"Gå til hovedinnhold"

Nyhamn i Aukra valgt for eventuell ilandføring av Ormen Lange-gass

mars 13, 2002, 23:00 CET

Skal gassen fra Ormen Lange-feltet føres i land, er Nyhamn i Aukra kommune det best egnete ilandføringsstedet, mener rettighetshaverne i Ormen Lange-lisensen. Men fortsatt blir en utbygging til havs vurdert som det beste konseptet for det store gassfeltet.

Fram til slutten av 2002, når det endelige valget av utbyggingsløsning for Ormen Lange skal tas, vil derfor utbygging med landanlegg på Nyhamn bli utredet for å kunne sammenliknes med en fullstendig utbygging til havs, går det fram av en pressemelding.

Nyhamn-løsningen skal sammenliknes mot et produksjonsanlegg til havs med direkte eksport av gassen til det europeiske markedet. Sammenliknet med en utbygging til havs ser en ilandføringsløsning per i dag ut til å kreve et sted mellom fem og åtte milliarder kroner mer i investeringer. Nye sammenlikninger vil bli gjort ettersom oppdaterte kostnadsestimater fremlegges i takt med detaljutredningene utover i 2002.

Ormen Lange er det største gassfeltet som er under utbygging på norsk sokkel. Feltet ligger om lag 100 kilometer ut fra Mørekysten med anslåtte reserver på 400 milliarder standard kubikkmeter gass. Det planlegges en produksjon på mellom 15 og 20 milliarder Sm3 gass per år, en energimengde som tilsvarer hele landets behov.

Produksjonstart i 2007

Produksjonsstarten for Ormen Lange er satt til oktober 2007. Søknad med plan for utbygging og drift er planlagt å skulle leveres til besluttende myndigheter i desember 2003. Prosjektet er i konseptvalgsfasen, der følgende to hovedkonsepter utredes:

  • Fullprosess plattform til havs med direkte gasseksport til markedet.
  • Produksjonsanlegg til havs i kombinasjon med landanlegg for prosessering og gasseksport til markedet

Beslutningen om Ormen Lange skal bygges ut som plattform til havs eller i kombinasjon med et mulig landanlegg, skal tas i desember 2002. Likevel må prosjektet allerede nå, ni måneder før konseptvalg, ha avklart hvilket ilandføringssted som skal inngå i beslutningsunderlaget. Dette er nødvendig for å sikre produksjonsstart i 2007. Sammenliknet med behandlingen av et tilsvarende plattformanlegg til havs, kreves det lengre tid for et landanlegg til å bli ferdig utredet, behandlet og godkjent. For at prosjektet, offentlige faginstanser og myndigheter skal rekke dette innen de nødvendige frister frem mot produksjonsstart i 2007, må det mulige ilandføringsstedet bestemmes nesten et år før endelig konseptvalg.

Valget av Nyhamn som mulig ilandføringssted er basert på omfattende utredninger som har pågått siden våren 2000. Det har vært nært samarbeid mellom Ormen Lange-prosjektet, de involverte kommuner og Møre og Romsdal fylke omkring utredningsprosessen og utvelgelseskriteriene. I tillegg til vurdering av økonomi og tekniske forutsetninger er valget gjort på grunnlag av konsekvensstudier innen områdene samfunnsinteresser, helse, miljø og sikkerhet, utført av uavhengige rådgivende selskaper som er ledende innen sine kompetanseområder. Som mulig ilandføringssted er Nyhamn primært vurdert ut fra å skulle dekke prosesseringsbehovet til en Ormen Lange-utbygging alene, men er også utredet med hensyn på å kunne utvikles til et mulig gassknutepunkt for flere felt.

Ved prosjektering av prosessanlegg og integrasjonssynergier som underlag for beregning av nødvendige investeringer, har det for deler av anlegget ved Tjeldbergodden vært sett på to ulike konsepter for prosessanlegg. I forbindelse med dette gjenstår det nå, etter valget av mulig ilandføringssted, å verifisere allerede påviste synergibesparelser. Dette arbeidet vil være ferdig til 1. mai 2002.

I utredningene fremover vil det bli fokus på å optimalisere både offshorekonseptet, ilandføringskonseptet og eventuelle alternative muligheter, for derigjennom å finne de beste løsningene med hensyn til lønnsomhet, kostnader, samfunnsinteresser, helse, miljø og sikkerhet.

Rettighetshaverne i Ormen Lange er:

Norsk Hydro - 18 prosent (operatør i utbyggingsfasen)

Norske Shell - 17 prosent (operatør i driftsfasen)

Petoro - 36 prosent

BP Norge - 11prosent

Statoil - 11 prosent

ExxonMobil - 7 prosent