NO9605362 HANS HENRIK RAMM Co*/"- f&xzltz P NO9605362 GASSLEVERANSER HALTENBANKEN/NORDSJØEN Jeg håper forsamlingen tilgir meg for å begynne med et lite stykke selvskryt. For temmelig nøyaktig ett år kjørte vi i Norsk Oljerevy gassutbygging på Haltenbanken som cover story. I hovedoppslaget skrev vi bl a:,.,. RECbV nr T 1 51S3S VK>1 "Det er nå dominerande sannsynlighet for at en beslutning om utbygging av gassfelt på Haltenbanken vil bli tatt i løpet av de Q C& TJL nærmeste 12 måneder... Det pågår en dramatisk snuoperasjon i Statoil... Det går i retning av en allianse mellom Statoil og Saga... April-rapporten f ra Forsyningsutvalget blir et antiklimaks..." Vi var nokså sikre på konklusjonen, som ikke bygget på noen form for lekkasje (det var intet å lekke), men på en detaljert analyse av de ulike selskapenes og statens strategiske posisjoner og behov. Alle andre - uansett eget syn - syntes det var svært dristig av oss å lansere denne forutsigelsen. Jeg tillater meg å minne om at det på dette tidspunkt pågikk en heftig strid mellom oljeselskapene om man skulle produsere gassen i Nordlig Nordsjø eller gassen på Haltenbanken først. Bare Saga støttet den gangen Haltenbanken. Statoil og Hydro var da kjent som en allianse som argumenterte for å ta de mest lønnsomme gassfeltene først, og det var antatt å være gassen i Oseberg, Gullfaks S, Troll III og Huldra. De fleste ventet en avklaring i Forsyningsutvalget i mai i fjor. Slik gikk det ikke. Idag kan vi konstatere at det er Haltenbanken som har overtatt ledertrøya. De færreste er i tvil om at det blir utbygging av Haltenbanken. Riktignok er den formelle situasjonen akkurat som for ett år siden. Hverken staten eller noen av selskapene sier rett ut at det foreligger noe standpunkt. Fortsatt skal alle alternativer måles nøyaktig økonomisk. MA: Likevel er det tydelig for alle at Statoil har snudd, i den forstand at selskapet nå jobber heftig for å få frem Haltenbanken. Det kritiske punkt er å modne Smørbukkfeltene raskt nok. Videre er det klart at det foreligger en Halten-allianse Statoil- Saga, og at FU-møtet i fjor bje et antiklimaks fordi det kun endte med en midlertidig - -. * u 4 JSTRIBUTION OF TM6 DOCUMENT IS UNLlMiTFn
DISCLAIMER Portions of this document may be illegible in electronic image products. Images are produced from the best available original document.
garantistillelse ved staten, Statoil og Total. Det er tydelig at det meste av planleggingen nå er giret inn på Haltenbanken. Denne planinnretning har funnet sted på basis av foreløpige kalkyler som lenge har vist at de to altemativene ikke er svært ulike når oljeproduksjonen fra Smørbukk regnes med. Denne antakelse har gitt rom for strategiske vurderinger. Idag er antakelig også økonomien i ferd med å tippe over. Øket reserveoverslag for olje kombinert med muligheten for å sette inn et produksjonsskip tidlig innebærer et mer olje blir produsert tidligere. I tillegg kommer muligheten for lavere enhetskostnader på gassrørledning som følge av Saga's nye gassfunn på 6406/2 like sør for Smørbukk S, men det er mer usikkert. Jeg skal hoppe over de mange selskapsstrategiske hensyn som har sementert Haltenbanken. For myndighetene er det tre hensyn som teiler. Det ene gjelder fordelene ved allerede nå å få tatt en beslutning om tunge investeringer i transportsystemer mens vi fortsatt har store take-or-pay-kontrakter med kontinentet å allokere. Myndighetene venter en fragmentering av det europeiske gassmarkedet før eller senere, og antar at det blir vanskeligere å investere tungt i et marked med mye korte kontrakter og endog spot-salg av gass. Etter min mening gir take-or-pay ingen bedre garanti for lønnsomhet i investeringene enn enhver ordinær markedsvurdering, men såpass mange tror fortsatt dette, slik at vi her har en realitet. Den andre vurderingen ligger i at gass-infrastruktur i dette området blir etablert når leting på Vøringplatået nå skal starte. Dermed gjentar vi ikke tabben fra Tromsøflaket med store gassfunn som blir brennende inne i overskuelig fremtid og tilsvarende fall i selskapenes leteinteresse. Den tredje vurderingen er selvsagt ren distriktspolitikk. Vi vil fortsatt måtte vente til januar neste år før NOE kan ta en formell allokeringsavgjørelse av gass til Haltenbanken, med stortingsbehandling av Halten- PUD senere samme våren. Går det etter planen, vil gassen starte å flyte i år 2000. Møter man problemer, blir det høyden en utsettelse på 1-2 år. I alle fall må det skaffes tidlig gass fra enkelte felt i Nordsjøen fordi noen av kontraktene starter i
1999 og trappes opp raskere enn Haltenbanken. Det vil i alle fall være naturlig å legge inn 2-4 mrd m3 fra Oseberg og utbalansere med volumer fra "Troll boble", dvs hittil uallokerte produserbare gassmengder fra Troll de første årene. På toppen - dvs fra 2005 - er det ca 22 mrd Sm3 gass som skal allokeres til felt (23 mrd hvis GFU sier ja til Saga's Wingas-kontrakt, men det er kanskje heller tvilsomt; Saga må antakelig bruke egen gass, men den må jo komme fra de samme feltene). Midgard og Smørbukk-feltene må ha 9-12 mrd, og det blir vel helst 12. Det blir da igjen 10 mrd, som f. eks. svarer til det Oseberg-lisensen ønsker å eksportere, men ikke før 2010. Av hensyn til trykkets betydning for oljeproduksjonen bør det ikke produseres fast mer enn 4 mrd Sm3 pr år inntil da, men med muligheter for en viss bistand til modulering av gass fra andre felt. Det ser således ut som om det er riktig som angitt i den overskrift jeg har fått meg tildelt idag: Haltenbanken/Nordsjøen - ikke enten/eller, men både/og. Det finnes likevel mange ulike alternativer. Det er teoretisk tenkbart at det likevel ikke blir noen Haltenbank-utbygging før nye kontrakter kommer. Vi har følgende muligheter i Nordsjøen: Oseberg med 4 mrd 1999-2009 og 10 deretter; Troll boble som kan balansere ut de første 3-4 årene; Gullfaks S med 5 mrd fra 2003; Visund med 5 mrd fra 2006; Troll fase III med 5 mrd fra 2005, 10 mrd fra 2010 og 15 mrd fra 2015, og mindre tilskudd fra felt som Trym, Huldra, Hild, Skirne/Byggve, Rimfaks og diverse nye funn rundt Gullfaks og Oseberg. Det virker imidlertid særdeles vanskelig å modne nok av disse feltene i tide, og det innebærer risiko for at Norge vil måtte kjøpe gass midlertidig fra UK eller Nederland i perioder. Jeg tror vi kan se helt bort fra dette alternativet. Det nesten motsatte alternativ - hovedsakeliq Haltenbanken med mindre tilskudd fra Nordsjøen - er også tenkbart, og såpass tenkbart at man ikke skal se bort fra det, hvis Smørbukk-feltene modnes etter planen. De første årene vil man fortsatt trenge noe fra Oseberg pluss Troll boble, men i dette alternativet tar andre gassfelt
på Haltenbanken veksten i kontraktsmassen opp til 18-20 mrd Sm3. Oseberg vil kunne ligge "i bunnen" med 2-4 mrd., men vil ikke kunne øke før nye kontrakter kommer. Også andre Nordsjø-felt må da vente på nye kontrakter. Dette alternativet er kommet inn på grunn av Sagas nye funn på 6406/2. Det er sagt at dette kan være på størrelse med enten Midgard eller Smørbukk-feltene, men det kan også være betydelig større. Gasskappen på Heidrun kan produseres fra rundt 2003-05. Her kan det være mer enn 40 mrd Sm3. Før eller senere må gassen fra Norne (ca 16 mrd) produseres. I tillegg kommer Tyrihans med oppmot 27 mrd Sm3. Midgard/Smørbukk pluss Oseberg kan ta seg av kontraktene frem til 2003. Tenker man seg innfasing av Heidrun i 2004 må nye bidrag fra f. eks. 6406/2 komme fra 2005. Et slikt dominerende Halten-alternativ vil kun komme på tale hvis man allerede nå legger transportkapasitet på 18-20 mrd Sm3/år. Det er ikke utenkelig. Jeg kommer tilbake til dette. Det mest sannsynlige alternativ akkurat nå er imidlertid at det blir Nordsjø-felt som får allokeringene utover det som trengs for Midgard/Smørbukk, og at resten av Halten-feltene må vente på nye kontrakter. Det vil antakelig tvinge seg frem hvis modningen av Smørbukk-feltene går langsommere enn forventet. Det vil i så fall bare kunne produseres fra Midgard i begynnelsen, og opptrappingen går langsommere enn det som kan tas opp av Oseberg og Troll boble. I så fall må man legge inn volumer fra Gullfaks S, Visund eller Troll III. Dette kan ikke gjøres uten investeringer og derved fast allokering av kontrakter, dvs at disse feltene sammen med Oseberg da vil fortsette å levere antakelig de fulle 10-11 mrd som ikke på platå dekkes av Midgard/Smørbukk. De nye feltene kan også fortrenge økningen på Oseberg fra 4 til 10, og gjøre denne avhengig av nye kontrakter. Det er ikke nødvendig å ta alle standpunktene med en gang. Når Midgard/Smørbukk PUD foreligger blir det klart hvor meget som tidlig må dekkes av Nordsjøen. Man må da ta standpunkt til innfasing av små volumer fra Oseberg og Troll "boble". Er dette nok, går de siste to altemativer videre, og det blir en ny allokeringsstrid de påfølgende år mellom Nordsjø-felt og andre felt på
Haltenbanken. I motsatt fall går noen av Nordsjø-feltene inn, og det blir en ny strid mellom bl a Oseberg og øvrige Haltenbankenfelt om allokeringer frem mot 2005, Det ser således ut som om allokeringsstrid er noe vi kommer til å oppleve til vederkvegelse gang på gang fremover. Så langt har vi drøftet hva som er fysisk mulig å få til, men det er før vi har sett på transportsystemer, kontraktuelle bindinger, tariffer, strategi og økonomi. Alt dette vil spille inn på beslutningsprosessen. La oss først se på transportsystemene. Hittil har en tørrgassledning til et sted midt i Nordsjøen, f. eks. 16/11 og en rikgassledning til Kollsnes eller Kårstø (som også nå lanseres som et alternativ fordi det her antas å være mer uutnyttet kapasitet og/eller lettere å bygge ut ny) med ny tørrgassforbindelse ut vært betraktet som to likeverdige alternativer. Men en seiv en 40" tørrgassledning med offshore forbindelse vil ikke kunne ta unna mer enn ca 12 mrd Sm3/år, dvs bare selve Halten-utbyggingen. Årsaken er det høye mottrykket som reduserer gassens hastighet gjennom røret. På Kollsnes og Kårstø er det lavere trykk, slik at en 40" ledning vil kunne transporter hele 18-20 mrd Sm3 årlig, seiv om dette blir en rikgassledning. En annen fordel ved en rikgassledning er at man kan knytte på flere felt uten full lokal prosessering. De betydelige tekniske problemer knyttet til lange rikgassledninger (utfelling av vann, korrosjon etc) eksisterer ikke lenger. Mange kunne nok ha lyst på forbindelsen Haltenbanken-16/11 av hensyn til mulighetene for å oppnå konkurranse på transportsiden. Hydro ønsker å bli operatør for de tre nye ledningene som skal legges fra Nordsjøen til Dunquerque (NORFRA) og Emden, og ledningen ned fra Haltenbanken. I så fall må de tre møtes, f. eks. på 16/11. Hydro sier dette ville kunne lede til konkurranse og høyere effektivitet. Saga støttet tidligere opp om dette, men har foreløpig skiftet syn fordi man føler at det ikke vil bli noen reell kommersiell konkurranse. Det samme understrekes av Statoil som mener man derfor like godt kan arbeide
for et fulllstendig enhetlig transportsystem med gjennomgående like eierinteresser som reflekterer fordelingen av transporterte volumer og også likt operatøransvar. Når infrastrukturen likevel er fastlagt kan det ikke bli konkurranse om annet enn selve administrasjonen av systemet, og det blir småpenger, sies det. Det er riktig nok, men på lang sikt vil det likevel bli aktuelt å planlegge nye ledninger og tverrforbindelser, skifte ut ledninger, installere lagringsmuligheter, moduleringsmuligheter og ny kompressorkapasitet etc. Seiv om denne typen konkurranse ikke vil bli virksom før om 10-15 år, er det likevel viktig å få til, for Norge skal eksportere gass ihvertfall i et par hundre år. Etter undertegnedes mening er det ikke noe godt alternativ å etablere et totalt samordnet system. Det eneste man kan gjøre for å hindre utnyttelse av monopol er priskontroll. Prismyndighetene kan aldri gjøre annet enn å godkjenne kostnadsdekning pluss 7% avkastning. Det betyr at selskapets kostnader blir helt likegyldige for selskapet som sådan. Eierne vil riktignok ha en interesse i kostnadene, men bare i den grad skattesystemet gir et kostnadsinsentiv (for tiden bare i dårlige tider!), og det vil virke bare i den grad dette trenger gjennom fra eierne til administrasjonen. Hvor skal kreativiteten på produktutviklingssiden komme fra? Mulighetene for å få tiltak nå som kan medføre konkurranse på sikt er altså sveket fordi Saga har mistet tilliten til og/eller interessen for å la Hydro ta seg av en slik oppgave. Man skal vel ikke se helt bort fra at 6406/2-funnet - som blir innestengt ved en ledning til 16/11 - kan ha medvirket til at Saga endret syn, fordi det konkurranseskapende røret til et knutepunkt i Nordsjøen ikke blir stort nok til å ta denne gassen - med mindre man installerer ny kompressorkapasitet offshore, og det antas å bli temmelig dyrt. Statoil ønsker ikke konkurranse og føretrekker av ulike grunner ledning til Kollsnes. Myndighetene er uoffisielt interessert i konkurranse, men vil nok måtte la dette ligge hvis det blir bekreftet at det vil medføre mye lavere transportkapasitet uten tilsvarende økonomisk innsparing. I og for seg kan det etableres en slags konkurranse da også, for det blir nødvendig med et nytt rør ut fra Kollsnes eller Kårstø. Vil man først etablere Hydro som alternativ operatør, kan man jo gjøre det
før rikgassledningen og denne nye også. Men det blir ikke noe fullstendig alternativ, fordi Hydro ikke har kontroll over land-prosesseringen. Et annet viktig forhold som vil kunne påvirke transportløsninger, allokering og økonomi er de eventuelle forpliktelser som ligger i etableringen av Troll Kommersiell Modell (TKM). TKM var en praktisk ordning i forrige allokeringsrunde som hadde som hensikt å inkludere felt med assosiert gass og hindre tilfeldige utslag ved at kontrakter med ulike betingelser ble tildelt ulike felt. Av disse grunner vedtok man at feltene som fikk levere gass under TKM betalte gjennomsnittlige transporttariffer og fikk gjennomsnittspris utbetalt. Samtidig ble det avgitt visse forsikringer vedrørende de kontraktsforpliktelser som Troll/Sleipner-gruppen tok garantiansvaret for uten at de ble allokert, spesielt de såkalte 50%-avtaler og andre Troll-relaterte avtaler. Disse utgjør ca 12 mrd av de 22 mrd som hittil ikke er allokert, og kan allokeres hvor som helst, men det er da ihvertfall en oppfatning at volumene da skal inngå i TKM, slik at de nåværende TKM-deltakerne får lavere enhetskostnader for sin transport. Hvor sterkt kravet står, kan det være delte meninger om. Nå er TKM-området ikke klart definert, men det virker opplagt at ren gjennomsnittstariff ikke kan gjelde f. eks. for Haltenbanken som trenger en vesentlig ny rørledningsinvestering. Hvis Haltenbanken får seg tildelt noen av disse volumene, vil de først måtte komme seg til Nordsjøen på egen hand og deretter betale gjennomsnittstariff etter TKM uansett hvilket transportsystem som benyttes (men Zeepipe har forpliktet seg til å ta disse volumene). Siden rørleggingsteknologien som alt annet utvikler seg raskt, regnes det idag som billigere å legge egne rør utenom TKM f. eks. helt fra Haltenbanken til Kontinentet. I så fall hevdes det at Haltenbankeierne vil måtte betale seg fri fra TKMforpliktelsene etter forhandlinger hovedsakelig med rettighetshaverne i Troll og Sleipner. Dette kan vri hele kostnadsbildet og muligens være avgjørende for at det i denne omgang bare blir Midgard/Smørbukk-utbygging på Haltenbanken, seiv om det er mer sannsynlig at andre forhold blir avgjørende med samme resultat. Dette illustrerer imidlertid hvor komplisert hele transportbildet er blitt. I tillegg til de momentene som er nevnt hittil, kommer at ulike selskaper har ulike eierinteresser i
ulike transport-interessentskap med tilhørende prosessering og landanlegg, og dermed kan ha ulike særinteresser å hevde. Myndighetene har full kontroll over allokeringen, men den som mottar allokeringen må også akseptere den, og da må det finnes regningssvarende transportmuligheter med tilhørende komplikasjoner og fallgruber. Det er ikke rart at mange ønsker seg mye enklere forhold på transportsiden. Problemet er altså at våre tre norske selskaper er uenige om hva slags system man da bør ha. Hydro ønsker konkurranse mellom flere "transportleverandører", men har foreløpig bare definert dette som ulike operatører og ikke tatt stilling til eiermessige konsekvenser. Saga ser nå helst for seg et samordnet system under en felles ledelse som ikke er Statoil, og med eierinteresser fordelt etter det nå vanlige prinsippet om å følge andelene skipet gass. Statoil ønsker også et samordnet system med gjennomgående eierinteresser, men under sitt operatørskap fordi man mener selskapet ellers ikke vil ta tilstrekkelig hensyn til oppstrømsinteressene. Men uansett hva man velger, vil man stå overfor enorme problemer med å gripe inn i eksisterende eierstrukturer. Myndighetene må derfor vedta lovgivning, men den kan neppe gis tilbakevirkende kraft, og derfor kan det bli mange særinteresser som vil kreve betalt for sin medvirkning. Til slutt noen ord om mulighetene for nye gasskontrakter. Med den nå vedtatte NORFRA-ledningen til Dunquerque og en kommende ny ledning til Emden vil samlet transportkapasitet til Kontinentet komme opp i 70 mrd Sm3, hvorav ca 62 mrd vil bli benyttet fra ca 2005 og endel år utover. Uten ny kapasitet kan vi således seige ca 8 mrd mer til Kontinentet, økende raskt etter ca 2012 fordi eksisterende kontrakter utløper. I tillegg har vi ca 10 mrd Sm3 ledig kapasitet til UK så snart britene endrer holdning til import av norsk gass. Det vil neppe være noe problem å seige de resterende 8 mrd til Kontinentet. Hvis Saga får lov, kan dette sikkert uten videre selges gjennom Wingas-systemet. Det vil bli helt naturlig den dagen gassmarkedet f. eks. i Tyskland blir fragmentert, men inntil videre skal Saga slåss nok for den ene milliarden de nå ønsker seg. Wingas-
trusselen kan imidlertid fort føre til at Ruhrgas med samarbeidspartner bestiller mer gass, hvilket forøvrig er en av grunnene til at det ikke er sikkert at de andre selskapene vil forsøke å hindre Saga i å seige egen gass som GFU-flertallet og staten kan fråskrive seg ansvaret for. I alle fall er veksten i gassmarkedet fortsatt sterk og nye behov kan i og for seg melde seg hvor som helst fra. Det kan være grunn til å feste seg spesielt ved Sverige og Danmark. Den tidligere foreslåtte ledningen til Sverige og Finland er det idag nesten ingen som tror på, men kombinasjonen Sverige/Danmark kan vise seg interessant. Før eller senere må svenskene stenge noen atomkraftverk, og da er det beste alternativ kraft basert på gass. Noe av dette kan komme som krafteksport fra norske gasskraftverk, jfr Naturkraft-samarbeidet, men det kan også bli snakk om gasseksport med kraftverket lokalisert i Sverige. Det vil passe de CO 2 -bekymrede nordmenn bedre, men hvis dette blir løsningen, vil økonomien være avgjørende. Gasskraftverk i folketette områder i Sverige vil kunne utnytte spillvarmen, hvilket er tvilsomt hvis verket blir liggende på Kollsnes eller Kårstø. I Danmark er gassproduksjonen fra de små og få danske gassfeltene på retur, og Danmark vil rett og slett trenge å importere gass. Et felles svensk/dansk prosjekt kan derfor gjennomføres ved å legge en ledning direkte fra Nordsjøen til Jylland (for tilknytning til dansk nett) og videre derfrå til Sverige for oppkobling til gasskraftverk. Slik det ser ut, vil britene fortsatt hindre norsk gassimport inntil de seiv trenger ekstra gass eller blir tvunget av EU til å åpne for fri konkurranse også med importgass. Etableringen av det nye gass-sambandet over Kanalen (Gas Interconnector - GIC) vil kunne løse opp situasjonen fordi britiske feltutbygginger vil gå videre i alle fall basert på gasseksport og derved gi rom for norsk gass uten at det reduserer utbyggingsprogrammet for britiske felt. Så snart et objektivt britisk ønske ertilstede, vil de såkalte traktat-forhandlingene om Frigg løses på et øyeblikk. Norske observatører mener det skal mye til for britene å holde opp egen gassproduksjon noe særlig mer enn 8-10 år til og ser ikke bort fra at vi kan
begynne å fylle opp Frigg-ledningene igjen før 2005. Dette skulle tilsi at vi kanskje allerede om 5-6 år vil kunne ha nye kontrakter inne for opptil 18 mrd Sm3. Hvis vi i denne omgangen får en fordeling med f. eks. 12 mrd til Haltenbanken og 10 mrd til Nordre Nordsjø, kan man f. eks. i neste omgang tenke seg utløsning av gass fra Norne og Heidrun kombinert med utbygging av 6406/2 med tilsammen minst 8-10 mrd Sm3 sammen med et par av Nordsjøfeltene for å dekke resten. Likevel vil vi fortsatt ha allerede oppdaget gass til salgs, og det er før vi har begynt på Vøringsplatået og før vi virkelig har gått massivt inn for å avsløre alle gassreservene på norsk sokkel. Før eller senere skal vi nok få benyttet oss av gassen på Tromsøflaket også. Ifølge Oljedirektoratets siste ressursrapport kan vi vente at de samlede norske utvinnbare gassressursene utgjør ca 5,4 milliarder Sm3, hvorav nesten 5 mrd ikke er produsert (ca 2 av disse er ennå ikke funnet). Seiv om vi øker produksjonen til 80 mrd/år, kan vi fortsette på dette nivået i mer enn 60 år. Så kan man bare gjette på om OD's anslag er optimistisk eller pessimistisk. Personlig tror jeg det er temmelig konservativt, og at vi ihvertfall kan regne med å være gassnasjon så lenge de som blir født i dette århundret lever, seiv med meget betydelige medisinske fremskritt. Og i store deler av denne perioden vil tyngden av gassvirksomheten finne sted nettopp i og omkring denne regionen.
3 O O S > D K I o CO o a: w o LU HI