Del 3
Omtale av særskilde tema

7 Utjamning av tariffane i distribusjonsnetta i Noreg

I 2019 gjorde Reguleringsmyndigheita for energi (RME) på oppdrag frå Olje- og energidepartementet ei utgreiing av verkemiddel og tiltak for utjamning av nettleiga for kundar i distribusjonsnettet. I utgreiinga vurderte RME tiltak og verkemiddel som kan bidra til at kundane i distribusjonsnettet får ei meir lik nettleige og samtidig straumforsyning til lågast mogleg kostnad.

Bakgrunnen for oppdraget er oppmodingsvedtak nr. 84 (2018–2019), der Stortinget ber regjeringa

«utrede hvordan man kan utjevne nettleien for alle forbrukere gjennom et mest mulig effektivt organisert strømnett. Utredningen skal omfatte virkemidler som frimerkeprinsippet, utjevning av ikke-påvirkbare faktorer og for øvrig tiltak som bedrer konkurransen og bidrar til likere priser og en sikker strømforsyning til lavest mulig kostnad for strømkundene. Stortinget ber regjeringen komme tilbake til dette som en egen sak.»

I regjeringsplattforma står det at regjeringa vil

«greie ut og fremje tiltak for å utjamne nettleiga for alle forbrukarar gjennom eit mest mogleg effektivt organisert straumnett».

7.1 Reguleringa av straumnettet

Reguleringa av straumnettet skal bidra til å sikre ei samfunnsmessig rasjonell drift, utnytting og utvikling av nettet. Overføring og distribusjon av straum er eit naturleg monopol, og det er ikkje opna for konkurranse i nettverksemda. For å hindre at nettselskapa utnyttar monopolstillinga, er sektoren underlagd omfattande regulering. Straumnettet er brukarfinansiert, og nettkundane betaler kostnadene knytte til straumnettet gjennom tariffane. Reguleringa gir nettselskapa fridom til å velje kva tiltak som skal settast i verk i nettet, og korleis dei vil organisere verksemda si. Den økonomiske reguleringa straffar eigarane av ineffektive nettselskap. I tillegg vil nettselskapa kjenne eit press frå kundane for å halde nettleiga låg. Koplinga mellom kostnadsnivået for nettselskapet og nettleiga kundane må betale, er derfor viktig for å styrke insentivet til å drive effektivt.

RME fastset kvart år ei tillaten inntekt for kvart nettselskap. Denne inntekta avgjer kor mykje eit nettselskap kan hente inn frå kundane gjennom nettleiga. I inntekta inngår ei inntektsramme, eigedomsskatt, kostnader ved uttak frå og innmating til overliggande nett, kostnader til førehandsgodkjende forskings- og utviklingsprosjekt, innbetalte gebyr til Elhub og ei justering for tidsetterslep på investeringar. I tillegg blir kostnader ved avbrot (KILE) trekte frå den tillatne inntekta.

Inntektsramma til nettselskapa er basert på kostnadsgrunnlaget til det enkelte nettselskapet og ei kostnadsnorm. Kostnadsgrunnlaget er basert på dei faktiske kostnadene nettselskapet har hatt to år tilbake i tid. I utrekninga av inntektsramma blir denne andelen tillagd ei vekt på 40 prosent. Kostnadsnorma, som blir utrekna av RME, viser kva kostnadene til det aktuelle nettselskapet burde ha vore om nettselskapet hadde hatt ei gjennomsnittleg effektiv drift, utvikling og utnytting av sitt eige nett. I inntektsramma blir denne andelen vekta 60 prosent.

Frå 2023 vil normandelen bli auka til 70 prosent; kostnadsgrunnlaget vil dermed vere 30 prosent. Formålet med endringa er å styrke insentiva til kostnadseffektivitet hos nettselskapa gjennom at dei i større grad vil måtte ta den økonomiske konsekvensen av sine eigne val.

7.2 Utvikling i nettstruktur

I perioden 2010–2019 er talet på nettselskap redusert frå 156 til 115. Av dei 115 selskapa var det 63 selskap som hadde færre enn 10 000 abonnentar, 25 selskap som hadde mellom 10 000 og 30 000 abonnentar, åtte selskap som hadde mellom 30 000 og 100 000 abonnentar, og seks selskap som hadde fleire enn 100 000 abonnentar. 13 av dei 115 selskapa eigde hovudsakleg regional- eller transmisjonsnett og hadde ikkje abonnentar i distribusjonsnettet. Årsaka til reduksjonen i talet på nettselskap er i stor grad at mindre selskap eller selskap med mindre nettverksemd (nettselskap med kraftproduksjon og/eller kraftomsetning), selskap utan distribusjonsnett eller selskap med ei anna hovudnæring enn nettverksemd er blitt fusjonerte med større, nærliggande nettselskap.

7.3 Utvikling i nettleiga

Nettkundane betaler nettleige til sitt lokale nettselskap for overføring av straum. Nettleiga skal bidra til å dekke kostnader som oppstår i det nettnivået dei er knytte til, og kostnader til overliggande nett. Nettleiga til hushald har dei siste 25 åra vore relativt stabil og hovudsakleg følgt normal prisstiging. Auken i elavgift og meirverdiavgift har likevel ført til ein viss auke i gjennomsnittleg nettleige per kWh i perioden. Figur 7.2 viser utviklinga i gjennomsnittleg nettleige i nominelle og reelle prisar frå 1993 og fram til i dag, med og utan elavgift og meirverdiavgift.

Nettselskapa er inne i ein periode med store investeringar, og det er venta at nettleiga kan auke noko meir enn normal prisutvikling i åra som kjem. I NVE Rapport 2018:103 ventar NVE investeringar i bransjen for om lag 135 mrd. kroner i perioden 2018–2027. Av dei utgjer transmisjonsnettinvesteringar 61 mrd. kroner og investeringar i lågspent og høgspent distribusjonsnett høvesvis 16 mrd. kroner og 34 mrd. kroner. I regionalnettet er det venta investeringar for om lag 19 mrd. kroner, og investeringar i AMS er venta å utgjere 4 mrd. kroner.

7.4 Forskjell i nettkostnader mellom nettselskapa

Det er fleire forhold som forklarer forskjellen i nettleige mellom ulike nettselskap. Ein viktig faktor er forskjellar i nettkostnadene til selskapa og dermed forskjellar i inntektsramma (fastsett av RME) og grunnlaget for fastsetting av nettleige. Inntektsramma til selskapa er påverka av mellom anna naturgitte forhold som klima, topografi og alder på nettet og av effektiviteten til selskapa. Regelverket gir selskapa ein viss fridom i tariffutforminga, og det er variasjonar imellom selskapa når det gjeld tariffstruktur. For eksempel kan nettselskapa velje ulik fordeling mellom nærings-, fritidsbustads- 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 rekna ut ved å dividere dei fastsette inntektene til nettselskapet frå sluttbrukarane i distribusjonsnettet med den leverte mengda i kWh til dei same sluttbrukarane.

Nettkostnaden inkluderer ikkje meirverdiavgift og elavgift. Hushald og offentleg forvaltning i Troms og Finnmark og kommunane Karlsøy, Kvænangen, Kåfjord, Lyngen, Nordreisa, Skjervøy og Storfjord i Nord-Troms er fritatt for elavgift. Elektrisk kraft til hushaldsbruk1 i Nordland, Troms og Finnmark er fritatt for meirverdiavgift. RME har berekna at nettkundane i Nordland, Troms og Finnmark får ei betydeleg redusert nettleige i form av avgiftslette. Basert på data for 2018 utgjorde dette over 900 mill. kroner. Det utgjer ein reduksjon i nettleiga på mellom 5,47 øre/kWh til 25,32 øre/kWh.

7.5 Utgreiinga frå RME

Utjamningsordningane som RME vurderte i utgreiinga si, kan delast inn i to hovudkategoriar: tilskot til reduksjon av høg nettleige og utjamning av nettleige for alle nettkundar. Ei tilskotsordning reduserer kostnadene for kundane med høgast nettleige gjennom løyvingar til nettselskapa med høgast nettleige. Det gjer at nettleiga blir meir lik som følge av at kundane som har høgast nettleige, får redusert nettleiga. Kor mykje meir lik nettleiga blir, er avhengig av beløpa som blir løyvde, og kriteria som ligg til grunn for løyvinga. Ordninga kan finansierast over statsbudsjettet eller gjennom ei avgift for brukarane av nettet. RME meiner at insentiva til kostnadseffektivitet og effektiv organisering hos det enkelte nettselskapet i all hovudsak kan takast vare på i ei slik ordning. Insentiva vil svekkast for dei selskapa som får støtte, medan dei er uendra for dei som ikkje får støtte. Dette er ei kjend ordning for både myndigheiter og nettselskap, og ordninga har låge administrative kostnader. Vurderinga til RME er at dersom det er ønskeleg å innføre ei utjamningsordning, er det tunge argument for å gjere det ved tilskot som reduserer nettleiga for dei kundane som har høgast nettleige. Det er forholdsvis få kundar som har ei nettleige som er vesentleg høgare enn landsgjennomsnittet, og RME meiner at verkemiddelbruken bør tilpassast omfanget av problemet.

RME vurderte to forslag som utjamnar nettleiga for alle: frimerkemodellen og distriktsenergimodellen/effektivitetsmodellen. I frimerkemodellen blir det fastsett ei felles nasjonal nettleige som inneber at like kundar over heile landet betaler lik nettleige. Ved frimerkemodellen må nettleigestrukturen fastsettast sentralt, det vil seie at det er myndigheitene som avgjer kor mykje av nettleiga som skal hentast inn gjennom energiledd, fastledd og effektledd, for alle kundegrupper. Modellen inneber at alle kostnadene i distribusjonsnettet blir jamna ut, og det vil da ikkje lenger vere nokon direkte samanheng mellom kostnadene i straumnettet hos det lokale nettselskapet og nettleiga kunden betaler.

I distriktsenergimodellen blir det tatt utgangspunkt i ei nasjonal nettleige, men det blir justert for den målte effektiviteten hos nettselskapa i analysane knytte til utmålinga av inntektsramma. I praksis inneber det at kundane til eit gjennomsnittleg effektivt nettselskap betaler ei nettleige som er lik landsgjennomsnittet, medan kundane til eit mindre effektivt selskap betaler ei høgare nettleige enn gjennomsnittet. Tilsvarande vil kundane til eit selskap som er meir effektivt enn gjennomsnittet, betale ei lågare nettleige. Forslaget legg vidare opp til at nettselskapa fastset sin eigen nettleigestruktur ut frå lokale forhold, og at ikkje alle kostnadene i straumnettet blir jamna ut. Dette er mindre kostnader knytte til mellom anna eigedomsskatt og til forsking og utvikling.

RME vurderer det slik at begge modellane for utjamning av nettleige for alle heilt eller delvis vil fjerne den sjølvregulerande mekanismen som koplinga mellom kostnadene til nettselskapet og nettleiga til kundane inneber. Dette vil svekke insentivet for nettselskapet til å sette inn tiltak for å spare kostnader eller unngå kostnadsauke og til å sørge for straumforsyning til lågast mogleg kostnad for nettkundane. Den negative verknaden vil vere mindre ved distriktsenergimodellen enn ved frimerkemodellen, da den målte effektiviteten til nettselskapa blir reflektert i nettleiga. Det er òg knytt høgare administrative kostnader til desse ordningane enn til ei tilskotsordning, og det vil vere nødvendig å etablere system for overføring av inntekt mellom nettselskapa.

7.6 Andre tiltak

7.6.1 Samanhengen mellom tariffar i distribusjonsnettet og fordelinga av innmatingstariff frå produksjon

Nettet i Noreg er delt inn i tre nettnivå: transmisjonsnett, regionalnett og distribusjonsnett. Både regionalnettet og distribusjonsnettet er ifølge EU-regelverket distribusjonsnett. Transmisjonsnettet er eigd og blir drive av Statnett. Større produksjonsanlegg blir knytte til transmisjons- eller regionalnettet, medan mindre produksjonsanlegg blir knytte til regional- eller distribusjonsnettet. Store forbrukarar, som kraftintensiv industri eller petroleumsverksemd, blir vanlegvis kopla til transmisjons- eller regionalnettet, medan forbruk til hushald, tenesteyting og småindustri er kopla til distribusjonsnettet. Nettleiga skal gi nettselskapa inntekter innanfor ei tildelt inntektsramme for å dekke kostnader i eige og overliggande nett.

Innmatingstariffen er tariffen produsentane må betale for å mate kraft inn på nettet. Produsentane betaler det same fastleddet, uavhengig av nettnivået krafta blir mata inn på. I 2020 er innmatingstariffen sett til 1,21 øre/kWh, der 0,05 øre/kWh knyter seg til systemdriftskostnader.

I transmisjons- og distribusjonsnettet blir inntektene frå innmatingstariffen igjen i eige nett. I regionalnettet betaler produsentane innmatingstariff til regionalnettselskapet dei er knytte til, men inntektene blir førte vidare til Statnett som ein kostnad til overliggande nett. Inntekta frå produksjon i regionalnettet bidrar derfor til å dekke kostnader i transmisjonsnettet.

I samband med utgreiinga frå RME har fleire aktørar trekt fram at regionalnettselskapa bør behalde inntektene frå innmating av produksjon i regionalnettet for å dekke kostnader i regionalnettet. I utgreiinga vurderte derfor RME om endringar i fordelinga av innmatingstariffen frå produksjon kunne bidra til meir lik nettleige.

RME konkluderte med at å endre regelverket for fordeling av innmatingstariffen er eit lite treffsikkert verkemiddel for meir lik nettleige. Område med høg nettleige får ikkje nødvendigvis lågare tariffar. RME fann ingen samanheng mellom om nettleiga går opp eller ned, og kor høg nettleiga var i utgangspunktet.

Dersom innmatingstariffen skal gå til å dekke kostnadene i regionalnettselskapa, vil det for det første gi auka inntekter til regionalnettselskap med tilknytt produksjon, noko som mellom anna vil gi lågare nettleige for uttakskundar i underliggande distribusjonsnett.

For det andre vil det føre til reduserte inntekter for transmisjonsnettet. Desse inntektene må dermed dekkast gjennom ein auke i tariffsatsen for mellom anna uttak av kraft til underliggande nett. For forbruk i distribusjonsnettet gir dette større kostnader til overliggande nett og høgare nettleige.

RME fann i si utgreiing at utfallet kan gi både høgare og lågare nettleige for distribusjonsnetta. Totaleffekten vil vere avhengig av kor mykje produksjon det enkelte regionalnettselskapet har tilknytt i sitt nett.

I etterkant av utgreiinga har RME gjennomført tilleggsutrekningar som illustrerer den generelle effekten av ei praksisendring. For å kunne gjere desse utrekningane har RME mellom anna lagt til grunn kvar enkelte aktørar er knytte til nettet. Derfor er ikkje effekten for enkelte distribusjonsnettselskap nødvendigvis eksakte estimat, men RME slår likevel fast at trenden er rimeleg sikker.

Figur 7.4 viser at ei endring i fordelinga av innmatingstariffen ikkje vil gi utjamning av nettleiga i distribusjonsnettet. Figuren samanliknar nettleiga i distribusjonsnetta før og etter ei endring. X-aksen viser distribusjonsnettselskap, og y-aksen viser nettkostnad målt i øre/kWh. Den blå linja er nettleiga i distribusjonsnettet før endringa, og den oransje linja er nettleiga i det same distribusjonsnettet etter endringa. Det er ikkje nokon samanheng mellom endringa og kor høge tariffane var før. Område med høg nettleige vil derfor ikkje nødvendigvis få lågare tariffar. Resultata frå tilleggsutrekningane viser at dei fleste distribusjonsnetta får ei endring i nettleiga på under 1 øre/kWh. Det gjeld både for dei med auka og for dei med reduserte kostnader.

Figuren viser at det ikkje er nokon samanheng mellom endring i fordelinga av innmatingstariffen og kva nettselskap som har høge eller låge tariffar. Enkelte av distribusjonsnettselskapa som allereie har høge nettkostnader, ville fått litt større kostnader ved ei endring i fordelinga av innmatingstariffen.

Dersom Statnett ikkje kan bruke inntektene frå innmata produksjon som grunnlag for transmisjonsnettstariffen, vil alle uttakskundar som er knytte til transmisjonsnettet, mellom anna fleire av storforbrukarane i Noreg, få ein auke i nettleiga på om lag 20 prosent (2018-tal). Totaleffekten for storforbrukarane som er knytte til regionalnettet, vil vere avhengig av kor stor kraftproduksjon kvart enkelt regionalnettselskap har tilknytt i sitt nett.

7.6.2 Utjamning av ikkje-påverkbare kostnader

Det er fleire årsaker til at nivået på nettleiga varierer mellom nettselskapa. Enkelte av årsakene lar seg ikkje påverke av nettselskapa, og fleire har spelt inn at ein bør jamne ut dei ikkje-påverkbare kostnadene. RME vurderer at det vil vere krevjande å etablere eit tydeleg skilje mellom påverkbare og ikkje-påverkbare kostnader. For eksempel kan det vere kostnader som nettselskapet ikkje kan påverke sjølv, men som eigarane av nettselskapet kan påverke. Eigedomsskatt er eit eksempel på ein slik kostnad.

Vidare vil det vere krevjande å utforme modellar for utjamning av ikkje-påverkbare kostnader på ein god og objektiv måte. Det er mellom anna fordi ein vil måtte lage ein modell som fangar opp ulike rammevilkår i ein slik grad at ein kan utjamne kostnader med utgangspunkt i han. I tillegg er det utfordrande å få eit godt nok datagrunnlag om historiske val knytte til drift og investeringar i straumnettet. På bakgrunn av dette meiner RME at det vil vere utfordrande å etablere ein modell som gir eit nøytralt bilete av kostnadsdrivarane i nettet.

7.6.3 Tiltak i reguleringa og betydninga av effektiv organisering

I utgreiinga til RME såg dei òg på tiltak som kan settast i verk i reguleringa, og betydninga av effektiv organisering. Ettersom nettselskapa med høg nettleige har låg kundetettleik, vil ei organisering i større einingar i seg sjølv bidra til meir lik nettleige, da nettselskapa får fleire kundar å dele nettleiga på. Organisering i større einingar kan på sikt òg bidra til lågare kostnader gjennom stordriftsfordelar og dermed lågare nettleige.

Vi ser at oppgåvene til nettselskapa blir meir komplekse. Det kjem mellom anna av meir variabel kraftproduksjon, ny teknologi og elektrifisering av nye typar forbruk. Nettselskapa vil på bakgrunn av dette truleg ha behov for større kompetansemiljø for å vere i stand til å handtere framtidige krav til nettverksemda. RME meiner det kan vere aktuelt å stille nye krav i reguleringa for å sikre at nettselskapa er i stand til å handtere framtidige krav til nettverksemda.

Vidare vil kravet om selskapsmessig og funksjonelt skilje som trer i kraft frå 2021, gi ei betre organisering av straumnettet. Det legg til rette for strukturendringar med realisering av stordriftsfordelar, større effektivitet og lågare nettkostnader.

Utjamning av ikkje-påverkbare kostnader og endringar i innmatingstariffen meiner RME er lite treffsikre tiltak for utjamning av nettleige. Når det gjeld tiltak i reguleringa og betydninga av effektiv organisering, trur RME mellom anna at ei meir effektiv organisering vil vere eit viktig bidrag til å halde kostnadene i nettet så låge som mogleg, og at konsolidering i seg sjølv vil bidra til likare nettleige.

Konklusjonen frå utgreiinga samsvarer med konklusjonane frå tidlegare utgreiingar. I 2010 greidde NVE ut full utjamning av kostnadene i distribusjonsnettet gjennom innføring av nasjonale tariffar. NVE tilrådde da å ikkje innføre nasjonale tariffar, mellom anna grunngitt i at koplinga mellom nettselskapet sine eigne kostnader og nettleiga forsvinn. NVE vurderte det slik at ordninga med tilskot til utjamning var ei treffsikker ordning. I rapporten Et bedre organisert strømnett frå 2014 vurderte ei ekspertgruppe sett ned av Olje- og energidepartementet mellom anna meir harmoniserte tariffar. Konklusjonen deira var at alle modellane som var foreslått, hadde svake sider ved seg som gjorde at dei ikkje kunne tilrådast. Rapporten peikte òg på at allment aksepterte prinsipp for tariffering seier at tariffar bør variere noko, og at dei gir viktige lokaliserings- og prissignal for effektiv drift og utvikling av nettet.

7.7 Tilskot til utjamning av overføringstariffar

Utjamningsordninga blei innført i 2000. Formålet med ordninga har vore å redusere tariffane for uttakskundar knytte til distribusjonsnett med høge kostnader. Tilskot under ordninga er løyvde årleg over statsbudsjettet. Løyvingane har vore på mellom 10 mill. kroner og 120 mill. kroner. I åra 2018, 2019 og 2020 blei det ikkje løyvd pengar til ordninga.

Kriteriet for tildeling av tariffstøtte har vore den gjennomsnittlege nettkostnaden per kWh i leveringsområdet til det enkelte nettselskapet. Denne gjennomsnittskostnaden blir rekna ut ved å ta utgangspunkt i tillaten inntekt og deretter trekke frå inntekter frå andre enn forbrukskundane i det aktuelle nettet. Deretter blir den tillatne inntekta dividert på samla forbruk i kWh i det aktuelle nettområdet. Den tildelte tariffstøtta inngår i utrekninga av faktisk inntekt, dermed vil tariffinntektene frå kundane berre bli reduserte tilsvarande støttebeløpet. Med utgangspunkt i støttebeløpet blir det rekna ut ein terskelverdi for nettkostnader som grunnlag for støtte. Midlane blir fordelte slik at kvart distribusjonsnettselskap med ein nettkostnad som overstig terskelverdien, mottar tre fjerdedelar av differansen mellom terskelverdien og den gjennomsnittlege nettkostnaden i selskapet. Kundane i distribusjonsnettet med høgast gjennomsnittleg nettkostnad har da fått den største reduksjonen. Dette nettselskapet vil likevel framleis ha den høgaste gjennomsnittlege nettkostnaden etter at støtta er tildelt. Nettselskap der støtta har vore mindre enn 1 øre/kWh, har ikkje vore omfatta av ordninga.

Ordninga har ikkje hatt som formål å sikre full utjamning av tariffane. Tariffstøtta over statsbudsjettet inneber at ein vik frå prinsippet om at nettet skal vere brukarfinansiert. Utforminga og omfanget av ordninga har gjort at ho i mindre grad enn ordningar med større grad av utjamning svekker insentiva for nettselskapa til å drive effektivt og halde nettleiga låg.

Det er stor forskjell om ein samanliknar nettleiga til kundar med eller utan avgifter. Hushald og offentleg forvalting har fritak frå elavgift og meirverdiavgift i tiltakssona og i Nord-Noreg, jf. punkt 7.4 ovanfor. Ettersom formålet med ei utjamningsordning er å bidra til ei likare økonomisk byrde for nettkundane, er det hensiktsmessig at utjamninga tek omsyn til kva kundane betalar i elavgift og meirverdiavgift. Regjeringa legg opp til å ta omsyn til elavgifta og meirverdiavgifta i tildelinga av tariffstønad. Dette gjer éin ved å korrigere den justerte tillatne inntekta som inngår i utrekninga av nettkostnaden ved å legge til elavgift og meirverdiavgift.

Næringskundar har frådrag frå inngåande meirverdiavgift og fleire fritak frå elavgifta, medan hushald og offentleg forvalting ikkje har det, dersom ein ser vekk i frå fritaka i tiltakssona og i Nord-Noreg. Eit nettselskap med mange næringskundar ville derfor fått ein relativ låg nettkostnad når avgifter skal reknast med. Eit slikt selskap ville da vore mindre aktuelt for å bli tildelt stønad. I tilskotsordninga vil ein derfor gjere justeringar for å ta omsyn til dette.

7.8 Verknader av utjamning gjennom tariffstønad

RME har gjort utrekningar av effekten av ulike støttebeløp på nettkostnadene til dei enkelte nettselskapa i 2020. I utrekningane har RME nytta eit datagrunnlag for 2018, som er dei siste innrapporterte tala frå nettselskapa.

Ei løyving på 20 mill. kroner vil gi ein gjennomsnittleg reduksjon på i underkant av 4 øre per kWh (vekta gjennomsnitt). Selskapet som mottek mest støtte får ein reduksjon på i overkant av 21 øre per kWh. Figur 7.5 viser at løyvingar over eit visst nivå vil ha minkande verknad, og konsekvensen for tariffane for uttakskundane i nettselskapa vil etter kvart vere beskjeden. Ein auke over eit visst nivå vil i hovudsak føre til at fleire kundar blir omfatta, men tariffverknaden for dei vil vere liten. Det går fram av figur 7.5, der ein ser at eit relativt lite beløp vil kunne ha ein betydeleg utjamnande effekt på nettleiga.

8 Finansieringsordningar for flytande vindkraft

8.1 Innleiing

Vindkraftproduksjon til havs er i sterk vekst. Sidan 2013 har den installerte ytinga, i hovudsak botnfast vindkraft, auka frå 7 gigawatt (GW) til 29 GW i 2019.2 Til samanlikning var den installerte ytinga i norske vasskraftverk 32,7 GW i 2019. Europa er lengst framme i utviklinga av havvindkraft og hadde ved utgangen av 2019 installert om lag 75 prosent av den totale ytinga i verda. Havvindkraft er ein viktig del av løysinga for mange land med ambisiøse klimamål. Det er òg ei næring som er i ferd med å bli global, med sterk vekst i Kina, Asia og Amerika. Flytande vindkraft er ein meir umoden teknologi, med under 66 MW installert yting ved utgangen av 2019, men fleire flytande vindkraftprosjekt er under planlegging i land som Storbritannia, Sør-Korea, Japan, USA, Frankrike, Spania, Italia og Irland, i tillegg til Noreg.

Regjeringa ønsker at norsk leverandørindustri skal ta del i utviklinga og bidra til utvikling av lønnsam fornybar kraftteknologi. Regjeringa ønsker også å legge til rette for kommersiell aktivitet innanfor fornybar energi i norske havområde på lang sikt. Det blei slått fast i havvindstrategien frå 2017.

Vidare beskriv departementet nokre viktige forhold det må takast omsyn til ved utforming av ei støtteordning for flytande vindkraft i Noreg, som at kostnadene ved flytande vindkraft framleis er høge, at det er nødvendig å utvikle teknologien vidare, og at Noreg og Norden har låge kraftprisar og eit stort kraftoverskot. Ei støtteordning må òg vere koordinert med konsesjonsprosessen.

8.2 Teknologistatus

Botnfast vindkraft er utvikla gjennom mange år. Den første turbinen blei sett opp på kysten av Danmark i 1991 og var på 0,48 megawatt (MW). I 2019 blei det bygd anlegg med turbinar på 9,5 MW, og større turbinar er under utvikling. Botnfaste vindturbinar blir forankra inntil 40–60 meter under havoverflata og i fleire tilfelle over 100 km frå land.

Innanfor flytande havvind er det fleire konkurrerande konsept, særleg når det gjeld flyteteknologien. I Frankrike skal det testast ut fire flytande havvindanlegg i full skala og med ulike typar turbinar, flytekonstruksjonar og kablar. Flytande vindturbinar må forankrast til havbotnen, og kablane må tole at anlegga rører på seg. Også Portugal, Spania og Sverige er i gang med prosjekt for å teste ut flytande vindkraft med ulike teknologiar.

Equinor utvikla saman med norsk leverandørindustri Hywind-konseptet frå verdas første flytande vindturbin utanfor Karmøy i 2009 (2,3 MW). Seinare har dei bygd Hywind Scotland (30 MW) i Storbritannia i 2017. Hywind Tampen (88 MW), som skal levere straum til Snorre og Gullfaks, er under planlegging.

Teknologien for flytande vindkraft er i ein foredlingsfase der idear blir prøvde ut i marknaden. I foredlingsfasen er læring viktig, og læring kjem gjennom at det blir bygd og hausta erfaring med fleire prosjekt. Ifølge industrien er det neste steget i utviklinga å teste eit større prosjekt på mellom 200 og 500 MW, jf. mellom anna NHOs rapport Grønne elektriske verdikjeder. NHO ser på utbygging av eit større prosjekt heime som nødvendig for at norske næringar skal kunne ta del i ein sterkt veksande internasjonal marknad. Standardisering og masseproduksjon må til for å få ned kostnadene. Det kan blant anna vere aktuelt å teste monteringa og vedlikehaldet av turbinar på eller nært land. Industrien må sjølv identifisere element som må testast i større skala.

Ei utbygging av havvind i Noreg vil kunne involvere verksemder i mange næringar, som petroleumsnæringa, den maritime næringa, fornybarnæringa og leverandørindustrien.

8.3 Kostnader og lønnsemd

Regjeringa har som politikk at utbygging av fornybar energi i utgangspunktet skal skje på marknaden sine premissar. I kraftmarknaden gir prisen informasjon til aktørar om lønnsemda ved å bygge ny produksjon. Da blir berre bedriftsøkonomisk lønnsam produksjon realisert.

Investeringskostnadene ved Hywind Tampen er rekna ut til å bli 4,8 mrd. kroner, eller 55 mill. kroner per MW, noko som er meir enn fem gonger høgare enn for vindkraft på land. Kostnadene per MW på Hywind Tampen er om lag 20 prosent lågare enn for Hywind Scotland, og Equinor ventar ein kostnadsreduksjon på om lag 30 prosent ved neste utbygging. Basert på dette og andre, usikre faktorar kan kostnaden for ein flytande vindpark på 200 MW bli om lag 7,6 mrd. kroner. Når det òg er tatt omsyn til drift og vedlikehald, vil kraft levert frå eit slikt anlegg koste i underkant av 90 øre per kilowattime (kWh). Til samanlikning har områdeprisane på fastlandet i Noreg variert mellom 17 og 42 øre/kWh i perioden 2017–2019.

På fastlandet i Noreg og Norden er det eit stort kraftoverskot, og denne situasjonen er venta å vare i mange år. NVEs langsiktige kraftmarknadsanalyse for 2019 gir ein kraftpris på mellom 37 og 43 øre/kWh mot 2040.

Om vindkrafta frå flytande installasjonar blir ført til land, vil det også komme kostnader knytte til kablar og eventuelle forsterkingar av kraftnettet på land. Svært store kostnadsreduksjonar må til før flytande vindkraft blir lønnsamt i den norske kraftmarknaden.

Det kan vere samfunnøkonomiske gevinstar ved eit flytande vindkraftprosjekt. Slike gevinstar vil avhenge av at vi lykkast i å skape verdiar av å utvikle ein ny teknologi, og at kostnadene blir reduserte på sikt. I rapporten frå Grøn skattekommisjon (NOU 2015: 15) heiter det at moglegheitene for å oppnå læringseffektar er betre i utvikling av miljøteknologi enn i meir konvensjonelle teknologiar der det har vore utstrekt forskings- og utviklingsaktivitet over mange år. Ei vurdering av samfunnsnytten av utvikling av flytande vindkraft må også sjåast i lys av gevinstane ved å utvikle annan miljøteknologi. Departementet har ikkje gjort ei eigen vurdering av eventuelle samfunnsøkonomiske gevinster ved å byggje større demonstrasjonsanlegg for flytande vindkraft.

For å oppnå samfunnsmessige gevinstar må utvikling av miljøteknologi vere retta mot å få gjennomslag i internasjonale marknader. Det gjeld i særleg grad små land som Noreg, som har ein avgrensa heimemarknad og avgrensa ressursar til teknologiutvikling. Det er svært viktig å delta i internasjonalt forskingssamarbeid, der ein deler og får del i kunnskap.

8.4 Erfaringar med støtteordningar i andre land

I samband med oppmodingsvedtak nr. 825, 4. juni 2018 har departementet sett på internasjonale erfaringar med støtteordningar til botnfast vindkraft i Europa.

Klimamål og ønsket om å vere mindre avhengig av å importere energi har vore ei sterk drivkraft for energieffektivisering og utbygging av fornybar energi. Fleire land ønsker å fase ut kjernekrafta. Vind og sol har vore dei viktigaste fornybare energikjeldene for elektrisitetsproduksjon. Vindkraft til havs har i all hovudsak vore botnfaste anlegg. EU har hatt ei pådrivarrolle i utviklinga, med etablering av konkrete målsettingar og verkemiddel.

Ei støtteordning kan vere basert på rettar, der alle som oppfyller førehandsdefinerte kriterium, får støtte, eller ordninga kan vere søknadsbasert. Støtte kan bli gitt i form av produksjonsstøtte, der utbetalinga er knytt til kWh-produksjon, eller i form av investeringsstøtte. Utmålinga av støttenivået kan vere sett administrativt, eller støtta kan vere konkurransebasert med auksjonar eller elsertifikatsystem. Ordninga kan finansierast over statsbudsjettet eller over straumrekninga. Ambisjonsnivået kan styrast som eit produksjonsmål, gjennom å bestemme støttenivået eller avgrensa budsjett. Mange av desse elementa kan kombinerast på ulike måtar og med ulik verknad for teknologiutviklinga, utviklinga av kraftmarknaden og kostnadene for samfunnet. Finansiering over straumrekninga er normalt knytt til produksjonsstøtteordningar.

Danmark, Tyskland og Storbritannia har hatt den største satsinga på vindkraft til havs og har tidlegare nytta rettsbaserte produksjonsstøtteordningar, utforma på ulike måtar. Med slike ordningar får investorane insentiv til å etablere produksjonsanlegg som gir størst mogleg produksjonsvolum per krone. Dei har fått fram store volum vindkraft til havs. Finansiering over straumrekninga er knytt til produksjonsstøtteordningar.

Danmark og Tyskland har brukt feed-in-støtte, som er ei form for produksjonsstøtte. Anlegga med det høgast moglege produksjonsvolumet per krone kom best ut i denne ordninga. Myndigheitene kunne til ein viss grad styre kostnadene gjennom at dei sette støttenivået administrativt, men støtteordninga gav ikkje kontroll over omfanget av utbygginga og dermed dei samla utgiftene. Begge landa fann det krevjande å finne den støttesatsen som var tilstrekkeleg til å utløyse investeringar utan å overkompensere, da utbyggingskostnadene varierte mykje mellom dei ulike utbyggingsområda og sokk etter kvart som teknologien modnast. Hushaldskundane betaler utgiftene med ordninga over straumrekninga. Danmark og Tyskland har i dag dei høgaste sluttbrukarprisane på straum for hushaldskundar med i underkant av 3 kr/kWh3.

Storbritannia hadde eit elsertifikatsystem frå 2002 til 2017, som også er ei rettsbasert ordning. Støtta blei finansiert av forbrukarane, og støttenivået blei bestemt i marknaden. Ambisjonsnivået blei sett som eit produksjonsmål, men myndigheitene kan ikkje kontrollere nivået på elsertifikatprisen. Med elsertifikat vil den billigaste fornybarteknologien vinne, og ordninga er derfor ikkje eigna til å få fram nye teknologiar. I 2009 var det klart at Storbritannia ikkje låg an til å nå fornybarmåla, og dei måtte ta i bruk dyrare teknologiar. Vindkraft til havs fekk da fleire sertifikat per produsert eining enn landbasert vindkraft. Systemet blei justert fleire gonger og er blitt kritisert for å vere for komplisert.

For å få ned kostnadene har Danmark, Tyskland, Storbritannia og andre europeiske land no gått over til å fastsette støttenivået gjennom ulike former for auksjonar. I auksjonane blir det utlyst bestemte produksjonsvolum i spesifikke område. I både Danmark og Tyskland blir det gjort forundersøkingar i havområda før dei blir utlyste, og systemoperatøren dekker nettkostnadene.

Støtta blir utbetalt som produksjonsstøtte, som er utforma på ulike vis. For nye anlegg i Tyskland blir støtta betalt ut som eit tillegg til marknadsprisen, medan dei tidlegare hadde ein fast støttesats per kWh. Også Danmark tildeler støtta som eit tillegg til kraftprisen. I Storbritannia blir det avtalt «contracts for difference», med ein avtalt pris per produsert kWh. Om marknadsprisen er høgare enn den avtalte prisen, betaler produsentane inn til finansieringsordninga, og om prisen er lågare, får dei utbetalingar.

Med produksjonsstøtteordningar er vindkraftprodusentane sikra inntekt sjølv i periodar med mykje vind, når marknadsprisen oftast er låg eller endatil negativ. Det reduserer risikoen for vindkraftprodusentane, men regulerbar produksjon og forbrukarfleksibilitet vil ikkje vere lønnsamt i slike periodar. Den regulerbare produksjonen er likevel, saman med fleksible forbrukarar, viktig for at marknaden skal vere i balanse i situasjonar med låg vindkraftproduksjon. For at det skal vere lønnsamt å ha produksjonskapasitet eller forbrukarfleksibilitet, som blir brukt i kortare periodar, må kraftprisen vere særleg høg i desse periodane. Dette er sentrale spørsmål i reguleringa av den integrerte marknaden.

Kilde: IEA og OED. Faste 2018-prisar.

Auksjonane skaper konkurranse mellom utbyggarane og har truleg ført til lågare støttenivå. Figur 8.1 viser kostnadene for botnfast vindkraft som har vore igjennom auksjonar sidan 2015. Kostnadene ser ut til å gå ned, men dei ulike anlegga kan ikkje samanliknast utan vidare, da dei blir påverka av avstand til land, havdjupn, vindforhold, om nettilknytinga er omfatta og så vidare.

Auksjonsordningar der ein inviterer til utbyggingar med lågast mogleg pris per kWh, eignar seg godt til å få bygd ut større volum med fornybar kraft. Slike ordningar passar godt for botnfast vindkraft, som no går inn i ein teknologisk meir moden fase. Det har vore eksempel på auksjonar der direkte støtte ikkje har vore involvert.

Utviklinga av botnfast vindkraft har vore prega av eit breitt forskingssamarbeid i Europa. Landa ser ut til å utfylle kvarandre i utbygging og drift av anlegga, med deltakarar frå selskap i mange land i dei enkelte prosjekta.

Flytande vindkraft er mindre moden enn botnfast vindkraft, og vi ser at for eksempel Frankrike supplerer auksjonane med investeringsstøtte. Investeringsstøtte kan rettast inn mot dei mindre modne teknologiane.

8.5 Konsesjonsbehandling

Det er ikkje privat eigedomsrett til havs, slik som på land. Utbyggarar på land vil ofte ha ein avtale med ein grunneigar om bruk av areal før dei søker om konsesjon. Til havs er det staten som avgjer kven som har rett til ulike typar arealbruk. Lov 4. juni 2010 nr. 21 om fornybar energiproduksjon til havs (havenergilova) fastset rammene for utnytting av fornybare energiressursar til havs. Lova fastset at fornybar energiproduksjon til havs utanfor grunnlinjene som hovudregel berre kan skje etter at staten har opna område for søknader om konsesjon.

Ved kongeleg resolusjon 12. juni 2020 blei det opna to område for utbygging av vindkraft til havs, Utsira Nord og Sørlige Nordsjø II. På Sørlige Nordsjø II kan det vere aktuelt med botnfast vindkraft. Utsira Nord er berre eigna for flytande vindkraft. Ifølge industrien kan det vere aktuelt å bygge flytande testanlegg i større skala, men dei vil framleis ikkje vere så store som kommersielle anlegg vil måtte bli.

I havenergilova er det også krav om at utbyggarane må ha konsesjon. Havenergilovforskrifta blei fastsett ved kgl. resolusjon 12. juni 2020 og utfyller havenergilova når det gjeld mellom anna konsesjonsprosessen.

Konsesjonsprosessen startar med at prosjektutviklaren sender ei melding til departementet med forslag til program for prosjektspesifikk konsekvensutgreiing (KU) for ein del av eit opna område. Meldinga blir send på høyring, og departementet kan deretter fastsette eit KU-program. For å unngå fleire ressurskrevjande konsekvensutgreiingar, vil departementet berre fastsette eitt KU-program for eit areal.

Tiltakshavaren har to år på seg til å sende inn konsesjonssøknad etter at KU-programmet er fastsett. Departementet avgjer så om det skal givast konsesjon. Etter at det er gitt konsesjon, må det sendast inn ein detaljplan innan to år. Etter at detaljplanen er godkjend, må anlegget byggast innan tre år.

I høyringa av forslaget til havenergilovforskrift kom det innspel om at det burde vore tydelege kriterium som kunne nyttast ved konkurrerande prosjekt. Slike kriterium var ikkje ein del av forslaget som var på høyring. Departementet vil vurdere å fremme eit forslag om tillegg til forskrifta som gjeld dette.

Dersom det blir aktuelt å støtte flytande vindkraft, må utforminga av støtteordninga sjåast i samanheng med konsesjonssystemet.

8.6 Eksisterande verkemiddel

Noreg har eit godt utvikla verkemiddelapparat som støttar opp under utvikling av ny og klimavennleg teknologi, frå forsking og utvikling (FoU) til kommersialisering. Desse verkemidla er i stor grad teknologinøytrale og innretta slik at dei også omfattar vindkraft til havs.

Innanfor FoU har havvind vore ei prioritert satsing sidan klimaforliket i 2008 og inngår i dag i FoU-strategien Energi21. Noregs forskingsråd har i perioden 2009–2019 tildelt over 500 mill. kroner til forsking på havvind. Desse midlane har utløyst om lag 400 mill. kroner i finansiering frå næringslivet.

I samband med Grøn omstillingspakke blei FoU innanfor fornybar energi styrkt, jf. Prop. 127 S (2019–2020) og Innst. 360 S (2019–2020). Det blei mellom anna løyvd 15 mill. kroner til eit nytt forskingssenter for miljøvennleg teknologi (FME), med vekt på vindkraft til havs.

MetCenteret, som blei etablert i tilknyting til Hywind Demo i 2009, tilbyr infrastruktur for testing av teknologi og tenester for flytande vindturbinar. Senteret jobbar saman med Sustainable Energy Norwegian Catapult Centre, som er støtta av SIVA og brukt av både norske og utanlandske aktørar.

Innovasjon Noreg støttar industrisamarbeid gjennom klyngeprogram. Klyngeprogrammet legg til rette for samarbeid mellom næringsliv, kunnskapsmiljø og offentlege utviklingsaktørar. Norwegian Offshore Wind Cluster (NOWC) er dedikert til flytande havvind og er den klynga som veks raskast.

Norsk Industri har i år fått tildelt 10 mill. kroner til eit breitt industrisamarbeid innanfor vindkraft til havs, jf. Prop. 127 S (2019–2020) og Innst. 360 S (2019–2020). Formålet med arbeidet er å identifisere og etablere leverandørkjeder og gode industristandardar for kontraktformat og gjennomføringsmodellar som er tilpassa marknaden for havvind.

Fleire store norske aktørar har etablert seg i den internasjonale marknaden for havvind. NORWEP (Norwegian Energy Partners) er eit viktig verkemiddel for å fremme energinæringa i internasjonale marknader. Dei siste åra har NORWEP retta mykje merksemd mot havvind.

Dei statlege aktørane Eksportkreditt og GIEK tilbyr eksportfinansiering og rådgiving. Det siste året har GIEK bidratt med over 4 mrd. kroner til finansieringa av leveransar frå Aibel, Fred Olsen Windcarriers og Nexans Norway til ulike havvindprosjekt.

Enova gir støtte til utvikling av ny energi- og klimateknologi, frå pilotering gjennom demonstrasjon til fullskala implementering. Siktemålet er å medverke til større omfang av og høgare tempo i introduksjon av nye teknologiar og løysingar i marknaden. Både Hywind Demo og Hywind Tampen har fått støtte frå Enova, med høvesvis 59 mill. kroner og 2,3 mrd. kroner. Enova gir også forprosjektstøtte i ein tidlegare fase, mellom anna til flytande vindkraft. I forprosjekta greier investorane ut kostnadsgrunnlaget før dei tar stilling til om dei vil investere. I samband med Grøn omstillingspakke (29. mai 2020) løyvde regjeringa 2 mrd. kroner til Enova i 2020 for å forsterke satsinga på teknologiutvikling i industrien og medverke til grøn omstilling på veg ut av krisa. Teknologiutvikling innanfor havvind er nemnd særskilt. Flytande vindkraft konkurrerer på lik linje med andre viktige klima- og energiteknologiar.

Enova forvaltar Noregs deltaking i EUs innovasjonsfond. Innovasjonsfondet skal over ti år tildele anslagsvis 10 mrd. euro til teknologi innan fornybar energi, energiintensiv industri, energilagring og CO₂-fangst og -lagring. Norske aktørar deltar i ei rekke EU-finansierte forskingsprosjekt. Våren 2020 tildelte EU 290 mill. kroner til demonstrasjon av ein 10 MW flytande vindturbin på betongunderstell utanfor Karmøy. Ei klynge frå Norwegian Offshore Wind Cluster deltar i prosjektet frå norsk side.

Støttereglane i EØS-avtalen skal hindre at myndigheitene tilgodeser enkelte føretak eller næringar framfor andre på ein måte som påverkar samhandelen negativt. Det vil seie at ei støtteordning til flytande vindkraft på norsk sokkel ikkje kan utelukke aktørar frå andre EØS-land. Det kan berre stillast krav om at selskapa må vere registrerte i det norske føretaksregisteret. Erfaringar frå Hywind Tampen tyder på at norske underleverandørar har gode føresetnadar for å vinne kontraktar innanfor flytande havvind.

8.7 Viktige omsyn ved utforming av ei støtteordning for flytande vindkraft

Industrien hevdar at det er nødvendig å ha førstehandserfaring med prosjekt for å vere konkurransedyktig i ein sterkt veksande marknad for vindkraft til havs. Departementet har ikkje gjort ei eiga vurdering av dette spørsmålet eller dei samla samfunnsøkonomiske gevinstane ved å bygge større flytande vindkraftprosjekt på norsk sokkel, men vil likevel peike på nokre særlege omsyn i utforminga av ei støtteordning.

Flytande vindkraft er i ein teknologiutviklingsfase. Ved utvikling av teknologi er det tilrådeleg å nytte investeringsstøtte og ikkje rettsbaserte produksjonsstøtteordningar.

Med bruk av investeringsstøtte ligg det til rette for å utforme støtta slik at ho gir innovasjon, teknologiutvikling og kostnadsreduksjon framfor så mykje og billig produksjon som mogleg. Det kan godt byggast inn konkurranseelement i ei investeringsstøtteordning. Investeringsstøtte inneber store summar over eit relativt kort tidsrom i samband med bygging og bør derfor finansierast over statsbudsjettet.

For flytande vindkraft får staten ei rolle både som arealeigar, konsesjonsmyndigheit og støttetildelar. For landbasert vindkraft er rolla som konsesjonsmyndigheit dominerande, medan det er private som eig areala, og marknadsprisen som avgjer om investorane vil bygge. For flytande vindkraft er det viktig å vere merksam på desse rollene, samtidig som dei må samordnast.

Nasjonale særtrekk som konsesjonsordningane og ansvaret og kompetansen til sentralnettselskapa blei ikkje vurderte i utgreiinga av erfaringar med støtteordningar i Europa. Det blei heller ikkje drøfta korleis Noreg skil seg ut med tanke på kraftprisar, kraftbehov, politikk for elektrifisering av sokkelen eller andre kraftmarknadsrelaterte og klimapolitiske spørsmål. Slike forhold må vurderast særskilt i utforminga av ei støtteordning. Dersom det blir aktuelt å bygge flytande vindkraftverk, må myndigheitene drøfte alle relevante omsyn konkret.

8.8 Konklusjon

Regjeringa ønsker at norsk leverandørindustri skal ta del i utviklinga og bidra til å få fram lønnsam fornybar kraftteknologi. Det er i stor grad eit spørsmål om å vere kvalifisert i ein veksande internasjonal marknad, og ei rekke aktørar er allereie godt posisjonerte. Mange ulike støtteordningar er med på å stimulere denne utviklinga i dag, både for å teste og utvikle teknologien (NOWC/MetCentre), for å fremme næringa internasjonalt (NORWEP/Innovasjon Noreg) og for å sikre finansieringa (GIEK/Eksportkreditt). Gjennom blant anna vår deltaking i EUs Innovasjonsfond får norske aktørar ta del i internasjonale nettverk og konkret finansiering av prosjekt.

Støtte til bygging av flytande vindkraftverk ligg innanfor Enova og Klima- og energifondet sitt mandat for teknologiutvikling og er dagens hovudfinansieringsmodell for støtte til flytande vindkraft. Regjeringa vil følge utviklinga i teknologien og aktuelle prosjektplanar tett i tida som kjem, og vurdere situasjonen i lys av utviklinga.

9 Opphavsgarantiar for straum og ny klimadeklarasjon for fysisk levert straum

9.1 Innleiing

I behandlinga av Meld. St. 25 (2015–2016), kraft til endring – Energipolitikken mot 2030, hadde energi- og miljøkomiteen denne fleirtalsmerknaden, jf. Innst. 401 S (2015–2016):

«Flertallet mener at regjeringen bør utrede nærmere hvordan endringer kan gjøre at systemet for fornybar energi med opprinnelsesgarantier og varedeklarasjon for strøm kan fungere bedre enn i dag.»

Stortinget behandla våren 2020 Representantforslag om en kraftpolitikk som bygger norsk industri, jf. Dokument 8:163 S (2018–2019) og Innst. 127 S (2019–2020). I brevet til energi- og miljøkomiteen av 28. oktober 2019 skreiv departementet:

«Olje- og energidepartementet (OED) arbeider for tiden med å se på løsninger som kan gjøre at systemet med opprinnelsesgarantier kan fungere bedre. (…) Det er ennå for tidlig å konkludere arbeidet. Jeg vil komme tilbake til Stortinget når arbeidet er sluttført.»

I det følgjande blir det gjort greie for korleis departementet følger opp saka.

9.2 Bakgrunn

Departementet har etter behandlinga av energimeldinga halde to innspelsmøte om ordninga med opphavsgarantiar og varedeklarasjon. I tillegg sette departementet ut eit konsulentoppdrag for å få eit underlag for den vidare vurderinga av ordninga. Rapporten frå Oslo Economics, Utredning av opprinnelsesgarantier og varedeklarasjon for strøm, frå september 2018, har vore på alminneleg høyring. På bakgrunn av høyringsinnspela har departementet hatt vidare dialog særleg med Norsk Industri og Energi Norge.

Ordninga med opphavsgarantiar for straum har sitt grunnlag i fornybardirektivet, som er ein del av EØS-avtalen. Ordninga gir sluttbrukarar høve til å kjøpe eit bevis på at det er produsert like mykje fornybar energi som det dei bruker, og på den måten uttrykke preferanse for straum frå fornybare kjelder.

Opphavsgarantiane blir selde separat frå straumen. Straumleverandørar er forplikta til å vise til ordninga ved fakturering og i salsfremmande materiale, men står fritt i spørsmålet om å kjøpe opphavsgarantiar eller la vere. Straumleverandørane tilbyr i dag kontraktar til sluttbrukarane både med og utan opphavsgarantiar.

NVE fører rekneskap med opphavsgarantiar og oppsummerer denne rekneskapen i ein varedeklarasjon som straumleverandørane må vise til ved fakturering og marknadsføring.

Inntektene frå opphavsgarantiane varierer frå år til år og blir påverka av faktorar som mengda fornybar kraftproduksjon og etterspørselen etter opphavsgarantiar i Europa. NVE har anslått at inntektene til norske kraftprodusentar frå opphavsgarantiar i 2018 låg over 1 mrd. kroner. I 2019 var prisane lågare, og inntektene er anslått til over 500 mill. kroner.

Utbreidd eksport av opphavsgarantiar har ført til at varedeklarasjonen gir inntrykk av at straumen som blir brukt i Noreg, ikkje er fornybar. Ordninga har skapt uklarheit om klimaavtrykket av å bruke straum i Noreg.

9.3 Ny klimadeklarasjon for fysisk levert straum

Engasjementet og interessa for klima- og miljøspørsmål er aukande. Mange aktørar er opptatt av kvar straumen kjem frå, fordi dei ønsker å anslå klimaavtrykket av å bruke straum i Noreg. Norsk straumproduksjon er i all hovudsak fornybar, mesteparten er vasskraft. Samtidig er vi knytte saman med Europa gjennom utanlandssamband.

Regjeringa er opptatt av at både industrien og andre sluttbrukarar skal kunne vise til at norsk straum er fornybar og har eit svært lågt klimaavtrykk. Ved bruk av straum frå nettet kan det ikkje sporast kvar han kjem frå. På nasjonalt nivå er det likevel mogleg å berekne samansetninga av produksjonen og justere denne samansetninga for utvekslinga av kraft med utlandet.

På oppdrag frå departementet har NVE utarbeidd ei ny kommunikasjon om klimaavtrykket av norsk straum. I juli 2020 lanserte NVE ein klimadeklarasjon for fysisk levert straum, jf. figur 9.1. Den nye deklarasjonen skal publiserast kvart år og kan brukast av industrien og andre til å berekne klimaavtrykket av straumforbruket sitt.

Klimadeklarasjonen for fysisk levert straum viser at klimaavtrykket knytt til å bruke straum i Noreg i 2019 var lågt, berre 17 g CO_2e/kWh. Det skal ikkje vere tvil om at utfasing av fossil energi til fordel for straum frå nettet er eit godt klimatiltak i Noreg. Dette er ein viktig premiss for elektrifisering av mellom anna transportsektoren.

Kilde: Noregs vassdrags- og energidirektorat

9.4 Opphavsgarantiar og varedeklarasjon

NVE har også, på oppdrag frå departementet, klargjort informasjonen om opphavsgarantiordninga på heimesidene sine. Rekneskapen over kjøp og sal av opphavsgarantiar som tidlegare heitte Nasjonal varedeklarasjon, har no fått namnet Varedeklarasjon for strømleverandører. Det kjem tydelegare fram at varedeklarasjonen er eit informasjonskrav som straumleverandørar har overfor kundane sine, og at han ikkje er eigna til val av energiløysingar.

10 Energibruksutviklinga i Noreg

I Meld. St. 25 (2015–2016), om energipolitikken mot 2030 (energimeldinga), blei det sett eit ambisiøst mål om 30 prosent forbetring i energiintensiteten i Fastlands-Noreg i 2030. Målet gir rom for vekst i økonomien i åra framover, samtidig som det er høge ambisjonar om energieffektivitet.

Regjeringa har lagt opp til å orientere om utviklinga i energiintensiteten i Prop. 1 S. Den første orienteringa blei gitt i Prop. 1 S (2017–2018) med ein kort status for sluttbruk av energi i ulike sektorar og ein gjennomgang av dei viktigaste drivarane for utvikling i energibruken. I Prop. 1 S (2018–2019) blei det orientert om den historiske utviklinga av energibruken i industri, bygg og transport. I år gir departementet ein oppdatert status for energibruken og energiintensiteten, med særleg vekt på utviklingstrekk i transportsektoren.

10.1 Status for sluttbruk av energi

Ifølge SSB var innanlands sluttbruk av energi om lag 214 TWh i 2019. Det er noko lågare enn i 2018, men på nivå med forbruket dei siste ti åra. Sluttbruk av energi er all energibruk, utanom bruk til energiproduksjon innan for eksempel kraftverk, olje- og gassutvinning eller fjernvarmeverk. I tabellen under er det gitt tal for utviklinga i energibruken i ulike sektorar, enkelte indikatorar for energieffektivitet og nokre sentrale storleikar som påverkar energibruken. Det er oppført tal for dei tre siste åra og gjennomsnitt for perioden 2010–2016.

Det er fleire faktorar som påverkar utviklinga i sluttbruk av energi. Industrisektoren har eit energiforbruk som heng tett saman med den generelle økonomiske aktiviteten og den internasjonale konjunktursituasjonen. Temperatur påverkar energibruken i byggsektoren, der kalde vintrar fører med seg eit stort behov for oppvarming. I tillegg vil meir strukturelle samfunnstrendar som befolkningsvekst, befolkningstettleik og busettingsmønster ha stor påverknad på energiforbruket over tid. Energiprisar og avgifter påverkar både nivået på og samansetninga av energibruken.

I 2019 utgjorde energibruken i bygg om lag 39 prosent av den samla sluttbruken i Noreg, litt i overkant av 83 TWh. Det var ein liten nedgang frå året før, både i private hushald og i yrkesbygg. Ser vi lenger tilbake, har det vore ein svak oppgang i energibruken i yrkesbygg (privat og offentleg tenesteyting) dei siste åra, medan forbruket i private hushald har vore stabilt.

Energiforbruket i industrien utgjorde om lag 35 prosent av den samla sluttbruken av energi, litt over 74 TWh i 2019. Energibruken i industrien er konjunkturavhengig og har variert mellom 70 og 79 TWh sidan 1990, med unntak av botnåret 2009, da forbruket var 63 TWh. Frå 2018 til 2019 var energibruken i industrien tilnærma uendra.

Transportsektoren omfattar vegtransport, kysttransport, lufttransport og bane, og stod for om lag 24 prosent av den totale energibruken i 2019. Samla var energibruken i transportsektoren om lag 51 TWh, ein nedgang på over 2 TWh frå 2018. SSB har estimert at energibruken i el- og hybridbilar var om lag 0,6 TWh i 2018.

10.2 Utvikling i energiintensiteten

Energiintensitet er eit mål på kor mykje energi som blir brukt i forhold til eit relevant mål på aktivitet. I målet som blei sett i energimeldinga, var energiintensiteten basert på kor stor verdiskaping (bruttonasjonalprodukt i Fastlands-Noreg) vi får ut av energien vi bruker. Figur 10.1 viser utviklinga i bruttonasjonalprodukt (BNP), energibruk og energiintensiteten i Fastlands-Noreg frå 2010 til 2019.

Frå 2018 til 2019 gjekk innanlands energibruk ned med 1,6 prosent. Samtidig auka BNP for Fastlands-Noreg med 2,3 prosent, slik at energiintensiteten blei forbetra med 3,9 prosent. Dei siste åra har energiintensiteten jamt over sokke. Samla har nedgangen i energiintensitet vore 5,7 prosent sidan 2015 og 21 prosent sidan 2010. Utviklinga er prega av vekst i BNP utan at energiforbruket har auka.

Det er mange faktorar som påverkar utviklinga i energiintensiteten. Mellom anna vil ei dreiing av den økonomiske aktiviteten mot meir tenestebaserte næringar kunne redusere energiintensiteten over tid.

Det skjer også energieffektivisering i den forstand at vi klarer å utføre dei enkelte oppgåvene med mindre energiinnsats enn tidlegare. Nye bygg krev mindre varmetilførsel enn gamle. Vi har ei teknologisk utvikling der utnyttinga av ulike apparat blir meir effektiv. Overgang frå bensin- og dieseldrivne fartøy til elektriske løysingar representerer ei energieffektivisering. Industrien har hatt merksemd retta mot energieffektivisering over mange år.

Det er krevjande å skilje dei ulike faktorane som påverkar energiintensiteten, frå kvarandre, men samla er trenden at Noreg blir stadig meir energieffektivt, og at vi bruker mindre ressursar for å skape dei same verdiane som tidlegare.

10.3 Energibruk i transportsektoren

I perioden 2010–20184 gjekk den totale sluttbruken av energi til transportformål ned med 6 prosent. I same periode auka talet på passasjerkilometer og transportarbeid (tonn km) med høvesvis 12 og 13 prosent. Figur 10.2 viser den prosentvise utviklinga i persontransport i dei ulike transportsegmenta frå 2010 til 2018.

Det har vore ein markant auke i persontransport med tog, trikk og T-bane (jernbanetransport) frå 2010 til 2018. Antal passasjerkilometer auka med 45 prosent. Likevel har energibruken i banetransport lege stabilt på i underkant av 0,8 TWh.

Vegtransporten stod for 86 prosent av persontransporten og 37 prosent av godstransporten i 2018. Den gule linja i figur 10.2 viser ein jamn auke i vegtransporten sidan 2010, men energibruken i vegtransport har lege stabilt på om lag 38 TWh sidan 2010.

Også gods- og persontransporten til sjøs aukar, med høvesvis 15 og 9 prosent frå 2010 til 2018. Samtidig var det ein nedgang i energibruken til den samla kysttransporten på 28 prosent.

I 2018 utgjorde lufttransport 7 prosent av persontransporten og berre 0,02 prosent av innanlandsk godstransport. Energibruken i lufttransport har lege stabilt på i overkant av 4 TWh sidan 2010, men gjekk ned med 0,6 TWh i 2019.

Samla har det vore ei forbetring i energiintensiteten i alle transportsegmenta sidan 2010. Meir bruk av kollektivtransport og satsinga på elektriske køyretøy og kystfartøy kan vere viktige forklaringsfaktorar. Elmotorar i personbilar er om lag tre gonger så energieffektive som tradisjonelle forbrenningsmotorar.

11 Oppfølging av Stortingets oppmodingsvedtak om oljeomlasting på Veidnes i Finnmark

11.1 Innleiing og samandrag

Stortinget gjorde i samband med behandlinga av Prop. 113 L (2019–2020) og Innst. 351 L (2019–2020) i juni 2020 oppmodingsvedtak 681:

«Stortinget ber regjeringen senest innen utgangen av oktober 2020 legge fram et lovforslag om en løsning for å sikre ilandføringsterminalen på Veidnes som er knyttet til de midlertidige endringene i petroleumsskatteloven eller andre tilsvarende virkemidler.»

I innstillinga står det vidare: «Et […] flertall, medlemmene fra Høyre, Fremskrittspartiet, Venstre og Kristelig Folkeparti, viser til prosjektet knyttet til ilandføringsanlegg på Veidnes. Dette flertallet ønsker at regjeringen i lys av de midlertidige skatteendringene i petroleumsskatteloven kommer tilbake til Stortinget med et forslag til hvordan Veidnes i denne sammenhengen kan bli realisert. Dette flertallet understreker at alle sider av et slikt lovforslag må belyses, herunder bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske vurderinger, og at dette flertallet vil ta stilling til forslaget på grunnlag av dette.»

Johan Castberg-feltet gir betydelege ringverknader på fastlandet i form av lønnsam næringsaktivitet og arbeidsplassar. Drift av Castberg-feltet blei i arbeidet med utbyggingsplanen berekna til å gi 470 årsverk i eit normalt driftsår, 265 av dei i Nord-Troms og Finnmark. I den pågåande utbyggingsfasen er sysselsettingsverknadene i Nord-Noreg berekna til å bli om lag 1 750 årsverk, i overkant av 700 av dei i Nord-Troms og Finnmark. Planlagd produksjonsstart for Castberg-feltet er i 2023.

Rettshavargruppa for Castberg-feltet (Equinor Energy AS, Vår Energi AS og Petoro AS) tok i desember 2019 ei avgjerd om ei endeleg transportløysing for feltet, og dette er den same løysinga som ligg til grunn for den godkjende utbyggingsplanen. Oljen frå feltet vil bli transportert med bøyelastarar direkte til marknaden. Selskapa har i fleire år vurdert ulike transportløysingar via Veidnes, men har ikkje lykkast i å finne ei gjennomførbar løysing for omlasting der. Selskapa har som følge av det lagt bort vidare vurderingar av eit kaianlegg, og det er derfor i dag ingen tiltakshavar som arbeider med å greie ut eller bygge eit slikt kaianlegg. Det er no inngått kontraktforpliktingar knytt til den valde transportløysinga som er vald.

Omlasting ved ei kai på Veidnes ville betydd lengre seglingsdistanse samanlikna med transport av oljen direkte frå Castberg-feltet til marknaden. Omlastinga mellom tankskip ved kaia ville også komme i tillegg til lasting til skip på feltet til havs. Grunnlag for avgjerda selskapa tok i 2019, viste at omlasting på Veidnes har ein negativ noverdi før skatt på om lag 3,6 mrd. kroner. Sjølv om ein inkluderer oljevolum frå andre moglege fremtidige feltutbyggingar i Barentshavet, har oljeomlasting ein negativ noverdi før skatt på om lag 2,9 mrd. kroner. Dette er meir enn investeringskostnaden på om lag 2,4 mrd. kroner, og viser at også drifta av anlegget var forventa å gå med løpande tap. Dei direkte og indirekte sysselsettingseffektane i driftsfasen av ei omlastingskai blei av selskapa estimert til om lag 50 direkte og 25 indirekte årsverk. Dei viktigaste aktivitetane som kunne bidratt til lokale ringverknader var taubåttenester, oljevernberedskap, omlastingstenester og los. Arbeidet med ei transportløysing for Castberg og ei mogleg kai på Veidnes er omtalt nærmare i avsnitt 11.2.

Dei utgreiingane selskapa har gjort, viser at ei kai på Veidnes både er samfunns- og bedriftsøkonomisk ulønnsam. I tillegg til betydelege investeringskostnader blir det anslått at den løpande drifta vil gå med underskot. Eit slikt kaianlegg blir ikkje realisert utan statleg bidrag. Bruk av offentlege midlar for å utløyse eit slikt prosjekt vil derfor utgjere offentleg støtte, uansett om det kjem som ei direkte løyving eller indirekte gjennom skattesystemet.

Kilde: Equinor

Statleg støtte til eit kaianlegg på Veidnes (direkte eller indirekte gjennom skattesystemet) må notifiserast til ESA. ESA vil truleg måtte opne ein formell undersøkingsprosedyre før saka blir avgjord. Før prosjektet kan gjennomførast, må ESA ha godkjent at slik statleg støtte er foreinleg med EØS-avtalen. Denne prosessen må ein forvente tar fleire år å få avklart. Det er i tillegg lite sannsynleg at ESA vil anse tiltaket som foreinleg med EØS-avtalen. At ESA anser tiltaket som foreinleg med EØS-avtalen er ein føresetnad for å få etablert eit slik kaianlegg. Ei nærmare vurdering av EØS-spørsmål er gjord i avsnitt 11.4 og 11.5.

Petroleumsverksemda på norsk kontinentalsokkel er utførleg regulert og reguleringa er vidareutvikla over meir enn 50 år for å verke best mogleg. Transportløysinga med skip og kaianlegg for omlasting blir ikkje rekna som petroleumsverksemd og fell utanfor petroleumslova og petroleumsskattesystemet, jf. avsnitt 11.3. Dersom dei mellombelse endringane i petroleumsskatten skal gjelde for kaianlegget, må verkeområdet for petroleumsskattelova utvidast. Det er også nødvendig å endre dei mellombelse reglane i petroleumsskatten som no er vedtatt, dersom kaia skal kunne oppfylle vilkåra som er knytte til dei. Hovudformålet med petroleumsskattesystemet er å sikre fellesskapen ein stor del av overskotet ved utvinning av petroleum. Å utvide verkeområdet for lova for å inkludere skipstransport og omlasting på Veidnes vil stride mot formålet med lova. Det kan også ha uheldige og uoversiktlege sideeffektar, mellom anna for annan skipstransport av petroleum. Dei nødvendige endringane i verkeområdet for petroleumsskatten er heller ingen garanti for at prosjektet blir realisert. Sjå ein nærmare omtale av løysingsalternativet knytt til dei mellombelse endringane i petroleumsskatten i avsnitt 11.6.

Ei eventuell løysing for å få etablert eit kaianlegg på Veidnes bør i tilfelle skje gjennom direkte støtte til prosjektet heller enn ved endringar i petroleumsskattesystemet. Direkte støtte over statsbudsjettet vil truleg innebere at staten dekker investeringskostnaden på om lag 2,4 mrd. kroner og i tillegg støttar den løpande drifta av kaianlegget. Det vil i så fall måtte takast stilling til kven som eventuelt skal bygge og drive kaianlegget på vegner av staten, eller korleis staten vil organisere statleg eigarskap og drift. Rettshavarane i Castberg-feltet har tatt ei avgjerd om å transportere oljen frå feltet direkte til marknaden. Skulle det vere foreinleg med EØS-avtalen at staten dekker investerings- og driftskostnadane ved eit kaianlegg, legg departementet til grunn at selskapa må tilbys betingelser for bruk som gjer dette minst like lønnsamt som å gå direkte til marknaden, for at dei skal velje å bruke kaianlegget. Ei omlastingskai vil uansett ikkje kunne komme i drift før produksjonsstart for feltet.

Dei direkte og indirekte sysselsettingseffektane av kaianlegget i driftsfasen er estimerte til om lag 50 direkte og 25 indirekte årsverk. Det er ikkje identifisert andre positive effektar av prosjektet. Den samfunnsøkonomiske kostnaden ved utbygging og drift av kaianlegget er svært høg for desse arbeidsplassane. Det kjem av at kaianlegget som er utgreidd, er svært ulønnsamt. Det har ein estimert negativ noverdi på om lag 3,6 mrd. kroner. I tillegg til investeringskostnaden kjem tilleggskostnader gjennom driftsperioden fordi også drifta av anlegget er estimert å gå med tap. Eit alternativ med direkte statleg støtte er omtalt nærmare i avsnitt 11.6.

11.2 Arbeidet med oljeomlasting på Veidnes

Den pågåande utbygginga av Johan Castberg-feltet omfattar funna Skrugard, Havis og Drivis. Dei to første funna blei gjorde i 2011 (Skrugard) og 2012 (Havis). Det blei bora fleire andre letebrønnar i området fram til 2014. Det blei påvist hydrokarbon i alle leitebrønnane, men berre eitt av desse funna har til no kommersielt utvinnbare hydrokarbon og er omfatta av den godkjende utbyggingsplanen for feltet (Drivis). På bakgrunn av funna i 2011/2012 og forventa resultat av framtidig leiting i området starta rettshavarane arbeidet med å etablere den beste utbyggingsløysinga for funna. Som ein del av dette blei ein råoljeterminal i Finnmark lansert av rettshavarane i Castberg-feltet i februar 2013. Behovet for eit slikt mottaksanlegg på land var knytt til at Castberg-feltet på den tida var planlagt utbygd med ei flytande, halvt nedsenkbar plattform med ein røyrleidning inn til Veidnes i Finnmark. Med ei slik utbyggingsløysing ville terminalen vere strengt nødvendig for produksjonen og omfatta av petroleumslova og petroleumsskattelova. Med det ressursgrunnlaget som selskapa forventa i området i 2011/2012, var det ikkje aktuelt med ei utbygging med eit produksjonsskip med råoljelager i skroget.

Leitekampanjen ved Castberg-feltet i 2014 gav ikkje dei resultata ein forventa. På grunn av eit mindre og meir einsarta ressursgrunnlag og oljeprisfallet i 2014 blei utbyggingskonseptet for Castberg-feltet vurdert på nytt. Tidleg i 2015 framstod eit produksjonsskip med bøyelasting av oljen eller ei flytande plattform med oljerøyrleidning til ein terminal på land som dei to aktuelle utbyggingsløysingane. Ei plattform med røyr til ein oljeterminal på land var dyrare, men framstod likevel som marginalt betre i eit områdeperspektiv ved at ho hadde større kapasitet til å handtere framtidige funn i området. Men ei slik løysing var ikkje kommersielt aktuell for Castberg-eigarane med dei gjeldande rammevilkåra. For Castberg aleine var ei utbyggingsløysing med produksjonsskip ikkje berre billigast, men også best og mest robust.

For å legge til rette for at rettshavarane i Castberg likevel skulle velje ei utbyggingsløysing med røyrleidning til ein oljeterminal på land, hadde departementet i 2015 ein dialog med EFTAs overvakingsorgan ESA for å sjå på moglegheiter for endra rammevilkår, mellom anna løysingar som er definerte som statsstøtte under EØS-avtalen. Dialogen med ESA avdekte at den formelle saksbehandlinga ville ta 18–24 månader frå ein formell notifikasjon blei mottatt. I tillegg kom tida det ville ta for selskapa og norske myndigheiter å førebu saka, det vil seie å velje eit prosjekt og beskrive det godt nok til å etablere eit grunnlag for saksbehandlinga i ESA. Det kom vidare fram at det var tvilsamt om ESA ville finne at eventuelle foreslåtte løysingar var foreinlege med statsstøttereglane i EØS-avtalen. Uklarheit omkring rammevilkåra og ein lang periode med usikkerheit som ikkje ville vere foreinleg verken med det industrielle og kommersielle eller det samfunnsmessig beste utviklingsløpet for Castberg-prosjektet, gjorde at regjeringa ikkje arbeidde vidare med ein slik prosess overfor ESA, jf. Dok. nr. 15:781 (2015–2016).

Parallelt med prosessen mellom myndigheitene og ESA hadde rettshavarane i Castberg-løyvet gjennom 2015 ein full gjennomgang av dei aktuelle utbyggingsløysingane for å auke lønnsemda i prosjektet. I denne prosessen kom selskapa opp med ei optimalisert utbyggingsløysing med eit større produksjonsskip som tok betre vare på områdeomsyna enn produksjonsskipet som hadde vore aktuelt tidlegare i planleggingsløpet. Ei slik løysing la godt til rette for både god ressursforvaltning og høg verdiskaping frå Barentshavet. Ved ei slik utbyggingsløysing kan råoljen, slik det blir gjort på mange felt på norsk kontinentalsokkel, lastast frå produksjonsskipet og over på ein bøyelastar og deretter transporterast direkte til marknaden. På bakgrunn av den fulle gjennomgangen av moglege utbyggingsløysingar bestemte rettshavarane seg i desember 2015 for å gå vidare med ei utbyggingsløysing for Castberg-feltet med eit slikt stort produksjonsskip.

Etter at alternativet med plattform og røyrleidning til eit mottaksanlegg på land blei lagt bort som utbyggingsløysing for Castberg-feltet, har lønnsemda ved ei eventuell omlastingsløysing for olje på Veidnes vore knytt til om ei slik løysing kunne gi lågare totalkostnader ved transport av råolje frå Barentshavet og/eller auka salsverdi på råoljen. Moglege innsparingar ligg i at ein i staden for å transportere råolje med bøyelastarar kan bruke rimelegare, konvensjonelle tankskip til å transportere oljen det meste av vegen. Ein høgare salsverdi kan for eksempel vere knytt til oljekvalitet eller større fleksibilitet for sal av oljen som følge av at oljen blir lagra på terminalen. Ei eventuell innsparing og verdiauke må vurderast opp mot kostnaden og risikoen ved omlasting, mellom anna investeringskostnadene til nødvendig infrastruktur. Dersom omlasting gir store kostnadsinnsparingar og/eller verdiauke, vil prosjektet kunne vere lønnsamt og dermed også legge til rette for god ressursforvaltning.

I utgreiingsarbeidet med ein omlastingsterminal som del av skipstransporten ut av Barentshavet blei det tidleg klart at ressursgrunnlaget i Castberg-feltet ikkje var stort nok til at eit slik anlegg kunne bli lønnsamt. Konsepta som blei utgreidde, trong langt større volum enn det Castberg-feltet inneheld, for å vere lønnsame. Fleire oljeselskap gjekk derfor i februar 2015 saman i eit eige industriinitiativ, Barents Sea Oil Infrastructure (BSOI). Initiativet til fellesprosjektet kom frå Statoil (no Equinor) som operatør for Castberg-feltet. Prosjektet inkluderte alle rettshavarane i utvinningsløyve for relevante felt og funn i Barentshavet. Arbeidet blei leia av Equinor. Formålet med BSOI-prosjektet var å greie ut og vurdere ein kostnadseffektiv, fleirbruks omlastingsterminal for råolje på Veidnes som skulle kunne bli ein del av ei eksportrute for råolje ut av Barentshavet. Prosjektet gjennomførte ei grundig utgreiing av to ulike terminalkonsept på Veidnes som begge innebar mellomlagring av olje i lagertankar på land. Selskapa IMTT (International-Matex Tank Terminals) frå USA og Oiltanking GmbH frå Tyskland, som begge har erfaring med tilsvarande anlegg, leverte moglegheitsstudiar og konseptstudiar til utgreiinga.

Rettshavarane på Castberg-feltet tok investeringsavgjerda for utbygginga i desember 2017 og leverte inn plan for utbygging og drift av feltet til myndigheitene. Utbyggingsplanen var basert på transport av råolje frå lastebøye på feltet og direkte til marknaden. Parallelt pågjekk arbeidet i BSOI-prosjektet. Utgreiinga er gjennomført i tråd med vanlege industrielle prosessar. I mars 2018 konkluderte selskapa som deltok i BSOI-prosjektet, med at dei to ulike terminalkonsepta som var studerte, gir avgrensa reduksjonar i transportkostnader for råolje ut frå Barentshavet og usikre andre verdiskapingsbidrag i forhold til transport direkte frå felta til marknaden. Vidare ville dei studerte konsepta medføre høge investeringskostnader og betydelege driftskostnader. Dette, saman med volumet av råolje som kan forventast å bruke ein slik eventuell terminal, gjer at det verken var samfunnsmessig eller industrielt lønnsamt å gå vidare med dei to studerte terminalkonsepta. Castberg-rettshavarane ønskte likevel å føre vidare studiar av alternative løysingar for omlasting av råolje frå feltet for å sjå om det kunne finnast andre, enklare omlastingsløysingar som var samfunnsøkonomisk lønnsame. 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 fjerde kvartal 2018.

Utbyggingssaka blei lagd fram for Stortinget gjennom Prop. 80 S (2017–2018) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten. Utbyggingsplanen var basert på lasting av oljen på feltet og transport til marknaden. Stortinget samtykte i at Olje- og energidepartementet godkjende planen for utbygging og drift av feltet, jf. Innst. 368 S (2017–2018). Olje- og energidepartementet godkjende 28. juni 2018 plan for utbygging og drift av Castberg-feltet, inklusiv løysinga rettshavarane hadde foreslått for transport av oljen med bøyelastarar til marknaden.

I tilknyting til behandlinga av utbyggingssaka gjorde Stortinget 11. juni 2018 to oppmodingsvedtak (890 og 891), jf. Innst. 368 S (2017–2018):

«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.»

Departementet har følgt opp desse oppmodingsvedtaka, jf. Prop. 1 S (2019–2020).

Dei konkrete, alternative omlastingsløysingane som har vore studerte etter 2018, er 1) skip-til-skip-omlasting i Sarnesfjorden/Kåfjorden, 2) skip-til-skip-omlasting knytt til eit oppankra lagerskip i Sarnesfjorden og 3) skip-til-skip-omlasting ved eit kaianlegg (nedskalert terminal) på Veidnes. I Prop. 1 S (2018–2019) varsla departementet at det ville komme tilbake til Stortinget med oppdatert informasjon om det pågåande utgreiingsarbeidet, andre relevante problemstillingar og oppfølging av oppmodingsvedtaka på eigna måte innan utgangen av 2018. Dette blei gjort i Prop. 41 S (2018–2019).

I Prop. 41 S (2018–2019) beskreiv departementet status for dei tre alternativa for omlasting som var gjenstand for utgreiing hos Castberg-rettshavarane, mellom anna at alternativet med skip-til-skip-omlasting knytt til eit oppankra lagerskip i Sarnesfjorden var lagt til side av selskapa. Det blei opplyst om at løysinga med skip-til-skip-omlasting i fjorden var vesentleg meir teknisk moden enn skip-til-skip-omlasting ved eit kaianlegg. Dette siste alternativet var hausten 2018 framleis i ein svært tidleg utgreiingsfase, og selskapa hadde på dette tidspunktet ikkje noko grunnlag for å ta konseptval og langt mindre ei eventuell investeringsavgjerd. I og med at studiane var i ein tidleg fase, var det knytt betydeleg usikkerheit både til sjølve utbyggingsløysinga, mellom anna utforming og omfang, og kostnadene ho ville medføre.

I ei kvalitativ vurdering av alternativa vurderte selskapa transport av oljen direkte til marknaden som best både for sikkerheit, arbeidsmiljø, miljørisiko og driftsregularitet, samanlikna med alternativa med omlasting. Det blei opplyst at selskapa i dei innleiande studiane ikkje hadde identifisert tekniske, operasjonelle, regulatoriske eller sikkerheits-, arbeidsmiljø- og miljømessige forhold som ikkje gjorde det mogleg å gjennomføre dei to gjenverande omlastingsløysingane. Omlastingsløysingane var ifølge selskapa akseptable, men begge hadde svakheiter av teknisk og operasjonell karakter med tanke på transport direkte til marknaden.

Ingen av dei utgreidde løysingane framstod hausten 2018 som samfunnsøkonomisk lønnsame. Samanlikna med transport direkte til marknaden var forventa noverdi før skatt berekna av operatøren til å vere om lag -1,5 mrd. kroner for alternativet med skip-til-skip-omlasting i fjorden og om lag -2,1 mrd. kroner for alternativet med eit kaianlegg. Sjølv om usikkerheita ved estimata var stor, blei det opplyst at det syntest klart at det ville vere krevjande å få eit kaianlegg samfunnsøkonomisk lønnsamt. Det blei opplyst at det var berekna direkte og indirekte sysselsettingseffektar på til saman om lag 50–60 sysselsette i driftsfasen ved begge alternativa.

For å få på plass eit godt avgjerdsgrunnlag for å ta ei endeleg avgjerd om transportløysing for Castberg-feltet var det, i tråd med normal industriell praksis for petroleumsprosjekt, nødvendig å greie ut alternativet med omlasting ved eit kaianlegg vidare. Selskapa planla å gjennomføre konseptstudiar for å modne dette alternativet fram til ei eventuell avgjerd om vidareføring. Eit slik arbeid tar om lag eitt år, og avgjerdsgrunnlaget skulle vere klart tredje kvartal 2019. Først på dette tidspunktet ville ein ha eit grunnlag for å kunne gjere ei reell samanlikning av, og val mellom, dei ulike transportløysingane for Castberg-feltet. Departementet varsla også at det ville halde Stortinget orientert på eigna måte om det vidare utgreiingsarbeidet. Stortinget behandla Prop. 41 S (2018–2019) i vårsesjonen 2019, jf. Innst. 240 S (2018–2019).

I Prop. 1 S (2019–2020) rapporterer departementet at det har følgt opp arbeidet til selskapa med å greie ut ei omlasting av råolje på Veidnes i Finnmark, at utgreiingane går framover som planlagt, og at selskapa planlegg val av transportløysing for Johan Castberg-feltet i oktober 2019. Departementet opplyser også at det vil halde Stortinget orientert på eigna måte om kva avgjerd selskapa tar.

Selskapa ferdigstilte hausten 2019 avgjerdsgrunnlaget for oljeomlasting på Veidnes. Avgjerdsgrunnlaget viser at alternativet med skip-til-skip-omlasting i Sarnesfjorden/Kåfjorden er valt bort som ei varig løysing da måletekniske forhold ville gitt eit betydeleg verditap på omlasta råolje. Alternativet til direkte transport frå feltet til marknaden er derfor omlasting av råoljen ved eit nytt kaianlegg på Veidnes. Denne løysinga ville innebere at det blir bygd eit kaianlegg på Veidnes der råolje kan lastast frå bøyelastarar til tankskip for vidare transport til marknaden. Løysinga inneber at råoljen først blir lasta om frå produksjonsskipet på Castberg til bøyelastarar, og at desse bøyelastarane fraktar råoljen frå feltet til kaianlegget på Veidnes for ny omlasting der.

Kaianlegget selskapa har greidd ut, er dimensjonert for at ein bøyelastar og eit tankskip kan legge til ved sida av kvarandre, og at råoljen kan overførast frå bøyelastaren til tankskipet. Utgreiingane til selskapa viser at det er behov for å måle kor mykje råolje som blir lasta i tankskipet, for å unngå verditap på oljen som følge av at oljevolumet i tankskipet ikkje kan dokumenterast ved vidare sal i marknaden. Oljen må derfor pumpast frå bøyelastaren via eit fiskalt måleanlegg på land og deretter til tankskipet. Det vurderte kaianlegget var også dimensjonert for taubåtane som er nødvendige for å handtere lasteoperasjonen, og inneheldt anlegg for nødvendige støtte- og sikkerheitssystem, veganlegg, områdesikring og servicebygning. Kaianlegget inneber ikkje funksjonar som ville ha vore på ein oljeterminal, det vil seie mellomlagring av olje i lagertankar og blanding eller oppgradering av råoljen.

Selskapa har som ein del av utgreiingane gjennomført ei kvalitativ vurdering som samanliknar direkte transport av oljen til marknaden og transport av olje til marknaden med ekstra omlasting ved eit kaianlegg på Veidnes. I utgreiingane blir begge løysingane vurderte som akseptable når det gjeld sikkerheit, arbeidsmiljø, miljørisiko og driftsregularitet. Miljø- og sikkerheitsrisikoen ved direkte transport til marknaden blir likevel av selskapa vurdert som lågare enn ved oljeomlasting ved kaianlegget. Årsaka er at oljeomlastinga inne i ein fjord gir større sikkerheits- og miljørisiko. I tillegg blir direkte transport til marknaden vurdert som ei meir robust verdikjede enn oljeomlasting ved kaianlegget. På den andre sida gir omlasting frå bøyelastar til tankskip ved eit kaianlegg større fleksibilitet i eksport av råoljen ved at oljen enklare kan sendast direkte til fleire marknader. Selskapa har også oppdatert ringverknadsstudien av regionale og lokale ringverknader av kaianlegget som det blei gjort greie for i Prop. 41 S (2018–2019). Den oppdaterte studien viser at dei direkte og indirekte sysselsettingseffektane av kaianlegget er estimerte til om lag 50 direkte og 25 indirekte årsverk.

Avgjerdsgrunnlaget viser at eit slikt kaianlegg for oljeomlasting på Veidnes ville medføre ei investering på om lag 2,4 mrd. kroner og ha ein negativ noverdi før skatt på om lag 3,6 mrd. kroner (7 prosent diskonteringsrente, 2019-kroner). Dette er samanlikna med alternativet som er å transportere oljen direkte frå feltet til marknaden. Noverdiberekninga er basert på at produksjonen av råolje frå Castberg-feltet, og i tillegg Goliat-feltet, blir lasta om ved kaianlegget. At noverdien før skatt er meir negativ enn investeringskostnaden, kjem av at også drifta av eit slik kaianlegg ville gå med løpande tap fordi kostnadene i samband med lengre seglingsdistanse og omlasting av oljen ved kaianlegget kjem i tillegg til lastinga til havs. Utgreiingane viser at oljeomlasting har ein negativ noverdi før skatt på om lag 2,9 mrd. kroner sjølv om ein inkluderer oljevolum frå andre potensielle feltutbyggingar i Barentshavet.

Det er selskapa som avgjer korleis oljen frå Castberg-feltet skal transporterast til marknaden. Selskapa tok i desember 2019 ei avgjerd om endeleg transportløysing for Castberg-feltet, og løysinga med transport direkte til marknaden, som ligg til grunn for den godkjende utbyggingsplanen, blei vald. Sjølv om alle relevante alternativ er utforska, har ikkje selskapa lykkast i å finne ei løysing for omlasting på Veidnes som ikkje er vesentleg dårlegare enn å transportere oljen direkte til marknaden. At det er vesentleg dårlegare, betyr at det vil medføre eit tap i milliardklassen for samfunnet om det blir gjennomført. Selskapa har etter denne avgjerda avslutta prosjektet som arbeidde med ei mogleg oljeomlasting på eit kaianlegg på Veidnes. I dag eksisterer det såleis ikkje nokon tiltakshavar som arbeider med å utgreie eller bygge eit slikt kaianlegg.

Stortinget blei orientert om kva selskapa hadde bestemt, gjennom Dok. nr. 15:622 (2019–2020) av 9. januar 2020.

Rettshavarane har sidan desember 2019 arbeidd vidare med å gjennomføre den godkjende transportløysinga for Castberg-feltet. Som del av dette er det inngått kontraktforpliktingar for bøyelastarar som skal frakte råoljen frå Castberg direkte til marknaden.

11.3 Gjennomgang av dagens regulering av petroleumssektoren

Petroleumsressursane på kontinentalsokkelen tilhøyrer det norske folk. Hovudmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsam produksjon av olje- og gassressursane i eit langsiktig perspektiv. Dette overordna målet er også nedfelt i petroleumslova, der det står: «Petroleumsressursene skal forvaltes i et langsiktig perspektiv slik at de kommer hele det norske samfunn til gode». Dette inneber at petroleumsressursane skal gi eit størst mogleg bidrag til den samla nasjonalformuen, ref. Ot.prp. nr. 43 (1995–96).

Utvinning av petroleum gir normalt opphav til ei ekstraordinær avkastning (grunnrente) og aktiviteten er stadbunden. Petroleumsskattesystemet har som formål å sikre fellesskapen ein stor del av overskotet. I tillegg kjem statens direkte økonomiske engasjement (SDØE), som har liknande eigenskapar som ein feltspesifikk kontantstraumskatt. Formålet med SDØE er også å bidra med inntekter til fellesskapen. Med stadig meir mobile skattegrunnlag må vi verne om skatteprovenyet frå grunnrenteverksemd som petroleumsutvinning. Dette er også i tråd med målet om eit vekstfremmande skattesystem.

Det folkerettslege utgangspunktet for petroleumsverksemd og skipsfart, inklusiv transport av råolje i bulk, er forskjellig. Dei grunnleggande folkerettslege prinsippa om statens suverene rettar over dei undersjøiske petroleumsressursane er gjengitt i petroleumslova, der det blir slått fast at retten både til petroleumsressursane og til forvaltninga av dei ligg hos den norske staten. Skipstransport av olje blir regulert av maritimt regelverk og flaggstaten til skipet. Det finst ein velfungerande internasjonal marknad for slike skipsfartstenester.

Forvaltninga av petroleumssektoren bygger på dei same hovudprinsippa som forvaltninga av anna næringsverksemd i Noreg. I rammeverket for petroleumsverksemda er det ei klar rolle- og ansvarsfordeling mellom myndigheitene og næringa. Myndigheitene styrer gjennom rammer, som mellom anna består av lover, forskrifter og konsesjonar som gir rettshavarane på norsk sokkel rettar og plikter. Det er oljeselskapa som gjennom aktiviteten i eit utvinningsløyve har ansvar for og gjennomfører den operasjonelle aktiviteten innan leiting, utbygging, drift og avslutning i tilknyting til petroleumsressursane på norsk sokkel.

Ei hovudoppgåve for myndigheitene er å etablere og halde ved like eit rammeverk for verksemda som gjer at oljeselskapa har eigeninteresse av å utnytte olje- og gassressursane i sin portefølje av utvinningsløyve, slik at samfunnsøkonomisk lønnsame ressursar blir henta ut. For å oppnå god ressursforvaltning er det mellom anna viktig at selskapa, innanfor rammeverket myndigheitene set, har økonomiske insentiv til å skape størst moglege verdiar av ressursane. Petroleumsverksemda er kapitalintensiv og langsiktig. Det er derfor viktig at rammene for verksemda er heilskaplege, klare, føreseielege og stabile over tid. Eit slikt rammeverk er avgjerande for å oppnå god forvaltning av petroleumsressursane og for å nå hovudmålet i petroleumspolitikken. God ressursforvaltning vil sikre størst mogleg verdiskaping for samfunnet. Gjennom petroleumsskattesystemet og SDØE vil staten få ein stor andel av inntektene frå verksemda.

Det har over tid vore brei politisk einigheit om hovudlinjene i petroleumspolitikken, og det norske rammeverket har vist seg å vere robust over tid. Systemet har gitt selskapa stabilitet og føreseielege vilkår, noko som er viktig for verdiskaping og sysselsetting i næringa og inntektene til staten.

Petroleumslova og petroleumsskattelova har eigne føresegner om verkeområdet for dei respektive lovene. Verkeområdet for lovene er i stor grad overlappande, men er noko ulikt utforma.

Petroleumslova gjeld undersøking etter og utvinning av undersjøiske petroleumsførekomstar og røyrleidningstransport, jf. petroleumslova § 1-4 jf. § 1-6 c). Lova gjeld også for utnytting, som i § 1-6 bokstav i) er definert som «nedkjøling for å gjøre gass flytende, raffinering og petrokjemisk virksomhet, produksjon og overføring av elektrisk kraft og annen anvendelse av utvunnet petroleum, lagring av petroleum samt bygging, plassering, drift og bruk av innretning for utnyttelse». Når det gjeld utnytting av utvunnen petroleum som skjer på land, gjeld petroleumslova berre når slik utnytting «er nødvendig for eller utgjør en integrert del» av utvinning eller transport av petroleum i røyrleidning, jf. petroleumslova § 1-4 andre ledd og § 1-6 bokstav h).

Lova omfattar såleis heilt eller delvis landanlegg som er knytte til petroleumsfelt med røyrleidning. Dette er anlegg som felta er avhengige av for sin løpande produksjon, som for eksempel gassbehandlingsanlegga på Kårstø og LNG-anlegget på Melkøya. Lova omfattar også mottaksanlegg på land for oljerøyrleidningar, som for eksempel råoljeterminalen på Mongstad, der olje frå felt knytte til Troll oljerøyrleidning 1 og 2 og Johan Sverdrup oljerøyrleidning blir ført i land med røyrleidning (ref. Ot.prp. nr. 46 (2002–2003)). Produksjonen på desse felta er avhengig av at råoljen blir lagra i lageranlegga på Mongstad før han blir skipa ut eller transportert i røyr til Equinors raffineri. Raffineriet på Mongstad er ikkje nødvendig for utvinninga og derfor ikkje underlagt verkeområdet til petroleumslova.

Det har vore eit viktig omsyn bak utforminga av verkeområdet til petroleumslova at lova skal gi grunnlag for å regulere den kjeda av innretningar som ein rettshavar på eit felt må gå igjennom før rettshavaren kan disponere over sin petroleum, altså heile oppstraumskjeda. Lova er avgrensa mot midtstraums- og nedstraumsaktivitetar (skipstransport, raffinering, drivstofflager osv.) som er regulerte i anna lovgiving.

Selskap som saman blir tildelte eit utvinningsløyve i samsvar med petroleumslova, må inngå ein samarbeidsavtale i tråd med eit standarddokument fastsett av departementet. Ved avtalen opprettar rettshavarane eit interessentskap med formål å drive oppstraums petroleumsverksemd i samsvar med utvinningsløyvet. Kvart av selskapa som deltar i eit utvinningsløyve, skal ta ut og disponere over ein andel produsert olje som tilsvarer deltakarandelen. Det blir derfor fastsett eit punkt der retten til produsert olje går over til det enkelte selskapet. Frå dette punktet er det enkelte selskapet ansvarleg for å ta hand om og selje sin eigen olje. Når oljen blir transportert frå feltet med skip, vil dette punktet typisk vere lastebøyen på feltet.

Etter petroleumslova kan staten delta direkte i petroleumsverksemd ved å halda av ein andel i eit løyve. Dette blir kalla statens direkte økonomiske engasjement (SDØE). SDØE kan derimot ikkje delta i verksemd som ligg utanfor petroleumslova, med mindre staten bestemmer noko anna. Petoro er eit heileigd statleg selskap og tar hand om dei forretningsmessige sidene knytte til SDØE. Det overordna målet for Petoros ivaretaking av SDØE-porteføljen er å oppnå størst moglege inntekter til staten. Equinor sel statens olje og gass saman med sin eigen i samsvar med avsettingsinstruksen. Petoro overvakar avsettinga til Equinor.

Petroleumsskattelova har to funksjonar: å sikre at Noreg har heimel til å skattlegge all petroleumsrelatert verksemd og arbeid på norsk kontinentalsokkel (heimelslov), og å gi særlege skattereglar for petroleumsverksemda (petroleumsskattesystemet).

Petroleumsskattesystemet gjeld berre for verksemd som består i «utvinning, behandling og rørledningstransport av petroleum» (oppstraumsverksemd). For at petroleumsskatten skal treffe grunnrenteverksemda, er verkeområdet avgrensa mot anna verksemd (nedstraumsverksemd / anna landverksemd). Når det gjeld petroleumsverksemd (oppstraumsverksemd) på land, er verkeområdet avgrensa til «transport av petroleum ved rørledning» frå kontinentalsokkelen mv. «samt annen virksomhet ved mottaks- og utskipningsanlegg som ledd i utvinning og rørledningstransport av slik petroleum», jf. petroleumsskattelova § 1 første ledd bokstav d). «Rørledning» omfattar også «mottaksanlegg på land, samt utskipningsanlegg i tilknytning til mottaksanlegget. Anlegg for videre bearbeiding av petroleum, inkludert raffinering, regnes ikke som en del av rørledningen», jf. petroleumsskatteforskrifta § 8. Verksemd i form av skipstransport av petroleum og omlasting ved kai på land fell utanfor verkeområdet for petroleumsskattesystemet. Slik verksemd blir skattlagd etter ordinære reglar for landverksemd (22 prosent).

Selskapa som er omfatta av petroleumsskattesystemet, står overfor ein særskatt på 56 prosent i tillegg til ordinær selskapsskatt på 22 prosent Samla gir det ein skattesats på 78 prosent. Fastsettinga av skattegrunnlaget bygger i utgangspunktet på den alminnelege selskapsskatten, men med nokre viktige avvik. Det er mellom anna eigne reglar om avskrivingar og friinntekt for dei sentrale driftsmidla (produksjonsinnretningar og røyrleidningar – «3 b-driftsmidler») og framføring med rente og eventuell utbetaling av underskot ved opphøyr av verksemda på sokkelen. Petroleumsskatten bør utformast nøytralt, slik at den høge skattesatsen ikkje hindrar samfunnsøkonomisk lønnsam leiting, utbygging og drift og heller ikkje bidrar til gjennomføring av ulønnsame prosjekt.

Ved behandlinga av Prop. 113 L (2019–2020) i vår vedtok Stortinget mellombelse endringar i dei særlege skattereglane for petroleumsverksemda, jf. Innst. 351 L (2019–2020). Dei mellombelse endringane i petroleumsskattesystemet inneber at utgifter til driftsmiddel som blir avskrivne etter petroleumsskattelova § 3 b (produksjonsinnretningar og røyrleidningar), kan utgiftsførast umiddelbart i særskattegrunnlaget. Dermed får selskapa fullt frådrag for investeringa i det året investeringskostnadene er pådratt. I tillegg blir det etter dei mellombelse endringane gitt ei friinntekt på 24 prosent, som også kan utgiftsførast umiddelbart. Driftsmiddelet må vere omfatta av ein PUD/PAD som er kommen inn til Olje- og energidepartementet før 1. januar 2023 og godkjend før 1. januar 2024, jf. Innst. 351 L (2019–2020).

For å sikre utbygging av Snøhvitfeltet blei det i 2001 vedtatt ein særskild regel for avskriving med inntil 33 1/3 prosent per år av investeringar i nytt storskala LNG-anlegg, jf. Ot.prp. nr. 16 (2001–2002). Den særskilde avskrivingsregelen for LNG-anlegg inneber at investeringane i Snøhvit-innretningane blir avskrivne over tre år i staden for avskrivingsperioden på seks år som gjeld for vanlege § 3 b-driftsmiddel.

Gassen frå Snøhvitfeltet i Barentshavet blir send i røyrleidning til Melkøya utanfor Hammerfest, der han blir kjølt ned til flytande form (LNG, liquified natural gas). Undervassinstallasjonen på feltet, røyrleidningen inn til land og LNG-anlegget på Melkøya er omfatta av petroleumslova, jf. over. Desse innretningane blir vidare rekna som § 3 b-driftsmiddel i petroleumsverksemda (produksjonsinnretning og røyrleidning) etter petroleumsskattelova, jf. § 1 tredje ledd. Snøhvit-investeringane skil seg dermed frå skipstransport av petroleum med omlasting ved kai som fell utanfor petroleumsverksemda.

Ordninga blei klaga inn for ESA med påstand om at ho var i strid med reglane om statsstøtte. For å sikre ei rask avklaring, og for å klargjere rammevilkåra for utbygging av Snøhvit, blei regelen i petroleumsskattelova endra til å gjelde nytt storskala LNG-anlegg i Finnmark fylke eller i kommunane Kåfjord, Skjervøy, Nordreisa eller Kvænangen i Troms fylke, jf. petroleumsskattelova § 3 b tredje punktum.

Departementet viser til omtalen i Ot.prp. nr. 84 (2001–2002). Støtteordninga og den individuelle støtta til Snøhvit blei godkjend av ESA i 2002 og 2006 som regional statsstøtte.

Den 1. juli 2014 kom det nye retningslinjer frå ESA om regional statsstøtte. I revidert nasjonalbudsjett 2014 sa regjeringa at ho ønskte at den gunstige avskrivingsregelen i petroleumsskattelova for LNG-anlegg i Finnmark fylke og nokre kommunar i Nord-Troms skulle gjelde vidare framover, men at det var usikkert om ordninga ville bli godkjend etter dei nye retningslinjene for regional statsstøtte.

I brev av 21. november 2014 er det avklart at ESA meiner at den gunstige avskrivingsregelen i petroleumsskattelova kan gjelde vidare framover utan å bli notifisert og godkjend som ei støtteordning. Føresetnaden er at det berre er Snøhvit som får støtte, og at eventuelle nye LNG-prosjekt som kjem innanfor avskrivingsregelen, må notifiserast individuelt og eventuelt godkjennast som lovleg statsstøtte. Individuell notifisering er uansett påkravd for all støtte til investeringar i anlegg på storleik med LNG-anlegg. Det er tvilsamt om støtte til eit eventuelt nytt LNG-anlegg ville bli godkjent av ESA, jf. avsnitt 11.5. Eit kaianlegg på Veidnes er uansett ikkje parallell med Snøhvit-saka, da kaianlegget ikkje er ein del av petroleumsverksemda og derfor ikkje omfatta av petroleumslova og petroleumsskattelova.

11.4 EØS-avtalen og statsstøtte

EØS-avtalen har som formål å «fremme en vedvarende og balansert styrking av handel og økonomiske forbindelser mellom avtalepartene, med like konkurransevilkår og overholdelse av de samme regler, med sikte på å opprette et ensartet Europeisk Økonomisk Samarbeidsområde». For å oppnå dette formålet omfattar EØS-avtalen mellom anna reglar om fri flyt av varer, personar, tenester og kapital.

Det følger av EØS-avtalen art. 126 (1) at avtalen mellom anna kjem til bruk på «Kongeriket Norges Territorium». Dei innleiande føresegnene i EØS-avtalen illustrerer at avtalen er ein frihandelsavtale, og derfor i utgangspunktet ikkje omfattar utnytting, forvaltning og kontroll av naturressursar, mellom anna olje og gass, men avtalen omfattar transport av petroleum på skip i bulk og omlasting på fastlandet av råolje transportert på skip.

EUs reglar om offentleg støtte (også kalla statsstøtte) er inntatt i EØS-avtalen. Artikkel 61 i EØS-avtalen stiller opp eit forbod mot statsstøtte, med tilhøyrande unntaksreglar. Vilkåra for at desse unntaksreglane skal komme til bruk, er vidare utdjupa i ESAs retningslinjer om offentleg støtte. I tillegg er det vedtatt ei eiga lov om offentleg støtte som gjeld nasjonale prosedyrar i saker om offentleg støtte. Lova inneheld særlege føresegner om melding av støtte til ESA, reglar for ESAs kontroll og bevissikring og kompetanse hos departementet og støttegivaren til å krevje ulovleg støtte tilbakeført frå støttemottakaren. Utfyllande reglar og unntak frå plikta til å notifisere ny støtte til ESA er gitt i forskrifter til lova.

EØS-avtalen artikkel 61 nr. 1, som forbyr statsstøtte, har denne ordlyden:

«Med de unntak som er fastsatt i denne avtale, skal støtte gitt av EFs medlemsstater eller EFTA-statene eller støtte gitt av statsmidler i enhver form, som vrir eller truer med å vri konkurransen ved å begunstige enkelte foretak eller produksjonen av enkelte varer, være uforenlig med denne avtales funksjon i den utstrekning støtten påvirker samhandelen mellom avtalepartene.»

Det er altså nødvendig at det ligg føre a) ein økonomisk fordel, b) at denne fordelen kan tilreknast staten eller er gitt av statsmidlar, c) at denne fordelen særleg tilgodeser enkelte føretak eller produksjon av enkelte varer (er selektiv), d) at denne fordelen går til føretak, e) at denne fordelen truar med å vri konkurransen og f) at denne fordelen er eigna til å påverke samhandelen mellom EØS-statane. Alle vilkåra må vere oppfylte for at eit tiltak skal utgjere støtte som blir ramma av forbodet.

Ein fordel vil vere alle økonomiske gode som eit selskap ikkje kunne ha oppnådd under normale marknadsforhold, sjå C-39/94 SFEI, avsnitt 60. For å fastlegge dette må ein samanlikne den økonomiske situasjonen til føretaket med og utan det pretenderte statsstøttetiltaket. Det avgjerande vil vere verknaden av det statlege tiltaket, ikkje kva som har vore statens formål med tiltaket. I fordelsvurderinga er det irrelevant kva form tiltaket tar. Det klassiske eksempelet på ein fordel er direkte pengestøtte. Fordelsomgrepet omfattar også lette av økonomiske byrder, for eksempel skattefordelar, som elles ville vore ein kostnad for føretaket i verksemda deira.

Dersom støtta til anlegget på Veidnes oppfyller vilkåra for statsstøtte, kan støttetiltaket likevel gjennomførast dersom ESA godkjenner det. Dette føreset at ESA, etter ein notifikasjonsprosess, kjem fram til at tiltaket er støtte som er foreinleg med EØS-avtalen. Dersom ESA meiner det er tvil om det aktuelle tiltaket er foreinleg med EØS-avtalen, skal dei opne formell prosedyre.

Det følger av art. 61 (3) (a), (b) og (c) at ESA kan godkjenne høvesvis «støtte som har til formål å fremme den økonomiske utvikling i områder der levestandarden er unormalt lav, eller der det er alvorlig underbeskjeftigelse», «støtte som har til formål å sikre at et viktig prosjekt av felles europeisk betydning kan realiseres, eller å bøte på en alvorlig forstyrrelse av økonomien i en av EFs medlemsstater eller en EFTA-stat» og «støtte som har til formål å lette utviklingen av enkelte næringsgrener eller på enkelte økonomiske områder, forutsatt at støtten ikke endrer vilkårene for samhandelen i et omfang som strider mot felles interesser» som å vere i tråd med funksjonen til avtalen.

ESA har gitt retningslinjer som angir dei nærmare vilkåra som må vere oppfylte for at ESA skal kunne godkjenne eit støttetiltak som foreinleg med art. 61 (3). Retningslinjene er bindande for ESA, men er ofte skjønnsprega og lar dermed ESA ha eit visst rom for skjønn.

ESAs retningslinjer for støtte til miljøvern og energi stiller opp vilkåra for når støtte på energi- og miljøområdet kan reknast for å vere foreinleg med art. 61 (3) (c) i EØS-avtalen. Omlasting av råolje ved eit kaianlegg fell ikkje inn under dei kategoriane av energiinfrastruktur som er omfatta av retningslinjene. Det er meir naturleg å sjå på eit omlastingsanlegg for råolje som eit anlegg i transportsektoren, som heller ikkje er omfatta av retningslinjene for miljø- og energistøtte. Det er dermed neppe mogleg å få godkjent støtte til slike infrastrukturprosjekt under retningslinjene for miljø- og energistøtte.

ESAs retningslinjer for regionalstøtte seier noko om når støtte kan tildelast for å oppnå regionalpolitiske formål innanfor det distriktspolitiske verkeområdet. I pkt. 11 i retningslinjene heiter det at retningslinjene ikkje kjem til bruk på statsstøtte som er tildelt energisektoren. I den tilhøyrande fotnoten (fotnote 13) heiter det: «The Authority will assess the compatibility of state aid to the energy sector on the basis of the future energy and environmental aid guidelines, amending the current guidelines on state aid for environmental protection, where the specific handicaps of the assisted areas will be taken into account.» Dette inneber at ein heller ikkje kan gi regionalstøtte under ESAs retningslinjer for regionalstøtte til energisektoren.

Dersom det ikkje finst retningslinjer som passar til eit ønskt støtteformål, må støttegivaren notifisere det planlagde tiltaket ved å vise til ein direkte bruk av art. 61 (3) i EØS-avtalen. ESA gjer da ei konkret vurdering av om støtteformålet er i tråd med EØS-avtalen. Sentralt i denne vurderinga er om støttetiltaket bidrar til å oppnå formål av felles europeisk interesse (for eksempel miljøvern, regional utvikling eller innovasjon), og om det er målretta, nødvendig og proporsjonalt.

11.5 Råoljeomlasting på Veidnes og statsstøtte

Oljeomlasting på Veidnes er ulønnsamt og krev bidrag frå staten for å bli gjennomført. Private eigarar/utbyggarar og eventuelt også brukarar av eit kaianlegg på Veidnes vil i utgangspunktet få ein økonomisk fordel fordi dei kjem i ei finansielt betre stilling enn om støtta ikkje var blitt gitt. Dette gjeld uavhengig av kva form støtta har – både statlege investeringar, tilskot og skattefordelar vil innebere ein økonomisk fordel for eigaren/utbyggaren og eventuelt også brukarar av kaianlegget. Dersom bidraget frå staten blei utforma slik at det ikkje innebar ei kostnadsinnsparing for brukarane av kaianlegget å ta oljen via Veidnes, samanlikna med å ta oljen direkte frå feltet til marknaden, og brukarane reelt og rettsleg sett stod fritt til å velje mellom dei to alternativa, kunne det argumenterast for at støtta ikkje utgjorde ein økonomisk fordel for brukarane og derfor ikkje var å rekne som statsstøtte etter EØS-avtalen overfor dei. Men det er høgst tvilsamt om ein slik argumentasjon ville halde rettsleg, da brukarane i alle tilfelle ville få tilgang på eit offentleg finansiert formuesgode utan å betale marknadspris for det. Gitt den rettslege usikkerheita, ville også ei slik løysing måtte notifiserast til ESA for å få fastslått om statens bidrag til ei slik løysing faktisk utgjer statsstøtte eller ikkje.

Departementet legg til grunn at støtta direkte eller indirekte vil komme frå staten og dermed utgjere statsmidlar. Vidare vil det vere støtte til økonomisk aktivitet sidan mottakarane av støtta tilbyr omlasting av råolje, altså varer og tenester i ein marknad. Ei eventuell støtte vil vere selektiv sidan ho utelukkande er retta mot kaianlegget på Veidnes. Ei støtte som blir gitt til ein aktør som driv omlasting, vil vri konkurransen i forhold til andre aktørar som tilbyr omlastingstenester i inn- og utland. Det vil dermed også påverke samhandelen mellom EØS-statane.

Departementet meiner derfor at endringar i skattesystemet som gir enkelte aktørar ein økonomisk fordel for å utløyse private investeringar i eit kaianlegg på Veidnes, vil utgjere statsstøtte etter artikkel 61. Tilsvarande gjeld dersom staten sjølv vel å finansiere utbygging og drift av kaianlegget, sjølv om det i eit slikt tilfelle ikkje er gitt at det vil vere rettshavarane i Castberg-feltet som er direkte støttemottakar. Både den såkalla marknadsinvestortesten og omtale i ESAs Notion of State Aid tilseier det. Departementet meiner det er klart meir sannsynleg at det blir konkludert med at dette er statsstøtte, enn at det ikkje er det.

Tiltak som inneber ein økonomisk fordel for investorar, operatørar eller brukarar av kaianlegget, utgjer statsstøtte som departementet legg til grunn skal notifiserast til ESA.

Som nemnt over er statsstøtte i utgangspunktet forbode, men kan godkjennast av ESA som foreinleg med EØS-avtalen dersom vilkåra i ei av unntaksføresegnene i EØS-avtalen artikkel 61 er oppfylte, jf. avsnitt 11.4.

Eit eventuelt kaianlegg på Veidnes er ikkje omfatta av dei tiltaka som retningslinjene for miljø- og energistøtte gjeld. Energisektoren og transportsektoren fell i dag utanfor retningslinjene for regionalstøtte. ESAs retningslinjer for regionalstøtte var annleis da ordninga med raske avskrivingar for nye fullskala LNG-anlegg i Nord-Troms og Finnmark blei notifisert og godkjend. Departementet ser ikkje at eit eventuelt kaianlegg på Veidnes er eit viktig prosjekt av felles europeisk betydning, jf. artikkel 61 nr. 3 bokstav (b).

Det mest aktuelle unntaket for at støtta kan reknast for å vere foreinleg med EØS-avtalen, synest å vere ein notifikasjon direkte under artikkel 61 nr. 3 bokstav (c), men det er tvilsamt om utbygging av et kaianlegg på Veidnes vil kunne lette utviklinga av «enkelte næringsgrener eller enkelte økonomiske områder», slik denne føresegna krev.

Støtte vil uansett berre kunne reknast for å vere foreinleg med denne føresegna dersom desse tre generelle vilkåra er oppfylte: Støtta må ha eit legitimt formål («objective of common European interest»), og vere nødvendig og proporsjonal. Ei eventuell støtte til kaianlegg på Veidnes fell utanfor dei ulike retningslinjene som speglar dei viktigaste formåla som kan kvalifisere til unntak, og kan heller ikkje seiast å ha til formål å avhjelpe ein marknadssvikt. Ifølge kravet om nødvendigheit må det mellom anna vurderast om ein kan oppnå formålet med ei eventuell støtte på andre måtar. Ifølge kravet om proporsjonalitet må også varigheita, intensiteten og omfanget av eit eventuelt statleg bidrag vurderast i forhold til dei målsettingane støtta søker å oppnå.

Dei direkte og indirekte sysselsettingseffektane av kaianlegget er estimerte til om lag 50 direkte og 25 indirekte årsverk i driftsfasen. Det er ikkje identifisert positive effektar av prosjektet utover sysselsettingseffektane. Den samfunnsøkonomiske kostnaden ved utbygging og drift av kaianlegget er svært høg for desse arbeidsplassane. Det er fordi at kaianlegget som er utgreidd er svært ulønnsamt. Det har ein estimert negativ noverdi på om lag 3,6 mrd. kroner. I tillegg til investeringskostnaden kjem tilleggskostnader gjennom driftsperioden fordi også drifta av anlegget er estimert å gå med tap. Det er tvilsamt om ESA vil finne at støtta tilfredsstiller proporsjonalitetskriteriet for støtte. For vurderinga av nødvendigheit er det vidare relevant at ein kan oppnå same sysselsettingseffekt billigare ved bruk av andre verkemiddel.

Tiltak som krev notifikasjon, må godkjennast av ESA før dei eventuelt kan settast i verk. Dialogen med ESA i 2015 om ei eventuell støtte til røyrleidning og ilandføringsterminal på Veidnes, og praksis frå EFTA-domstolen, tilseier at ESA vil opne formell undersøking før dei gjer eit vedtak. Selskapa avslutta arbeidet med kaianlegget på Veidnes i 2019. Det er såleis i dag ingen tiltakshavar som ønsker å få bygd eit slikt kaianlegg som eit eventuelt statsstøttetiltak søker å utløyse. At det ikkje er ein tiltakshavar med eit aktivt prosjekt, vil vere kompliserande for ein eventuell notifikasjonsprosess. Det vil derfor ta månader, mest sannsynleg over eitt år, før saka kan vere godt nok konkretisert og dokumentert til at Noreg kan notifisere eit prosjekt og ESA kan opne den forventa formelle undersøkingsprosedyren. Frå mottak av ein formell notifikasjon frå Noreg vil det truleg ta 18–24 månader før ESA vurderer at Noregs sak er godt nok belyst til å gjere eit endeleg vedtak om støtta er foreinleg med EØS-avtalen. Det er såleis ikkje realistisk at ei endeleg avgjerd i ESA vil kunne ligge føre før etter 1. januar 2023.

Dersom staten vel å støtte tiltaket utan å notifisere, vil det, slik departementet ser det, vere ein høg risiko for at ESA uansett vil opne formell klagesak om mogleg brot på statsstøtteforbodet. Dersom ESA etter innleiande undersøkingar slår fast at det er grunn til tvil om tiltaket er i tråd med den felles marknaden, skal det opnast formell undersøking, som kan føre til vedtak om tilbakeføring av ulovleg støtte med renter, jf. artikkel 4 nr. 4 i Del II i Protokoll 3 til ODA-avtalen.

11.6 Oppfølging av oppmodingsvedtak 681

I oppmodingsvedtak 681 bad Stortinget regjeringa seinast innan utgangen av oktober 2020 legge fram eit lovforslag om ei løysing for å sikre ilandføringsterminalen på Veidnes som er knytt til dei mellombelse endringane i petroleumsskattelova eller andre, tilsvarande, verkemiddel.

Skal investeringar i omlasting på Veidnes kunne bli omfatta av dei mellombelse endringane i petroleumsskattesystemet, er det ein føresetnad at verkeområdet for petroleumsskattelova blir utvida til å omfatte slike investeringar, jf. avsnitt 11.3 over.

Utvinning av petroleum gir normalt opphav til ei ekstraordinær avkastning (grunnrente) og aktiviteten er stadbunden. Petroleumsskattesystemet har som formål å sikre fellesskapen ein høg andel av overskotet som oppstår ved petroleumsverksemd. Det særlege skatteregimet gjeld for «utvinning» og «rørledningstransport» av petroleum. Denne avgrensinga av petroleumsskattesystemet bygger på grunnleggande omsyn og prinsipp for skattlegging av grunnrenteverksemd og har i hovudsak lege fast sidan petroleumsskattelova blei gitt i 1975. Det finanspolitiske rammeverket har som formål å skilje bruken av oljeinntekter frå oppteninga av dei. Med sparinga i Statens pensjonsfond utland og handlingsregelen for bruken av oljeinntekter sikrar rammeverket at framtidige generasjonar også får nyte godt av vår felles formue. I tråd med rammeverket skal heile statens netto kontantstraum frå petroleumsverksemda (petroleumsskatt og SDØE mv.) overførast til Statens pensjonsfond utland, medan uttaket frå fondet over tid skal følge den forventa realavkastninga av fondet.

Støtte til eit prosjekt gjennom petroleumsskatten eller SDØE vil redusere kontantstraumen til Statens pensjonsfond utland og i praksis bety at det blir trekt på oljeformuen. Det er eit brot på handlingsregelen og sentrale budsjettprinsipp om at ulike formål i finanspolitikken må haldast opp mot kvarandre i ein heilskapleg budsjettprosess.

Ei eventuell utviding av verkeområdet til petroleumsskattelova (og definisjonen av § 3 b-driftsmiddel) til å omfatte eit kaianlegg på Veidnes og eventuelt skipstransporten av olje frå feltet og til Veidnes, ville ikkje vere i tråd med omsyna bak regelverket, det vil seie å gi inntekter til fellesskapen gjennom ei særskild skattlegging av grunnrenteverksemda. Å utvide verkeområdet for petroleumsskattelova og eventuelt petroleumslova for at ein omlastingsaktivitet – som er eit delelement i ei skipstransportløysing frå feltet – skal komme til frådrag i petroleumsskatt, og at staten på den måten skal ta det alt vesentlege av kostnadene, er i strid med formålet med lova. Det strider også mot hovudmålet om god ressursforvaltning.

Det er heller ikkje mogleg å sjå korleis ei slik endring kan gjerast i lovgivinga utan at det også kan få verknader for annan landbasert aktivitet og skipstransport av olje frå andre felt som etter gjeldande regler fell utanfor petroleumsskattelova og petroleumslova. Ei endring av petroleumsskattelova og eventuelt petroleumslova for å gi statleg støtte til investeringar i og drift av kaianlegg for omlasting av olje på Veidnes vil innebere endringar av sentrale sider av det petroleumsrettslege rammeverket og ha konsekvensar utover den konkrete saka som vi i dag ikkje kjenner omfanget av.

Ei utviding av verkeområdet til petroleumsskattelova ville uansett ikkje vere tilstrekkeleg til at ei investering i omlasting på Veidnes skulle bli omfatta av dei mellombelse endringane i petroleumsskattesystemet. Dei mellombelse reglane kjem til bruk for investeringar i 2020 og 2021 og for investeringar fram til forventa produksjonsstart/driftssetting under nye utbyggingsplanar (PUD/PAD) som er sende inn til myndigheitene for godkjenning i samsvar med petroleumslova § 4-2 og § 4-3 innan utgangen av 2022.

Eit kaianlegg for omlasting fell ikkje inn under verkeområdet til petroleumslova og skal ikkje godkjennast i samsvar med petroleumslova § 4-2 og § 4-3. I tillegg til at verkeområdet for petroleumsskattelova måtte utvidast, ville dei mellombelse reglane i petroleumsskattelova måtte endrast slik at dei også omfatta prosjekt som ikkje er omfatta av petroleumslova. Alternativt måtte også verkeområdet til petroleumslova utvidast.

For å komme inn under tidsavgrensinga for dei mellombelse skattereglane må dessutan ei investeringsavgjerd vere tatt av selskapa og ein utbyggingsplan send inn til myndigheitene innan utgangen av 2022. Ei endring av petroleumsskattelova ville måtte notifiserast til ESA og bli godkjend som lovleg statsstøtte i samsvar med EØS-avtalen. Det må leggast til grunn at spørsmål om statsstøtte må vere avklarte av ESA før det eventuelt kan takast ei investeringsavgjerd. Det er, slik departementet ser det, lite sannsynleg at ein eventuell prosess om Veidnes mot ESA uansett kan sluttførast innan utgangen av 2022. Det er vidare vanskeleg å sjå at denne typen lovendringar for å utløyse investering i eit kaianlegg på Veidnes vil bli rekna av ESA som lovleg statsstøtte under EØS-avtalen.

Eit forslag om å endre petroleumsskattereglane og eventuelt petroleumslova ville uansett ikkje vere tilstrekkeleg for å realisere ei kai for omlasting av olje. Ei realisering av kaia føreset at det eksisterer eit aktivt prosjekt med ein tiltakshavar som ønsker ei slik utbygging. Det finst ikkje eit slikt aktivt prosjekt i dag, jf. avsnitt 11.2.

Departementet har også vurdert andre moglege «tilsvarende virkemidler», slik Stortinget ber om i oppmodingsvedtaket. Det er da vurdert om det finst alternative former for statsstøtte som ikkje vil ha tilsvarande uheldige effektar som ei utviding av verkeområdet for petroleumsskattelova.

Eit alternativ er at staten bidrar med direkte tilskot gjennom løyvingsvedtak til å bygge og drive kaianlegget. Basert på utgreiinga gjennomført av rettshavarane på Castberg-feltet tilsvarer det ein investeringskostnad på om lag 2,4 mrd. kroner. Utgreiingane viser at også drift av kaianlegget er ulønnsamt, og at staten derfor må gi statleg driftsstøtte til anlegget, slik at det samla bidraget frå staten dekker heile den negative netto noverdien på om lag -3,6 mrd. kroner.

Ein modell der staten dekker investerings- og driftskostnadene, kan gjennomførast ved at staten engasjerer private aktørar til å gjennomføre planlegging, bidra til statsstøttenotifikasjon og eventuelt påfølgande utbygging og drift av kaianlegget, dersom statsstøtta blir rekna som foreinleg med EØS-avtalen av ESA. Den private aktøren kan bidra med fakta til å etablere eit grunnlag for ei ESA-avgjerd om statsstøtte. Også i ei slik løysing er det nødvendig å vente på ESAs vurdering av om tiltaket er lovleg, før ein kan gå i gang med utbygging av kaianlegget. Ei slik løysing ville krevje ein utveljingsprosess av aktuelle private aktørar i samsvar med anskaffingsregelverket. Det ville også krevje at vilkåra for utbygging, drift og bruk blei forhandla fram mellom staten og utbyggaren av kaianlegget. Desse vilkåra må påreknast å vere klargjorde i forkant av ei etablering av saksgrunnlaget til ein prosess mot ESA om statsstøtte. Modellen krev ikkje endring i petroleumsskattelova.

Ei anna løysing kan vere at staten eig og driv kaianlegget. Ein slik modell vil også innebere statsstøtte fordi den statlege investeringa/drifta ikkje vil vere marknadsmessig. Det må da takast ei avgjerd om korleis staten vil organisere og finansiere eigarskap og drift. Det finst ikkje eit statleg selskap i dag som naturleg vil ha ei rolle med å bygge ut og drive eit slikt anlegg, slik at eit nytt selskap sannsynlegvis vil måtte etablerast. Modellar for statens finansiering av utbygging og drift av kaianlegget vil måtte bestemmast. Dette er forhold som må konkretiserast før det kan utarbeidast eit eventuelt grunnlag for ein ESA-prosess om statsstøtte. Heller ikkje ein slik løysing vil krevje endring i petroleumsskattelova.

11.7 Tilrådinga frå departementet

Castberg-feltet gir betydelege ringverknader på fastlandet i form av lønnsam næringsaktivitet og arbeidsplassar. Drift av Castberg-feltet er berekna å gi om lag 470 årsverk i eit normalt driftsår, 265 av dei i Nord-Troms og Finnmark. I den pågåande utbyggingsfasen er berekna sysselsettingsverknader i Nord-Noreg på om lag 1 750 årsverk, og av dei er i overkant av 700 i Nord-Troms og Finnmark. Utan ein lønnsam måte å bygge ut feltet på ville ikkje desse store ringverknadene ha oppstått.

Castberg-utbygginga kan gi nye moglegheiter også for Nordkapp kommune. Selskapa planlegg ei opptrapping av kapasiteten for beredskapstrening og maritim trening for aktivitetane i Barentshavet. Selskapa har til hensikt å bruke eigna fasilitetar i Honningsvåg og er i dialog med moglege lokale samarbeidspartnarar. Det er forventa at drifta vil gi grunnlag for fem til ti lokale årsverk. Denne bruken vil gi auka aktivitet og sysselsetting i regionen og styrke eit viktig miljø for sikkerheit og beredskap i Finnmark som også kan komme andre næringar til gode.

Dei utgreiingane som selskapa har gjort, viser at ei kai på Veidnes både er samfunns- og bedriftsøkonomisk ulønnsam. I tillegg til betydelege investeringskostnader blir det også anslått at den løpande drifta vil gå med underskot. Bruk av offentlege midlar for å utløyse eit slikt prosjekt vil derfor utgjere offentleg støtte, uansett om det kjem som ei direkte løyving eller indirekte gjennom skattesystemet. Ifølge utgreiingane selskapa har gjort, vil utbygging og drift av kaianlegget medføre eit samla tap på om lag 3,6 mrd. kroner for samfunnet.

Ei eventuell støtte til eit kaianlegg må notifiserast til og godkjennast av ESA før ho kan settast i verk. Det er vidare vanskeleg å sjå at denne typen lovendring for å utløyse ei investering i eit kaianlegg på Veidnes vil bli sett på av ESA som lovleg statsstøtte under EØS-avtalen. Å førebu og gjennomføre ein prosess mot ESA vil ta tid. Det må leggast til grunn at ESA vil opne formell undersøking, og at det deretter vil ta 18–24 månader før ESA vurderer at Noregs sak er godt nok belyst til at det kan gjerast eit endeleg vedtak om støtta er foreinleg med EØS-avtalen. Tidsbruken knytt til ein eventuell ESA-prosess aleine gjer at ei avklaring sannsynlegvis ikkje vil kunne vere på plass innan utgangen av 2022. Sjølv om ESA skulle finne slik støtte foreinleg med EØS-avtalen, er det neppe realistisk at selskapa kan ta ei avgjerd om å bygge eit kaianlegg i tide til at det kan omfattast av dei mellombelse skatteendringane slik dei no er vedtatt. Det er i dag ikkje ein tiltakshavar og eit aktivt prosjekt som arbeider med eit kaianlegg på Veidnes. Eit lovvedtak om nødvendige endringar i petroleumsskattelova, og eventuelt petroleumslova, for å gi dei mellombelse skatteendringane verknad for kaianlegget er uansett ikkje ein garanti for at prosjektet blir realisert. Å utvide verkeområdet for lova for å inkludere skipstransport og omlasting ved Veidnes strider mot formålet med lova og kan ha uheldige og uoversiktlege sideeffektar. Ei eventuell løysing for å få etablert eit kaianlegg på Veidnes bør i tilfelle skje gjennom direkte støtte til prosjektet heller enn ved endringar i petroleumsskattesystemet.

Departementet har derfor vurdert ei løysing der staten dekker investerings- og driftskostnadane for private aktørar eller sjølv bygger, eig og driv kaianlegget. Ein går ut frå at statens utlegg ved ei slik løysing vil vere den direkte investeringa (anslått til om lag 2,4 mrd. kroner) og driftsunderskotet gjennom levetida til anlegget. Den samfunnsøkonomiske kostnaden ved utbygging og drift av det utgreidde kaianlegget er av selskapa anslått til om lag 3,6 mrd. kroner. Utgreiinga viser vidare at kaianlegget vil gå med tap i driftsperioden sjølv om ein tar omsyn til oljevolum frå moglege framtidige utbyggingar i Barentshavet. Staten må rekne med å bere det alt vesentlege av dette tapet.

Omlasting på Veidnes som industriprosjekt blei skrinlagd i 2019. Det er i dag ikkje eit aktivt prosjekt som nokon aktør ønsker å realisere. Utbygging og drift av eit kaianlegg på Veidnes gjennom ei direkte løyving frå staten krev avklaringar med private aktørar eller ei organisering gjennom eit statleg selskap. Dette er prosessar som er omfattande, vil ta tid og må vere på plass før ein startar å utarbeide eit grunnlag for å gå i prosess med ESA om tiltaket kan vere lovleg statsstøtte. Det er såleis ikkje i dag eit faktagrunnlag for å starte ein eventuell notifikasjonsprosess mot ESA. Det vil derfor ta lang tid før saka er godt nok dokumentert til at ESA kan starte den formelle saksbehandlinga. Det er uansett svært tvilsamt om slik støtte til eit kaianlegg på Veidnes vil kunne godkjennast av ESA som lovleg statsstøtte, jf. omtalen i avsnitt 11.5. Ein prosess basert på etablering og drift ved ei direkte løyving frå staten vil derfor venteleg ta fleire år, og vil høgst sannsynleg ikkje kunne realiserast fordi det inneber ulovleg statsstøtte. Innan den tid vil både Castberg- og Goliat-felta ha produsert i fleire år. Særleg Goliat-feltet vil allereie ha produsert ein betydeleg del av sine ressursar. Dette gjer at deira samla bruk av eit eventuelt kaianlegg blir mindre.

Dei direkte og indirekte sysselsettingseffektane av kaianlegget er estimerte til om lag 50 direkte og 25 indirekte årsverk i driftsfasen. Det er ikkje identifisert andre positive effektar av prosjektet. Den samfunnsøkonomiske kostnaden ved utbygging og drift av kaianlegget er svært høg for desse arbeidsplassane. Prosjektet har, slik departementet vurderer det, ingen positive effektar når det gjeld ressursforvaltning. Omlasting ved kaianlegget blir av selskapa vurdert som akseptabelt når det gjeld sikkerheit, arbeidsmiljø, miljørisiko og driftsregularitet, men miljø- og sikkerheitsrisikoen blir vurdert som noko høgare enn ved direkte transport til marknaden.

På bakgrunn av dette rår departementet ifrå at det blir sett i verk tiltak for å få bygd eit kaianlegg på Veidnes.

12 Prosjekt under utbygging

Før utbygging og transport kan skje på norsk sokkel, må det leverast høvesvis ein plan for utbygging og drift (PUD) eller ein plan for anlegg og drift (PAD) til godkjenning hos myndigheitene. Det er dei ulike rettshavargruppene som har ansvaret for å gjennomføre utbygginga i samsvar med den godkjende utbyggingsplanen.

I dette kapittelet følger ein omtale av utviklinga for dei prosjekta som har fått PUD/PAD godkjende av myndigheitene, men som framleis er under utbygging eller har komme i produksjon etter rapporteringa i fjor. Seks utbyggingsprosjekt er stilt ferdig og sett i produksjon etter 1. august 2019: Johan Sverdrup byggetrinn I, Utgard, Valhall Flanke Vest, Skogul, Ærfugl og Gullfaks Shetland/Lista fase 2. Departementet har henta inn oppdaterte opplysningar per august 2020 frå operatørselskapa for dei ulike prosjekta som bakgrunn for omtalen.

I 2019 mottok myndigheitene fem utbyggingsplanar med ei total investeringsramme på rundt 40 mrd. kroner: Balder Future-prosjektet, Gullfaks Shetland/Lista fase 2-prosjektet, Duva-feltet, Solveig-feltet og Tor II-prosjektet. Departementet mottok i 2019 også utbyggingsplan for Hywind Tampen, gjennom ein endra PUD for Snorre- og Gullfaksfelta.

Oljedirektoratet har nyleg5 gått igjennom 66 utbyggingsprosjekt på norsk sokkel i perioden 2007–2018. Gjennomgangen viser at dei fleste av prosjekta endar opp med utbyggingskostnader i samsvar med estimata som er angitt i PUD, og at det er forholdsvis få prosjekt med kostnadsoverskridingar. I overkant av 80 prosent av prosjekta i utvalet har enda med kostnader innanfor usikkerheitsspennet i estimatet eller lågare. Undervassutbyggingar går svært ofte som planlagt, og 90 prosent av desse prosjekta blir ferdigstilte i samsvar med eller lågare enn kostnadsestimat i PUD. Plattformutbyggingar er erfaringsmessig meir utfordrande; gjennomgangen viste at 71 prosent av desse prosjekta endar opp med eller er i ferd med å byggast ut i samsvar med kostnadsestimata.

Olje- og gassnæringa er ein global og syklisk industri. Alle utbyggingsprosjekt på norsk sokkel har leveransar frå mange ulike bedrifter i inn- og utland. Store offshore olje/gass-prosjekt er komplekse prosjekt som omfattar mange aktivitetar som gjerne er gjensidig avhengige av andre, delar av prosjektgjennomføringa, for å lykkast. Eit vellykka resultat er eksempelvis avhengig av at dei involverte ferdigstiller sine leveransar til rett tid. Aktivitetar går føre seg på ulike geografiske stader, og det krev utstrekt kommunikasjon og godt samarbeid mellom aktørane. At næringa er syklisk i sin natur aukar kompleksiteten ved at det påverkar tilgangen på varer og tenester av god kvalitet over tid. God planlegging og god kontroll i gjennomføringa er svært viktig for å lykkast.

Covid-19-pandemien har ført til utfordringar for dei pågåande utbyggingsprosjekta både når det gjeld bemanning på byggestadene til havs og på land, og tilgangen på leveransar. Dei pågåande prosjekta har blitt ramma på ulike måtar. Smitteverntiltak gjorde at norske offshoreverft måtte sende dei utanlandske arbeidarane heim. Lokale tiltak på byggestader utanfor Noreg førte også med seg ein periode med svært redusert bemanning. Anna bemanning har vore redusert mellom anna på grunn av sjukdom og karantenereglar. Verfta har i periodar måtte redusere produksjonen betrakteleg, og resultatet av dette er forseinkingar og kostnadsauke. Maritime operasjonar knytt til pågåande utbyggingar har i stor grad blitt gjennomført trass pandemien. Produksjonen på norsk sokkel har vore oppretthalden gjennom 2020. Det same har i stor grad produksjonsboring. Modifikasjonsarbeid til havs i tilknyting til utbyggingar er blitt redusert fordi bemanninga på innretningane har vore mellombels redusert som ein del av smitteverntiltaka. Dette har gitt nokre forseinkingar i pågåande utbyggingar.

Globale leveransekjeder er også ramma av smitteverntiltak. Nokre underleverandørar har måtta stanse drifta, medan andre har opplevd mindre eller forseinka leveransar på grunn av mangel på arbeidskraft og fordi verdikjeder heilt eller delvis har stoppa opp. Samla bidrar dette til forseinkingar og ekstrakostnader i fleire prosjekt. Det er derfor stor usikkerheit rundt anslaga som følge av utfordringane Covid-19 har medført. Eventuelle nye utbrot og smitteverntiltak nasjonalt og globalt utgjer ein usikkerheit for pågåande utbyggingsprosjekt òg framover.

Utbyggingar på norsk sokkel kjøper inn varer og tenester i ein internasjonal marknad. Utviklinga i prisane på varer og tenester ved utbyggingar på norsk sokkel er i stor grad påverka av internasjonale forhold. Den norske krona svekte seg det første halvåret av 2020. Målt i norske kroner har derfor kostnadene auka i dei delane av prosjektet der kostnadene har vore i utanlandsk valuta, noko som utgjer ein betydeleg auke i investeringsanslaget for fleire prosjekt.

Status for utbyggingsprosjekta

Kostnadsoverslaga i PUD/PAD har eit usikkerheitsspenn på +/-20 prosent. Erfaringsmessig endar dei fleste utbyggingane på norsk sokkel innanfor dette usikkerheitsspennet. Eit mindretal av prosjekta på norsk sokkel endar opp med utbyggingskostnader utanfor dette usikkerheitsspennet. 16 av 22 prosjekt som no er under utbygging eller har komme i produksjon etter 1. august 2019, har kostnadsanslag som er innanfor usikkerheitsspennet. Fire prosjekt er på oversida, medan to prosjekt har kostnadsanslag som ligg under usikkerheitsspennet. Sett under eitt for alle prosjekta har dei totale investeringane auka med 2,6 prosent samanlikna med det som blei rapportert ved innleveringa av PUD/PAD. Dette gjennomsnittstalet inneheld enkeltprosjekt med store avvik.

Eit høgare investeringsnivå treng ikkje nødvendigvis vere negativt for lønnsemda i eit prosjekt. I den grad det høgare investeringsnivået resulterer i auka inntekter, kan det medverke til større verdiskaping for prosjektet.

Ei oversikt over forskjellen mellom investeringsoverslaga til operatørane på PUD/PAD-tidspunktet og overslaga per august 2020, og endringa i investeringsoverslaget sidan fjorårets rapportering i Prop. 1 S (2019–2020) frå Olje- og energidepartementet, ser ein i tabell 12.1 og 12.2.

Samla har prosjekta som no er under utbygging anslåtte investeringar på om lag 302 mrd. kroner, mot 258 mrd. kroner i PUD/PAD. Tilsvarande har prosjekta som er sette i produksjon sidan 1. august 2019, oppdaterte investeringar på om lag 122 mrd. kroner, mot 155 mrd. kroner i PUD/PAD.

Porteføljen inneheld både prosjekt med vesentleg reduserte investeringar og andre med ein betydeleg auke.

Basert på innrapportering frå operatørane har departementet berekna verdien av prosjekta i dag. Verdien av å føre vidare prosjektporteføljen er berekna ved noverdien av dei framtidige forventa kontantstraumane frå prosjekta. Allereie gjennomførte investeringar (og eventuelt produksjon) kan ikkje påverkast og er derfor ikkje inkluderte i berekninga av verdien ved å føre vidare prosjekta. Samla har prosjekta ein berekna noverdi framover på 1 304 mrd. kroner med 7 prosent kalkulasjonsrente reelt før skatt, og 1 651 mrd. kroner med 4 prosent kalkulasjonsrente. Så lenge noverdien er positiv, er utbyggingane lønnsame å vidareføre.

Departementet har berekna den renta (internrenta) som gjer netto noverdi lik null for prosjektportefølja. Det er såleis òg eit prosentmål på avkastning på investeringane. I denne berekninga er både historiske og framtidige kontantstraumar knytt til utbyggingane tatt med. Dei historiske kontantstraumane er kjende, medan dei framtidige anslaga er baserte på oppdaterte forventningar. Internrenta til den samla portefølja frå dei ulike PUD-tidspunkta er berekna til om lag 27 prosent.

Nærmare omtale av enkeltprosjekt

Prosjekt under utbygging

Utbyggingsprosjekta som fekk utbyggingsplanen godkjend i 2019 og 2020, er alle i tidleg utbyggingsfase og har investeringsanslag godt innanfor usikkerheitsspennet i PUD.

Under følger ein nærmare omtale av Johan Castberg-utbygginga og dei tre enkeltprosjekta som framleis er under utbygging og i dag har forventa investeringar 10 prosent over eller under anslaget i PUD/PAD.

Martin Linge-feltet

Martin Linge-feltet er ei sjølvstendig utbygging bestående av ei botnfast plattform med prosessering av olje og gass og eit tilknytt lagerskip for olje. Oljen skal lastes til tankskip på feltet, mens gassen vil transporteres til Storbritannia gjennom ei ny røyrleidning til eksisterande infrastruktur. Brønnene bores frå innleid borerigg. Plattforma er nå plassert på feltet for sluttføring av utbyggingen. Lagerskipet er klar til driftssettelse.

Sidan PUD har investeringsanslaget auka med 29 742 mill. kroner, eller med 96 prosent. Auken er hovudsakleg knytt til forseinkingar og endringar som har gitt auka kostnader for plattformdekket, auka arbeidsomfang for samankopling og ferdigstilling av plattforma og forlenga byggjetid. Det auka arbeidsomfanget skuldast i stor grad manglar knytt til design som har blitt utbetra for å sikre sikker oppstart og produksjon. Dette har også ført til redusert effektivitet i gjennomføringa av offshorearbeida. Auken inkluderer òg endra bokføring av enkelte kostnadselement frå driftskostnader til investeringskostnader. I tillegg er det fortsett auking i valutakostnadene. Valutatap utgjer 4 151 mill. kroner av auken sidan PUD.

Total var operatør for utbyggingen frem til 2018, da Equinor overtok rolla som operatør.

Forventa produksjonsstart er forskuva til 2021. Sidan same rapportering i fjor har investeringsanslaget auka med 3 557 mill. kroner, som i hovudsak skuldast vekstanslag for ferdigstilling av plattforma, styrking av prosjektorganisasjonen, endring i boreprogram og valutaeffektar. Equinor har påvist manglar ved brønnbarrierene i fire forborete gassbrønnar, og planlegg nå å bore opptil tre nye gassbrønnar for å sikre sikker oppstart og produksjon. Dette auker kostnadene sidan i fjor, og er inkludert i talet over. Auken sidan i fjor inkluderer i tillegg effektar forårsaka av Covid-19, estimert til om lag 1 820 mill. kroner.

Njord Future-prosjektet

Njord Future-utbygginga inneber ei stor oppgradering av plattforma Njord A og lagerskipet Njord B, som har vore i bruk på feltet sidan oppstart i 1997. Njord A er ei flytande stålinnretning med integrert bore- og prosessanlegg. Innretninga er på Kværner Stord for oppgraderingar i tilknyting til Njord Future-prosjektet. Njord B er eit lagerskip med nokre tilleggsfunksjonar. Njord B er no til oppgradering ved Aibel sitt verft i Haugesund.

Njord future-prosjektet gjer mogeleg også dei pågåande utbyggingane av Bauge- og Fenja-felta som begge koples opp til Njord A.

Investeringsanslaget for prosjektet har auka med 8 540 mill. kroner, eller 53 prosent, sidan PUD. Auken skuldast at arbeidet med levetidsforlenging og oppgradering på Njord A og Njord B har vore meir omfattande enn først antatt. Betydelege utskiftingar på begge installasjonane med tilhøyrande prosjektering har vore naudsynt.

Sidan same rapportering i fjor har investeringsanslaget auka med 3 989 mill. kroner. Dette skuldast i hovudsak forlenga prosjektgjennomføring og dermed utsett oppstart av produksjonen. Om lag halvparten av dette er som ei følgje av forseinkingar i samband med Covid-19-tiltak, men det er også naudsynt med ytterlegare utbetringar. På Njord A er det no også naudsynt med arbeid på område der dette ikkje var planlagt frå først av, noko som påverkar produktiviteten hos kontraktoren negativt. Planlagt oppstart av produksjonen er mot slutten av 2021.

Yme New Development-prosjektet

Yme New Development er ei reutbygging av Yme-feltet. Prosjektet medfører både gjenbruk av eksisterande installasjonar på havbotnen (lagertank, senkekasse, røyrleidningar, og bunnrammar) og plassering av ei ny brønnhovudmodul oppå senkekassa. I tillegg til eksisterande brønnar planleggast det for å bore nye brønnar. Produksjonen skal skje via den flyttbare bore- og produksjonsinnretninga Maersk Inspirer som er leid inn. Prosjektet medfører ei auka modifikasjon av Maersk Inspirer som pågår ved Aker Solution i Egersund.

I Yme New Development-prosjektet er det rapportert om ein auke i investeringsanslaga på 2 302 mill. kroner, eller 26 prosent, sidan PUD. Sidan same rapportering i fjor har investeringsanslaget auka med 1 675 mill. kroner. Det økte anslaget skuldast økte kostnadar for modifikasjonsarbeid på produksjonsplattforma Maersk Inspirer. Aukinga skuldast også endringar i tidsplanen grunnet installasjonsarbeid offshore, samt Covid-19-relaterte tiltak som har ført til vesentlege forseinkingar på verftet i Noreg og tilhøyrande auka kostnadar. Ein gjenværande risikofaktor for utbygginga er knytt til oppstart av brønner som tidligere er boret på feltet. Antatt produksjonsstart er utsett til 2021.

Johan Castberg-feltet

PUD for Johan Castberg-feltet blei godkjent i juni 2018. Johan Castberg-feltet byggjast ut med eit flytande produksjonsskip (FPSO) og eit havbotnanlegg.

Sidan PUD har det vore ei positiv kostnadsutvikling som ei følge av betringar på undervassanlegg, marine operasjonar, samt boring og komplettering. Totalt er investeringsanslaget i prosjektet redusert med 1 542 mill. kroner utanom valutaeffekter. Desse kostnadsreduksjonane er motverka av eit estimert valutatap på om lag 4 375 mill. kroner som følge av svekka norsk krone. Investeringsanslaget for prosjektet har såleis auka med 2 833 mill. kroner eller 6 prosent sidan PUD.

Sidan same rapportering i i fjor, då prosjektet lå noko under PUD-anslaget, har investeringsanslaget auka med 3 357 mill. kroner, inkludert valutaeffektar på 726 mill. kroner.

Utbygginga er ramma av lågare aktivitet på byggestadene som følge av naudsynte smitteverntiltak på grunn av Covid-19-pandemien. Auken i kostnadene som følgje av Covid-19 utgjer om lag 2 500 mill. kroner. Det er også andre endringar inkludert auke i kostnader knytt til lågare produktivitet på prosessmodulane og utbetring av sveisearbeidet på skroget til produksjonsskipet. Det pågår fortsatt arbeid for naudsynt utbetring av sveisearbeid.

Planlagt oppstart av produksjonen er utsett til mot slutten av 2023, i første rekke som følgje av Covid-19.

Prosjekt som er sette i drift

For prosjekta som er sette i produksjon det siste året, er utbyggingsrisikoen over. Her følger ein nærmare omtale av dei prosjekta som ikkje er gjennomførte med investeringar innanfor usikkerheitsspennet i PUD på +/–20 prosent.

Sverdrup byggetrinn 1

Første byggetrinn av Johan Sverdrup-feltet omfattar mellom anna fire plattformer og er Noregs største industriprosjekt på tiår. Feltet blei sett i produksjon i oktober 2019.

I første byggetrinn av Johan Sverdrup-utbygginga er det rapportert om ein reduksjon i investeringsanslaget på om lag 32,3 mrd. kroner, eller 24 prosent, sidan PUD. Mesteparten av reduksjonen er innsparingar som følge av at alle dei store prosjekterings-, fabrikasjons- og installasjonskontraktane blei tildelte til gunstige marknadsvilkår i 2015 og 2016, og reduksjonar som følge av effektiv prosjektgjennomføring. Reduksjonen i investeringsanslaget sidan PUD er delvis motverka av svekt kronekurs, spesielt overfor USD og EUR. Samanlikna med rapporteringa frå i fjor er investeringsanslaga nær uendra. Prosjektet var då i ein sein avslutningsfase. Dei avsluttande ferdigstillingsarbeida blei fullførte på ein god måte, og produksjonen frå feltet kunne starte opp om lag to månader tidlegare enn planlagt.

Utgard

Utgard-utbygginga er ei havbotnramme knytt til Sleipner-feltet. Produksjonen frå Utgard starta i september 2019. Planlagt oppstart i utbyggingsplanen var 4. kvartal 2019.

I Utgard-utbygginga er investeringsanslaget redusert med 684 mill. kroner, eller 20 prosent, sidan PUD. Det er ein reduksjon på ytterlegare 128 mill. kroner sidan same rapportering i fjor. Hovudendringa sidan fjorårets rapportering er at investeringar knytte til marine operasjonar har blitt enda lågare enn tidlegare antatt på grunn av auka effektivitet. I tillegg er det innsparingar på utførte modifikasjonar, blant anna på grunn av lågare innkjøpskostnader og høgare effektivitet offshore.

Skogul

Skogul-utbygginga er ei havbotnramme som er kopla til Alvheim-feltet via Vilje-feltet. Produksjonen frå Skogul starta i mars 2020, i samsvar med PUD.

I Skogul-utbygginga er investeringsanslaget auka med 730 mill. kroner, eller 46 prosent, sidan PUD. Det er ein auke på 523 mill. kroner sidan rapporteringa i fjor. Auken i kostnadsestimatet kjem i hovudsak av utfordringar under boring i reservoarseksjonen, auka riggrate og utfordringar knytte til ferdigstilling av brønn.

13 Omtale av klima- og miljørelevante saker

Klima- og miljøpolitikken til regjeringa bygger på at alle samfunnssektorar har eit sjølvstendig ansvar for å legge miljøomsyn til grunn for aktivitetane sine og for å medverke til å nå dei nasjonale klima- og miljøpolitiske måla. Sektormyndigheitene har ansvar for å gjennomføre tiltak på sine eigne område. For ein samla omtale av klima- og miljørelevante saker, sjå fagproposisjonen frå Klima- og miljødepartementet.

Noreg har stor vasskraftproduksjon og er ein viktig leverandør av olje og gass til den globale marknaden. 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 rekke reguleringar medverkar til at det blir tatt 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.

Ettersom utsleppa frå olje- og gassverksemda på norsk sokkel er underlagde det europeiske kvotesystemet, vil oljeselskapa på norsk sokkel, på lik linje med bedrifter i EU, medverke til å redusere dei kvotepliktige utsleppa med 43 prosent frå nivået i 2005 innan 2030. Det er såleis på plass ein sterk verkemiddelbruk 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 styrke utviklinga av miljøvennleg produksjon og bruk av energi er det grunnleggande å ha langsiktige og stabile rammevilkår.

Fleire verkemiddel bidrar i utviklinga av energisystema for framtida og lågutsleppssamfunnet, først og fremst miljøavgifter, direkte reguleringar og støtteordningar.

Regjeringa vil fremme ein 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. I 2020 la regjeringa fram Meld. St. 28 (2019–2020) Vindkraft på land – Endringer i konsesjonsbehandlingen. Regjeringa foreslo fleire tiltak for å stramme inn behandlinga av vindkraftkonsesjonar framover, mellom anna å legge større vekt på miljø- og landskapsomsyn ved utbygging av vindkraft.

Ved kongeleg resolusjon blei det i juni 2020 bestemt at områda Utsira Nord og Sørlige Nordsjø II er opne for søknader om vindkraft til havs med verknad frå 1. januar 2021.

Forsking og utvikling er viktig for å nå dei nasjonale klima- og miljøpolitiske måla. Satsinga til regjeringa gir ny kunnskap og kompetanse i petroleums- og energisektoren som blir 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 fullskalaprosjektet for CO₂-handtering og arbeidet for å fremme CO₂-handtering som eit klimatiltak internasjonalt held fram i 2021.

I 2020 la regjeringa fram sin hydrogenstrategi. Den overordna bodskapen er at utvikling og bruk av hydrogenbaserte løysingar kan bidra til utsleppsreduksjonar og skape verdiar for norsk næringsliv. Hydrogen kan vere ein låg- eller utsleppsfri energiberar når det blir produsert frå naturgass med CO₂-handtering eller ved elektrolyse av vatn med rein kraft. Regjeringa varslar ei styrking av hydrogensatsinga og har sett av midlar til det i statsbudsjettet for 2021. Det vil føre til auka aktivitet innan hydrogen i åra framover.

13.1 Klima- og miljøutfordringar

Klima- og miljøutfordringar i olje- og gassutvinning er knytte til utslepp til luft og til sjø. Vassdrags- og vindkraftutbyggingar fører med seg inngrep i natur- og kulturmiljø.

Utslepp til luft

Stasjonær forbrenning, inklusiv olje- og gassutvinning, står for utslepp til luft av karbondioksid (CO₂), nitrogenoksid (NOx), flyktige organiske sambindingar utan metan (nmVOC), metan (CH₄), svoveldioksid (SO₂), partiklar (PM) og polysykliske aromatiske hydrokarbon (PAH)6.

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 bidrar til låge luftutslepp frå den innanlandske stasjonære energibruken. Det 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 blir utnytta til energiformål) og energi brukt til energiforsyning og oppvarming av bygningar var 2,9 mill. tonn CO₂-ekvivalentar i 2019 (førebelse tal). Det svarer til om lag 6 prosent av dei samla utsleppa i Noreg.

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

På grunn av den særeigne samansetninga av norsk økonomi og at kraftproduksjonen på fastlandet består av nesten berre vasskraft, står verksemda på kontinentalsokkelen for ein vesentleg del av dei norske utsleppa av klimagassar. I 2019 sleppte petroleumsverksemda7 ut klimagassar tilsvarande 13,9 mill. tonn CO₂-ekvivalentar (CO₂ og metan). Utsleppa frå petroleumsverksemda utgjer om lag 27 prosent av dei samla norske klimagassutsleppa. Utsleppa frå verksemda er venta å vere relativt stabile dei neste åra.

Petroleumsverksemda sleppte i 2019 ut 43 300 tonn NOx (nitrogenoksid). Utsleppa av NOx frå petroleumsverksemda er om lag 28 prosent 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 fjerdedel av dei samla norske nmVOC-utsleppa (flyktige organiske sambindingar utan metan), med utslepp i 2019 på 40 400 tonn. Sidan starten av 2000-talet er utsleppa av nmVOC frå petroleumsverksemda sterkt reduserte. Utsleppsreduksjonane er oppnådde som følge av at det er installert anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankarar.

At norsk petroleumsverksemd er underlagd streng verkemiddelbruk, gir resultat. Norske utslepp er vesentleg lågare per produsert eining enn gjennomsnittet for oljeproduserande land, sjå figur 13.1. Utsleppa varierer mellom dei ulike felta, både i Noreg og internasjonalt.

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

Utslepp til sjø

Utsleppa til sjø frå petroleumsverksemda stammar i all hovudsak frå den regulære drifta og kjem frå produsert vatn, borekaks og restar av kjemikaliar og sement etter boring. Myndigheitene stiller strenge krav til at desse utsleppa er så låge som mogleg, at operatørane bruker kjemikaliar som inneheld minst mogleg av miljøfarlege stoff, og at industrien utviklar ny teknologi som kan redusere utsleppa. Petroleumsverksemda har over tid investert i tiltak som har redusert utsleppa betydeleg.

Produsert vatn følger med oljen opp frå reservoaret og inneheld naturleg førekommande stoff frå reservoaret og restar av tilsette stoff. I dag blir det produserte vatnet reinsa før utslepp til sjø eller injisert tilbake i undergrunnen. Borekaks som inneheld olje og borevæske, stod tidlegare for ein vesentleg del av oljeutsleppa frå verksemda, men blir no injisert i eigna reservoar eller tatt til land for vidare behandling. Ein sideeffekt av å injisere produsert vatn og oljehaldig borekaks/-væske er auka energibruk og dermed større utslepp til luft. Ilandføring av borekaks/-væske aukar transportbehovet og omfanget av avfallshandteringa på land.

Oljeselskapa er pålagde miljøovervaking for å følge med på verknaden av utslepp til sjø. Det er ikkje påvist skadelege effektar på miljøet som følge av utslepp av produsert vatn på norsk sokkel. Det er venta at voluma av produsert vatn vil halde seg på om lag same nivå som i dag fram mot 2023.

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 ein kubikkmeter (m³) er av avgrensa omfang.

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

Inngrep ved utbygging av fornybar energi og nett

Vassdragsutbyggingar og andre energirelaterte utbyggingar som vindkraft fører med seg inngrep i natur- og kulturmiljø. Ved utnytting av fornybare energikjelder og ved bygging av kraftleidningar står ein overfor 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.

13.2 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.

Regjeringa sine tiltak omfattar eit breitt spekter av aktivitetar. I statsbudsjettet for 2015 presenterte regjeringa sin strategi for CO₂-handtering, og resultata frå arbeidet med strategien er omtala i Meld. St. 33 (2019–2020) Langskip – fangst og lagring av CO₂. Strategien omfatta forsking, utvikling og demonstrasjon, samt internasjonalt arbeid for å fremje CO₂-handtering. Teknologisenter 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 for å redusere kostnader og risiko for fullskala CO₂-fangst, og å auke aksepten for CO₂-handtering som 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 er samde om ei ny driftsavtale som varar ut 2023.

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

Ambisjonen om å realisere eit demonstrasjonsanlegg for fangst, transport og lagring av CO₂ er følgt opp gjennom studiar og forprosjekt. Norcem har forprosjektert CO₂-fangst frå deira sementfabrikk i Brevik, og Fortum Oslo Varme har forprosjektert CO₂-fangst frå deira energigjenvinningsanlegg på Klemetsrud. Transport og lager er forprosjektert av Equinor, i samarbeid med Shell og Total. Regjeringa vil bidra til å utvikle teknologi for fangst, transport og lagring av CO₂ og legge til rette for en kostnadseffektiv løysing for fullskala CO₂-handtering i Noreg som gir teknologiutvikling i eit internasjonalt perspektiv. Med bakgrunn i det omfattande utrednings- og kvalitetssikringsarbeidet som er gjennomført og forhandlingsresultatet med industriaktørane, tilrår regjeringa at Stortinget tek investeringsavgjerd i tråd med framlagt forslag og at staten forpliktar seg til å dekke tilskot til investering og drift av Langskip – fangst og lagring av CO₂. Regjeringa tilrår at prosjektet vert gjennomført med Norcem som første fangstprosjekt, og deretter Fortum Oslo Varmes fangstprosjekt under føresetnad av tilstrekkeleg eigenfinansiering og finansiering frå EU eller andre kjelder. Se Meld. St. 33 (2019–2020) Langskip – fangst og lagring av CO₂ for ein nærare gjennomgang av underlaget for regjeringa si avgjerd og tilråding.

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

Det er oppretta ei rekke regionale og internasjonale samarbeid der Noreg ved Olje- og energidepartementet deltar. Mellom anna deltar departementet i North Sea Basin Task Force, Carbon Capture Utilisation and Storage Initiative under Clean Energy Ministerial og Carbon Sequestration Leadership Forum. Vidare samarbeider Noreg tett med EU, og deltar i organ og forum retta mot å utvikle og ta i bruk teknologi for CO₂-handtering og å utvikle rammeverk for sikker fangst og lagring av CO₂.

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 tilbyr mellom anna investeringsstøtte og rådgiving og driv informasjonsverksemd for å stimulere aktørar til å investere i energi- og klimatiltak.

Kvotesystemet, CO₂-avgift og fleire andre tiltak er med på å bygge opp under ei miljøvennleg energiomlegging og utvikling av energi- og klimateknologi. Miljøavgifter og særavgifter knytte til energi medverkar òg til å påverke energibruken. Det er innført energistandardar og energimerkeordningar for ei rekke produkt. Det er òg innført strenge forskrifter med krav til energibehov i nye bygg og ved større rehabiliteringar, og det er innført krav om energimerking ved sal, utleige og nyoppføring av bygningar. Enovas verksemd grensar opp mot og kompletterer dei andre delane av verkemiddelapparatet.

Bruk av fyringsolje har minka dei siste åra og resultert i reduserte utslepp. Gjennom byggteknisk forskrift er varmeinstallasjonar for fossilt brensel ikkje lov i nybygg og ved store ombyggingar. Frå 1. januar 2020 er det forbode å bruke mineralolje til oppvarming av bygg. I tillegg er støtteordningar i regi av Enova viktig. Enova støttar utbygging av fjernvarme og lokale energisentralar, som både erstattar eksisterande oppvarmingsbehov og dekker nye behov som oppstår ved nybygg. Gjennom Enova-tilskotet støttar Enova òg installasjon av fornybare oppvarmingsalternativ i hushald.

EU har mål om 20 prosent fornybar energi8 i 2020, og minst 32 prosent innan 2030. Noreg tok på seg ei plikt til å auke til 67,5 prosent fornybar energi i 2020. Noreg har saman med Island den største fornybarandelen i Europa. I 2018 var fornybarandelen i Noreg 72,8 prosent.

Den felles norsk-svenske marknaden for elsertifikat har vore eit viktig verkemiddel for å nå det norske målet på 67,5 prosent under fornybardirektivet. Ordninga starta opp 1. januar 2012. Det samla målet for ny fornybar elektrisitet i den felles elsertifikatmarknaden er 28,4 TWh i 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 kvar produksjonen kjem. Av produksjonen som inngår i produksjonsmålet, er det per 30. juni 2020 godkjent anlegg med ein normalårsproduksjon tilsvarande 39 TWh. Av dette er anlegg med ein normalårsproduksjon på 11,9 TWh bygde i Noreg og anlegg med ein normalårsproduksjon på 27,1 TWh bygde i Sverige. Med det er 2020-målet nådd. 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 lønnsame. 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 tatt 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 behandling av prosjekt i same område, og mellom nett og produksjon.

NVEs 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.

Kunnskap om og systematisk oversikt over viktige område for trua artar og naturtypar er ein føresetnad for å stanse tapet av naturmangfald. Her speler Artsdatabanken ei viktig rolle. Formålet med Artsdatabanken er å tette hòl i kunnskapen og medverke til at data over naturmangfald blir samla i nasjonale databasar.

Utbygging av ny fornybar kraftproduksjon må vere lønnsam og skje i eit tempo og omfang som ikkje får uakseptable verknader for lokalsamfunn og viktige miljø- og samfunnsinteresser. Det skal vere ei balansert utbygging basert på grundige avvegingar av fordelar og ulemper for samfunnet. For betre å sikre dette på vindkraftområdet føreslo regjeringa i 2020 endringar i konsesjonsbehandlinga av vindkraft på land i Meld. St. 28 (2019–2020).

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

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

Klimatilpassing

Eit endra klima med meir nedbør og ekstremvêr krev tilpassingar. Klimatilpassing er viktig innanfor energi- og vassdragsforvaltinga. NVE tar omsyn til klimatilpassing i arbeidet med flaum og skred, damsikkerheit, vassdragskonsesjonar, energikonsesjonar, miljøtilsyn, kraftforsyning og energietterspørsel.

NVEs oppgåver knytte til førebygging av skred- og flaumskadar er delte inn i fem område: kartlegging, arealplanlegging, sikring, varsling og skred- og flaumfagleg bistand i beredskaps- og krisesituasjonar. For å førebygge skade på liv, helse og verdiar blir det ved utarbeiding av faresonekart tatt høgde for eit endra framtidig klima. Desse karta og fagleg rådgiving om klimaendringar er eit viktig grunnlag for arealplanarbeidet i kommunane og medverkar til at nye utbyggingar skjer i trygge område. I arealplanarbeid etter plan- og bygningslova er NVE høyringspart og kan fremme motsegn mot planar der NVE har eit forvaltningsansvar. Sikring av eksisterande busetting og kritisk infrastruktur er òg sentralt i NVEs arbeid med klimatilpassing. NVE arrangerer fagsamlingar rundt i landet for kommunar, konsulentar og andre, der kunnskap om flaum- og skredfare og klimatilpassing blir formidla. For 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 i å førebygge skadar frå overvatn gjennom kunnskap om avrenning i tettbygde strøk (urbanhydrologi) og rettleiing ved 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 inkluderar effekten på flaum, tørke, snømengder og utbreiing av isbrear og gir grunnlaget for klimatilpassing i fleire sektorar. Arbeidet er ein del av samarbeidet i Norsk Klimaservicesenter, der NVE deltar.

Petroleumsverksemda

Klimautfordringa er global og kan berre løysast gjennom eit breitt 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 EUs klimakvotesystem. Samla gjer det at næringa betaler ein høg pris for utslepp, noko som legg til rette for monalege 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 miljøavtalen mellom den norske staten og næringsorganisasjonane.

Den høge prisen på klimagassutslepp på sokkelen vil, med gjeldande kvotepris og avgiftssats, vere 700–800 kroner per tonn CO₂. Desse verkemidla gir selskapa ei kontinuerleg eigeninteresse av å redusere utsleppa og samtidig forske på og utvikle teknologiar med lågare utslepp.

Omsyn til miljø er ein integrert del av forvaltninga av dei norske petroleumsressursane. Miljøreguleringar skjer på alle stadium av verksemda: frå vurdering av opning av eit område for petroleumsverksemd, ved leiting, ved vurdering av korleis eit felt skal byggast 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 myndigheiter er med.

Utsleppa frå petroleumsverksemda i Noreg er regulerte 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 kan myndigheitene gjere enkeltvedtak, for eksempel ved godkjenning av utbyggingsplanar.

Brenning av overskotsgass har aldri vore lov på norsk sokkel, og brenning av gass i fakkel er berre tillate når det er nødvendig av sikkerheitsgrunnar. Slik brenning er berre tillate 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.

Ved behandlinga av Innst. S. nr. 114 (1995–1996) vedtok Stortinget at det ved alle nye feltutbyggingar skal leggast fram ei oversikt over energibehov og kostnadene ved å bruke kraft frå land framfor gassturbinar. Kraft frå land skal vurderast av operatøren og følgast opp av myndigheitene ved behandlinga av kvar 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 løysing med kraft frå land 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 dyrt. 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 vesentleg lågare klimagassutslepp per produsert eining enn gjennomsnittet for oljeproduserande land. Utsleppa varierer mellom ulike felt og fasar, både i Noreg og internasjonalt. Petroleumsverksemda har på eige initiativ sett seg konkrete mål for utsleppsreduksjonar for sine aktivitetar på norsk sokkel. Målet er å kutte utsleppa på norsk sokkel med 40 prosent frå nivået i 2005 innan 2030, og vidare redusere utsleppa til nær null i 2050.

Forsking og utvikling

Regjeringa si satsing på forsking og utvikling i energi- og petroleumsverksemda er avgjerande for at Noreg skal vere ein føregangsnasjon innan miljøvennleg energibruk og -produksjon. Satsinga bidrar 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 klimavennlege energiløysingar.

Olje- og energidepartementet er den største bidragsytaren til finansiering av miljø- og klimarelevant forsking og utvikling gjennom Noregs forskingsråd. Ein nærmare 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 miljøvennleg 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 bygge opp kunnskap av samfunnsfagleg karakter, for eksempel om effektar av klimaendringar på energiområdet (meir nedbør, flaum, redusert oppvarmingsbehov etc.).

Energi21 er myndigheitene og næringa sin strategi for forsking, utvikling, demonstrasjon og kommersialisering av ny, klimavennleg energiteknologi. Energi21 gir myndigheitene og energibransjen råd om innretning av satsinga på forsking og utvikling av teknologiar for fornybar energi, energisystemet, energieffektivisering, CO₂-handtering og energi til transportformål.

Energi21-strategien tilrår å prioritere satsinga på energiteknologi på seks område:

• digitaliserte og integrerte energisystem

• klimavennlege energiteknologiar til maritim transport

• solkraft for ein internasjonal marknad

• vasskraft som ryggrada i norsk energiforsyning

• havvind for ein internasjonal marknad

• klimavennleg og energieffektiv industri, inklusiv 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. Det er òg to samfunnsvitskaplege FME-ar; NTRANS, som skal forske på kva rolle energisystemet har i omstillinga til eit lågutsleppssamfunn, og INCLUDE, som skal utvikle kunnskap og løysingar for å få eit sosialt rettferdig lågutsleppssamfunn. FME-ordninga, som ligg under Noregs forskingsråd, er ein av dei viktigaste berebjelkane for norsk satsing på forsking, utvikling og innovasjon for berekraftige energisystem i framtida.

ENERGIX er Noregs forskingsråd sitt store, målretta program på energiområdet. ENERGIX finansierer forsking og innovasjon for ei berekraftig utvikling av energisystemet. Programmet femner alt frå utvikling av energisystemet og fornybar energiteknologi til effektiv bruk av energi i bygg, industri og transport. Målet er å medverke til omstilling til lågutsleppssamfunnet og å fremme eit konkurransedyktig norsk næringsliv. ENERGIX er det viktigaste programmet i Forskingsrådet for forsking på reduserte utslepp.

Noreg har 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 Noregs forskingsråd. CLIMIT skal gi økonomisk støtte til prosjekt som utviklar kunnskap, kompetanse, teknologi og løysingar som kan gi viktige bidrag til kostnadsreduksjonar og stor internasjonal utbreiing av CO₂-handtering.

Petroleumsforsking

Offentleg støtte til FoU og kompetansebygging i petroleumsverksemda er viktig for å sikre ei effektiv og miljøvennleg utnytting av petroleumsressursane og samtidig medverke til utvikling av den norske petroleumsverksemda som vår fremste høgteknologiske kunnskapsindustri. Satsinga bidrar til å bygge opp kunnskap og utvikle nye, meir miljøvennlege teknologiar og løysingar. Redusert miljøpåverknad og reduserte klimagassutslepp er viktige mål for petroleumsforskingsprogramma PETROMAKS 2 og DEMO 2000.

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

Departementet legg vekt på at delar av løyvinga til petroleumsforsking skal gå til prosjekt knytte til energieffektivisering og reduserte klimagassutslepp. I 2019 gjekk 169 mill. kroner til prosjekt med relevans for dette formålet gjennom prosjekt i PETROMAKS 2 og DEMO 2000. Dette tilsvarte rundt 50 prosent av tildelingane til dei to programma. I hovudsak er prosjekta knytte til elektrifisering og meir effektiv bruk av energi. Tala er baserte på Noregs forskingsråd sine eigne vurderingar og system for teljing.

Det blir løyvd midlar til to forskingssenter, ARCEx og National IOR Centre, som mellom anna skal utvikle klima- og miljøvennlege løysingar for norsk petroleumsverksemd. Eit hovudmål for ARCEx er å utvikle meir miljøvennleg teknologi for leiting etter olje og gass i Arktis. Det blir 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.

I 2019 blei eit nytt forskingssenter for lågutsleppsteknologi for petroleumsverksemda på norsk sokkel opna. Målet med senteret er å utvikle lågutslepps- eller nullutsleppsteknologi som gjer det mogleg at utbygging og drift av petroleumsførekomstar i framtida kan skje med lågast moglege utslepp av klimagassar. Senteret skal òg utvikle teknologi som kan medverke til ein betydeleg reduksjon av utslepp frå eksisterande installasjonar.

Det blir òg løyvd midlar til sjøfuglprogrammet SEAPOP (Seabird Population Management and Petroleum Operations). Programmet skal gi betre kunnskap om utbreiing, tilstand og utvikling av norske sjøfuglbestandar i lys av menneskeleg aktivitet i havområda og kystsona, mellom anna innanfor petroleumsverksemda.

13.3 Klimaeffekten av budsjettet som er lagt fram

Satsinga på FoU og raskare bruk av ny teknologi i energi- og petroleumsverksemda skal medverke til meir effektiv og miljøvennleg utnytting av norske energiressursar. Vidare skal satsinga medverke til reduksjon av nasjonale og globale utslepp utover det ein kan forvente med eksisterande teknologi og løysingar. Den kunnskapen ein kjem fram til i dag, vil kunne gi grunnlag for ny forsking og ny kunnskap. På grunn av at omfanget av og tidspunktet for introdusering og kommersialisering av ny teknologi eller teknologi under utvikling er usikkert, finst det ingen presise overslag over framtidige utsleppseffektar av teknologi som berre er på forskings- og utviklingsstadiet.

Arbeidet med CO₂-handtering skal medverke til å utvikle og demonstrere teknologi for fangst og lagring av CO₂ med eit spreiingspotensial. Det overordna målet er å medverke til at CO₂-handtering vert eit kostnadseffektivt tiltak i arbeidet mot globale klimaendringar. Tiltaka i regjeringa sitt arbeid omfattar forsking, utvikling og demonstrasjon, samt internasjonalt arbeid for å fremje CO₂-handtering. Det er ikkje mogleg per i dag å kvantifisere utsleppsreduksjonane som desse tiltaka kan utløyse. Klimaeffektane av Langskip-prosjektet kjem både direkte gjennom utsleppsreduksjonar i Noreg og indirekte gjennom kostnadsreduksjonane demonstrasjon og utvikling av CO₂-handtering vil gi og at det blir etablert infrastruktur for prosjekta som kjem etter. Dei direkte nasjonale utsleppsreduksjonane frå prosjektet vil i første omgang vere om lag 400 000 tonn CO₂ per år når Norcem sitt fangstprosjekt vert sett i drift i 2024 og auke til om lag 800 000 tonn CO₂ per år når eventuelt Fortum Oslo Varme sitt prosjekt vert sett i drift. Av desse vil om lag 200 000 tonn av CO₂ frå Fortum Oslo Varme kunne reknast mot forpliktinga Noreg har mot EU om reduksjonar i ikkje-kvotepliktige utslepp. Norcem sin sementfabrikk er ein del av kvotepliktig sektor.

13.4 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 påliteleg, 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 står 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. I Noreg er nesten all produksjon av elektrisitet fornybar, og av den samla energibruken er andelen fornybar energi 72,8 prosent9.

Energipolitikken må ta omsyn til energiforsyningssikkerheit, klimautfordringar, naturmiljø og verdiskaping. Oppfølging av berekraftsmåla generelt, og berekraftsmål 7 spesielt, krev også at det blir gjort faglege og politiske avvegingar for å dempe negative konsekvensar frå kraftutbygging.

Regjeringa vil legge til rette for ei effektiv, klimavennleg og sikker energiforsyning i Noreg også i framtida. Vi må løyse oppgåvene på måtar som gir dei største verdiane for samfunnet og til lågast mogleg kostnad. Verkemiddel på både tilbod og etterspørsel 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.

Utan ein sterkt auka innsats vil ikkje verda nå berekraftsmålet for energi. Globalt manglar 789 millionar menneske tilgang til elektrisitet og 2,8 milliardar bruker ineffektive og forureinande kokeomnar. Situasjonen er særleg utfordrande i Afrika sør for Sahara, der 548 millionar menneske manglar tilgang til elektrisitet. Det er like fullt ein betydeleg framgang – med ein auke i produksjonen av fornybar energi i utviklingsland får fleire menneske tilgang til elektrisitet. Ein fjerdedel av den globale elektrisitetsproduksjonen kjem no frå fornybare kjelder. Det er eit stort behov for å auke innsatsen på energieffektivisering.

Gjennom innsatsen for fornybar energi i utviklingspolitikken medverkar Noreg til at utviklingsland skal nå berekraftsmålet for energi, med særleg merksemd på land i Afrika.

Innsatsen skal medverke til å innfri Parisavtalen og støttar arbeidet i utviklingsland med meir bruk av fornybar energi og energieffektivisering, slik det er nedfelt i dei innmelde klimaplanane frå landa, i tillegg til utfasing av kol. Regjeringa legg vidare stor vekt på å bidra til at sårbare grupper får tilgang til energi i samsvar med prinsippet om at ingen skal utelatast.

Bistandsmidlar skal bidra til å løyse ut privat og kommersiell kapital. Regjeringa styrker samarbeidet med norsk næringsliv, og det blir lagt vekt på å bruke norske fortrinn som vasskraft og solkraft. Norfund, er saman med Norads næringslivsordningar, GIEK og Eksportkreditt, eit sentralt verkemiddel for å få med norske bedrifter.

Auka produksjon av fornybar kraft krev svært store investeringar. Norfund er hovudinstrumentet 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 og å bidra til betre løysingar for rein koking. 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 erfaringane sine med å utvinne petroleumsressursane på ein måte som tar 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.

14 Olje- og energidepartementets beredskapsarbeid

Olje- og energidepartementet (OED) har ansvar for eigen beredskap og for å vere klar til å delta i ei sentral handtering ved nasjonale kriser.

Departementet har òg det overordna ansvaret for den kritiske samfunnsfunksjonen kraftforsyning. Det operative ansvaret for kraftforsyningsberedskapen er delegert til Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE), som er beredskapsmyndigheit etter energilova kapittel 9. NVE leiar Kraftforsyningas beredskapsorganisasjon (KBO), der einingane i kraftforsyninga deltek. OED har ansvar og oppgåver knytte til å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred.

Departementet har sektoransvar for olje- og gassaktivitetane som ligg under verkeområdet til petroleumslova. Det er Arbeids- og sosialdepartementet som har regelverks- og tilsynsansvar for helse, arbeidsmiljø og sikkerheit og for sikring, inkludert beredskap, i petroleumsverksemda. Ansvaret for raffineria og drivstoff-forsyninga ligg hos Nærings- og fiskeridepartementet.

14.1 Forsyningssikkerheit for elektrisitet

Eit overordna mål for energi- og vassressursområdet er å legge til rette for ei effektiv, sikker og miljøvennleg energiforsyning. Målet om ei sikker kraftforsyning dreier seg både om å halde ved lag og forbetre forsyningssikkerheita, 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 oppretthalde normal aktivitet i samfunnet. Stabil og sikker elektrisitetsforsyning er òg av stor verdi for å sikre kritiske samfunnsfunksjonar i krisesituasjonar og for å oppretthalde forsvarsevna under beredskap og i krig. Som ein del av arbeidet med samfunnssikkerheit og beredskap knytt til samfunnssikkerheitsinstruksen gjorde departementet ei vurdering av tilstanden i kraftforsyninga i Prop. 1 S (2017–2018). Vurderinga er framleis gjeldande.

Som ei oppfølging av samfunnssikkerheitsinstruksen og tildelingsbrev gjorde NVE i fjor eit arbeid for å finne statistikk og indikatorar som seier noko om tilstanden i kraftforsyninga over tid. Dei har identifisert statistikk for avbrot, informasjon om ikkje-ønskte hendingar, feilstatistikk, resultat frå tilsyn, energi- og driftssikkerheit, IKT-sikkerheit, ROS-analyse og klimatilpassing som indikatorar for tilstanden i kraftforsyninga. Denne vurderinga er framleis gjeldande.

Avbrotsstatistikken viser at for perioden 2009–2018 har ein gjennomsnittleg norsk sluttbrukar opplevd at straumen er vekke to gonger i året i til saman to og ein halv time. Rapportar frå KBO-einingane om ikkje-ønskte hendingar viser at dei største truslane mot forsyningssikkerheita er utfordrande vêr og teknisk svikt. Feilstatistikken viser òg at ein stor del av alle feil og avbrot er relatert til vind og snø.

Ved problem over kortare tid med å balansere forbruk og tilgjengeleg forsyning (effektmangel) har Statnett som systemansvarleg fullmakt til å treffe nødvendige tiltak. Ved eventuell energimangel har myndigheitene særskilde tiltak for å redusere fare for rasjonering. I verste fall kan myndigheitene innføre rasjonering. Slik kraftsystemet er no, er likevel rasjonering lite truleg, og forsyningssikkerheita i Noreg er god. Det kan likevel førekomme avbrot. Aktørar som er heilt avhengige av ei straumforsyning utan avbrot, må sjølve sørge for beredskap for bortfall av straumforsyninga gjennom nødstraumaggregat eller andre løysingar. Dette gjeld særskilt verksemder som er underlagde sikkerheitslova.

14.2 Skred og vassdrag

Ansvaret for gjennomføringa av statlege oppgåver knytte til å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred er delegert til NVE.

NVE har ansvar for å sjå til at tiltakshavarar planlegg, bygger og driv vassdragsanlegg slik at sikkerheita for menneske, miljø og eigedom blir tatt vare på, og at det blir utarbeidd beredskapsplanar for å handtere større hendingar. NVE kan gi pålegg til eigarar av vassdragsanlegg om å gjennomføre tiltak for å avgrense skadar. NVE kan òg sjølv sette i verk tiltak når det er særskild fare for alvorleg skade.

NVE gir hjelp og rettleiar kommunane i å førebygge skadar frå flaum, erosjon og skred. Oppgåvene inneber å kartlegge og informere om fareområde, gi faglege råd og retningslinjer for kommunal arealplanlegging, gi kommunar fagleg og økonomisk hjelp til planlegging og gjennomføring av sikringstiltak og å overvake og varsle om flaum og skredfare. I tillegg gir NVE råd til kommunar og politi i beredskaps- og krisesituasjonar.

14.3 Sentral krisehandtering og departementets eigen beredskap

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

For å medverke til eit godt arbeid med samfunnsikkerheit og beredskap i både førebygging og handtering skal departementet gjennom eit 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 dekker ulike typar kriser som OED kan bli involvert i både i sektoren og ved kriser som gjeld departementet sjølv.

Direktoratet for samfunnstryggleik og beredskap (DSB) gjennomførte på vegner av Justis- og beredskapsdepartementet tilsyn med OED i perioden frå juni 2019 til januar 2020. Tilsynet blei ført etter Instruks for departementenes arbeid med samfunnssikkerhet. Tema for tilsynet var risiko- og sårbarheitsanalysar, planverk, øvingar, krisehandtering og evaluering av øvingar og hendingar. DSB konkluderte med at OED har stor merksemd på samfunnssikkerheit, men fann tre brot på krav i instruksen innanfor temaa øvingar og evaluering. Tilsynet angir som forbetringstiltak at OED må vidareutvikle øvingsplanen i samsvar med instruksen og ta initiativ til å planlegge og gjennomføre øvingar. Vidare må OED systematisk evaluere si eiga deltaking i øvingar og si eiga handtering av hendingar. OED har starta arbeidet med å følge opp tilsynet. Departementet vil utarbeide ein plan for oppfølging og fokusere på øvingar og evalueringar framover.

14.4 Implementering av ny sikkerheitslov

Lov om nasjonal sikkerhet (sikkerheitslova) tok til å gjelde 1. januar 2019, og alle sektorar arbeider med å implementere lova. Formålet med lova er å trygge dei nasjonale sikkerheitsinteressene våre og å førebygge, avdekke og motverke verksemd som truar sikkerheita. Dei nasjonale sikkerheitsinteressene blir trygga ved at departementa identifiserer grunnleggande nasjonale funksjonar (GNF) innanfor sine ansvarsområde, at verksemder av avgjerande betydning for GNF blir underlagde sikkerheitslova, og at det blir gjennomført nødvendige sikringstiltak for skjermingsverdige verdiar. For å vareta formålet med lova vil GNF-prosessen vere ein kontinuerleg prosess. Denne prosessen kan føre til endringar når det gjeld identifiserte funksjonar og skjermingsverdige verdiar, kva for verksemder som er av vesentleg og avgjerande betydning, og i kva grad ei verksemd er avhengig av eksterne ressursar (andre verksemder). Kva som krevst for å oppnå eit forsvarleg sikkerheitsnivå, kan òg bli endra.

OED har identifisert desse grunnleggande nasjonale funksjonane i eigen sektor:

• GNF 1 er nasjonal kraftforsyning. Nasjonal kraftforsyning representerer ein samla nasjonal funksjon og er å forstå som kraftsystemet på nasjonalt nivå.

• GNF 2 er OEDs verksemd, handlefridom og avgjerdsdyktigheit, som omfattar departementets rolle som fagleg sekretariat for politisk leiing, utøving av myndigheit og styring og oppfølging av underliggande verksemder.

Dei identifiserte GNF-ane er innmelde til tryggingsorganet (Nasjonal sikkerheitsmyndigheit). OED har også identifisert verksemder som er av vesentleg eller avgjerande betydning for GNF-en nasjonal kraftforsyning. OED har peikt ut NVE som sektortilsyn etter sikkerheitslova for kraftsektoren.

15 Likestilling og mangfald

Etter lov om likestilling og forbud mot diskriminering er arbeidsgivarar pålagde å arbeide aktivt, målretta og planmessig for å fremme likestilling og hindre diskriminering (aktivitets- og meldeplikta). Olje- og energidepartementet skal i Prop. 1 S gjere greie for tilstanden. Meldeplikta gjeld òg for verksemder under Olje- og energidepartementet (OED).

For rapportering frå Oljedirektoratet og Noregs vassdrags- og energidirektorat viser vi til årsrapportane frå verksemdene.

15.1 Olje- og energidepartementet

Likestillingsperspektivet er forankra i personalpolitikk, lønnspolitikk og tilpassingsavtale. Arbeidet for likestilling er ein integrert del av verksemda som departementet jobbar systematisk med:

• Den enkelte leiaren skal følge opp 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 eit av kriteria som blir lagde til grunn ved rekruttering til ledige stillingar.

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

Departementet har sett ned ei intern arbeidsgruppe leia av departementsråden som skal vurdere likestillingssituasjonen i OED og utarbeide tiltak for å styrke likestillinga. Arbeidsgruppa skal mellom anna identifisere eventuelle hinder for likestilling, analysere årsakene til dei og identifisere mål og tiltak.

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

15.2.1 Rekruttering

Den statlege arbeidsstyrken skal i størst mogleg grad spegle mangfaldet i samfunnet. Mangfaldserklæringa går fram av utlysingsteksten når OED annonserer ledige stillingar.

Målet er å oppretthalde den totale kjønnsbalansen i departementet og få ei kjønnsfordeling på leiarnivå i tråd med denne kjønnsfordelinga. Departementet oppfordrar kvinner til å søke leiarstillingar. OED ønsker å rekruttere fleire kvalifiserte kandidatar med innvandrarbakgrunn og med nedsett funksjonsevne og hòl i CV-en, men opplever at det er få fagleg kvalifiserte søkarar med innvandrarbakgrunn eller nedsett funksjonsevne. OED har som retningslinje å bruke positiv særbehandling ved tilsetting i alle embets- og tenestemannsstillingar.

15.2.2 Lønns- og arbeidsvilkår

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

Lønnsstatistikken viser at menn har høgare snittlønn enn kvinner. Årsakene er samansette, men alderssamansetning og ansiennitet er noko av forklaringa. Tiltak for å sikre likelønn er nedfelte i departementets personalpolitikk, lønnspolitikk og tilpassingsavtale. Det blir gjort likelønnsvurderingar før dei årlege lokale lønnsforhandlingane, baserte på kjønnsdelt lønnsstatistikk.

15.2.3 Forfremming

Departementet har for få kvinner som avdelingsdirektørar, men har ein god balanse når det gjeld fagdirektørar og underdirektørar. Målet er å få fleire kvinnelege leiarar i OED. Arbeidsgruppa som er nemnd ovanfor, vil vurdere tiltak for å lykkast med dette.

15.2.4 Høve til utvikling

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

Den enkelte leiaren har hovudansvaret for at dei tilsette får nødvendig kompetanse for å utføre arbeidsoppgåver på ein tilfredsstillande måte.

Den faglege og personlege kompetansen til kvar enkelt medarbeidar skal vere best mogleg tilpassa departementet sine mål og oppgåver.

15.2.5 Vern mot trakassering

Det blir gjennomført arbeidsmiljøundersøkingar og medarbeidarsamtalar. Departementet har eigne varslingsrutinar i medhald av arbeidsmiljølova og følger lov- og avtaleverket knytt til verneombod, helseteneste o.a.

15.2.6 Inkluderingsdugnaden

OED har i 2019 to nytilsette med nedsett funksjonsevne av totalt 20 nytilsettingar, noko som er ein andel på 10 prosent. OED har desse tiltaka:

• HR og rekrutterande leiar fokuserer på inkluderingsdugnaden. HR rettleiar rekrutterande leiarar i arbeidet med inkluderingsdugnaden for å nå måla til regjeringa.

• OED nyttar ein felles standardisert tekst for departementa i kunngjeringstekstane. Kvalifiserte kandidatar som oppfyller krava til stillinga, blir kalla inn til intervju. Det er til god hjelp at det i 2020 kan hakast av i søkeportalen JobbNorge om kandidatane har hòl i CV-en eller nedsett funksjonsevne.

• OED har med hell deltatt i statens traineeprogram i samband med rekruttering av personar med nedsett funksjonsevne i 2019.

OED har møtt utfordringar med at kandidatane ikkje gir til kjenne hòl i CV-en eller nedsett funksjonsevne, og at det er mangel på kvalifiserte og relevante søkarar.

15.3 Likestillingskonsekvensar av koronapandemien

Olje- og energidepartementet og Noregs vassdrags- og energidirektorat har så langt ikkje avdekt særskilde likestillingskonsekvensar som følge av koronapandemien i energisektoren eller i eigne verksemder. Norsk olje og gass rapporterer at det i nedbemanningsprosessar som følge av pandemien ikkje er registrert effektar på likestilling eller kjønnsbalanse.

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

16.1 Petoro AS

Administrerande direktør Grethe K. Moen hadde ei lønn på 3 477 000 kroner i 2019. I tillegg fekk ho 235 000 kroner i variabel lønn og 180 000 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 1 984 000 kroner.

Administrerande direktør har ei bonusordning som kan gi inntil 10 prosent av fastlønn i bonus dersom avtalte mål blir oppnådde. Pensjonsalderen 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 tilsettingsavtalen gjeld ei gjensidig oppseiingstid på seks månader. Det er inngått avtale om etterlønn utover oppseiingstida på tolv månader.

16.2 Gassnova SF

Administrerande direktør Trude Sundset hadde ei lønn på 2 301 638 kroner i 2019. I tillegg fekk ho 339 452 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 368 778 kroner.

Pensjonsordninga til administrerande direktør er basert på Statens pensjonskasse sine til kvar tid gjeldande reglar for pensjonsalder og aldersgrense. Samla kompensasjonsgrad skal ikkje overstige 66 prosent av lønna, da avgrensa til 12 G.

Administrerande direktør har krav på etterlønn i seks månader utover oppseiingstida på seks månader dersom styret vedtar å avslutte arbeidsavtalen. Ved eventuell tilsetting i ny stilling skal etterlønna reduserast i forhold til ny lønn.

16.3 Statnett SF

Konsernsjef Auke Lont hadde ei lønn på 3 142 030 kroner i 2019. I tillegg fekk han 183 859 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 2 416 504 kroner.

Frå fylte 65 år utgjer full årleg alderspensjon 66 prosent av pensjonsgrunnlaget. Pensjonen blir regulert årleg med same prosentvise auke som grunnbeløpet i folketrygda. Frå fylte 67 år blir den årlege alderspensjonen på 66 prosent samordna med ytingar frå Statnett SFs pensjonskasse og folketrygda.

Ved oppseiingar frå selskapet si side blir det gitt etterlønn i tolv månader, etter utløpet av oppseiingstida på 6 månader.

16.4 Gassco AS

Administrerande direktør Frode Leversund hadde ei lønn på 3 310 000 kroner i 2019. I tillegg fekk han 248 000 kroner i variabel lønn og 23 000 kroner i anna godtgjersle. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var 215 000 kroner.

Administrerande direktør har ei bonusordning som kan gi inntil 10 prosent av fastlønna i bonus dersom avtalte mål blir oppnådde. Administrerande direktør er medlem av selskapets kollektive, ytingsbaserte pensjonsordning, som gir ein pensjon på 66 prosent av pensjonsgrunnlaget etter full opptening på 30 år. Oppteningsalderen er 67 år. Dersom arbeidstakaren held fram i arbeid ut over den oppteningsalderen som er fastsett, gjeld føresegnene i § 4-5 om lov om foretakspensjon. Han har ikkje pensjonsopptening for lønn over 12 G.

Gjensidig oppseiingstid er seks månader der anna ikkje følger av gjeldande lovverk. Han har ikkje avtale om etterlønn.