Veiledning til utfylling av innrapporteringsfil

Transkript

1 Veiledning til utfylling av innrapporteringsfil

2

3 INNHOLDSFORTEGNELSE 1. FORMÅL MED RAPPORTERING, TIDSPLAN, MV FORMÅL MED RAPPORTERING RAPPORTERINGSFRISTER/-FORMAT MV ENDRINGER I FORHOLD TIL FJORÅRETS RAPPORTERING KVALITETSSIKRING OG OPPDATERINGER FRA OPERATØR KONTAKTPERSONER HVA SKAL RAPPORTERES? HOVEDINNDELING: FELT, FUNN, RØR MV PROSJEKT I FELT, FUNN OG RØR MV PROSJEKTLISTE RAPPORTERINGSSTRUKTUR ODS RESSURSKLASSIFISERING SPESIELLE PROBLEMSTILLINGER PRESISERING AV SKILLET MELLOM BETINGEDE RESSURSER OG RESERVER FOR TILLEGGSVOLUM I FELT RK 6 PÅ FELT OG FUNN UOPPDAGEDE RESSURSER I ELLER VED FELT OG FUNN OM INNRAPPORTERINGSFILEN REGNEARK I RAPPORTERINGSFILEN GENERELL INFORMASJON OM UTFYLLING AV INNRAPPORTERINGSFILEN UTFYLLING AV REGNEARK GENERELL INFO OG KOMMENTARER UTFYLLING AV GENERELLE OPPLYSNINGER: UTFYLLING AV RESSURSOVERSIKT UTFYLLING AV REGNEARK, PROFIL 1-15 (=PROFILSAMLINGENE) DEFINISJONER, RAPPORTERINGSKRAV OG KRAV TIL KOMMENTARER DEFINISJONER OG KRAV TIL RAPPORTERING PROFILTYPER - OVERSIKT KOMMENTARFELTER. FORKLARING AV ENDRINGER FRA FORRIGE RAPPORTERING PROSJEKTOVERSIKT 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 RAPPORTERING AV GASSNEDBLÅSNING 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) FORDELING AV ET FELTS SAMLEDE DRIFTSKOSTNADER PÅ ENKELTPROSJEKT 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

4 9 KVALITETSSIKRING OPERATØRENS ANSVAR KONSISTENSSJEKKER REGNEARK COST CONTROL FEILMELDINGER

5 1. FORMÅL MED RAPPORTERING, TIDSPLAN, MV 1.1. Formål med rapportering I henhold til petroleumsforskriften 50a skal operatørene sende inn data til revidert nasjonalbudsjett (RNB). Rapporteringen skal omfatte økonomiske selskapsdata, prosjekt, ressursvolum og prognoser for produksjon, kostnader og miljøutslipp som nærmere angitt av mottager. Hver høst skal alle operatørene rapportere inn data og prognoser knyttet til sine felt, funn, transport- og landanlegg. Rapporteringen til RNB inngår i grunnlaget for regjeringens olje- og miljøpolitikk, samt i stats- og nasjonalbudsjett. Petroleumsvirksomheten står for en høy andel av Norges bruttonasjonalprodukt og samlede eksport. Det er derfor svært viktig 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), som videreformidler til Finansdepartementet (FIN). Tallmaterialet fra prognoser og ressursregnskap inngår i en rekke analyser og ulike publikasjoner bl.a. Petroleumsressursene på norsk kontinentalsokkel og nettstedet Norsk Petroleum.no Rapporteringsfrister/-format mv. Tidsplan Operatørene skal innen 1. september ha fått tilgang til følgende: Oversendelsesbrev Rapporteringsfil Veiledning til utfylling av innrapporteringsfil for årets RNB Rapporteringsfilen kan lastes ned fra Operatørens frist for innsending av rapporteringsfiler til OD er 15. oktober. Det er viktig å påpeke at denne fristen må overholdes for at OD skal kunne holde egne frister mot OED. Veiledningen foreligger både på norsk og engelsk, mens innrapporteringsfilen kun er på engelsk. En del norske begrep brukes, men det er ikke lagt inn norske forklaringer til engelske begrep i filen. Dersom dette medfører problem, kan 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 15. desember. Rapporteringsformat Dataene skal rapporteres elektronisk i henhold til formatet gitt i innrapporteringsfilen (Microsoft Office Excel 2007). Det må ikke gjøres endringer i oppsett av regnearkene. Det må heller ikke settes inn lenker til andre regneark i filen som leveres OD. Operatørene bes følge malen for navnsetting av innrapporteringsfilene som er angitt i kolonne H i prosjektlisten. Filene skal navngis som i eksemplene vist under: "Statfjord_RNB2016.xls" - 1 -

6 "2_12_1_Mjølner_RNB2016.xls" "Gassled Område A_RNB2016.xls" Filnavn må ikke inneholde dato eller annen informasjon Endringer i forhold til fjorårets rapportering Det er endringer i årets rapportering, RNB2016, på følgende områder: Kolonnene (O,P,Q) for rapportering av akkumulert oljeproduksjon i RNB2015 utgår, og kolonnen til høyre for disse er flyttet mot venstre. Informasjonen i kolonne R i RNB2015 skal nå rapporteres i kolonne O osv. Det skal ikke lenger rapporteres akkumulerte profiler for olje og gass, kun akkumulert historie til og med I kolonne P skal de årlige estimatene for oljeproduksjon rapporteres. Lave og høye produksjonsprofiler (dersom prosjektet er i RK 1-4) rapporteres i kolonne O og Q. Det bes om usikkerhet for alle år. I kolonne U skal de årlige estimatene for tørrgassproduksjon rapporteres. Lave og høye produksjonsprofiler (dersom prosjektet er i RK 1-4) rapporteres i kolonne T og V. Det bes om usikkerhet for alle år. Operatøren kan velge en forenklet rapportering for mindre prosjekt når det gjelder driftskostnader, se omtale kapittel Kvalitetssikring og oppdateringer fra operatør. Det er svært 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. Operatøren må deretter 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 Kontaktpersoner Dersom det er spørsmål rundt rapporteringen, er kontaktpersoner i OD som følger: Område Kontaktperson Telefon e-post Generelle spørsmål Bente Jarandsen RNB2016@npd.no Overføring av data, License to Share Magnar RNB2016@npd.no (L2S) Haugvaldstad Spørsmål om innrapporteringsfilen Tom Andersen RNB2016@npd.no For hver rapporteringsfil skal operatøren oppgi navn på kontaktperson med tilhørende e-postadresse og telefonnummer

7 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. Tabell 1 Type Felt Funn Rør mv Definisjon av felt, funn og 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 skal være iht til ODs prosjektliste se kapittel 2.3 Prosjektliste. En rullegardinliste med navn er tilgjengelig i rapporteringsfilen, se kapittel 5 Utfylling av regnearket Generell info og kommentarer Prosjekt i Felt, Funn og Rør mv Felt, funn og rør mv består av ett eller flere prosjekt. Prosjekt er det grunnleggende begrep i ODs klassifisering av petroleumsmengder. Alle utvinnbare petroleumsmengder tilegnes et 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 for et felt eller funn kan for eksempel være utbyggingen av en enkel forekomst eller det kan være et tiltak på et felt. Slike prosjekt har en tilhørende petroleumsmengde med et usikkerhetsspenn (høyt, lavt og basis). Også for Rør mv brukes begrepet prosjekt. Et prosjekt for Rør mv kan f. eks, være et nytt rør eller en ny kompressor. Hvert 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. Det kan være aktuelt å fordele rapporteringen over flere profilsamlinger dersom prosjektene har ulik beslutningsframdrift. Om profilsamlinger, se kapittel 6 Utfylling av regneark, profil 1-15 (=profilsamlingene). For gjensidig utelukkende prosjekt skal bare det mest sannsynlige prosjekt rapporteres Prosjektliste OD gjør en prosjektliste tilgjengelig til hver operatør på L2S i forkant av rapportering. I prosjektlisten er det angitt hvilke prosjekt OD forventer skal innrapporteres. Listen er basert på fjorårets innrapportering. I år er det lagt til en ny kolonne (kolonne Q). Denne kolonnen skal brukes til å informere om mindre prosjekt hvor operatøren foreslår en forenklet rapportering når det gjelder driftskostnader. Kolonne H er fylt ut av OD og viser malen for navnsetting av filer som skal - 3 -

8 rapporteres. Prosjektlisten skal gjennomgås av operatøren og lastes opp på L2S med kommentarer og eventuelle forslag til endringer. Endringer kan f. eks. være endrede prosjektbetegnelser eller ressurskategori for et prosjekt, nye prosjekt eller nye funn som ikke er inkludert i prosjektlisten, eller prosjekt som skal utgå fra listen

9 3. RAPPORTERINGSSTRUKTUR 3.1. ODs ressursklassifisering Rapportering skal være i henhold til ODs ressursklassifisering som vist i tabellene under. Klassifiseringen er lik som før, men beskrivelsen er endret. Prosjekt er et grunnleggende begrep i klassifiseringen og RNB-rapporteringen. Et prosjekt kan være alt fra utbygging av et nytt felt til mindre tilleggsinvesteringer på et eksisterende felt. Prosjekter som skal rapporteres i RNB er definert i de gjeldende prosjektlistene som er utarbeidet i forkant av rapporteringen. Tabell 2 Oversikt over ressurskategorier for prosjekt og tilknyttede ressurser Kategorikode Kategorinavn Definisjon RK 0 Produsert volum Petroleum som er produsert og solgt. Kategorien omfatter mengder produsert for salg fra felt i produksjon og fra felt som er permanent nedstengt. RK 1 I produksjon Gjenværende utvinnbare, salgbare og leverbare petroleumsmengder i prosjekt som rettighetshaverne har besluttet å utvinne, og som omfattes av planer for utbygging og drift (PUD) som myndighetene har godkjent eller innvilget PUD-fritak for. Dersom produksjonen skulle være midlertidig stengt, skal petroleumsmengdene likevel fortsatt legges til denne kategorien. Petroleumsmengdene i denne kategorien (reservene) framkommer ved å subtrahere de solgte og leverte petroleumsmengder fra de opprinnelige utvinnbare petroleumsmengdene i dette/disse prosjektene. RK 2 Godkjent for utbygging og drift Utvinnbare petroleumsmengder i prosjekt som ennå ikke er satt i produksjon, men rettighetshaverne har besluttet å utvinne, og som omfattes av planer for utbygging og drift (PUD) som myndighetene har godkjent eller innvilget PUDfritak for. RK 3 Besluttet for utbygging og drift Utvinnbare, salgbare og leverbare petroleumsmengder fra prosjekt som rettighetshaverne har besluttet å utvinne men som ikke er myndighetsbehandlet i form av PUD, eller PUD-fritak. Denne kategorien inneholder også tillegg fra nye forekomster med samme beslutningsmessige status og som kan knyttes opp mot felt i RK 1 og 2. Dette omfatter også petroleumsmengder (vesentlig gass) som er holdt tilbake, men som uten betydelige investeringer kan bli solgt på et senere tidspunkt. Prosjektet skal rapporteres i denne RK når beslutning om gjennomføring (BOG / DG 3) er tatt. RK 4 I planleggingsfasen Oppdagede, utvinnbare petroleumsmengder fra prosjekt i planleggingsfasen der det pågår konkret aktivitet med sikte på å avklare hvordan prosjektet skal gjennomføres. Prosjektet skal rapporteres i denne RK når beslutning om konkretisering (BOK / DG 1) er tatt

10 Kategorikode Kategorinavn Definisjon RK 5 Utvinning er sannsynlig men uavklart Oppdagede, utvinnbare petroleumsmengder fra prosjekt hvor utvinning er sannsynlig, men uavklart. Prosjektet skal rapporteres i denne RK når det har passert beslutning om prosjektinitiering (DG 0) (oppstart av mulighetsstudier). RK 6 Utvinning er lite sannsynlig Oppdagede petroleumsmengder i prosjekt (funn) som selv på lang sikt ikke ventes å kunne utvinnes lønnsomt, samt petroleumsmengder i små, ikke-testede funn der utvinning synes lite sannsynlig. Denne kategorien inneholder petroleumsmengder som krever betydelige endringer i teknologi, priser m.v. for å kunne bli utvunnet lønnsomt, og hvor det vurderes å være utilstrekkelig sannsynlighet for at de endringer som kreves vil inntreffe. RK 7 Ikke evaluert Utvinnbare petroleumsmengder i prosjekt (funn) hvor funnevalueringsrapport ennå ikke er levert myndighetene og som derfor bare har et foreløpig ressursestimat samt funn som ikke er modnet nok til å klassifiseres i RK 5, men heller ikke er opplagte kandidater for RK 6. Omfatter også utvinnbare petroleumsmengder i felt og funn som har ressurser i kategoriene 1, 2, 3, 4 eller 5 og som eventuelt kan utvinnes ved hjelp av nye prosjekt med utvinningsteknikker utover det som regnes som konvensjonelle metoder, eller ved hjelp av kjente metoder som det ennå ikke foreligger grunnlag for å anvende. Prosjekt flyttes ut av denne RK når beslutning om prosjekt initiering (DG 0) tas, eller prosjektet skrinlegges. RK 8 Prospekter Uoppdagede, antatt utvinnbare petroleumsmengder i kartlagte prospekter som ennå ikke er påvist ved boring. Det er anslått en sannsynlighet for å påvise petroleumsmengder ved boring. Ved aggregering skal risikoveiede estimater benyttes, dvs slik at de gjenspeiler estimerte mengder multiplisert med funnsannsynligheten for hvert av prospektene. RK 9 Ikke-kartlagte ressurser Uoppdagede, antatt utvinnbare petroleumsmengder knyttet til prospektmuligheter eller til letemodeller. Det er usikkert om petroleumsmengdene vil bli påvist ved boring, og i så fall om de antatte petroleumsmengdene er til stede. Ressursestimatene gjenspeiler estimerte volumer multiplisert med funnsannsynligheten. Funnsannsynligheten skal oppgis

11 Tabell 3 Oversikt over prosjektkategorier Definisjon Petroleum fra første utbyggingsprosjekt av en petroleumsforekomst Petroleum som utvinnes med et prosjekt for å optimalisere (øke) utvinningen fra en forekomst Forklaring Utvinnbare petroleumsmengder gis betegnelsen First (F) når disse er knyttet til gjeldende anslag av første utbyggingsprosjekt eller antatt utvinnbare mengder fra prosjekt som ennå ikke er besluttet for utvinning. First (F) brukes for prosjekter i RK 2,3,4,5 og 7. Prosjekt med tilleggsressurser som følge av inkludering av nye forekomster skal også klassifiseres som First (F). Prosjektene vil være omfattet av PUD eller fritak fra PUD. Petroleumsmengden som betegnes Additional (A) benyttes for utvinnbare petroleumsmengder knyttet til prosjekt for forbedret utnyttelse av tilstedeværende mengder i forekomster i produksjon eller klassifisert med First (F). Additional (A) kan brukes i RK 2,3,4,5 og 7. 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. Tabell 4 Oversikt over usikkerhetskategorier Prosjektkategori F A Usikkerhetskategori Lavt estimat Basis estimat Høyt estimat Definisjon Konservativt estimat av petroleumsmengde som antas å ville bli utvunnet fra et prosjekt. Beste estimat av petroleumsmengde som antas å ville bli utvunnet fra et prosjekt. Optimistisk estimat av petroleumsmengde som antas å ville bli utvunnet fra et prosjekt. Forklaring Det lave estimatet skal være lavere enn basisestimatet. Det skal oppgis sannsynlighet for å kunne utvinne det oppgitte estimatet eller mer (f eks P90). I forhold til basisestimatet bør det lave estimatet være et uttrykk for mulige negative endringer med hensyn til kartlegging av reservoaret, reservoarparametere eller utvinningsgrad. Det vil være minst 90 % sannsynlighet for at utvinnbar mengde er lik eller høyere enn det lave estimatet. Basisestimatet gjenspeiler den gjeldende forståelsen av reservoarets utbredelse, egenskaper og forventet utvinningsgrad. Basisestimatet vil være beregnet deterministisk eller stokastisk. Er basisestimatet beregnet ved hjelp av stokastisk metode, bør basisestimatet tilsvare forventningsverdien (eng: mean). Det høye estimatet skal være høyere enn basisestimatet. Det skal oppgis sannsynlighet for å kunne utvinne det oppgitte estimatet eller mer (f eks P10). I forhold til basisestimatet skal det høye estimatet være et uttrykk for mulige positive endringer med hensyn til kartlegging av reservoaret, reservoarparametere eller utvinningsgrad. Det vil være minst 10 % sannsynlighet for at utvinnbar mengde er lik eller høyere enn det høye estimatet. Under følger en kort beskrivelse av hovedgruppene av ressurskategoriene (RK) som er historisk produksjon, reserver, betingede ressurser og uoppdagede ressurser. Historisk produksjon RK 0 omfatter petroleumsmengder som er produsert (solgt og levert)

12 Reserver Reserver omfatter gjenværende utvinnbare, salgbare petroleumsressurser i RK 1-3. Betegnelsen RK 0+1 er opprettet for å vise de estimerte opprinnelige utvinnbare mengder i et prosjekt basert på dagens oppfatning av størrelsen på de enda ikke produserte mengdene. Solgte og leverte mengder er inkludert. Petroleumsmengder i prosjekt som er i produksjon skal rapporteres i RK 0+1. Betingede ressurser RK 4, 5, 6 og 7 representerer påviste utvinnbare petroleumsmengder i prosjekt som ennå ikke er besluttet for utvinning. 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. Referansetidspunkt 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 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). Merk at i innrapporteringen for utvinningsprosjekt skal både tilstedeværende og utvinnbare mengder rapporteres. Det skal oppgis lavt, basis og høyt estimat for petroleumsmengdene. For prosjekt med attributt A, jfr. tabellen over, skal det ikke oppgis tilstedeværende mengder. Når det gjelder prosjekt knyttet til rør og landanlegg, klassifiseres disse i ODs innrapportering i henhold til beslutningsstatus (planlagt, besluttet, godkjent osv.) på lignende måte som utvinnbare mengder klassifiseres

13 3.2. Spesielle problemstillinger Presisering av skillet mellom betingede ressurser og reserver for tilleggsvolum i felt Prosjekt med tilleggsvolumer må klassifiseres enten som reserver eller betingede ressurser. Følgende kriterier skal legges til grunn for å kunne klassifisere prosjekt som reserver: 1. Prosjektet anses som normal optimalisering innenfor allerede godkjente planer, dvs: Bedre reservoarstyring Bedre sveip (sweep) Brønnvedlikehold/rekompletteringer 4D seismikk Robustgjøring av produksjonsanlegg/fjerning av flaskehalser 2. Brønnprosjekt som overveiende sannsynlig vil bli gjennomført, hvor vilkårene nedenfor er oppfylt: Brønner som vil bli boret fra et tilgjengelig boreanlegg Brønner som vil bli boret med tilgjengelig teknologi Brønner som er en del av en langtidsplan for framtidig aktivitet innen godkjente dreneringsområder Gjennomføringssannsynligheten skal ta hensyn til: Økonomi av boremål basert på forventet produksjon og alle kostnader knyttet til boring og vedlikehold av boreanlegg Teknisk gjennomførbarhet av boring med hensyn til uttømt reservoar, forkastninger, bergmekaniske problemer, komplekse reservoar og brønnintegritet Tilgjengelighet av boreanlegg uten ekstra stor tilleggs investering. Ved investering i nytt boreanlegg bør tidspunktet for når det nye anlegget skal være ferdig tas i betraktning. Tilgjengelighet av infrastruktur som brønnslisser og stigerør Mengder fra alle prosjekt med brønner som er nevnt over, skal rapporteres som reserver i ressurskategori 0+1, 2 eller 3. Dersom operatøren ønsker det, kan brønnprosjekt 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: Gjenværende mengder fra prosjekt med brønner som kan rapporteres som reserver Brønnprosjekt som planlegges boret, men som ikke oppfyller kriteriene ovenfor vil ha knyttet til seg petroleumsmengder som klassifiseres som betingede ressurser i ressurskategori 4, 5, 6 eller 7. Eksempler på andre prosjekt med betingede ressurser på felt vil være: Ikke besluttede utvinningsmetoder eller signifikant utvidelse av eksisterende utvinningsmetoder som vil gi ekstra volum og økt utvinningsfaktor ved gjennomføring (RKattributt A), eller Segment/ deler av reservoaret som ikke er i produksjon eller PUD-godkjent i dag, og som vil gi økt STOOIP/GIIP (RK-attributt F), eller Omlegging til ny driftsform, ny eller modifisert innretning som vil gi høyere/akselerert produksjon og ev. lavere kostnader

14 Prosjekt som vil gi vesentlig forlenget levetid for feltet I alle tilfeller stilles det krav til at prosjektet må gjennom en definert beslutningsprosess med milepæler/»decision gates» og at det knyttes kostnader til prosjektet RK 6 på felt og funn 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. Tiltak for økt utvinning på felt (attributt A) som har blitt evaluert og funnet uøkonomisk, skal ikke rapporteres i RK 6. Hvis ressursene kan realiseres med andre tiltak senere, skal de inkluderes i RK 7A Uoppdagede ressurser i eller ved felt og funn Uoppdagede, utvinnbare ressurser i eller ved felt og funn vil enten omfatte prospekter, eller uborede segmenter av feltet/funnet, som av ulike årsaker ikke blir definert som et eget 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 helt eller delvis innenfor eget 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 av samme operatør 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 OD, kategoriseres annerledes

15 4. OM INNRAPPORTERINGSFILEN Rapporteringsfilen er utarbeidet i Microsoft Office Excel Filen har flere innebygde makroer. Det utføres mange beregninger og gjenbruk av informasjon på tvers av arkene i filen. Videre leses informasjonen inn i databaser. Det må ikke foretas endringer i oppsettet av regnearkene. Det skal kun legges inn 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 og annen validering av data. 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 Regneark i rapporteringsfilen Tabellen under gir en oversikt over ark i rapporteringsfilen. Navn på ark i filen Formål Kommentar Innledning Informasjon til utfyller Ingen data legges inn her Generell info og kommentarer Ressursestimat for RK 6-8 rapporteres her. 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 andres Brukes ikke for Funn. bruk av innretning Cost Control Kvalitetssikring Noen få data / kommentarer legges inn Profilsamlinger (Profil_1, _2, _15) Prosjekt i RK 0, 0+1, 2, 3, 4 og 5 rapporteres i profilene. Profil_Total Årlige data, ressursinformasjon og informasjon om ikke besluttede prosjekt og produksjonsstart ( Prosjektattributter ) Konsistenskontroller Sum av alle Profilsamlinger Total oversikt feltrapportering Arkene kan åpnes fra Generell info og kommentarer, må ikke slettes. Ingen data legges inn her. Må åpnes av den som rapporterer. Månedsdata Månedlige verdier for neste kalenderår Ressursoversikt Oppsummering av data fra arkene Ingen data legges inn her. Generell info og kommentarer samt Profilsamlinger Gassco-> Supplere Gassco med informasjon Dette er kun forsiden til Gasscorapporteringen. Øvrige regneark åpnes fra dette regnearket. Se egen veiledning fra Gassco

16 Operatørene bes fylle ut kommentarfeltene i de ulike arkene i rapporteringsfilen. Dette er viktig både for å forstå endringer i prognoser per prosjekt og for sokkelen totalt. Det er også til stor hjelp i kvalitetskontrollen av datasettene. Når det gjelder funn i RK 4 og 5, bes operatøren benytte den generelle kommentarboksen for kort å beskrive rapportert konsept. 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. Celler som er fargelagt, skal ikke fylles ut av operatøren. Grå og lysgule celler inneholder enten opplysninger hentet fra annet sted i rapporteringsfilen, eller data som blir beregnet av innlagte data. Noen celler blir farget grå avhengig av ressurskategori eller prosjekttype 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. 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 heller å lime inn mindre datamengder om gangen. 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

17 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 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 også 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. 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, dvs. si høyt, lavt og basis estimat (forventningsverdi). Opplysninger om spredningen, dvs. sannsynlighet for at utfallet er større eller lik lav/høy verdi, skal oppgis øverst til høyre i tabellen

18 A B C D E F G H I J K L M N O P ) Resource overview Low (%) Base High (%) Risk distribution. State probability that the outcome will be 21 greater than or equal to the low/high value: 22 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 in the "Resource Overview" spreadsheet 2a) Originally in place: Resource Overview Name of deposit Discovery well for Description Oil Associated liquid (NGL/condensate) Associated gas Free gas (Select from list or enter deposit of new) (Select from list) deposit (million Sm 3 ) (million Sm 3 ) (billion Sm 3 ) Low Base High Low Base High Low Base High Low Base High Total : 0,0 0,0 0,0 0,0 (billion Sm 3 ) Utvinnbare ressurser skal oppgis for alle funn og felt. Ressursene splittes i salgsproduktene olje, NGL, kondensat og gass. For alle felt og funn skal det rapporteres høyt, basis (forventningsverdi) og lavt estimat for utvinnbare ressurser, se kapittel 6.3 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. 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. Salgsproduktene olje, NGL og kondensat skal i størst mulig grad rapporteres slik de senere vil bli rapportert til OD i de faste månedlige rapporteringer. Her kan det imidlertid forekomme avvik i tallene dersom prognosene representerer salg fra flere ulike felt samtidig. At ressursene skal oppgis som salgsprodukter innebærer at assosiert væske fra gassfelt skal rapporteres som olje dersom det blir solgt som olje. I tilfeller hvor produkter leveres til andre felt som betaling for tjenester utført skal volumet kun synliggjøres i ressursoversikten og ikke i profilene. 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 basisestimater for 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_10 View Profil_11 View Profil_12 View Profil_13 View Profil_14 View Profil_15 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

19 Utvinnbare ressurser RK 6 og 7: For prosjekt 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 RK 7 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. 60 A B C D E F G H I J K L M N O P Q R S Recoverable resources in Categories 6 and 7 61 Year for the decision to initialize (feasibility studies) Oil (million Sm 3 ) NGL (million tonnes) Gas (net deliverable) (billion Sm 3 ) Condensate (million Sm 3 ) DG0 Name of Resource Category project Resource Category Attribute 1 Serial Number Deposit (yyyy) Low Base High Low Base High 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. 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 inn 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 A B C D E F G H I J K L M N O Recoverable resources in Resource Category 8 Resource estimates (risked) all prospects: Oil (million Sm 3 ) NGL (million tonnes) Condensate (million Sm 3 ) Gas (billion Sm 3 ) Low Base High Low Base High Low Base High Name of prospects included in the resource estimate: Number of mapped prospects that can be linked to the field: Number of prospects drilled in 2014 Name of prospects drilled in 2014 Resource growth from exploration in 2014 (million Sm 3 oe) Number of prospects drilled in 2015 Name of prospects drilled in 2015 Resource growth from exploration in 2015 (million Sm 3 oe) Number of prospects planned for drilling in 2016 Name of prospects planned to be drilled in 2016 Expected resource growth from exploration in 2016 (risked) (million Sm 3 oe) Number of planned exploration wells to be drilled from mobile facilities in 2016: Number of planned prospects for drilling in the period Expected resource growth (risked) for the period (million Sm 3 oe) Number of planned exploration wells to be drilled from mobile facilities : 101 Comments: 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

20 6. UTFYLLING AV REGNEARK, PROFIL 1-15 (=PROFILSAMLINGENE) 6.1. Definisjoner, rapporteringskrav og krav til kommentarer Definisjoner og krav til rapportering Profil: Alle årlige eller månedlige data under en overskrift (dvs. kolonne) i et regneark, kalles en Profil. Profilsamling: Alle data i regnearkene, profil_1, profil_2 osv, kalles en Profilsamling. Tidshorisont: Vi ber om at operatøren rapporterer komplette profiler for prosjektene. Dette inkluderer blant annet antatt lønnsom drift ut over konsesjonsperiodens utløp. Relevante kolonner for kostnader og utslipp som følge av produksjonen fylles ut. Der lønnsomhet er avhengig av andre prosjekt skal dette angis i kommentarfeltet. 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. Kostnader: Rapporterte driftskostnader bør i størst mulig grad være fordelt på de ulike kostnadskomponentene og samsvare med driftsperioden. For prosjekt i RK 0-3 bør innrapporteringen til RNB være i samsvar med foreslått lisensbudsjett per Ved avvik mellom rapportert anslag og operatørs foreslåtte budsjett skal dette 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 2016 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 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

21 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. Hvis en kjøper gass for injeksjon, skal kildefeltet oppgis i informasjonscellen Please name sources of gas purchase. Videre skal kommentarboksene benyttes for å forklare vesentlige endringer i forhold til forrige RNBrapportering dvs: Endringer i ressursanslag på mer enn 5 %. Endringer i ett (eller flere) år i den neste tiårsperioden som er større enn 10 % eller mer enn 1 mill Sm 3 o.e. Endringer i framtidige totalinvesteringer på mer enn 5 %. Endringer på mer enn 500 mill NOK et enkelt år. Endringer i samlede driftskostnader på mer enn 300 mill NOK per år. For Disponeringskostnader og Andre inntekter anses endringer i totalanslaget på over 300 mill NOK også som vesentlig. Kommentarboksene kan benyttes til å forklare større variasjoner i tallseriene ved årets innrapportering. For prosjekt som er rapportert med driftskostnader i basisprofil, benyttes kommentarboksen i dette profilarket til avviksforklaring. For øvrige prosjekt gis avviksforklaringen i kommentarboksen i profilarket, ref. kapittel Prosjektoversikt Tabellen øverst i hvert profilark skal fylles ut med informasjon om prosjektene som inngår i profilsamlingen; prosjektnavn, ressurskategori og løpenummer som angitt i prosjektlistene. Utvinnbare mengder skal oppgis med usikkerhet basert på reservoarusikkerhet. For felt og funn skal det angis hvilke forekomster utvinningen kommer fra. Nedtrekkslistene henter informasjon fra tabell 2a i Generell info og kommentarer. Profil_01 Hide Profil_1 0 Project overview incl. recoverable resources RNB2016 Gas resources/reserves shall be stated with actual gross calorific value excluding fuel and flare gas. Category Oil (million Sm 3 ) NGL (million tonnes) Gas (net deliverable) (billion Sm 3 ) Condensate (million Sm 3 ) Name of project Category Serial Attribute 1 Number Low Base High Low Base High Low Base High Low Base High Deposits (choose from drop-down menu) I hvert profilark kan flere prosjekt med samme ressurskategori inkluderes. Prosjektene som rapporteres samlet, bør ha en viss sammenheng når det gjelder prosjekttype og beslutningsløp. Større prosjekt, hvor det skal leveres PUD eller søknad om PUD-fritak, skal rapporteres i eget profilark. Videre skal det for prosjekt i ressurskategoriene 3, 4 og 5 fylles ut informasjon ( prosjektattributter ) om prosjektene, dette er beskrevet i kapittel 6.9 Prosjektatributter

22 6.3. 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 i forbindelse med månedlig produksjonsrapportering. 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) CO₂ -injeksjon (mrd Sm³) Profiler for salg av olje, NGL og kondensat. Det bes om rapportering av salgsprodukt. Merk at dersom kondensat selges som olje, skal det rapporteres som olje. Dersom en forekomst er planlagt bygd ut til et felt som har olje som salgsprodukt, skal salgsprofilen være olje. Negative rater kan forekomme for enkelte år, for eksempel kan en profil for et prosjekt som innebærer akselerering av oljeproduksjonen ved injeksjon av gass, gi negative gassrater enkelte år. For olje skal det rapporteres årlige basis estimater med usikkerhetsanslag dersom prosjektet er i RK 1-4. For NGL og kondensat skal kun årlige basisestimater rapporteres. Oljeprofilene i RK 1-4 skal rapporteres med årlige basisestimater og tilhørende årlige høye og lave estimater. De høye og lave estimatene skal beskrive utfallsrommet for det aktuelle kalenderåret inkludert både generell reservoarusikkerhet og operasjonell usikkerhet. Operasjonell usikkerhet skal reflektere framdriften i brønnboring, produktiviteten til brønnene, produksjonskapasitet i prosessanlegg etc. Summen av lave estimater for årlig produksjon vil normalt være lavere enn det lave estimatet for ressursanslaget (kapittel 6.2) da usikkerhet i årlig volum skal inkludere usikkerheter som ikke korreleres fra år til år (for eksempel regularitet). Det er samtidig liten sannsynlighet for at det lave estimatet skal inntreffe alle år. Tilsvarende vil summen av årlige høye estimater normalt bli høyere enn det høye estimatet i ressursoversikten. Årlige lave og høye estimater skal ha samme oppstartsår som basisprofilen. Usikkerheten i oppstartstidspunktet gis i et separat felt i regnearket rett over profilene ved å oppgi et tidlig, forventet og sent tidspunkt. I kommentarene må det oppgis hvilke faktorer som har størst innvirkning på usikkerheten de nærmeste fem årene (reservoaret, borefremdrift, kapasiteter etc.) samt eventuelle andre viktige forutsetninger. Det kan også gis referanser til annen dokumentasjon

23 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 n regnes fra år n til år n+1. Dersom konvertering mellom gassår og kalenderår er problematisk, ta kontakt med OD. Vi samarbeider med Gassco om rapportering, derfor er kopi av skjema som operatører bruker til rapportering til Gasscos 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 tilsvarende 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: For tørrgass skal det rapporteres årlige høye og lave estimater som beskriver utfallsrommet for det aktuelle kalenderåret for prosjekter i RK 1-4. Det legges til grunn samme prinsipper som for olje (se kapittel 6.3.2)

24 Rapportering av gassnedblåsning Nedblåsning av gasskapper på feltene skal rapporteres med en egen profilsamling. Dette vil gjelde prosjekt som beskriver endring i produksjonsstrategi for gass (kompresjon, nedblåsning med mer). Bakgrunnen for dette er at det er knyttet usikkerhet til når disse prosjektene vil starte. Det er derfor ønskelig med en separat profil slik at dette tas hensyn til når ODs aggregerte prognose skal utarbeides. Konsekvensen er at nedblåsningsprosjekt som er inkludert i RK 0+1, og som tidligere har blitt rapportert sammen med hovedprofilen, må rapporteres separat. For disse prosjektene er det ønskelig å få rapportert gass med tilhørende væskeprofiler samt investeringsprofilene i en egen profilsamling. Driftskostnader og miljøprofiler kan fortsatt rapporteres på hovedprosjektet, med mindre prosjektet innebærer nytt kraftgenererende utstyr Kostnader og inntekter rapporteringsformat / Samarbeidsavtalen og unntak Samarbeidsavtalen som er et vedlegg til Utvinningstillatelsen, spesifiserer hvilke kostnadstyper lisensene er pliktig til å rapportere i sine budsjetter, arbeidsprogram mv. Samarbeidsavtalen består av i alt 9 hovedposter med underposter (og under-underposter). Innrapporteringen til OD skal i hovedsak være i overensstemmelse med poststrukturen i Samarbeidsavtalen. I noen tilfeller ber OD imidlertid om en mer detaljert rapportering enn hva som er tilfelle i Samarbeidsavtalen. I andre tilfeller bes operatører rapportere inn mer aggregerte tall. Dette gjelder både investerings- og driftskostnader 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. For nærmere definisjon av hva som inngår i Konseptstudier, vises til samarbeidsavtalen. AB AC AD AE 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 utover tariffinntekter skal føres i kolonne AC under andre inntekter

25 Generell prisstigning Generell prisstigning er operatørens generelle forutsetning ved omregning mellom løpende og faste kroner. Tall for 2016 gjelder generell prisstigning fra 2015 til Denne prisstigningen skal være benyttet ved konvertering av budsjett-tall i løpende kroner til referanseår i faste kroner, jfr. over. Per definisjon bør det brukes samme generelle prisstigning (f eks. konsumprisindeks) for alle prosjekt en operatør rapporterer for. Generell prisstigning skal legges inn i regnearket Cost control og ikke i den enkelte profil (1-15) Investeringer (Samarbeidsavtalens post 5) Investeringer starter når beslutning om gjennomføring av et utbyggingsprosjekt er fattet. Når det gjelder investeringskostnader skiller innrapporteringen til RNB seg på enkelte punkter fra Samarbeidsavtalens struktur:samarbeidsavtalen. Tabellen under viser hvor dette gjør seg gjeldende. Samarbeidsavtalens struktur : RNBs struktur : 5.1 Utbyggingsinvesteringer Utbyggingsinvesteringer rapporteres separat for: - Undervannsanlegg - Flytende innretninger - Bunnfaste innretninger - Rørledninger og landanlegg - Andre utbyggingsinvesteringer 5.2 Driftsinvesteringer Driftsinvesteringer 5.3 Produksjonsboring Utvinningsboring rapporteres separat for: - Nye brønner fra flyttbar boreinnretning - Nye brønner fra fast boreinnretning - Borekostnad ikke fordelt på brønn Tabellen under viser rapporteringskrav for utbyggings- og driftsinvesteringer, jfr postene 5.1 og 5.2 i Samarbeidsavtalen AF AG AH AI AJ AK AL AM AN AO AP AQ AR AS AT Investments in new subsea facilities -JOA 5.1 part Investments in new floating facilities -JOA 5.1 part Investments in new fixed facilities -JOA 5.1 part Other Development investments -JOA 5.1 part Operating investments (modifications) -JOA 5.2 Total investments in facilities -JOA Dev. wells from permanently placed drilling facilities Investments Dev. wells from mobile drilling facilities Investments in dev. wells from permanently placed drilling facilities -JOA 5.3 part Investments in dev. wells from mobile drilling facilities -JOA 5.3 part Investments related to production drilling not distributed by well -JOA 5.3 part 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 Quantity Quantity million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK

26 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: Havbunnsanlegg Flytende innretninger Bunnfaste innretninger (unntatt havbunnsanlegg/rørledninger) Rørledninger og landanlegg Andre utbyggingsinvesteringer Andre utbyggingsinvesteringer er en sekkepost som inkluderer øvrige utbyggingsinvesteringer. For prosjekt i RK 3-5 skal det være samsvar mellom utbyggingsinvesteringer og utbyggingsløsning rapportert i prosjektattributt området. Følgende definisjoner gjelder: Havbunnsanlegg er anlegg på havbunnen. De skal rapporteres eksklusive rørledninger. Flytende innretninger omfatter alle innretninger som ikke står på havbunnen, for eksempel halvt nedsenkbare plattformer (semi submersibles), strekkstagsplattformer (TLP), produksjonsskip og andre flytende innretninger. I tvilstilfeller, kontakt OD. Bunnfaste innretninger omfatter alle innretninger som står på havbunnen (eksklusiv havbunnsanlegg og rørledninger), og som stikker opp over havoverflaten, Som bunnfast innretning regnes også flyttbare innretninger som i løpet av feltes levetid ikke (lett kan) flyttes (eksempelvis jack-up). 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 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. 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 inkluderes i investeringsanslaget. Andre utbyggingsinvesteringer omfatter utbyggingsinvesteringer som det ikke er naturlig å inkludere i de andre kategoriene, herunder spesielle ombygginger eller tilleggsutstyr på eksisterende innretninger Driftsinvesteringer (post 5.2) Samarbeidsavtalen spesifiserer hva som defineres som driftsinvesteringer i post

27 Utvinningsbrønner (post 5.3) Investeringer og antall brønner Utvinningsbrønner (post 5.3) I rapportering av utvinningsbrønner skal det skilles mellom brønner som bores fra faste og flyttbare innretninger. OD bruker begrepet Utvinningsbrønner om Produksjonsbrønner og Utvinningsboring om Produksjonsboring. Tabellen under viser rapporteringskrav for investeringer i utvinningsbrønner, jfr. post 5.3 i Samarbeidsavtalen. AL AM AN AO AP Dev. wells from mobile drilling facilities Dev. wells from permanently placed drilling facilities Investments in dev. wells from permanently placed drilling facilities -JOA 5.3 part Investments in dev. 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 For nærmere omtale av rapporteringskravene her, vises til Samarbeidsavtalen. Merk at 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 skal rapporteres: Som nye brønner inkluderes alle brønnbaner som får egen betegnelse i henhold til Oljedirektoratets regler for navngiving av brønner og brønnbaner. Brønner - Betegnelser og klassifisering (kun engelsk). Følgelig skal f. eks. sidesteg og hver gren i en flergrensbrønn telle som en egen brønnbane. Brønner og brønnbaner inkluderes uansett utvinningsformål (produksjon, injeksjon, observasjon og deponi). Når det gjelder piloter og observasjonsbrønner boret som et ledd i å etablere en velfungerende brønnbane, skal disse imidlertid ikke rapporteres under antall utvinningsbrønner. Ved beregning av gjennomsnittskostnad vil en da få kostnad per velfungerende brønnbane. Merk at letebrønner, dvs. undersøkelses- og avgrensningsbrønner, ikke skal rapporteres. Det skal rapporteres antall utvinningsbrønner fra flyttbar og fra bunnfast boreinnretning. Følgende definisjoner gjelder: Med flyttbar boreinnretning menes boreinnretning som er ment til bruk på flere felt

28 Med faste boreinnretninger mens boreinnretninger som er permanent plassert på innretninger med prosesseringsanlegg (f.eks. Volve) og boreinnretninger som er fysisk flyttbare, men som ikke er ment til bruk på flere felt. Dvs. at brønner fra flytende innretninger som Njord og Visund regnes som boret fra fast boreinnretning. Avgrensningen mellom fast og flyttbar boreinnretning går således ikke på om produksjonsinnretningen er fysisk flyttbar eller ikke. Brønninvesteringer Investeringer knyttet til utvinningsbrønner skal rapporteres. Antall brønner boret fra faste og flyttbare boreinnretninger skal per år korrespondere med kostnader knyttet til utvinningsbrønner. Antall brønner kan rapporteres som desimaltall (f. eks. 3,2) dersom brønnene ikke ferdigbores innenfor kalenderåret. Som et bidrag til kvalitetssikring genereres et plott i regnearket Cost Control som viser kostnad per brønn for hvert år, fordelt på type boreinnretning. Data er hentet fra Profil_Total. 6.5 Driftskostnader (Samarbeidsavtalens post 6) Innrapporteringen til RNB når det gjelder driftskostnader skiller seg på enkelte punkter fra Samarbeidsavtalens struktur: Samarbeidsavtalen. Tabellen under viser hvor dette gjør seg gjeldende. Samarbeidsavtalens struktur : RNB struktur : 6.1 Driftsforberedelser Driftsforberedelser 6.2 Driftskostnader og støtteaktiviteter Drift (ordinære driftskostnader) Ordinære driftskostnader Vedlikehold Vedlikehold Brønnvedlikehold Brønnvedlikehold Modifikasjoner Modifikasjoner Undervannsoperasjoner og vedlikehold Undervannsoperasjoner og vedl Plattformtjenester Plattformtjenester Administrasjon Administrasjon HMS HMS Reservoarstyring og utvikling Reservoarstyring og utvikling Forretningsutvikling Forretningsutvikling 6.3 Logistikk Marine operasjoner Lufttransport Forsyningsbaser Logistikk Beredskap 6.4 Tariff kostnader Andre driftskostnader ( del av post 6.5 ) 6.5 Andre driftskostnader Kjøp av gass ( del av post 6.5) Rapporteringskrav for Driftskostnader i RNB er som vist under. For nærmere forklaring av de ulike kostnadskomponentene vises det til Samarbeidsavtalen

29 33 AU AV AW AX AY AZ BA BB BC BD BE BF BG BH BI BJ BK Operating costs Operational Ordinary Maintenance Well Modifications Subsea Platform Administration HSE Reservoir Business Other Total Logistics costs- Other operating Cost purchase Total operating preparations operating costs excl. wells maintenance -JOA operations and services -JOA JOA management development operational operations and JOA 6.3 costs of gas costs, incl. -JOA 6.1 -JOA JOA JOA maintenance -JOA and -JOA support support -JOA 6.5 part -JOA 6.5 part operations -JOA development -JOA preparation -JOA Total AV-BE excl. Tariffs -JOA 6.2 -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 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". 6.6 Fordeling av et felts samlede driftskostnader på enkeltprosjekt Prosjekt som medfører vesentlige endringer i driftskostnadene kan ikke rapportere disse i basisprofilen. Eksempler på dette er: Nye innretninger, nytt kostnadskrevende utstyr/-dreneringsstrategi og kostnadsreduksjonsprosjekt. Det er ikke nødvendig å rapportere egne driftskostnader for et prosjekt på felt dersom det ikke forventes vesentlige endringer i driftskostnadene på innretningen. Eksempler på dette er: Brønner/brønnarbeid, optimaliseringer innen reservoarstyring, oppgraderinger mv. Dersom noen av disse prosjektene gir forlenget levetid, må de totale driftskostnadene på feltene også forlenges. 6.7 Nedstengning og fjerning (post 8), Generelle kostnader (post 9) Tabellen under viser rapporteringskrav for Andre kostnader, jfr. postene 8 og 9 i Samarbeidsavtalen. 33 BT BU BV BW BX 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

30 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: Eksempel: Tabellen til venstre viser prosjekt i RK 1 for et felt. Tabellen til høgre viser et tilleggsprosjekt, RK 5, for et felt som kan forlenge levetiden og dermed utsette nedstengings- og disponeringskostnadene. Year Other costs Other costs Shut-down costs -JOA 8.1 Final disposal (removal) -JOA 8.2 Year Shut-down costs -JOA 8.1 Final disposal (removal) -JOA 8.2 million NOK million NOK million NOK million NOK Kst_Nedstegning Kst_Disp Kst_Nedstegning Kst_Disp 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 og 5 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. 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 og 5 benyttes et annet prinsipp. Miljøutslipp samt forutsetninger for disse, rapporteres på det aktuelle feltet/funnet. Faktiske utslippsmengder som følge av utbyggingen, skal rapporteres. Også hvilket eksisterende felt som forutsettes benyttet, skal fremgå i kommentarfeltet. Grensefeltene/funnene som i sin helhet har innretningen plassert på norsk sokkel, skal rapportere utslipp

31 30 31 BY BZ CA CB CC CD CE CF 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 m 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 naturgass 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 er den mengde CO 2-gass 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

32 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 og 5 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, ønsker OD at dette gjøres. 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 innretningsspesifikke. Utslipp knyttet til lagring og lasting av olje/ngl/kondensat skal rapporteres i henhold til besluttede tiltak eller slik operatøren har planlagt (der endelig beslutning ennå ikke foreligger) for å oppfylle pålegg om gjenvinning av nmvoc fra Miljødirektoratet. 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

33 Det er viktig at man i planleggingen 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 DB. Prognoser for maksimal belastning/effektuttak i MW som forventes å inntreffe for hvert år rapporteres i kolonne DC. 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 AB AC AD AE AF AG AH AI AJ AK AL AM Project attributes required for all projects in RC 3, 4 and 5 - fields and discoveries Project type: Chose from pull-down menu. Development solution: Complete when the category Utbygg under the attribute Project type is chosen Need for new power generation: Indicate how the project will get supply of power Project stopper: Most important cause for the project not being realized or suffering significant delay. Technology usage: Is the project based on conventional methods or will new technology be used or developed? Technology areas: Within which areas will new technology be used or developed? Technology status: What is the status as regards technological development for projects which are conditional upon new technology? Time criticality: Is the realisation of the project timecritical, and, if so, what kind of time-criticality? Year for the decision to initialize (feasibility studies) DG0 Year for the decision to concretize (concept studies) DG1 Year for the decision to continuation (concept choice, preliminary engineering phase) DG2 Year for the decision to implement (detailed engineering PDO if relevant) DG3 (yyyy) (yyyy) (yyyy) (yyyy) 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 o Økt utvinning gjennom avansert metoder FAWAG / GEL / CO2, mikrobielt etc

34 o Nedblåsing; tilleggsvolumer fra endret dreneringsstrategi gjennom trykkavlasting av reservoaret. Brønn Dette inkluderer: o 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. 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 Annet Ny innretning på eksisterende felt, eller ny rørledning for olje eller gass. 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: Ny selvstendig flytende produksjonsinnretning. - Produksjonsskip med prosessanlegg (FPSO), semisub, TLP. Ny selvstendig bunnfast produksjonsinnretning. - Integrert plattform med prosessanlegg, f.eks. jacket, jack-up, GBS. 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. Kraftløsning for prosjektene. Mange prosjekt vil være av en slik karakter at det ikke er behov for å installere nytt kraftkrevende utstyr, man utnytter installert kapasitet. Det gjelder både prosjekt på feltene og utbyggingsprosjekt. I miljødelen skal det rapporteres uavhengige data. Her bes det opplyses om hva som er det mest sannsynlige behovet ved prosjektgjennomføring. Disse valgene er mulig: Nytt kraftgenererende utstyr Bruk av eksisterende Det vil ikke være behov for å installere nytt kraftgenerernde utstyr på felt / vertsfelt / landanlegg

35 Kraft fra land Prosjektstoppere Vi ber om identifisering av det mest åpenbare forhold som kan hindre prosjektgjennomføring som innrapportert. For prosjekt med ressurser i RK 4-5 velges den antatt viktigste årsaken til at prosjektet ikke vil vil bli gjennomført, evt få en betydelige senere gjennomføring enn antatt. Disse valgene er mulige: Ingen - Det er ikke identifisert noen åpenbare forhold som kan medføre stans eller betydelig utsettelse av prosjektet. Usikkerhet i ressursvolum. - Ressursanslaget er beheftet med så stor usikkerhet at det trengs mer informasjon om størrelsen av forekomsten før realisering kan besluttes. Reservoarforhold. - Lav reservoarproduktivitet, forventet forsurning/h 2S, sandproduksjon, med mer som gir utfordringer som med dagens løsninger er teknisk- eller økonomisk ugjennomførbart. Mangler teknologi. - Realisering krever utvikling av ny teknologi. Manglende infrastruktur i området. - Realisering krever tilknytning til innretning som først må komme på plass fysisk eller avtalemessig, f. eks rørledning. Manglende gassløsning. - Realisering krever at produsert gass må håndteres, men ingen lønnsom gassdisponering finnes. Manglende kapasitet i eksisterende systemer. - Realisering forutsetter tilknytting til innretninger (prosessanlegg, rør, landanlegg) som mangler ledig kapasitet i den aktuelle perioden. Mangler kommersiell avtale. - Realisering forutsetter avtaler med 3.part, som oppleves å være vanskelig å oppnå. Riggtilgjengelighet. - Ingen tilgjengelig flyttbar boreinnretning i markedet. Miljøkrav. - Realisering kan medføre uakseptable miljøutslipp som med dagens løsninger ikke kan fjernes på lønnsom måte. HMS krav. - Realisering kan medføre uakseptable HMS-forhold som med dagens løsninger ikke kan løses på lønnsom måte. Annet - Spesifiser i kommentarkolonne. 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

36 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 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

37 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. 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 årstall som beste estimat. Valgt år skal være realistisk, ikke ambisjon. Beslutningsmilepæler som allerede er passert oppgis også med årstall. Beslutning om prosjekt initiering, BOI (DG 0) - Tilsvarer oppstart av mulighetsstudier. Prosjektet er et potensial men evaluering er ikke igangsatt enda. Beslutning om konkretisering, BOK (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 Sannsynlig lønnsomhet av forretningsideen dokumenteres

38 o Det foretas en vurdering av usikkerheten ved prosjektet som omfatter ressursgrunnlag, marked, teknisk løsning, HMS, gjennomførbarhet, leverandørmarked, kostnadsoverslag og lønnsomhet. Beslutning om videreføring, BOV (DG 2) - Tilsvarer oppstart av forprosjektering og valg av konsept. Det utarbeides kostnadsoverslag med redusert usikkerhet. Beslutning om gjennomføring, BOG (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

39 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. 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 Reporting for Revised National Budget 2016 Tariff income / rebates (million NOK) Project ID : Operator : 0 Yearly income (mill NOK) should be stated for each field etc, paying cash for services. Field names should be selected from the drop list in row 7. Type of tariff should be selected from the drop list in row 8. Free text should be added in the cells in row 9. The cells are small, but will handle text limited to 256 characters. 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 I J K L M N O RNB2016 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 8 skal det velges en tarifftype fra dropplisten. Tariffinntekter omfatter også en evt refusjon av driftskostnader som følge av inngåtte avtaler om kostnadsdeling fra tilknyttede felt. I rad 9 er det mulig å legge inn fritekst om ønskelig. Det er også avsatt plass til mer fritekst under tabellen. 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 /driftsinvesteringer 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

40 BL BM BN BO BP BQ BR BS To be completed for all projects with import of tariff services, and all projects in RC 3 and 4. 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 Tariff costs processing/ treatment -JOA 6.4 part Tariffs Tariff costs land-based -JOA 6.4 part Tariff costs Cost sharing OPEX -JOA 6.4 part Tariff costs Cost sharing CAPEX -JOA 6.4 part Total tariff costs -JOA million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK million NOK Datatypene er delt i import av tarifftjenester, oljetransport, gasstransport, prosessering/behandling, land, direkte dekning av driftskostnader og direkte dekning av investeringer 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. Import av tarifftjenester omfatter for denne rapporteringen betalinger for bruk av Braerørledningen, 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. 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. Direkte dekning av driftskostnader knyttet til kostnadsdelingsavtale: Driftskostnader som knyttes til et vertsfelt. Hvilket vertsfelt som er tenkt, skal oppgis i kommentarboksen over datatypen. Direkte dekning av investeringer knyttet til kostnadsdelingsavtale: Investeringer som må gjøres på et vertsfelt grunnet tilknytting til dette feltet. Hvilket vertsfelt som er tenkt, skal oppgis i kommentarboksen over datatypen

41 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 (BL) i profilsamlingen for det aktuelle prosjektet. Dette gjelder både for felt i RK 0-2 samt prosjekt i RK 3-4. 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

42 8 UTFYLLING AV ARKET MÅNEDSDATA Månedsdata for kommende år skal rapporteres i eget regneark. For alle profiler er det forventningsverdien som skal oppgis B C D E F 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 million Sm3 million tonnes million Sm3 billion Sm3 jan. 16 feb. 16 mar. 16 apr. 16 mai. 16 jun. 16 jul. 16 aug. 16 sep. 16 okt. 16 nov. 16 des. 16 TOTAL 0,000 0,000 0,000 0,

43 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 at det er konsistens mellom datatypene 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. Som nevnt tidligere i veiledningen er det avgjørende at det ikke gjøres endringer i filen. Det er lagt inn en automatisk kontroll ved lagring av filen, dersom det har oppstått referansefeil i formlene vil det ikke være mulig å lagre filen. Dersom dette oppstår anbefales å angre tidligere utførte operasjoner, som kan påvirke formelreferanser. 9.2 Konsistenssjekker Som en del av kvalitetskontrollen av profilsamlingene er det lagt inn automatiske konsistenssjekker under profilsamlingene. I all hovedsak kontrolleres konsistens mellom informasjon 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 Som en hjelp til at dette blir gjennomført, er det lagt til en sjekk av dette i filen. Dersom det er uavklarte konsistenssjekker, vil det etter 1.oktober komme et varsel om hvilket profilark det gjelder, når filen blir forsøkt lukket. 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 margin på 0,001 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 feilmargin på hhv 0,1 og 0,01 for «store» og «mindre» forekomster. 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

44 Sjekk 13: Sjekker at det ikke er produksjon etter at nedstengingskostnader, har påløpt. I konsistenssjekkområdet til Profil_1 gis det tilbakemelding dersom produksjonen totalt sett i filen fortsetter etter at nedstengningskostnadene har påløpt (tallgrunnlaget tas fra Profil_Total, som summerer tallene på tvers av profilsamlingene i rapporteringsfilen). Sjekk 14 og 15: Vises kun i Profil_1, og er basert på en summering av alle profilsamlinger i filen (Profil_Total). 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: 4500 NOK per Sm³ Gass: 2500 NOK per 1000 Sm³ NGL: 5000 NOK per tonn Kondensat: 4500 NOK per Sm³ 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 prosjekt, men er kun til bruk for å avdekke større feil i innrapporteringen. Sjekk 16 og 17: Kontrollerer gassbalanse for prosjekt. 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. 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. Brønnantallet kan oppgis som et desimaltall for å korrespondere med påløpte investeringer innenfor samme år. Sjekk 25: Vises kun i Profil_1. Kontrollerer at det er driftskostnader i den samme tidsperioden som det er rapportert inntekter. Det gis tilbakemelding dersom dette vilkåret ikke oppfylles i filen som helhet (tallgrunnlaget tas fra Profil_Total, som summerer tallene på tvers av profilsamlingene i rapporteringsfilen). Sjekk 26: Kontrollerer at det er ført nedstengings- og disponeringskostnader på prosjekt som er i drift eller som har investeringer i nye innretninger. Sjekk 27: Kontrollerer om tabell for usikkerhet i produksjonsstart for prosjekt i RK 2-5 er fylt ut, og at tidspunktene for hhv tidlig, basis og sen oppstart er konsistente

45 Sjekk 28: Kontrollerer om tabellen for prosjektattributter er fylt ut. Alle prosjekt med ressurser i RK 3-5 skal ha fylt ut denne tabellen. Sjekk 29: Kontrollerer om det er samsvar mellom utbyggingsløsning valgt i tabellen for prosjektattributter og innretningsinvesteringene fylt inn i profilene. Kontrollen sjekker om det er investeringstall i kolonnene for flytende eller bunnfaste innretninger når disse er valgt som utbyggingsløsning og at det ikke er investeringer i disse kolonnene når havbunnsutbygging er valgt. Sjekk 30: Kontrollerer om havbunnsutbygginger i RK 3-5 har ført tilhørende investeringer i rør og at nødvendige investeringer på vertsinnretning er ført i rett kolonne. Sjekk 31: Kontrollerer om funn har rapportert kostnader til konseptstudier. Sjekker også om utbyggingsprosjekt er rapportert med brønner. Sjekk 32: Denne sjekken er ikke i bruk i RNB2016. Sjekk 33: Denne vises bare i Profil_1 og sjekker om det er negative verdier i summen av alle profilene for rapporteringsfilen som helhet i prognoseperioden (vises i Profil_total). Normalt skal det ikke forekomme negative verdier på totalverdiene for et felt, funn eller anlegg. Negative kostnader bør føres som inntekt, negativ produksjon som injeksjon osv. Sjekk 34: Kontrollerer at det er ført opp mottaker av tariffene som er lagt inn. 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 prosjekt, 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 2016 gjelder generell prisstigning fra 2015 til Denne prisstigningen skal være benyttet ved konvertering av budsjett-tall i løpende kroner til referanseår i faste kroner, jfr. 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

46 Skulle det likevel være avvik mellom anslag i rapporteringen og operatørens foreslåtte budsjett forklares dette i tekstboksen merket Comments on discrepancies (if any) 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

47 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: Dette kan skje spesielt ved innliming av store områder i profilsamlingene. Her fins flere kolonner som ikke er tilgjengelige for innlegging av data, noen av disse er skjulte for brukeren. Trykk "OK" på meldingsboksen og sjekk om det fins beskyttede celler i innleggingsområdet. Forsøk gjerne å dele opp innlimingsområdet i mindre partier. Husk at det er bare lov å endre celler som er hvite

48 Feilmelding 3) Det er lagt inn en sperre mot lagring dersom innleggingen har resultert i referansefeil (#REF!) i filen. Denne feilen opptrer typisk ved strukturendinger i filen (sletting av rader, kolonner eller ark). Feilen kan også fremkomme ved «drag and drop»-operasjoner, Copy-Paste osv. Feilboksen navngir 1. celle feilen påvises i, men i profilsamlingene vil ofte mange celler få samme feil For å komme videre må inntastingen som fremprovoserte feilen angres. Feilmelding 4) Etter 1. oktober vil det automatisk komme et varsel ved lukking av filen, dersom det er uavklarte utslag på en eller flere av konsistenssjekkene. Dette er ment som en påminnelse om at dette må ivaretas før innlevering av filen. Kontroller hvorfor konsistenssjekken slår ut, og gjør en av følgende: Oppdater rapporteringen eller legg inn en forklaring til hvorfor dette er rett