El gasoducto submarino debía comenzar en la planta de procesamiento de gas natural de Kårstø en el oeste de Noruega, donde se conectaría con Europipe II . Iba a ejecutarse en el este de Noruega, el oeste de Suecia y Dinamarca con puntos de salida en Rafnes (Noruega), Lysekil, Vallby Kile, Bua (Suecia) y Jutlandia (Dinamarca). [1] Consta de:
Como parte del proyecto, el gasoducto también transportaría etano , que se inyectaría en el gas natural en Kårstø y se transportaría con el gas natural a Rafnes, donde se separaría y extraería del gas. Las instalaciones de separación de Rafnes y las instalaciones aguas abajo de las estaciones de reducción en Suecia y Dinamarca no formaban parte del proyecto. [2]
La capacidad originalmente planificada del gasoducto era de 6 mil millones de metros cúbicos (bcm) de gas natural por año. Los planes se actualizaron a 7 bcm. La probabilidad de una mayor demanda futura de Dinamarca y Polonia, que planean conectar Skanled a través de Dinamarca con otro oleoducto planificado, el Baltic Pipe entre Dinamarca y Polonia, puede llevar a ampliar el diámetro del oleoducto con respecto al diseño inicial. [3]
El oleoducto debía estar operativo en octubre de 2012. [4] Fue diseñado para 50 años de funcionamiento. [2] Se esperaba que costara 10 mil millones de coronas noruegas. [4]
La decisión final de inversión dependió de las decisiones de Yara International e Ineos , grandes consumidores potenciales del gas provisto por Skanled. [5] [6] En abril de 2009, Skanled Project Group anunció que había decidido suspender el proyecto "debido al mayor riesgo comercial combinado con los desarrollos económicos globales que han dado una visión incierta sobre la demanda futura de gas". [7]
El IKM Gruppen fue seleccionado para las actividades de diseño relacionadas con el sistema de tuberías con estructuras submarinas asociadas, recaladas y estaciones de recepción y medición. [4]