Forskrift om fastsettelse av tariffer mv. for bestemte innretninger

DatoFOR-2002-12-20-1724
DepartementOlje- og energidepartementet
PublisertI 2002 hefte 19
Ikrafttredelse01.01.2003
Sist endretFOR-2015-09-22-1078 fra 01.01.2016
Endrer
Gjelder forNorge
HjemmelLOV-1996-11-29-72-§4-8, LOV-1996-11-29-72-§10-18, FOR-1997-06-27-653-§70
Kunngjort07.01.2003
Rettet01.06.2010 (§ 1 område F)
KorttittelForskrift om fastsettelse av tariffer mv.

Hjemmel: Fastsatt av Olje- og energidepartementet 20. desember 2002 med hjemmel i lov av 29. november 1996 nr. 72 om petroleumsvirksomhet § 10-18 første ledd og § 4-8 og forskrift av 27. juni 1997 nr. 653 til lov om petroleumsvirksomhet § 70.
Endringer: Endret ved forskrifter 13 jan 2004 nr. 202, 30 sep 2005 nr. 1098, 21 des 2005 nr. 1670, 31 aug 2006 nr. 1017, 30 aug 2007 nr. 1015, 17 des 2008 nr. 1429, 19 des 2008 nr. 1478, 27 mai 2010 nr. 730, 24 juni 2011 nr. 678, 26 juni 2013 nr. 792, 11 april 2014 nr. 550, 11 des 2014 nr. 1607, 22 sep 2015 nr. 1078.
Rettelser: 11.02.2003 (§ 8 annet ledd), 01.06.2010 (§ 1 område F).

§ 1. Virkeområde mv.

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, F, G, H, I, J, K og L som følger: 

Område A

-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. 

Område B

-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, Njord T-forbindelse og Skarv T-forbindelse. 

Område C

-Terminalen på Kårstø for prosessering av rikgass, NGL og kondensat, med unntak av K-Lab og propanfyllestasjon. 

Område D

-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. 

Område E

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

Område F

-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. Område F inkluderer også kapasitetsrettighet over Statfjord C-plattformen til tilkopling på rørledningen mellom Statfjord A-plattformen og Statfjord C-plattformen. 

Område G

-30″ rørledning for transport av rikgass fra Kvitebjørn plattformen til terminalen på Kollsnes inklusive Visund T-forbindelsen. 

Område H

-16″ rørledning for transport av rikgass fra Norne plattformen til knutepunktet mellom område B og rørledningen fra Heidrun plattformen. 

Område I

-28″ rørledning for transport av rikgass fra Gjøa-plattformen til FLAGS-rørledningen på britisk sokkel. 

Område J

-22″ rørledning for transport av rikgass fra Valemon-plattformen til Heimdal stigerørsplattform. 

Område K

-16″ rørledning for transport av rikgass fra Heidrun-plattformen til Tjeldbergodden samt mottaksanlegg på Tjeldbergodden. 

Område L

-16″ rørledning for transport av rikgass fra Edvard Grieg-plattformen til Beryl-rørledningen på britisk sokkel.
0Endret ved forskrifter 13 jan 2004 nr. 202 (i kraft 1 feb 2004), 30 sep 2005 nr. 1098, 31 aug 2006 nr. 1017 (i kraft 1 sep 2006), 30 aug 2007 nr. 1015 (i kraft 1 sep 2007), 17 des 2008 nr. 1429 (i kraft 1 jan 2009), 27 mai 2010 nr. 730 (i kraft 1 juni 2010), 24 juni 2011 nr. 678 (i kraft 1 juli 2011), 11 des 2014 nr. 1607, 22 sep 2015 nr. 1078 (i kraft 1 okt 2015), 22 sep 2015 nr. 1078 (i kraft 1 jan 2016).
§ 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. 

Område C 

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, rensing, lagring og utskipning 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. 

Område E 

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. 

Område G 

Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i område G. 

Utgang:

Ved utløpet av rørledningen ved terminalen på Kollsnes. 

Område H 

Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i område H. 

Utganger:

Ved knutepunkt mellom område H og område B for leveranse inn til område B og for leveranse inn til rørledningen til Heidrun plattformen. 

Område I 

Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i område I. 

Utgang:

Ved utløpet av rørledningen fra Gjøa-plattformen til FLAGS. 

Område J 

Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i område J. 

Utgang:

Ved utløpet av rørledningen fra Valemon-plattformen til Heimdal stigerørsplattform. 

Område K 

Innganger:

Alle tilknytningspunkt der naturgass kan leveres inn i område K. 

Utgang:

Ved utløpet av rørledningen fra Heidrun-plattformen til Tjeldbergodden. 

Område L 

Innganger:

Alle tilknytningspunkter der naturgass kan leveres inn i område L. 

Utgang:

Ved utløpet av rørledningen fra Edvard Grieg-plattformen til Beryl-rørledningen på britisk sokkel. 

0Endret ved forskrifter 13 jan 2004 nr. 202 (i kraft 1 feb 2004), 30 sep 2005 nr. 1098, 31 aug 2006 nr. 1017 (i kraft 1 sep 2006), 30 aug 2007 nr. 1015 (i kraft 1 sep 2007), 17 des 2008 nr. 1429 (i kraft 1 jan 2009), 27 mai 2010 nr. 730 (i kraft 1 juni 2010), 11 des 2014 nr. 1607, 22 sep 2015 nr. 1078 (i kraft 1 okt 2015), 22 sep 2015 nr. 1078 (i kraft 1 jan 2016).
§ 3.Rett til bruk av kapasitet

Rett til bruk av kapasitet omfatter det å levere naturgass ved innganger eller å ta naturgass ut ved utganger eller behandling i område C og E.

0Endret ved forskrift 13 jan 2004 nr. 202 (i kraft 1 feb 2004).
§ 4.Tariffer

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

sf-20021220-1724-01-02.png 

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, for tjenesten fraksjonering, rensing, lagring og utskipning av etan skal Q være estimert samlet etan 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

O = forventede driftskostnader.

For avbrytbar kapasitet skal tariff være 50 prosent av standard t for de respektive områdene. Innbetalinger som følger av avbrytbar kapasitet skal tilfalle brukere av relevant område gjennom en reduksjon av O-elementet. 

Unntak:

-Før 1. oktober 2016 skal tariff for avbrytbar kapasitet være 50 prosent av t som gjelder for rett til bruk som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016.

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

i) Fast del av kapitalelement (K) 

Område A

For område A er K 0,55 øre/Sm³ og gjelder ved utgangene av området. 

Unntak:

-For rett til bruk av utgangene i A som er avtalt før 1. juli 2013, er K 5,5 øre/Sm³.
-For rett til bruk av utgangene i A som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016, er K 5,5 øre/Sm³. 

Område B

For område B er K 0,35 øre/Sm³ og gjelder ved utgangen av området. 

Unntak:

-For rett til bruk av utgangen i B som er avtalt før 1. juli 2013, er K 3,5 øre/Sm³.
-For rett til bruk av utgangen i B som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016, er K 3,5 øre/Sm³. 

Område C

For ekstraksjon er K 1,0 øre/Sm³. 

Unntak:

-For rett til ekstraksjon som er avtalt før 1. juli 2013, er K 10,0 øre/Sm³.
-For rett til ekstraksjon som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016, er K 10,0 øre/Sm³.
-For rett til ekstraksjon som er avtalt for Åsgardfeltet før 1. januar 2003, er K 0.

For fraksjonering, lagring og utskipning av NGL er K 30 kroner/tonn. 

Unntak:

-For rett til fraksjonering, lagring og utskipning som er avtalt før 1. juli 2013, er K 300 kroner/tonn.
-For rett til fraksjonering, lagring og utskipning som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016, er K 300 kroner/tonn.
-For rett til fraksjonering, lagring og utskipning som er avtalt for feltene Åsgard, Gullfaks Sør, Draugen, Heidrun og Norne før 1. januar 2003, er K 530 kroner/tonn.
-For rett til fraksjonering, lagring og utskipning som er avtalt for feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest og Sigyn før 1. januar 2003, er K 130 kroner/tonn.

For stabilisering, lagring og utskipning av kondensat er K 4,3 kroner/tonn.

-For rett til stabilisering, lagring og utskiping av kondensat for bruk før 1. oktober 2016 er K 42,8 kroner/tonn.
-For rett til stabilisering, lagring og utskipning av kondensat for feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest og Sigyn, er K 0.

For fraksjonering, rensing, lagring og utskipning av etan er K 220,0 kroner/tonn før 1. oktober 2016 og deretter er K 160,0 kroner/tonn. Rett til bruk av fraksjonering, rensing, lagring og utskipning av etan tilsvarer hver bruker sin andel av etanuttak.

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

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

Unntak:

-For utblanding av karbondioksid fra feltet Veslefrikk er t 0.
-For fjerning av hydrogensulfid fra feltet Veslefrikk er t 0. 

Område D

I område D gjelder K ved inngangene til området og ved utgangene av området. Videre gjelder K for utblanding av karbondioksid og utblanding av hydrogensulfid.

Ved inngangene er K 0. 

Unntak:

-For rett til bruk av innganger til område D som samsvarer med rett til bruk av utganger fra område D som er avtalt før 1. juli 2013 og for slik rett til bruk som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016 skal K ved inngangen være:
-Ved Kollsnes 1,93 øre/Sm³.
-Ved Kårstø og Oseberg 2,43 øre/Sm³.
-Ved Nyhamna 0.
-Ved øvrige 0,43 øre/Sm³.

Ved utgangene er K 0,71 øre/Sm³. 

Unntak:

-For rett til bruk som er avtalt før 1. juli 2013 er K 5,57 øre/Sm³.
-For rett til bruk som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016, er K 5,57 øre/Sm³.
-For rett til bruk av utgangen Emden, for naturgass opprinnelig fra petroleumsforekomst(er) i utvinningstillatelse 018, som er avtalt før 1. juli 2013 og for slik rett til bruk som er avtalt etter 1. juli 2013 for bruk før 1. oktober 2016 er K 1,77 øre/Sm³.
-For rett til bruk av inngangen Kårstø og utgangen Snurrevarden for transport av naturgass til Snurrevarden, er K 0.

For utblanding av hydrogensulfid er K 1 000 kroner/kg utblandet hydrogensulfid. Innbetalinger som følger av dette elementet skal tilfalle brukere av område D som leverer gass med hydrogensulfidinnhold lavere enn gjeldende spesifikasjon.

For utblanding av karbondioksid er K 150 kroner/tonn utblandet karbondioksid. Innbetalinger som følger av dette elementet skal tilfalle brukere av område D som leverer gass med karbondioksidinnhold lavere enn gjeldende spesifikasjon. 

Unntak:

-For rett til utblanding av karbondioksid fra feltene Sleipner Øst, Sleipner Vest, Huldra og Vale er t 0. 

Område E

For ekstraksjon og videresendelse av NGL og tørrgass er K = 0,45 øre/Sm³. 

Unntak:

-For rett til ekstraksjon og videresendelse av NGL og tørrgass som er avtalt før 1. februar 2004, er K 0.

For utblanding av hydrogensulfid er K 1 000 kroner/kg utblandet hydrogensulfid. Innbetalinger som følger av dette elementet skal tilfalle brukere av område E som leverer gass med hydrogensulfidinnhold lavere enn gjeldende spesifikasjon. 

Unntak:

-For rett til utblanding av hydrogensulfid fra feltet Kvitebjørn er t 0.

For utblanding av karbondioksid er K 150 kroner/tonn utblandet karbondioksid. Innbetalinger som følger av dette elementet skal tilfalle brukere av område E som leverer gass med karbondioksidinnhold lavere enn gjeldende spesifikasjon. 

Unntak:

-For rett til utblanding av karbondioksid fra feltet Kvitebjørn som er avtalt før 1. juli 2011 er t 0. 

Område F

For område F er K 6,0 øre/Sm³ og gjelder ved utgangen av området. 

Område G

For område G er K 1,49 øre/Sm³ og gjelder ved utgangen av området. 

Område H

For område H er K 3,5 øre/Sm³ og gjelder ved utgangene av området. 

Område I

For område I er K 4,05 øre/Sm³ og gjelder ved utgangen av området. 

Område J

For område J er K 3.80 øre/Sm³ og gjelder ved utgangen av området. 

Område K

For område K er K 4,10 øre/Sm³ og gjelder ved utgangen av området. 

Område L

For område L er K 19,80 øre/Sm³ 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, F, G, H, I, J, K og L 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, F, G, H, I, J, K og L 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, F, G, H, I, J, K og L 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, D, F, G, H, I, J, K og L ikke kunne overstige 0,7 øre/Sm³ ved et gasstransportnivå på inntil 72 mrd. Sm³ /år og 0,6 øre/Sm³ ved et gasstransportnivå på 90 mrd. Sm³ /år eller mer. For gasstransportnivåer mellom 72 og 90 mrd. Sm³ /år skal U være inntil lineær mellom 0,6 og 0,7 øre/Sm³ . 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. Før slik fastsettelse skal operatøren samrå seg med brukerne. O skal dekke kostnadene ved drift av oppstrøms gassrørledningsnett som nevnt i § 1 og kostnadene som operatøren pådrar for sin virksomhet i samsvar med petroleumsforskriften kapittel 9. Kostnader som bæres av andre i samsvar med petroleumsforskriften § 66A syvende ledd omfattes likevel ikke.

I område A, B, D, F, G, H, I, J, K og L 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.

OmrådeInntil
A og B40 mill. kroner x E
C250 mill. kroner x E
D200 mill. kroner x E
E250 mill. kroner x E
F40 mill. kroner x E
G40 mill. kroner x E
H40 mill. kroner x E
I40 mill. kroner x E
J40 mill. kroner x E
K40 mill. kroner x E
L40 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.

0Endret ved forskrifter 13 jan 2004 nr. 202 (i kraft 1 feb 2004), 30 sep 2005 nr. 1098, 21 des 2005 nr. 1670, 31 aug 2006 nr. 1017 (i kraft 1 sep 2006), 30 aug 2007 nr. 1015 (i kraft 1 sep 2007), 17 des 2008 nr. 1429 (i kraft 1 jan 2009), 19 des 2008 nr. 1478 (i kraft 1 jan 2009), 27 mai 2010 nr. 730 (i kraft 1 juni 2010), 24 juni 2011 nr. 678 (i kraft 1 juli 2011), 26 juni 2013 nr. 792 (i kraft 1 juli 2013), 11 april 2014 nr. 550, 11 des 2014 nr. 1607, 22 sep 2015 nr. 1078 (i kraft 1 okt 2015), 22 sep 2015 nr. 1078 (i kraft 1 jan 2016).
§ 5.Tariff ved endring av rett til bruk

Når en bruker endrer inngang eller utgang, skal brukeren belastes den høyeste av tariffene. Endring som nevnt i første puktum forutsetter at det er ledig kapasitet i den inngang eller utgang det ønskes byttet til. Når en bruker endrer fra fast til avbrytbar kapasitet, skal brukeren belastes den høyeste tariffen.

Ved ledig kapasitet i førstehåndsmarkedet for eksisterende anlegg for fjerning av karbondioksid i område C, har brukere av tjenesten utblanding av karbondioksid i område C en rett og en plikt til å endre sine forpliktelser for denne tjenesten til fjerning av karbondioksid.

0Endret ved forskrifter 30 sep 2005 nr. 1098, 24 juni 2011 nr. 678 (i kraft 1 juli 2011).
§ 6.Avhjelp mv.

En bruker med et uforutsett leveranseproblem skal ha rett til avhjelp uten vederlag fra øvrige brukere for allerede bestilte leveranser dersom brukeren ikke kan møte sine forpliktelser ved hjelp av egen naturgass. De øvrige brukere har likevel ikke plikt til å yte slik avhjelp dersom dette vil hindre dem fra å utnytte egen rett til bruk av kapasitet. En bruker som har mottatt avhjelp skal tilbakelevere mottatt volum så snart som mulig. Den kumulative avhjelp til én bruker skal ikke overstige summen av én dags rett til bruk ved utganger i område D for slik bruker.

En bruker som grunnet planlagte hendelser, herunder planlagt vedlikehold, skal, dersom dette ikke hindrer andre brukere fra å utnytte egen rett til bruk av kapasitet, uten vederlag kunne få tilgang til fleksibilitet i innretninger som omfattes av denne forskrift til å møte sine forpliktelser. Slik tilgang til fleksibilitet i innretninger som omfattes av denne forskrift skal være balansert i forhold til brukerens faktiske bidrag til den etablerte fleksibilitet.

0Endret ved forskrift 13 jan 2004 nr. 202 (i kraft 1 feb 2004).
§ 7.Offentliggjøring av vilkår for rett til bruk av bestemte innretninger

Eier av terminalene i Zeebrugge og Dunkerque, eier av mottaks- og målefasiliteter for tørrgass etablert i Dornum samt 42″ rørledning for transport av tørrgass mellom disse fasilitetene og eier av terminalen Norsea Gas og målefasiliteter etablert i Emden skal minst en gang i året offentliggjøre de viktigste forretningsmessige vilkår for bruk av disse innretningene.

§ 8.Ikrafttredelse

Denne forskrift trer ikraft 1. januar 2003.

Fra og med forskriftens ikrafttredelse skal all bruk av innretninger som nevnt i § 1 skje i henhold til vilkår fastsatt i denne forskrift og petroleumsforskriften kapittel 9.

Naturgassforetak og kvalifiserte kunder med eksisterende avtaler om transport av naturgass i oppstrømsgassrørledningsnett som kan godtgjøre at deres plikt til betaling av tariffer under denne forskriften samlet sett medfører at de økonomisk sett blir dårligere stilt enn under eksisterende avtaler som nevnt, og som er godkjent i medhold av lov av 29. november 1996 nr. 72 om petroleumsvirksomhet § 4-8 eller tilsvarende bestemmelser, kan innen 1. mars 2003 søke Olje- og energidepartementet om å videreføre nærmere angitte eksisterende avtaler. Departementet kan fastsette vilkår for slik videreføring, herunder fastsette at kun enkelte rettigheter og forpliktelser i en slik avtale skal videreføres.