Rapport Kraft fra land til Utsirahøyden

Rapport Kraft fra land til Utsirahøyden FORELØPIG 04.04.2014

Prosjekttittel: Kraft fra land til Utsirahøyden Kunde: Energi Norge Dato Status Ansvarlig Godkjent av Klassifisering 04.04.2014 Utkast v5 Geir Husdal Tom Dagstad Åpen 01.04.2014 Utkast v4 Geir Husdal Tom Dagstad Åpen 19.03.2014 Utkast v3 Geir Husdal Tom Dagstad Fortrolig 03.03.2014 Utkast v2 Geir Husdal Tom Dagstad Fortrolig 28.02.2014 Utkast v1 Geir Husdal Tom Dagstad Fortrolig Emneord: Kraft fra land, Utsirahøyden

Sammendrag Denne rapporten omhandler tiltakskost ved bruk av kraft fra land til å drive feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog på Utsirahøyden. Tiltakskost er beregnet etter samme metode som ble benyttet i OD sin rapport «Elektrifiseringsvurderinger for midtre Nordsjø» fra 2012 (Ref 3). Rapporten er basert på et konsept med overføring av 200 MW kraft i kabel fra Kårstø til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup i en fase (samlet utbygging). Det er også beregnet tiltakskost for en faset utbygging med 80 MW i fase I og med 120 MW som et alternativ i en seinere fase II. Det er forutsatt at kraft fra land kun skal dekke elektrisk energibehov. Varmebehov er antatt dekket av gassfyrte kjeler. De utførte beregninger viser at: kraft fra land til de fire feltene på Utsirahøyden med samlet utbygging har en estimert tiltakskost på ca. 40 NOK/tonn reduserte CO 2 -utslipp. Dette er markant under dagens CO 2 - kost, og følsomhetsberegninger viser at denne konklusjonen er robust. samlet utbygging med 200 MW i fase I gir vesentlig lavere tiltakskost enn faset utbygging med 80 MW i fase I og deretter 120 MW i en fase II tre år etter fase I. fase II av en faset utbygging med kraft fra land vil få en tiltakskost på ca. 320 NOK/tonn. Tiltakskost for fase II er mer følsom for endringer i forutsetningene. Dette kan svekke mulighetene for kraft fra land i denne fasen dersom en faset utbygging blir valgt. tilknytning av nye kraftkrevende utbygginger på Utsirahøyden, innenfor kapasiteten på 200 MW, vil ytterligere redusere tiltakskost og styrke prosjektets økonomi. Følsomhetsberegninger som er foretatt med henholdsvis 40 % høyere investeringskost for kraft fra land, 40 % høyere kraftpris, 40 % lavere gasspris og en kombinasjon av 40 % høyere investeringskost og 40 % høyere gasspris viser at konklusjonen er robust. En sammenligning med kostnadene for bygging og installasjon av kraft fra land til Valhallfeltet viser at investeringskostnadene som er estimert som grunnlag for tiltakskostberegningene er realistiske innenfor en rimelig grad av nøyaktighet. Tiltakskosten i denne rapporten er lavere enn den som fremgår av OD sin 2012-rapport. Dette skyldes: At det denne gang er benyttet oppdaterte kraftprofiler fra Statoil sin rapport «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11), mens det i OD-studien ble benyttet flate profiler (samme kraftbehov hvert år). At prisen på elektrisk kraft i denne studien er basert på markedspris med 10 års horisont, ca. 30 % lavere enn den som ble benyttet i OD-rapporten. Kraftprisene benyttet i denne rapporten er grundig dokumentert. At mottaksstasjonen på sokkelen plasseres i egen modul på stigerørsplattformen på Johan Sverdrup og ikke på egen plattform som forutsatt i rapporten for OD. At det i denne rapporten ble tatt hensyn til at Edvard Grieg og Gina Krog-feltene skal være tilrettelagt for kraft fra land, mens det i OD-rapporten ble antatt at også lokal gasskraft var en opsjon.

Innhold 1 Innledning... 1 2 Metode for beregning av tiltakskost... 2 3 Status Utsirahøyden... 3 4 Forutsatt utbyggingskonsept for scenariene... 3 4.1 Utbyggingskonsept... 3 4.2 Scenariobeskrivelser... 4 5 Forutsetninger... 4 6 Beregningsresultater... 5 6.1 Kostnadsdata... 6 6.2 Tiltakskost... 7 7 Følsomhetsberegninger... 8 7.1 Tiltakskostens robusthet... 8 7.2 Økt kraftbehov (nye felt)... 8 7.3 Andre oppsider ved kraft fra land til Utsiraområdet... 9 8 Vurdering og diskusjon av resultatene... 10 9 Konklusjoner... 12 Forkortelser... 12 Referanser... 13 Vedlegg

1 Innledning Kraft fra land (KFL) som alternativ til eller erstatning for lokal gasskraft på sokkelen er et tiltak som i vesentlig grad kan bidra til at Norge når sine klimaforpliktelser. En studie gjennomført av Norsk olje og gass i 2007 (Ref 1) viste at mens ombygging av eksisterende innretninger til KFL ville bli kostbart med tiltakskost fra ca. 1500 NOK/tonn CO 2 og oppover, kan KFL ved bygging av nye innretninger gi tiltakskost som er konkurransedyktig med CO 2 -kostnaden. Flere beslutninger som er tatt de siste år om å bygge ut nye felt med KFL underbygger dette. I løpet av de siste åra har to nye feltinnretninger startet opp olje- og gassproduksjon med KFL (nye Valhall og Gjøa) og to nye felt bygges nå ut med KFL (Martin Linge og Goliat). Troll A ble bygget ut med KFL i 1996, supplert med ny kraftkabel i 2006 for å levere kraft til gasskompresjon. Nye kabler blir nå installert for å drive nye kompressorinstallasjoner. Det er ikke funnet informasjon som indikerer at KFL var forretningsmessig ufordelaktig for disse prosjektene. Tvert i mot sier noen av operatørene at kraft fra land var et konkurransedyktig alternativ til lokal gasskraft. Mot denne bakgrunn var det forventet at KFL ville bli den foretrukne løsning for de fire felt det nå planlegges utbygging for på Utsirahøyden (Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog). Dette skyldes at Utsiraområdet har store energibehov, lang produksjonstid og muligheter for reduksjon av store CO 2 -utslipp ved bruk av kraft fra land. I tillegg ligger feltene samlet slik at de dominerende kostnadselementene (omformerstasjon på land, kraftkabel til sokkelen og mottaksstasjon på sokkelen med omformer til vekselstrøm) kan deles på flere felt og innretninger. En studie utført av add novatech for Oljedirektoratet i 2012 bekreftet dette (Ref 3). Studien vurderte tekniske muligheter, kostnader og innsparingspotensialer, og tiltakskostnader for en samordnet system for leveranse av kraft fra det norske nettet til feltene på Utsirahøyden. De tekniske løsningene som kreves er basert på moden, utprøvd teknologi og på tekniske og kostnadsmessige erfaringer som industrien har høstet gjennom tidligere KFL-prosjekter. Følsomhetsanalyser viste tiltakskost mellom 275 og 555 NOK/tonn CO 2 (412 NOK/tonn CO 2 for hovedcase). På initiativ fra OED opprettet operatørselskapene for de aktuelle feltene på Utsirahøyden fellesfellesprosjektet «Utsira elektrifiseringsprosjekt» (UHPH). Dette prosjektet har utredet kraft fra land i perioden september 2011 til desember 2012. I en statusrapport levert OED 19. desember 2012 (Ref 7) konkluderte prosjektet med at tiltakskost for samlet elektrifisering lå mellom 300 og 600 NOK/tonn CO 2, men at det fremdeles er store usikkerheter i forutsetningene for beregningene. Statoil opplyste på sin pressekonferanse 12. februar, 2014 (Ref 9) at de planlegger en utbygging av Johan Sverdrup feltet i flere faser der fase I skal være til oppstart seint i 2019 og fase II ca. tre år seinere. De planlegger med kraft fra land i fase I gjennom en 80 MW kabel. Det vil i fase II bli vurdert muligheten av en ny kabel på 120 MW som alternativ til gasskraft. De vil i forbindelse med fase II også vurdere en mulig kraftforsyning til andre felt på Utsirahøyden. OED har i sin pressemelding 21. februar, 2014 (Ref 10) opplyst at selskapene i prosjektet (UHPH) har vurdert flere alternativer for kraft fra land i løpet av 2013, både et konsept med 300 MW og dobbel kraftforsyning (2x100%) til 16 BNOK i investeringer og et enklere konsept med 200 MW (1x100%) til 13,3 BNOK i investeringer. På grunn av kraftig rapporterte kostnadsøkninger ble det behov for videre studier og valg av konsept ble utsatt. Videre har Statoil i sin rapport «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11) presentert grunnlaget for sine beslutninger. Tiltakskost gitt av Statoil/OED i de tre overnevnte referanser avviker substansielt fra de resultater som fremkom av studien for OD i 2012 og som langt på vei ble bekreftet av UHPH sin statusrapport fra desember 2012. På denne bakgrunn har Energi Norge bedt add novatech utarbeide denne rapporten som skal belyse en del forhold knyttet til kraft fra land til feltene på Utsirahøyden. Som grunnlag for denne analysen har add novatech kun tilgang til den informasjonen som er kjent for offentligheten og gitt i denne rapporten referanser. Vi tror likevel at rapporten vil kunne klarlegge en del av de spørsmål og uklarheter som nå preger den offentlige debatt. 1

2 Metode for beregning av tiltakskost Tiltakskost er det begrep som brukes av norske myndigheter for å sammenligne og rangere tiltak for å redusere klimagassutslippene. For energi- og petroleumsrelaterte prosjekter benyttes nåverdimetoden der tiltakskostnaden (TK) er beregnet etter følgende formel: TK = Diskontert kontantstrøm over prosjektets levetid/restlevetid Diskontert utslippsreduksjon over prosjektets levetid/restlevetid I kontantstrømmen inngår normalt: Alle investeringskostnader for Kraft fra land (KFL) minus alle investeringskostnader for lokal gasskraft (LGK) Kostnader for kjøp av strøm fra nettet på land Inntekter ved salg av frigjort brenngass ved kraft fra land minus nedstrøms transportkostnader (transporttariffer) Kostnader for utslipp av NO X ved kraft fra land minus tilsvarende kostnader for LG Andre driftskostnader ved KFL minus andre driftskostnader for LG-løsningen Utslippsreduksjonen omfatter reduksjon av klimagassutslipp (i dette tilfellet CO 2 ) over tiltakets levetid. CO 2 -kostnadene er summen av CO 2 -avgiften og kvotepris på CO 2 og inngår ikke i tiltakskostberegningene. CO 2 -avgiften for 2014 er 0,98 NOK/Sm 3 gass brenngass. Sammen med kvoteprisen utgjør CO 2 -kosten omtrent 450 NOK/tonn i 2014. Dersom tiltakskosten er under 450 NOK/tonn er tiltaket vurdert å være samfunnsøkonomisk lønnsomt. Klimakur, supplert med andre studier, viser at dersom klimamålsetningen skal nås, må det også gjennomføres tiltak med tiltakskost over 450 NOK/tonn CO 2. Utslipp av CO 2 knyttet til produksjon av elektrisk kraft som leveres fra nettet på land er ikke inkludert i tiltakskostanalysen. For elektrisitetsproduksjon som fører til utslipp av CO 2 er det forutsatt at CO 2 -kostnaden er inkludert i prisen på elektrisitet og at utslippene belastes klimaregnskapet i det land utslippene skjer. 2

3 Status Utsirahøyden Utsirahøyden ligger mellom Sleipner og Balder og består av følgende felt: Johan Sverdrup: Edvard Grieg: Ivar Aasen: Gina Krog: Stort oljefelt operert av Statoil. Feltet er i konseptutviklingsfasen. PUD planlegges i 2015. Olje-/gassfelt under utbygging, operert av Lundin. Feltet skal være klar til oppstart 2016. PUD ble godkjent med lokal gasskraft fra start og krav om tilrettelegging for KFL når felles overføringssystem er på plass. Olje-/gassfelt under utbygging operert av Det norske oljeselskap. Feltet bygges ut med kraftforsyning fra Edvard Grieg. Olje-/gassfelt under utbygging, operert av Statoil. Feltet bygges ut med lokal gasskraftforsyning og skal være klar for produksjon i 2016. Det er krav i PUD at produksjonsinnretningen skal tilrettelegges for kraft fra land når felles overføringssystem er på plass. 4 Forutsatt utbyggingskonsept for scenariene 4.1 Utbyggingskonsept Tiltakskost er beregnet for følgende hovedscenarier: Sc. 1 Sc. 2 Faset utbygging med 80 MW kraftforsyning til Johan Sverdrup i fase I (oppstart i 4 kvartal 2019) og deretter 120 MW i fase II (tre år seinere) til Johan Sverdrup og videre til Utsirahøyden (UH). Dette er konseptet som ble presentert av Statoil (Ref 9). Samlet utbygging med 200 MW fra start (2019) med KFL til alle fire felt på UH. Begge scenarier er basert på følgende utbyggingskonsept: Kraft forutsettes tatt fra 300 kv nettet på Kårstø gjennom samme oppkoplingssental som i dag benyttes for gassterminalen. Sentralen utvides med nytt koblingsanlegg. 300 KV kabler strekkes fra oppkoplingssentralen 4 km til ny omformerstasjon på Haugsneset. 200 km likestrøms kabelsystem 1, inkluderer fiberoptisk kabel, legges fra omformerstasjonen til mottaksstasjon på Utsirahøyden. Kablene graves ned. Mottaksstasjon med omformer og trafo installeres på Utsirahøyden. Følgende er vurdert: Mottaksstasjonen plassert i separat modul på Johan Sverdrup. For scenario 1 forutsettes én modul på stigerørsplattformen for fase I (80 MW) og en modul på en annen plattform for fase II (120 MW). For scenario 2 (200 MW) forutsettes mottaksstasjonen plassert i egen modul på stigerørsplattformen. I tråd med det som har vært praksis ved andre kraft fra land prosjekter (Valhall, Gjøa, Martin Linge) er det forutsatt at ett overføringssystem har tilstrekkelig pålitelighet, dvs. én 100% omformer og trafo på landstasjon, ett 100% DC kabelsystem (2 kabler) fra land og én 100% omformer og trafo på mottaksstasjonen på sokkelen. Vekselstrømskabler installeres mellom Johan Sverdrup og feltene Edvard Grieg og Gina Krog og Gudrun for scenario 2. Installasjon av gassturbindrevne generatorsett med avgasskjeler på Johan Sverdrup bortfaller ved KFL. Tilsvarende bortfaller behovet for å legge separate fiberoptiske kabler fra land til feltene på Utsirahøyden. Gassfyrte kjeler installeres på Johan Sverdrup som erstatning for avgasskjelene. Tilsvarende forutsettes det en gassfyrt kjel på Edvard Grieg for å dekke varmebehovet der fra det tidspunkt KFL er tilgjengelig. 1 Kabelsystemet vil inneholde én kabel dersom monopolart system velges og to kabler om bipolart system (+/-) velges. 3

4.2 Scenariobeskrivelser Investeringskostnader, driftskostnader, utslippsreduksjoner og tiltakskost er beregnet for følgende scenarier: Referansescenario. Lokal gasskraft (LGK) Referansescenariet brukes kun som basis for å beregne tiltakskost for utbyggings-scenariene med kraft fra land, dvs. forskjeller i investerings- og kostnader mellom KFL og LGK. Scenario 1. Faset utbygging med kraft fra land Fase I, 80 MW kraftoverføring med oppstart tidligst Q4 2019 og fase II, 120 MW kraftoverføring med oppstart tidligst Q4 2022. Dette scenariet er det samme som Statoil har lagt til grunn for sine planer som ble presentert i pressekonferansen 13.02.2014 (Ref 9) og som danner grunnlag for tiltakskost gitt i Statoil sin rapport om KFL til Utsirahøyden (Ref 11). Det forutsettes i dette scenariet at det i fase I preinvesteres for fase II i koplingsstasjonen mot nettet på Kårstø, i kabelsystemene mellom koplingsstasjon og omformerstasjonen på Haugsneset og i alle grunnlagsinvesteringer, infrastruktur og bygninger etc. på omformerstasjonen. I fase II inngår omformer og trafo på Haugsneset, eget kabelsystem fra Haugsneset til Johan Sverdrup og egen mottaksstasjon installert som modul på egen plattform på JS, dvs. dobbelt utstyr på omformerstasjonen, dobbelt kabelsystem og dobbel mottakerstasjon på JS. Tiltakskost for Scenario 1 er beregnet for forsyning av KFL til alle felt på Utsirahøyden. Det er også beregnet tiltakskost bare for fase II, dvs. den beslutningssituasjonen en står i etter at fase I er på plass. Scenario 2. Fullt utbygget kraft fra land fra start Full utbygging av KFL med 200 MW i én fase med oppstart Q4 2019 med forsyning kun til alle fire felt på Utsirahøyden. 5 Forutsetninger Beregning av tiltakskost er utført etter samme modell som ble benyttet i Ref 3. Det er delvis benyttet samme forutsetninger, men der ny informasjon foreligger er forutsetningene oppdatert. De viktigste kildene til slik oppdatering har vært: Utsirahøydens Elektrifiseringsprosjekts statusrapport 20.12.2012 (Ref 7) Informasjon som fremkom i Statoil sin pressekonferanse 13.02.2014 (Ref 9) OED sin pressemelding 21.02.2014 (Ref 10) Statoil sin rapport «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11). De viktigste endringer er: Utbyggingsplan og overført mengde elektrisk kraft for de enkelte utbyggingsfaser er endret til å reflektere informasjon gitt i ovenfor nevnte kilder. Prognoser for kraft- og energibehov på Johan Sverdrup og Utsirahøyden samlet er oppdatert til dagens offentlig tilgjengelige informasjon. I OD-studien (Ref 3) ble det antatt samme energibehov for alle år. Prognosene som er benyttet i denne studien er hentet fra «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11). Figur 1 viser profilen for alle fire felt på Utsirahøyden (blå strek) og «Project input incl. Third party» med gul strek. Rød strek markerer maksimal kapasitet av vurdert kraft fra land system. 4

Figur 1 Kraftprofil for Utsirahøyden. Skalert fra kilde Ref 11. Priser på elektrisk kraft og salgspris på frigjort brenngass. I OD-studien ble fast kraftpris (0,45 NOK/kWh) og fast kraftpris (1,91 NOK/Sm 3 ). I denne studien er det benyttet fast kraftpris på 0,32 NOK/kWh fram til 2024 og deretter årlig økning på 0,5%. For gasspris er det benyttet 1,81 NOK/Sm3 i 2020 og deretter årlig økning på 0,5%. Begrunnelse for disse valg er gitt i Vedlegg 1. Denne rapporten forholder seg til at Edvard Grieg og Gina Krog plattformene blir bygget ut med lokal gasskraft og vil være tilrettelagt for KFL når dette er tilgjengelig. Deler av investeringskostnadene i disse anleggene er derfor holdt utenfor tiltakskostberegningene (regnes som «sunken cost»). Dette var ikke tilfelle i 2012 da OD-rapporten ble laget. Det er i rapporten forutsatt at det er plass til en 200 MW mottaksstasjon med omformer på stigerørsplattformen. Dersom det ikke er plass her, vil plassen som frigjøres ved ikke å ha gassturbiner være tilstrekkelig. En 200 MW mottaksstasjon vil kreve ca. 40 m x 20 m areal som er den samme plassen som 3 gassturbiner av typen GE LM2500+ (ca. 90 MW) krever. For alle investeringer er kostnader fordelt over de fire siste år før oppstart etter følgende nøkkel: 10%, 20%, 40% og 30%. 5 % diskonteringsrente er benyttet. Alle tiltakskostberegningene i rapporten går fram tom 2059. Forutsetningene er nærmere redegjort for i Vedlegg 1. 6 Beregningsresultater Dette kapittel inneholder beregningsresultater for de enkelte analysene. Investeringskostnadene er beregnet etter to forskjellige metoder: For anleggene på land og sjøkabler er det tatt utgangspunkt i kostnader som er benyttet i OD-studien (Ref 3) og indeksjustert fra 2012 til 2014. Disse kostnadene er basert på priser innhentet fra leverandører. Da leverandører av slike store anlegg er få og prisene varierte en del mellom disse, ble gjennomsnittspriser benyttet. Det ble påplusset 30% for usikkerhet og påplusset kostnader for operatørens prosjektledelse og administrasjon. For mottaksstasjonen på sokkelen et det benyttet en faktorestimeringsmetode basert på utstyrsvekt og utstyrskostnad, igjen basert på informasjon hentet inn i OD-studien, justert 5

til 2014 data. For gassturbiner er det tatt utgangspunkt i priser og vekter for GE LM 2500+ gassturbindrevne generatorsett. Underlaget for beregningene finnes i Vedlegg 3. Fordi det er usikkerheter knyttet til forutsetningene, er det også usikkerheter og unøyaktigheter knyttet til resultatene. Det er derfor gjennomført følsomhetsanalyser for å teste ut robustheten av beregningene. Resultatene av disse er gitt i kapittel 7 I tillegg er resultatene diskutert i kapittel 8. Det er viktig at resultatene ses i sammenheng med følsomhetsberegningene og diskusjonene. 6.1 Kostnadsdata Tabell 1 gir en oversikt over akkumulert CAPEX over levetiden for de enkelte scenarier. Underlag for disse beregningene er grundig beskrevet i Vedlegg 3 til denne rapporten. Tabell 1 Akkumulert CAPEX for kraft fra land (MNOK, nominelle tall) CAPEX-element Scenario 1 - Faset utbygging Fase I + II 80 + 120 MW Fase I 80 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Fase II 120 MW 200 MW Landanlegg 1 339 833 506 1 027 DC-overføring 3 640 1 748 1 892 2 193 Plattformanlegg, Johan Sverdrup 2 842 1 310 1 532 2 379 Kabler og plattformanlegg til omkringliggende felt 1 093 1 093 1 093 KFL investeringer 8 915 3 892 5 023 6 692 Fratrekk turbogeneratorer -2 916-1 458-1 458-2 916 Fratrekk separat fiberoptisk kabel -260-260 - -260 Økt regularitet på Gina Krog -486-486 -486 Investeringsbortfall ved kraft fra land -3 662-1 718-1 944-3 662 Netto investeringskost ved kraft fra land 5 253 2 174 3 079 3 030 Merk: I tabell 1 og etterfølgende tabeller er kostnader presentert som positive tall. Negative tall betyr inntekter eller bortfall av kostnader sammenlignet med lokal gasskraft. Tabell 1 viser at samlet utbygging med 200 MW i ett prosjekt krever lavere investeringer enn en faset utbygging med 80 + 120 MW. Årsakene til dette fremgår av Vedlegg 3. Her finnes også grunnlag og dokumentasjon av beregnet investeringskost. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for kraft fra land er vist i tabell 2. Negative tall betyr lavere kostnader for KFL-scenariene enn for referansescenariet med lokal gasskraft. 6

Tabell 2 Akkumulerte drifts- og vedlikeholdskostnader for KFL (MNOK, nominelle tall) OPEX-element Fase I + II 80 + 120 MW Scenario 1 - Faset utbygging Fase I 80 MW Fase II 120 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Hele UH 200 MW Kjøp av kraft 16 736 10 216 6 519 17 429 Salg av frigjort brenngass -19 056-11 542-7 514-19 879 Frigjort NO X -avgift -916-548 -368-959 Drift og vedlikeholdskostnader, KFL 3 436 1 634 1 801 2 820 Innsp. D&V-kostnader, gassturbiner -6 035-3 135-2 900-6 310 Administrasjon av KFL 160 160 160 Netto Driftskostnader -5 675-3 375-2 462-6 899 Det fremgår av tabellen at kraft fra land medfører betydelige innsparinger i driftskostnadene sammenlignet med lokal gasskraft for alle kraft fra land-scenariene. Når tabell 2 viser negative netto driftskostnader kommer det av følgende forhold som fremgår klart av tabellen: 1. Inntekter fra salg av frigjort brenngass pluss lavere NOx-kostnader ved KFL-løsningen er mye høyere enn kostnadene for kjøp av elektrisk kraft fra nettet. 2. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for KFL-løsningen er lavere enn for lokal gasskraft. 6.2 Tiltakskost Tabell 3 gir oversikt over nominell og neddiskontert kontantstrøm og reduksjon av CO 2 -utslipp akkumulert over levetiden (fram til og med 2059), samt tiltakskost for de enkelte scenariene. Tabell 3 Akkumulert og neddiskontert kontantstrøm, utslippsreduksjoner og tiltakskost Element Fase I + II 80 + 120 MW Scenario 1 - Faset utbygging Fase I 80 MW Fase II 120 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Hele UH 200 MW Nominell kontantstrøm (MNOK) -813-1 200 387-3 866 Nominell reduksjon av CO 2 -utslipp (mill tonn) 24,3 14,5 9,8 25,8 Neddiskontert kontantstrøm (MNOK) 2 011 812 1 199 371 Neddiskonterte CO 2 -utslipp (mill tonn) 8,2 4,4 3,7 9,1 Tiltakskost (NOK/tonn) 245 185 324 41 Kontantstrømmer er summen av investeringskostnader (CAPEX) og drifts- og vedlikeholdskostnader (OPEX). 5% diskonteringsrente er benyttet for å neddiskontere kontantstrøm og CO 2 -utslipp til 2014. Det fremgår av tabellen at tiltakskosten for samlet utbygging med 200 MW til Utsirahøyden er betydelig lavere enn CO 2 -kostnaden. Også tiltakskost for faset utbygging av KFL er lavere enn CO 2 - kostnaden, men høyere enn for samlet utbygging. 7

Tabellen viser også at fase II i Scenario 1 (120 MW) kommer ut med høyere tiltakskost enn fase I. Dette kommer av at fase II, bare vil dekke den del av kraftprofilen som overskyter 80 MW over prosjektets levetid, mens investeringene i fase I dekker alt kraftbehov opp til 80 MW over levetiden. 7 Følsomhetsberegninger 7.1 Tiltakskostens robusthet For å sjekke robustheten av tiltakskostberegningene er det kjørt fem sensitivitets-beregninger. 1. Øke kostnaden for KFL-investeringene med 40%. Ingen endring i kostnadsbesparelser. 2. Øke kraftprisen med 40%. 3. Redusert gasspris med 40%. 4. En kombinasjon av sensitivitet 1 og 2. 5. 8% diskonteringsrente Resultatet er vist i tabell 4. Tabell 4 Tiltakskostens robusthet (NOK/tonn) Element Fase I + II 80 + 120 MW Scenario 1 - Faset utbygging Fase I 80 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Fase II 120 MW 200 MW Base case 245 185 324 41 40% økning i KFL-investeringer 549 445 688 260 40% økning i kraftpris 518 470 590 308 40% reduksjon i gasspris 550 494 631 339 40% økning i både KFL-investeringer og kraftpris 822 730 954 527 8% diskonteringsrente 456 411 506 188 Tabellen viser at tiltakskost for samlet utbygning i en fase til hele Utsirahøyden (scenario 2) er under eller på nivå med dagens CO 2 -kost selv ved kraftig økning av disse kostnadselementene. Tabellen viser også at tiltakskost for scenario 1 er mer følsom for endringer i forutsetningene enn scenario 2. 7.2 Økt kraftbehov (nye felt) I kraftprofilen på side 6 i «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11) er det inkludert et profilelement som kalles «Project input incl. Third party». Inkludering av dette elementet gir et vesentlig høyere kraftforbruk over hele levetiden enn den basisprofilen som er benyttet i hovedberegningene i denne rapporten. Effekten av dette tillegget på tiltakskost er beregnet, basert på den forutsetning at tillegget er forårsaket av et annet potensielt felt på Utsirahøyden. Den totale kraftprofilen som inkluderer tillegget overskrider kapasiteten til et KFL-system på 200 MW. Dette løses ved at kraft fra land leverer all kraft til feltene på Utsirahøyden opp til 200 MW, mens de allerede installerte gassturbinene på Utsirahøyden (2 på Edvard Grieg og 1 på Gina Krog) leverer kraft til overskytende behov gjennom de allerede etablerte vekselstrøms-kabelsystemer mellom feltene (i praksis vil dette bety at turbogeneratorene på Edvard Grieg og Gina Krog leverer kraft til eget behov). Total installert kapasitet med disse turbinene er ca. 90 MW, hvilket er mer 8

enn nok. Et slik tilleggsressurs vil medføre en enda bedre utnyttelse av grunninvesteringene i KFLprosjektet. Etter som en ikke har annen informasjon enn det totale kraftbehovet er det forutsatt at tilleggsbehovet er representert ved et felt lokalisert ca. 60 km fra Johan Sverdrup og med kostnader til likestømskabel lik den til Gina Krog. I henhold til den totale kraftprofilen er kraftbehovet ca. 60 MW på det høyeste. Dette innebærer at tre gassturbiner tilsvarende GE LM2500+ må benyttes ved lokal gasskraft. Ved kraft fra land er det antatt at kun en turbin installeres. Tiltakskost for dette scenariet er vist i tabell 5 sammen med samme sensitiviteter som for de andre scenariene. Tiltakskost er her beregnet kun for en samlet utbygning. Tabell 5 Tiltakskost for KFL til Utsirahøyden ved inkludering av nytt felt Case Tiltakskost NOK/tonn CO 2 Base case inkludert 3 rd party 32 40% økning i KFL-investeringer 255 40% økning i kraftpris 297 40% reduksjon i gasspris 326 8% diskonteringsrente 166 40% økning i KFL-investeringer og kraftpris 520 Beregningene viser at tillegg av nye felt med betydelig kraftbehov vil styrke tiltakskosten for 200 MW kraft fra land til Utsirahøyden. 7.3 Andre oppsider ved kraft fra land til Utsiraområdet 200 MW kraft fra land har ytterligere oppsider som ikke kan utnyttes dersom det velges en faset utbygging og valg av gasskraft i fase II. Økt produksjonsregularitet for Edvard Grieg og Ivar Aasen-feltene I likhet med Gina Krog-feltet er også Edvard Grieg og Ivar Aasen feltene bygget ut med den forutsetning at de skal få kraftforsyning fra land. Den midlertidige lokale gasskraftforsyningen med to gassturbindrevne generatorsett plassert på Edvard Grieg og kabel til Ivar Aasen gir dårlig redundans. Dersom lokal gasskraft blir valgt for fase II på Johan Sverdrup, vil Edvard Grieg/Ivar Aasen måtte leve med dagens løsning ut levetiden. Dette vil resultere i reduksjon eller stans i produksjonen når den ene av gassturbinene er nede for vedlikehold eller er ute av drift av annen årsak. 200 MW kraft fra land fra dag 1 vil eliminere dette problemet. Tilknytning av Gudrun til KFL Gudrun-feltet vil få sin kraft gjennom en 20 MW kabel fra Sleipner A. Ved å forlenge KFL med en kabel på 60 MW fra Johan Sverdrup til Gudrun vil en ikke bare kunne forsyne Gudrun med kraft fra land. En vil også kunne benytte den eksisterende kabelen til å forsyne Sleipner A med opptil 20 MW kraft fra land. Til sammen vil dette erstatte kraft fra opp til to gassturbindrevne generatorsett på Sleipner A. Ettersom gassturbinene på Sleipner A er SAC-turbiner med høye utslipp av NO X, vil tiltaket også gi signifikante reduksjoner i NO X -utslippene på sokkelen. En bieffekt av KFL er bedre pålitelighet og regularitet av kraftforsyningssystemet til både Gudrun og Sleipner. Nedstenging av en turbogenerator på Sleipner A ved dagens planlagte opplegg vil kunne medføre at Gudrun får for lite kraft til å kunne opprettholde produksjonen. Kraft fra land vil eliminere slike situasjoner. 9

Ytterligere reduksjon av bemanningen på Johan Sverdrup. I tiltakskostberegningene er drift og vedlikehold forutsatt til 2% av investeringskostnadene for KFLutstyret (statisk utstyr), mens tilsvarende for gassturbindrevne generatorer (roterende utstyr) er satt til 4% av investeringskostnadene. Gassturbiner er blant det aller mest drifts- og vedlikeholdskrevende utstyr på sokkelinnretningene. Dette innebærer at det kan være potensialer for enda større besparelser ved å gå over til KFL. Andre operatørselskaper som opererer KFL eller skal starte med dette arbeider aktivt for å få ned bemanningen på sokkelen. For Martin Linge feltet, som er under utbygging med KFL, planlegger Total en meget lav normalbemanning på innretningen, noe som KFL er en viktig bidragsyter til. Bedre sikkerhet Ved kraft fra land vil antall potensielle tennkilder på innretningen og risikoeksponeringen reduseres. Tilsvarende vil lavere bemanning medføre at færre personer blir eksponert for potensielle ulykker både på plattformen og i helikopteret. ------ En faset utbygging av kraft fra land der fase II blir bygget ut med lokal gasskraft vil ikke muliggjøre alle disse gevinstene. 8 Vurdering og diskusjon av resultatene Beregningene viser at samlet utbygging av 200 MW kraft fra land til de fire feltene på Utsirahøyden har en tiltakskost langt under dagens CO 2 -kost. Følsomhetsberegninger viser at denne konklusjonen er robust. Beregningene viser også at full samlet utbygging med 200 MW fra start gir lavere tiltakskost enn faset utbygging (80 MW + 120 MW). Følsomhetsberegningene viser at samlet utbygging kommer best ut også ved betydelige endringer i investeringskostnader og kraftpris. Studien har også vist at kraft fra land åpner opp for nye muligheter som vil styrke tiltakskost og prosjektøkonomi og som ikke vil være tilgjengelig ved en faset utbygging med gasskraft i fase II. Tallene som presenteres i denne rapporten avviker til dels fra tilsvarende tall som er kommet fra andre kilder. Årsakene til dette er ikke kjent, men kan være store forskjeller i estimatene for investeringskostnader og/eller store forskjeller i anvendt kraft- eller gasspris. Disse forhold reiser derfor følgende spørsmål: 1. Hvor sikre er estimatene for investeringskostnadene? 2. Hvor sikre er forutsetningene for kraftpris og gasspris? Hvor sikre er estimatene for investeringskostnadene? Kostnadsestimater er alltid usikre, spesielt når de utføres på et så spinkelt grunnlag som i denne rapporten. Den beste måten å kvalitetssikre kostnadsdata på i slike studier, er å sammenligne med gjennomførte prosjekter. Det er derfor foretatt en sammenligning med kraft fra land til Valhall. Dette prosjektet har mange likhetspunkter med fase I i scenario 1: omtrent samme effekt og 47 % lengre kabel. Dessuten er brutto investeringskostnader publisert. Disse var 1,8 BNOK og det er bekreftet at prosjektet ble gjennomført innenfor budsjettet 2. Sammenligning av brutto investeringskostnader for scenario 1a (fase I: 80 MW) med tilsvarende tall for Valhall, justert for omfang og kostnadsutvikling viser at estimatet over investeringskostnadene presentert i denne rapporten er ca. 5 % høyere enn tilsvarende tall for 2 Samtale med Sverre Gilje, BP 10

Valhall. Selv om det alltid vil være unøyaktigheter i slike sammenligninger samsvarer beregningene i denne studien rimelig godt med erfaringstall fra Valhall og indikerer at investeringskostnadene er realistiske. Sammenligningen med Valhall er gitt i Vedlegg 5. Følsomhetsberegningene viser også at prosjektet (Scenario 2, KFL til Utsirahøyden) har tiltakskost under CO 2 -kost, selv ved 40 % tillegg i investeringskostnadene. Dette viser at selv om det er usikkerhet i kostnadsberegningene er prosjektet robust. Hvor sikre er forutsetningene for kraftpris og gasspris? Forutsetningene for fremtidig kraftpris benyttet i denne studien er godt dokumentert og beskrevet i Vedlegg 1. I tidligere studier som Klimakur, OD-rapporten og UHPH sin statusrapport er det benyttet vesentlig høyere kraftpris (ca. +30% eller mer). Ettersom det her er snakk om mange år inn i fremtiden er usikkerheten selvsagt stor for perioden etter 2030. Gassprisen representerer også et usikkerhetselement, ikke bare knyttet til utvikling av markedsprisen, men også hvordan operatørene klarer å selge gassen sin (vil det være gjennom eksisterende gass-salgskontrakter med etablerte prisingsmekanismer, eller blir det helt nye kontrakter?). Ingen bør ha bedre innsikt i dette enn operatørene selv. I UHPH-prosjektet ble det benyttet en gasspris på 1,91 NOK/Sm 3, mens det i dette prosjektet er forutsatt en gasspris på 1,81 NOK/Sm 3. Som referanse er gjennomsnitts importpris av gass til EU ca. 2,70 NOK/Sm 3 3. Sammenligning med OD-studien fra 2012 Resultatene fra denne studien viser lavere (bedre) tiltakskost enn den som ble beregnet i OD studien fra 2012 (Ref 3), selv om det er brukt samme beregningsmetode og til en viss grad de samme forutsetningene. Det er flere grunner til dette. De viktigste er: Det er i denne studien benyttet lavere kraftpris (0,32 NOK/kWh fram til 2024, deretter svakt stigende) mot 0,45 NOK/kWh flatt i hele perioden i OD-studien. Denne oppdateringen er gjort for å reflektere bedre dagens forventede priser på kraft i årene framover. Forventinger rundt framtidens kraftpris er redegjort for i Vedlegg 1. I OD-studien ble det forutsatt at mottaksstasjonen ble plassert på egen plattform. Dette er ikke tilfellet i denne oppdaterte studien, hvor mottaksstasjonen antas plassert i egen modul på stigerørsplattformen på Johan Sverdrup. Det er i denne studien forutsatt at Edvard Grieg og Gina Krog er tilrettelagt for kraft fra land, uavhengig av kraftforsyningsvalg, i tråd med betingelsene i PUD. Dette var ikke utgangspunktet i 2012 da OD-studien ble gjennomført. 3 http://ycharts.com/indicators/europe_natural_gas_price 11

9 Konklusjoner De utførte beregninger viser at samlet utbygging av 200 MW kraft fra land til feltene på Utsirahøyden gir en tiltakskost under dagens CO 2 -kost. Følsomhetsberegninger viser at dette er en robust konklusjon. Beregningene viser videre at samlet utbygning med 200 MW fra start gir en klart lavere tiltakskost enn faset utbygging (80 + 120 MW). En 200 MW kraft fra land løsning vil ha ledig kapasitet i store deler av levetiden. Beregninger viser at tilknytning av nye kraftkrevende utbygginger i området til denne løsningen vil ytterligere redusere prosjektets tiltakskost. Forkortelser EG IA GK JS KFL LGK PUD UH UHPH Edvard Grieg-feltet Ivar Aasen-feltet Gina Krog-feltet Johan Sverdrup-feltet Kraft fra land Lokal gasskraft Plan for utbygging og drift Utsirahøyden Utsira High Project Hub 12

Referanser Ref 1 Alternativ kraft fra land til norsk sokkel, Norsk olje og gass (OLF), 2007 Ref 2 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsning for eksisterende innretninger offshore, Novatech as for Oljedirektoratet, 2007. Ref 3 Elektrifiseringsvurderinger for midtre nordsjø, add novatech for OD, 2012 Ref 4 Ref 5 Ref 6 Ref 7 Ref 8 Ref 9 Ref 10 Ref 11 Ref 12 Klimakur 2020. Tiltak og virkemidler for å nå norske klimamål mot 2020», Klima- og forurensningsdirektoratet (Miljødirektoratet) 2010. Klimakur 2020 Sektoriell tiltaksanalyse - petroleumssektoren Kvotepris for støtteåret 2014; Miljødirektoratets nettside: http://www.miljodirektoratet.no/no/tema/klima/co2-priskompensasjon/kvotepris-forstottearet-2014/ Statusrapport «Utsirahøyden Elektrifiseringsprosjekt» Etablering av infrastruktur for kraft fra land til felt på Utsirahøyden, 20.12.2012. Risikoreduksjon og forventning om helhetlig HMS-tenkning i planlegging av Edvard Grieg», Klif og Ptil Seminar 27.02.2013. Transkript fra Statoil sin pressekonferanse 13.02.2014 "Johan Sverdrup Concept Selection». Kraft fra land til Utsirahøyden, pressemelding fra Olje- og energidepartementet, 21.02.2014. Johan Sverdrup Field Power Solutions (udatert, som presentert av Statoil for Stortingets industri- og miljøkomite i sladdet versjon, 11.03.2014). Ivar Aasen kraftsystem, Presentasjon av Geir Rønnich Olsen på Unitech Elkonferanse 2014 13

Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene Vedlegg 4 Sammenligning med Valhall 14

Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Dette vedlegget omhandler grunnlag og forutsetninger som er anvendt for beregning av utslipp, energi- og effektbehov, brenselsbehov, capex (kost og vekt) og opex (el-import, gassalg, NO x- avgift, vedlikehold, drift). Dette er parametere som inngår i beregning av tiltakskost. Forbrenningstekniske forutsetninger Disse forutsetningene er benyttet til beregning av utslipp fra gassturbiner for referansescenariet og fra gassfyrte kjeler for KFL-scenariene. Brennverdi for anvendt brenngass: 11,4 kwh/sm3. Korresponderende CO 2-faktor: 2,4 kg/sm 3 brenngass. For alle turbiner er det antatt en utslippsfaktor for utslipp av NO X fra gassturbiner på 1,8 g/sm 3 brenngass. Dette forutsetter at kun lav-no X gassturbiner (DLE) anvendes ved bruk av lokal gasskraft for å møte kravet til BAT (Best Available Technology). 1 Utslippsfaktor for NO X fra gassfyrte kjeler: 1,7 g/sm 3 brenngass. Grunnlag for og dimensjonering av turbogeneratorsett For referansescenariet produseres elektrisk kraft av lokale generatorer drevet av gassturbiner. Det forutsettes at den lokale kraftstasjon bygges ut i to faser med referanse til utbyggingsplanen som ble presentert i Statoil sin pressekonferanse 13. februar 2014 (Ref. 2). Maksimalt kraftbehov i fase I er anslått til 80 MW (tilsvarende dimensjon på KFL-system). Etter at fase II er startet opp må totalt kraftbehov som et minimum møte toppen i kraftprofilen gitt i hovedrapporten, 140 MW. For referansescenariet er det antatt benyttet GE LM2500+ RD DLE gassturbiner for drift av generatorene. Det er antatt installasjon av 3 gassturbindrevne generatorsett i fase I, mens det for fase II forutsettes det installert 3 nye turbogeneratorsett. Noe som gir 5 sett i driftsmodus (kapasitet 155 MW) for å ta maksimal last, pluss ett reservesett. Gassturbinenes operative virkningsgrad er viktig for å beregne utslipp for referansescenariet. Operativ virkningsgrad avviker fra nominell virkningsgrad og styres av utstyrets lastgrad. Ettersom kraftbehovet vil GE LM2500+ RD DLE har en nominell ytelse på 33,2 MW ved 60 0 F (Gas Turbine World 2011 Performance specs). Samme kilde oppgir tap i luftinntak og eksoskanaler, gearboks, generator og turbinens hjelpesystemer til ca. 6,5%. I tillegg kommer tap i WHRU. Ettersom turbinene opererer i ca. 8 0 C mot 60 0 F, kan en regne med en gevinst på ca. 2%. Dette tilsier at turbinene vil yte ca. 31 MW ved full last. Korresponderende virkningsgrad ved 31 MW last er 36,5 %. variere over tid og avvike fra generatorsettenes nominelle kapasitet for mesteparten av driftstiden, antas det en gjennomsnittlig lastgrad på 80% over hele perioden. Dette tilsvarer en virkningsgrad på ca. 35 %. Det ble i Statoil sin pressekonferanse 13.02.2014 (Ref. 2) sagt at Statoil ikke planlegger lokal gassturbindrevet back-up på Johan Sverdrup i fase I, med unntak av nødkraft og essensiell kraft i henhold til regelverket. Samme forutsetning er valgt i denne studien for alle scenarier (og begge faser). 1 Utslippsfaktoren for turbinen på Gina Krog vil være høyere, men da kun det totale kraftbehovet er kjent, men ikke kraftbehovet til Gina Krog, er standard utslippsfaktor for lav-nox turbin brukt for hele kraftbehovet. 15

Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Grunnlag for og dimensjonering av gassfyrte kjeler Varmebehovet er ikke kjent. Det antas at behovet kan møtes ved installasjon av 3 gassfyrte kjeler, hver med kapasitet 30 MW. To av kjelene forutsettes installert i Fase I og en kjel i Fase II. Gjennomsnittlig virkningsgrad for gassfyrte kjeler: 90 %. Driftskostnader Elektrisk kraft kan i dag kjøpes til fast pris 10 år fram i tid, dvs til 2024, fem år etter at Johan Sverdrup er satt i drift. Dagens priser fremgår av tekstboks under. I analysen er det benyttet en samlet kraftpris (inkludert nettleie) på 0,32 NOK/kWh fram til 2024 og deretter en fast årlig økning på 0,5 % pr. år. Kraftpris som benyttet i analysen over analyseperioden er vist i figur 1. Grunnlaget for valgt gasspris fremgår av tekstboksen nedenunder. Pris på elektrisk kraft varierer. Trenden de siste årene har vært nedadgående. Dette skyldes bl.a. tilførsel av store mengder ny kraft gjennom grønne sertifikater. Denne trenden forventes å fortsette og innebærer en radikal endring fra kraftprisene som ble benyttet i Klimakur. Kraft kan i dag kjøpes i Norge til fast kwh-pris på 10 års horisont. Markedsprisen for fast kraftpris i 10 år er tilgjengelig på NASDAQs OMX commodity index: http://www.nasdaqomx.com/commodities/markets/marketprices. Velg Market: Nordic Electricity og Types: All. Se rad ENOYR-24 under heading CLOSING. -24 står for fast pris fram til 2024. Prisen er i Euro/MWh. Markedspris tirsdag 18.03.2014 var 36,25 Euro/MWh. Det er daglige svingninger avhengig av kontraktene som inngår, men den langsiktige tendensen for kontrakter med 10-års horisont har vært nedadgående. Omregnet til NOK blir kraftprisen 0,3015 NOK/kWh. I tillegg kommer nettavgiften til Statnett, beregnet til 0,017 NOK/kWh (dagens pris) for så store kraftkjøp på Kårstø. Den langsiktige utvikling av nettavgiften styres av Statnetts tariffstrategi. Viktige elementer her er potensielle tarifføkninger som følge av økte investeringer i sentralnettet og fordeling mellom uttak og produksjon, samt diskusjoner som pågår om petroleumsvirksomheten skal belastes for en større andel. Faktorer som kan virke dempende på nettavgiften er rabatt for store uttak og høy brukstid (> 15 MW og 7000 timer) og ikke minst K-punktrabatten som innrømmes for uttakspunkt hvor det er produksjon og hvor kriteriet i dag er tilgjengelig vintereffekt. I sin tariffstrategi har Statnett kommet med klare signaler om at nettleie til større kunder med høy brukstid skal reduseres i årene framover. Det er for beregningene i denne rapporten antatt fast nettleie på 0,017 NOK/kWh fram til 2025, deretter 5% økning pr år fremover. NOK/kWh Figur 1 Forutsatt kraftpris som benyttet i beregningene Innspart brenngass kan selges på lik linje med salgsgassen. UHPH statusrapport (Ref. 1) anvender en gassspris på 1,91 NOK/Sm 3 gjennom hele perioden. Samme basis er valgt i denne rapporten. Etter som en ikke vet om dette inkluderer transporttariffer for gasstransport i Gassled, har en valgt å trekke fra 0,10 NOK/Sm 3 i transporttariffer som er vurdert å være en representativ tariff. Dette gir en gasspris på 1,81 NOK/Sm 3. Denne prisen er benyttet i analysen med en årlig stigning på 0,5% fra 2020. 16

Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Kraft fra land medfører også reduserte NO X-utslipp og lavere NO X avgifter. NO X-avgiften er pr. 1. januar 2014 på 17,33 NOK/kg NO X. I sine tiltakskostberegninger benytter myndighetene 50 NOK/kg, og dette avgiftsnivået benyttes også i denne analysen. Avgiften er antatt fast over hele perioden. Diskonteringsfaktor Tiltakskost er regnet ut fra nåverdi i 2014. Det er valgt en diskonteringsfaktor på 5 %. Indeksjustering I den grad det har vært behov for å indeksjustere kostnader, er følgende indeks benyttet: Figur 2 SSB prisindeks Indeks for noen nøkkeltidspunkter: Januar 2005: 111,2 Januar 2007: 132,9 Januar 2012: 249,5 Januar 2014: 256,4 Referanser Ref. 1 Ref. 2 Statusrapport «Utsirahøyden Elektrifiseringsprosjekt» Etablering av infrastruktur for kraft fra land til felt på Utsirahøyden, 19.12.2012. Transkript fra Statoil sin pressekonferanse 13.02.2014 "Johan Sverdrup Concept Selection" 17

Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler 1 Kraftprofiler Elektrisk kraftbehov er basert på informasjon fra «Johan Sverdrup Field Power solutions», ref. 1. Varmebehov er antatt. 1.1 Elektrisk kraftbehov Utsirahøyden I ref. 1 er kraftbehovene for de omkringliggende feltene sladdet, og det er kun en totalprofil som vises. Det antas at det mest realistiske totale kraftbehovet for Utsirahøyden for feltene Johan Sverdrup, Gina Krog, Edvard Grieg og Ivar Aasen er gitt av den blå grafen, «project input», i figur 1 i kapittel 2.2 i ref. 1. Samme figur viser også en kraftprofil som inkluderer mulige andre felt eller prosjektutvidelser. Denne kraftprofilen er benyttet i en sensitivitetsberegning. Begge kraftprofiler er vist i figur 1. Figuren viser også maks kapasitet ved 200 MW utbygging. Dette betyr at deler av kraftbehovet for dette scenariet vil måtte bli dekket av lokal gasskraft. Figur 1 Antatt effektbehov for Utsirahøyden basert på tabell oppgitt i ref. 1. Det er antatt at 80 MW av kraftbehovet dekkes i fase I ved en eventuell faset utbygging, og at en slik fase I kun vil dekke kraftbehovet til Johan Sverdrup. Det er antatt derfor at det fulle kraftbehovet som ikke overstiger kapasiteten på 200 MW ikke vil kunne bli dekket før i 2023, når en fase II er i drift. 1.2 Varmebehov Figur 2 gir en oversikt over antatt varmebehov for de ulike scenariene. Dette varmebehovet vil måtte dekkes av gassfyrte kjeler ved kraft fra land. 18

Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Figur 2 Antatt varmebehov 2 Elektrisitetsbehov Figur 3 gir oversikten over forventet elektrisitetsbehov for hele Utsirahøyden, samt mulige tilleggsfelt. Behovet er basert på effektbehov gitt i kapittel 1 (med et maksimum effektbehov på 200 MW), 8600 driftstimer i året og et tap i overføringen på 7,5%. Figur 3 Elektrisitetsimport for hele Utsirahøyden Ved faset utbygging vil ikke det totale behovet kunne bli dekket før 2023. 19

Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler 3 Utslippsprofiler 3.1 Reduksjon i CO2-utslipp Figur 4 gir en oversikt over det totale potensialet for reduksjon i CO 2-utslipp om hele Utsirahøyden får kraft fra land fra 4 kvartal 2019. Reduksjonspotensialet er gitt av differansen mellom utslipp man kan forvente ved lokal gasskraft og utslipp ved kraft fra land. Ved kraft fra land er det kun forventet utslipp fra gassfyrte kjeler. Reduksjonspotensialet er noe lavere ved en faset utbygging. Figur 4 Potensial for reduksjon i utslipp av CO 2 fra Utsirahøyden 3.2 Reduksjon i NOx-utslipp Figur 5 gir en oversikt over de total NO x-utslippene som kan reduseres om hele Utsirahøyden får kraft fra land. Da kun det totale kraftbehovet for Utsirahøyden er kjent, er det antatt at alle turbiner ved lokal gasskraft ville vært av typen lav-no x. Figur 5 Potensial for reduksjon i utslipp av NO x fra Utsirahøyden Reduksjon vil være noenlunde lavere ved en faset utbygging. 20

Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Referanser 1. Johan Sverdrup Field Power Solutions (udatert, som presentert av Statoil for Stortingets industri- og miljøkomite i sladdet versjon, 11.03.2014). 21

Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene 1 Generell utbyggingsfilosofi Estimatet er basert på den forutsetning at både landstasjon, sjøkabler og mottaksstasjon på Johan Sverdrup bygges ut med 1 x 100 %. Dette innebærer ingen dobling av kapasiteten. 2 Investeringskostnader 2.1 Landstasjon Det forutsettes at kraft tas fra Statnett på Kårstø for alle scenarier. Landstasjonen består av tre hovedelementer (ref. 5): Koplingsstasjon mot Statnetts 300kV nett på Kårstø (utvidelse av eksisterende stasjon) 4 km 300 kv kabler fra koplingsstasjonen til omformerstasjon (lagt i kabelgrøft) Omformerstasjon på Haugsneset I tillegg kommer operatør sine egne prosjekt- og administrasjonskostnader. Kostnadene er basert delvis på informasjon fra leverandører og delvis på anslag. Elektrisk koplingsanlegg Dette er utvidelse av eksisterende koplingsstasjon med et switchgear for 80 MW for fase I, en ny utvidelse med et nytt switchgear for fase II. For 200 MW antas det 2 switchgear. Det at forutsettes det preinvesteres i full utbygget koplingsstasjon i fase I (80 + 120 MW). Dette innebærer at kostnadselementet bortfaller for Scenario1, fase II (120 MW). Prisoverslag for elektrisk koplingsanlegg er innhentet fra Siemens over telefon. Bygningstekniske kostnader er tilsvarende innhentet fra Block Berge Bygg. 30 % er påplusset for diverse ekstra. Tabell 1 Prisoverslag for koblingsanlegg mot Statnetts 300KV nett på Kårstø Swithgearstasjon MNOK Effekt Switchgear Bygning Div. ekstra: 30% Total 80 MW 35 30 20 85 120 MW 0 0 0 0 200 MW 35 30 20 85 Kabler mellom koplingsstasjon og omformerstasjon Det fremgår av ref. 5 at omformerstasjonen vil bli plassert på Haugsneset og at Statoil planlegger å preinvestere i full kapasitet (200 MW) i fase I for faset utbygging. Dette innebærer at kostnadene blir de samme for begge scenarier. Kablene legges i 4 km kabelgrøft mellom oppkoplingsstasjonen og omformerstasjonen. Det er antatt samme km-pris som for sjøkabel (200 MW). Km-kostnader for grøfting, etc. er innhentet fra T. Stangeland Maskin, (600 NOK/m for grøfting i terreng med myr og knaus pluss 200 NOK/m for legging av kabel). Velger å benytte 1 MNOK/km i estimatet. Ettersom landkabler er billigere enn sjøkabler, legges det ikke på uforutsette kostnader. 22

Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene Tabell 2 Kostnadsestimat for kabler mellom oppkoplingsstasjon og omformer 4 km kabel fra tilkopling til omformer Kabelkost/ km (pr 2 kabler) MNOK Antall kabelpar antall km MNOK Grøfting, MNOK/ km Kabelkost Grøftekost MNOK Alle scenarier 4,7 2 4 38 1 4 42 Totalkost MNOK Omformerstasjon Det tas utgangspunkt i kostnadsestimatet i OD-studien fra 2012 (ref. 1) for 250 MW, indeksjustert fra 2012 (611 MNOK) til 2014 (628 MNOK) og justeres for lavere effekt med en skalerings-faktor på 0,7. Det legges til kostnader for kjølevannsanlegg (antar at anlegget bruker indirekte sjøvannskjøling). Har ingen pris for kjølevannsanlegget, men antar den blir en betydelig med store kjølevannspumper, vanninntak, exp = eksponent = skaleringsfaktor røropplegg, varmevekslere, lukket kjølevannssystem (glykol) og retursystem for sjøvannet. Legger derfor til 200 MNOK for dekning av dette. Det legges også til 50 MNOK fast for tilkomstveier, bygninger, fremskaffelse av støttesystemer, etc. Det forutsettes at det for Scenario 1, fase I (80 MW) preinvesteres i kjølevannsystem og infrastruktur for fase II, slik at investeringene i fase II begrenses til trafo og omformerutstyr og oppkopling av dette. Tabell 3 Kostnadsestimat for omformerstasjon Omformerstasjon Effekt Skaleringsfaktor brukes for kjapp beregning av priser for anlegg av varierende kapasitet når prisen for kun en av kapasitetene er kjent. Dersom skaleringsfaktoren er 1 er prisen proporsjonal med kapasitetsendringen. Dersom skaleringsfaktoren er 0 er prisen uavhengig av kapasitet. For industrianlegg er det vanlig å benytte en skaleringsfaktor på 0,7 når bedre tall ikke er kjent. Pris1 = Pris0 * (Kapasitet1/kapasitet0) exp Omformerstasjon Alle kostnader i MNOK Kjølevann, bygninger Infrastruktur Totalkost 80 MW 398 200 50 648 120 MW 468 0 0 468 200 MW 574 200 50 824 Operatørs prosjekt- og administrasjonskostnader For scenario 1, fase I og scenario 2 antas maks 3 personer i snitt over 3 år til å dekke landstasjon og assosierte operasjoner. For scenario 1, fase II antas det at prosjektlederteamet kan reduseres til 2 personer i snitt over tre år. Personellkostnader for Statoil sitt lederteam, inkl. diett, reiser, utstasjonering og andre kostnader antas lik 3 MNOK pr. år og person. Tillegg for diverse tilleggstjenester og uforutsette kostnader anslås til 50 MNOK for scenario 2 og for scenario 1 fase I: For scenario 1 fase II settes dette til 20 MNOK. Tabell 4 Kostnadsestimat for operatørs prosjekt- og administrasjonskostnader Operatørs ledelseskostnader Enhet Fase I Fase II Personer antall 3 2 Kost pr år MNOK 3 3 Varighet år 3 3 Total MNOK 27 18 Diverse eksterne tjenester MNOK 50 20 23