Del 3
Omtale av særskilde tema

8 Prosjekt under utbygging

Alle prosjekt på norsk sokkel må levere ein plan for utbygging og drift (PUD) eller plan for anlegg og drift (PAD) til godkjenning hos styresmaktene før høvesvis utbygging av ein petroleumsførekomst eller bygging av eit anlegg for transport og utnytting av petroleum skjer.

I dette kapitlet er det gitt ei omtale av utviklinga for dei prosjekta der PUD/PAD er godkjent av styresmaktene, men der prosjekta framleis er under utbygging eller sidan fjorårets rapportering har komme i produksjon. Som bakgrunn for omtala har departementet henta inn oppdaterte opplysningar frå operatørselskapa for dei ulike prosjekta. Rapporteringa inneheld oppdaterte opplysningar per 1. august 2018.

Kostnadsoverslaga i PUD/PAD har eit usikkerheitsspenn på +/- 20 prosent. Det betyr at til trass for at operatørane rapporterer inn avvik, så er det ikkje nødvendigvis avvik frå det estimerte kostnadsintervallet for prosjektet. Auka investeringsnivå sidan framlegging av PUD treng heller ikkje å vere negativt for lønnsemda i eit prosjekt. I den grad det høgare investeringsnivået resulterer i auka inntekter, kan det medverke til høgare verdiskaping frå prosjekta.

Dei fleste prosjekta på norsk sokkel endar opp med utbyggingskostnader innanfor usikkerheitsspennet som er oppgitt i PUD. Det gjeld også for dei som no er under utbygging. 16 av dei 20 prosjekta som det her er gjort greie for har kostnadsanslag innanfor usikkerheitsspennet, eitt er på oversida, medan tre prosjekt har kostnadsanslag som ligg på undersiden av usikkerheitsspennet.

Sett under eitt for alle prosjekta er dei totale investeringane 19,1 mrd. kroner lågare enn det som vart skissert ved innlevering av PUD/PAD, noko som er ein reduksjon på 4,9 prosent.

To prosjekt er ferdigstilt etter fjorårets rapportering (1. august 2017), Maria og Polarled, med investeringar på til saman om lag 37,1 mrd. kroner.

Varer og tenester knytte til utbyggingar på norsk sokkel blir kjøpte inn i internasjonal konkurranse. Utviklinga i prisane på varer og tenester ved utbyggingar på norsk sokkel er derfor i stor grad påverka av internasjonale forhold. Ei samla næring har jobba hardt med å auke effektiviteten og redusere kostnader dei siste åra, og dei utbyggingsprosjekt det leverast utbyggingsplaner for er robuste også mot relativt låge prisnivå. Tiltaka har gitt resultat, og skaper grunnlag for god ressursforvaltning og høg verdiskaping.

Svekkinga av krona i dei siste åra påverkar kostnadene på norsk sokkel i motsett retning. Målt i norske kroner har dei delane av prosjektet der kostnadene har vore i utanlandsk valuta auka. For fleire prosjekt utgjer dette ein betydeleg del. Samla sett dreier det seg likevel om store, netto kostnadsreduksjonar for prosjekta sett under eitt.

Styresmaktene mottok ti nye utbyggingsplanar i 2017. Hittil i 2018 er det levert inn nye utbyggingsplanar for Troll fase 3, Johan Sverdrup byggjetrinn II og Nova.

Tabell 8.1 og 8.2 viser ei oversikt over skilnaden mellom operatørane sine investeringsoverslag på PUD/PAD-tidspunktet og overslaga deira per 1. august 2018, og endringa i investeringsoverslaget sidan fjorårets rapportering i Prop. 1 S (2017–2018) for Olje- og energidepartementet.

Som følgje av at dei aller fleste prosjekta fortsatt er innanfor eller under usikkerheitsspennet når det gjelder investeringsnivå, har framdrift i tråd med utbyggingsplanen og var robuste mot vesentlig lågare olje- og gassprisar enn det som er forventa framover, er forventa lønnsamheit til desse god.

Enkeltprosjekt som har møtt større utfordringar i gjennomføringsfasen – som Martin Linge-utbygginga, vil oppnå ein lågare avkastning enn forventa ved investeringsbeslutning og når Stortinget behandla utbygginga. Kva for ei avkasting prosjektet vil oppnå vil avhenge av blant anna prisutviklinga for olje og gass, sluttførings- og driftskostnadene på feltet og kva ytterligare ressursar som vil kunne bli knytta opp mot feltet i framtida.

Internrenta til den samla portefølja frå PUD-tidspunkt er berekna til 27 prosent. Framoverskuande noverdi for prosjektportefølja er berekna til 892 mrd. kroner med sju prosent kalkulasjonsrente, og 1 114 mrd. kroner med fire prosent kalkulasjonsrente.

Kostnadsendringar på enkeltprosjekt

Prosjekt under utbygging

For dei nyleg innleverte utbyggingsplanane Oda, Skogul og Valhall Flanke Vest er det ikkje rapportert inn endringar i investeringsanslaget samanlikna med overslaga i PUD. For Njord Future, Bauge, Trestakk, Dvalin, Johan Castberg, Fenja, Ekofisk 2/4 VC, Ærfugl, Yme New Development og Snorre Expansion Project er det berre marginale endringar i investeringsanslaget samanlikna med overslaga i PUD.

Sverdrup byggjetrinn 1

I Sverdrup-utbygginga er det rapportert om ein reduksjon i investeringsanslaget på 28 878 mill. kroner sidan PUD. Mesteparten av reduksjonane kjem som følgje av at alle dei store prosjekterings-, fabrikasjons- og installasjonskontraktane vart tildelte i ein marknadssituasjon med høg konkurranse i 2015 og 2016, og reduksjonar som følgje av effektiv prosjektgjennomføring.

Reduksjonen i investeringsanslag sidan PUD er delvis motverka av svekt kronekurs i forhold til vekslingskursar ein gjekk ut frå ved PUD. Sidan same rapportering i fjor er investeringsanslaget redusert med 6 424 mill. kroner, som hovudsakleg skuldast effektiv prosjektgjennomføring. I tillegg har effektiv boring av brønnar gitt betydelege innsparingar.

Martin Linge

Investeringsanslaget for Martin Linge-prosjektet har auka med 17 430 mill. kroner sidan PUD. Auken sidan PUD skuldast hovudsakleg auka kostnader og forseinkingar relatert til plattformdekket, og auka timeanslag for samankopling og ferdigstilling av plattforma. Prosjektkostnaden sidan PUD aukar òg som følgje av svekt kronekurs, hovudsakleg mot dollar og euro.

Departementet samtykka, etter søknad frå selskapa, til at eigardel og operatørskap for Martin Linge-feltet vart overført frå Total til Equinor i mars 2018. Etter overtakinga har Equinor gjennomført ein gjennomgang av kostnader og tidsplan i prosjektet. Som følgje av gjennomgangen er berekna arbeidsomfang for oppkopling og ferdigstilling auka. Dette medfører auka kostnader. Produksjonsoppstart er planlagt i første kvartal 2020. Sidan førre rapportering har investeringsanslaget auka med 5 065 mill. kroner. I tillegg til auka kostnader knytt til auka arbeidsomfang, skuldast om lag 1 350 mill. kroner av auken at ny operatør har endra bokføringa av enkelte kostnadselement frå driftskostnader til investeringskostnader. Dei største elementa som er flytta er leiekostnader for lagerfartøy før produksjonsstart og historiske kostnader forbunden med uverksam borerigg.

Aasta Hansteen

I Aasta Hansteen-prosjektet er det rapportert om ein auke i investeringsanslaget på 2 858 mill. kroner sidan PUD, men ein reduksjon på 1 259 mill. kroner sidan fjorårets rapportering. Mesteparten av auken sidan PUD skuldast svekka kronekurs i forhold til vekslingskursar ein gjekk ut frå ved PUD. Sidan desember 2015 har operatøren sett ei betydeleg betring i prosjektet og innretninga er no under ferdigstilling ute på feltet.

Utgard

I Utgard-utbygginga er det rapportert om ein reduksjon i investeringsanslaget på 326 mill. kroner sidan PUD. Sidan same rapportering i fjor er investeringsanslaget redusert med 194 mill. kroner. Mesteparten av reduksjonane skuldast at sentrale kontraktar er tildelte på lågare verdiar enn det som vart lagt til grunn i PUD.

Oseberg Vestflanken 2

Oseberg Vestflanken 2 har redusert investeringsanslaget med 1 915 mill. kroner sidan PUD. Sidan same rapportering i fjor er investeringsanslaget redusert med 782 mill. kroner. Reduksjonen skuldast hovudsakleg meir effektiv boring enn venta og meir fordelaktige marknadsforhold for undervass- og marine kontraktar. Utbygginga er snart klar for oppstart.

Prosjekt som er ferdigstilt etter 1. august 2017

Maria

Maria-feltet har ein reduksjon i investeringsanslaget på 3 908 mill. kroner sidan PUD. Sidan same rapportering i fjor er investeringsanslaget redusert med 711 mill. kroner. Mesteparten av reduksjonane skuldast effektive boreoperasjonar og offshore installasjonsarbeid, og tidlegare oppstart enn venta ved PUD.

Polarled

Polarledanlegga skal transportere gass frå blant anna Hansteen-feltet og inneber også utvidingar av gassbehandlingsanlegget på Nyhamna. Utvidingane på Nyhamna er gjort i samarbeid med rettshavarane i Ormen lange-feltet. For Polarled er det ein reduksjon i investeringsanslaget på 3 238 mill. kroner sidan PAD. Det er ingen store endringar i investeringsanslaget sidan same rapportering i fjor. Noko av reduksjonen i anslaget sidan PAD skuldast at ein del av prosjektet (Kristin gasseksportprosjekt) har blitt terminert. Vidare er det betydeleg skilnad i kostnadsutvikling mellom modifikasjonane på Nyhamna og sjølve Polarled-røyrleidninga. Kostnadsanslaget for modifikasjonane på Nyhamna har auka fordi arbeidet har fått større omfang og vekt. Dette skuldast i hovudsak manglande modning av teknisk underlag ved investeringsavgjerd, som igjen har fått følgjer for prosjektanskaffingar og konstruksjonsarbeid. Kostnadsanslaget for røyrleidninga har likevel falle meir, slik at prosjektet totalt sett har hatt ei betydeleg innsparing. Dette skuldast at prosjektet har oppnådd lågare leverandørprisar og positive synergiar med andre røyrprosjekt.

9 Utgreiing av omlastingsløysingar for olje på Veidnes i Finnmark

Utbygginga av Castberg-feltet omfattar funna Skrugard, Havis og Drivis. Dei to første funna vart gjort i 2011 og 2012. Fram til 2014 vart fleire andre leitebrønnar boret. Det vart påvist hydrokarbon i alle leitebrønnane, men berre eitt av desse funna (Drivis) har til no kommersielt utvinnbare hydrokarbon og er omfatta av den godkjende utbyggingsplanen for feltet.

Ein oljeterminal i Finnmark vart lansert av rettshavarane i Castberg-feltet i februar 2013, altså før leitekampanjen i området i 2014. Behovet for ein terminal var knytt til at Castberg-feltet på den tida var planlagt utbygd med ei halvt nedsenkbar plattform utan oljelager. Det var den einaste realistiske utbyggingsløysing med det ressursgrunnlaget selskapa då såg for seg i feltet. Derfor planla rettshavarane med ei rørleidning inn til land og ein omlastingsterminal i Finnmark.

Leitekampanjen ved Castberg-feltet i 2014 gav skuffande resultat. På grunn av lågare og meir einsarta ressursgrunnlag, og oljeprisfallet, måtte utbyggingskonseptet for Castberg-feltet vurderast på nytt. Denne vurderinga viste at den beste utbyggingsløysinga, med den oppdaterte informasjonen, var eit produksjonsskip med integrert oljelagerkapasitet i skipet. Det var dermed ikkje lenger nødvendig med røyrledning frå feltet inn til ein terminal på land for å hente ut ressursane i feltet. Med den valte løysinga kan oljen, slik det blir gjort på mange felt på norsk sokkel, lastast på skip på feltet og transporterast derfra direkte til marknaden.

Etter at alternativet med plattform og røyrleidning til land vart lagt bort som utbyggingsløysing for Castberg-feltet, har drivaren for ei mogleg omlastingsløysing for olje i Finnmark vore om ein gjennom ei slik løysing kan oppnå innsparingar i transporten av olje ut frå Barentshavet.

Høvet til innsparingar ligg i at ein, i staden for å transportere olje med spesialbygde shuttle-tankarar heilt frå felta til marknadene, kan bruke rimelegare konvensjonelle tankskip til å transportere oljen mesteparten av vegen. Ei slik innsparing må vurderast opp mot kostnaden og risikoen ved omlasting, under dette investeringskostnader. Dersom det gir ei netto innsparing vil prosjektet leggje til rette for god ressursforvaltning, ved at Castberg og ev. andre oljefelt i Barentshavet kan stå overfor lågare kostnader for transport til marknaden og dermed at meir olje blir lønnsam å utvinne. Det vart tidleg klart at ressursgrunnlaget i Castberg-feltet ikkje var stort nok til at ein omlastingsterminal kunne bli lønnsam. Lønnsemd kravde større transportvolum.

I og med at ein lønnsam omlastingsterminal vil krevje oljevolum utover dei i Castberg-feltet vart arbeidet med løysinga organisert i eit eige industriinitiativ: Barents Sea Oil Infrastructure (BSOI). Prosjektet sitt formål var å utvikle ein kostnadseffektiv fleirbruks omlastingsterminal for råolje på Veidnes i Nordkapp kommune, som skal kunne bli ein del av ei eksportrute for olje ut av Barentshavet. Initiativet til fellesprosjektet kom frå Statoil (no Equinor) som operatør for Castberg-feltet. Det vart etablert i februar 2015 og inkluderer alle rettshavarane i utvinningsløyve som omfattar felta Goliat og Castberg, og funna Alta, Gotha og Wisting. Arbeidet i BSOI-prosjektet er leia av Equinor, mens operatørane for Goliat-feltet (Eni) og funna Alta/Gohta (Lundin) og Wisting (OMV) også deltek aktivt.

BSOI-prosjektet har sidan 2015 grundig utgreidd to ulike terminalkonsept på Veidnes. I mars 2018 konkluderte selskapa med at dei to ulike terminalkonsepta som er studerte gir avgrensa reduksjonar i transportkostnader for olje ut frå Barentshavet og usikre andre bidrag til verdiskaping i forhold til transport direkte frå felta til marknaden. Vidare vil dei studerte konsepta medføre høge investeringskostnader og betydelege driftskostnader. Dette saman med volumet av råolje som kan ventast å bruke ein slik eventuell terminal, gjer at det ikkje er samfunnsmessig eller industrielt lønnsamt å gå vidare med dei to studerte terminalkonsepta.

Samtidig kan andre omlastingsløysingar vere samfunnsøkonomisk lønnsame. Sjølv om selskapa i mars 2018 konkluderte med at det ikkje var grunnlag for å gå vidare med dei to studerte terminalkonsepta på Veidnes, ønskte dei derfor å føre vidare studiar av alternative løysingar. Vidare studiar vil byggje på det arbeidet som allereie er gjort. Selskapa sette i gang eit arbeid med å utarbeide eit konkret arbeidsprogram for den vidare aktiviteten med sikte på å avklare eit vidare konseptarbeid i løpet av 4. kvartal 2018.

I Prop. 80 S (2017–2018) om Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten, vart status for BSOI-prosjektet kort omtalt. Castberg-feltets utbyggingsløysing er basert på lasting frå produksjonsskipet til tankarar ute på feltet. Samtidig vart det presisert i proposisjonen at ei vidare utgreiing av fleire alternative omlastingsløysingar «…vil ikke forringe muligheten for å ta olje fra Castberg-feltet til en eventuell fremtidig terminal, selv om det skulle medføre at en eventuell løsning ikke er på plass til produksjonsstart i 2022.»

I Innst. 368 S (2017–2018) går det blant anna fram at: «Dette flertallet registrerer at selskapene slår fast at den utredede ilandføringsløsningen ikke er samfunnsmessig eller industrielt lønnsom i forbindelse med denne utbyggingen alene.», videre at «Dette flertallet mener det er avgjørende med et best mulig beslutningsgrunnlag også i denne saken. Dette flertallet mener derfor det er viktig at arbeidet i BSOI videreføres, blant annet ved at det ses på en nedskalert omlastningsterminal i kombinasjon med en eventuell skip-til-skip-løsning i Sarnesfjorden. Dette flertallet har i så måte vektlagt at en videre utredning ikke forringer muligheten for å ta olje fra Castberg-feltet til en eventuell fremtidig terminal, selv om det skulle medføre at en eventuell løsning ikke er på plass til produksjonsstart i 2022. Identifiseres det en lønnsom omlastningsløsning i Finnmark gjennom det videre utredningsarbeidet, legger dette flertallet til grunn at Castberg-feltet skal benytte denne.»

Ved behandling av utbyggingsplanen for Castberg-feltet, fatta Stortinget blant anna følgjande to oppmodingsvedtak:

• Stortinget ber regjeringen sørge for at senest ved etablering av flere produserende felt i Barentshavet må disse sees i sammenheng med Johan Castberg og bygging av en ilandføringsterminal på Veidnes i Finnmark

• Stortinget ber regjeringen komme tilbake til Stortinget på egnet måte – innen utgangen av 2018 og med sikte på vedtak – om utredningene Barents Sea Oil Infrastructure gjør om en nedskalert terminalløsning og en skip-til-skip-løsning på Veidnes i Finnmark. Beslutningen skal bygge på hensyn til god ressursforvaltning

Då departementet godkjende plan for utbygging og drift for Castberg-feltet i juni 2018 vart det stilt vilkår knytt til mogleg vidare oppfølging av desse vedtaka.

Som følgje av vedtaka har selskapa forsert arbeidet med å sjå på alternative høve til oljeomlasting i Finnmark. Det er sett i gang eit arbeid med å studere tre alternativ:

1. Skip-til-skipomlasting i Sarnesfjorden/Kåfjorden

2. Skip-til-skipomlasting i fjorden knytt til eit oppankra lagerskip i Sarnesfjorden

3. Skip-til-skipomlasting ved ein nedskalert terminal på Veidnes. Sistnemnde beståande av eit kaianlegg med støttefunksjonar, men utan til dømes oljelagertankar på land

Utgreiingane har nyleg starta og er i eit svært tidleg stadium. Hovudmålet med arbeidet hittil har vore å avklare om det er forhold av teknisk, operasjonell, regulatorisk eller miljømessig art som gjer eitt eller fleire av alternativa umogleg. Det er foreløpig ikkje avdekt slike hinder.

Selskapa sitt arbeid med dei tre identifiserte konsepta pågår for fullt og i tråd med eit normalt industrielt løp for prosjektgjennomføring. Mot slutten av 2018 vil dei første, foreløpige kostnads- og lønnsemdsanslaga liggje føre. Dei tre alternativa har ulik grad av teknisk mogenheit og uvisse knytt til gjennomføring og økonomi. Alternativet med skip-til-skipomlasting i fjorden er det som pr. i dag er prega av minst økonomisk uvisse. Med normale industrielle prosjektløp vil det, i følgje dei involverte selskapa, kunne takast endeleg avgjerd om alternativa med lagerskip eller nedskalert terminal tidlegast i 2020.

Komitefleirtalet peikte – som referert til over, at det er avgjerande med eit best mogleg avgjerdsgrunnlag også i denne saka. Dette ligg til grunn for det vidare arbeidet med problemstillinga. Eit grundig arbeid i prosjekteringsfasen er svært viktig blant anna for å unngå kostnadsoverskridingar, jf. omtale av Oljedirektoratets rapport «Vurdering av gjennomførte prosjekter på norsk sokkel» i Prop. 114 S (2014–2015) om Norges største industriprosjekt – utbygging og drift av Johan Sverdrup-feltet med status for olje- og gassvirksomheten. I tillegg til dei økonomiske og ressursforvaltningsmessige forholda som nemnt over, må tryggleiks- og miljømessige, operasjonelle og regulatoriske forhold grundig utgreiast. Eit godt beslutningsgrunnlag er viktig både for å ta best mogleg avgjersler og for å få til eit godt prosjektløp som unngår overskridingar og forseinkingar.

Departementet vil komme tilbake til Stortinget med oppdatert informasjon om det pågåande utgreiingsarbeidet, andre relevante problemstillingar, og si oppfølging av oppmodingsvedtaka 890 og 891 på eigna måte innan utgangen av 2018.

10 Omtale av klima- og miljørelevante saker

Regjeringa sin klima- og miljøpolitikk byggjer på at alle samfunnssektorar har eit sjølvstendig ansvar for å leggje miljøomsyn til grunn for aktivitetane sine og for å medverke til å nå dei nasjonale klima- og miljøpolitiske måla. Sektorstyresmaktene har ansvar for å gjennomføre tiltak innanfor eigne område. For ei samla omtale av regjeringa sine klima- og miljørelevante saker, sjå Klima- og miljødepartementet sin fagproposisjon.

Noreg har stor vasskraftproduksjon og er blant verdas største eksportørar av olje og gass. Regjeringa vil foreine Noregs rolle som petroleumsprodusent og eksportør med ambisjonen om å vere leiande i miljø- og klimapolitikken.

Omsynet til miljø og berekraftig utvikling er og har alltid vore ein integrert del av den norske petroleumsverksemda. Ei rekkje reguleringar medverkar til at det blir teke omsyn til miljøet i alle fasar av petroleumsverksemda. Petroleumssektoren i Noreg har betalt CO₂-avgift sidan 1991 og vore ein del av det europeiske kvotesystemet for CO₂ sidan 2008. Sidan 1996 har kraft frå land vore vurdert i samband med alle nye eller reviderte utbyggingsplanar. Ein ambisiøs politikk nasjonalt må medverke til å redusere utsleppa globalt.

Olje- og gassproduksjon på norsk sokkel er underlagt EUs kvotesystem for klimagassar. Oljeselskapa på norsk sokkel vil dermed på lik linje med bedrifter i EU medverka til å redusere kvotepliktige utslepp med 43 prosent frå nivået i 2005 innan 2030. Det er såleis på plass en sterk virkemiddelbruk for å redusere utsleppa frå olje- og gassproduksjon i Noreg. Regjeringa vil føre vidare kvoteplikt og CO₂-avgift som hovudverkemiddel i klimapolitikken på norsk sokkel

Regjeringa vil at Noreg skal vere ein føregangsnasjon innan miljøvennleg energibruk og produksjon av fornybar energi. Eit hovudmål er at våre store og verdifulle fornybare energiressursar blir forvalta på ein god, langsiktig og berekraftig måte. For å styrkje utviklinga av miljøvenleg produksjon og bruk av energi er det grunnleggjande å ha langsiktige og stabile rammevilkår. Fleire verkemiddel medverkar i utviklinga av energisystema for framtida og lågutsleppssamfunnet, først og fremst miljøavgifter, direkte reguleringar og stønadsordningar.

Regjeringa vil fremje effektiv, klima- og miljøvennleg og sikker energiproduksjon, og samtidig sikre ei berekraftig forvaltning av naturen. Det er viktig at utbygginga av fornybar kraft skjer utan at store verdiar knytte til mellom anna naturmangfald eller landskap går tapt.

Forsking og utvikling er viktig for å nå måla. Regjeringa si satsing gir ny kunnskap og kompetanse i petroleums- og energisektoren som vert brukt til å utvikle teknologi og løysingar som reduserer naturinngrep og utslepp av klimagassar. Regjeringa satsar breitt på å utvikle kostnadseffektiv teknologi for fangst og lagring av CO₂. Arbeidet med fullkjedeprosjektet for CO₂-handtering held fram i 2019, og arbeidet for å fremje CO₂-handtering som eit klimatiltak internasjonalt held fram.

10.1 Klima- og miljøutfordringar

Klima- og miljøutfordringar i olje- og gassutvinning er utslepp til luft og til sjø. Vassdragsutbyggingar og andre energirelaterte utbyggingar kan føre med seg inngrep i natur- og kulturmiljø.

Utslepp til luft

Stasjonær forbrenning, inklusive olje- og gassutvinning, står for utslepp til luft av karbondioksid (CO₂), nitrogenoksid (NOx), flyktige organiske forbindelsar utan metan (nmVOC), metan (CH₄), svoveldioksid (SO₂), partiklar (PM) og polysykliske aromatiske hydrokarbon (PAH)1.

Noreg skil seg frå andre land ved at størstedelen av det innanlandske stasjonære energiforbruket er dekt av elektrisitet, og tilnærma heile den innanlandske elektrisitetsproduksjonen er basert på vasskraft. Elektrisitet frå vasskraft medverkar til låge luftutslepp frå den innanlandske stasjonære energibruken. Dette inneber òg at Noreg har eit snevrare grunnlag for å redusere utsleppa frå elektrisitetsproduksjon enn andre land. Utslepp frå innanlandsk energiforsyning (medrekna utslepp frå brenning av avfall der varmen nyttast til energiføremål) og energi brukt til oppvarming av bygningar i 2017 var 2,6 mill. tonn CO₂-ekvivalentar (førebelse tal). Dette svarar til 5 prosent av dei samla utsleppa i Noreg.

Produksjon og bruk av elektrisk kraft kan variere mykje frå år til år som følgje av variasjonar i tilsig og temperatur. I år med lågt tilsig og relativt høge prisar på elektrisk kraft vil normalt bruken av alternative energiberarar, som fyringsolje, gass og biomasse, auke. Dette er ei viktig årsak til at utsleppa frå stasjonær energibruk på fastlandet varierer frå år til år.

På grunn av den særeigne samansetjinga av norsk økonomi og at kraftproduksjonen på fastlandet er nesten berre vasskraft, står verksemda på kontinentalsokkelen for ein vesentleg del av dei norske utsleppa av klimagassar. I 2017 sleppte petroleumsverksemda ut klimagassar tilsvarande 14,7 mill. tonn CO₂-ekvivalentar. Utsleppa frå petroleumsverksemda utgjer om lag 28 prosent av dei samla norske klimagassutsleppa. Utsleppa frå verksemda er venta å vere relativt stabile dei neste åra.

Petroleumsverksemda sleppte i 2017 ut 43 600 tonn NOx (nitrogenoksid). Dette er lågare enn i dei føregåande åra. Utsleppa av NOx frå petroleumsverksemda svara til i underkant av ein tredjedel av dei samla NOx-utsleppa i Noreg. Gassbrenning i turbinar, fakling av gass og dieselbruk på innretningane på kontinentalsokkelen er sentrale utsleppskjelder for NOx.

Olje- og gassutvinning står for knapt ein tredjedel av dei samla norske nmVOC-utsleppa (flyktige organiske forbindelsar utan metan), med utslepp i 2017 på 43 100 tonn. Sidan starten av 2000-talet er utsleppa av nmVOC frå petroleumsverksemda sterkt reduserte. Utsleppsreduksjonane er oppnådde som følgje av installering av anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankarar.

Det at norsk petroleumsverksemd er underlagt streng virkemiddelbruk gir resultat. Norske utslepp er vesentlig lågare per produsert eining enn gjennomsnittet for oljeproduserande land, sjå figur 10.1. Utsleppa varierer mellom ulike felt, både i Noreg og internasjonalt.

Kilde: International Assosiation of Oil and Gas Producers (IOGP), Epim Environmental Hub og Norsk olje og gass

Utslepp til sjø

Dei siste åra har petroleumsverksemda gjennomført omfattande tiltak for å redusere utsleppa til sjø. Petroleumsindustrien har investert milliardar og har gjennomført tiltak som har redusert utsleppa betydeleg. Utslepp av tilsette miljøfarlege kjemikaliar frå norsk sokkel er reduserte med over 99 prosent dei siste ti åra. Nullutsleppsmålet blir rekna som oppnådd for tilsette kjemikaliar.

Utsleppa til sjø frå petroleumsverksemda stammar i hovudsak frå den regulære drifta. Produsert vatn følgjer med oljen opp frå reservoaret og inneheld naturleg førekommande stoff frå reservoaret og restar av tilsette stoff. Det produserte vatnet blir reinsa før utslepp til sjø eller injisert igjen i undergrunnen. Det er ikkje påvist skadelege effektar på miljøet som følgje av utslepp av produsert vatn på norsk sokkel. Det er venta at voluma av produsert vatn vil halde seg på same nivå fram mot 2020.

Borekaks som inneheld olje og borevæske stod tidlegare for ein vesentleg del av oljeutsleppa frå aktiviteten. Den blir no injisert i eigna reservoar, eller teken til land for vidare handsaming. Ein sideeffekt av å injisere produsert vatn og oljehaldig borekaks/-væske er auka energibruk og dermed utslepp til luft. Ilandføring av borekaks/-væske aukar transportbehovet og omfanget av avfallshandteringa på land.

Akutte utslepp til sjø

Petroleumsverksemda har, i dei 50 åra med verksemd på norsk sokkel, ikkje ført til store akutte utslepp av olje som har nådd land, og talet på utslepp på over 1 kubikkmeter (m³) er avgrensa.

Det er ikkje påvist skadelege effektar på miljøet som følgje av utslepp til sjø frå petroleumsverksemda på norsk sokkel.

Inngrep ved utbygging av fornybar energi og nett

Vassdragsutbyggingar og andre energirelaterte utbyggingar fører med seg inngrep i natur- og kulturmiljø.

Ved utnytting av fornybare energikjelder, og ved bygging av kraftleidningar, står ein ovanfor viktige avvegingar. Vegar, kraftleidningar og andre installasjonar i tilknyting til vind- og vasskraftverk vil påverke økosystem, naturverdiar og naturopplevingar. Ved utbygging av ny produksjon og nye kraftoverføringar er det viktig å finne dei beste løysingane ut frå ei heilskapleg avveging av miljø- og samfunnsomsyn.

10.2 Verkemiddel som har ein klima- og miljøeffekt

CO₂-handtering

Regjeringa prioriterer arbeidet med å utvikle teknologiar og løysingar som kan medverke til å redusere klimagassutsleppa. Arbeidet med å utvikle kostnadseffektive løysingar for fangst og lagring av CO₂ er ein viktig del av denne satsinga.

I statsbudsjettet for 2015 presenterte regjeringa si strategi for CO₂-handtering. Strategien omfattar forsking, utvikling og demonstrasjon, arbeidet med å realisere fullskala demonstrasjonsanlegg for CO₂-fangst, transport og lagring samt internasjonalt arbeid for å fremje CO₂-handtering. Teknologisenteret for CO₂-fangst på Mongstad (TCM) står sentralt i denne satsinga. Målet med teknologisenteret er å skape ein arena for målretta utvikling, testing og kvalifisering av teknologi for CO₂-fangst. I tillegg er det eit mål å medverke til å spreie kunnskap og erfaringar internasjonalt slik at kostnader og risiko for fullskala CO₂-fangst kan reduserast og å auke aksepten for CO₂-handtering som eit viktig klimatiltak. TCM vart opna i 2012 og det har kontinuerleg gått føre seg testaktivitetar ved anlegget sidan. Staten og dei industrielle partnarane Equinor, Shell og Total, har bestemt å føre vidare drifta ved TCM fram til 2020.

CLIMIT-programmet for forsking, utvikling og demonstrasjon av teknologi for CO₂-handtering og ordninga med forskingssenter for miljøvennleg energi (FME) er òg viktig i staten sitt arbeid med CO₂-handtering.

Regjeringa har ein ambisjon om å realisere ei kostnadseffektiv løysing for CO₂-handtering, gitt at dette gir teknologiutvikling i eit internasjonalt perspektiv. For å greie ut korleis ein kan nå ambisjonen er det gjennomført idéstudiar, moglegheitsstudiar og konseptstudiar av eit fullskala CO₂-handteringsprosjekt. Konseptstudiar for fangst og transport vart ferdigstilte hausten 2017. Konseptstudien for lagerdelen av prosjektet vil bli gjort ferdig hausten 2018. I Prop. 85 S (2017–2018) gjorde regjeringa greie for status i arbeidet med fullskala demonstrasjonsanlegg av fangst og lagring av CO₂ i Noreg. Norcem og Fortum Oslo Varme har fått tilskot til forprosjektering av sine fangstprosjekt. Equinor har fått tilskot til å gjennomføre forprosjektering av transport og lager, i samarbeid med Shell og Total. Når forprosjektering er fullført og ekstern kvalitetssikring er gjennomført, vil regjeringa vurdere om eit demonstrasjonsprosjekt bør realiserast. Regjeringas vurdering vil bli lagt fram for Stortinget. Ei avgjerd om investering kan etter den gjeldande framdriftsplanen bli fatta i 2020/2021.

Olje- og energidepartementet har sidan 2008 leia arbeidet med oppfølginga av handlingsplanen for å fremje utvikling og bruk av CO₂-handtering internasjonalt. Måla for arbeidet er å auka aksept for fangst og lagring av CO₂ som eit viktig klimatiltak, å få ei brei forståing for reduksjonspotensialet som følgjer av teknologien og å medverke til at teknologien blir teken i bruk utanfor Noreg.

Det er oppretta ei rekkje regionale og internasjonale samarbeid der Noreg ved Olje- og energidepartementet deltek. Mellom anna deltek departementet i North Sea Basin Task Force og Carbon Sequestration Leadership Forum. Vidare samarbeider Noreg tett med EU og deltek i ei rekkje av EUs organ og fora retta mot mellom anna utvikling av rammer og regelverk for sikker fangst og lagring av CO₂, utvikling og implementering av CO₂-handteringsteknologiar, i tillegg til generelt å fremje CO₂-handtering som eit klimatiltak.

Energi og vassressursar

Energiomlegging, energi- og klimateknologisatsing

Enova og Klima- og energifondet har sidan etableringa i 2001 vore ein viktig del av arbeidet for ei langsiktig og miljøvennleg omlegging av energibruk og energiproduksjon. Enova sitt mandat vart sist forankra i Stortinget ved handsaminga av Energimeldinga i 2016. Formålet er å medverke til reduserte klimagassutslepp og styrkt forsyningstryggleik for energi, og teknologiutvikling som på lengre sikt òg medverkar til reduserte klimagassutslepp. Enova tilbyr mellom anna investeringsstøtte og rådgjeving og driv informasjonsverksemd for å stimulere aktørar til å investere i energi- og klimatiltak. Dei skal søkje å byggje ned barrierar for omstilling med sikte på å drive fram varige marknadsendringar. Frå 1. mai 2018 er eigaroppfølginga av Enova SF overført frå Olje- og energidepartementet til Klima- og miljødepartementet (KLD). KLD følgjer opp den fireårige avtala som gjeld til utgangen av 2020.

Det er fleire tiltak som er med på å byggje opp under ei miljøvenleg omlegging av energibruk og energiproduksjon og utvikling av energi- og klimateknologi. Kvotesystemet og CO₂-avgiftene er viktige. Fleire andre miljøavgifter og særavgifter knytte til energi medverkar òg til å påverke energibruken. Det er innført energistandardar og energimerkeordningar for ei rekkje produkt. Det er òg innført strenge forskrifter med krav til energibehovet i nye bygg og ved større rehabiliteringar, og det er innført krav om energimerking ved sal, utleige og nyoppføring av bygningar. Enova si verksemd grensar opp mot og kompletterer dei andre delane av verkemiddelapparatet.

Bruken av fyringsolje har minka dei siste åra og resultert i reduserte utslepp og bruken av fyringsparafin er nær fasa ut. Dei viktigaste elementa i politikken for å avgrense bruken av olje i stasjonær energiforsyning generelt, og for å redusere utslepp av CO₂ spesielt, er avgifter og kvotar på bruk av fossile brensel.

Gjennom byggteknisk forskrift er varmeinstallasjonar for fossilt brensel ikkje lov i nybygg og ved store ombyggingar. Regjeringa har vedteke forskrift om forbod mot bruk av mineralolje til oppvarming av bygningar frå 2020, både til grunnlast og spisslast (topplast). I tillegg er støtteordningar i regi av Enova viktige. Enova støttar utbygging av fjernvarme og lokale energisentralar, som både erstattar eksisterande oppvarmingsbehov og dekkjer nytt behov som oppstår ved nybygg. I nokre tilfelle kan varmen erstatte oppvarming frå olje, i andre tilfelle frå elektrisitet og andre energiberarar. Gjennom Enova-tilskotet støttar Enova òg direkte utfasing av oljefyring i bustadar og installasjon av fornybare oppvarmingsalternativ.

Straumkundar skal få installert nye avanserte måle- og styringssystem (AMS) i åra framover. Nettselskapa skal ha avslutta utrullinga av AMS innan 1. januar 2019. Dei nye straummålarane registrerer straumforbruket kvar time og sender automatisk informasjon om forbruket til nettselskapet. Dette gir ei meir nøyaktig avrekning av forbruket og er dessutan venta å gjere kundane meir merksame på sitt eige straumforbruk. AMS kan òg gi straumkundane betre høve til å styre eigen bruk og tilpasse straumbruken til variasjonar i straumprisen. AMS vil gjere det mogleg for nettselskap, kraftleverandørar og andre å tilby ulike tilleggstenester som utnyttar AMS-målarane. Det kan vere snakk om avtaler som inneber automatisk avgrensing av effektuttak, til dømes avtale om å kople ut tank for varmtvatn eller varmekablar i topplasttimar. AMS vil gi nettselskapa betre datagrunnlag slik at dei kan optimalisere drifta og investeringane i nettet.

Målet i EU er etter fornybardirektivet 20 prosent fornybar energi i 2020 (Direktiv 2009/28/EF om å fremme bruken av energi fra fornybare kilder). Noreg har teke på seg ei plikt til å auke til 67,5 prosent fornybar energi i 2020. Noreg har saman med Island den høgaste fornybardelen i Europa. I 2016 var fornybardelen i Noreg 69 prosent. Direktivet pålegg alle land å leggje fram ein nasjonal handlingsplan som viser korleis dei skal nå dei nasjonale måla sine.

Eit viktig verkemiddel for å nå det norske målet på 67,5 prosent under fornybardirektivet er den felles norsk-svenske marknaden for elsertifikat. Ordninga starta opp 1. januar 2012. Det samla målet for ny fornybar elektrisitet i den sams elsertifikatmarknaden er 28,4 TWh i år 2020. I tillegg har Sverige sett mål om ytterlegare 18 TWh i 2030 under elsertifikatordninga. Noreg er ansvarleg for å finansiere 13,2 TWh, uavhengig av kor produksjonen kjem. Av produksjonen som inngår i produksjonsmålet er det per 1. juli 2018 godkjend anlegg med ein normalårsproduksjon tilsvarande 21,7 TWh. Av dette er anlegg med ein normalårsproduksjon på 5,9 TWh bygde i Noreg og anlegg med ein normalårsproduksjon på 15,8 TWh bygde i Sverige. I Noreg er det i tillegg godkjent anlegg under overgangsordninga med ein normalårsproduksjon på 3,2 TWh.

Nye utanlandssamband for elektrisitet skal etablerast i den grad dei er samfunnsøkonomisk lønsame. På lik linje med andre kraftoverføringsanlegg krev utanlandssamband viktige avvegingar mellom nytte og kostnader, inkludert omsyn til miljøet.

Miljøomsyn ved vassdrags- og energiverksemd

Miljøomsyn i samband med fornybar kraftproduksjon og nett er tekne vare på gjennom sektorlovgivinga, plan- og bygningslova, forureiningslova, naturmangfaldlova og vassforskrifta.

Konsesjonsbehandling av fornybar kraftproduksjon og nett har dei siste åra hatt høg prioritet. Det er viktig å sjå prosjekta i samanheng for å finne dei totalt sett beste løysingane. Det blir derfor søkt å få til ei mest mogleg samordna handsaming av prosjekt i same område, og mellom nett og produksjon.

NVE sitt miljøtilsyn kontrollerer at miljøkrav som er fastsette i konsesjonar blir etterlevde, både i anleggs- og driftsfasen. Ei viktig oppgåve er godkjenning og oppfølging av detaljplanar for vassdrags- og energianlegg.

Verneplan for vassdrag er viktig for å sikre eit representativt utval av vassdragsnaturen i landet. Vernet gjeld først og fremst mot kraftutbygging, men verneverdiane skal òg takast omsyn til ved andre inngrep.

Kunnskap og systematisk oversyn over viktige område for truga arter og naturtypar er ein føresetnad for å stanse tapet av naturmangfald. Artsdatabanken spelar ei viktig rolle her. Føremålet med Artsdatabanken er å tette hol i kunnskapen og medverke til at data over naturmangfald blir samla i nasjonale databasar.

Gjennomføringa av EU sitt vassdirektiv med tilhøyrande forvaltingsplanar skal fremje ei heilskapleg forvaltning av vassressursane. Olje- og energidepartementet medverkar saman med NVE aktivt i dette arbeidet.

Klimatilpassing

Eit endra klima med meir nedbør og meir ekstremvêr krev tilpassingar. Klimatilpassing er viktig innan energi- og vassdragsforvaltinga. Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) tek omsyn til klimatilpassing i arbeidet med flaum og skred, damtryggleik, vassdragskonsesjonar, energikonsesjonar, miljøtilsyn, kraftforsyning og energietterspørsel.

NVE sine oppgåver knytte til førebygging av skred- og flaumskadar kan delast inn i fem område: kartlegging, arealplanlegging, sikring, varsling og skred- og flaumfagleg bistand i beredskaps- og krisesituasjonar. For å førebyggje skade på liv, helse og verdiar vert det teke høgde for eit endra framtidig klima ved utarbeiding av faresonekart. Karta og fagleg rådgjeving om klimaendringar er eit viktig grunnlag for kommunane sitt arealplanarbeid, og medverkar til at ny utbygging skjer i trygge område. I arealplanarbeid etter plan- og bygningslova er NVE høyringspart og kan fremje motsegn på planar der NVE har eit forvaltningsansvar. Sikring av eksisterande busetjing og kritisk infrastruktur er òg sentralt i NVE sitt arbeid med klimatilpassing. NVE arrangerer fagsamlingar rundt i landet for kommunar, konsulentar og andre der kunnskap om flaum- og skredfare og klimatilpassing vert formidla. Innan arbeidet med flaum og skred er det utvikla eit godt samarbeid med andre statlege etatar som Direktoratet for samfunnstryggleik og beredskap, Statens Vegvesen, Jernbaneverket, Meteorologisk institutt og andre. NVE skal framover òg støtte kommunane med å førebyggje skadar frå overvatn gjennom kunnskap om avrenning i tettbygde strøk (urbanhydrologi) og rettleiing til kommunal arealplanlegging.

Gjennom datainnsamling og analysar av lange tidsseriar, overvakar og vurderer NVE effekten av klimaendringar på hydrologi. NVE har FoU-aktivitetar innan modellering av kva effekt klimaendringar har og vil få på hydrologien i Noreg. Dette inkluderer effekten på flaum, tørke, snømengder og utbreiing av isbrear. Dette gir grunnlaget for klimatilpassing i fleire sektorar. Dette arbeidet inngår som ein del av samarbeidet i Norsk Klimaservicesenter.

Petroleumsverksemda

Klimautfordringen er global og kan bare løysast gjennom et bredt internasjonalt samarbeid, jf. Noregs tilslutning til Parisavtalen. I samsvar med dei overordna prinsippa for klimapolitikken i Noreg, er petroleumssektoren omfatta av sterke økonomiske verkemiddel, som CO₂-avgift og EU sitt klimakvotesystem. Samla gjer desse at næringa betaler ein høg pris på utslepp som legg til rette for kostnadseffektive utsleppsreduksjonar. Oljeselskapa på norsk sokkel vil på lik linje med bedrifter i EU medverke til å redusere kvotepliktige utslepp med 43 prosent frå nivået i 2005 innan 2030. Regjeringa vil føre vidare kvoteplikt og CO₂-avgift som hovudverkemiddel i klimapolitikken på norsk sokkel. Vidare må selskapa betale avgift for sine utslepp av NOx eller slutte seg til miljøavtala mellom den norske stat og næringsorganisasjonane.

Omsyn til miljø er ein integrert del av forvaltinga av dei norske petroleumsressursane. Miljøreguleringar skjer på alle stadium av verksemda: Frå vurdering av om eit område skal opnast for petroleumsverksemd, ved leiting, ved vurdering av korleis eit felt skal byggjast ut, ved spesifikke løyve knytte til drifta av feltet, ved årlege endringar av desse og fram til avslutting av produksjon og disponering av innretningane. Dette sikrar eit omfattande system der alle relevante styresmakter er med.

Utsleppa frå petroleumsverksemda i Noreg blir regulert gjennom fleire lover, mellom anna petroleumslova, CO₂-avgiftslova, særavgiftslova, klimakvotelova og forureiningslova. Oppdateringar av forvaltingsplanar og nye konsekvensutgreiingar med oppdatert kunnskap, gjer at ei avgjerd kan treffast på eit best mogleg faktagrunnlag. Høyringsrundar gir alle aktørar høve til å bli høyrde. I tillegg har styresmaktene høve til å treffe enkeltvedtak, til dømes ved godkjenning av utbyggingsplanar.

Brenning av overskotsgass har aldri vore lov på norsk sokkel, og brenning av gass i fakkel er berre tillete når det er nødvendig av tryggleiksgrunnar. Slik brenning blir berre tillaten etter løyve frå Olje- og energidepartementet.

Utnytting av stordriftsfordelar som legg til rette for energieffektiv drift, har alltid vore eit viktig omsyn for aktiviteten på sokkelen. Nye utbyggingar baserer seg på best tilgjengeleg teknologi.

Kombinasjonen av både CO₂-avgift og kvoteplikt inneber at sektoren har ein høg pris på utslepp. Dette gir næringa ei sterk eigeninteresse i å redusere utsleppa sine. I 2018 er avgiftssatsen sett til 1,06 kroner per standardkubikkmeter gass eller liter olje eller kondensat som blir brent og 7,30 kroner per standardkubikkmeter naturgass som blir sleppt direkte ut til luft. Prisen på klimagassutslepp på sokkelen er, med gjeldande kvotepris og avgiftssats, opp mot 600 kroner per tonn CO₂. Prisinga av utslepp har gitt store resultat i form av unngåtte utslepp frå norsk sokkel samanlikna med kva dei ville ha vore utan avgift og kvotar. Desse verkemidla gir selskapa ein kontinuerlig eigeninteresse av å redusere sine utslipp, både store og små, og samtidig ser etter nye teknologigjennombrot.

Ved handsaminga av Innst. S. nr. 114 (1995–1996) vedtok Stortinget at det ved alle nye feltutbyggingar skal leggjast fram ei oversikt over energibehov og kostnadene ved å nytte kraft frå land framfor gassturbinar. Kraft frå land skal vurderast av operatøren og følgjast opp av styresmaktene ved handsaminga av kvar enkelt ny plan for utbygging og drift. Ein føresetnad for ei løysing med kraft frå land er at det er sikra utbygging av tilstrekkeleg ny kraft eller at det blir ført fram tilstrekkeleg nytt nett slik at det ikkje oppstår regionale ubalansar på utbyggingstidspunktet. Samtidig må ein ta vare på naturmangfaldet og omsynet til tiltakskostnadene.

Dei teknologiske og økonomiske konsekvensane av ei kraft frå land-løysing varierer sterkt frå utbygging til utbygging. Kraft frå land krev store investeringar og vil ofte berre vere realistisk ved enkelte større, sjølvstendige utbyggingar eller større ombyggingar av store felt. Kraft frå land til eksisterande innretningar generelt er svært kostbart. Gitt variasjonen i konsekvensar, er det avgjerande å ta stilling til spørsmålet om bruk av kraft frå land ved behandlinga av den enkelte utbygginga.

Verkemidla overfor petroleumsverksemda har resultert i at det er gjennomført omfattande tiltak som direkte eller indirekte har gitt lågare utslepp av klimagassar. Det gjer at norsk petroleumsverksemd skjer med vesentlig lågare klimagassutslepp per produsert eining enn gjennomsnittet for oljeproduserande land. Utsleppa varierer mellom ulike felt og fasar, både i Noreg og internasjonalt.

Forsking og utvikling

Regjeringa si satsing på forsking og utvikling i energi- og petroleumssektoren er avgjerande for at Noreg skal vere ein føregangsnasjon innan miljøvenleg energibruk og -produksjon. Satsinga medverkar til å utvikle og ta i bruk nye teknologiar og løysingar og til effektiv og berekraftig utnytting av dei norske energi- og petroleumsressursane. Samtidig skal støtta gi norsk næringsliv og kompetansemiljø betre evne til å konkurrere i dei internasjonale marknadene for miljø- og klimavenlege energiløysingar.

OED er den største bidragsytaren til finansiering av miljø- og klimarelevant forsking og utvikling gjennom Noregs forskingsråd. Ei nærare omtale av satsinga på forsking og teknologiutvikling finst under programkategori 18.30 Forsking og næringsutvikling.

Energiforsking

Offentleg støtte til energiforsking skal medverke til ei effektiv og berekraftig utnytting av nasjonale energiressursar og til ei effektiv, robust og miljøvenleg kraft- og energiforsyning i Noreg. Satsinga skal vere med på å utvikle miljøvennlege produkt, tenester og prosessar, mellom anna nye teknologiar for fornybar energi, energieffektivisering og CO₂-handtering. Den offentlege satsinga på energiforsking skal òg medverke til næringsutvikling og til å byggje opp kunnskap av samfunnsfagleg karakter, til dømes om effektar av klimaendringar på energiområdet (auka nedbør, flaum, redusert oppvarmingsbehov etc.).

Energi21 er styresmaktene og næringa sin strategi for forsking, utvikling og kommersialisering av ny, klimavenleg energiteknologi. Energi21 gir styresmaktene og industrien råd om innretning av satsinga på forsking og utvikling av teknologiar for fornybar energi, energisystemet, energieffektivisering, CO₂-handtering og energi til transportføremål.

Styret for Energi21 la 15. juni 2018 fram ein revidert strategi. Den nye Energi21-strategien tilrår å prioritere satsinga på energiteknologi på seks område:

• Digitaliserte og integrerte energisystem

• Klimavenlege energiteknologiar til maritim transport

• Solkraft for ein internasjonalt marknad

• Vasskraft som ryggrada i norsk energiforsyning

• Havvind for ein internasjonalt marknad

• Klimavennleg og energieffektiv industri inklusive CO₂-handtering

Det er åtte teknologisk retta forskingssenter for miljøvennleg energi (FME), for CO₂-handtering, miljøvennleg transport, vasskraft, biodrivstoff, energieffektivisering i industrien, smarte energisystem, nullutslepp i byområde og solceller. I tillegg er det tre samfunnsvitskaplege FMEar som skal medverke til å løyse utfordringar i energi- og klimapolitikken. FME-ordninga, som ligg under Noregs forskingsråd, er ei av dei viktigaste berebjelkane for norsk satsing på forsking, utvikling og innovasjon for berekraftige energisystem i framtida.

ENERGIX er Forskingsrådet sitt store, målretta program på energiområdet. Programmet skal medverke til å utvikle eit heilskapleg energisystem som tek omsyn til berekraft og naturmiljøet. ENERGIX er det viktigaste programmet i Forskingsrådet for forsking på reduserte utslepp. Dette gjeld òg for forsking for lågare utslepp i og for næringslivet.

Noreg har teke ei internasjonal leiarrolle i utviklinga av teknologi for CO₂-handtering. CLIMIT er det offentlege støtteprogrammet for forsking, utvikling og demonstrasjon av teknologiar for fangst og lagring av CO₂ frå fossilt basert kraftproduksjon og industri. Programmet er administrert av Gassnova saman med Forskingsrådet. CLIMIT skal gi økonomisk støtte til prosjekt som utviklar kunnskap, kompetanse, teknologi og løysingar som kan gi viktige bidrag til kostnadsreduksjonar og brei internasjonal utbreiing av CO₂-handtering.

Petroleumsforsking

Offentleg støtte til FoU og kompetansebygging i petroleumssektoren er viktig for å sikre ei effektiv og miljøvenleg utnytting av petroleumsressursane og samtidig medverke til utvikling av den norske petroleumsnæringa som vår fremste høgteknologiske kunnskapsindustri. Satsinga medverkar til å byggje opp kunnskap og utvikle nye, meir miljøvenlege teknologiar og løysingar. Redusert miljøpåverknad og reduserte klimagassutslepp er viktig mål for petroleumsforskingsprogramma PETROMAKS 2 og DEMO 2000.

Den nasjonale teknologistrategien for petroleumsverksemda, OG21, trekkjer fram fire prioriterte teknologiområde: Energieffektivitet og miljø; leiting og auka utvinning; boring, komplettering og intervensjon; og produksjon, prosessering og transport. Strategien har ei betydeleg merksemd mot klima og energieffektive og utsleppsreduserande løysingar.

Minst 25 mill. kroner per år av departementet si løyving til petroleumsforsking skal øyremerkast prosjekt knytte til energieffektivisering og reduserte klimagassutslepp. I 2017 gjekk 178 mill. kroner til dette føremålet gjennom prosjekt i PETROMAKS 2 og DEMO 2000-programma. Dette svarer til meir enn 52 prosent av departementets løyvingar til dei to programma i 2017. Tala er baserte på Forskingsrådets eigne vurderingar og system for teljing.

Forskingsrådet har òg gjort ein analyse av den offentleg finansierte petroleumsforskinga basert på ei spørjeundersøking blant alle dei som har motteke støtte. Analysen byggjer på alle petroleumsprosjekt i PETROMAKS 2 og DEMO 2000 med oppstart i perioden 2015–2018. Den viser at 60 prosent av prosjekta utviklar kunnskap og teknologi som kan gi lågare utslepp av klimagassar. Det skjer gjennom ny teknologi, kompetanse, og energieffektiviseringstiltak på eksisterande og nye installasjonar på norsk sokkel.

Det blir løyvd midlar til to forskings- og kompetansesenter over Olje- og energidepartementet sitt budsjett, ARCEx og National IOR Centre. Desse skal mellom anna utvikle klima- og miljøvennlege løysingar for norsk petroleumsverksemd. ARCEx har som eit hovudmål å utvikle meir miljøvennleg teknologi for leiting etter olje og gass i Arktis. Det vert òg lagt vekt på å skaffe fram ny kunnskap om økosystema for å analysere miljøpåverknad og miljørisiko. IOR-senteret utviklar metodar for å kunne velje dei beste og mest energieffektive og miljøvennlege injeksjonsmetodane for ulike felt.

Eit nytt forskingssenter for lågutsleppsteknologi for petroleumsverksemda på norsk sokkel er planlagt. Målet med senteret er å utvikle lågutslepps- eller nullutsleppsteknologi som gjer det mogleg at framtidig utbygging og drift av petroleumsførekomster kan skje med lågast mogleg utslepp av klimagassar. Senteret skal òg utvikle teknologi som kan medverke til ein betydeleg reduksjon av utslepp frå eksisterande installasjonar. Senteret er kunngjort og vil bli tildelt på slutten av 2018 eller tidleg i 2019.

Det blir òg løyvd midlar til langtidsverknader av utslepp til sjø gjennom Forskingsrådets program MARINFORSK, og til SEAPOP, som skaffar fram grunnleggjande kunnskap om norsk sjøfugl og kartlegg og overvakar sjøfuglbestandar i Noreg.

10.3 Klimaeffekten av framlagt budsjett

Satsinga på FoU og raskare bruk av ny teknologi i energi- og petroleumssektoren skal medverke til meir effektiv og miljøvennleg utnytting av norske energiressursar. Vidare skal den medverke til reduksjon av nasjonale og globale utslepp utover det som kan ventast med eksisterande teknologi og løysingar. Den kunnskapen ein kjem fram til i dag vil kunne gi grunnlag for ny forsking og ny kunnskap. Grunna uvisse om omfang og tidspunkt for introdusering og kommersialisering av ny teknologi under utvikling, finst det ingen presise anslag på framtidige utsleppseffektar av teknologi som berre er på forskings- og utviklingsstadiet.

Regjeringa sin strategi for arbeidet med CO₂-handtering vart lagt fram i Prop. 1 S (2014–2015). Det overordna målet er å medverke til at CO₂-handtering blir eit kostnadseffektivt tiltak i arbeidet mot globale klimaendringar. Arbeidet med CO₂-handtering skal medverke til å utvikle og demonstrere teknologi for fangst og lagring av CO₂ med eit spreiingspotensial. Tiltaka i regjeringas strategi omfattar forsking, utvikling og demonstrasjon, arbeid med å realisere fullskala demonstrasjonsanlegg, transport, lagring og alternativ bruk av CO₂ og internasjonalt arbeid for å fremje CO₂-handtering. Det er ikkje mogleg per i dag å kvantifisere utsleppsreduksjonane som vil kunne realiserast gjennom desse tiltaka. Kor store reduksjonar i CO₂-utslepp som kan oppnåast avheng av kor CO₂-fangst eventuelt blir realisert og blant anna av kva slag tekniske løysingar som blir valt.

Enova sitt mandat vart sist forankra i Stortinget ved behandlinga av Energimeldinga i 2016. Formålet med Enova og Klima- og energifondet er å medverke til reduserte klimagassutslepp og styrkt forsyningstryggleik for energi, og teknologiutvikling som på lengre sikt òg medverkar til reduserte klimagassutslepp. Enova sine støtteordningar, informasjonsverksemd og andre aktivitetar verkar inn på moglegheitene til å nå mål knytt til energi og klimagassutslepp i alle sektorar. På Olje- og energidepartementet sitt område er det særleg punktet om forsyningstryggleik for energi som er sentralt. Bruk av fornybar energi skal medverke til reduserte klimagassutslepp og til å nå lågutsleppsamfunnet. Frå 1. mai 2018 er eigaroppfølginga av Enova SF overført frå Olje- og energidepartementet til Klima- og miljødepartementet (KLD). KLD følgjer opp den fireårige avtala om forvaltinga av Klima- og energifondet som gjeld til utgangen av 2020.

10.4 Berekraftsmålet for energi

I 2015 vedtok FNs medlemsland 17 mål for berekraftig utvikling fram mot 2030. Berekraftsmål nr. 7, energimålet, seier at ein skal «sikre allmenn tilgang til pålitelig, berekraftig og moderne energi til en overkomeleg pris». Vidare er det definert tre delmål og to gjennomføringsmekanismar.

Tilgang til energi er ein føresetnad for økonomisk vekst og er derfor heilt sentralt i arbeidet med å avskaffe fattigdom. Meir fornybar energi og meir effektiv energibruk medverkar både til å redusere utslepp av klimagassar og til å avgrense andre miljø- og helsekostnader.

Energimålet og dei ulike delmåla er anten oppnådde nasjonalt eller i tråd med norsk politikk og nasjonale mål. Det er så langt føremålstenleg sikra energitilgang til alle. Nesten all produksjon av elektrisitet er fornybar, og av den samla energibruken er delen fornybar energi på 69 prosent. Verkemiddel på både tilbods- og brukssida støttar opp om ein overgang frå fossil til fornybar energi og meir effektiv energibruk. Det er mellom anna innført strenge energikrav til bygg og krav til økodesign og energimerking av energirelaterte produkt. I tillegg medverkar Enova til å utvikle marknader for energieffektive løysingar.

Energipolitikken må ta omsyn til energiforsyningstryggleiken, klimautfordringane, naturmiljøet og verdiskapinga. Regjeringa vil leggje til rette for ei framhalden effektiv, klimavennleg og sikker energiforsyning i Noreg. Oppgåvene må løysast på måtar som gir størst verdiar for samfunnet til lågast mogleg kostnad.

Ifølgje den siste statusrapporten frå generalsekretæren i FN manglar ein milliard menneskje tilgang til elektrisitet og 3 milliardar menneske brukar ineffektive og forureinande kokeomnar. Over fire millionar menneske døyr for tidleg på grunn av luftforureining i heimen. Delen fornybar energi i den globale energimiksen aukar og energibruken blir meir effektiv. Utan betydeleg auka innsats vil ikkje berekraftsmålet for energi bli nådd. Noreg har leia arbeidet med den globale gjennomgangen av status for berekraftsmålet for energi.

Gjennom innsatsen for fornybar energi i utviklingspolitikken ønskjer Noreg å medverke til at utviklingsland når berekraftsmålet for energi. Innsatsen skal medverke til å innfri Paris-avtala og støttar utviklingsland sitt arbeid med auka bruk av fornybar energi og energieffektivisering, slik dette er nedfelt i landa sine innmelde klimaplanar. Regjeringa legg stor vekt på å bruke bistandsmidlar slik at privat og kommersiell kapital kan utløysast. Samarbeidet med norsk næringsliv vil bli styrkt og det blir lagt vekt på å nytte norske fortrinn som vasskraft og solkraft. Norfund er saman med Norad sine næringslivsordningar, GIEK og Eksportkreditt sentrale verkemiddel for å få med norske bedrifter.

Auka produksjon av fornybar kraft krev svært store investeringar. Norfund vil vere hovudinstrument frå norsk side for å medverke til ny kraftutbygging i utviklingsland. Norfund har etablert partnarskap med norske selskap for å sikre meir kapital og teknisk kompetanse. I tillegg vil det vere viktig å medverke til elektrifisering gjennom utbygging av straumnettet, lokalt straumnett eller løysingar for enkeltbustader. Framover vil innsatsen bli styrkt innanfor humanitær bistand og i sårbare statar.

Noreg har i mange år òg gitt støtte til auka produksjon av fornybar energi, energitilgang og meir effektiv energibruk gjennom EØS-ordningane.

Gjennom programmet Olje for utvikling deler Noreg si erfaring med å utvinne petroleumsressursane på ein måte som tek omsyn til miljø og klima. Policydialog og bistand til reformer, lovverk, institusjonsbygging og regionalt samarbeid er sentrale område for tilrettelegging for investeringar frå privat sektor.

11 Konkurransesituasjonen på norsk sokkel og framtidsutsiktene for norsk leverandørindustri

Olje- og energidepartementet har utgreia konkurransesituasjonen på norsk sokkel og framtidsutsiktene for norsk leverandørindustri, jf. oppmodingsvedtak 765 (2016–2017). Utgreiinga er gjennomført med bakgrunn i innspel frå Oljedirektoratet (OD) og analysar frå analysebyrå. Den er føretatt i dialog med Nærings- og fiskeridepartementet.

Utgreiinga inneheld trendar i konkurranse og mangfald blant rettshavarane på norsk kontinentalsokkel og aktørbildet for leverandørar internasjonalt og i Noreg. Utsiktene for heimemarknaden på norsk kontinentalsokkel dei kommande fem åra og for den internasjonale offshoremarknaden er omtalt og det same er dei moglegheitene og utfordringane leverandørselskapa står overfor. Avslutningsvis er perspektiva for korleis norsk kontinentalsokkel kan bidra som grunnlag for ein berekraftig leverandørindustri også framover omhandla.

Olje- og gassverksemd er i kontinuerleg endring som følgje av endringar i olje- og gassmarknadene og som følgje av endringar i geologiske, teknologiske og industrielle forhold. Næringa er kontinuerleg utsett for omstilling og omstruktureringar, noko som er nødvendig for å utvikle og halde ved lag sunn konkurranse, konkurransekraft, verdiskaping og dermed langsiktig aktivitet og sysselsetting.

Det er næringa sjølv som må identifisere og reagere på utviklingstrekk som fører til behov for endring og omstilling. Det er ikkje identifisert behov for tiltak frå styresmaktene si side i denne samanhengen. Olje- og energidepartementet vil også framover følgje utviklinga i dei ulike delane av næringa for å sikre lønnsam produksjon av olje og gass på norsk kontinentalsokkel i eit langsiktig perspektiv.

11.1 Mangfald av rettshavarar på norsk sokkel

Hovudmålet i petroleumspolitikken er å leggje til rette for lønnsam produksjon av olje og gass i eit langsiktig perspektiv, jf. Prop. 80 S (2017–2018). I den norske modellen nyttar staten oljeselskapa til å skape verdiar for fellesskapet. Dei har ansvar for å planleggje og gjennomføre aktivitet i alle fasar av petroleumsverksemda i eit utvinningsløyve frå leiting til eventuell utbygging, drift og nedstenging. Aktiviteten skjer innanfor dei overordna rammene styresmaktene nyttar for å styre aktiviteten. Den norske modellen er utforma slik at selskapa skal konkurrere når det er til fordel for ressursforvaltninga og samarbeide når det er optimalt. Utvinningsløyve blir som oftast gitt til ei gruppe selskap som gjennom organiseringa av aktiviteten alle har reell innverknad på aktiviteten i utvinningsløyvet.

For at denne ressursforvaltningsmodellen skal fungere er det viktig at oljeselskapa i størst mogleg grad har eigeninteresse av å ta dei avgjerder som er best også for staten som ressurseigar. Elles vil ikkje hovudmålet i politikken bli nådd. Reguleringa av næringa, inklusive utforminga av skatte- og avgiftssystemet og anna regulering, er derfor utforma med dette siktemålet.

Forretningsmoglegheitene på norsk sokkel omfattar eit stort spenn av aktivitet – gjennom heile kjeda frå leiting, via utbygging og drift og til haleproduksjon. Eit oljeselskap baserer verksemda si på ein bestemt forretningsstrategi. Desse vil gjerne ha delvis, men aldri full, overlapp med dei forretningsmoglegheitene som finst på norsk sokkel. Eit mangfald av oljeselskap med ulike forretningsstrategiar er derfor nødvendig for å få utnytta heile potensialet som ligg i norske petroleumsressursar.

Dei mange fusjonane blant dei store oljeselskapa seint på 1990-talet og rundt tusenårsskiftet førte til at dei internasjonale selskapa vart færre og endå større. Samtidig hadde norsk sokkel, særleg Nordsjøen, utvikla seg til ein petroleumsprovins med ulik grad av mognad, og med ein type forretningsmoglegheiter som ikkje var av same interesse for ein del av dei etablerte, store selskapa2. Styresmaktene sette derfor i verk fleire tiltak for å leggje til rette for framhalden god ressursforvaltning, slik at en skulle nå måla i petroleumspolitikken. Dette inkluderte tiltak for å gjere arealtildelingane meir føreseielege og for å auke talet på selskap, blant anna gjennom prekvalifiserings- og TFO (Tildeling i førehandsdefinerte område)-ordningane, ved innføring av leiterefusjonsordninga og ved styrkt regulering av tredjeparts tilgang til infrastruktur. Desse tiltaka har medverka til fleire selskap og større mangfald.

Mange mindre og mellomstore olje- og gasselskap og europeiske gass-/kraftselskap etablerte seg på norsk sokkel etter år 2000. Det same gjorde fleire nye norske selskap. Talet aktørar vart nesten dobla i perioden 2002 til 2007, der auken var særleg stor frå 2006 til 2007. Etter 2007 har talet aktørar variert rundt 50, blant anna som følgje av talet på nyetableringar og oppkjøp. Frå 2015 til 2017 har det vore eit fall i talet på rettshavarselskap, i hovudsak som følgje av fusjonar og oppkjøp i etterkant av oljeprisfallet i 2014. Ved utgangen av 2017 var det 43 aktive selskap på norsk sokkel. Sett i eit historisk perspektiv er dette talet aktørar relativt høgt, også samanlikna med mange andre sektorar.

11.1.1 Aktørbildet i dei ulike fasane

Nye utvinningsløyve på norsk sokkel blir som hovudregel tildelt ei gruppe med selskap gjennom konsesjonsrundar. Ingen selskap kan drive petroleumsverksemd i Noreg utan eit utvinningsløyve frå styresmaktene. Talet på utvinningsløyve per selskapstype er eit uttrykk for aktørbildet i næringa. Utviklinga i denne storleiken illustrerer det auka mangfaldet over tid på norsk sokkel, der dei store norske og utanlandske aktørane er blitt supplerte med andre typar aktørar, jf. figur 11.2.

Talet på leitebrønnar seier noko om i kva grad selskapa deltek aktivt i leiteverksemda. På norsk kontinentalsokkel har det dei siste åra vore ei aktiv deltaking frå eit breitt spekter av oljeselskap i leiteboringar, jf. figur 11.3.

Leiteaktiviteten på norsk kontinentalsokkel i perioden 2008–2017 har tilført samfunnet betydelege verdiar. Oljedirektoratet har berekna verdiskapinga frå leiting i perioden til om lag 560 mrd. 2017-kroner, jf. Prop. 80 S (2017–2018).

I perioden før 1990 dominerte store utanlandske selskap feltutbyggingar og feltdrift på norsk kontinentalsokkel. Etter kvart vart også Hydro og Statoil (no Equinor) viktige i utbyggings- og driftsfasen. På slutten av 1990-talet var det difor i all hovudsak dei store internasjonale selskapa og dei norske selskapa som var operatørar for felt i drift eller under utbygging.

Det auka talet aktørar på norsk sokkel frå midten av 2000-talet gav seg først utslag i ein auke i talet deltakarar i leiteaktiviteten. Det siste tiåret har mangfaldet også gjort seg gjeldande for operatørskap for felt, jf. figur 11.4. Dette både fordi aktørar som starta med leting gjorde funn som skulle byggjast ut og fordi aktørar som del av sin etableringsprosess også har kjøpt deltakardelar, og fått samtykkje til overføring av operatørskap, også i løyve med felt og/eller funn. Selskap som Talisman (no Repsol), Wintershall, Centrica (no Spirit), Dong (no Ineos) og Det norske (no Aker BP) har overteke som operatørar for felt. GdF (no Neptune) overtok operatørskapet for Gjøa etter at feltet var ferdig utbygd.

Mangfaldet blant operatørar for nye feltutbyggingar har òg auka betydeleg, jf. figur 11.5. Feltutbyggingane av Knarr, Ivar Aasen, Edvard Grieg, Maria, Dvalin, Oda, Yme og Fenja er alle leia av nye utbyggingsoperatørar på norsk kontinentalsokkel. Breidda er endå større dersom ein òg ser på kva selskap som deltek som partnarar i feltutbyggingar. I 2017 mottok departementet ti planar for utbygging og drift. Til saman 19 ulike selskap er rettshavarar i desse utbyggingane, jf. figur 11.6.

Mangfaldet av selskap er viktig for å utnytte alle dei forretningsmoglegheitene som finst på norsk sokkel. Dette er ei ønskt og positiv utvikling. Samtidig er eit fortsett aktivt og kompetent Equinor avgjerande for å nå måla i petroleumspolitikken. Ingen andre aktørar har den same breidda i kompetanse og kunnskap om norsk sokkel som Equinor. At selskapet òg har vilje til å føre vidare lønnsam leiteaktivitet, feltutbygging og drift i Noreg er svært viktig. Selskapet har eit godt grunnlag for stordriftsfordelar, effektiv læringsoverføring mellom ulike felt og bidrag til utvikling av framtidige løysingar innan leiting, utbygging og drift.

Den breidda i aktørbildet som ein no har på norsk sokkel er eit positivt konkurranseelement og utfordrar alle etablerte aktørar, inklusive Equinor, til å forbetre og fornye seg.

11.1.2 Utviklingstrekk på oljeselskapssida

Petroleumsnæringa er syklisk og blir påverka både av dei generelle konjunktursvingingane og dei meir sektorspesifikke svingingane. Dette er reflektert òg i samansetjinga av selskap på norsk sokkel. Grunna restruktureringane i næringa dei siste åra er talet på selskap færre enn for nokre år sidan. Fleire selskap har endra forretningsstrategien sin og det har vore ei rekkje fusjonar og oppkjøp. Samansetjinga av selskap er i dag framleis ein kombinasjon av erfarne og aktive store og mellomstore selskap, meir reindyrka leiteselskap og nyetableringar innan både leting og produksjon. Dagens aktørbilde gir eit godt grunnlag for lønnsam produksjon av olje og gass i eit langsiktig perspektiv.

Stigande kostnader, strengare fiskale vilkår i mange land og varierande leiteresultat førte til at mange oljeselskap starta ein gjennomgang av strategiane sine allereie før oljeprisfallet i 2014. Prisfallet var med på å forsterke desse prosessane. Felles for selskapa var ønsket om ei tilpassing av porteføljane for å skape ein kostnadsstruktur og kapitalintensitet som er betre tilpassa eit syklisk konjunkturforløp og lågare oljeprisar. Dei enkelte selskapa har tilpassa forretningsstrategien sin på ulike måtar som følgje av desse prosessane.

For dei fleste selskapa har denne prosessen medført porteføljejusteringar. Ei rekkje sal av eigedelar vart gjort for å få ned gjeldsgraden, og tiltak for å redusere kostnader i dei ulike delane av verdikjeda. Dei nye moglegheitene innan skiferolje og -gass innanfor OECD-området har for fleire selskap medført endringar i både geografisk portefølje og diversifisering av kva type olje- og gassressursar dei har i porteføljane. Nokre oljeselskap har rebalansert porteføljane sine slik at ferdiginvesterte konvensjonelle olje- og gassprosjekt gir ein stabil og meir langsiktig produksjon, mens ulike skiferprosjekt i første omgang gir grunnlag for produksjonsvekst. Nokre av dei største internasjonale oljeselskapa har valt å selje sine gamle, eigenopererte felt i Noreg og i staden konsentrere verksemda si på norsk sokkel rundt eigardelar i eksisterande felt opererte av andre, og samtidig halde fram med leiteaktivitet.

Equinors betydelege rolle som operatør av eksisterande felt er i stor grad knytt til konsesjonspolitikken som vart ført i ein tidleg fase på norsk sokkel. Dette var eit bevisst ønskje om å byggje eit sterkt norsk oljemiljø. Equinor har derfor ein sterk posisjon på norsk sokkel, både som rettshavar og som operatør. Denne posisjonen følgjer òg av fusjonen mellom Statoil og Norsk Hydro i 2007, og før det at Saga Petroleum vart overteke av Norsk Hydro og Statoil i 1999.

Over tid har Equinor utvikla en unik kompetanse og kunnskap både om norsk kontinentalsokkel og om leiting, utbygging og drift på norsk kontinentalsokkel. Ein del av feltutbygginga etter 2000 der Equinor er operatør, stammar frå konsesjonsrundar der selskapet har konkurrert mot andre aktørar om eigardelar og operatørskap. At Equinor i konkurranse med andre selskap har vunne fram i konkurransen om eit relativt stort tal tildelingar dei seinare åra er eit resultat av at selskapet har levert søknader av høg kvalitet på desse areala. Selskapet har òg eit godt grunnlag for stordriftsfordelar, effektiv læringsoverføring mellom ulike felt og er ein viktig bidragsytar til utvikling av framtidige løysingar innan leiting, utbygging og drift. Som betydeleg aktør med lang horisont på norsk sokkel har Equinor òg ei sterk eigeinteresse av å medverke til langsiktig konkurranse mellom leverandørar innan alle segment av næringa og ein berekraftig leverandørindustri. Som det framgår av Konkurransetilsynets utredning «Petroleumsnæringen og kjøpermakt» frå 2016, vil eit selskap med sterk kjøpermakt ha en eigeninteresse i at leverandørindustrien er konkurransedyktig og preget av et nødvendig mangfald og innovasjon.

Ei gruppe med rettshavarar på norsk kontinentalsokkel er europeiske energiselskap. Denne gruppa omfattar selskap Bayerngas og Centrica (no Spirit), DONG (no Ineos), Edison, ENGIE (no Neptune), PGNiG og VNG. Fleire av dei europeiske gass- og kraftselskapa har gjennomført ei restrukturering av verksemda si og konsentrerer seg no meir om kjerneverksemda si i kraftproduksjon. Dette har blant anna vore drive av aukande bevisstheit om kor vidt eit kapitalkrevjande engasjement i oppstraumsdelen av olje- og gassverksemda er ein god strategi for eit kraftselskap som i stor grad er ei marginforretning. Svak inntening i kraftmarknaden har derfor tvunge fram sal av eigardelar utanfor kjerneverksemda for å finansiere nyinvesteringar i kraftsektoren. Nokre selskap har bevisst valt å reindyrke ei satsing på fornybar energi. Andre selskap som Centrica og Bayerngas har valt å foreine olje- og gassaktivitetane sine i Europa og Noreg i eit Joint Venture-selskap med ei overvekt av gassproduksjon for å redusere kostnader, styrkje innteninga og finansiere vidare utvikling gjennom eigen kontantstraum.

Samla sett har dette ført til at nokre selskap har selt seg ut av aktivitet på norsk sokkel mens andre held fram med ein annan strategi. Tida kan derfor synast å vere over for dei forretningsmodellane der integrerte europeiske kraft-/gasselskap er aktive i leiting, utbygging og drift på norsk sokkel. Fleire av selskapa har fått nye eigarar og har blitt mellomstore, ofte frittståande, oljeselskap.

Fleire av dei aktørane som i dag er kategoriserte som mellomstore selskap har gradvis bygd seg opp frå ein posisjon som små selskap på norsk sokkel gjennom vellykka leiting, nye feltutbyggingar, fusjonar og oppkjøp. Som del av restrukturering i næringa dei seinare åra har fleire av dei mellomstore selskapa komme styrkt ut. Det gjeld blant anna AkerBP, DEA, Ineos, Lundin, Neptune, OMV, Point Resources, Repsol, Spirit og Wintershall, som alle satsar aktivt på norsk sokkel. Dette er ein type selskap som blir viktige for å utvikle norsk sokkel vidare. Denne restruktureringa er ein kontinuerleg og dynamisk prosess der selskapa optimaliserer porteføljane sine på norsk sokkel. Departementet er òg kjent med og er blitt presentert for planane om ei samanslåing av Wintershall og DEA til eitt selskap, og ENI Noreg og Point Resources til Vår Energi. Neptune har kjøpt VNG.

Dei aktive, mellomstore selskapa på norsk sokkel medverkar til eit større mangfald i operatørskap og sunn konkurranse i alle fasar av verksemda. Fleire av desse selskapa har utvikla seg gjennom gode leteresultat eller aktiv forretningsutvikling. Vidare har desse aktørane halde fram med å vidareutvikle etablerte kunnskapsmiljø, noko som òg medverkar til auka mangfald og konkurranse i alle delar av verksemda. Det er positivt at fleire selskap byggjer opp kompetanse til å gjennomføre utbyggingsprosjekt og drive felt i produksjon. Eit mangfald av operatørar i utbyggings- og driftsfasen medverkar til at fleire selskap har kapasitet til å utvikle lønnsame ressursar. I tillegg vil feltoperatørane òg medverke til større samla kompetanse i utvinningsløyve der dei er partnarar. Samtidig er det viktig med kritisk masse i operatøroppgåver for å få til effektiv drift og gjenbruk og utvikle kompetansemiljøa vidare. Det er derfor ikkje eit mål å ha flest mogleg operatørar.

Forretningsmodellen til ei rekkje av dei mindre selskapa har vore å gjere funn og deretter selje til større oljeselskap. Etter oljeprisfallet i 2014 vart marknaden for denne typen transaksjonar svekt. Dette resulterte i ei rekkje konsolideringar og andre strategiske tilpassingar. Dei mindre selskapa har ulike forretningsmodellar og fleire ønskjer no å ha produksjon i porteføljen sin, men leiteaktivitet er framleis dominerande. Det er eit viktig bidrag til utforskinga av norsk sokkel at mange selskap med ulik kompetanse tek del i leiteaktiviteten.

11.2 Leverandørindustrien

Leverandørindustrien er i mange segmenter i stor grad global i sin natur, men i enkelte segmenter er lokalisering i nærleiken av den operative verksemda ekstra viktig. Oljeprisfallet i 2014 har hatt betyding for aktivitetsnivået i leverandørindustrien globalt. Oljeselskapa reduserte aktivitetsnivå og innkjøp betrakteleg, og ei rekkje planlagde prosjekt var sett på vent. Samtidig hadde mange av segmenta i leverandørindustrien overinvestert i kapasitet i dei føregåande åra. For å tilpasse seg eit lågare aktivitetsnivå på kort sikt reduserte leverandørindustrien derfor kapasitet og kostnader. Samtidig sette leverandørindustrien i verk ei rekkje tiltak saman med oljeselskapa for å halde konkurranseevna ved lag på lengre sikt.

IHS Markit har estimert den samla direkte sysselsetjinga blant nokre av dei største selskapa i petroleumsrelatert leverandørindustri globalt til i overkant av 600 000 sysselsette i 2016. Dette er om lag 30 prosent lågare enn i 2014 då nivået var over 800 000 sysselsette.

Konsolidering og aukande grad av vertikal og horisontal integrering gjennom fusjonar, oppkjøp og alliansar er ein sentral trend, særleg blant større internasjonale aktørar, jf. figur 11.7. Målt i verdi vart 2016 eit toppår for fusjonar og oppkjøp i leverandørindustrien globalt3. Den høge aktiviteten heldt fram gjennom 20174. Ved å samle kompetanse frå tilgrensande segment vil enkeltaktørar, eller ei fast gruppe samarbeidspartnarar, kunne dekkje ein større del av verdikjeda. Samtidig som større systemleverandørar utvider verdikjeda si, reduserer fleire systemleverandørar talet på underleverandørar som blir nytta. Dette ser ein til dømes innan undervassegmentet, der leverandørar av brønntenester, produksjonsutstyr og installasjonstenester etablerer partnarskap for å levere meir integrerte produkt og tenester. Same tendens ser ein til dømes innan boretenester, vedlikehald og modifikasjonstenester, prosessutstyr, og offshorefartøy. På den eine sida kan dette medverke til meir integrerte produkt og realisering av stordriftsfordelar. På den andre sida kan auka marknadskonsentrasjon i delar av leverandørkjeda potensielt ha negative konsekvensar for konkurranse og innovasjon. Store hovudleverandørar vil samtidig vere avhengige av eit breitt spekter underleverandørar for å vere i stand til å levere sine totalløysingar. I nokre leverandørsegment er det gjennomgåande færre aktørar enn på rettshavar- og operatørsida.

11.2.1 Norsk leverandørindustri

I alle fylke i landet skapar leverandørindustrien arbeidsplassar og lokal næringsutvikling. Sysselsetjinga har gått ned dei siste åra, men har stabilisert seg på eit fortsett høgt nivå. Fleire bedrifter aukar no talet på tilsette som følgje av nye kontraktar og lysare framtidsutsikter. Anslag frå Statistisk sentralbyrå (SSB) viser at talet på direkte og indirekte sysselsette i petroleumsnæringa var 170 200 i 2017, eller rundt 6,1 prosent av total sysselsetjing i Noreg5. Samfunns- og Næringslivsforsking (SNF) berekna talet på arbeidsplassar direkte knytte til petroleumsretta verksemd åleine å vere om lag 111 300 i 2017. Av desse jobba rundt 25 000 i oljeselskap og 86 000 i leverandørindustrien6.

Sterke kunnskapsmiljø innan petroleumsverksemd finst over heile landet. Hovudtyngda er i Rogaland, der eit breitt spekter av leverandørbedrifter er etablert. I andre delar av landet har leverandørbedriftene typisk etablert seg med basis i lokal spisskompetanse og etterspørsel. Sørlandet har verdsleiande selskap innan boreteknologi. Oslo og Akershus har veletablerte miljø innan undervassteknologi, ingeniørtenester, finans-, rådgivings- og juridiske tenester, og ein konsentrasjon av seismikkselskap. Nord-Vestlandet medverkar med ei maritim verksemd som representerer eit komplett skipsbygging- og skipsutstyrsnettverk for blant anna avanserte offshorefartøy. I Buskerud, særleg rundt Kongsberg, finn vi leiande miljø innan undervassteknologi, automasjon og dynamisk posisjonering. Bergensregionen er senter for vedlikehald av plattformer og subseautstyr, mens Trondheim har eit sterkt forskings- og utdanningsmiljø. I takt med at aktiviteten til havs har bevega seg nordover, har det utvikla seg kompetansebasar innan ei rekkje ulike segment i dei nordlegaste fylka, som ingeniørtenester, basefunksjonar, logistikk, konstruksjon og fabrikasjon, vedlikehald og modifikasjon, tryggleik og beredskap, og operasjonelle tenester.

Lokalt nærvær og nærleik til marknaden er ofte eit konkurransefortrinn. For utanlandske selskap gir lokalt nærvær i Noreg betre kunnskap om nasjonale forhold og tilgang på relevant kompetanse. Som ein av verdas største offshoremarknader med stabile rammevilkår og spisskompetanse på utvikling av offshorerelatert teknologi, kan det derfor vere attraktivt for utanlandske selskap å etablere seg i Noreg. Dette medverkar både til sysselsetjing og verdiskaping lokalt, og auka konkurranse i heimemarknaden. Fordelane med nærleik til marknaden ser ein òg ved at norske leverandørbedrifter etablerer salskontor og produksjonsanlegg i viktige utanlandsmarknader. Vidare kan det vere nyttig for norske leverandørbedrifter å jobbe med internasjonale selskap i Noreg, sidan relasjonar og kjennskap til internasjonale selskap sine innkjøpsprosedyrar kan auke sjansen for å vinne kontraktar med dei same selskapa til prosjekt i utlandet.

Leverandørindustrien har i lang tid vore ein kunnskapsbase som mange andre næringar i Noreg har hatt nytte av. Utforsking og utvinning av olje- og gassressursar til havs krev solid kunnskap, avansert teknologi og hardt arbeid. Forskarane Bjørnland, Thorsrud og Torvik7 påpeiker at ressursinnsatsen i utforsking og utvinning av petroleum gir positive læringseffektar ikkje berre mellom leverandørbedrifter, men også mellom bedrifter i petroleumsnæringa og andre delar av økonomien. Dei viser at petroleumsnæringa har medverka til auka produktivitet og produksjon ikkje berre i tradisjonell konkurranseutsett fastlandsøkonomi, men òg i skjerma sektor.

Denne kunnskaps- og teknologioverføringa og dei breie læringsprosessane leier til at leverandørindustrien blir ein vekstmotor og ei kjelde til inntektsgenerering i heile økonomien. Det er grunn til å tru at desse læringsprosessane finn stad i utdanningssektoren, forskingsinstitusjonane og næringslivet, og gir inspirasjon til innovasjon som følgje av brei offentleg merksemd. Slike prosessar finn stad både jamt over tid og ved plutselege sjokk i petroleumsaktiviteten. Dei vil stoppe opp, men blir ikkje reverserte dersom impulsane frå petroleumsaktiviteten stoppar opp. Slik sett medverkar samspelet mellom leverandørnæringa og den tradisjonelle konkurranseutsette fastlandsindustrien til ein breiare, meir robust og kunnskapsrik næringsstruktur.

Den norske leverandørindustrien består av meir enn 1100 selskap som heilt eller delvis leverer til petroleumsverksemda. Denne etterspørselen frå aktiviteten på sokkelen gir store ringverknader på fastlandet. I 2016 omsette leverandørindustrien for totalt 378 mrd. 2016-kroner. I mange lokalsamfunn langs heile kysten er ein svært stor del av befolkninga tilsette i eller har tilknyting til leverandørindustrien. Aktiviteten og verdiskapinga i næringa er avhengig av at heimemarknaden består. Særleg viktig er det for aktørar innan nye utbyggingar at det regelmessig blir gjort nye større funn som kan byggjast ut. For å leggje best til rette for det må næringa få tilgang til nye lovande leiteområde. Høvet til å gjøre nye, større funn er størst i område som ikkje er utforska i tiår allereie.

Den norskbaserte leverandørindustrien er i all hovudsak innretta mot oljeverksemd til havs som følgje av at alle våre norske ressursar er offshore. Dei aller fleste selskapa har norsk sokkel som sin viktigaste marknad. Samtidig leverte over 300 av selskapa varer og tenester til internasjonale marknader i 20168. Det er ein nær samanheng mellom talet på arbeidsplassar på land og aktiviteten til havs. Samtidig konkurrerer mange norskbaserte bedrifter i ein globalt marknad – både når det gjeld leveransar til norsk sokkel og til andre land.

I 2016 var det berre Brasil og USA som utgjorde større offshoremarknader (for innkjøp) enn Noreg. I Brasil var innkjøpa på om lag 29 mrd. USD, noko som utgjorde 12 prosent av verdas offshoremarknad. I USA og Noreg var innkjøpa på høvesvis 23 og 20 mrd. USD. Noreg representerte om lag 8 prosent av den totale offshoremarknaden.

11.2.2 Etterspørselen retta mot leverandørar frå norsk sokkel

Norsk leverandørindustri har historisk vunne konkurransen om ein stor del av kontraktane knytte til utbygging og drift av felt på norsk kontinentalsokkel. Aktiviteten på norsk sokkel er den viktigaste marknaden for dei fleste segmenter av norsk leverandørindustri. Difor er omfanget av leting, utbygging og drift på norsk kontinentalsokkel viktig for aktiviteten og sysselsettinga i leverandørindustrien framover.

Viktige avgjerder i eit interessentskapa på norsk kontinentalsokkel – som ei feltutbygging, takast ikkje av operatøren men av rettshavarane i fellesskap. Rettshavar skal sjå til at verksemda kan utøvast på forsvarleg måte i samsvar med gjeldande lovgiving og som tek vare på omsynet til god ressursforvaltning, helse, miljø og tryggleik, og at operatøren held seg til desse forpliktingane. Denne «sjå til»-plikta er ein sentral del av kvalitetssikringa av aktiviteten på norsk sokkel.

Rettshavar i eit utvinningsløyve har innverknad og vil kunne sjå til at val av leverandørar til feltutbygging og drift skjer på mest kostnadseffektive måte ved konkurranse mellom ulike tilbydarar. Normalt vil ei avgjerd som krev eit vedtak i styringskomiteen i eit interessentskap fattast når eit fleirtal av rettshavarane stemmer for, og desse rettshavarane sine samla deltakerinteresser òg utgjer eit fleirtal i utvinningsløyvet. Dette vil seie at der det er tre eller fleire selskap som deltek, vil det vere eit svært avgrensa høve for eit enkeltselskap til å trenere framdrift i eit utvinningsløyve, eller for den del framskunde avgjerder dei andre rettshavarane ikkje ønskjer. Det same gjeld innkjøpsstrategi der det er interessentskapet i seg, og ikkje operatøren på sjølvstendig grunnlag, som går til anskaffing av leverandørtenester. Stemmereglane blir fastsette av departementet ved tildeling av eit utvinningsløyve. Dersom rettshavarane på eit seinare tidspunkt ønskjer å endre stemmereglane, krev dette godkjenning av styresmaktene.

Den samla etterspørselen frå petroleumsverksemda på norsk kontinentalsokkel var i 2017 på 213 mrd. 2019-kroner. Av dette bestod rundt 60 prosent av investeringar, 25 prosent driftskostnader, mens leitekostnader utgjorde rundt 10 prosent.

Denne samla etterspørselen frå petroleumsverksemda inkluderer etterspørsel frå drift av meir enn 80 felt i produksjon, utbyggingar av nye felt, leiting, nedstenging og sluttdisponering. Etter ein periode med omfattande tilpassingar, både i aktivitets- og kostnadsnivå til lågare olje- og gassprisar, er det venta eit relativt stabilt aktivitetsnivå dei næraste åra. Det samla anslaget for kostnader og investering er venta å auke frå 2018 til 2020, før det minskar noko i åra etter. Dette er ein marknad der norskbaserte leverandørar samla sett har stor marknadsdel. Dette vil gi aktivitet i dei ulike regionale klyngene beskrivne i tidligare i dette kapitlet.

Investeringar omfattar nye utvinningsbrønnar, bygging av nye innretningar, røyr, landanlegg og modifikasjonar på eksisterande innretningar. Investeringane er knytte både til aktivitet på felt som er i drift og til nye feltutbyggingar. Investeringane for 2017 og 2018 er anslått til høvesvis 125 og 128 mrd. 2019-kroner. I dei neste åra er det venta ein gradvis auke fram mot 2020 til rundt 140 mrd. kroner, før investeringsnivået minskar til 120–125 mrd. kroner i 2021–22.

I nær framtid er mesteparten av investeringane knytte til felt i drifts- og utbyggingsfasen. I 2017 fatta ulike rettshavargrupper investeringsbeslutning, og sende inn utbyggingsplan til styresmaktene for godkjenning, for ei rekkje nye utbyggingsprosjekt på norsk sokkel. Desse vil utgjere ein viktig del av heimemarknaden for sentrale delar av leverandørindustrien i åra som kjem. Til saman ti prosjekt leverte planar for utbygging og drift (PUD), til ein samla investeringsverdi på over 120 mrd. kroner. Investeringane i petroleumsnæringa gir store ringverknader for heile landet og har stor betydning for norsk økonomi. Dei ti utbyggingane som det vart levert utbyggingsplan for i 2017 er i utbyggingsfasen anslått å gi grunnlag for nesten 110 000 årsverk i Noreg fordelt over fleire år. Oppdrag knytt til desse utbyggingane er viktig for mange bedrifter rundt i landet, under dette i dei delane av landet som vart hardast ramma etter oljeprisfallet i 2014. Oppdrag knytte til desse ti nye utbyggingane kjem i tillegg til oppdrag knytte til allereie pågåande utbyggingar, og ytterlegare investeringar og tiltak på eksisterande felt.

Dei ti prosjekta Olje- og energidepartementet mottok i 2017 var: Bauge, Njord, Ekofisk 2/4 VC, Snorre videreutvikling, Johan Castberg, Valhall flanke vest, Fenja, Ærfugl, Yme og Skogul, jf. Prop. 80 S (2017–2018). I 2016 vart fem planar for utbygging og drift levert inn til styresmaktene. Desse var Byrding, Dvalin, Oda, Trestakk og Utgard. Alle er godkjende og er anten sett i produksjon eller under utbygging.

Per 1. september 2018 har styresmaktene motteke utbyggingsplanar på tre prosjekt – Nova, Johan Sverdrup byggetrinn to og Troll fase tre – som har eit samla investeringsanslag på om lag 60 mrd. kroner.

Det er òg fleire andre utbyggingsprosjekt som selskapa arbeider med, og der det kan bli levert utbyggingsplan i 2018/2019. Dette inkluderer Luno II, Mikkel Sør, Smørbukk Nord, Trell og Trine, Garantiana, Fogelberg og Tor. Rettshavarane i ei rekkje funn i området mellom Alvheim og Oseberg jobbar med å mogne fram eit robust utbyggingskonsept for området. Det blir òg arbeidd vidare med prosjekta Alta/Gohta og Wisting i Barentshavet.

For å halde oppe ein utbyggingsaktivitet over tid trengst det stadig påfyll av nye funn. Nye utbyggingar med sjølvstendige innretningar – plattformer eller produksjonsskip – krev at funna er relativt store, mens mindre funn kan utbyggjast lønnsamt ved å knyte seg til eksisterande infrastruktur. Dette betyr at aktiviteten i særleg den delen av leverandørnæringa som i stor grad har marknaden sin retta mot nye, større utbyggingar – som offshoreverfta, er avhengig av at oljeselskapa regelbunde gjer nye, store funn. Det er i dag ikkje utsikter til særleg omfang av slik utbyggingsaktivitet etter 2022, derfor er det ein prioritet å gi oljeselskapa tilgang på nytt areal slik at nye store, lønnsame funn blir gjort. Eit tilstrekkeleg høgt nivå på leiteaktiviteten er òg viktig for aktiviteten innan sentrale delar av den maritime offshorenæringa.

11.2.3 Utsiktene for heimemarknaden for ulike deler av leverandørnæringa

Ein stor og viktig del av leverandørindustrien – offshoreverfta med underleverandørar og ingeniørselskapa – har hovudaktivitetar inn mot å etablere, planleggje og gjennomføre nye prosjekt på norsk kontinentalsokkel. Dette omfattar både modifikasjonar på og vidareutvikling av eksisterande felt eller nye utbyggingar. Omsetjinga i marknaden for petroleumsrelaterte ingeniørtenester, som i stor grad er driven av nye feltutbyggingar og modifikasjonsarbeid, vart meir enn halvert frå 2013 til 2016. Trenden snudde til oppgang i 2017, og marknaden er venta å vekse vidare framover. Norske ingeniørmiljø har den siste tida vunne fleire store kontraktar knytte til planlagde prosjekt på sokkelen.

Modifikasjonsoppdrag og feltutbyggingar på norsk sokkel driv òg byggjeaktiviteten ved offshoreverfta. Aktiviteten blant norske offshoreverft har halde seg relativt sett oppe etter oljeprisfallet i 2014 på grunn av utbyggingsprosjekt med lang leietid som var bestemt gjennomførde før effekten av oljeprisfallet inntraff. Fleire av dei norske verfta har vunne kontraktar i samband med nyleg lanserte utbyggingsplanar9 i sterk internasjonal konkurranse. Samtidig undersøkjer fleire aktørar høva til å diversifisere verksemda, til dømes til havvind og havbruk. Dette vil likevel ha eit noko meir avgrensa omfang.

Større modifikasjonar eller behov for nytt utstyr på eksisterande innretningar skuldast blant anna gjennomføring av nye tiltak for auka utvinning. Modifikasjonar kan òg vere knytte til bruk av feltet sine innretningar som vert for nye tredjepartsfelt. I 2017 var investeringane innanfor dette området på 16 mrd. kroner. Fleire større prosjekt for auka utvinning på felt i drift medverkar til ein auke dei næraste åra, særleg i 2018 og 2019.

Nye botnfaste og flytande innretningar blir oftast bygde i samband med nye feltutbyggingar, men kan òg bli bygde som del av eit prosjekt for auka utvinning på felt i drift. Størrelsen på innretningane varierer i betydeleg grad, frå store sjølvstendige innretningar til brønnhovudplattformer knytte til andre innretningar. Til vanleg vil ulike delar av desse innretningane bli kontraktsutsette og bygde separat for deretter å bli monterte saman. Til dømes kan det vere separate kontraktar for skrog/understell, dekk, bustadkvarter, prosessanlegg og ulike typar utstyr.

I 2017 vart det investert i underkant av 40 mrd. kroner i denne typen innretningar. Ei rekkje nye feltutbyggingar dei siste åra har blitt bygde ut med botnfaste innretningar, med Johan Sverdrup som den største. Dei innretningane som i dag er under bygging, eller er venta godkjende for bygging i år og neste år, vil etter kvart bli ferdigstilte utan at tilsvarande omfang av nye er venta å bli bestemt. Aktiviteten rundt bygging av nye botnfaste eller flytande innretningar vil derfor gradvis avta. Nye felt dei næraste åra er i stor grad venta å bli bygde ut som havbotnfelt med havbotnanlegg knytte opp mot allereie eksisterande innretningar.

Prosjekt knytte til modifikasjonar på og utvikling vidare av eksisterande felt eller nye utbyggingar vil i større eller mindre omfang omfatte nye undervassanlegg. Innan dette segmentet er sentrale, norskbaserte aktørar verdsleiande. Det same gjeld innan spesialfartøy som er nødvendig for å installere nytt produksjonsutstyr eller gjere modifikasjonar på eksisterande anlegg. Nye havbotnanlegg består av brønnrammer, ventiltre og manifoldar. Avanserte anlegg kan òg ha pumper, gasskompressorar og separatorar. I 2017 vart det investert om lag 5 mrd. kroner i denne typen innretningar. Som følgje av fleire nye utbyggingar på eksisterande felt med nye havbotnanlegg og nye feltutbyggingar med havbotnanlegg, vil desse investeringane auke dei næraste åra. Fleire nye havbotnutbyggingar vil òg medverke til auka røyrkostnader. Samla investeringar knytte til røyr og landanlegg var i 2017 11 mrd. kroner.

Marknaden for offshore forsyningsfartøy er global og framleis prega av overkapasitet med låg utnytting av flåten, og reduserte dagratar. Aktørbildet er relativt fragmentert, med mange små og mellomstore selskap. Den norskkontrollerte utanriksflåten består av 1 771 skip, av dette er offshore serviceskip det største segmentet målt i talet på fartøy10. Dei siste åra har vore vanskelege, med konsolidering av næringa og restrukturering av organisasjonar og finansar som resultat. Aktiviteten har no teke seg opp i fleire viktige offshoremarknader. I februar 2017 låg 183 norske skip og riggar i opplag. I februar 2018 var talet 162, ein nedgang på om lag 12 prosent. Vidare viser Rederiforbundets prognosar at talet på skip og riggar i opplag er venta å falle til om lag 110 i løpet av 201811.

Riggmarknaden viser òg teikn til betring. Overkapasitet med låg utnytting og reduserte dagratar har sett aktørane under press dei siste åra. Mange gamle einingar kjem trulig ikkje tilbake i drift. Det er no færre tilgjengelege einingar og auka etterspørsel i marknaden på kort sikt. Talet på aktive aktørar i den norske marknaden tel i overkant av 15 selskap av ulik størrelse. Nokre få men betydelege aktørar har slått seg saman dei siste åra, og nokre har inngått allianseavtaler med operatørar og andre leverandørar. Åtte riggar er venta å komme ut av opplagsbøyane og inn i marknaden igjen mot neste år, etter at talet på riggar i opplag har vore stabilt på 25 einingar frå februar 2017 til same månad i 201812. Å setje ein rigg som har lege i opplag i stand for nye oppdrag er svært kostbart. Særleg dyrt er det å reaktivere ein rigg som har lege i kaldt opplag, det vil seie utan løpande vedlikehald og mannskap over lengre tid. Det er teikn til at boreaktiviteten på sokkelen vil auke noko framover, med auka leitebudsjett og nye kontraktar den seinare tida. Nye felt på norsk sokkel blir i større grad enn før bygde med plattformer utan boredekk, noko som aukar behovet for riggtenester gjennom felta sitt livsløp.

Boring av brønnar til utvinning er ein stor aktivitet med eit stort tal selskap involvert som teneste- og utstyrsleverandørar. Mange av brønnane blir også bora frå riggar som er leigde inn av rettshavarane. Både på felt i drift og i samband med nye feltutbyggingar utgjer boring av nye utvinningsbrønnar ein betydeleg aktivitet. Ei rekkje eldre produksjonsinnretningar er utstyrt med eigen borerigg og desse blir nytta til å bore nye utvinningsbrønnar på desse felta, elles blir det ofte nytta mobile boreinnretningar. I 2017 vart det bora vel 170 utvinningsbrønnar med ei samla investering på 55 mrd. kroner. Av dette utgjorde brønnar bora med mobile innretningar 70 prosent av samla kostnad. Leige av rigg og ulike typar brønnservicetenester utgjer ein stor del av ressursbruken. Leige av rigg åleine utgjer rundt 40 prosent av kostnaden for ein brønn bora med mobil innretning. I samband med gjennomføring av fleire større prosjekt på felt i drift og ei rekkje nye feltutbyggingar er det venta ein viss auke i aktiviteten når det gjeld boring av utvinningsbrønnar bora med mobile innretningar dei næraste par åra.

Leiteaktiviteten er viktig for riggeigaren og andre segment av den maritime offshorenæringa, seismikkselskap og ulike tenesteleverandørar. Kostnadene til leitebrønnar utgjer over halvparten av utgiftene knytte til leiteverksemda. Dei andre kostnadene omfattar generelle undersøkingar som seismikkinnsamling, studiar i tidleg fase (feltevaluering) og administrasjon.

Equinor ber den største delen av investeringane i den neste femårsperioden. Dette må sjåast i samanheng med at dei pågåande utbyggingsprosjekta Johan Sverdrup, Johan Castberg og Snorre Expansion er relativt store. Dei mellomstore selskapa aukar sin del gjennom perioden, og har i 2020 ein like stor del som Equinor – om lag 30 prosent. Dei store oljeselskapa står gjennom heile perioden for litt over ein sjettedel av investeringane. Investeringane frå SDØE (Petoro) er venta, basert på desse anslaga, å liggje litt lågare enn nivået i dag mot slutten av analyseperioden.

Ein viktig del av leveransane inn til norsk sokkel der geografisk nærheit til felta er et særleg konkurransefortrinn er knytte til drift av felta. Ingeniør- og verftselskapa, undervasselskapa og ISO-faga (isolasjon, stillas og overflatebehandling) leverer for eksempel mykje i drift- og vedlikehaldsmarknaden. Driftskontraktar er ofte langsiktige kontraktar som er føreseielege for leverandørane. Equinor inngjekk for eksempel i 2017 rammeavtaler verdt om lag 8 mrd. kroner med varighet fram til 2023 for undervassvedlikehald med fleire norskbaserte selskap. Innan ISO-faga vart det i 2016 og 2017 tildelt langsiktige rammeavtaler i milliardklassen til fleire norske aktørar. Norske ingeniør- og verftsselskap har òg mange langsiktige rammeavtaler innan drift og vedlikehald.

Driftskostnadene på norsk sokkel er påverka av dei auka investeringane. Når prosjekt mognar fram og kjem i drift, aukar kostnadene til dagleg drift og etter kvart til vedlikehald. I perioden fram mot 2022 er det fleire felt som kjem i produksjon utan at dette er motsvara av at eldre felt stengjer ned. Dette er hovudårsaka til ein moderat vekst i dei sama driftskostnadene.

Ved årsskiftet 2017/2018 var det 85 felt i produksjon på norsk sokkel, fem av desse kom i produksjon i løpet av 2017. Driftskostnadene for felt i drift og felt som kjem i drift i løpet av analyseperioden, er fordelt per selskap i figur 11.13. Equinor ber om lag 26 prosent av driftskostnadene på sokkelen gjennom analyseperioden. SDØE står for om lag 21 prosent. Dei store internasjonale oljeselskapa står for ein stor del av driftskostnadene, i overkant av 20 prosent av totale driftskostnader. Dei mellomstore aktørane står for om lag 24 prosent av totale driftskostnader.

11.2.4 Utemarknaden for leverandørindustrien framover

I henhold til ei kartlegging frå Rystad Energy, så omsette norsk leverandørindustri i 2016 for totalt 378 mrd. 2016-kroner, av dette var 132 mrd. kroner (35 prosent) internasjonal omsetjing. Storbritannia var i 2016 dei norske leverandørane sin viktigaste internasjonale marknad, etterfølgt av Brasil, USA, Angola og Sør-Korea. Sør-Korea har ikkje ein stor offshoresektor, men store verft som kjøpar inn utstyr til riggar og installasjonar, også til dei som leverast for bruk på norsk sokkel. Til saman utgjorde dei fem største marknadene over halvparten av næringa si internasjonale omsetjing13.

Fleire analysar framhevar at aktiviteten i petroleumssektoren globalt sett vil vere aukande over dei neste åra. Stødig etterspørselsvekst etter olje og gass, kombinert med etterslep i investeringar i nye felt og minkande utvinning frå eksisterande felt, tilseier at det vil vere nødvendig å byggje ut nye felt på global basis for å halde ved lag produksjonsnivået framover. Samtidig har kostnadsreduksjonar medverka til å gjere fleire felt lønnsame sjølv med stabilt lågare olje- og gassprisar.

Kilde: Rystad Energy, Internasjonal omsetning frå norske oljeserviceselskap, oktober 2017

Rystad Energy peiker i sin analyse av globale framtidsutsikter på fleire forhold som tilseier at den norske leverandørindustrien er godt posisjonert for nye oppdrag i utemarknaden. Det er venta at i 2030 vil 35 prosent av total olje- og gassproduksjon komme frå funn som enno ikkje er utvikla. Offshoreutbyggingar, spesielt på djupt vatn, er venta å drive ein vesentleg del av produksjonsveksten på lengre sikt. Den norskbaserte leverandørindustrien har kompetanse og teknologi spesielt retta mot offshore utbygging, vedlikehald og modifikasjon og er verdsleiande på undervassteknologi (subsea), eit segment som venta å bli viktig.

Undervass-leverandørane vart også ramma av oljeprisfallet med påfølgjande reduksjon av kapasitet. Internasjonal omsetjing for undervassleverandørane fall med 24 prosent frå 2015 til 2016. Dette fallet var lågare enn for enkelte andre segment og undervassleveransar var i 2016 segmentet med størst internasjonal omsetning på 30 mrd. kroner. Undervassleverandørane har sikra seg betydelege kontraktar knytte til planlagde utbyggingar på norsk sokkel. Samtidig har dei ein stor marknadsdel internasjonalt med leveransar både frå Noreg og frå dotterselskap i utlandet. Viktige internasjonale marknader for norskbaserte undervassleverandørar er blant anna Brasil, Storbritannia, USA og Angola14.

Eit anna segment der norske leverandørbedrifter har hatt stor aktivitet er innanfor leveransar knytte til bygging av nye boreanlegg. Dette segmentet står fortsatt overfor ein krevjande marknadssituasjon.

Norwegian Energy Partners (Norwep) jobbar tett på leverandørindustrien, og er ved sidan av Innovasjon Noreg eit av regjeringas viktigaste verkemiddel for å fremje dei norske energinæringane i utanlandske marknader, i denne samanhengen dei norske oljeteknologibedriftene. Norwep observerer at den internasjonale konkurransen har blitt meir krevjande, og at det er mange aktørar som konkurrerer om dei moglegheitene som finst. Vidare ser ein at det er stor interesse for norsk teknologi og kompetanse internasjonalt, og at norske aktørar har eit godt renommé. Sjølv om det norske kostnadsnivået tidvis har gitt utfordringar har norsk leverandørindustri vist seg konkurransedyktig. Norske selskap har ein sterk base i digitaliserte løysingar og løysingar for reinare produksjon, og det er venta at norske løysingar derfor vil vere etterspurt i ein marknad som er under endring basert på digitale og meir miljøvennlege løysingar.

Med tilspissa konkurranse vil relevant og tidsrett marknadsinformasjon bli desto viktigare framover. God kontakt med ingeniørsenter der dei største og viktigaste kundane utarbeider konseptløysingar og bestemmer leverandørdeltaking er også spesielt viktig. Leverandørar som søkjer å utnytte kjernekompetansen sin i nye marknader må tilpasse seg nye kundar. Norwegian Energy Partners legg dette til rette på ein kostnadseffektiv måte.

11.3 Perspektiv på lengre sikt for ein levedyktig leverandørindustri

Verdas befolkning aukar og behovet for velstandsauke er stort. Det krev tilgang til meir energi. Verdas etterspørsel etter olje og gass har i lys av dette også auka dei siste åra. Etterspørselsutviklinga for olje og gass framover avheng blant anna av befolkningsutviklinga, økonomisk vekst, teknologi og energipolitikken i dei store forbrukslanda. Dei mest autoritative og heilskaplege anslaga for verda si framtidige energiutvikling kjem frå Det internasjonale energibyrået (IEA). IEA utarbeider ulike scenario for framtidig utvikling i etterspørselen, under dette scenario som oppfyller måla i Paris-avtala. Felles for IEAs sentrale scenario («New Policies Scenario», «Sustainable Development Scenario» og «Current Policies Scenario») er at det er stor etterspørsel etter olje og gass i fleire tiår framover. Produksjonen frå dei felta som produserer i dag fell over tid, og det er dermed eit stort behov for nye investeringar i olje- og gassproduksjon i alle tre scenario. Ei nærare beskriving av den globale energisituasjonen finst i Prop. 80 S (2017–2018).

Verdas olje- og gassressursar har ulike kostnader knytte til leiting, utbygging og drift. For å utløyse dei nødvendige investeringane i ny produksjon globalt, vil ein vente at olje- og gassprisane vil vere høge nok til å gi lønnsemd i investeringene. Ein levedyktig norsk leverandørindustri føreset på lang sikt lønnsam aktivitet på norsk sokkel og ein sterk heimemarknad. Moglegheitene er gode for ei positiv utvikling på norsk sokkel, med høg aktivitet og verdiskaping.

Ressursrekneskapen for 2017 indikerer at vel 45 prosent av dei totale petroleumsressursane på norsk sokkel er produsert ved utgangen av 2017. Av dei gjenverande ressursane er nær 44 prosent anslått å liggje i eksisterande felt, vel ni prosent i funn som det ikkje er bestemt å byggje ut, mens om lag 47 prosent står att å finne. Om lag 44 prosent av gjenverande ressursar på norsk sokkel ligg truleg i Nordsjøen. Om lag 36 prosent er venta liggje i Barentshavet, mens resten ligg i Norskehavet. For dei anslåtte uoppdaga ressursane er situasjonen annleis. Nesten to tredelar av desse ligg i Barentshavet mens resten er fordelt på Norskehavet og Nordsjøen. Oppsidepotensialet er desidert størst i Barentshavet der ein har store område som ikkje er utforska. Den langsiktige livskrafta for norsk leverandørindustri er derfor avhengig av at desse områda blir utforska. Dette må skje innanfor forsvarlege rammer når det gjeld helse, miljø og tryggleik, og omsynet til det ytre miljøet må takast vare på.

For å oppnå målet om vidare lønnsam produksjon av norske ressursar må ressursane våre vere konkurransedyktige globalt. Dei mange prosjekta som er sett i gang det siste året viser at norske feltutbyggingar er konkurransedyktige i dag. Av totalt 25 sanksjonerte store prosjekt globalt i 2017, var 8 prosjekt på norsk kontinentalsokkel, ifølgje Wood Mackenzie, jf. figur 11.15. Så lenge næringa unngår særnorske kostnader og driv effektivt, bør ressursar på norsk sokkel vere konkurransedyktige og lønnsame også framover. Naturomgivnadene på norsk kontinentalsokkel har vist seg handterlege. Oljeselskapa og leverandørbedriftene har saman utvikla lønnsame ressursar på heile kontinentalsokkelen. I Noreg har vi ein særleg fordel i ei svært kompetent petroleumsnæring, stabile rammevilkår, ein omfattande og effektiv infrastruktur og nærleik til marknaden. Den norske ressursbasen si konkurransekraft er òg nærare beskriven i Prop. 80 S (2017–2018).

Utviklinga på norsk sokkel er òg avhengig av ein målretta petroleumspolitikk for å maksimere verdiskapinga frå verksemda. I St.meld. nr. 38 (2001–2002) som vart lagt fram av Bondevik II-regjeringa i juni 2002, vart det trekt opp to utviklingsbaner for olje- og gassproduksjonen frå norsk sokkel. Det vart trekt opp ei forventningsbane, basert på ein petroleumspolitikk der ein framleis la til rette for lønnsam produksjon av olje- og gassressursane i eit langsiktig perspektiv, og ei «forvitringsbane», der ein berre hausta av investeringar som allereie var gjort, jf. figur 11.16.

Ei samanlikning med den langsiktige produksjonsbana frå 2002 viser at produksjonen no ligg over det ein anslo for 15 år sidan. Det skuldast ei næring som har gripe dei høva styresmaktene har tilbode, godt hjelpt av ein periode med gode oljeprisar. Det skuldast ein aktiv og stabil petroleumspolitikk der det er lagt til rette for eit aktørbilde og rammevilkår som gjer at alle lønnsame ressursar skal utnyttast. Det blå området viser den ekstraproduksjonen som næringa har klart å skape og er venta å skape ved nye avgjersler sidan 2002. Desse avgjerslene har medført høg verdiskaping, store inntekter til samfunnet og omfattande sysselsetjing, og utgjer ein stor del av produksjonen i dag og framover. Introduksjonen av TFO- og leiterefusjonsordninga, stabile rammevilkår, auka mangfald blant oljeselskapa og en effektiv regulering av infrastruktur har vore med på å utløyse auken i verdiskaping og produksjon.

Det er ingen grunn til at potensialet for ytterlegare verdiskaping gjennom ein aktiv politikk skulle vere mindre i dag enn i 2002. Dei vala som blir gjort no og framover vil vere avgjerande for om dei høva til inntekt, verdiskaping og aktivitet som ligg i lønnsam utnytting av petroleumsressursane våre blir utnytta. Ved å føre vidare ein aktiv petroleumspolitikk legg ein best til rette for å gjenskape den positive utviklinga som er oppnådd sidan 2002. Det står om mange milliardar kroner i statlege inntekter, og produktive kompetansearbeidsplassar i heile landet.

Det har vore brei politisk semje om rammevilkåra for petroleumsverksemd. Dette har medverka til stabile og føreseielege rammevilkår, som er eit vesentleg konkurransefortrinn for norsk sokkel og viktig for god ressursforvaltning, kompetansesterke arbeidsplassar og høg verdiskaping. For å sikre lønnsam produksjon av olje og gass framover er det viktig å føre vidare ein stabil, langsiktig petroleumspolitikk. Regjeringas petroleumspolitikk er nærare beskriven i Prop. 80 S (2017–2018).

Ressurstilveksten frå nye funn har dei siste åra vore låg. Dersom det ikkje blir gjort nye, større funn, vil dette medføre redusert investeringsaktivitet på mellomlang sikt. Det er god interesse frå næringa for videre utforsking av norsk sokkel. Ein jamn, føreseieleg tilgang på nytt areal i konsesjonsrundar er viktig for å leggje til rette for ein framhalden lønnsam leiteaktivitet på norsk sokkel, blant anna gjennom å medverke til effektiv ressursbruk i oljeselskapa. For å halde oppe ein godt utbygd infrastruktur, sysselsetjing, verdiskaping og statlege inntekter over tid, trengst det regelmessig store og små funn. Sjølv om det finst unntak, blir store funn oftast gjort i ein tidleg utforskingsfase. For å auke sannsynet for å gjere store, drivverdige funn er det derfor viktig å utforske også nye område, og at det blir gjort mens kompetansen er til stades.

Utdanning, forsking og innovasjon er viktig for utvikle den norske olje- og gassnæringa vidare, og er sentralt for å nå måla i petroleumspolitikken. Dei er viktige for å utnytte meir av ressursbasen, auke effektiviteten, redusere kostnader og oppnå endå reinare produksjon. Det er viktig å føre vidare satsinga på petroleumsbasert forsking for å auke verdiskapinga, styrkje internasjonal konkurransekraft og redusere klima- og miljøpåverknaden frå verksemda.

Dei siste åra, og særleg etter oljeprisfallet i 2014, er det gjennomført ei rekkje tiltak i næringa for å auke produktivitet og effektivitet og redusere kostnadsnivået. Tiltaka har gitt resultat og er synlege både i form av lågare investeringskostnader for nye prosjekt, reduserte kostnader på utvinningsbrønnar på felt i drift og i reduserte drifts- og leitekostnader. Å halde oppe og føre vidare fokuset på kostnadseffektivet vil vere eit viktig bidrag for å sikre norsk sokkel sin konkurransekraft i framtida. Dette inneber å sikre eit tilstrekkeleg tal berekraftige tilbydarar av leverandørtenester innan alle segment av næringa, samtidig som langsiktig konkurranse tilbydarane imellom blir teken vare på for å få fram gode og kostnadseffektive løysingar.

Dersom styresmaktene legg til rette med stabile og føreseielege rammevilkår, tildeling av nytt areal og satsing på forsking og utvikling, og dersom næringa lykkast med å gjere nye funn, maksimere verdien av ressursane og gjennomføre leiting, utbygging og drift kostnadseffektivt, vil eit høgt aktivitetsnivå på norsk sokkel kunne vare ved i lang tid framover. Dette vil gi gode moglegheiter for leverandørindustrien og sikre arbeidsplassar med kompetanse over heile landet. I lys av olje- og gassnæringa sine kapitalkrevjande investeringar vil dette medverke til å halde ved lag og auke kompetansen i petroleumsrelaterte næringar samtidig som teknologioverføring og læringsprosessar til ikkje-petroleumsrelaterte næringar kan halde fram. Dette samspelet vil medverke til ein breiare, meir robust og kunnskapsrik næringsstruktur over heile landet.

Med bakgrunn i ovannemnde er oppmodingsvedtaket vurdert som følgt opp. Olje- og gassverksemd er ei verksemd med kontinuerlege utfordringar som følgje av endringar i olje- og gassmarknadene og som følgje av endringar i geologiske og teknologiske forhold knytt til feltutbyggingar. Næringa er derfor kontinuerleg utsett for omstilling og omstruktureringar, noko som er nødvendig for å utvikle og halde ved lag både sunn konkurranse, konkurransekraft og verdiskaping. Det er næringa sjølv som må identifisere og reagere på utviklingstrekk som fører til omstilling og omstruktureringar. Det er ikkje identifisert behov for tiltak frå styresmaktene si side i denne samanhengen. Olje- og energidepartementet vil likevel følgje utviklinga i dei ulike delane av næringa for å sikre lønnsam produksjon av olje og gass på norsk kontinentalsokkel i eit langsiktig perspektiv.

12 Utjamning av nettariffane i Noreg

Auka straumforbruk og endra forbruksmønster gir auka belastning på straumnettet. Kostnadene ved utbetringar og utbyggingar av straumnettet blir belasta hushald, næringsliv og industri som brukar nettet.

Elektrisitet erstattar fossile energikjelder i fleire sektorar. Elektriske løysingar er ofte energieffektive og medverkar til å dempe veksten i den totale energibruken. Det er vanskeleg eksakt å føresjå dei samla konsekvensane for kraftsystemet av endringane som no skjer. Generelt ligg det an til ein god forsyningssituasjon framover. Samtidig er det relativt store forskjellar rundt i landet med tanke på evna til å dekkje ei aukande effektbelastning på lågare nettnivå og til å handtere større svikt i tilsig ved samtidige hendingar i kraftsystemet.

God forsyningstryggleik krev at kraftnettet er dimensjonert etter effekttoppane. Etter tiår med relativt låge investeringar i kraftnettet, er vi no inne i ein periode med store investeringar, mellom anna på grunn av auka venta effektbruk. Nye teknologiar kan medverke til at vi unngår eller utset nokre av desse investeringane. Det kan spare samfunnet for betydelege kostnader.

I dei fleste forsyningsområde fell maksimalt effektuttak saman med tidspunkt for når varmebehovet i bygningsmassen er størst. Energieffektivisering medverkar til mindre varmebehov, og fjernvarme eller installasjon av f.eks. væske-til-væske varmepumpe kan redusere effekttoppar. Byggjeforskriftene i Noreg er strenge, og krav til bygg sitt varmebehov medverkar til å dempe effektuttaket.

I løpet av 2018 skal alle bustader og fritidsbustader vere utstyrt med AMS-målarar. Målarane vil gi auka informasjon om energi- og effektbruk. Dette vil gi betre høve til å styre straumbruken. I kombinasjon med ny teknologi og nye energitenester, vil AMS leggje til rette for at det blir enklare, også for vanlege hushald, å flytte noko forbruk til tider der nettet er mindre belasta. Til dømes kan ein med smarte styringssystem sørgje for at elbilen automatisk ladar batteriet om natta, eller at varmtvasstank og varmekablar midlertidig vert slått av når anna forbruk er høgt.

Det er viktig at sluttbrukarar er klar over kostnadene ved høgt effektuttak dersom dei skal gjere tiltak for å redusere effektbruken. Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) si regulering av straumnettet skal medverke til effektiv drift og utbygging av nettet, og til at kostnadene som blir belasta straumkundane ikkje blir høgare enn nødvendig. NVE sitt arbeid med effekttariffering er ein viktig del av dette.

Også spørsmålet om utjamning av nettariffar må sjåast i samanheng med kva reguleringar og tiltak som samla medverkar til lågast kostnader og eit mest mogleg effektivt straumnett.

I 2010 gjennomførte NVE ei utgreiing av den samla reguleringa av kraftnettet, og under dette utjamning av tariffar. Departementet har bede NVE oppdatere talgrunnlaget og vurdere om det har skjedd relevante endringar i føresetnadene for konklusjonen som gjeld tariffutjamning i 2010-rapporten, og eventuelt oppdatere konklusjonen basert på funna.

Vidare har departementet bede NVE vurdere om tariffen til kundar i distribusjonsnettet i område med mykje fornybar produksjon med innmating i regionalnettet er høgare enn tariffen i andre område av landet på grunn av denne fornybare produksjonen.

12.1 Utvikling i nettstruktur

I perioden frå 2007 til 2018 er talet på nettselskap redusert frå 158 til 121 inkludert Statnett SF. Reduksjonen i tal nettselskap skuldast i stor grad at små vertikalt integrerte selskap (nettselskap med kraftproduksjon og/eller kraftomsetning), selskap utan distribusjonsnett eller selskap hovudsakleg med anna næring enn nettverksemd har blitt fusjonerte inn i eller selde til større omkringliggjande nettselskap.

Ved utgangen av 2016 var det 133 selskap, der 102 hadde færre enn 30 000 abonnentar i distribusjonsnettet, åtte hadde mellom 30 000 og 100 000 abonnentar og sju hadde fleire enn 100 000 abonnentar. 15 av desse nettselskapa eigde hovudsakleg regional- eller sentralnett, og hadde ikkje abonnentar i distribusjonsnettet.

Stortinget vedtok i 2016 krav om selskapsmessig og funksjonelt skilje for alle selskap med nettverksemd innan 2021. Det inneber blant anna at nettselskapa skal skiljast ut i eigne selskap som ikkje driv med anna verksemd. Prosessen i forkant av vedtaket har truleg forsterka reduksjonen i talet på vertikalt integrerte nettselskap. Stortinget ba i mars 2018 regjeringa leggje fram forslag til ei ny lovendring slik at nettselskap med under 30 000 abonnentar får fritak frå det funksjonelle skiljet.

12.2 Utvikling av nettariffar

12.2.1 Nettleigeutvikling

Nettleiga til hushald har dei siste 25 åra vore relativt stabil og har hovudsakleg følgt normal prisstigning. Auken i elavgift og meirverdiavgift har likevel medført ein viss auke i gjennomsnittleg nettleige per kWh i perioden. Figur 12.1 viser utviklinga i gjennomsnittleg nettleige i nominelle og reelle prisar frå 1993 fram til i dag, med og utan elavgift og meirverdiavgift (mva).

Hushaldstariffen består av eit fastledd (kr/år) og eit bruksavhengig energiledd (øre/kWh). I statistikken er tariffen omrekna til øre/kWh der det er føresett eit forbruk på 20 000 kWh per år

Nettselskapa er inne i ein periode med store investeringar, og det er venta at nettleiga kan auke meir enn normal prisutvikling i åra som kjem. I NVEs rapport 2018:55 ventar NVE investeringar i bransjen for om lag 140 mrd. kroner i perioden 2017–2025. NVEs berekningar anslår at nettleiga vil stige med om lag 30 prosent (nominelt) eller 11 prosent reelt i denne perioden.

12.2.2 Forskjellar i nettkostnad mellom nettselskap

Det er fleire forhold som forklarer forskjellen i nettleige mellom ulike nettselskap. Ein viktig faktor er forskjellar i selskapa sine nettkostnader, og dermed forskjellar i inntektsramme (fastsett av NVE) og grunnlaget for fastsetjing av nettleige. Inntektsramma til selskapa er påverka av blant anna naturgitte forhold som klima, topografi, alder på nettet, og selskapa sitt kostnadsnivå samanlikna med andre selskap.

Regelverket gir selskapa ein viss fridom i tariffutforminga, og det er variasjonar i tariffstrukturen mellom selskapa. Til dømes kan nettselskapa velje ulike fordelingar mellom nærings-, fritidsbustad- og hushaldstariffar, eller ha ulik fordeling mellom effektledd, energiledd og fastledd. For at nettleiga i ulike nettselskap skal kunne samanliknast, ser ein derfor på nettkostnaden (øre/kWh). Nettkostnaden blir utrekna ved å dividere nettselskapet sine tillatne inntekter frå sluttbrukarane i distribusjonsnettet med levert mengde i kWh til dei same sluttbrukarane.

Nettselskapa sine nettkostnader kan variere relativt mykje frå år til år, blant anna grunna handtering av pensjonskostnader, noko som gjer at dei er mindre eigna til å seie noko om kostnadsutvikling frå år til år. Likevel er kostnadsforskjellane mellom selskap over tid relativt stabile.

Nettkostnaden inkluderer ikkje mva og elavgift. Finnmark og nokre kommunar i Troms er fritekne frå elavgift og Nordland, Troms og Finnmark er fritekne frå mva. Ulik praksis vedrørande eigedomsskatt vil kunne medføre ulikskapar i nettariffar mellom sluttkundar i dei ulike kommunane. Eigedomsskatt utgjer likevel ein liten del av den totale nettkostnaden.

NVEs utgreiing viser at forskjellane i nettkostnader har auka noko sidan 2010. Dette skuldast i stor grad at selskapa med låge kostnader per kWh har redusert kostnadene, mens selskap med høge nettkostnader har omtrent same kostnad per kWh i 2016 som i 2010, korrigert for inflasjon. Hovudsakleg har selskap med flest kundar også lågast nettkostnad.

Samtidig har differansen mellom dei reine nettselskapa og dei vertikalt integrerte nettselskapa auka. Figur 12.2 viser realprisutvikling i nettkostnaden i perioden 2010–2016 for selskapsmessig skilte nettselskap, vertikalt integrerte nettselskap og for bransjen totalt. Sidan 2012 har differansen i vekta nettkostnad mellom selskapsmessig skilte og vertikalt integrerte selskap auka kvart år. Sidan 2012 har dei reine nettselskapa redusert den vekta nettkostnaden med seks prosent, tilsvarande ein reduksjon på 1,6 øre/kWh. Dei vertikalt integrerte selskapa har auka kostnaden med sju prosent, som svarer til ein auke på 2,5 øre/kWh.

NVE ser at forskjellane i nettkostnader per kWh mellom dei større nettselskapa og dei mindre nettselskapa har auka noko i perioden 2010 til 2016. Det er gjennomført fleire samanslåingar av nettselskap i perioden, og fleire samanslåingar er blitt gjennomførte etter 2016, eller er i ferd med å bli gjennomførte. Dette har ein utjamnande effekt på nettkostnadene.

Fusjonane som er gjennomførte eller er i ferd med å bli gjennomførte har i stor grad medført at selskapa med dei høgaste nettkostnadene får ein betydeleg reduksjon i gjennomsnittleg nettkostnad og dermed også i tariffen til kundane sine, mens nettselskapet med dei lågaste nettkostnadene får ein mindre auke i gjennomsnittlege nettkostnader. Dette skuldast at det i hovudsak har vore dei større selskapa som har hatt dei lågaste nettkostnadene.

12.3 Samanheng mellom tariffar til kundar i distribusjonsnettet og innmating i regionalnettet

Nettleiga skal gi inntekter innanfor selskapa si tillatne inntekt, der både eiga inntektsramme og kostnader til overliggjande nett inngår. For distribusjonsnett vil forskjellar i både kostnader og praksis i overliggjande regionalnett, kunne føre til variasjonar i elles like distribusjonsnett.

Det skjer innmating frå produksjon på alle nettnivå. Produksjon blir tariffert eit energiledd basert på marginaltapet i kvart enkelt punkt og eit fastledd. Fastleddet (vidare kalla innmatingstariffen) er av konkurranseomsyn likt for alle produsentar (for tida 1,3 øre/kWh), uavhengig av nettnivå.

Selskap i transmisjons- og distribusjonsnett beheld inntektene frå innmatingstariffen til dekning av kostnadene der. Det betyr at uttakskundar der må dekkje ein mindre del av nettselskapa si tillatne inntekt. Selskap i regionalnettet fører innmatingstariffen som ei tariffinntekt, men tilsvarande beløp kjem som kostnad til overliggjande nett. Det vil seie at innmatingstariffen blir ført vidare til transmisjonsnettet.

Gitt at produksjon knytt til regionalnettet medfører auka kostnader i regionalnettet, vil dette medføre auka inntektsramme i regionalnettet. Dette vil, alt anna likt, gi auka tariffkostnader for aktørar knytte til dette nettet, som industrikundar eller distribusjonsnett. Auka overliggjande nettkostnader for distribusjonsnetta vil igjen, alt anna likt, medføre auka tariffar for kundane i distribusjonsnettet.

NVE har utført fleire berekningar, og det er ikkje funne nokon signifikant samanheng mellom innmata produksjon i regionalnettet og nettkostnad per kWh i distribusjonsnettet. Det er derfor ikkje hald i påstandar som at område med mykje produksjon må betale ei høg nettleige for å forsyne område av landet utan produksjon. NVE sine berekningar viser at variasjonen i nettkostnadene mellom nettselskap skuldast andre forhold, som for eksempel topografi og lengda av høgspentnett.

Ein grunn til at mykje innmating i regionalnettet ikkje synest å gi auka nettkostnader, er at Statnett gir ein redusert tariff gjennom den såkalla k-faktormodellen til regionalnett med høg tilgjengeleg vintereffekt (produksjon) i forhold til forbruk. Statnetts k-faktormodell inneber at ved samlokalisering av produksjon og forbruk blir regionalnett belasta ein mindre del av dei faste kostnadene i transmisjonsnettet.

Statnetts grunngiving for å ta omsyn til samlokalisering av produksjon og forbruk har tidlegare vore at det vil vere eit mindre behov for overføringslinjer for å overføre uttak eller innmating til det aktuelle punktet, og at dette medfører kostnadsbesparingar i det samla nettsystemet og fører til ei meir effektiv utnytting av nettet.

Dette inneber at sjølv om regionalnettet skulle fått ei auka inntektsramme som følgje av produksjonen i regionalnettet, er det ikkje gitt at dette medfører ei auka tillaten inntekt i regionalnettet då det er gitt ein reduksjon i tariffen til overliggjande nett (transmisjonsnettet) gjennom k-faktormodellen. Det er likevel eit øvre tak for kor stor denne tariffreduksjonen kan bli. Dette inneber at i uttakspunkt med så mykje produksjon at reduksjonsfaktoren er maksimal, vil produksjon som medfører auka regionalnettskostnader òg føre til auka kostnader i distribusjonsnettet.

12.3.1 Framtidige endringar som kan ha påverknad på samanhengen mellom tariffar til kundar i distribusjonsnettet og innmating i regionalnettet

Statnett er ansvarleg for utforming og fastsetjing av tariffar i transmisjonsnettet. Tariffane må vere i tråd med dei prinsippa som følgjer av lover og forskrifter. Statnett arbeider no med å fastsetje ny tariffmodell frå 2020, og har hatt ein rapport på høyring om moglege endringar15. Endringar i tariffmodellen i transmisjonsnettet kan vere av betydning for samanhengen mellom innmating av produksjon i regionalnettet og tariffkostnader til og i distribusjonsnettet.

Frå 1. januar 2019 trer nye reglar om bruk av anleggsbidrag i kraft. Reglane inneber at nettselskapa skal fastsetje og krevje inn anleggsbidrag i regional- og transmisjonsnettet. På dette nettnivået har det tidlegare vore begrensa høve til å krevje at kundar betaler anleggsbidrag. Over tid vil forslaget medverke til at nettleiga ikkje aukar meir enn nødvendig, og kostnadene ved å utvikle nettet blir delte meir rimeleg mellom kundane som utløyser investeringane og nettselskapa andre kundar. Endringa vil, alt anna likt, gi lågare framtidige kostnader i regionalnett med mykje ny produksjon.

12.4 Modellar for tariffutjamning

Den økonomiske reguleringa av nettselskapa byggjer på prinsippet om at nettselskapa er profittmaksimerande, det vil seie at dei har som målsetjing å generere størst mogleg overskot, gitt at dei oppfyller krav gitt i lov og forskrifter om leveringsplikt, leveringskvalitet, beredskap med meir. Reguleringa legg derfor opp til at selskap som er effektive, ved å levere god kvalitet til lågast mogleg kostnader, vil få eit større overskot frå nettverksemda over tid. Dersom nettselskapet aukar kostnadene vil avkastninga, alt anna likt, bli redusert.

Dagens modell for økonomisk regulering av nettselskapa gjer at avkastninga ikkje blir redusert tilsvarande kostnadsauken. I dei fleste tilfelle vil avkastninga bli redusert med 60 prosent av kostnadsauken. Resten av kostnadsauken vil bli velta over på nettselskapet sine kundar gjennom auka nettleige. Denne koplinga mellom nettselskapet sine eigne kostnader og nettleiga til nettselskapet sine kundar er eit viktig supplement til NVEs økonomiske regulering, og medverkar til å hindre at selskapa har unødvendig høge kostnader. Auke i nettleiga kan for eksempel medføre auka pågang frå misnøgde kundar og negativ merksemd i media.

Ei ordning med tariffutjamning vil, heilt eller delvis, fjerne den sjølvregulerande mekanismen som koplinga i dag mellom nettselskapet sine kostnader og kundane si nettleige inneber. Dette vil svekkje nettselskapet sitt insentiv til å gjere oppofringar for å spare kostnader eller unngå kostnadsauke.

Dette forholdet kan vere av særleg betydning dersom nettselskapet har offentlege eigarar som har fleire målsetjingar, slik som å halde oppe lokal sysselsetjing og å leggje til rette for næringsverksemd lokalt. Med reguleringa som er i dag må eigarane ta omsyn til at slike forhold kan trekkje i ulike retningar. Unødvendig høg nettleige kan til dømes gjere det mindre attraktivt å leggje ny næringsverksemd til området og svekkje økonomien i eksisterande næringsverksemd, noko som kan verke negativt for sysselsetjinga over tid. På den andre sida kan det å redusere kostnadene i nettselskapet innebere færre tilsette i denne verksemda.

Sjølv om eigaren av eit nettselskap får redusert avkastning som følgje av kostnadsauke, vil det ved tariffutjamning for nokon nettselskap ikkje vere same fokuset på å halde kostnadane lave. Dette fordi delar av kostnadene blir betalte av andre enn nettselskapet sine kundar, samtidig som dei auka kostnadene kan medverke til auka aktivitet lokalt, gjennom auka sysselsetjing i nettverksemda og ved at nettselskapet kan gjere disposisjonar som gir nytte for noverande eller framtidige kundar. Ved utjamning av tariffar kan det vere rasjonelt at nettselskapet dimensjonerer nettet slik at det blir lagt til rette for seinare ekspansjon i etterspørselen etter nettkapasitet utan at anleggsbidrag blir utløyst.

Reguleringa i dag er i stor grad basert på at nettselskapet og selskapet sine eigarar tek avgjersler lokalt, og at desse avgjerslene så langt som mogleg medverkar til effektive løysingar for samfunnet samla sett. At nettselskapet sjølv er ansvarleg for å dekkje kostnadene sine gjennom nettleige og anleggsbidrag frå kundane utgjer eit vesentleg element i den desentraliserte avgjerdsstrukturen. NVE trur at dersom det blir innført ei ordning med tariffutjamning som i vesentleg grad svekkjer dette forholdet, kan det bli behov for å vurdere endringar i reguleringa for å prøve å kompensere for denne verknaden og ta vare på omsynet til kostnadseffektivitet i kraftnettet. Dette er ei svært omfattande og krevjande oppgåve.

NVE er kjent med at enkelte selskap vel å ikkje hente inn heile den tillatne inntekta gjennom tariffane, for å halde dei låge for kundane sine. I 2016 vart 18,4 mill. kroner i mindreinntekt avskrive frå til saman sju nettselskap.

12.5 Konklusjonar frå tidlegare utgreiingar

I 2010 greidde NVE ut full utjamning av kostnadene i distribusjonsnettet gjennom innføring av nasjonale tariffar. Med nasjonale tariffar er meint likt tariffnivå og -struktur for alle like kundar i heile landet. NVE tilrådde ikkje å innføre nasjonale tariffar. Grunngivinga var blant anna at koplinga mellom nettselskapet sine eigne kostnader og nettleiga forsvinn.

I utgreiinga frå 2010 vurderte NVE at ordninga med tilskot til utjamning av overføringstariffen (Utjamningsordninga), som galdt fram til 2017, var ei treffsikker ordning. I utjamningsordninga blir det løyvd pengar over statsbudsjettet til nettselskap med dei høgaste nettkostnadene, slik at tariffane til kundane her kan reduserast.

Eit alternativ til utjamningsordninga er at nettkostnadene blir omfordelte frå uttakskundar i område med låge kostnader til kundar i område med høge kostnader. NVE vurderte at ei slik endring er relativt enkel å administrere, men at dersom det i tillegg skal innførast lik tariffstruktur, krevst det endringar i kontrollforskrifta.

I rapporten «Et bedre organisert strømnett» frå 2014 vurderte ei ekspertgruppe nedsett av Olje- og energidepartementet blant anna meir harmoniserte tariffar. Konklusjonen frå ekspertgruppa var at alle modellane som var foreslåtte hadde svake sider ved seg som gjorde at dei ikkje kunne tilrådast. Rapporten peikte òg på at allment aksepterte prinsipp for tariffering tilseier at tariffar bør variere noko og at dei gir viktige lokaliserings- og prissignal for effektiv drift og utvikling av nettet.

Ekspertgruppa peikte på at også ei utvikling i retning av færre selskap vil gi meir harmoniserte tariffar. Vidare tilrådde ekspertgruppa å behalde utjamningsordninga for kundane i område med dei høgaste nettkostnadene. I utgreiinga frå 2010 vurderte NVE å utvide sentralnettsordninga (tarifferingsordninga for transmisjonsnettet) til også å omfatte regionalnettet. I 2012 arbeidde NVE med å etablere ei slik ordning. Den foreslåtte ordninga vart klaga inn til departementet, og departementet avgjorde i 2013 ikkje å gå vidare med ordninga. Ekspertgruppa frå 2014 vurderte òg ein slik modell og konkluderte med at den har mange av dei same svakheitene som andre modellar for tariffutjamning. Departementet har derfor ikkje bede NVE vurdere ei slik ordning på nytt.

12.6 Tilskot til utjamning av overføringstariffar (utjamningsordninga)

Utjamningsordninga vart innført i 2000 etter at den tidlegare statsstøtteordninga vart avvikla i 1999. Formålet med utjamningsordninga har vore å redusere tariffane for uttakskundane tilknytt distribusjonsnett med høge kostnader. Tilskot under ordninga blir løyvd årleg over statsbudsjettet. Tariffstøtte over statsbudsjettet inneber at ein vik frå prinsippet om at nettet skal vere brukarfinansiert.

Kriteriet for tildeling av tariffstøtte er nettselskapa sin gjennomsnittlege nettkostnad per kWh for uttak i det enkelte selskap sitt leveringsområde. Denne gjennomsnittskostnaden blir rekna ut ved å ta utgangspunkt i nettselskapet si tillatne inntekt og trekkje frå inntekter frå andre enn forbrukskundane i det aktuelle nettet. Deretter blir den gjenverande tillatne inntekta dividert på samla forbruk i kWh i det aktuelle nettområdet. Den tildelte tariffstøtta inngår i berekninga av faktisk inntekt. Dermed vil tariffinntektene frå kundane bli reduserte tilsvarande støttebeløpet. Utjamningsordninga var berre meint som ei støtte til uttakskundane med betydeleg høgare nettleige enn gjennomsnittet.

Med utgangspunkt i det løyvde støttebeløpet vart det berekna ein terskelverdi for nettkostnader som gav grunnlag for støtte. Midlane vart fordelte slik at kvart distribusjonsselskap, som hadde nettkostnad som oversteig terskelverdi, mottok tre firedelar av differansen mellom terskelverdi og den gjennomsnittlege nettkostnaden i selskapet. Kundane i distribusjonsnettet med høgast gjennomsnittleg nettkostnad fekk då den største reduksjonen i tariffen. Dette selskapet vil likevel framleis ha høgast gjennomsnittleg nettkostnad etter at støtta er tildelt. Distribusjonsselskap der støtta vart mindre enn 1 øre/kWh, vart ikkje omfatta av ordninga, då den tariffmessige verknaden blir liten i høve til dei administrative kostnadene.

Ordninga har ikkje hatt som formål å sikre full utjamning av tariffane. Ordninga sitt omfang og utforming gjer at den i mindre grad enn andre ordningar svekkjer nettselskapa sine insentiv til å drive effektivt og halde nettleiga låg.

12.6.1 Verknader av utjamning gjennom tariffstøtte

I perioden 2000 til 2017 har det vore stor variasjon i kor mykje som er løyvd i tilskot til utjamning av tariffane gjennom tariffstøtteordninga. Løyvingane har variert mellom 10 mill. kroner og 120 mill. kroner. Figur 12.3 viser at i perioden 2015–2017 auka gjennomsnittleg tariffstøtte per abonnent, samtidig som løyvinga til tariffstøtte vart redusert. Selv om løyvingane vart reduserte, fekk nettselskapa med høgast nettkostnad ein større del av tariffstøtta. Talet på selskap som mottek støtte aukar for kvar auke i løyvd beløp med unntak av auken frå 100 mill. kroner til 120 mill. kroner. Denne auken inneber ein auke i tariffstøtta per abonnent, men ingen auke i talet på selskap som mottek støtte.

NVE har berekna effekten av ulike støttebeløp på nettkostnadene til dei enkelte selskapa i 2018. NVE har nytta eit datagrunnlag for 2016, som er siste innrapporterte tal frå nettselskapa. Ei løyving på 10 mill. kroner vil gi gjennomsnittleg 854 kroner i støtte per kunde, mens ein med 120 mill. kroner vil oppnå ei gjennomsnittleg støtte på 1 416 kroner per kunde. Berekningar viser at løyvingar over ein viss terskel vil ha avtakande verknad og konsekvensen for tariffnivået for uttakskundane i nettselskapa som mottek støtte vil etter kvart vere svært beskjeden. Auke over eit visst nivå vil i hovudsak medføre at fleire kundar blir omfatta, men tariffverknaden for desse vil vere liten.

NVE har vidare sett at fusjonar mellom nettselskapa har betydeleg verknad på kven som eventuelt vil motta tariffstøtte i framtida, og kan gi store reduksjonar i tariffkostnadene til kundar knytte til nettselskap med høge nettkostnader, då fusjonar i seg sjølve har ein utjamnande verknad på tariffnivå.

12.7 Konklusjon

Det blir ikkje lagt opp til å innføre ei ordning for utjamning av nettariffar. Utjamning av tariffane vil svekkje insentiva til effektiv drift av nettselskapa, fordi koplinga mellom nettselskapet sine kostnader og kundane si nettleige blir svekt, noko som kan føre til auka kostnader for samfunnet i det heile.

Fusjonar har vist seg å ha ein sterkt utjamnande effekt, og er ei ønskt utvikling. Desse strukturendringane medverkar til meir like nettariffar i landet.

13 Energibruksutviklinga i Noreg

Effektiv og klimavennleg bruk av energi medverkar til eit økonomisk og miljømessig berekraftig energisystem, jf. Meld. St 25 (2015–2016) om energipolitikken mot 2030 (energimeldinga). I energimeldinga vart det sett eit ambisiøst mål om 30 prosent betring i energiintensiteten i Fastlands-Noreg i 2030, samanlikna med 2015. Energiintensiteten er eit mål på kor mykje verdiskaping (bruttonasjonalprodukt) vi får ut av den energien vi brukar. Målet gir rom for at økonomien kan vekse i åra som kjem, samtidig som vi har høge effektiviseringsambisjonar.

Regjeringa har lagt opp til å orientere om utviklinga i energiintensiteten i den årlege budsjettproposisjonen. Den første orienteringa vart gitt i budsjettproposisjonen for 2018, med fokus på historisk utvikling i energiintensiteten og gjennomgang av drivarar av energibruk. I år er det følgt opp med ei orientering om status for energibruken.

13.1 Status for sluttbruk av energi

I følgje foreløpige tal frå SSB var innanlands sluttbruk av energi om lag 213 TWh i 2017, noko lågare enn i 2016. Sluttbruk av energi er all energibruk utanom bruk til produksjon av energi i for eksempel kraftverk, olje- og gassutvinning eller fjernvarmeverk.

Energibruken varierer over tid av mange ulike årsaker. Den høgast målte sluttbruken i Noreg er 221 TWh, og det var i 2010 då det var ein svært kald vinter. Til samanlikning medverka låg økonomisk aktivitet og mild temperatur til at sluttbruken av energi var nede i 201,5 TWh i 2009.

I 2017 var industrien sin sluttbruk av energi om lag 73,5 TWh, eller 34,5 prosent av totalt sluttbruk i Noreg. Det var ein auke på 2,4 TWh frå 2016. Auken er jamt fordelt på den kraftintensive industrien og anna industri.

I transportsektoren minska sluttbruken av energi med 2,4 TWh i 2017 og enda på 52 TWh, eller 24 prosent av total sluttbruk. Reduksjonen skjedde i veg- og kysttransport.

Sluttbruk av energi i tenesteytande næring og private hushald var 82 TWh i 2017, eller ca. 39 prosent av samla sluttbruk. Dette forbruket er i stor grad knytt til energibruk i bygg. Jordbruk og fiske stod for resten av sluttbruken av energi, om lag 5,6 TWh, eller 2,5 prosent av samla sluttbruk i landet.

Den reelle veksten i fastlands-BNP var på 1,8 prosent frå 2016 til 2017 og energiintensiteten vart betra med 2 prosent. Samanlikna med 2015 er energiintensiteten betra med 0,4 prosent.

Tabell 13.1 viser nøkkeltal for energibruken i Noreg og nokre viktige faktorar som påverkar utviklinga.

Figur 13.1 viser korleis energibruken fordeler seg på ulike energiprodukt. Elektrisitet, olje og oljeprodukt står for størstedelen av energibruken i Noreg, om lag 83 prosent i 2017. Elektrisiteten sin del har vore stabil over mange år og utgjorde 53 prosent i 2017. Bruken av olje og oljeprodukt har minska dei seinare åra, frå 37 prosent av total sluttbruk i toppåret 2006, til 30 prosent i 2017.

Bioenergi er den tredje største energiberaren, men bruken har variert relativt mykje dei seinare åra. I 2017 var forbruket det høgaste sidan 2010, nær 15 TWh, eller 7 prosent av den samla sluttbruken. Mykje av auken i bruken av biobrensel ser ut til å ha erstatta olje og oljeprodukt i transportsektoren.

Bruk av fjernvarme har gradvis vakse fram dei siste 30 åra, og stod for 5,5 TWh av sluttbruken av energi i 2017. Innanlandsk bruk av naturgass har auka gradvis over ein 20-årsperiode og utgjorde 5,2 TWh i 2017. I tillegg blir det brukt godt over 1 TWh avfall som energi i Noreg, og i industrien blir det brukt nærare 8 TWh kol og kolprodukt.

13.2 Energibruk i industrien

I 2017 utgjorde industrien sin energibruk 73,5 TWh og verdiskapinga var nær 169 mrd. kroner. I gjennomsnitt betyr dette at industrien brukar 0,4 kWh for kvar krone den tilfører økonomien i verdiskaping (energiintensiteten). Figur 12.2 viser industrien si utvikling i verdiskaping, energibruk og energiintensitet tilbake til 2003.

Industrien har tradisjonelt stått for ein stor del av energibruken i Noreg. Sluttbruken har variert mellom om lag 70 og 79 TWh heilt sidan 1990-talet, med unntak av botnåret 2009 då sluttbruken var 63 TWh. Industrien sin del av energibruken var 41 prosent i 1990, og har etter 2010 vore mellom 33 og 34,5 prosent.

Norsk industri består av ca. 20 000 bedrifter innanfor ei rekkje næringar, og sysselset totalt 230 000 personar. Om lag 100 av desse bedriftene driv kraftintensiv verksemd. Kraftintensiv industri omfattar produksjon av papir, metall og kjemisk industri. Desse industriane har hatt ein stabil del på om lag 80 prosent av industrien sin totale energibruk.

I kraftintensiv industri kan energikostnadene utgjere så mykje som 20–30 prosent av dei samla kostnadene. Dette er òg reflektert i energiintensiteten i dei ulike delane av industrien. I 2017 var energiintensiteten i kraftintensiv industri 1,7 kWh per krone bruttoprodukt, mot 0,1 kWh per krone bruttoprodukt i anna industri.

All effektivisering i industrien kan gi høgare verdiskaping og lågare energiintensitet. Dersom effektiviseringa medverkar til å avgrense energibruken kan det gi ein særleg stor verknad på utviklinga i energiintensiteten.

Det er likevel mange andre faktorar som påverkar verdiskaping og energibruk i industrien frå år til år, og dermed energiintensiteten. Variasjonar i prisar på energi og andre produksjonsmiddel, og prisar på sjølve produkta kan påverke lønnsemda. Dermed blir energiintensiteten òg påverka, utan at det nødvendigvis er uttrykk for ei effektivisering.

Norsk industri har over mange år jobba med energieffektivisering i nye og eksisterande produksjonsanlegg. I følgje Enovas prosjektlister (2012–2017) er det gitt 5,11 mrd. kroner i støtte til 1106 store og små prosjekt i industrien. Det samla energiresultatet er estimert til 5,83 TWh.

13.3 Energibruk i bygg

Energibruken i tenesteytande næringar og hushald kan i stor grad koplast til bygningsmassen. I 2017 var energibruken i bygg 82 TWh, og representerte om lag 40 prosent av innanlands sluttbruk av energi. Mellom 50 og 80 prosent av energibruken i bustader er knytt til oppvarming, avhengig av type og alder på bustaden. Energibruken kan variere mykje frå eit år til eit anna avhengig av utetemperatur. I det kalde året 2010 var energibruken i bygg 87 TWh, mens bruken var 79 TWh i 2009 som var eit langt mildare år.

Enova har ei rekkje verkemiddel retta mot energieffektivisering i bygg. Utskiftinga av gamle bygg vil òg medverke til å effektivisere energibruken. Strenge energikrav gjennom byggjeteknisk forskrift (TEK) vil avgrense varmetapet. I 2017 var nybyggmarknaden på 171 mrd. kroner og marknaden for rehabilitering, oppgradering og tilbygg (ROT) av bustader og yrkesbygg var om lag 159 mrd. kroner. Hovuddelen av ROT-marknaden er vedlikehald av eksisterande bygg, og noko av denne verksemda vil medverke til meir energieffektive bygg.

EU er ein pådrivar til å effektivisere apparat og set minimumskrav til energieffektivitet, utslepp, materialbruk og støy, jf. Økodesigndirektivet (2009/125/EC). Dei produkta som ikkje oppfyller desse krava, blir i praksis forbodne å omsetje i EU/EØS. I tillegg til minimumskrav har EU innført ei forordning om energimerking (2010/30/EU). Energimerking skal hjelpe forbrukarar til å velje dei mest energieffektive produkta. EU anslår sjølv at økodesigndirektivet og energimerkeordninga vil medverke til å nå nær halvparten av målet om 20 prosent energieffektivisering i 2020. For 2030 er energiinnsparinga i bygg som følje av økodesign, berekna til 659 TWh elektrisitet og 1 311 TWh i brensle/varme i EU.

SSB har sett nærare på utviklinga i hushald sitt straumforbruk. Energiforbruket per hushald var på rundt 18 000 kWh per år på midten av 1990-talet. Dei siste åra har straumforbruket stabilisert seg på om lag 16 000 kWh per hushald. SSB peiker på høge straumprisar tidleg på 2000-talet, betre isolasjon av bustader, meir effektive elektriske apparat og innføring av strengare krav til nybygg (TEK) som moglege årsaker til nedgangen i straumforbruk i hushald.

13.4 Energibruk i transportsektoren

Transportsektoren omfattar vegtransport, kysttransport, lufttransport og bane. I 2017 vart det brukt om lag 52 TWh energi til transport i Noreg. Dette svarer til ein reduksjon i energibruken på over 4 prosent frå 2016. Energibruken har gått ned i veg- og kysttransport, mens det er små endringar i luft- og banetransport. I kysttransport var nedgangen i energibruken 1,1 TWh frå 2016 til 2017, noko som svarar til ein reduksjon på nesten 12 prosent.

Vegtransport står for den største delen av den totale energibruken til transportformål. Her minska energibruken med 1,4 TWh i 2017 samanlikna med 2016, tilsvarande 3,5 prosent. Dette til trass for at samla køyrelengd auka med 0,9 prosent i same periode. El- og hybridbilar stod for 8 prosent av samla køyrelengd i 2017, ein auke på meir enn 40 prosent. I 2017 var 40 prosent av alle nyregistrerte personbilar elbilar eller ladbare hybridar.

Innføring av eldrivne køyretøy gir betydeleg energieffektiviseringsgevinst fordi verknadsgraden i el-motoren er høg. Dette vil gi reduksjon i den samla energibruken samtidig som bruken av elektrisitet vil auke. Lading av elbilar skjer ofte i tilknyting til bygg og energibruken er ikkje skilt frå anna energibruk i bygningar. Det vil kunne bli lettare å få formålsdelte tal for energibruk ved innføringa av AMS-målarar.

Betre og billigare batterielektriske køyretøy, lettare og billegare batteri og betre infrastruktur for lading har vore viktig for elektrifiseringa av både veg- og kysttransport. Fleire statlege verkemiddel har òg stimulert til elektrifisering i transportsektoren. Enova støttar utbygging av infrastruktur for meir klimavennleg og energieffektiv transport, både langs vegar og i hamner.

14 Olje- og energidepartementets beredskapsarbeid

Olje- og energidepartementet (OED) har det overordna ansvaret for viktige samfunnsfunksjonar og beredskapsområde knytt til kraftforsyninga. OED har ansvar og oppgåver knytt til å førebyggje skade som følgje av brot på dammar, flaum og skred. Departementet har sektoransvar for olje- og gassaktivitetane på kontinentalsokkelen og på land. Arbeids- og sosialdepartementet har regelverks- og tilsynsansvar for HMS og sikring, inkludert beredskap, i petroleumsverksemda. OED har òg ansvar for departementets eigen beredskap og for å vere budd på å ta del i sentral handtering ved nasjonale kriser.

14.1 Forsyningstryggleik for elektrisitet

Eit overordna mål for energi- og vassressursområdet er å leggje til rette for ei effektiv, sikker og miljøvennleg energiforsyning. Målet om ei sikker kraftforsyning dreier seg både om å halde ved lag og betre forsyningstryggleiken, minimere konsekvensane av avbrot og opprette forsyninga igjen på ein effektiv måte. Kraftforsyning er rekna som ein sentral del av Noregs kritiske infrastruktur. Tilgang på elektrisk kraft blir stadig viktigare for å kunne halde ved lag normal aktivitet i samfunnet. Stabil og sikker elektrisitetsforsyning er òg av stor verdi for å sikre kritiske samfunnsfunksjonar i krisesituasjonar, og for å halde ved lag landet si forsvarsevne under beredskap og i krig. Som ein del av arbeidet med samfunnstryggleik og beredskap, gjorde departementet ei vurdering av tilstanden i kraftforsyninga i Prop. 1 S (2017–2018). Vurderinga er framleis gjeldande.

Det operative ansvaret for kraftforsyningsberedskapen er delegert til Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE), som er beredskapsstyresmakt etter energilova kapittel 9. NVE leier Kraftforsyningas beredskapsorganisasjon (KBO), der einingane i kraftforsyninga deltek.

Ved problem over kortare tid med å balansere forbruk og tilgjengeleg forsyning (effektmangel) har Statnett som systemansvarleg fullmakt til å treffe nødvendige tiltak. Forsyningstryggleiken i Noreg er god, men aktørar som er heilt avhengige av ei straumforsyning utan avbrot, må sjølve syte for eigenberedskap gjennom naudstraumaggregat eller andre løysingar. Ved eventuell energimangel har styresmaktene særskilde tiltak for å redusere fare for rasjonering. I ytterste tilfelle kan styresmaktene innføre rasjonering. Slik kraftsystemet no er, er likevel rasjonering lite truleg.

14.2 Forsyningstryggleik for gass

Norsk petroleumsverksemd er viktig for ei påliteleg energiforsyning til Europa. Norsk gass dekkjer om lag 25 prosent av det totale europeiske gassforbruket. Departementet er ansvarleg for å utforme eit ressursforvaltningssystem (rammeverk) som skal syte for ei best mogeleg forvaltning av olje- og gassressursane på norsk sokkel. Rettshavarane er gitt ansvar for utvikling, produksjon og sal av norsk olje og gass. Rammeverket er utforma for å sikre at aktørane har best mogeleg evne til å oppfylle dette.

Det er oljeselskapa og Gassco AS som har det operative ansvaret for leveransetryggleik for gass. Oljeselskapa si evne til å yte leveransetryggleik knyter seg både til enkeltfelt på sokkelen, den samla feltporteføljen til selskapa og evna deira til å sikre seg nedstraums ved kommersielle arrangement, gasslager med meir.

Gassco er som operatør for transport- og behandlingsanlegga for gass på vegner av eigarane i Gassled, underlagt petroleumslovgivinga. Forsyningstryggleik er ein integrert del av drifta deira, og risikostyring og beredskapsarbeid ein naturleg del av operatørrolla. Arbeidet er regulert av lov- og forskriftsverk, avtaler med interessentskapet Gassled og avtaler med skiparane i systemet, og Gassco si koordinerande rolle i leveransane for gass. Gassco er ansvarleg for kvaliteten på transportnettet og utfører inspeksjonar og vedlikehald.

Ved ei hending med konsekvensar for helse, miljø eller tryggleik (HMS) rapporterer operatøren til Petroleumstilsynet. Petroleumstilsynet rapporterer vidare til blant anna Oljedirektoratet.

14.3 Skred og vassdrag

Ansvaret for gjennomføringa av statlege oppgåver knytte til å førebyggje skade som følgje av brot på dammar, flaum og skred, er delegert til NVE.

NVE har ansvar for å sjå til at tiltakshavarar planlegg, byggjer og driv vassdragsanlegg slik at tryggleiken for menneske, miljø og eigedom blir teken vare på, og at det blir utarbeidd beredskapsplanar for å handtere større hendingar. NVE kan gi pålegg til eigar av vassdragsanlegg om å gjennomføre tiltak for å avgrense skadar. NVE kan også sjølv setje i verk tiltak når det er særskilt fare for alvorleg skade.

NVE gir hjelp og rettleier kommunane med å førebyggje skadar frå flaum, erosjon og skred. Oppgåvene inneber å kartleggje og informere om fareområde, gi faglege råd og retningsliner for kommunal arealplanlegging, gi kommunar fagleg og økonomisk hjelp til planlegging og gjennomføring av sikringstiltak, og overvake og varsle flaum og skredfare. I tillegg gir NVE råd til kommunar og politi under beredskaps- og krisesituasjonar.

14.4 Sentral krisehandtering og departementets eigen beredskap

I Instruks for departementenes arbeid med samfunnssikkerhet («samfunnssikkerheitsinstruksen») er det stilt krav til departementa sitt arbeid med samfunnstryggleik og beredskap.

For å medverke til eit godt arbeid med samfunnstryggleik og beredskap, i både førebygging og handtering, skal departementet gjennom godt eigna beredskapsplanverk, robust organisering og hyppige og relevante øvingar, vere førebudd på å:

• møte alle typar kriser i eigen sektor effektivt og profesjonelt

• yte bistand til andre departement når det trengst

• ta rolla som leiardepartement

OEDs planverk for krisehandtering skal dekkje ulike typar kriser som OED kan bli involvert i både i sektor og ved kriser som gjeld departementet sjølv.

OED gjennomfører og planlegg for relevante beredskapsøvingar. Departementet vil føre vidare dette arbeidet i 2019.

15 Utgreiing om likestilling og oppfølging av IA-avtala

Likestillingslova pålegg offentlege styresmakter skjerpa aktivitetsplikt for å fremje likestilling mellom kjønna på alle samfunnsområde. Olje- og energidepartementet har tidlegare gått gjennom alle budsjettområda i departementet, og utført ei vurdering av likestillinga innanfor departementet sine budsjettområde. Departementet har ikkje funne løyvingar som eignar seg for spesielle kjønns- og likestillingsanalysar.

Olje- og energidepartementet

Likestillingsperspektivet er forankra i personalpolitikk, lønnspolitikk og tilpassingsavtale. Arbeidet for likestilling er ein integrert del av verksemda.

• Den enkelte leiaren i departementet skal medverke til at kvinner og menn får likeverdige arbeidsoppgåver og høve til fagleg og personleg utvikling i departementet.

• Kompetansegivande oppgåver og tiltak skal fordelast slik at det medverkar til likestilling mellom kvinner og menn.

• Departementet skal ha ein lønnspolitikk som medverkar til å fjerne eventuelle kjønnsrelaterte lønnsforskjellar på alle nivå.

• Omsynet til likestilling skal vere eitt av kriteria som blir lagt til grunn ved rekruttering til ledige stillingar.

• Årleg personalstatistikk skal gi oversikt over aktuelle likestillingsrelaterte spørsmål i departementet.

Oljedirektoratet

Likestillingsperspektivet er forankra i personalpolitikk, lønnspolitikk og tilpassingsavtale. Arbeidet for likestilling er ein integrert del av verksemda.

• Rekruttering: Det skal rettast merksemd mot å halde ved lag ei jamn fordeling mellom kvinner og menn ved rekruttering til OD. Det skal rettast merksemd mot søkjarar med annan etnisk bakgrunn og kandidatar med nedsett funksjonsevne.

• Forfremjing: Etatsleiar skal oppmode kvinner til å melde si interesse for direktørfunksjonar.

• Utvikling: Leiinga skal ha fokus på den einskilde sin faglege utviklingsplan ved bemanning av lag. Leiinga skal i aktuelle tilfelle oppmode kandidatar til å melde interessa si for å gå inn i aktuelle lag i tråd med den faglege utviklingsplanen. Leiinga og fagkoordinatorar skal fokusere likestillingsaspektet ved bruk av opplæringsmidlar. Leiinga har temaet likestilling som årleg fokus.

• Lønn og arbeidstilhøve: Leiinga skal ha fokus på å finne årsaker til dokumenterte lønnsforskjellar mellom kvinne/mann med tanke på å justere lønnsnivået der det finst grunnlag for å gjere det.

• Trakassering og vern: Det blir gjennomført jamlege arbeidsmiljøundersøkingar og medarbeidarsamtalar der dette kan takast opp.

Noregs vassdrags- og energidirektorat

Noregs vassdrags- og energidirektorats (NVE) arbeid med likestilling og mangfald er forankra i NVEs interne regelverk. NVE har eit mål om å ha eit arbeidsmiljø som sikrar at NVE held på dei beste tilsette uavhengig av kjønn, etnisk bakgrunn, religion, funksjonsevne, seksuell orientering eller alder.

NVE har tiltak for å sikre likestilling og hindre diskriminering, mellom anna innanfor rekruttering og lønns- og arbeidsforhold. Leiarar får rettleiing av HR-eininga i arbeidet for likestilling og mot diskriminering.

15.1 Status i departementet og underliggjande etatar

Det er i tabellane nedanfor presentert ein kjønnsdelt statistikk på sentrale personalområde.

15.2 Vurdering og utgreiing av likestillingstiltak på grunnlag av kjønn, etnisk bakgrunn, religion og nedsett funksjonsevne

15.2.1 Olje- og energidepartementet

Rekruttering

Målsetjinga er å halde ved lag kjønnsbalansen, og rekruttere fleire kvalifiserte kandidatar med innvandrarbakgrunn og med nedsett funksjonsevne.

Resultatet er at departementet held ved lag ein god kjønnsbalanse, men opplever for få fagleg kvalifiserte søkjarar med innvandrarbakgrunn eller nedsett funksjonsevne.

Lønns- og arbeidsvilkår

Målsetjinga er å sikre ei kjønnsnøytral lønn og lik lønn for same arbeid eller arbeid av lik verdi.

Lønnsstatistikken syner at menn har høgare snittløn enn kvinner. Årsakene er samansette, men alderssamansetjing og ansiennitet er noko av forklaringa.

Tiltak for å sikre likeløn er nedfelte i departementets personalpolitikk, lønnspolitikk og tilpassingsavtale. Det blir gjort likelønnsvurderingar før dei årlege lokale lønnsforhandlingane baserte på kjønnsdelt lønnsstatistikk.

Forfremjing

Målsetjinga er å få ei kjønnsfordeling på leiarnivå meir i tråd med kjønnsfordelinga i departementet.

Personalstatistikken syner at departementet har få kvinner som avdelingsdirektørar, men har ein god balanse for underdirektørar.

Likestillingstillitsvalt får høve til å uttale seg i alle tilsetjingssaker og i den årlege personalstatistikken om situasjonen i departementet når det gjeld likestillingsspørsmål.

Høve til utvikling

Målsetjinga er å sikre ei god fagleg og personleg utvikling for alle tilsette.

Den enkelte leiar har hovudansvaret for at tilsette får nødvendig kompetanse for å utføre arbeidsoppgåver på ein tilfredsstillande måte. Den årlege medarbeidarsamtala er ein viktig arena for drøfting av kompetansehevande tiltak.

Leiarar på alle nivå har eit særleg ansvar for å fremje medarbeidarane si faglege og personlege utvikling. Den faglege og personlege kompetansen til kvar enkelt medarbeidar skal vere best mogeleg tilpassa departementet sine mål og oppgåver.

Vern mot trakassering

Arbeidsmiljøundersøking og medarbeidarsamtaler blir gjennomførte. Departementet har eigne varslingsrutinar i medhald av Arbeidsmiljølova, og følgjer lov- og avtaleverk knytt til verneombod, helseteneste o.a.

15.2.2 Oljedirektoratet

Rekruttering

Oljedirektoratet (OD) skal ha fokus på å halde ved lag ei jamn fordeling mellom kvinner og menn ved rekruttering til OD. Det skal rettast merksemd mot søkjarar med annan etnisk bakgrunn og kandidatar med nedsett funksjonsevne.

Målsetjinga er å motverke at det oppstår eller blir ført vidare utilsikta mønster ved rekrutteringsprosessar.

Det er ingen funn no når det gjeld likestilling som tilseier spesielle tiltak knytte til rekruttering.

Det er ikkje rekruttert inn ny fast kompetanse med annan etnisk bakgrunn eller med redusert funksjonsevne i 2017.

Lønns- og arbeidsvilkår

Leiinga skal ha fokus på å finne årsaker til dokumenterte lønnsskilnader mellom kjønna med tanke på å justere lønnsnivået der det er grunnlag for det. Dette har vore fokus ved lokale lønnsoppgjer dei siste åra.

I OD tente menn 11 prosentpoeng meir enn kvinner ved utgangen av 2017, det same som i 2016. Tendensen er at avstanden har minka noko dei seinare år. Målsetjinga er å sikre ei kjønnsnøytral lønn i OD, jf. utdanning, kvalifikasjonar, alder, ansvar, oppgåver og avtalte kriterium.

Forfremjing

Etatsleiar skal oppmode kvinner til å melde si interesse for direktørfunksjonar.

Forfremjing er i OD definert som rotasjon til mellombelse leiingsfunksjonar. Vurderingar knytte til eventuelle barrierar for forfremjing er, ut frå OD sine tilhøve, i hovudsak gjort i høve til kjønn. OD hadde per 31. desember 2017 totalt sett fleire kvinner enn menn i direktørfunksjonane.

Høve til utvikling

Leiinga skal ha fokus på den enkelte medarbeidar sin faglege utviklingsplan ved bemanning av lag. Leiinga skal i aktuelle høve oppmode kandidatar til å melde si interesse for å gå inn i aktuelle lag i tråd med den faglege utviklingsplanen. Leiinga og fagkoordinatorar skal fokusere likestillingsaspektet ved bruk av opplæringsmidlar. Vidare har leiinga temaet likestilling som årleg fokus.

Behov for rekruttering av lag blir lyst ledig på intranettet, og ressursstyringa blir konkludert i leiarmøte mellom anna etter råd frå fagkoordinatorar. Den enkelte medarbeidaren sin faglege utviklingsplan inngår som element. For å sikre ei god utvikling for den enkelte, skal OD fokusere på at den enkelte sin faglege utviklingsplan blir teken vare på ved rekruttering av lag.

Målsetjinga er å sikre ei god utvikling for alle.

Vern mot trakassering

Arbeidsmiljøundersøking og medarbeidarsamtalar er tiltak for å avdekkje trakassering og vern mot dette. Denne blir følgt opp med relevante tiltak.

Målsetjinga er å syte for at alle har eit godt arbeidsmiljø.

Arbeidsmiljøundersøking blir gjennomført jamleg, og medarbeidarsamtaler blir gjennomførte årleg.

15.2.3 Noregs vassdrags- og energidirektorat

Rekruttering

Det er eit personalpolitisk mål å spegle samfunnets samansetjing i alder, kjønn og kulturell bakgrunn. NVE er tilknytt avtala om inkluderande arbeidsliv og legg forholda til rette for medarbeidarar med nedsett funksjonsevne.

NVE kunngjer i fleire typar medium, har ei mangfaldserklæring i utlysingsteksten, kallar inn kvalifiserte søkarar frå underrepresenterte grupper til intervju og sikrar likeverdig behandling i intervjua. Vedtak om tilsetting blir gjort av eit tilsettingsråd med representantar frå både leiinga og medarbeidarar (tenestemannsorganisasjonar). NVE legg vekt på å ha ei bevisst haldning om å inkludere menneske med redusert funksjonsnivå. Stillingsannonsar blir lagde ut på jobbforalle.no om stillinga ikkje set spesielle krav til å vere funksjonsfrisk.

Resultatet av tiltaka kan mellom anna målast i ein stadig aukande del kvinner i NVE. Av 25 faste tilsetjingar i 2017 var det 11 kvinner (44 prosent).

NVE er ei verksemd der mange tilsette kjem frå fagmiljø som tidlegare har vore sterkt dominerte av menn. Rekrutteringa frå desse fagmiljøa har av den grunn òg vore dominert av menn. Dei seinare åra har vi sett ei endring, og det er fleire kvinner som har den kompetansen NVE treng.

Det er eit mål i NVE å få fleire kvinnelege leiarar. I dag er det 39 prosent kvinner, ei svært positiv utvikling dei siste åra (14,7 prosent i 2007 og 21 prosent i 2010). Under elles like forhold har NVE prioritert kvinner til ledige leiarstillingar.

Lønns- og arbeidsvilkår

Kvinner og menn skal ha lik lønn for same arbeid eller arbeid av lik verdi. NVE har ikkje avdekt store lønnsskilnader som følgje av kjønn. Kvinner har same lønns- og stillingsutvikling på bakgrunn av utdanning, erfaring og alder som menn. Målsetjinga er at dette held fram. NVE overvakar derfor likelønnssituasjonen og kartlegg jamleg for å kunne oppdage eventuelle utilsikta lønnsforskjellar.

NVE har digital HMS-handbok, personalhandbok og leiarhandbok. Leiarhandboka skal medverke til å hjelpe og rettleie NVEs leiarar med oppfølginga av sine medarbeidarar. Lett tilgjengeleg og alltid oppdatert informasjon er føreseieleg og trygt. Det medverkar til lik behandling av dei tilsette og synleggjer NVEs personalpolitikk.

NVE utfører jamlege arbeidsmiljøundersøkingar. Det vert lagt vekt på ei god oppfølging av målinga.

Høve til utvikling

NVEs tilsette har alle dei same høva til forfremjing og utvikling, uavhengig av kjønn, etnisitet, funksjonsevne osv. Det er ikkje avdekt noko som tilseier at dette bør utgreiast nærare i NVE.

Tiltak mot trakassering og diskriminering

NVE har ei klar haldning mot trakassering og diskriminering. NVE sine retningslinjer mot trakassering og diskriminering er forankra i personalpolitiske retningslinjer, etiske retningslinjer, lønnspolitikken og i instruks for IKT-tryggleik. NVE gjennomfører kurs for alle leiarar, verneombod og tillitsvalde i førebygging og handtering av konfliktar.

15.3 Oppfølging av IA-avtala

Olje- og energidepartementet

Olje- og energidepartementet har utarbeidd ein handlingsplan for arbeid med eit meir inkluderande arbeidsliv 2014–2018. Det er sett delmål for sjukefråvær (ikkje overstige 4 prosent), for arbeidstakarar med redusert funksjonsevne og for å få arbeidstakarar til å bli lengre i jobben.

Samla sjukefråvær er på 4,1 prosent i 2017 samanlikna med 3,7 prosent i 2016.

Oljedirektoratet

Samla sjukefråvær i OD for 2017 var på 3,6 prosent. Det er fokus både på førebygging og god oppfølging ved sjukdom.

Målet om å motivere seniormedarbeidarar til å utsetje tidspunktet for pensjon er vanskeleg å måle. Det skal vere god dialog med medarbeidarar som nærmar seg ein alder der dei kan velje å gå av med pensjon, anten ved AFP eller alderspensjon, for å avklare motivasjon og eventuelle individuelle tiltak. Vi har elles gode kollektive ordningar i staten med ekstra ferie og seniordagar. OD har òg tilbod om økonomisk rådgiving og pensjonsførebuande kurs. I 2017 var gjennomsnittsalderen for pensjonering 66,3 år.

Det er ikkje rekruttert medarbeidarar med nedsett funksjonsevne til faste stillingar eller til praksisplassar via NAV i 2017. OD har som mål å ta godt vare på medarbeidarar med nedsett funksjonsevne for å hindre fråfall.

I tillegg til dei tre måla i den sentrale IA-avtala har OD eit punkt om arbeidstrening via NAV. I 2017 hadde OD fem på slik arbeidstrening via NAV.

Noregs vassdrags- og energidirektorat

IA-utvalet er avvikla i NVE. Det blir rapportert direkte til AMU. I tillegg blir det årleg halde to IA-møte med leiinga og tenestemannsorganisasjonane. Leiaren og HR-eininga sitt oppfølgingsansvar er tydeleggjort og blir betre følgt opp, mellom anna gjennom betre verktøy.

Det er eit personalpolitisk mål at alle tilsette i NVE skal få tilbod om ein arbeidsplass som er tilpassa slik at dei kan gjere ein god jobb.

NVE er ei IA-verksemd og vil leggje forholda til rette for medarbeidarar med nedsett funksjonsevne. NVE har moderne lokale som er lagt til rette for rørslehemma. I handlingsplanen for IA-arbeid i NVE 2014–2017 er eitt av måla å bidra til at menneske med utfordringar i arbeidslivet får høve til reell arbeidspraksis, med tanke på at dei skal ut i eller tilbake i ordinært arbeid. NVE legg vekt på å ha ei bevisst haldning til å inkludere menneske med nedsett funksjonsevne.

NVE vil halde fram å følgje opp den tilsette ved sjukefråvær, spesielt ved langtidsfråvær, og vere særs merksam på arbeidsmengda i avdelingane. Førebyggje, leggje til rette og følgje opp fråvær er tiltak i handlingsplanen for IA-arbeid i NVE.

Dei siste åra har NVE hatt særleg merksemd på førebygging av sjukefråvær, mellom anna ved ergonomisk vurdering av arbeidsplassen for å hindre belastingsplager. I tillegg tilbyr vi oppfølging med mellom anna coach, psykolog og psykomotorisk fysioterapeut, både i oppfølginga av sjukefråvær og som eit førebyggande tiltak. Tilbodet vart gitt i regi av bedriftshelsetenesta vår.

Sjukefråværet i NVE er stabilt lågt. Det totale sjukefråværet i 2017 var på 3,69 prosent.

16 Tilsetjingsvilkår for leiarar i heileigde statlege føretak under Olje- og energidepartementet

16.1 Gassnova SF

Administrerande direktør Trude Sundset hadde ein lønn på 2 147 591 kroner i 2017. I tillegg fekk ho 117 572 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 216 295 kroner.

Administrerande direktør si pensjonsordning er basert på Statens pensjonskasses til ei kvar tid gjeldande reglar for pensjonsalder og aldersgrense, og samla kompensasjonsgrad skal ikkje overstige 66 prosent av lønna, og då avgrensa til 12 G.

Administrerande direktør har krav på etterlønn i seks månader utover oppseiingstida på seks månader dersom styret vedtek å avslutte arbeidsavtala. Ved eventuell tilsetjing i ny stilling skal etterlønna reduserast tilsvarande.

16.2 Statnett SF

Konsernsjef Auke Lont hadde ein lønn på 2 965 666 kroner i 2017. I tillegg fekk han 183 234 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 2 152 461 kroner.

Pensjonsalder er 65 år for konsernsjef og pensjonen utgjer 66 prosent av pensjonsgrunnlaget.

Konsernsjef har krav på etterlønn i tolv månader utover oppseiingstida på seks månader dersom styret vedtek å avslutte arbeidsavtala.

16.3 Petoro AS

Administrerande direktør Grethe K. Moen hadde ein lønn på 3 291 000 kroner i 2017. I tillegg fekk ho 383 000 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 2 113 000 kroner.

Pensjonsalder til administrerande direktør er 67 år. Pensjonsytinga er berekna til om lag 66 prosent av pensjonsgrunnlaget fråtrekt ei berekna yting frå folketrygda.

I medhald av tilsetjingsavtala gjeld ei gjensidig oppseiingstid på seks månader. Det er inngått avtale om etterlønn utover oppseiingstida på tolv månader.

16.4 Gassco AS

Administrerande direktør Frode Leversund hadde ein lønn på 3 105 000 i 2017. I tillegg fekk han 258 000 kroner i bonus og 9 000 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 181 000 kroner.

Administrerande direktør har ei bonusordning som kan gi inntil 10 prosent av fastlønn i bonus dersom avtalte mål blir oppnådde. Administrerande direktør har ein pensjonsalder på 67 år og er medlem av selskapets kollektive, ytelsesbaserte pensjonsordning som gir en pensjon på 66 prosent av pensjonsgrunnlaget etter full opptening på 30 år. Han har ikke pensjonsopptening for lønn over 12 G.

Gjensidig oppseiingstid er seks månader. Han har ikkje avtale om etterlønn.