Forskrift om endring i forskrift om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger

I

I forskrift 20. desember 2002 nr. 1724 om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger gjøres følgende endringer:

§ 1 og § 2 skal lyde:

Denne forskriften får anvendelse for innretninger som nevnt i tredje ledd.

Innretninger som nevnt i tredje ledd skal omfattes av alle bestemmelsene om oppstrøms gassrørledningsnett i petroleumsforskriften kapittel 9, jf. petroleumsforskriften § 69 første ledd første punktum.

Innretningene deles inn i områdene A, B, C, D, E og F som følger:

30″ rørledning for transport av rikgass mellom Statfjord B-plattformen og terminalen på Kårstø inklusive 16″ Gullfaks satellitt T-forbindelse, 12″ Veslefrikk T-forbindelse og 8″ Brage T-forbindelse. Område A inkluderer kapasitetsrettighet over Statfjord B-plattformen til område F og til 12″ Statfjord UK gassrør.

42″ rørledning for transport av rikgass fra Åsgard B-plattformen til terminalen på Kårstø, inklusive U-loop T-forbindelse, Draugen T-forbindelse, Haltenbanken vest T-forbindelse og Njord T-forbindelse.

Terminalen på Kårstø for prosessering av rikgass, NGL og kondensat, med unntak av K-Lab, propanfyllestasjon og anlegg for rensing, lagring og utskipning av etan.

42″ rørledning for transport av tørrgass fra terminalen på Kårstø til innretninger i Tyskland, 28″ rørledning for transport av tørrgass mellom terminalen på Kårstø og Draupner S stigerørsplattform inklusive 4″ Snurrevarden T-forbindelse, 36″ rørledning for transport av tørrgass mellom Heimdal-plattformen og Draupner S stigerørsplattform inklusive 16″ Jotun T-forbindelse, 40″ rørledning for transport av tørrgass fra terminalen på Kollsnes til Sleipner stigerørsplattform, 40″ rørledning for transport av tørrgass fra terminalen på Kollsnes til Draupner E stigerørsplattform, Draupner E stigerørsplattform, Draupner S stigerørsplattform, 30″ rørledning for transport av tørrgass mellom Sleipner stigerørsplattform og Draupner S stigerørsplattform, 40″ rørledning for transport av tørrgass fra Sleipner stigerørsplattform til terminalen i Zeebrugge, Terminalen i Zeebrugge, 40″ rørledning for transport av tørrgass fra Draupner S stigerørsplattform, via Draupner E stigerørsplattform, til innretninger i Tyskland, Innretninger i Tyskland som består av mottaksfasiliteter for tørrgass etablert i Dornum, målefasiliteter etablert i Dornum og 42″ rørledning for transport av tørrgass mellom disse fasilitetene samt målefasiliteter etablert i Emden, 36″ rørledning for transport av tørrgass fra Draupner S stigerørsplattform til terminalen Norsea Gas i Emden, inklusive Y-forbindelse for tilknytning av Ekofisk og plattformene B-11 og H-7, Terminalen Norsea Gas i Emden, 42″ rørledning for transport av tørrgass fra Draupner E stigerørsplattform til terminalen i Dunkerque, Terminalen i Dunkerque, 36″ rørledning for transport av tørrgass fra Oseberg D-plattformen til Heimdal stigerørsplattform, Heimdal stigerørsplattform, 32″ rørledning for transport av tørrgass fra Heimdal stigerørsplattform opp til og inklusive måleinstrumenter ved terminalen i St. Fergus samt tilknyttede installasjoner definert som «den norske rørledningen» i art. 30 sjette ledd i overenskomst mellom Norge og Storbritannia om endring av Frigg-overenskomsten av 10. mai 1976, jf. St.prp.nr.73 (1998–1999), 32″ rørledning fra Frigg TCP2-plattform som knytter seg til rørledningen fra Heimdal stigerørsplattform til St. Fergus, 42″ rørledning for transport av tørrgass fra Nyhamna til Sleipner stigerørsplattform, 44″ rørledning for transport av tørrgass fra Sleipner stigerørsplattform til terminalen i Easington og Terminalen i Easington.

Terminalen på Kollsnes for prosessering av rikgass, videresendelse av NGL til Vestprosess og Sture samt videresendelse av tørrgass inn i område D og til Kollsnes Næringspark.

32″ rørledning for transport av rikgass fra Statfjord B-plattformen til FLAGS-rørledningen på engelsk sokkel, inklusive 12″ rørledning fra 32″ T til tilkopling på rørledningen mellom Statfjord A-plattformen og Statfjord C-plattformen. Område F inkluderer også kapasitetsrettighet over Statfjord C-plattformen til tilkopling på rørledningen mellom Statfjord A-plattformen og Statfjord C-plattformen.

§ 2 . Definisjon av innganger, utganger og behandling

Område A Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i rørledningen mellom Statfjord B og terminalen på Kårstø. Utganger:

Ved utløpet av rørledningen fra Statfjord B til Kårstø ved terminalen på Kårstø, ved inngang til område F og ved inngang til 12″ Statfjord UK gassrør.

Område B Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i rørledningen fra Åsgard B for transport til Kårstø. Utgang:

Ved utløpet av rørledningen fra Åsgard B til Kårstø ved terminalen på Kårstø.

Behandling:

Fjerning av hydrogensulfid Ekstraksjon Fraksjonering, lagring og utskipning av NGL-produkter utenom etan Stabilisering, lagring og utskipning av kondensat Fjerning av karbondioksid Utblanding av karbondioksid Fraksjonering av etan.

Område D Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i de relevante rørledningene ved Sleipner, Kollsnes, Oseberg, Jotun T-forbindelse, Heimdal, Kårstø, Ekofisk og Nyhamna. Utganger:

Der naturgass kan leveres ut fra terminalene i Zeebrugge, Dunkerque, Emden, Dornum, St. Fergus og Easington, ut ved Snurrevarden og ut ved Heimdal for transport av naturgass for injeksjon i Grane.

Behandling:

Ekstraksjon og videresendelse av NGL og tørrgass.

Område F Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i område F. Utgang:

Ved utløpet av rørledningen fra Statfjord B til FLAGS.

§ 4 skal lyde:

Tariffene fastsettes med følgende formel ved inngang til og/eller utgang fra områdene A, B, D og F og for behandling i område C og E:

hvor: t = tariff per enhet for rett til bruk av inngang, utgang eller behandling K = fast del av kapitalelement per enhet Q = estimert samlet reservert kapasitet for gjeldende år I = årlig element beregnet for investeringer for opprettholdelse av systemet U = element beregnet for investeringer knyttet til utvidelser av systemet E = eskaleringsfaktor s O = forventede driftskostnader.

Alle tall i dette kapittelet er i 2002-kroner, med mindre annet er angitt.

i) Fast del av kapitalelement (K)

Område A

Unntak:

For rett til bruk av utgangen i A som er avtalt for feltene Statfjord, Gullfaks fase 1 og 2, Veslefrikk, Statfjord Nord, Statfjord Øst, Brage, Tordis og Snorre før ikrafttredelse av denne forskrift, er K 18 øre/Sm 3 til og med kalenderår 2010.

Område B

For område B er K 3,5 øre/Sm 3 og gjelder ved utgangen av området.

Område C

Unntak:

For rett til ekstraksjon som er avtalt for Åsgardfeltet før ikrafttredelse av denne forskrift, er K 0.

Unntak:

For rett til fraksjonering, lagring og utskipning som er avtalt for feltene Statfjord, Gullfaks fase 1 og 2, Veslefrikk, Statfjord Nord, Statfjord Øst, Brage, Tordis og Snorre før ikrafttredelsen av denne forskrift, er K 1070 kroner/tonn. For rett til fraksjonering, lagring og utskipning som er avtalt for feltene Åsgard, Gullfaks Sør, Draugen, Heidrun og Norne før ikrafttredelsen av denne forskrift, er K 530 kroner/tonn. For rett til fraksjonering, lagring og utskipning som er avtalt for feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest og Sigyn før ikrafttredelsen av denne forskrift, er K 130 kroner/tonn.

For stabilisering, lagring og utskipning av kondensat for feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest og Sigyn, er K 0 innenfor kapasitet som eksisterer før denne forskriftens ikrafttredelse.

For fraksjonering av etan er K 17,8 NOK/tonn innenfor kapasitet som eksisterer før denne forskriftens ikrafttredelse.

For fjerning av karbondioksid er K 211,0 NOK/tonn fjernet karbondioksid.

For utblanding av karbondioksid er K 105,5 NOK/tonn utblandet karbondioksid. Innbetalinger som følger av dette elementet skal tilfalle brukere av område C som leverer gass med karbondioksidinnhold lavere enn gjeldende spesifikasjon.

Område D

Ved inngang er K:

Ved Kollsnes 3,43 øre/Sm 3 til og med kalenderår 2010 og 1,93 øre/Sm 3 fra og med kalenderår 2011. Ved Kårstø og Oseberg 2,43 øre/Sm 3 . Ved Nyhamna 0. Ved øvrige 0,43 øre/Sm 3 .

Ved utgangene er K:

12,07 øre/Sm 3 til og med kalenderår 2006. 8,07 øre/Sm 3 fra og med kalenderår 2007 til og med kalenderår 2010. 5,57 øre/Sm 3 fra og med kalenderår 2011.

Unntak fra K for område D som fastsatt i i) sjuende ledd:

For rett til bruk av utgangen Emden for naturgass opprinnelig fra petroleumsforekomst(er) i utvinningstillatelse 018, er K 1,77 øre/Sm 3 . For rett til bruk av utgangen Emden som er avtalt for feltet Valhall før ikrafttredelse av denne forskrift, er K 9,57 øre/Sm 3 til og med kalenderår 2006. For rett til bruk av utgangen St. Fergus for naturgass opprinnelig fra petroleumsforekomst(er) i utvinningstillatelse 024, er K 0. For rett til bruk av utgangen Heimdal for transport av naturgass for injeksjon i Grane, er K 0. For rett til bruk av inngangen Kårstø og utgangen Snurrevarden for transport av naturgass til Snurrevarden, er K 0.

Område E

Unntak:

For rett til ekstraksjon og videresendelse av NGL og tørrgass som er avtalt for rettighetshaverne i Trollfeltet før ikrafttredelse av denne forskrift, er K 0. Dette gjelder også for den kapasitet som oppnås i innretninger som finansieres av rettighetshaverne i Trollfeltet og bygges for å imøtekomme behandling av naturgass fra feltene Kvitebjørn og Visund samt kapasitet som oppnås i innretninger som bygges for å få en tilsvarende gjennomgående kapasitet i område E.

Område F

For område F er K 6,0 øre/Sm 3 og gjelder ved utgangen av området.

ii) Reservert kapasitet (Q)

Operatøren skal anslå Q for de ulike områdene for det gjeldende år. I områdene A, B, D og F fastsettes anslagene for Q ved utgangene av områdene. I område C og E fastsettes anslaget for Q for den enkelte tjeneste i disse områdene.

iii) Investeringer knyttet til opprettholdelse av systemet (I)

I skal beregnes for investeringer som kreves for å opprettholde systemet og som ikke dekkes under O som angitt nedenfor. I fastsettes av departementet. I skal fastsettes for hver slik investering og skal beregnes som en årlig annuitet innenfor gjenværende konsesjonstid. Annuiteten skal fastsettes slik at eierne kan forvente en rimelig avkastning på totale investeringer. I skal, etter at kapasitetsutvidelsen som følge av investeringen tas i bruk, inkluderes i tariffen for det område som nødvendiggjør investeringen. Dersom det ved utgangen av året er innkrevd et beløp som avviker fra beløpet som beregnes etter andre, tredje og fjerde punktum, skal det foretas korreksjon for avviket i I det etterfølgende år. I områdene A, B, D og F skal I fastsettes ved utgangene av området. I område C og E skal I fastsettes for den enkelte tjeneste i disse områdene. Investeringer knyttet til kompressorene på Kårstø-terminalen skal inngå i område D.

iv) Investeringer knyttet til utvidelser av systemet (U)

Departementet kan bestemme at U skal fastsettes for investeringer som medfører en utvidelse av kapasitet og som ikke faller innenfor I eller O som angitt i iii) og vi). I slike tilfeller skal U gjelde for det området som nødvendiggjør investeringen og fastsettes slik at eierne kan forvente en rimelig avkastning på totale investeringer. Ved fastsettelse av U skal departementet ta hensyn til den inntekt som samsvarer med forpliktet rett til bruk av kapasitet som eksisterer før U fastsettes og kommer til anvendelse. U skal gjelde for all fremtidig rett til bruk av kapasitet, herunder rett til bruk av kapasitet som er ervervet før U fastsettes og kommer til anvendelse. For øvrig skal departementet ta hensyn til forhold som beskrevet i iv) tredje ledd.

I område A, B, D og F fastsettes U ved utgang av området. I område C og E skal U fastsettes for den enkelte tjeneste i disse områdene. Investeringer knyttet til kompressorene på Kårstø-terminalen skal inngå i område D.

For brukere som innehar rett til bruk av kapasitet før U fastsettes og kommer til anvendelse for den aktuelle investering, skal summen av alle U innenfor hvert av områdene A, B og D ikke kunne overstige 0,7 øre/Sm 3 ved et gasstransportnivå på inntil 72 mrd. Sm 3 /år og 0,6 øre/Sm 3 ved et gasstransportnivå på 90 mrd. Sm 3 /år eller mer. For gasstransportnivåer mellom 72 og 90 mrd. Sm 3 /år skal U være inntil lineær mellom 0,6 og 0,7 øre/Sm 3 . Dersom U etter dette ikke er tilstrekkelig til å gi den ovenfor nevnte avkastningen på investering i kapasitetsutvidelsen, skal departementet fastsette en tilleggstariff for de brukere som erverver rett til bruk av kapasitet som følge av utvidelsen.

v) Eskaleringsfaktor (E)

Eskaleringsfaktoren for hvert enkelt år fastsettes på grunnlag av den norske konsumprisindeks som offentliggjøres av Statistisk Sentralbyrå, og er forholdstallet mellom siste indeks som er publisert før 1. januar samme år og den tilsvarende indeks per 1. januar 2002 (108,9). Dersom forholdstallet er mindre enn 1,0, settes E lik 1,0.

vi) Forventede driftskostnader (O)

Operatøren skal ved starten av året fastsette O for de ulike områder.

I område A, B, D og F skal O fastsettes ved utgangene av relevant område. I område D skal kostnader som betales for bruk av bestemte innretninger i dette området som beskrevet i § 7, inngå i O. I tillegg skal kostnader for drift av kompressorer på Kårstø-terminalen inngå i O. I område A skal kostnader som betales til Statfjord for kapasitetsrett over Statfjord B-plattformen til område F og til 12″ Statfjord UK gassrør inngå. Disse kostnadene skal belastes de som har rett til bruk av utgangen mot 12″ Statfjord UK gassrør og utgangen mot område F. I område F skal kostnader som betales til Statfjord for kapasitetsrett over Statfjord C-plattformen til tilkopling mellom Statfjord A-plattformen og Statfjord C-plattformen inngå. Disse kostnadene skal belastes de som har rett til bruk av kapasitet over Statfjord C-plattformen til rørledningen fra Statfjord B for transport til FLAGS.

I område C og E skal O fastsettes for den enkelte tjeneste i disse områdene. O for fjerning av hydrogensulfid i område C skal betales av brukere som får rett til å levere gass med hydrogensulfidinnhold utover gjeldende spesifikasjon inn i område A og B. O for fjerning av hydrogensulfid skal betales i forhold til den mengde hydrogensulfid hver enkelt bruker gis rett til å levere utover gjeldende spesifikasjon.

I tillegg til løpende driftskostnader skal enkeltinvesteringer, som ikke overstiger beløpsgrensene i tabellen under, kunne inngå i O for de forskjellige områdene. Område Inntil A og B 40 mill. kroner x E C 250 mill. kroner x E D 200 mill. kroner x E E 250 mill. kroner x E F 40 mill. kroner x E

Summen av enkeltinvesteringer som kan inngå i O per år skal likevel begrenses til inntil tre ganger beløpsgrensen innenfor hvert område og det skal tas behørig hensyn til at ikke O for et enkelt år skal gi urimelige utslag på tariffnivået for området eller en tjeneste.

Dersom operatøren ved utgangen av året har innkrevd driftskostnader som avviker fra faktiske driftskostnader, skal det foretas korreksjon for avviket i etterfølgende års anslag for O innenfor samme område.

II

Endringene trer i kraft 1. september 2007.

Rettelser

Publisert: I 2010 hefte 6 (Rettelse)

Det som er rettet er satt i kursiv.

§ 1 område F første strekpunkt første punktum skal lyde:

32″ rørledning for transport av rikgass fra Statfjord B-plattformen til FLAGS-rørledningen på britisk sokkel, inklusive 12″ rørledning fra 32″ T til tilkopling på rørledningen mellom Statfjord A-plattformen og Statfjord C-plattformen.