Grunnlag for finansiering av infrastruktur for distribusjon av naturgass i Trøndelag - hovedrørledning Tjeldbergodden Skogn og grenrør til Trondheim NORNE SKARV HEIDRUN ÅSGÅRD KRISTIN NJORD DRAUGEN STEINKJER INDERØYA BREKSTAD BJUGN LEKSVIK SKOGN VERDAL LEVANGER TJELDBERGODDEN ORMEN LANGE TRONDHEIM ORKANGER 15.oktober 2004 15.10.04 Side 1
Innholdsfortegnelse 1. BAKGRUNN ------------------------------------------------------------------------------------- 4 2. SAMMENDRAG -------------------------------------------------------------------------------- 6 3. BESKRIVELSE AV VIRKSOMHETEN--------------------------------------------------- 7 3.1 Opplysninger om bedriften ------------------------------------------------------------------------------------ 7 3.2 Eierforhold / Finansiering-------------------------------------------------------------------------------------- 7 3.3 Styre ---------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 8 3.4 Bemanning--------------------------------------------------------------------------------------------------------- 8 3.5 Andre forhold----------------------------------------------------------------------------------------------------- 8 4. FORRETNINGSIDÉ / MÅLSETTING / MÅL-------------------------------------------- 9 4.1 Forretningsidé ---------------------------------------------------------------------------------------------------- 9 4.2 Målsetting---------------------------------------------------------------------------------------------------------- 9 4.3 Finansielle mål---------------------------------------------------------------------------------------------------- 9 4.3.1 Diskonteringsrente --------------------------------------------------------------------------------------- 9 4.3.2 Finansielle mål -------------------------------------------------------------------------------------------11 4.4 Rente ansvarlig lån / Utbyttepolicy--------------------------------------------------------------------------12 5. BESKRIVELSE AV PROSJEKTET -------------------------------------------------------13 5.1 Landfall og mottaksanlegg på Tjeldbergodden -----------------------------------------------------------13 5.2 Gassrørledning Tjeldbergodden Skogn ------------------------------------------------------------------13 5.3 Landfall og mottaksanlegg på Fiborgtangen, Skogn-----------------------------------------------------14 5.4 Grenrør -----------------------------------------------------------------------------------------------------------14 6. MYNDIGHETSFORHOLD------------------------------------------------------------------15 6.1 Konsekvensutredning ------------------------------------------------------------------------------------------15 6.2 Plan for anlegg og drift (PAD) -------------------------------------------------------------------------------15 7. AVTALER ---------------------------------------------------------------------------------------17 7.1 Eieravtale ---------------------------------------------------------------------------------------------------------17 7.2 Transportavtaler ------------------------------------------------------------------------------------------------17 15.10.04 Side 2
7.3 Tilknytnings og driftsamarbeidsavtaler (tie-in, utilities, services)-----------------------------------18 7.4 Byggekontrakt (EPCI = Engineering Procurement Construction Installation) --------------------18 7.5 Driftsavtale -------------------------------------------------------------------------------------------------------18 7.6 Finansieringsavtale ---------------------------------------------------------------------------------------------18 8. MARKEDSFORHOLD -----------------------------------------------------------------------19 8.1 Regionen generelt -----------------------------------------------------------------------------------------------19 8.2 Kjøpere av transporttjenester i Trønderpipe -------------------------------------------------------------19 8.2.1 Industrikraft Midt-Norge AS (IMN) ------------------------------------------------------------------19 8.2.2 Naturgass Trøndelag (NGT) ---------------------------------------------------------------------------19 8.3 Framtidig potensiale for bruk av naturgass i Trøndelagsregionen. ----------------------------------21 8.4 Markedsvolum for Trønderpipe -----------------------------------------------------------------------------21 8.4.1 Transport i hovedrør Tjeldbergodden - Skogn-------------------------------------------------------22 8.4.2 Transport i grenrør til Trondheim ---------------------------------------------------------------------22 9. FREMDRIFTSPLAN--------------------------------------------------------------------------23 10. LANGTIDSPLAN------------------------------------------------------------------------------24 10.1 Forutsetninger ---------------------------------------------------------------------------------------------------24 10.1.1 Pris- / kostnadsvekst ------------------------------------------------------------------------------------24 10.1.2 Investeringer / Avskrivninger--------------------------------------------------------------------------24 10.1.3 Finansiering ----------------------------------------------------------------------------------------------25 10.1.4 Driftskostnader-------------------------------------------------------------------------------------------25 10.1.5 Transportert volum --------------------------------------------------------------------------------------26 10.1.6 Skatt / Disponering --------------------------------------------------------------------------------------26 10.1.7 Arbeidskapital--------------------------------------------------------------------------------------------26 10.2 Driftsinntekter - tariffer ---------------------------------------------------------------------------------------27 10.3 Sensitivitetsanalyse ---------------------------------------------------------------------------------------------28 11. VEDLEGG---------------------------------------------------------------------------------------29 11.1 Vedlegg i denne rapporten ------------------------------------------------------------------------------------29 11.2 Oversikt over andre relevante dokumenter----------------------------------------------------------------29 15.10.04 Side 3
1. BAKGRUNN Vedtak i Trondheim kommune formannskapsmøte 12.05.04 Gassdugnad Trøndelag: 1. Trondheim Kommune skal arbeide aktivt for å få lagt gassledning inn Trondheimsfjorden til Skogn. Det oppnevnes et utvalg bestående av Rita Ottervik, Rune Olsø, Ola Borten Moe, Nina Wikan og Kristian D. Hauge for å følge opp dette fremover fra politisk side. Det forventes i tillegg at Rådmannen stiller ressurser til rådighet for å støtte opp om arbeidet fremover. I første omgang skal Trondheim Kommune aktivt bidra til å samle alle aktører i regionen, deretter må en samlet innsats rettes mot sentrale myndigheter i forbindelse med den forestående meldingen om statlig engasjement i gass infrastruktur. 2. Gassrørledningen inn Trondheimsfjorden er et av de viktigste infrastrukturprosjektene i Midt Norge. Ved siden av å sikre fortsatt industriell satsing ved Fiborgtangen, vil ledningen gi hele regionen tilgang på en rimelig og miljøvennlig energikilde. Dette vil bedre betingelsene for industriell vekst og øke regionens samlede konkurransekraft. Det er store muligheter for teknologiutvikling og kompetansebygging i tilknytning til utbyggingene, ikke minst i forbindelse med CO 2 piloten ved gasskraftverket på Skogn. Et initiativ for å realisere byggingen av gassrørledningen er til det beste for hele regionen. Trondheim Kommune ønsker å invitere alle til å være med på dette tunge og viktige løftet for landsdelen. Trondheim Kommune vil bidra til finansieringen med inntil kroner 200 millioner. Dette gjøres under følgende forutsetninger: Staten finansierer opp minimum 50 % av prosjektet, inkludert grenrør. Det bygges grenrør inn til Trondheim og Orkanger parallelt med utbyggingen, og tilkoblinger som kan sikre flere grenrør, til f.eks Verdal. Det bygges et CO 2 -håndteringsanlegg i tilknytning til gasskraftverket på Skogn. Andre offentlige aktører i regionen bidrar samlet med minst like mye som Trondheim kommune. Det private næringsliv bidrar med minst like mye som Trondheim kommune. Det er en forutsetning for Trondheim kommune at prosjektet viser økonomisk lønnsomhet over tid. Formannskapet ber rådmannen snarest legge frem en sak der mulighetene for en slik industridugnad belyses og konkretiseres. Politisk og administrativt nivå må sammen ta initiativ ovenfor andre aktører for å realisere prosjektet. ---------------------- Trøndelagsrådet ble stiftet i 2000 og er en formalisert arena for koordinering av og helhetlig fokus for samarbeidet innen forvaltningen i de to Trøndelagsfylkene. Formålet med Trøndelagsrådet er å arbeide for landsdelens interesse, bidra til koordinering av aktiviteter og fremme samarbeid mellom de interesserte parter. Trøndelagsrådet har drøftet initiativet fra Trondheim kommune og det videre arbeidet med Gassdugnad Trøndelag, og har bl.a. fattet følgende vedtak: 15.10.04 Side 4
Trøndelagsrådet tar på vegne av Sør- og Nord-Trøndelag fylkeskommuner og Trondheim kommune ansvaret med å bringe arbeidet videre etter de intensjoner som ligger i det framlagte notat. Det nedsettes en styringsgruppe på 4 medlemmer. Styringsgruppen rapporterer til Trøndelagsrådet. Miljøperspektivet ved å ta i bruk mer gass i Trøndelag må være sentralt i det videre arbeidet med realisering av en gassrørledning inn Trondheimsfjorden. Det må spesielt fokuseres på CO 2 -håndtering ved et gasskraftverk på Skogn. Styringsgruppen har fått slik sammensetning: Alf Daniel Moen, fylkesrådsleder i Nord-Trøndelag fylkeskommune Tore Sandvik, fylkesordfører i Sør-Trøndelag fylkeskommune Rita Ottervik, ordfører Trondheim kommune Merethe Storødegård, leder Gassforum Trøndelag. Det ble videre nedsatt en arbeidsgruppe som bl.a. skulle se på muligheter for selskapsdannelse og fremskaffe grunnlag for alternative finansieringsmodeller. Arbeidsgruppen består av: Atle Fornes, rådgiver Nord-Trøndelag fylkeskommune Asbjørn Rønning, rådgiver Sør-Trøndelag fylkeskommune Rolf Jarle Brøske, rådgiver Trondheim kommune Aage Schei, konsulent Gassforum Trøndelag Arbeidsgruppen vurderte det slik at det var behov for innleie av ekstern bistand innen økonomi / finans. SEF Management AS ved Truls Aarvik ble derfor engasjert til å bistå med utarbeidelse av / Langtidsplan for det selskapet som skal være ansvarlig for transport av naturgass inn Trondheimsfjorden. Utarbeidelsen har skjedd i nært samarbeid med arbeidsgruppen og i tillegg har Ole Svendgård fra Naturgass Trøndelag deltatt i arbeidet. Som grunnlag for utarbeidelse av denne rapporten og de beregninger som er gjort har gruppen i hht til avtale hatt tilgang til Industrikraft Midt-Norge s arkiv. Dette omfatter bl.a. rapporter for økonomiske forutsetninger (investeringskalkyler, driftskostnader) / økonomimodeller, rapporter vedr. potensielle gassbrukere i Trøndelag og avtaler / avtaleutkast. Det er også nedsatt en arbeidsgruppe som skal se nærmere på miljøperspektivet og CO 2 - håndtering. Disse problemstillingene blir derfor ikke håndtert i denne rapporten. 15.10.04 Side 5
2. SAMMENDRAG Bakgrunnen for utarbeidelsen av denne forretningsplanen er Trondheim kommunes initiativ til Gassdugnad Trøndelag. Trøndelagsrådet har på vegne av Sør- og Nord-Trøndelag fylkeskommuner og Trondheim kommune påtatt seg ansvaret for å bringe arbeidet videre. Denne forretningsplanen vil inngå som et grunnlag for å jobbe videre med realiseringen av et transportsystem / infrastruktur for distribusjon av naturgass i Trøndelag. I den forbindelse planlegges det å stifte et aksjeselskap (Trønderpipe AS) i løpet av høsten 2004. Selskapets forretningsidé vil være å etablere infrastruktur for distribusjon av naturgass i Trøndelag og dermed gjøre gass tilgjengelig for potensielle brukere i regionen. Dette innebærer at selskapet skal prosjektere, bygge, eie og operere et transportsystem for mottak, behandling og transport av naturgass fra Tjeldbergodden til Skogn og med tilhørende grenrør til steder hvor det er identifisert tilstrekkelig potensiale for bruk av naturgass. Olje- og energidepartementet godkjente i nov. 2000 konsekvensutredningen for gassrørledning Tjeldbergodden Skogn og mottaksanleggene på Tjeldbergodden og Skogn. Det gjenstår å utarbeide og sende inn en søknad med plan for bygging, plassering, drift og bruk av innretninger for transport. Søknaden kalles Plan for Anlegg og Drift (PAD). Videre gjenstår det å utarbeide / forhandle en rekke avtaler; - eier- / aksjonæravtale, transportavtaler med IMN og NGT / tilknytnings- og samarbeidsavtaler med Tjeldbergodden og NSI-IMN / EPCI-kontrakt / driftsavtale og finansieringsavtale. Disse avtalene bør være på plass i løpet av 2005, slik at byggestart kan være tidlig i 2006. Dette er nødvendig for at kraftvarmeverket skal kunne være i drift innen 01.01.09, som er seneste oppstart i hht konsesjonen. Totale investeringer (nominelt) for 14 hovedrørledning (kapasitet er ca 1.600 mill Sm 3 /år) er anslått til 1.360 mkr og grenrør til Trondheim anslås til 87 mkr, til sammen 1.447 mkr. Det tas sikte på å reise til sammen 1.324 mkr (200 fra Trondheim kommune, 724 fra Staten, 200 fra andre offentlige aktører i regionen og 200 fra privat næringsliv) i form av egenkapital, ansvarlig lån og tilskudd. Resten, 123 mkr, lånefinansieres. Årlige driftskostnader anslås til 31 mkr for hovedrøret og 1,7 mkr for grenrøret. Forventet årlig transportert volum er 1.084 mill Sm 3 til IMN og 13-38 mill Sm 3 til NGT. Det er i beregningene forutsatt at det skal være samme tariff til samtlige mottaksanlegg, i første omgang gjelder dette Skogn og Trondheim. Med en forventet driftsperiode på 27 år og en diskonteringsrente (reelt før skatt) på 3,0 % vil tariffen bli 9,96 øre/sm 3. I denne rapporten (kap.10) blir det presentert en langtidsplan med forutsetninger (investeringer, driftkostnader, transportert volum, finansiering) og beregnet tariff / driftsinntekter, og en sensitivitetsanalyse. 15.10.04 Side 6
3. Beskrivelse av virksomheten 3.1 Opplysninger om bedriften Det planlegges å stifte et aksjeselskap i løpet av høsten 2004 som skal arbeide med å realisere etableringen av infrastruktur for distribusjon av naturgass i Trøndelag. Selskapets navn vil være Trønderpipe AS. 3.2 Eierforhold / Finansiering Selskapet vil bli stiftet med en selskapskapital på x millioner kroner fordelt på x.000 aksjer à kr 1.000. Det vil bli gjennomført ytterligere emisjoner etter behov. Mulige aksjonærer / aksjonærstruktur ved byggestart: Aksjonærer Aksjer % Trondheim kommune Statlige aktører Nord-Trøndelag Fylkeskommune Sør-Trøndelag Fylkeskommune Kommuner Industrikraft Midt-Norge AS (IMN) IMN s eiere Kraftselskaper Næringsliv * Sum xxx.000 100,00 Trondheim kommune vil i hht vedtak bidra til finansieringen med inntil 200 mkr, under bl.a. følgende forutsetninger Staten finansierer opp minimum 50 % av prosjektet inkludert grenrør. Med en totalinvestering på 1.447 mkr, betyr dette en statlig finansiering på 724 mkr. Andre offentlige aktører i regionen bidrar samlet med minst like mye som Trondheim kommune, dvs minst 200 mkr. Det private næringsliv bidrar med minst like mye som Trondheim kommune, dvs minst 200 mkr. Til sammen utgjør dette 1.324 mkr, dvs 123 mkr må finansieres eksternt, dvs via bank eller annen finansieringsinstitusjon. På hvilken måte de 1.324 mkr skal stilles til disposisjon må avklares i løpet av prosessen. Det kan være i form av egenkapital evt med flere aksjeklasser, ansvarlig lån og / eller tilskudd. 15.10.04 Side 7
3.3 Styre Styret vil bestå av representanter fra eierne, muligens supplert med eksterne medlemmer. Dette må avklares på et senere tidspunkt. 3.4 Bemanning Det vil trolig bli inngått en totalentreprisekontrakt for bygging av transportsystemet og en driftsavtale for drift av systemet. Det vil derfor ikke være behov for mer enn 2-3 personer direkte ansatt i Trønderpipe AS. 3.5 Andre forhold Plassering av hovedkontor, valg av revisor og regnskapsfører må avklares på et senere tidspunkt 15.10.04 Side 8
4. Forretningsidé / Målsetting / Mål 4.1 Forretningsidé Selskapets forretningsidé er å etablere infrastruktur for distribusjon av naturgass i Trøndelag og dermed gjøre gass tilgjengelig for potensielle brukere i regionen. Dette innebærer at selskapet skal prosjektere, bygge, eie og operere et transportsystem for mottak, behandling og transport av naturgass fra Tjeldbergodden til Skogn og med tilhørende grenrør til steder hvor det er identifisert tilstrekkelig potensiale for bruk av naturgass. 4.2 Målsetting Selskapets målsetting er å utvikle en virksomhet som tilfredsstiller kundenes krav til distribusjon av naturgass til akseptable priser, gir interessante og sikre arbeidsplasser, ivaretar aksjonærenes økonomiske interesser ved økonomisk lønnsomhet over tid viser samfunns- og miljøansvar. 4.3 Finansielle mål 4.3.1 Diskonteringsrente Vi tar utgangspunkt i Finansdepartementets Rundskriv R-14/99 Behandling av diskonteringsrente, risiko, kalkulasjonspriser og skattekostnad i samfunnsøkonomiske analyser. Rundskrivet er i sin helhet tatt inn som vedlegg 1 i denne rapporten. Her gjengis pkt 2 i rundskrivet: 2. Diskonteringsrente og risiko For å kunne sammenlikne og summere nytte- og kostnadsvirkninger som oppstår på ulike tidspunkt, er det behov for en diskonteringsrente. Diskonteringsrenten for statlige prosjekter bør ta utgangspunkt i en risikofri diskonteringsrente og et risikotillegg. Alternativt kan risiko håndteres ved å justere ned kontantstrømmen ved bruk av sikkerhetsekvivalenter. Den risikofrie diskonteringsrenten fastsettes som en langsiktig risikofri realrente før skatt. På dette grunnlaget settes størrelsen på den risikofrie diskonteringsrenten til 3,5 pst. pr. år. Finansdepartementet vil oppdatere den risikofrie diskonteringsrenten over tid for å fange opp langsiktige endringer i rentenivået. For større prosjekter eller for grupper av prosjekter med tilnærmet samme risiko, bør risikojusterte avkastningskrav beregnes særskilt. 15.10.04 Side 9
For mindre, enkeltstående prosjekter benyttes risikotillegg som vist i tabellen nedenfor dersom det ikke utføres særskilte analyser. Prosjekttype Risikotillegg Diskonteringsrente Prosjekter med om lag samme risiko som et gjennomsnittlig prosjekt finansiert i aksjemarkedet 4,5 pst. 8 pst. Prosjekter med middels risiko 2,5 pst. 6 pst. Prosjekter med lav risiko 0,5 pst. 4 pst. Offentlig forretningsdrift i direkte konkurranse med private aktører Som tilsvarende private bedrifter 3,5 pst. + risikotillegg som tilsvarende private bedrifter Valg av risikoklasse er omtalt nærmere under 4.3 i Veiledning i samfunnsøkonomiske analyser (Finansdepartementet, 2000). Fra Veiledning i samfunnsøkonomiske analyser gjengis deler av pkt 3.5 Diskonteringsrenten:. Den relevante risikofrie diskonteringsrenten i samfunnsøkonomiske analyser blir dermed langsiktig, risikofri realrente før skatt. I april 1997 var den effektive renten på norske 10-års obligasjoner 6,2 pst pr.år. Den tilsvarende effektive ECU-renten var på 6,5 pst pr.år, mens den effektive DEM-renten var på 6,0 pst pr.år. Med en forventet fremtidig inflasjonsrate på om lag 2 pst pr.år, kan dette tilsi en langsiktig realrente på om lag 4 pst pr.år. Risikoen knyttet til fremtidig inflasjon kan videre trekke i retning av at den risikofrie, langsiktige realrenten bør settes noe lavere enn dette. På dette grunnlaget tilrådde Kostnadsberegningsutvalget i NOU 1997: 27 at statens risikofrie diskonteringsrente på det tidspunktet burde sette til 3,5 pst pr.år reelt. Det synes foreløpig ikke å være grunnlag for å revidere anslaget for diskonteringsrenten. Anslaget bør imidlertid generelt oppdateres over tid for å fange opp langsiktige endringer i rentenivået og dermed alternativkostnaden.. (våre understrekninger). Valg av langsiktig risikofri realrente før skatt: Den risikofrie renten pt er: Norsk 10-års statsobligasjon: 4,25 %/år (nominell rente) Tysk 10-års statsoblogasjon: 4,05 %/år (nominell rente) Dette er ca 2 %-poeng lavere enn det som er lagt til grunn i Finansdepartementets retningslinjer. Inflasjonen pt er lavere, men Norges Banks langsiktige styringsmål er 2,5 % i årlig inflasjon. Den langsiktige risikofrie diskonteringsrenten burde dermed vært i underkant av 2 %/ år reelt. Valg av risikopremie Investering i et transportsystem (hovedrør og grenrør) for distribusjon av naturgass er kun aktuelt dersom det bygges et kraftvarmeverk på Skogn. 15.10.04 Side 10
Når kraftvarmeverket er bygget, vil røret dermed transportere ca 1,1 mrd Sm 3 pr år i minimum 30 år, mest sannsynlig 50-60 år. I tillegg vil det bli transportert gass til andre brukere. I transportavtalene vil det bli tatt inn en ship or pay klausul som vil sikre at kjøperne av transporttjenester må betale for et visst volum (vanlig med 85 % av kontrahert volum) selv om fysisk transport er lavere. Dersom eierne av kraftvarmeverket velger en løsning, slik som opprinnelig planlagt, hvor de kjøper produsert kraft til selvkost, vil kredittrisikoen for Trønderpipe dermed være flyttet opp til eierne av kraftvarmeverket. Selv om kraftvarmeverket skulle gå konkurs er det utenkelig at det ikke vil bli startet opp igjen med nye eiere. For Trønderpipe AS vil dette bety at risikoen for brukerbetaling blir svært lav. I hht retningslinjene fra Finansdepartementet er risikopremien for prosjekter med lav risiko satt til 0,5 %. Vi har i våre beregninger brukt 1,0 %. Diskonteringsrenten blir da 3,0 %/ år (2,0 + 1,0). 4.3.2 Finansielle mål Trønderpipe har følgende finansielle mål: Avkastning totalkapital = 3 % reelt før skatt (brukes ved beregning av tariff) Egenkapitalavkastning = 3 % ± effekt av lånefinansiering = 3 % + (3% - R G ) * G/E (R G =lånerente, G=gjeldsandel, E=egenkapitalandel) Egenkapital-% > 50 % Avkastning på totalkapitalen, beregnet ved diskonteringsrenten (internrenten), skal altså være 3 %, dvs gjennomsnittlig avkastning over prosjektets levetid skal være 3 %. Dette vil sikre at transporttariffen uttrykt i 2006-kr kan være konstant over tid. Avkastningen vil dermed bli noe lavere i startfasen når transportert volum er noe lavere og avkastningen høyere etter hvert som volumet øker. Vi har i beregningene forutsatt at prosjektet har en levetid på 30 år, hvorav knapt 3 år planleggings- og byggeperiode og drøye 27 år i drift. Vi har i forretningsplanen forutsatt 5,0 % nominell lånerente og en inflasjon på 2,5 %, slik at reell lånerente er 2,5 % (5,0 % - 2,5 %). Dvs at man tjener 0,5 % (3,0 % - 2,5 %) på lånefinansieringen. Den totale effekten bestemmes av låneandelen i forhold til egenkapitalandelen. I forretningsplanen utgjør låneandelen ca 10 %, slik at effekten av lånefinansieringen blir 0,05 % (0,5% * 10%/90%) og enkapitalavkastningen 3,05 %. Med en låneandel på 50 % ville effekten av lånefinansieringen blitt 0,5 % (0,5% * 50%/50%) og egenkapitalavkastningen dermed 3,5 %. Dersom reell lånerente (nominell rente inflasjon) er 3 % vil egenkapitalavkastningen bli den samme som avkastningen på totalkapitalen. 15.10.04 Side 11
4.4 Rente ansvarlig lån / Utbyttepolicy Dersom en del av eiernes kapital blir stilt til rådighet i form av ansvarlig lån, må rente-% og tilbakebetalingstid avtales nærmere. Det er forutsatt at det betales ut maksimalt utbytte, slik at det ikke akkumuleres mer kapital enn nødvendig i selskapet. Utbytte må selvsagt også tilpasses Trønderpipe s finansielle situasjon og investeringsbehov. Det er i beregningene forutsatt at eiernes kapital i sin helhet er aksjekapital. I en endelig finansiell løsning bør deler av finansieringen være i form av ansvarlig lån og / eller overkurs, slik at det blir enklere å tilbakeføre en del av kapitalen til eierne. 15.10.04 Side 12
5. Beskrivelse av prosjektet Transportsystemet som ligger til grunn for utarbeiding av forretningsplanen, omfatter følgende elementer: Mottaksanlegg for naturgass på Tjeldbergodden. Gassrørledning mellom mottaksanleggene på Tjeldbergodden og Skogn. Mottaksanlegg på Skogn. Grenrør som Trønderpipe beslutter å bygge, - i første omgang til Trondheim. Samt øvrige utvidelser og kapasitetsøkende tiltak som selskapet beslutter å iverksette. 5.1 Landfall og mottaksanlegg på Tjeldbergodden Mottaksanlegget for naturgass på Tjeldbergodden vil omfatte nødvendig utstyr for fjerning og lagring / utskipning av væskekomponenter (i tilfellet tørrgasstransport), kompresjon (i tilfellet rikgasstransport) og sluse for rørskrape. Rikgass fra Heidrun vil transporteres gjennom rørledningen Haltenpipe i tettfase for å unngå utfelling av væske, dvs. med et innløpstrykk til ilandføringsstedet på Tjeldbergodden på minimum 120 barg. For å kunne transportere gassen videre til Skogn uten væskeutfelling, må minimumstrykket på ankomststedet Skogn også være 120 barg. På mottaksanlegget på Tjeldbergodden vil det for rikgasstransport være behov for kompresjonsutstyr. Alternativt er det mulig å tørke gassen på Tjeldbergodden, dvs. fjerne væskeformige hydrokarbonkomponenter, slik at gassen kan transporteres til Skogn i énfase ved lavere trykk. Ved tørrgasstransport vil gassen på Tjeldbergodden først tørkes for vann i et molekylær silanlegg før trykket reduseres gjennom en ventil. På denne måten blir væskekomponenter fjernet. Væsken som fjernes, vil bli stabilisert og lagret før utskipning, eller eventuelt forbrent som et ustabilt produkt. Dersom det viser seg økonomisk gunstig med stabilisering må det bygges en lagertank med kapasitet på omlag 8.000 m 3 og en ny lastearm for kondensat. Det vil bli behov for omlag ett skipsanløp pr. uke for eksport av kondensat. I de økonomiske beregningene har vi forutsatt at det skal transporteres rikgass. 5.2 Gassrørledning Tjeldbergodden Skogn Mellom mottaksanleggene på Tjeldbergodden og Fiborgtangen på Skogn må det legges en ca. 160 km lang gassrørledning. Gassrørledningen som planlegges vil ha en diameter på 14 og vil få en kapasitet på ca 1,6 mrd Sm 3 /år. Forventet gassforbruk for kraftvarmeverket på Skogn vil være ca 1,1 mrd Sm 3 /år, slik at det vil være kapasitet for å kunne transportere ytterligere 0,5 mrd Sm 3 /år med tanke på å kunne dekke behovet til andre aktuelle forbrukere i regionen. Det vil derfor bli installert T-koblinger (ca 5 mkr/stk) der hvor det kan være realistisk å legge grenrør. 15.10.04 Side 13
Gassrørledningen vil legges på sjøbunnen i Trondheimsleia og videre inn gjennom Trondheimsfjorden. I utgangspunktet planlegges rørledningen med en ytre diameter på 14". Det har vært vurdert andre rørledningsdiametere, i størrelsesorden 12-18". Ulike alternative traséer har også vært vurdert på kortere strekninger bl.a. ved Agdenes, ved Tautra og ved landfall i Skogn. Sjørørledningen vil bli installert ved hjelp av leggefartøy hvor rørene sveises sammen ombord. Konvensjonelle rørleggingsfartøy bruker ankere for posisjonering og fremtrekking. Alternativt vil det kunne benyttes fartøyer som posisjoneres ved hjelp av propellkraft, såkalt dynamisk posisjonering. Avklaring av hvilken metode og leggefartøy som skal benyttes vil bli foretatt på et senere tidspunkt. 5.3 Landfall og mottaksanlegg på Fiborgtangen, Skogn Mottaksanlegget på Skogn vil bestå av en sluse for rørskrape, væskefanger (i tilfellet med rikgass), utstyr for oppvarming av gassen ved hjelp av lavtrykksdamp, trykkreduksjon gjennom en ekspander og fiskal måling. For rikgasstransport vil en på Skogn måtte redusere trykket på gassen for levering til kraftvarmeverket fra 120 til 42 barg gjennom en ventil eller ekspander. Energien som frigjøres ved denne trykkreduksjonen er i størrelsesorden 3,5-4,5 MW, og kan nyttiggjøres til f.eks. produksjon av el-kraft. Gassen må leveres i énfase til kraftvarmeverket slik at det er nødvendig med stor grad av oppvarming. Det er forutsatt at kraftvarmeverket på Skogn kan levere lavtrykksdamp til dette formålet. Ved tørrgasstransport vil mottaksanlegget bestå av en rørskrapesluse, en oppvarmingsenhet og en målestasjon. I tillegg vil det bli installert en kontrollventil mellom målestasjonen og oppvarmingsenheten for å kontrollere trykket inn til kraftvarmeverket. 5.4 Grenrør Transportsystemet omfatter også de grenrør som Trønderpipe beslutter å bygge. I første omgang vil det være aktuelt å legge grenrør til Trondheim, deretter til Orkanger og Verdal og på sikt muligens også til andre steder. 15.10.04 Side 14
6. Myndighetsforhold 6.1 Konsekvensutredning Konsekvensutredningen er en integrert del av planleggingen av større prosjekt både på land og i sjø, og skal sikre at forhold knyttet til samfunn, miljø og naturressurser blir inkludert i planarbeidet på linje med teknisk/økonomiske og sikkerhetsmessige forhold. Konsekvensutredningen skal bidra til å etablere et grunnlag for å belyse spørsmål som er relevante både for den interne og eksterne beslutningsprosessen. Samtidig skal den sikre berørte interesser samt offentligheten informasjon om prosjektet. Saksbehandlingen knyttet til både melding med forslag til utredningsprogram og selve konsekvensutredningen gir alle instanser som kan bli berørt av planene, anledning til å komme med innspill som kan bidra til å påvirke utformingen av prosjektet. Industrikraft Midt-Norge sendte i februar 1999 konsekvensutredningen over til Olje- og energidepartementet. Tiltaket som lå til grunn for utarbeiding av konsekvensutredningen, omfatter følgende elementer: Terminalanlegg på Tjeldbergodden for mottak, rekompresjon og videretransport av gass, alternativt også tørking og væskehåndtering. Rørledning (12-16 ) i sjøen fra Tjeldbergodden inn Trondheimsleia / Trondheimsfjorden til Skogn (ca 160 km), inkludert installasjon av T-kobling utenfor Trondheim og eventuelt andre steder, samt landfall på Tjeldbergodden og i Skogn. Mottaksanlegg på Fiborgtangen, Skogn Som det framgår omfatter konsekvensutredningen ikke grenrørene, men kun T-koblinger. Den 29.november 2000 skriver Olje- og energidepartementet bl.a.: De samlede miljø- og samfunnsmessige konsekvenser som følge av prosjektet er etter departementets vurdering tilstrekkelig utredet. På bakgrunn av konsekvensutredningen og de innkomne høringsuttalelsene har Olje- og energidepartementet kommet frem til at utredningsplikten for gassrørledning fra Tjeldbergodden til Skogn, iht. bestemmelsene om konsekvensutredninger i plan- og bygningsloven kapitel VII-a og petroleumsloven 4-3, jf. Forskrift til lov om petroleumsvirksomhet fastsatt ved kgl. Res. 27.juni 1997 28 og 22a, er oppfylt. 6.2 Plan for anlegg og drift (PAD) Petroleumsloven 4-3: Særskilt tillatelse til anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum. Her stilles det krav om at det skal fremlegges en søknad med plan for bygging, plassering, drift og bruk av slike innretninger (innretninger for transport). Denne søknaden kalles Plan for Anlegg og Drift (PAD). 15.10.04 Side 15
Forskrift til Petroleumsloven 29: Innhold i plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum. Her stilles det krav om at PAD skal inneholde opplysninger til eierforholdet til innretningen. Forskrift til Petroleumsloven 28: Tillatelse til anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum. Her fremgår det at departementet kan sette vilkår bl.a. vedrørende eierforhold, rørledningens bestemmelsessted, trase, transportkapasitet, tariffer m.m. 15.10.04 Side 16
7. Avtaler I det følgende gis det en oversikt over hvilke typer avtaler som typisk inngås i.f.m. gasstransport. Avtalene kan sees på som et Avtalehierarki der eieravtalen er den overordnede og styrende avtalen, mens de øvrige avtalene inngås innenfor de rammer som eieravtalen etablerer. Eieravtale Trønderpipe AS Transport avtaler SOP = Ship Or Pay EPCI Avtaler for tie-in etc Drift / Service avtale Finansiering 7.1 Eieravtale Eieravtalen inngås i forbindelse med opprettelsen av selskapet, og oversendes normalt OED samtidig med PAD. Eieravtalen behandles dermed som en del av underlaget for anleggstillatelsen. Avtalen signeres av Transportselskapets eiere. Denne avtalen er det styrende dokument for virksomheten i transportselskapet, både eierne imellom og mellom eierne og skiperne (brukerne av transportsystemet). 7.2 Transportavtaler Transportavtalene skal regulere transporten av naturgass i hovedrør og grenrør (i høytrykks gassrørledninger) fra Tjeldbergodden til Skogn og via grenrør til Trondheim og etter hvert også andre mottaksanlegg. Avtalene inngås mellom Transportselskapet (Trønderpipe) og den enkelte skiper (IMN og Naturgass Trøndelag). Disse avtalene bygger på prinsippene i eieravtalen og detaljerer ut transportvilkårene og behandler temaer som: Transportselskapets mottaksforpliktelse Skipers gjennomstrømningsforpliktelse (ship or pay forpliktelse til å betale for x%) Tariffer, prioritetsregimer Fleksibilitet, rabattsystem, incentiver Det foreligger en intensjonsavtale mellom Industrikraft Midt-Norge (IMN) og Naturgass Trøndelag (NGT) hvor det bl.a. framgår at NGT planlegger distribusjon og salg av naturgass i egne lokale lavtrykks naturgassnett på steder ved Trondheimsfjorden der det er, eller kan skapes, markedsgrunnlag for salg av naturgass. 15.10.04 Side 17
I hht til intensjonsavtalen vil Trønderpipe være ansvarlig for transporten av naturgass til mottaksanlegg på land og NGT vil være ansvarlig for salg og distribusjon av naturgass til sluttbrukere (bortsett fra IMN). 7.3 Tilknytnings og driftsamarbeidsavtaler (tie-in, utilities, services) Avtaler for tilknytnings- og driftsamarbeidsavtaler inngås mellom Transportselskapet (Trønderpipe) og eierne på hhv Tjeldbergodden og IMN / Norske Skog for anleggene på Skogn. Hensikten er å definere de fysiske grenseflatene presist, samt avklare kostnad og ansvarsforhold i utbyggings- og driftsfasen. Denne avtalen kan utformes som en avtale, eller som to avtaler, - én avtale som dekker utbygging og én avtale som dekker drift, avhengig av hva som er mest praktisk. En sak å være spesielt oppmerksom på i forbindelse med denne type avtale er eierskapet til de delene av Transportsystemet som installeres innenfor tomtegrensen på Tjeldbergodden. I offshore sammenheng er det vanlig, i tilsvarende situasjoner, at eierskapet overføres til eierne av de eksisterende anleggene, og at man isteden betaler en tariff for bruk. Dette er særlig vanlig dersom eksisterende anlegg og nye anlegg teknisk sett er integrert og driftes som ett felles anlegg. 7.4 Byggekontrakt (EPCI = Engineering Procurement Construction Installation) Trønderpipe tar sikte på å etablere kontrakt med en totalentreprenør som skal stå for den samlede prosjektering, anskaffelse, bygging og igangsetting av transportsystemet, herunder tomteopparbeidelse og bygningsmessige konstruksjoner og installasjoner på mottaksanleggene og legging av hovedrørledningen og grenrør. Totalentreprenøren skal derfor ha evne til å kunne påta seg ansvaret for prosjektering og bygging av anleggets prosessfunksjoner, og samtidig være koordinator for planlegging og bygging av transportsystemet. 7.5 Driftsavtale Prekvalifiserte tilbydere vil inviteres til å gi tilbud på drift av transportsystemet. Det må utarbeides en egen avtale, som i detalj beskriver Trønderpipes oppgaver og ansvar og operatørens oppgaver og ansvar. 7.6 Finansieringsavtale Samtidig med inngåelse av byggekontrakt må det også inngås avtale om ekstern lånefinansiering. Finansiering fra eierne må være avklart i god tid før dette. 15.10.04 Side 18
8. Markedsforhold 8.1 Regionen generelt Det er i hele Midt-Norge en stor interesse for å ta i bruk naturgass som råstoff og energikilde. Et 160 km langt rør for transport av naturgass fra Tjeldbergodden til Skogn vil passere ca. 70 80 % av så vel befolkningen som næringslivet i Trøndelagsfylkene. Ved å montere tilkoblingsmuligheter på hovedrøret vil det bli lagt til rette for bygging av avgreningsrør til aktuelle steder langs traséen, noe som vil kunne åpne nye muligheter for industrien i store deler av denne regionen. Det er gjennomført flere markedsutredninger på generelt grunnlag for å se på behov og muligheter ved innføring av naturgass, og det er gjort økonomiske og tekniske studier hos en rekke enkeltbrukere av gass. 8.2 Kjøpere av transporttjenester i Trønderpipe 8.2.1 Industrikraft Midt-Norge AS (IMN) Eieravtale for Industrikraft Midt-Norge DA ble inngått i november 1997. Industrikraft Midt- Norge AS ble stiftet i mai 2001. Selskapets formål er å produsere og omsette varme og elektrisk kraft basert på naturgass, samt være engasjert i virksomhet i naturlig tilknytning til dette, herunder bygging og drift av en gassrørledning fra Tjeldbergodden til Skogn. Eiersammensetningen er som følger: Elkem ASA 50 % (www.elkem.no) Statoil ASA 20 % (www.statoil.no) Norske Skogindustrier ASA 10 % (www.norske-skog.com) NTE 10 % (www.nte.no) Trondheim Energiverk AS 10 % (www.tev.no) Selskapet fikk i november 2000 anleggskonsesjon fra NVE for å bygge og drive et 800 MW kraftvarmeverk på Skogn og utslippslippstillatelse fra SFT. 8.2.2 Naturgass Trøndelag (NGT) Naturgass Trøndelag AS ble stiftet i desember 1997. Selskapet har som formål levere gass til sluttbruker, samt annen tilknyttet virksomhet, herunder å delta helt eller delvis i andre selskaper med tilsvarende formål ved aksjekjøp eller på annen måte. Eiersammensetningen er som følger: Statoil ASA 35 % (www.statoil.no) TEV Fjernvarme AS 25 % (www.tev.no) Gasnor ASA 20 % (www.gasnor.no) 15.10.04 Side 19
NTE 10 % (www.nte.no) TrønderEnergi AS 10 % (www.tronderenergi.no) Selskapet arbeider mot aktuelle kunder i Midt-Norge og har prosjektert distribusjonsløsninger for å bringe gassen frem til den enkelte kunde. Nedenfor gjennomgås de steder hvor potensiale på kort sikt er størst. Trondheim Naturgass Trøndelag har utredet markedet for naturgass og prosjektert distribusjonsnett til kunder i Trondheim. Det er kartlagt et marked på 30 millioner Sm 3 som innfases de første driftsårene og med en stigning på sikt. Markedet består av industrikunder med høytemperatur produksjonsprosess og noe lavtemperatur oppvarming. Verdal Verdal har et sterkt industrimiljø med Aker Verdal i spissen. På Ørin industriområde er det samlet et antall bedrifter og en del av disse har et energibehov. Det er forprosjektert distribusjonsløsninger for gass på industriområdet. Det er i dag ikke bekreftet behov for gassvolumer i en størrelsesorden som gjør rørfremføring økonomisk gjennomførbart, men det er flere aktuelle industriprosjekter som kan utløses av at gass er tilgjengelig og dermed utløse tilstrekkelig volum. Orkanger Orkanger har i likhet med Verdal et industrielt miljø og flere utviklingsorienterte industriaktører. Det har vært arbeidet med skisser til nye industriprosjekter som baserer seg på gass som råstoff. Disse planene har vært lagt til side på grunn av manglende gassforsyning, men kan igjen bli aktuelle ved realisering av et rør inn Trondheimsfjorden. Å utvikle disse prosjektene videre fram til investeringsbeslutning vil ta tid, og det er derfor lite realistisk å legge til grunn at det kan taes en beslutning om å legge et grenrør til Orkanger samtidig som hovedrøret. Dette med utgangspunkt i den framdriftsplan som legges til grunn i forretningsplanen.grenrør til Orkanger er følgelig utelatt i de beregninger som er gjennomført. Det vil selvsagt bli lagt til rette for at Orkanger og Verdal skal kunne få tilgang på naturgass på et senere tidspunkt når potensiale for bruk av naturgass er tilstrekkelig. Andre områder i Midt-Norge Det har vært gjennomført utredninger også for andre områder som Frosta og Fosen med tanke på markedet for naturgass. På disse områdene er det per i dag ikke en etterspørsel som gjør det mulig med rørtilført gass. 15.10.04 Side 20
8.3 Framtidig potensiale for bruk av naturgass i Trøndelagsregionen. Med utgangspunkt i de kartleggingsoppgaver som har vært gjennomført i tilknytning til regional og lokal utnyttelse av naturgass, ble Cap Gemini Ernst & Young i 2. halvår 2001 engasjert for å sannsynliggjøre hva som er et realistisk potensiale for framtidig anvendelse langs rørtraseen fra Tjeldbergodden til Skogn på kort og lang sikt. Metoden som er brukt er basert på en tilnærming fra tre innfallsvinkler: 1. Eksisterende estimater kartlagt gjennom tidligere studier for hver lokasjon. Dette underlaget er oppdatert gjennom kontakt med sentrale aktører på hver lokasjon. 2. Energistatistikk for Norge generelt og regionen spesielt, totalforbruk og fordeling. Det er lagt vekt på å kalibrere eksisterende estimater mot energibruk i regionen for å unngå urealistisk utvikling i forhold til dagens situasjon. 3. Erfaringsmateriale fra land og regioner der gass er tatt i bruk i større omfang. Det er foretatt en sammenlikning mot nøkkeltall fra andre vestlige land med hovedvekt på Danmark og Sverige, og da først og fremst regioner der naturgass er tatt i bruk. Eksisterende estimater Vurderinger Energistatistikk energibruk i dag Erfaringstall fra modne markeder Basert på gitt informasjon, analyser og forutsetninger er det gjort følgende konklusjoner: På kort sikt (2005-2010) er det under gitte forutsetninger grunnlag for å utnytte naturgass regionalt i et omfang av ca. 150 mill Sm 3 /år gjennom konvertering og utbygging av konkrete prosjekter. Basert på kjente planer og gitte forutsetninger kan regionen ha et gassforbruk på nærmere 400 mill Sm 3 /år i løpet av en 10-20 års periode. Dette danner bl.a. grunnlag for å velge en rørdiameter på 14 med en transportkapasitet på om lag 1,6 mrd Sm 3 /år naturgass. 8.4 Markedsvolum for Trønderpipe Trønderpipe skal selge transporttjenester for naturgass til aktører som ønsker å transportere naturgass inn til Midt-Norge. Den største enkeltkjøperen av slike transporttjenester vil være Industrikraft Midt-Norge som planlegger å transportere ca 1,1 mrd Sm 3 /år. Naturgass Trøndelag ønsker å transportere 30 millioner Sm 3 naturgass inn til Trondheim med mulighet for større volum over tid. Naturgass Trøndelag vil også å arbeide videre med mulighetene for å opprette transport inn til Verdal, Orkanger og andre lokasjoner i Midt-Norge. 15.10.04 Side 21
Selv om det er antydet et betydelig potensiale på sikt har vi i langtidsplanen valgt å legge inn forsiktige estimater. Ved bygging av nye grenrør, må tariffberegningen oppdateres. 8.4.1 Transport i hovedrør Tjeldbergodden - Skogn Følgende volum er forutsatt transportert i hovedrøret: Transportert volum 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2035 IMN - Kraftvarmeverk Skogn mill Sm 3 230 1.097 1.084 1.084 1.084 1.084 1.084 1.084 1.084 NGT - Trondheim mill Sm 3 3 13 25 30 30 30 38 38 38 Sum hovedrør mill Sm 3 233 1.110 1.109 1.114 1.114 1.114 1.122 1.122 1.122 IMN s transportbehov er beregnet ut fra en planlagt kapasitet på kraftvarmeverket på ca 800 MW og en årlig produksjon på ca 6,2 TWh. 8.4.2 Transport i grenrør til Trondheim Forventet transportert volum til Trondheim framgår av forrige tabell. Det er rimelig å anta at volumet også vil øke i perioden 2015-35, men vi har valgt å bruke forsiktige estimater. 15.10.04 Side 22
9. Fremdriftsplan FREMDRIFTSPLAN 2004 2005 2006 2007 2008 MILESTONES Okt Nov Des 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q 1Q 2Q 3Q 4Q Prosesser & beslutninger KRAFTVARMEVERK Teknisk prosjektforberedelse (turbinkontrakt) Teknisk prosjektforberedelse (EPC-kontrakt) Kraftkjøpsavtaler med eierne Finansiering kraftvarmeverk Fjerner betingelser KT FK 15.12 Gasskontrakt Oppfylling Bygging - testing (31 mnd) KDD 1 01.10 KDD 2 01.11 TRANSPORT SYSTEM Eierstruktur Avtaler Aksjonær- / Eieravtale / Avtale med operatør Transportavtaler med IMN & NGT Avtale for tie-in, drift og tjenester med TBO og Skogn Plan for anlegg og drift (PAD) EPCI - kontrakt (totalentreprise) Finansiering rørledning Bygging / testing (25 mnd) Godkjenning KT FK 15.12 KDD 01.03 start / slutt KT Kontrakts Tildeling beslutning styrebeslutning FK 15.12 KDD xx.xx Finansierings Avtale Kommersiell Drifts Dag Bygging av et kraftvarmeverk på Skogn er en forutsetning for bygging av et transportsystem for distribusjon av naturgass til Trøndelag. Framdriftsplanen for transportsystemet må derfor samordnes med fremdriftsplanen for kraftvarmeverket. Kraftvarmeverket har fått forlenget konsesjonen for oppstart til 01.01.09. På grunn av markedsmessige forhold vil det være gunstig med oppstart om høsten og vi har forutsatt oppstart av turbin 1 i okt. og turbin 2 i nov. 2008. For å kunne rekke denne tidsfristen må arbeidet med planlegging og kontraktsforhandlinger komme i gang tidlig i 2005, slik at de store kontraktene for kraftvarmeverket (turbinkontrakt, EPC-kontrakt, gasskontrakt og finansieringskontrakt) og for transportsystemet (EPCI-kontrakt og finansieringskontrakt) kan inngås samtidig, dvs i slutten av 2005. Transportsystemet må være ferdigtestet i god tid før kraftvarmeverket skal starte sine testkjøringer, hvilket innebærer byggestart tidlig i 2006 for transportsystemet. 15.10.04 Side 23
10. Langtidsplan Modellen for langtidsplanen omfatter perioden 2006-2035, med driftsstart fra 01.10.08. 10.1 Forutsetninger Forutsetningene for perioden 2016-2035 tilsvarer forutsetningene for 2015. Som input for investeringer og driftskostnader har vi lagt til grunn rapporten Tjeldbergodden Skogn Gas Pipeline, Extended Conseptual Study, - 12.04.02 utarbeidet av Reinertsen Engineering, tilleggsnotat fra Statoil og de siste beregninger fra Mirant / IMN. Forutsetningene vedr. investeringer og driftskostnader er basert på rikgassalternativet. 10.1.1 Pris- / kostnadsvekst Følgende forutsetninger gjelder: For oppjustering av investeringsbeløp og driftskostnader fra 2002-kr til 2006-kr er det forutsatt en prisstigning for disse parametrene på 1,0 % pr år. Inflasjon 2007-2035: 2,5 % pr år 10.1.2 Investeringer / Avskrivninger For hovedrøret har vi forutsatt en diameter på 14 som har en kapasitet på ca 1.600 mill Sm 3 /år. Videre er det forutsatt transport av rikgass. For investeringene gjelder da følgende forutsetninger: Investeringer - reelt 2002 2006 2006 2007 2008 Inflasjon 1,0 % 2,5 % 2,5 % Inflasjonsindeks 1,000 1,041 2002-kr 2006-kr * Investering hovedrørledning mv mkr 1.280 1.332 384 794 154 * Investering grenrør mkr 80 83 83 * Investering transportsystem mkr 1.360 1.415 384 794 237 Investeringer - nominelt Sum Investeringer - hovedrør mkr 1.360 384 814 162 Investeringer - grenrør mkr 87 87 * Investering transportsystem mkr 1.447 384 814 249 15.10.04 Side 24
Det er nødvendig med en nærmere avklaring når det gjelder hvilke investeringer på mottaksanlegget på Skogn som skal dekkes av Trønderpipe og hva som er IMN s ansvar. Det som skal dekkes av Trønderpipe vil bli dekket inn gjennom en høyere tariff. Ettersom IMN vil stå for mer enn 95 % av transportert volum vil det være IMN som stort sett vil dekke disse kostnadene. Men uansett må de fysiske grenseflatene defineres. Vi har forutsatt at Trønderpipe skal være ansvarlig for alle investeringene på Tjeldbergodden og investeringene fram til leveringspunktene, dvs investeringer knyttet til landfall, pigg-mottaker og tie-in. Onshore rørledning fram til leveringspunktet er også Trønderpipe s ansvar. Nødvendig prosesseringsanlegg / utstyr for å klargjøre gassen for bruk i kraftvarmeverket på Skogn vil være IMN s ansvar. For avskrivninger har vi følgende forutsetninger: Avskrivninger Ordinær Saldo Tjeldbergodden / Hovedrør / Skogn % 5 % 5 % Grenrør % 5 % 5 % 10.1.3 Finansiering Følgende finansieringsplan for investeringene er lagt til grunn: Finansiering Trondheim Kommune mkr 200 Offentlige aktører i regionen mkr 200 Private aktører mkr 200 Staten mkr 50 % 724 Egenkapital / Ansv.lån / Tilskudd mkr 1.324 Langsiktig banklån mkr / % 123 Sum langsiktig finansiering mkr 1.447 Det er i modellen forutsatt opptak av ett langsiktig lån, - et annuitetslån med løpetid over 15 år, hvorav 1 års avdragsfrihet. 10.1.4 Driftskostnader For driftskostnadene (reelle tall) gjelder følgende forutsetninger: Drift-/ vedlikeholdskostnader 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2035 Tjeldbergodden / Hovedrør / Skogn mkr -7,7-30,9-30,9-30,9-30,9-30,9-30,9-30,9-30,9 Grenrør Trondheim mkr -0,4-1,7-1,7-1,7-1,7-1,7-1,7-1,7-1,7 Vi har i beregningene forutsatt at Trønderpipe skal dekke alle drifts- og vedlikeholdskostnader og energikostnader på Tjeldbergodden, drift- og vedlikeholdskostnader knyttet til hovedrør, grenrør og på Skogn på installasjoner fram til leveringspunktet. Dampkostnader knyttet til prosessering av gassen skal dekkes av IMN. 15.10.04 Side 25
10.1.5 Transportert volum Fra markedsplanen (se kap. 8) får vi følgende forutsetninger for transportert volum: Transportert volum 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2035 IMN - Kraftvarmeverk Skogn mill Sm 3 230 1.097 1.084 1.084 1.084 1.084 1.084 1.084 1.084 NGT - Trondheim mill Sm 3 3 13 25 30 30 30 38 38 38 Sum hovedrør mill Sm 3 233 1.110 1.109 1.114 1.114 1.114 1.122 1.122 1.122 10.1.6 Skatt / Disponering Ved beregning av utsatt skattefordel / utsatt skatt (28 %) er midlertidige forskjeller, dvs fremførbart underskudd og differansen mellom bokførte verdier og skattemessige verdier på anleggsmidlene, lagt til grunn. Ved beregning av betalbar skatt (28 %) er det anvendt saldoavskrivninger. Det er forutsatt maksimal utdeling av utbytte. 10.1.7 Arbeidskapital Det er forutsatt 40 dg kredittid til kunder og 30 dg kredittid fra leverandører. 15.10.04 Side 26
10.2 Driftsinntekter - tariffer Tariffen, uttrykt i øre/sm 3, beregnes på grunnlag av: Hovedrør Grenrør Sum Investeringene (reelt) mkr 1.332 83 1.415 Driftskostnadene (reelt) mkr/år 30,9 1,7 32,6 Transportert volum mill Sm 3 /år > 1.084 13 38 Levetiden på anlegget år 27 27 Krav til avkastning (reelt før skatt) % 3,0 % 3,0 % Ved beregning av tariffen legger vi til grunn prognosen for transportert volum, slik at vi får beregnet en reell gjennomsnittstariff for prosjektets levetid. Dette innebærer at tariffen må justeres ved avvik fra prognosen. Tariffen må også justeres for evt nye investeringer og avvik i de forutsatte driftskostnader. Den beregnede tariffen vil sikre at selskapet får inntekter som vil gi 3,0 % reell avkastning før skatt på totalkapitalen over prosjektets levetid. Ved fakturering vil den reelle gjennomsnittstariffen bli inflasjonsjustert, slik at vi får beregnet en nominell tariff. Det er flere måter å beregne tariffen på. Et alternativ er å beregne én tariff for hovedrøret og én tariff for grenrøret. Vi får da følgende tariffer: Drift Invest. Hovedrør 9,41 øre/sm 3 2,77 + 6,64 Grenrør 17,80 øre/sm 3 4,82 + 12,98 Dette betyr at tariffen til Skogn-IMN vil være 9,41 øre/sm 3 og tariffen til Trondheim-NGT vil være 27,21 øre/sm 3 (9,41+17,80). IMN står for ca 97 % av transporten. Et annet alternativ er å beregne lik tariff til samtlige mottak, og vi får da: Tariff 9,96 øre/sm 3 2,91 + 7,05 Dette innebærer at av transportkostnadene for IMN øker med 0,55 øre/sm 3 eller ca 6 mkr/år, tilsvarende en nåverdi på 104 mkr (diskonteringsrente 3 %) og tilsvarende reduksjon for NGT. Hensikten med å beregne en lik tariff til samtlige mottak er å gjøre gassen tilgjengelig for flere brukere til en gunstig pris. Det vil derfor i dette alternativet være en forutsetning at NGT (eller en annen distributør) må kunne dokumentere prisen på gass til sluttbruker; = gasspris levert Tjeldbergodden + transporttariff til Trønderpipe + transporttariff (prosessering + distribusjonsnett) i lavtrykksnettet inkl. en akseptabel avkastning. For Trønderpipe vil begge tariffregimer gi samme inntekt og dermed 3,0 % reell avkastning. I langtidsplanen har vi brukt lik tariff til samtlige mottak. 15.10.04 Side 27