosjekt skal være i henhold til ODs ressursklassifisering, se For utvinningsprosjekt skal både tilstedeværende og utvinnbare mengder rapporteres. Det skal oppgis lavt, basis og høyt estimat for petroleumsmengdene. For prosjekt med attributt A (se tabellen under) oppgis ikke tilstedeværende mengder. Prosjekt tilknyttet rør og landanlegg klassifiseres i henhold til beslutningsstatus (planlagt, besluttet, godkjent osv.) på lignende måte som utvinnbare mengder klassifiseres. Figuren under viser ODs ressursklassifisering: Status Oppdagede ressurser Ressursklasse Ressurskategori (RK) Prosjektstatuskategori Beskrivelse Historisk Solgt og levert petroleum produksjon 0 1 Reserver i produksjon Reserver 2 F A Reserver med godkjent plan for utbygging og drift 3 F A Reserver som rettighetshaverne har besluttet å utvinne Betingede ressurser Uoppdagede Uoppdagede ressurser ressurser 4 F Ressurser i planleggingsfasen A 5 F Ressurser der utvinning er sannsynlig men uavklart A 6 Ressurser der utvinning er lite sannsynlig 7 F Ressurser som ikke er blitt evaluert A 8 Ressurser i prospekter 9 Ressurser i prospektmuligheter og ikke-kartlagte ressurser Ressurskategoriene deles videre opp ved hjelp av attributtene F og A. First oil/gas (F): Utvinnbare petroleumsressurser gis betegnelsen First (F) når disse er knyttet til gjeldende anslag av tilhørende tilstedeværende petroleumsmengder. First (F) brukes i ressurskategori 2,3,4,5 og 7. Tilleggsressurser klassifiseres også som First (F). Additional oil/gas (A): Petroleumsressursen betegnes Additional (A) dersom den er knyttet til forbedret utvinning i forhold til gjeldende anslag (F) for utvinnbare ressurser. A-ressursene er vanligvis positive men kan også være negative, for eksempel i tilfeller der forbedret utvinning krever gassbruk, eller der forbedret utvinning sikter på en hurtigere produksjon eller på å redusere produksjonskostnadene uten noen eller negative effekter på de utvinnbare ressursene. Additional (A) brukes i ressurskategori 2,3,4,5 og 7. 7 av 43

8 Under følger en kort beskrivelse av hovedgruppene av ressurskategoriene (RK). Dersom det er uklarhet knyttet til kortbeskrivelsen, er det er definisjonene i ODs ressursklassifiseringen som gjelder. Historisk produksjon RK 0 omfatter petroleumsmengder som er produsert (solgt og levert). Reserver RK 1-3 representerer petroleumsmengder som er knyttet til prosjekt i produksjon, eller har en godkjent plan for utbygging og drift, eller er besluttet å utvinne. Prosjekt som inneholder gass, men der produksjonsforløp ikke er besluttet men som uten betydelige investeringer seinere vil bli produsert og solgt, bes rapportert i RK3. Det forutsettes at nedstrøms infrastruktur er på plass. Betingede ressurser RK 4, 5 og 7 representerer petroleumsmengder i prosjekt som ennå ikke er besluttet for utvinning. Utvinnbare petroleumsressurser i nye funn hvor funnevalueringsrapport ennå ikke er levert myndighetene og som derfor bare har et foreløpig ressursestimat, rapporteres i RK7. Prosjekt rapporteres i RK 5, inntil beslutning om konkretisering tas. Ved beslutning om konkretisering flyttes prosjektet til RK 4. RK 6 er ressurser der utvinning ansees for lite sannsynlig. Kategorien skal ikke benyttes for økt utvinning på felt. Uoppdagede ressurser RK 8 omfatter uoppdagede petroleumsmengder i kartlagte prospekt. De totale risikoveiede utvinnbare ressursene i prospekt som ligger helt eller delvis innenfor lisensiert område, skal rapporteres. Betegnelsen RK 0+1 er opprettet for å vise totale utvinnbare mengder i et prosjekt basert på dagens syn på hvor store mengdene er. Petroleumsmengder i prosjekt som er i produksjon skal rapporteres i RK 0+1. For rapporteringen av hvert enkelt prosjekt skal per i inneværende år legges til grunn. Dersom det ventes en beslutning for prosjektet som vil medføre endring av prosjektets ressurskategori innen årsskiftet, skal prosjektet rapporteres i den kategori som beslutningen fører til. Eksempel på dette er beslutning om å oversende plan for utbygging og drift (PUD) til myndighetene før årsskiftet. Dette vil endre klassifisering av prosjektet, som oftest ligger i RK 4 (F eller A), til RK 3 (F eller A). 3.2.Spesielle problemstillinger Felt med tilleggsvolumer i betingede ressurser Følgende betingelser skal normalt være oppfylt før et prosjekt kan rapporteres som betinget ressurs i et felt, i stedet for å inkluderes i feltets reserver: Prosjektet må avvike fra normal optimalisering innenfor gjeldende utvinningsstrategi, o Mer av det samme skal normalt rapporteres som reserver. o Unntak hvis det for eksempel skal bores brønner og feltet ikke har et fungerende boreanlegg, men må skaffe borerigg eller oppgradere boreanlegg. I de tilfeller der det er knyttet usikkerhet til omfang av oppgradering, skal en videreføring av dagens funksjonalitet rapporteres som reserver mens forbedringer ut over dette rapporters i en høyere ressurskategori, det vil si som betinget ressurs (RK 4 eller RK 5). Det må knyttes kostnader til prosjektet, og investeringene må være signifikante for feltet/funnet o For eksempel skal prosjekt som bedre reservoarstyring, bedre sweep rapporteres som reserver. o Prosjektet må gå gjennom en definert beslutningsprosess med milepæler/ decision gates 8 av 43

9 o Mengder fra beslutninger om nye brønner etc. som forventes tatt i normal årlig budsjettprosess i framtiden, skal rapporteres som reserver. Unntak for mengder fra tiltak som vil gi vesentlig forlenget levetid for feltet. Prosjekt med betingede ressurser på felt vil etter disse kravene kunne være: 1. Ny utvinningsmetode eller signifikant utvidelse av eksisterende utvinningsmetode som vil gi ekstra reserver og økt utvinningsfaktor ved gjennomføring (RK-attributt A), eller 2. Nytt segment/ del av reservoaret som ikke er i produksjon/pud-godkjent i dag og som vil gi økt STOOIP/GIIP (RK-attributt F), eller 3. Omlegging til ny driftsform/ ny/modifisert innretning som vil gi høyere/akselerert produksjon og ev. lavere kostnader. Eksempler på prosjekt som normalt skal være inkludert i reservene: Brønnvedlikehold (forutsettes som nødvendig optimalisering) 4D seismikk Forbedret sweep med optimalisert drenering (forutsettes som nødvendig optimalisering, med mindre ny teknologi må utvikles) Nye brønner som skal bores med tilgjengelig teknologi Integrerte operasjoner Robustgjøre produksjonsanlegg/fjerne flaskehalser Mengder fra alle prosjekt med brønner som er nevnt under, skal rapporteres som reserver i en ressurskategori. Dersom operatøren ønsker det, kan brønnprosjekter, klassifisert som reserver, rapporteres i separate konsistente profiler, etter malen: RK 0+1: Prosjekt med brønner i produksjon RK 2: Prosjekt med brønner som har godkjent budsjett RK 3: Prosjekt med brønner som med stor sannsynlighet vil bli boret. Ligger i utvinningstillatelsenes langtidsplaner som basis for fremtidig aktivitet og skal bores fra boreanlegg utvinningstillatelsen har tilgang til RK 6 på felt og funn Tiltak for økt utvinning på felt (attributt A) som har blitt evaluert og funnet uøkonomisk, skal ikke rapporteres i RK 6. Hvis tiltaket kan bli økonomisk etter ny evaluering eller med ny teknologi, kan det ligge inkludert i RK 7A. RK 6 benyttes for forekomster som, selv på lang sikt, ikke ventes å kunne utvinnes lønnsomt, samt ressurser i små, ikke-testede funn der utvinning synes lite sannsynlig. Dersom forekomsten er en tilleggsressurs til et felt, rapporteres den inn under feltet. Selvstendige funn rapporteres separat Uoppdagede ressurser i eller ved felt og funn Uoppdagede, utvinnbare ressurser i eller ved felt og funn vil enten være knyttet til prospekter, eller til uborede segmenter av feltet/funnet, som av ulike årsaker ikke blir definert som et prospekt. Hovedregelen er at uoppdagede utvinnbare, riskede volum oppgis i RK 8. Riskede volum framkommer ved å multiplisere antatt utvinnbar petroleumsmengde, gitt funn, med sannsynligheten for å gjøre funn. Sum av riskede volumer som ligger innenfor lisensiert område og som, gitt funn, kan utvinnes i tilknytning til feltet/funnet skal rapporteres. Prospekter som strekker seg ut over utvinningstillatelsens grenser, eller over i tilgrensende utvinningstillatelser, rapporteres med totale riskede volumer. Prospektet kan ikke samtidig være rapportert i tilknytning til annet felt eller funn. I enkelte tilfeller der funnsannsynligheten er høy og volumene inngår i basis for en utbyggingsløsning, kan uoppdagede ressurser, etter avtale med Oljedirektoratet, kategoriseres annerledes. 9 av 43

10 4. RAPPORTERINGSFILEN Rapporteringsfilen er utarbeidet i Microsoft Office Excel Filen har flere innebygde makroer. Det må derfor ikke foretas endringer i oppsettet av regnearkene med unntak av innlegging av data i de hvite feltene. Det er lagt vekt på validering av data i rapporteringsfilen. Dette skjer på to måter; ved å styre innleggingen i celler ved hjelp av listbokser / rullegardinmenyer. konsistenssjekk av dataene etter at de er lagt inn Konsistenssjekkene kan resultere i ulike meldinger. Mulige feil må kontrolleres og rettes, eller årsaken til meldingen må kommenteres. 4.1.Regneark i rapporteringsfilen Tabellen under gir en oversikt over ark i rapporteringsfilen. Ikke alle er åpne ved første gangs åpning av rapporteringsfilen. Navn Formål Kommentar Kapittel Innledning Informasjon til utfyller Ingen data legges inn her Generell info og kommentarer 5 Basisinformasjon om felt, funn og rør mv. For felt og funn også ressursinformasjon og informasjon om leteaktivitet Fra denne filen åpnes også nye Profilsamlinger Tariffinntekter Gi oversikt over inntekter fra Brukes ikke for Funn 7 andres bruk av innretning Cost Control Kvalitetssikring Noen få data / 9 kommentarer legges inn Profilsamlinger (Profil 1 9) 6 Profil_Total Månedsdata Ressursoversikt Gassco Årlige data, ressursinformasjon og informasjon om ikke besluttede prosjekt og produksjonsstart ( Prosjektattributter ) Konsistenskontroller Sum av alle Profilsamlinger Total oversikt feltrapportering Månedlige verdier for neste kalenderår Oppsummering av data fra arkene Generell info og kommentarer samt Profilsamlinger Supplere Gassco med informasjon Må åpnes av den som rapporterer, brukes ikke for RK 6 og 7 Ingen data legges inn her Må åpnes av den som rapporterer Ingen data legges inn her Dette er kun forsiden til Gasscorapporteringen. Øvrige regneark åpnes fra dette regnearket. 8 Se egen veiledning fra Gassco 10 av 43

11 Fargekodene i regnearkene: Celler som er hvite skal / kan fylles ut av operatøren. Dersom en forsøker å legge inn ugyldige verdier, vil en for noen celler få feilmelding. Grå og lyseblå celler inneholder enten opplysninger hentet fra annet sted i rapporteringsfilen, eller data som blir beregnet av inngitte data. Noen celler blir farget grå avhengig av ressurskategori eller prosjekttype. Celler som er fargelagt, skal ikke fylles ut av operatøren. 4.2.Lagring av rapporteringsfilen Det anbefales å legge inn data i en kopi av rapporteringsfilen. Den nye filen gis et beskrivende navn for feltet, funnet, røret eller landanlegget. Navn skal gis på følgende format: "beskrivende navn.xls", for eksempel: "statfjord.xls" " freja.xls" "gassled A.xls" Filnavn må ikke inneholde dato. 4.3.Generell informasjon om utfylling av innrapporteringsfilen Anbefalt rekkefølge for innlegging av data. Utfyllingen av filen starter øverst i regnearket Generell info og kommentarer ved å fylle ut området "1) Generelle opplysninger. For felt og funn går en så til tabellene under "2) Ressursoversikt" for innlegging av (2a) opprinnelig tilstedeværende ressurser for alle ressurskategorier og (2b) utvinnbare ressurser i RK 6-8. Utvinnbare ressurser og reserver i kategorier lavere enn 6, skal oppgis direkte i gjeldende profilsamling. Profilsamlinger hentes frem etter behov A B C D E F G H I J K L M N O P Reporting of petroleum resources, production, cost and environmental data to RNB2011 1) General information: Exempt Section 5a Name of field/discovery/pipeline, etc.: Area: Type: OD-ID : Discovery well (for field): Norwegian percentage: 100,00 % Operator: Date: Contact, NPD: Telephone: address: dd.mm.yyyy Report Issuer: Contact, operator: Telephone: address: Alternative contact: RNB2011 Ved utfylling kan en skrive inn dataene celle for celle eller lime inn dataene fra andre kilder. Merk at innlimingsfunksjonen er begrenset. I regnearkene fins det noen få skjulte rader og kolonner som gjør innliming av større områder umulig, forsøk å lime inn mindre datamengder om gangen. NB: Ved innliming av data må funksjonen "Rediger - Lim inn utvalg - verdi" (Edit -Paste Special - Values) benyttes. Kommandoen "Ctrl-V" for innliming av data i regnearkene kan skape problemer. 11 av 43

12 5. UTFYLLING AV REGNEARK GENERELL INFO OG KOMMENTARER 5.1.Utfylling av Generelle opplysninger: Fyll først inn navn på felt/funn/rør mv. Velg navn fra dropplisten i celle D7. Her finnes offisielle felt- og funnavn samt betegnelser for rør og anlegg. Når navn velges, vil mange av cellene i dette området bli fylt ut automatisk, bl.a. opplysning om kontaktperson i OD. Dersom riktig navn ikke finnes i dropplisten, ta kontakt med OD. Deretter fylles ut: Norsk andel: Norsk prosentandel (normalt 100 %) av ressursene skal oppgis. For de tilfellene hvor ressursene strekker seg over på et annet lands kontinentalsokkel, brukes siste offisielle fordeling av ressurser mellom Norge og annet land. Rapportutsteder: Ved utfylling hos operatør vil normalt rapportutsteder være identisk med oppgitt operatør. Det finnes likevel tilfeller der rapportutsteder ikke er lik operatør. Velg navn fra dropplisten. Dato: Dato for utfylling av rapporteringsfilen bes oppgitt på formatet dd.mm.åååå. Dato skal samsvare med siste innleggingsdato. A B C D E F G H I J K L M N O P ) Resource overview Risk distribution. State probability that the outcome will be Low (%) Base High (%) greater than or equal to the low/high value: Recoverable resources and reserves in categories lower than 6 shall be reported directly in the applicable profile collection. A total overview of the reported resources can be found 23 in the "Resource Overview" spreadsheet Resource Overview a) Originally in place: Name of deposit Discovery well for Description (Select from list or enter deposit of Oil Associated liquid (NGL/condensate) Associated gas Free gas new) (Select from list) deposit (million Sm3) (million Sm3) (billion Sm3) (billion Sm3) Low Base High Low Base High Low Base High Low Base High Total : 0,0 0,0 0,0 0, Utfylling av Ressursoversikt Ressursoversikten skal fylles ut for alle felt og funn, med mindre annet er avtalt med OD. Felt og funn har ofte prosjekt i høyere ressurskategorier med tilknyttede ressurser. Prosjekt med ressurser/reserver i RK 0-5 skal rapporteres i tabellen over hver profilsamling. Forventet ressurskategori per i inneværende år skal legges til grunn for rapporteringen. Kun norsk prosentandel av ressursene oppgis etter fordeling gitt under "Generelle opplysninger. Det skal rapporteres for hele levetiden for et felt eller funn, inkludert ressurser som kan utvinnes etter konsesjonsperiodens utløp. Felt som består av flere funn, skal rapportere ressurser for hvert enkelt funn. Opprinnelig tilstedeværende hydrokarboner for hver forekomst skal oppgis. Forekomstnavn hentes fra liste. I kolonne C skal en legge inn funnbrønn for forekomsten. I kolonne D kan det gis en kort betegnelse/beskrivelse av forekomsten. Merk at navn på forekomst som benyttes i kolonne B danner grunnlaget for angivelse av forekomst i de enkelte profilsamlingene. Hydrokarbonene splittes på olje, assosiert væske (kondensat og/eller NGL), assosiert gass og/eller fri gass. Gassvolumer skal rapporteres ved faktisk varmeverdi. Alle estimater skal gis med usikkerhet, det vil si høyt, lavt og basis estimat (forventningsverdi). Opplysninger om spredningen, det vil si sannsynlighet for at utfallet er større eller lik lav/høy verdi skal oppgis øverst til høyre i tabellen. 12 av 43

13 Utvinnbare ressurser skal oppgis for alle funn og felt. Ressursene splittes i salgsproduktene olje, NGL, kondensat og gass. Med unntak av NGL skal det for alle felt og funn rapporteres høyt, basis (forventningsverdi) og lavt estimat for utvinnbare ressurser, se kapittel 6.2 Profiler for petroleum produksjon, salg, transport og injeksjon. Gass omfatter mengder som er solgt og fysisk levert eller planlagt levert. Gass som kjøpes fra andre felt for injeksjonsformål og som senere vil bli eksportert, skal ikke regnes inn i ressursgrunnlaget. Gass som mottas uten betaling skal inkluderes i utvinnbare ressurser. Dette kan være gass man mottar som betaling for tjenester. Gass som brukes til brensel og fakling skal ikke inngå i ressursgrunnlaget. Utvinnbare ressurser i kategori RK 0 5 skal oppgis i den aktuelle profilsamlingen. Profilsamlingen hentes frem ved å trykke på en av knappene Vis Profil_x. En kan hente frem og senere skjule profilsamlingene etter behov, uten at oppsett i filen blir endret. Om ikke spesielle grunner foreligger, skal det være konsistens mellom profiler og oppgitte utvinnbare ressurser. 2b) Recoverable resources: Resources in Categories 0,1,2,3,4 and 5: Profiles shall also be entered for projects with resources in Categories 0,1,2,3, 4 and 5. Project resources are reported directly in the profile compilations. Profile compilations can be accessed by clicking on these buttons: View Profil_1 View Profil_2 View Profil_3 View Profil_4 View Profil_5 View Profil_6 View Profil_7 View Profil_8 View Profil_9 View Profil_Total Information about development concepts in RC3, 4 and 5 is provided in the project overview in the Profil_X spreadsheets Det skal lages (minst) en profilsamling for hver ressurskategori det rapporteres prosjekt for. Utvinnbare ressurser RK 6 og 7: For prosjekter i RK 6 og 7 oppgis nødvendig informasjon i regnearket Generell info og kommentarer. I kolonne B angis navnet på prosjektet slik det fremgår av prosjektlisten. Ressurskategori hentes fra dropplisten i kolonne C. Videre hentes attributt A eller F for RK7 fra dropplisten i kolonne D. Forekomsten som prosjektet henter ressursene fra, velges fra dropplisten i kolonne F. I kommentarfeltet under tabellen gis informasjon om evalueringer som er utført og videre planer for prosjektet A B C D E F G H I J K L M N O P Q Recoverable resources in Categories 6 and Name of project Resource Category Resource Category Attribute 1 Serial Number Deposit Year for the decision to initialize (feasibility studies) (yyyy) Oil (million Sm3) Gas (net deliverable) (billion Sm3) Condensate (million Sm3) NGL (million Low Base High tonnes) Low Base High Low Base High TOTAL RC6 0,0 0,0 0,0 0,0 TOTAL RC7 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Rapportering av RK 7A: For prosjekt i RK 7A bør ressursestimatet reflektere en langsiktig forventning om den endelige utvinningsgraden for feltet/funnet som følge av forventet teknologiutvikling. Lavt estimat bør reflektere en langsiktig forventning om den endelige utvinningsgraden for feltet/funnet som følge av moderat teknologiutvikling. Høyt estimat bør reflektere en mer optimistisk, langsiktig målsetting for den endelige utvinningsgraden for feltet/funnet som følge av ekspansiv teknologiutvikling. 13 av 43

14 Rapportering av RK 8: Anslag skal gis for utvinnbare ressurser i prospekter i egen utvinningstillatelse/unitisert felt som, gitt funn, med stor sannsynlighet vil bli knyttet til feltet/funnet det rapporteres i. Prospekt som strekker seg over i tilgrensende utvinningstillatelser, rapporteres med totale ressursestimat. Det må være avklart at prospektet ikke samtidig er rapportert av annet felt/funn. Ressursestimatet skal være risikoveid, og skal gjenspeile estimerte volumer multiplisert med funnsannsynligheten. Det skal også gis informasjon om leteboring og ressurstilvekst for siste år og kommende år samt planer for bruk av flyttbar innretning. Endringsforklaringer og kommentarer: Nederst i regnearket, avsnitt 2c, er det satt av plass til endringsforklaringer og kommentarer. Forklaring på endringer i ressursestimatene i forhold til forrige RNB- rapportering skal oppgis her. Endringer i ressursanslag på mer enn 5 % er å betrakte som vesentlige og skal forklares. Dersom gass leveres til et annet felt/funn for injeksjon eller annen bruk, skal det oppgis hvilket felt/funn dette gjelder. Det skal også oppgis om dette er gass som gis bort som betaling for en tjeneste eller om dette er gass som selges. 14 av 43

15 6. UTFYLLING AV REGNEARK, PROFIL1-9 (=PROFILSAMLINGENE) 6.1.Definisjoner, rapporteringskrav og krav til kommentarer Definisjoner og krav til rapportering Profil: Alle årlige eller månedlige data under en overskrift i et regneark, kalles en Profil. Profilsamling: Alle data i ett regneark, Profil 1, profil 2 osv, kalles en Profilsamling. Regnearkene Profil 1, Profil 2 osv er således Profilsamlinger. Tidshorisont: Vi ber om at operatøren rapporterer profiler for hele prosjektenes levetid, det vil si eventuelt også ut over konsesjonsperiodens utløp. For f eks driftskostnader etter konsesjonsperiodens utløp, anslås årlig beløp, for eksempel nivå før konsesjonsperiodens utløp. Tilsvarende kan gjelde for miljødata. Norsk andel: Dersom et felt eller funn er delt med et annet land, skal bare den norske andelen oppgis i profilene, med unntak av miljødata som skal rapporteres 100 % dersom utslippene skjer i Norge. Kronebeløp: Kostnader og inntekter for det sist avsluttede kalenderår og inneværende år skal oppgis i løpende kroner. Alle framtidige kostnader og inntekter skal oppgis i faste kroner. Referanseår for faste kroner skal være inneværende kalenderår. Samsvar med budsjetter, RK 0-3: For prosjekt i RK 0-3 skal kostnader og inntekter for besluttede prosjekt være i samsvar med interessentskapets budsjetter og regnskaper. Operatørens forslag til budsjett pr 1.10 legges til grunn for rapporteringen pr Avvik mellom forventningsrette anslag og operatørs foreslåtte budsjett omtales i regneark Cost Control- se kapittel 9.3 Regneark Cost control Profiltyper - oversikt For felt, funn og rør mv i RK 0, 0+1, 2, 3, 4 og 5 skal det rapporteres data i årlige profiler. Månedsdata for 2011 for aktuelle profiler rapporteres på eget ark, se kapittel 8 Utfylling av arket Månedsdata. Datatypene i profilsamlingene omfatter: Prosjektoversikt inkl. utvinnbare ressurser og prosjektattributter Usikkerhetsangivelse av produksjonsstart Produksjons- og injeksjonsdata Salg av petroleum og andre inntekter Fysiske rikgass/tørrgass leveranser Kostnader, (investeringer, driftskostnader, tariffer og andre kostnader) Miljødata (gjelder ikke for RK 5) Omfanget av rapporteringen avhenger av type prosjekt (felt kontra rør/landanlegg) og ressurskategori. Under hver profilsamling fins et område for konsistenssjekk av data som er lagt inn i profilsamlingen se kapittel 9.2 Konsistenssjekker. 15 av 43

16 Profil_1 0 Project overview incl. recoverable resources RNB2011 Gas resources/reserves shall be stated with actual gross calorific value excluding fuel and flare gas. Name of project Category Oil NGL Gas (net deliverable) Condensate Category (million Sm3) (million (billion Sm3) (million Sm3) Attribute 1 Serial Number Low Base High tonnes) Low Base High Low Base High Deposits (choose from drop-down menu) Kommentarfelter. Forklaring av endringer fra forrige rapportering I hver profilsamling er kommentarbokser plassert over produksjons- og salgsdata, investeringsdata, driftskostnader og miljødata. Disse skal benyttes til kort informasjon om profilene. Ved vesentlige endringer i forhold til forrige RNB-rapportering, skal årsakene til endringene forklares i kommentarboksene. Definisjoner av vesentlige endringer: Endringer i ressursanslag på mer enn 5 % er å betrakte som vesentlige og må forklares. Likeledes skal endringer i ett (eller flere) år i den neste tiårsperioden som er større enn 10 % eller mer enn 1 mill Sm 3 o.e forklares. For framtidige investeringer anses endringer på mer enn 5 % som vesentlige og skal forklares. Endringer på mer enn 200 mill NOK et enkelt år skal også forklares. Dersom framtidige driftskostnader har endret seg med mer enn 100 mill NOK per år, er endringene å betrakte som vesentlige og skal dermed forklares. For Disponeringskostnader og Andre inntekter skal endringer i totalanslaget på over 200 mill NOK forklares. Hvis en kjøper gass for injeksjon, skal kildefeltet oppgis i informasjonscellen Please name sources of gas purchase. 6.2.Profiler for petroleum - produksjon, salg, transport og injeksjon Produksjons- og injeksjonsdata Profilene under overskriften Produksjons- og injeksjonsdata er knyttet til volum som produseres og injiseres i reservoaret i eget felt, og ikke injeksjon i andre felt. Følgende profiler skal rapporteres: Vanninjeksjon (mill m³) i eget felt Vannproduksjon (mill m³) fra eget felt Brutto gassproduksjon: (mrd Sm³) Brutto gassproduksjon skal tilsvare uttak av gass fra reservoaret i det aktuelle feltet/funnet. Brutto gassproduksjon skal ikke inkludere gass fra andre felt/funn som bare transporteres over det feltet / funnet det rapporteres for. Denne profilen skal heller ikke inkludere gassløftrater. For felt som er i produksjon, skal brutto gassproduksjon oppgis tilsvarende mengdene som innrapporteres til OD og legges i Petrobank. Målepunkt overlates for øvrig til den enkelte operatør (oppgi forutsetninger). Naturgassinjeksjon i eget felt eksklusiv gassløft og CO 2 (mrd Sm³) Gass til gassløft (mrd Sm³) CO 2- injeksjon (mrd Sm³) 16 av 43

17 Profiler for salg av olje, NGL og kondensat. Det er viktig å merke seg at det bes om rapportering av salgsprodukt. Det er forholdsvis vanlig at kondensat selges som olje og skal da rapporteres som olje. Dersom en forekomst er planlagt bygd ut til et felt som har olje som salgsprodukt, forventes salgsprofilen å reflektere dette. Negative rater kan forekomme for enkelte år (eksempelvis en profil for et prosjekt som innebærer akselerering av produksjonen). For olje skal det rapporteres estimater inklusive usikkerhetsanslag. For NGL og kondensat skal kun årlige forventningsestimat rapporteres. Usikkerhetsanslaget skal beskrives ved et forventningsestimat (mean) med tilhørende høyt og lavt estimat. For olje skal det dessuten rapporteres estimater for både akkumulert salg og årlig salgsvolum ettersom usikkerhetsanslaget for disse ikke nødvendigvis henger sammen. Merk likevel at akkumulerte verdier skal rapporteres først siden årlig forventningsprofil beregnes automatisk basert på den akkumulerte forventningsverdien. Usikkerhet i akkumulert produksjon skal gis for hele produksjonsperioden, mens usikkerhet i årlig produksjon skal bare oppgis for de neste fem årene. Høyt og lavt estimat for årlig produksjon angir hva en i dag ser som mulig utfall for det aktuelle året, mens høyt og lavt anslag for akkumulert salg tar hensyn til hva som skjer i hele produksjonsperioden fram til det angitte året. Usikkerhetsanslaget i den akkumulerte produksjonsprofilens siste år vil derfor sammenfalle med usikkerhetsestimatet for utvinnbare ressurser tilhørende de samme prosjektene. Summen av lave estimater for de første fem årene bør bli mindre enn det lave estimatet for akkumulert salg det 5. året. Dette fordi det skal være en forskjell, er at usikkerhet i årlig salgsvolum skal inkludere usikkerheter som ikke korreleres fra år til år (for eksempel regularitet). Det er nemlig liten sannsynlighet for at det lave estimatet skal inntreffe alle de fem første årene. Tilsvarende differanse forventes for de høye estimatene. Usikkerheten i oppstartstidspunktet gis i et separat felt i regnearket rett over profilene ved å oppgi et tidlig, forventet og sent tidspunkt. De lave- og høye estimatene i profilene må, av beregningstekniske årsaker, gjenspeile et starttidspunkt som sammenfaller med forventet starttidspunkt for produksjonen. Forskjellen mellom dem skal reflektere usikkerheten i produksjonsopptrapping som følge av framdriften i brønnboring, produktiviteten til brønnene, generell reservoarusikkerhet, produksjonskapasitet i prosessanlegg etc. Oppgi eventuelle viktige forutsetninger i regnearket Generell info og kommentarer. I kommentarene må det kort oppgis hva som bestemmer årlig salgsvolum de nærmeste fem årene (reservoaret, kapasiteter etc.) samt eventuelle andre viktige forutsetninger. Det kan også gis referanser til annen dokumentasjon. 17 av 43

18 Transport, salg og kjøp av gass Transport og salg av gass skal rapporteres uavhengig av gitt produksjonstillatelse. Dersom forventningen ligger høyere enn produksjonstillatelsen, må det opplyses om dette. Merk at noen av gassdataene skal oppgis i kalenderår ( ), og andre i gassår. Gassåret regnes fra år n til år n+1. Dersom konvertering mellom gassår og kalenderår er problematisk, ta kontakt med OD. Samarbeid med Gassco om rapportering fortsetter. Derfor er kopi av skjema som operatører bruker til rapportering til Gassco skipningsplan / transportplan inkludert i rapporteringsfilen. RNB-data hentes inn i Gassco-skjema ved hjelp av formler. Gassco-skjemaene skal sendes av operatørene til Gassco, i henhold til egen bestilling fra Gassco. Transport av gass: Profil Fysiske tørrgass-leveranser fra felt/funn per gassår Faktisk varmeverdi skal oppgis for alle felt og funn som leverer gass. Dersom feltet/funnet ikke leverer fysisk tørrgass fra installasjonen, men kun rågass, skal det likevel beregnes og rapporteres et tørrgassvolum. Dette er tørrgassvolumet forventet levert på salgspunktet. Dataene skal oppgis med faktisk varmeverdi per gassår. Denne profilen brukes også i de vedlagte Gassco-skjemaene i RNB-filen. For felt/ funn som forventes å levere tørrgass til Gassled, rapporteres gass til Gassled område D (tørrgass) ( Entry point = Gassco område D). All gass som rettighetshaverne kan komme til å søke transportrettigheter for i Gassled, skal inkluderes i Gasscodelen av rapporteringen. Fysiske rikgass-leveranser fra felt/funn per gassår oppgis kun for felt og funn som leverer rikgass. Profilen oppgis per gassår med faktisk varmeverdi. Profilen brukes også i de vedlagte Gasscoskjemaene i RNB-filen. For felt/funn som forventes å levere rikgass til Gassled, rapporteres gass til Gassled område A (Statpipe), område B (Åsgard) og/eller område E (Kollsnes) (Gassco: Entry points ). All gass som rettighetshaverne kan komme til å søke transportrettigheter for i Gassled, skal inkluderes i Gasscodelen av rapporteringen. Salg av gass: Profilen Salgbar gass per gassår 40 MJ/Sm³, er utledet av profilen Fysiske tørrgass-leveranser fra felt/funn per gassår faktisk varmeverdi. Disse profilene skal være like når man korrigerer for varmeverdi. Profilen Salgbar gass per kalenderår 40 MJ/Sm³ utledet av profil Salgbar gass per gassår 40 MJ/Sm³. Disse profilene skal være like, omregnet til kalenderår. Profilen Gass kjøp 40 MJ/Sm³, omfatter både historisk og fremtidig forventet kjøp. Gass mottatt som oppgjør for tjenester (for eksempel lagring, behandling og transport), er ikke definert som kjøp. Salg av gass lave og høye estimater: Også for gass skal det rapporteres høye og lave estimater. For gass rapporteres imidlertid lave, forventede og høye estimater kun for akkumulert tørrgass. 18 av 43

19 Det legges til grunn samme prinsipper som for olje. Profilen som nyttes, er Fysiske tørrgassleveranser fra felt/funn per gassår faktisk varmeverdi, men akkumulert per kalenderår. Det vil si årlig akkumulert skal legges inn slik som for olje. Figuren for Lavt, Forventet og Høyt anslag viser avledete, årlige verdier. Verdi år n = akkumulert år n akkumulert år (n-1). Akkumulerte tall siste år skal, om det ikke er spesielle grunner, stemme overens med Utvinnbare ressurser, se kapittel 5 Utfylling av regneark Generell info og kommentarer. 6.3.Kostnader og inntekter rapporteringsformat / Samarbeidsavtalen og unntak Det skal rapporteres iht kostnadsstrukturen (postene) i Samarbeidsavtalen mellom rettighetshaverne på sokkelen med følgende unntak: Post 5.1 Utbyggingsinvesteringer i Samarbeidsavtalen skal rapporteres mer detaljert. Post 5.3 Produksjonsboring i Samarbeidsavtalen skal fordeles på investeringer i utvinningsbrønner i flyttbare og faste boreinnretninger, samt investeringer i utvinningsboring som ikke kan henføres til brønner.) Oljedirektoratet bruker begrepet Utvinningsbrønner, ikke Produksjonsbrønner (og Utvinningsboring, ikke Produksjonsboring) I den følgende veiledningen er Samarbeidsavtalens tekst gjengitt, og supplert der det er nødvendig. 6.4.Driftsinntekter, Konseptstudier (Samarbeidsavtalens post 7 og 4), Prisstigning Driftsinntekter (post 7), Konseptstudier (post 4), Prisstigning Tabellen under viser rapporteringskrav for Driftsinntekter, Generell prisstigning og Konseptstudier. AE AF AG AH 33 Tariff income -JOA 7 part Other income (explain in commentary field) -JOA 7 part General price increase Concept studies -JOA million NOK million NOK % million NOK Driftsinntekter (post 7) Samarbeidsavtalen: Tariffinntekter, prosessering og ev. andre inntekter. Tariffinntekter skal rapporteres i eget regneark. Se kapittel 7 Utfylling av arket Tariffinntekter og Tariffkostnader. Tariffer fra det regnearket overføres automatisk til profil 1 og kun profil 1. Andre inntekter skal inkludere interessentskapets inntekter fra forsikringsoppgjør eller tvistesaker. Forsikringsoppgjør og oppgjør i tvistesaker skal således ikke redusere anslag for investeringer eller driftskostnader. Også inntekter fra salg av innretninger inkluderes her. Salg av innretninger kan f.eks. være salg av en flyttbar innretning ved nedstenging av produksjon eller til investorgruppe, men kan også omfatte salg av utstyr på en innretning. 19 av 43

20 Generell prisstigning Generell prisstigning er operatørens generelle forutsetning ved omregning mellom løpende og faste kroner. Tall for for eksempel 2011 gjelder generell prisstigning fra 2010 til Denne prisstigningen skal være benyttet ved konvertering av budsjett-tall i løpende kroner til referanseår i faste kroner, jf. over. Per definisjon bør det brukes samme generelle prisstigning (f eks. konsumprisindeks) for alle prosjekt en operatør rapporterer for. Merk at Generell prisstigning legges inn i regnearket Cost control og ikke i den enkelte profil (1-9). Konseptstudier (post 4) Konseptfasen starter ved konseptvalg. Samarbeidsavtalen: Kostnader knyttet til konseptutviking av et mulig prosjekt fra og med beslutning om videreføring i planfasen. Det forutsettes at beslutningspunkt om konseptvalg er passert og at en fortsetter utvikling av et konkret konsept. Inneholder normalt både interne og eksterne aktiviteter (studier, pre-engineering, Front End Engineering Design, PUD-arbeid etc). 6.5.Investeringer (Samarbeidsavtalens post 5) Investeringer starter når beslutning om gjennomføring av et utbyggingsprosjekt er fattet. Tabellen under viser rapporteringskrav for utbyggings- og driftsinvesteringer, jfr postene 5.1 og 5.2 i Samarbeidsavtalen. AI AJ AK AL AM AN AT AU AV AW 33 Investments in new subsea facilities -JOA 5.1 part Investments in new mobile facilities -JOA 5.1 part Investments in new fixed facilities -JOA 5.1 part Other Development investments -JOA 5.1 part Investments Operating investments (modifications) -JOA 5.2 Total investments in facilities -JOA Investments in pipelines -JOA 5.1 part Investments in land facilities -JOA 5.1 part Total investments in pipelines and land facilities -JOA 5.1 part Total investments -JOA million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK Utbyggingsinvesteringer (post 5.1) Utbyggingsinvesteringer (post 5.1) Samarbeidsavtalen: Utbyggingsinvesteringer gjelder utbygging av nye ressurser. Det vil alltid være konseptstudier i forkant av en slik investering. Prosjektet er budsjettmessig sanksjonert ved godkjent PUD/PAD. Enkelte prosjekt har PUD fritak. Utbyggingsinvesteringer skal rapporteres separat for: Undervannsanlegg Flyttbare innretninger Bunnfaste innretninger (unntatt havbunnsanlegg/rørledninger) Rørledninger og landanlegg Andre utbyggingsinvesteringer Andre utbyggingsinvesteringer skal inkludere alle investeringer på eksisterende innretninger som ikke er Driftsinvesteringer (Samarbeidsavtalens post 5.2) 20 av 43

21 For prosjekt i RK 3-5 skal det være samsvar mellom utbyggingsinvesteringer og utbyggingsløsning rapportert i prosjekt attributt området. Følgende definisjoner gjelder (som før): Havbunnsanlegg er anlegg på havbunnen. De skal rapporteres eksklusive rørledninger. Flyttbare innretninger omfatter alle innretninger som ikke står på havbunnen, for eksempel halvt nedsenkbare plattformer(semi submersibles), strekkstagsplattformer (TLP) og produksjonsskip og innretninger som forholdsvis lett kan flyttes til et nytt driftssted, herunder oppjekkbare rigger. I tvilstilfeller, kontakt Oljedirektoratet. Bunnfaste innretninger omfatter alle innretninger som er står på havbunnen (eksklusiv havbunnsanlegg og rørledninger) og som ikke lett kan flyttes til et nytt driftssted (GBS, jacket osv.). Rørledninger skal omfatte investeringer i rørledningssystemet. For felt og funn skal interne rørkostnader inkluderes her, i tillegg til eksportrørledninger. Også kostnader knyttet til navlestrenger (umbilicals) inkluderes fortrinnsvis under rørledninger. Rørledningssystemet omfatter selve rørledningen nedstrøms av tilkoblingspunktet på produksjonsinnretning og oppstrøms av tilkoblingspunktet for mottakende produksjon - eller prosessinnretning mottakende rørledning med annet eierskap enn interessentskapet/tilsvarende eller mottaker i land Rørledningssystemet omfatter dessuten eventuelle mellomliggende kompressor -, og pumpestasjoner samt mottaksterminaler inkludert separasjons- og renseanlegg. Landanlegg omfatter landanlegg eid av interessentskapet eller tilsvarende plassert på land nedstrøms rørledning. Også investeringer på land som vederlagsfritt overdras til et annet interessentskap, skal også inkluderes i investeringsanslaget. Andre utbyggingsinvesteringer Andre utbyggingsinvesteringer omfatter utbyggingsinvesteringer som det ikke er naturlig å inkludere i de andre kategoriene, herunder spesielt ombygginger eller tilleggsutstyr på eksisterende innretninger Driftsinvesteringer (post 5.2) Samarbeidsavtalen: Driftsinvesteringer er varige investeringer som: - øker produksjonskapasiteten - vesentlig øker kvaliteten og dermed verdien av produktene - vesentlig forbedrer produksjonsprosessen og derigjennom vesentlig senker nivået på øvrige produksjonskostnader - tiltak som forbedrer sikkerhet og som forhindrer/reduserer fremtidig forurensning av miljøet - utvidelser av anlegget og/eller nye funksjoner Normalt er dette påkostninger mot driftsmiddel som er tatt i bruk (i etterkant av prosjektinvesteringen) og som ikke klassifiseres som vedlikehold Utvinningsbrønner (post 5.3) Investeringer og antall brønner Utvinningsbrønner (post 5.3) I rapportering av antall utvinningsbrønner skal det skilles mellom faste og flyttbare innretninger. Merk: Oljedirektoratet bruker begrepet Utvinningsbrønner, ikke Produksjonsbrønner (og Utvinningsboring, ikke Produksjonsboring) 21 av 43

22 Tabellen under viser rapporteringskrav for investeringer i utvinningsbrønner, jf. post 5.3 i samarbeidsavtalen. AO AP AQ AR AS 33 Prod. wells from permanently placed drilling facilities Prod. wells from mobile drilling facilities Investments Investments in prod. wells from permanently placed drilling facilities -JOA 5.3 part Investments in prod. wells from mobile drilling facilities -JOA 5.3 part Investments related to production drilling not distributed by well -JOA 5.3 part Quantity Quantity million NOK million NOK million NOK Samarbeidsavtalen: Produksjonsboring er alle aktiviteter knyttet til boring og komplettering av produksjons- og injeksjonsbrønner i etterkant av beslutning om prosjektgjennomføring, og/eller besluttede nye brønner eller brønnmål i produksjonsfasen. Til produksjonsboring hører også alle tilknyttede/indirekte aktiviteter med formål produksjonsboring (f.eks. brønnplanlegging, mob/demob rigg, modifikasjoner rigg etc.). Investeringer i utvinningsboring som ikke kan henføres til brønn, for eksempel seismikk og tilknyttede aktiviteter nevnt over, skal holdes adskilt og rapporteres separat. Antall utvinningsbrønner Antall utvinningsbrønner omfatter nye brønnbaner som ligger til grunn for investeringsestimatet. Som nye brønner inkluderes alle brønner som får egen betegnelse i henhold til Oljedirektoratets regler for navngiving av brønner. Brønner inkluderes uansett utvinningsformål (produksjon, injeksjon, observasjon, deponi). Regler for navngiving av brønner finnes i Brønner - Betegnelser og klassifisering (kun engelsk). Følgelig skal for eksempel sidesteg telle som en egen brønnbane. Letebrønner (undersøkelses- og avgrensningsbrønner) inkluderes IKKE. Det skal rapporteres antall utvinningsbrønner fra flyttbar og fra bunnfast boreinnretning. Med flyttbar boreinnretning menes boreinnretning som er ment til bruk på flere felt. Avgrensningen går således ikke på om produksjonsinnretningen er fysisk flyttbar eller ikke. Følgelig skal brønner fra flytende innretninger som Njord og Visund regnes som boret fra fast boreinnretning. Også permanent plasserte innretninger med prosesseringsanlegg (f.eks. Volve) skal regnes som faste boreinnretninger. Antall brønner fra flyttbare boreinnretninger og kostnader knyttet til utvinningsbrønner skal korrespondere per år, likeså for utvinningsbrønner fra faste boreinnretninger. Antall brønner kan rapporteres som desimaltall (f. eks 3,2). Som et bidrag til kvalitetssikring genereres et plott i regnearket Cost Control som viser kostnad pr. brønn for hvert år, fordelt på type boreinnretning. Data er hentet fra Profil_Total. 22 av 43

23 6.6.Driftskostnader (Samarbeidsavtalens post 6) Tabellen under viser rapporteringskrav for Driftskostnader, jf. post 6, eksklusiv 6.4 i Samarbeidsavtalen. AX AY AZ BA BB BC BD BE BF BG BH 33 Operational preparations -JOA 6.1 Ordinary operating costs -JOA Maintenance excl. wells -JOA Well maintenance -JOA Operating costs Modifications -JOA Other operational support -JOA TOTAL OPERATIONS AND SUPPORT Total AY-BC -JOA 6.2 Logistics costs-joa 6.3 Other operating costs -JOA 6.5 part Cost purchase of gas -JOA 6.5 part Total operating costs, incl. operations preparation excl. Tariffs -JOA 6 (-6.4) million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK Som et bidrag til kvalitetssikring genereres et plott i regnearket Cost Control som viser kostnad pr. produsert enhet for hvert år. Data er hentet fra Profil_Total. Driftsforberedelser (post 6.1) Samarbeidsavtalen: Aktiviteter knyttet til å rekruttere, lære opp og forberede driftsorganisasjonen på å overta anlegget og utføre driften. Oppstartsaktivitet knyttet til uttesting av anlegg inngår ikke som del av driftsforberedelser. Driftskostnader og støtteaktiviteter (post 6.2) Det skal rapporteres for postene Drift, Vedlikehold, Brønnvedlikehold og Modifikasjoner. De øvrige postene som inngår i post 6.2 skal rapporteres samlet som øvrige driftskostnader og støtteaktiviteter. Dette er postene Undervannsoperasjoner og vedlikehold, Plattformtjenester, Administrasjon, HMS, Reservoarstyring og utvikling og Forretningsutvikling. Samarbeidsavtalen: Spesifiserte poster: Post Drift Alt arbeid som kan direkte henføres til produksjon og drift av anlegg. Hovedsakelig består det av driftsaktiviteter på offshore-/onshore-anlegget samt kostnader som støtteaktiviteter fra land og produksjonskjemikalier. Merk: Det har vært uklart hvor leie av større innretninger skal bokføres. Dersom kostnader ved leie av større innretninger (produksjonsskip mv.) IKKE er inkludert her, ber vi om det blir opplyst om dette, og om hvor dette er ført. Post Vedlikehold Alle vedlikeholdsaktiviteter forbundet med plattform, landanlegg og tilknyttede rør. Hovedsakelig består det av inspeksjon, tilstandskontroll, forebyggende og korrektivt vedlikehold, overflatevedlikehold, vedlikehold boremodul samt vedlikeholdstøtte. Post Brønnvedlikehold Alle kostnader som gjelder arbeid nedi brønnen frem til strupeventil (choke), og som ikke er en del av et boreprosjekt. Post Modifikasjoner Aktiviteter relatert til utvidelse eller modifisering av eksisterende utstyr og anlegg som krever endring av teknisk dokumentasjon. Endringsprosjekt og ombygging som ikke er vedlikehold, men som heller ikke kvalifiserer som driftsinvestering. 23 av 43

24 Poster som skal rapporteres samlet i øvrig driftsstøtte: Post Undervannsoperasjoner og vedlikehold All drifts- og vedlikeholdsaktivitet relatert til undervannsanlegg, inkludert inspeksjons- og beredskapskostnader for undervannsanleggene. Post Plattformtjenester Kostnader relatert til hotelldriften/forpleining av plattformen, og ev. andre støttetjenester på plattform. Post Administrasjon Kostnader relatert til ledelse, direkte og indirekte administrasjon av operativ organisasjon, eksempelvis feltsjef, økonomi, personal og IT. Post HMS Aktiviteter relatert til HMS-arbeid samt lisensspesifikke HMS-prosjekter. Post Reservoarstyring og utvikling Kostnader i forbindelse med langtidsplanlegging, kvalitetssikring, reservoarstyring, produksjonsoptimalisering, modellering og økt oljeutvinning. Post Forretningsutvikling Kommersielle aktiviteter i forbindelse med vurdering av forretningsmuligheter for en lisens i drift. Logistikk (post 6.3) Postene Maritime operasjoner, Lufttransport, Forsyningsbaser og Beredskap skal rapporteres samlet. Samarbeidsavtalen: Post Maritime operasjoner Driftsaktiviteter som knytter seg til fartøyoperasjoner, med unntak av beredskapsfartøy som henføres til pkt Fartøykostnader som inngår i rapporteringen vil være forsyningsfartøy, lagerfartøy, spesialoppdrag/støttefartøy og ankerhåndtering, samt følgekostnader og administrasjon av fartøy. Post Lufttransport Tilbringertjenesten mellom helikopterbase og installasjon, samt skyttel som skjer mellom installasjoner på feltene. Kostnader vedrørende SAR (Search and Rescue) og ambulansetransport henføres til pkt Post Forsyningsbaser Kostnader knyttet til basedriften slikt som areal, leiekostnader, personell etc., samt eventuell transport til og fra base. Post Beredskap Fartøy og helikopterkostnader knyttet til operativ beredskap på feltene. Installasjonsspesifikke beredskapsfartøy, andel av områdeberedskapfartøy og følgekostnader knyttet til disse fartøyene. SARhelikopter (Search and Rescue) og ambulansetransport. Tariffkostnader (post 6.4) Samarbeidsavtalen: Kostnader knyttet til feltekstern prosessering og transport av olje og gass mellom felt. Dette omtales i kapittel 7 utfylling av arket Tariffinntekter og Tariffkostnader. 24 av 43

25 Andre driftskostnader (post 6.5) Samarbeidsavtalen: Kostnader som ikke kan henføres mot andre operative poster. Eksempelvis nedskrivning på lager, ukurans på lager, tidligere års kostnader, excess field times, gasskjøp i forbindelse med injeksjon, forsikrings-/garantisaker knyttet til drift mv. Andre driftskostnader skal rapporteres eksklusive kostnader for Gasskjøp i forbindelse med injeksjon, som skal rapporteres separat. 6.7.Nedstengning og fjerning (post 8), Generelle kostnader (post 9) Tabellen under viser rapporteringskrav for Andre kostnader, jf. postene 8 og 9 i Samarbeidsavtalen. BO BP BQ BR BS 33 Shut-down costs -JOA 8.1 Final disposal (removal) -JOA 8.2 Other costs Area fees -JOA 9.2 Environmental taxes -JOA 9.3 Other general costs -JOA million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK Nedstenging og fjerning Det skal rapporteres kostnader ifm nedstengning og fjerning/disponering. Tidsfasingen av aktiviteten må være praktisk gjennomførbar. I et tilleggsprosjekt som vil forlenge levetiden til samme felt kan nedstengings- og disponeringskostnaden skyves ut i tid. Da må nedstengings- og disponeringskostnaden trekkes fra i profilarket med tilleggsprosjektet og legges til det året (årene) innretningene skal fjernes som vist i eksempelet under: Tabellen til venstre viser prosjekt i RK 1 for et felt. Tabellen til høgre viser et tilleggsprosjekt, RK5, for et felt som kan forlenge levetiden og dermed utsette nedstengings- og disponeringskostnadene. 25 av 43

26 Other costs Other costs År Shut-down costs -JOA 8.1 Final disposal (removal) -JOA 8.2 År Shut-down costs -JOA 8.1 Final disposal (removal) -JOA 8.2 million NOK million NOK million NOK million NOK Samarbeidsavtalen: Post 8.1 Nedstengning Forberedelse til nedstengning og fjerning, nedstengning og plugging av brønner og øvrig nedstengning av innretning. Post 8.2 Fjerning Fysisk fjerning av innretninger. Andre sluttdisponeringskostnader skal også rapporteres her. Generelle kostnader Det skal rapporteres for postene 9.2 Arealavgift og 9.3 Miljøavgifter. De øvrige postene som inngår i Post 9 Generelle kostnader, skal rapporteres samlet som øvrige generelle kostnader. Dette er postene 9.1 Lisensadministrasjon, 9.4 Andre skatter og avgifter, 9.5 Forskning- og utvikling (FoU), 9.6 Hovedledelse, 9.7 Nærings- og interesseorganisasjoner, 9.8 Finansielle kostnader og 9.9 Restruktureringskostnader. Samarbeidsavtalen: Spesifiserte poster: Post 9.2 Arealavgift Avgift som betales årlig til offentlig myndighet basert på arealet utvinningstillatelsen innehar. Post 9.3 Miljøavgifter Kostnader knyttet til utslipp av definerte miljøskadelige stoffer, for eksempel CO2 og NOx Poster som skal rapporteres samlet i øvrige generelle kostnader: Post 9.1 Lisensadministrasjon Kostnader knyttet til Operatørens ansvar i forbindelse med adm. av interessentskapet, eksempelvis lisenskoordinering. Post 9.4 Andre skatter og avgifter Andre avgifter som ikke defineres av andre poster, eksempelvis eiendomsskatt. 26 av 43

27 Post 9.5 Forskning- og utvikling (FoU) Kostnader knyttet til prosjekt innenfor forskning og utvikling som utføres av eller i regi av Operatøren som er relevant for oppstrømsaktivitet Post 9.6 Hovedledelse Kostnader knyttet til Operatørens hovedledelse. Post 9.7 Nærings- og interesseorganisasjoner Kostnader knyttet til nærings- og interesseorganisasjoner som for eksempel OLF og NOFO Post 9.8 Finansielle kostnader Finansielle kostnader som agio, disagio og renter. Post 9.9 Restruktureringskostnader Kostnader knyttet til nedbemanning og sluttpakker i forbindelse med omstillingsprosesser i selskapet. 6.8.Miljødata og forutsetninger for utslipp Miljøprognosene omfatter de fysiske størrelsene som strømmer i produksjonsanleggene på det respektive felt, både fra og til eget felt og fra og til tilknyttede felt, og som medfører utslipp til luft og/eller sjø. For reservene, RK 1-3, skal prognosene gjenspeile utslipp basert på bruk av dagens teknologi og virkning av besluttede utslippsreduserende tiltak. For RK 4 (ressurser i planleggingsfasen) skal operatørselskapene basere prognosene på gjeldende planer vedrørende utbygging, drift og miljø. Tiltak under vurdering som vil kunne medføre utslippsreduksjoner, utover bruk av dagens teknologi, skal beskrives i kommentarfelt for miljødata. Det skal ikke rapporteres miljødata for RK 5-8. Hovedprinsipp: For reservene, RK 1-3, rapporteres miljødata for felt, transportsystem og landanlegg der utslipp fysisk skjer. Dette innebærer at en del felt (for eksempel felt med kun havbunnsinnretning) ikke selv trenger å rapportere miljødata. For RK 4 benyttes et annet prinsipp. Miljøutslipp samt forutsetninger for disse, rapporteres på det aktuelle feltet/funnet, uavhengig av hvor utslippene skal skje. Dersom et eksisterende felt forutsettes brukt, må dette framgå i kommentarfeltet, dette gjelder også for landanlegg som forutsettes brukt. Grensefeltene/funnene som i sin helhet har innretningen plassert på norsk sokkel, skal rapportere utslipp. 27 av 43

28 31 BT BU BV BW BX BY BZ CA Please name the fields that enter into the assumptions below Receipt of gas Assumptions for environmental emissions/discharges and other data Deliveries of gas from main field and associated fields with shiploading point on the facility Deliveries of oil/ngl/ condensate from main field and associated fields with shiploading point on the facility Injected natural gas in main field and associated fields as well as any deposit excl. gas lift Total gas lift in main field and associated fields Injected CO2 in main field and associated fields as well as deposit Discharge of produced water from main field and associated fields Injected water in main field and associated fields billion Sm3 billion Sm3 million Sm3 oe billion Sm3 billion Sm3 billion Sm3 million m3 million m3 Forutsetninger for miljødata Felt inkludert i miljørapportering Tilknyttede felt som inngår i forutsetningene for miljødata skal listes i cellen over forutsetninger for miljørapportering. Mottak av gass skal inkludere all gass mottatt eller kjøpt til brensel, injeksjon, videresalg eller lagring. Det er likegyldig om gassen fysisk blir brukt til dette, eller om den erstatter (substituerer) gass produsert fra feltet / funnet det rapporteres for. Leveranser av gass: her oppgis faktisk varmeverdi (brutto gassvolum). Kolonnen skal inneholde all gass, inkludert gass fra tilknyttede felt, som behandles for videre transport, samt eventuelle NGL mengder som følger gasstrømmen. Mengdene skal refereres til målepunktet (fiskale) for utskipning- /eksport av gass på innretningen. Gass som blir direkte injisert fra tilknyttede felt, skal ikke inngå i denne profilen. Leveranse av olje/ngl/kondensat er salg av olje/ngl/kondensat (inkludert olje/ngl/kondensat som behandles fra tilknyttede felt) regnet om til Sm³ oljeekvivalenter (1 tonn NGL = 1,9 Sm³ olje). Her skal NGL som følger oljestrømmen rapporteres. Mengdene skal refereres til målepunktet (fiskale) for utskipning-/eksport av gass på innretningen. Injisert naturgass er total mengde komprimert hydrokarbongass for injeksjon til trykkstøtte og deponi i eget eller tredjeparts felt. Gassen oppgis ved faktisk varmeverdi. Gassmengde til bruk for gassløft skal ikke inngå i denne kolonnen, heller ikke CO 2 -gass for deponi eller trykkstøtte. Gassløft er den mengde gass som komprimeres på feltet til bruk som gassløft i eget eller tilknyttet felt. Injisert CO 2 gass er den mengde CO 2 som injiseres fra feltet for økt utvinning eller til deponi i eget eller tilknyttet felt. Utslipp av produsert vann er den totale mengde produsert vann som slippes ut fra feltet, det vil si at vannet kan komme fra eget felt og andre tilknyttede felt. 28 av 43

29 Injisert vann er total mengde vann, (sjøvann og / eller produsert vann) som injiseres for trykkstøtte eller deponi. Dersom et felt leverer vann til et annet felts innretning, skal injeksjon av dette rapporteres der pumpe-arbeidet fysisk skjer. Naturgass til brensel er forbruk av gass til kraftgenerering. Naturgass til fakkel er mengde gass som brennes. Diesel er dieselforbruk fra permanente innretninger og flyttbare innretninger tilknyttet en permanent plassert innretning i produksjon (CO 2 -avgiftsbelagt virksomhet). Dieselforbruk som ikke er CO 2 -avgiftsbelagt i henhold til CO 2 -avgiftsloven som gjelder på norsk sokkel, oppgis i egen kolonne og skal omfatte forbruk på hovedsakelig flyttbare innretninger som inngår i petroleumsaktivitet. Utslipp av CO 2 og NO x fra brenngass, fakkel og diesel omfatter utslipp fra permanent plasserte innretninger, flyttbare innretninger tilknyttet en permanent plassert innretning i produksjon (CO 2 - avgiftsbelagt virksomhet) og innretninger som ikke er omfattet av CO 2 -avgiftsloven. Utslipp av CO 2 som følge av blant annet ventilering fra CO 2 -separasjonsanlegg skal rapporteres under kolonne, CO 2 bidrag fakkel, og samtidig omtales under kommentarer. Dette vil i de aktuelle tilfeller medføre manglende konsistens mellom kolonne, naturgass til fakkel, og kolonne CO 2 bidrag fakkel, dette må redegjøres for i kommentarfeltet. For reservene (RK 1 3) skal totale CO 2 - og NO x -utslipp splittes i bidrag fra brenngass, fakkel, diesel og aktivitet fra flyttbare innretninger. For RK 4 kreves det rapportert total prognose for utslipp av hhv. CO 2 og NO x. I den grad det er mulig for selskapene å spesifisere disse utslippene på bidrag fra brenngass, fakkel, diesel og aktivitet fra flyttbare innretninger, anbefaler OD at dette gjøres også for RK 4. Aktivitet relatert til letebrønner skal ikke rapporteres. Utslipp av nmvoc og CH 4 Totale utslipp av nmvoc og CH 4 fra diffuse utslippskilder og kaldventilering ved lasting skal rapporteres. Utslipp av naturgass fra alle systemer som håndterer hydrokarboner skal inkluderes. Kildene for disse utslippene vil være innretningsspesifikk. Utslipp knyttet til lagring og lasting av olje/ngl/kondensat skal rapporteres i henhold til besluttede tiltak eller slik operatøren har planlagt å innrette seg (der endelig beslutning ennå ikke foreligger) for å oppfylle pålegg om gjenvinning av nmvoc fra SFT For innretninger som utfører lagring og lasting for andre felt skal også disse volum og tilhørende utslipp inkluderes (gjelder reserver). Behov for effekttall for kraft fra land nett Bruk av kraft fra land i petroleumsvirksomheten vil ha konsekvenser for kraftsystemet på land. God oversikt over både energi- og effektbehovet (GWh og MW) fra den delen av petroleumsvirksomheten som henter kraft fra land er nødvendig både for å sikre en effektiv drift av kraftsystemet, men også for å kunne legge til rette for riktig dimensjonering av kapasitet over tid. 29 av 43

30 Det er viktig at man i planlegging har en best mulig oversikt og kunnskap om både energiforbruket og effektbehovet. Effektbehovet fra nettet, målt som maksimallast ila et år, fra de ulike installasjonene som henter kraft fra land, vil variere over tid. Dette gjelder både for de anleggene som henter kraft fra land via sjøkabel og landanleggene som er direkte knyttet til det innenlandske kraftnettet. Det er effektuttaket som er dimensjonerende for behovet for overføringskapasitet i kraftnettet. Rapporteringspunkter: Prognoser for elektrisitetsforbruket i GWh/år rapporteres i kolonne CW. Prognoser for maksimal belastning/effektuttak i MW som forventes å inntreffe for hvert år rapporteres i kolonne CX. 6.9.Prosjektattributter For alle prosjekt/funn i RK 3-5 skal det gis prosjektspesifikk informasjon under samleoverskriften prosjektattributter i tabellen øverst i hver profilsamling i innrapporteringsfilen. Informasjonen vil inngå i ulike analyser som myndighetene gjør av sokkelvirksomheten. For å sikre et enhetlig analysegrunnlag er prosjektattributtene basert på lister med forhåndsdefinerte valg (rullegardinsmenyer). Det er følgelig kun mulig å velge én verdi i hver celle. Valgene her skal gjenspeiles i profilsamlingen under Z AA AB AC AD AE AF AG AH AI AJ AK Project attributes List5 List10 List4 List17 List6 List15 List16 Project Development Project Technology Technology Technology Time criticality: type: solution: stopper: Most usage: areas: status: Is the Projects with Complete important Is the project Within which What is the realisation of resources in when the cause of the based on areas will new status as the project timecritical, RC 4-7 shall category project not conventional technology be regards and, if be identified Development being realised methods or will used or technological so, what kind with project under the now new technology developed? development for of timecriticality? type attribute be used or projects which Project type developed? are conditional is chosen upon new technology? Year for the decision to initialize (feasibility studies) Year for the decision to concretize (concept studies) Year for the decision to continuation (concept choice, preliminary engineering phase) (yyyy) (yyyy) (yyyy) (yyyy) Year for Comments:E.g. realisation assumptions, whic the decision to implement (detailed engineering PDO if relevant) Også for rør og landanlegg må navn på de ulike prosjekt skrives inn i H7 i profilsamlingen. Når ingen av valgene passer I mange tilfeller vil ingen av valgene i den enkelte liste være dekkende for det aktuelle prosjektet. Likevel skal den parameteren som kommer nærmest velges. I kommentarfeltet ute til høyre i prosjektattributtene kan en forklaring gis, eller en mer dekkende parameter kan angis. Det samme gjelder hvis flere av valgene er like aktuelle; velg en parameter og oppgi eventuelt den andre i kommentarfeltet. Kommentarfeltet kan også benyttes til informasjon om at realisering av prosjektet er avhengig av bestemte forutsetninger, mer detaljert informasjon om bruk av ny teknologi eller teknologiutviklingsbehov og forklaringer til beslutningsplan. Prosjekttype Prosjekt med ressurser i RK 3-5 skal identifiseres med type prosjekt. Disse valgene er mulige: Reservoar Det vil si prosjekt som har med økt utvinning å gjøre. Dette inkluderer for eksempel: o Økt utvinning ved injeksjon av vann og/eller gass, inkl VAG, tradisjonelle metoder 30 av 43

31 o Økt utvinning gjennom avansert metoder FAWAG / GEL / CO2, mikrobielt etc. o Nedblåsing; tilleggsvolumer fra endret dreneringsstrategi gjennom trykkavlasting av reservoaret. Brønn Dette inkluderer: o Tilleggsbrønner, nye brønner/infillboring med tradisjonell teknologi, til udrenert reservoar, som gir akselerert produksjon eller økt injeksjon uten at tilstedeværende ressurser på feltet øker. o Ny bore- eller brønnteknologi, dels/ikke utviklet/kvalifisert. Potensialet forutsetter ny teknologi innenfor boring/brønn som gir reduserte kostnader og/eller trigger nye boremål. Drift Dette inkluderer: o Endringer i prosessanlegg for økt produksjon, f. eks redusert innløpstrykk, flerfasepumper, sandhåndtering. o Kapasitetsutvidelser/ 3.partsutnyttelse. o Modifikasjoner; større modifikasjoner/ effektivisering/ ombygging, f. eks fjernstyring av anlegg. o Haleproduksjon; forlenget levetid som følge av andre tiltak. Utbygging Dette inkluderer: o Utbygging av funn. o Utvinning av tilleggsressurser som vil bli inkludert i eksisterende felt i samme utvinningstillatelse/unit, for eksempel ny formasjon eller nytt segment, slik at tilstedeværende ressurser på feltet øker. o Ny innretning på eksisterende felt, eller ny rørledning for olje eller gass. Annet o Brukes for annet spesifisert eller uspesifisert som ikke faller inn under andre kategorier. Spesifiseres i kommentarfelt til høyre for attributtlistene. Utbyggingsløsning gjelder ved valg av kategorien Utbygging under attributt Prosjekttype. For prosjekt av type Utbygging velges mest sannsynlige utbyggingsløsning fra listen. Nærmere opplysninger om antatt utbyggingskonsept beskrives også med fritekst i kommentarfeltet i celle H28. Disse valgene er mulige: Flyttbar, selvstendig produksjonsinnretning. - Produksjonsskip med prosessanlegg, FPSO Ny selvstendig bunnfast produksjonsinnretning. - Integrert plattform med prosessanlegg, f.eks. jacket, semisub, TLP. Brønnhodeplattform mot eksisterende innretning. - Uten prosessanlegg Havbunnsutbygging mot eksisterende innretning Brønn(er) fra eksisterende innretning Annet. - Brukes for annet spesifisert eller uspesifisert som ikke faller inn under andre kategorier. Spesifiseres i kommentarfelt til høyre for attributtlistene. Prosjektstoppere For prosjekt med ressurser i RK4-5 velges den viktigste årsak til at prosjektet ikke realiseres nå. Disse valgene er mulige: Usikkerhet i ressursvolum. - Ressursanslaget er beheftet med stor usikkerhet eller det trengs mer informasjon om størrelsen av forekomsten før realisering kan besluttes. Reservoarforhold. - Lav reservoarproduktivitet, forventet forsurning/h 2 S, sandproduksjon, trykkfall med mer. 31 av 43

32 Mangler teknologi. - Realisering krever utvikling av ny teknologi. Manglende infrastruktur i området. - Realisering krever tilknytning til innretning som først må komme på plass, f. eks rørledning. Manglende gassløsning. - Realisering krever at produsert gass håndteres, men ingen lønnsom gassdisponering finnes. Manglende kapasitet i eksisterende systemer. - Realisering forutsetter tilknytting til innretninger (prosessanlegg, rør, landanlegg) som mangler ledig kapasitet. Mangler kommersiell avtale. - Realisering forutsetter avtaler med 3.part, som kan være krevende å oppnå. Riggtilgjengelighet. - Ingen tilgjengelig flyttbar boreinnretning i markedet. Miljøkrav. - Realisering kan medføre uakseptable miljøutslipp som ikke kan fjernes på lønnsom måte. HMS krav. - Realisering kan medføre uakseptable HMS-forhold som ikke kan løses på lønnsom måte. Annet. - Spesifiser i kommentarfelt. Teknologi Er prosjektet basert på konvensjonelle metoder eller vil ny teknologi benyttes eller utvikles? Disse valgene er mulige: Konvensjonelle metoder. - Brukt og kommersielt tilgjengelig i flere år. Ny tilgjengelig teknologi. - Prosjektet innebærer bruk av, eller er et resultat av, ny teknologi/metoder som per i dag er kommersielt tilgjengelig/ ferdig kvalifisert/ nylig utviklet, men ikke tidligere tatt i bruk. Betinger teknologiutvikling. - Realisering av ressursene i prosjektet betinger utvikling av teknologi/metoder som ikke kommersielt tilgjengelig per i dag. Annet - Spesifiser i kommentarkolonne. Teknologiområder Innenfor hvilke områder vil ny teknologi benyttes eller utvikles? Gi gjerne utfyllende kommentarer i kommentarfeltet for eksempel dersom prosjektet omfatter teknologiutvikling innenfor flere områder. Disse valgene er mulige: Seismikk/ressurskartlegging. - Avanserte seismiske metoder, 4D, geomodellering, geostyring, reservoarsimulering etc. Bore/brønnteknologi. - Boreprosessen, reduserte borekostnader, brønnintervensjoner, komplettering etc. Reservoarteknologi. - Injeksjonsmedier, restoljemetning, reservoarkjemi etc. Produksjonsstyring. - Sonekontroll, sandkontroll, vannproduksjon etc. Innretning/prosess. - Prosessanlegg, kraftforsyning, miljø, integrerte operasjoner, havbunnsinnretninger/utstyr etc. Annet. - Spesifiser i kommentarkolonne 32 av 43

33 Teknologistatus Hvordan er status når det gjelder teknologiutvikling for prosjekt betinget av ny teknologi? Disse valgene er mulige: Kommersielt tilgjengelig. - Ikke behov for teknologiutvikling, skal bruke tilgjengelig teknologi. Ikke startet. - Teknologibehovet er definert men ingen tiltak er gjort for å starte forskning/ utvikling. Under prosjektering. - Eierne er kjent med/finansierer forskning/utvikling. Under kvalifisering. - Teknologi er utviklet men ikke kvalifisert/ ikke klar til bruk. Under felttest. - Teknologien er tilgjengelig men videre bruk avhenger av resultater av pilot Annet. - Spesifiser i kommentarkolonne. Tidskritikalitet Er prosjektet tidskritisk å realisere, og i tilfelle hva slags tidskritikalitet. Disse valgene er mulige: Ikke tidskritisk. Infrastrukturbetinget. - Tidskritisk på grunn av begrenset teknisk eller økonomisk levetid av innretning eller tidsbegrenset vindu for prosess/transportkapasitet. Reservoarbetinget. - Tidskritisk på grunn av planlagt gasseksport og/eller akselerert trykkreduksjon (nedblåsing) eller forventet naturlig trykkavlasting, for eksempel ved produksjon fra tilgrensende felt (regionalt trykkfall) som kan føre til tap av ressurser. Beslutningsplan For å kunne følge modningen av prosjekt og funn ønsker myndighetene en oversikt over forventede prosjektbeslutninger i utvinningstillatelsene. Hva slags beslutning som er den neste for et prosjekt indikerer hvor langt prosjektet er kommet i utredning/evaluering. Figuren under illustrerer den beslutningsmodell som myndighetene bruker for større prosjekt og utbygginger, og som representerer noen av valgmulighetene i listen. 33 av 43

34 Årstall for beslutninger Forventet/planlagt årstall for framtidige beslutninger oppgis. Selv om for eksempel initiering av prosjektet ligger langt fram i tid skal det likevel angis et år for beste estimat. Valgt år skal være realistisk, ikke ambisjon. Beslutningsmilepæler som allerede er passert oppgis også med år. Beslutning om prosjekt initiering. (DG 0) - Tilsvarer oppstart av mulighetsstudier. Prosjektet er et potensial men evaluering er ikke igangsatt enda. Beslutning om konkretisering. (DG 1) - Tilsvarer oppstart av konseptstudier. Prosjektet er initiert og mulighetsstudier pågår. Det jobbes mot en redusert liste av konseptmuligheter. Følgende aktiviteter gjennomføres normalt i mulighetsstudiefasen fram mot en beslutning om konkretisering: o Idé- eller ressursgrunnlaget for prosjektet gjennomgås, vurderes og beskrives. o Markedet for de foreslåtte produktene vurderes. o På grunnlag av tekniske studier skisseres mulig gjennomførbare tekniske løsninger for feltutbygging, transportsystem, behandlingsanlegg o.l. o Konsekvenser for HMS vurderes. o Det utarbeides kostnadsoverslag for prosjektet som normalt vil tilfredsstille +/- 40 %. o o Sannsynlig lønnsomhet av forretningsideen dokumenteres. Det foretas en vurdering av usikkerheten ved prosjektet som omfatter ressursgrunnlag, marked, teknisk løsning, HMS, gjennomførbarhet, leverandørmarked, kostnadsoverslag og lønnsomhet. 34 av 43

35 Beslutning om videreføring. (DG 2) - Tilsvarer oppstart av forprosjektering og valg av konsept. Det utarbeides kostnadsoverslag med redusert usikkerhet. Beslutning om gjennomføring. (DG 3) - Prosjektet er i engineeringfase og endelig godkjennelse av rettighetshaverne og evt innsendelse av PUD planlegges. Årstallet vil markere når ressursene forventes å bli til reserver. Det gjelder uavhengig av om den endelige beslutningen er innsendelse av en PUD eller besluttes på annen måte. Valgt år skal være realistisk, ikke ambisjon. Selv om prosjektet er i en tidlig utredningsfase settes det inn et årstall som et beste estimat gitt visse forutsetninger. For funn/prosjekt som vil bli faset inn til et (moder)anlegg når det blir ledig kapasitet kan feltet om nødvendig stå åpent, men dette noteres i kommentarfeltet. 35 av 43

36 7. UTFYLLING AV ARKET TARIFFINNTEKTER OG TARIFFKOSTNADER Tariffinntekter og tariffkostnader skal oppgis forutsatt at de medfører en betalingsforpliktelse. Inntekter/kostnader for inneværende år og det sist avsluttede kalenderår, skal oppgis i løpende kroner. Alle framtidige inntekter/kostnader skal oppgis i faste kroner. Referanseår for faste kroner skal være inneværende kalenderår, dvs kroner. Tariffer per felt Tariffer skal tilsvare 100 % felt (ev. 100 % norsk andel). Dersom ikke alle andelshavere mottar samme tariffer/har samme tariffkostnad, må et anslag beregnes, for eksempel beregnet som operatørens tariffer / operatørens andel i interessentskapet Rapporteringsperiode Det skal som for profilsamlingene rapporteres tariffinntekter/tariffkostnader for hele prosjektets konsesjonstid, eller så lenge det forutsettes inntekter/kostnader for prosjektet (lengste periode) Tariffinntekter Tariffinntekter skal kun rapporteres for prosjekt i RK 1-2 som har slike inntekter A B C D E F G H I J K L M N O P Q R Reporting for Revised National Budget 2011 Yearly income (mill NOK) should be stated for each field etc, paying cash for services. Tariff income / rebates Field names should be selected from the drop list in row 7. Type of tariff should be selected from (million NOK) the drop list in row 8. Free text should be added in the cells in row 9. The cells are small, but will Project ID : 0 handle text limited to 256 characters. RNB Operator : Norwegian fields, etc. that pay for services in the form of money - state name of field at the top of the column. Field name : Tariff type: Free text: Year C=D+AC D=TOT(E:AB) E F G H In J K L M N O P Q R I radene 7 og 9 skal feltene som betaler for tjenester i form av penger angis. Inntektsstrømmene gis i egne kolonner. Øverst i kolonnen (rad 7) velges navnet på feltet som kjøper tjenester fra dropplisten. I rad 9 er det mulig å legge inn fritekst om ønskelig. Det er også avsatt plass til mer fritekst under tabellen. I rad 8 velges tarifftype fra dropplisten. Avgrensing Tariffinntekter skal omfatte alle betalinger for tjenester som utføres for et annet felt på eller utenfor norsk sokkel i forbindelse med behandling, transport, lagring, modulering mv. av petroleum. Tariffinntekter skal også omfatte eventuell refusjon av driftskostnader som det aktuelle prosjektet får dekket av andre som følge av inngåtte avtaler om behandling og /eller transport av petroleum. Totale tariffinntekter hentes automatisk inn i Profil 1, fra inngitte data i regnearket Tariffinntekter". Tariffkostnader Tariffkostnader finnes i profilarkene, og skal kun rapporteres for prosjekt i RK 3-4 som har slike kostnader. Tariffkostnader i RK 0-2 skal ikke rapporteres. Tariffkostnadene knyttet til prosjektene i RK 0-2 blir ivaretatt ved at feltene oppgir inntektene fra 3. parts prosessering samt at rør og terminaler oppgir anslag over sine inntekter. OD innarbeider og tilordner disse inntektene som kostnader for de aktuelle feltene som en del av sammenstillingen av tallmaterialet knyttet til Nasjonalbudsjettrapporteringen. 36 av 43

37 30 31 BI BJ BK BL BM BN For discoveries in RC3 or RC4: Please state where services are assumed to be provided Import of tariff services -JOA 6.4 part Tariff costs oil transport -JOA 6.4 part Tariff costs gas transport -JOA 6.4 part Tariffs Tariff costs processing/ treatment -JOA 6.4 part Tariff costs land-based -JOA 6.4 part Total tariff costs -JOA million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK Datatypene er delt i import av tarifftjenester, oljetransport, gasstransport, prosessering/behandling og land som blir summert for hvert prosjekt. I kommentarboksen over hver datatype skal en oppgi hvor tjenesten tenkes utført. Summeringskolonnen blir automatisk utregnet. Definisjon og avgrensing Tariffkostnad skal omfatte alle betalinger for tjenester som utføres av et annet felt på norsk sokkel i forbindelse med behandling, transport, lagring, modulering mv. av petroleum. Oljetransport - Kostnader ved oljetransport før normprispunkt. Det vil si transportkostnader som er fradragsberettiget mot petroleumskatt. Gasstransport Kostnader ved gasstransport fram til omsetningssted. Det vil si transportkostnader som er fradragsberettiget mot petroleumskatt. Prosessering/behandling Kostnader knyttet til prosessering og behandling på 3. parts innretning inkludert lagring, modulering mv. av petroleum. Det vil si prosesserings- og behandlingskostnader som er fradragsberettiget mot petroleumskatt. Land Kostnader knyttet til prosessering og behandling inkludert lagring, modulering mv. av petroleum som finner sted på terminaler på land. Det vil si prosesserings- og behandlingskostnader i landanlegg som er fradragsberettiget mot petroleumskatt. Merk at import av tarifftjenester, dvs. kostnader knyttet til bruk av transport- eller prosesseringsanlegg som geografisk eller i petroleumslovens forstand er utenfor norsk sokkelområde, men som likevel kommer til fradrag mot petroleumsskatt, fortsatt skal rapporteres som egen kolonne (BI) i profilsamlingen for det aktuelle prosjektet. Dette gjelder både for felt i RK 0-2 samt prosjekt i RK 3-4. I enkelte prosjekt kan det som et alternativ til å betale tariffer, være aktuelt å bekoste prosesserings eller transportkapasitet på 3. parts anlegg som vederlagsfritt overdras til disse. Slike investeringer skal rapporteres sammen med prosjektets øvrige investeringer. Det vises nærmere til dette i veiledningens omtale av investeringer. Tariffkostnader skal også omfatte eventuell refusjon av driftskostnader som det aktuelle prosjektet får dekket av andre som følge av inngåtte avtaler om behandling og /eller transport av petroleum. 37 av 43

38 Import av tarifftjenester omfatter for denne rapporteringen betalinger for bruk av Brae-rørledningen, britiske Frigganlegg, samt Brent olje- og gassrørledning (Flags) og eventuelle andre utenlandske innretninger. For Norpipe UK og Norsea Pipeline mottar OD beregningsgrunnlag. Tariffer til Norpipe UK og Norsea Pipeline inkluderes derfor ikke. Eventuelle tariffkostnader etter konsesjonsperioden for prosjektet kan oppgis som et anslått årlig beløp, f eks nivået før konsesjonstidens utløp. Bare norsk andel av tariffene skal rapporteres Dersom det er andre vesentlige driftskostnader utenom tariffer/refusjoner som ikke dekkes over interessentskapets/tilsv. budsjetter, må det gis opplysninger om dette. Beløp er vesentlige dersom de overstiger 50 millioner NOK per år, eller 300 mill NOK totalt de nærmeste 10 årene. Beløp må eventuelt oppgis i et eget vedlegg. 38 av 43

39 8. UTFYLLING AV ARKET MÅNEDSDATA Månedsdata for kommende år skal rapporteres i eget regneark. For alle profiler er det forventningsverdien som skal oppgis A B C D E F G Profile_1 Monthly sales oil Base estimate Monthly sales NGL Base estimate Monthly sales condensate Base estimate Saleable gas per calendar year distributed per month 40 MJ/Sm3 jan.11 feb.11 mar.11 apr.11 mai.11 jun.11 jul.11 aug.11 sep.11 okt.11 nov.11 des.11 million Sm3 million tonnes million Sm3 billion Sm3 TOTAL 0,00 0,00 0,00 0,00 39 av 43

40 9. KVALITETSSIKRING 9.1.Operatørens ansvar Den som er ansvarlig for rapporteringen hos operatøren, skal sikre: at det foreligger en fullstendig oversikt over alle prosjekt som operatøren skal rapportere at korrekt profilsamling er knyttet til de ulike prosjektene at korrekt rapportering sendes til myndighetene innen fristen gitt i oversendelsesbrevet Den som er ansvarlig for rapporteringen hos operatøren skal påse at det er konsistens mellom datatypene, og at bidrag fra hvert fagmiljø er kvalitetssikret. Kvalitet innebærer at rapporteringen er i samsvar med de krav som er satt i denne veiledningen, og i regnearket som brukes for rapportering. 9.2.Konsistenssjekker Som en del av kvalitetskontrollen av profilsamlingene er det lagt inn automatiske konsistenssjekker under profilsamlingene. I all hovedsak kontrolleres konsistens mellom tall som fylles inn ulike steder i rapporteringen. Når man får et utslag på en konsistenssjekk er det to alternativ: 1. Rette opp tallene slik at de er i samsvar med hverandre 2. Forklare årsaken til at tallene allikevel er riktig rapportert Beskrivelse av konsistenssjekkene: Sjekk 1, 3, 5 og 7: Kontrollerer at samme mengder er lagt inn i arket Månedsdata som i aktuell profilsamling for salg i Det er lagt inn en liten margin for avrunding av tall, det er viktig at det er samsvar mellom disse verdiene da de også kontrolleres mot produksjonssøknader. Sjekk 2, 4, 6 og 8: Kontrollerer at ressursene som er rapportert i profilsamlingen summeres til verdiene som er rapportert i prosjektoversikten øverst på profil-arket. Det er lagt inn en tillatt feilmargin på 2 %. Sjekk 9 og 10: Kontrollerer at summen av de ulike bidragene til henholdsvis CO 2 - og NO x -utslipp er lik totalutslippene som er rapportert. Sjekk 11 og 12: Kontrollerer at det er utslipp av henholdsvis CO 2 og NO x hvert år det rapporteres produksjon. Disse sjekkene gjelder ikke for reserver i felt som ikke har utslipp fra fakkel eller brensel, samt profilsamlinger i ressurskategori 5. Sjekk 13: Sjekker at disponeringskostnader, hvis rapportert, påløper etter produksjonsavslutning. Sjekk 14 og 15: Kontrollerer at årlig kontantstrøm og resterende nåverdi er positiv. Intensjonen er å sjekke produksjonsdata opp mot kostnadsdata for å avdekke grove feil (f. eks. enhetsfeil) i rapporteringen. Det er i den forbindelse lagt til grunn faste priser for alle petroleumsprodukter; Olje: 3500 NOK per Sm³ Gass: 2500 NOK per 1000 Sm³ NGL: 3500 NOK per tonn Lett olje/kondensat: 3500 NOK per Sm³ 40 av 43

41 I konsistenssjekk nummer 15 er det i tillegg lagt inn en forutsetning om 7 % diskonteringsrate. Det understrekes at disse forutsetningene ikke gjenspeiler myndighetenes forutsetninger ved vurdering av enkelte prosjekter, men er kun til bruk for å avdekke større feil i innrapporteringen. Sjekk 16 og 17: Kontrollerer gassbalanse for prosjekter. Sjekker at gasstrømmene inn og ut av felt balanserer. I sjekk 16 er også forbruk medregnet. Disse sjekkene gjelder ikke for reserver i felt som ikke har fakkel eller brenselbruk samt for profilsamlinger i ressurskategori 5. Sjekk 18 og 19: Kontrollerer om kommentarfelt er benyttet. Det vil være mer hensiktsmessig å føre kommentarer i tekstboksene tilrettelagt for dette, enn å kommentere ved siden av tilbakemeldingen fra konsistenssjekken. Sjekk 20: Kontrollerer at det er samsvar mellom salgsgassprofiler rapportert for kalenderår og gassår. Sjekk 21-24: Kontroll av borekostnader. Gir utslag dersom kostnader per brønn eller uallokerte brønnkostnader ligger utenfor satte terskelverdier. Sjekk 25: Kontrollerer at det er driftskostnader i den samme tidsperioden som det er rapportert inntekter. Sjekk 26: Kontrollerer at det er ført nedstengings- og disponeringskostnader på prosjekt som er i drift eller som har investeringer i nye innretninger. Kontrollen er ikke gjennomført for profilsamlinger med relativt små utvinnbare ressurser. 9.3.Regneark Cost control I dette arket skal operatørens forutsetninger for generell prisstigning fylles inn. I tillegg inneholder arket en tabell for kontroll mot utvinningstillatelsens budsjett og to grafiske konsistenssjekker som knyttes mot arket Profil_Total, som gir summene av alle profilsamlingene. Dersom rapporteringsfilen ikke inkluderer besluttede prosjekter, er det ikke behov for sammenligning av denne rapporteringen og budsjettall. Generell prisstigning skal være den satsen som er brukt når operatørens budsjett / anslag i løpende kroner regnes om til faste kroner. For eksempel, tall for 2011 gjelder generell prisstigning fra 2010 til Denne prisstigningen skal være benyttet ved konvertering av budsjett-tall i løpende kroner til referanseår i faste kroner, jf. over. Per definisjon bør det brukes samme generelle prisstigning (f eks. konsumprisindeks) for alle prosjekt en operatør rapporterer for. Det anbefales at satsen legges inn av koordinator før distribusjon internt hos den enkelte operatør. Tabellen viser innrapporterte investeringer omregnet til løpende kroner, fordelt etter Samarbeidsavtalens definisjoner. Tabellen skal derfor lett kunne sammenliknes med budsjettdokumenter i den enkelte utvinningstillatelse mv. For sammenlikning kan budsjettdata legges inn i kolonnen Investments Budget Total investments - JOA 5. Skulle det likevel være avvik mellom anslag i rapporteringen og operatørens foreslåtte budsjett forklares dette i tekstboksen merket Comments on discrepancies (if any) 41 av 43

42 Konsistenssjekkene under summerer data over alle profilsamlinger. Beregnet netto kontantstrøm og kostnader pr brønn er plottet mot år. Eventuelle profilsamlinger med data som avviker fra en definert terskelverdi vil bli listet. Eventuelle kommentarer dersom dataene likevel er korrekte, bes ført i konsistensjekktabellene for de aktuelle profilsamlingene, konsistenssjekk av 43

43 10. FEILMELDINGER Rapporteringsfilen er utviklet i Microsoft Office Excel Programmeringsspråket "Visual Basic" er benyttet til programmering av makroene. Innrapporteringsfilen skal fungere også i tidligere versjoner av Excel. Dersom det dukker opp problemer eller feilmeldinger som ikke er beskrevet her, ta kontakt med OD. Feilmelding 1) "This document was opened with Macros disabled " Dersom en ikke aktiverte makroene (trykket "Disable macros") ved åpning av innrapporteringsfilen vil følgende feilmelding komme frem: Feil! Objekter kan ikke lages ved å redigere feltkoder. Trykk "OK", lukk rapporteringsfilen og åpne filen på nytt. Trykk på "Enable Macros" når dialogboksen fremkommer. Denne feilmeldingen eller den som er vist nedenfor, vil også komme frem dersom sikkerhetsinnstillingene i Excel er satt til Høyt. For å endre sikkerhetsinnstillingene gå inn i menyen Tools / Options / Security og velg Macro security. Her velger en nivået middels. Hver gang du forsøker å åpne en Excel fil med innebyggede makroer, vil du få et spørsmål om du vil aktivisere makroene. Åpning av rapporteringsfilen uten å aktivere makroene vil føre til at flere av funksjonene i regnearkene ikke virker. Feilmelding 2) "The cell or chart you are trying to change is protected " Dersom en forsøker å lime eller taste inn data i beskyttede celler, vil følgende melding fremkomme: 43 av 43