4 Bruk av fullmakter under petroleumsverksemda
Som ein del av den årlege behandlinga av statsbudsjettet gir Stortinget fullmakter til Kongen i statsråd og Olje- og energidepartementet knytte til petroleumsverksemda.
Nedanfor gjer Olje- og energidepartementet greie for bruk av desse fullmaktene sidan førre rapportering.
4.1 Fullmakt XII – Utbyggingsprosjekt på norsk kontinentalsokkel
Fullmakt til forenkla behandling frå styresmaktene si side har blitt nytta ved åtte høve:
Utgard
Departementet mottok 28. juli 2016 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Utgard. Utgard er eit gass-kondensatfelt på grensa mellom norsk og britisk sektor i Nordsjøen, om lag 20 km vest for feltsenteret på Sleipner. Utbyggingsløysinga er ei havbotnramme, på norsk side av grensa, med 2 brønnar knytt til Sleipner T-plattforma for prosessering og vidare eksport via Kårstø-terminalen. Venta produksjonsstart er 4. kvartal 2019. Rettshavarar er Statoil Petroleum AS (38,4 prosent), Statoil (U.K.) Limited (38 prosent), Lotos Exploration and Production Norge AS (17,4 prosent) og KUFPEC Norway AS (6,2 prosent).
Dei totale investeringane er i PUD anslått til 3,2 mrd. 2016-kroner.
PUD for Utgard vart godkjent av Olje- og energidepartementet 17. januar 2017.
Byrding
Departementet mottok 19. august 2016 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Byrding. Utbyggingsløysinga er ein lang to-greinsbrønn frå ein av dei tre ledige slissane i Fram H-Nord brønnramma. Brønnstraumen vil gå via infrastruktur på Framfeltet til Troll C for delvis prosessering. Oljen og gassen vil vidare bli transportert til høvesvis Mongstad og Kollsnes. Planen omfattar ein av dei tre segmenta i Byrding-reservoaret. Produksjonen frå Byrding starta 15. juli 2017. Rettshavarar er Statoil Petroleum AS (70 prosent), Engie E&P Norge AS (15 prosent) og Idemitsu Petroleum Norge AS (15 prosent).
Dei totale investeringane er i PUD anslått til 1 mrd. 2016-kroner.
PUD for Byrding vart godkjent av Olje- og energidepartementet 17. januar 2017.
Dvalin
Departementet mottok 3. oktober 2016 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Dvalin. Utbyggingskonseptet er ei havbotnramme med fire gassprodusentar kopla til Heidrun-plattforma. På Heidrun-plattforma blir det installert ein ny gassmodul for å prosessere brønnstraumen frå Dvalin. Frå Heidrun vil gass bli eksportert gjennom eit nytt røyr kopla til Polarled. Venta produksjonsstart er mot slutten av 2020. Rettshavarar er DEA Norge AS (55 prosent), Petoro AS (35 prosent) og Edison Norge AS (10 prosent).
Dei totale investeringane er i PUD anslått til 10,3 mrd. 2016-kroner.
PUD for Dvalin vart godkjent av Olje- og energidepartementet 21. mars 2017.
Trestakk
Departementet mottok 1. november 2016 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Trestakk. Den valte utbyggingsløysinga er ei undervassutbygging kopla til Åsgard A-plattforma. Det er ledig kapasitet i prosessanlegget på Åsgard A og derfor berre behov for mindre modifikasjonar. Frå Åsgard-feltet vil olje bli transportert til marknaden med tankskip, mens gass blir transportert via Åsgard Transport til prosessanlegget på Kårstø og vidare til kontinentet. Venta produksjonsstart er i begynninga av 2019.
Rettshavarar er Statoil Petroleum AS (59,1 prosent), ExxonMobil Exploration and Production Norway AS (33 prosent) og Eni Norge AS (7,9 prosent).
Dei totale investeringane er i PUD anslått til om lag 5,5 mrd. 2016-kroner.
PUD for Trestakk vart godkjent av Olje- og energidepartementet 30. mars 2017.
Oda
Departementet mottok 30. november 2016 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Oda. Utbyggingskonseptet er ei havbotnramme med tre brønnar kopla til Ula-plattforma. Frå Ula vil oljen bli eksportert via Ekofisk til Teesside-terminalen i Storbritannia. Venta produksjonsstart er i august 2019. Rettshavarar er Centrica Resources Norge AS (40 prosent), Suncor Energy Norge AS (30 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (15 prosent) og Aker BP ASA (15 prosent).
Dei totale investeringane er i PUD anslått til om lag 5,4 mrd. 2016-kroner.
PUD for Oda vart godkjent av Olje- og energidepartementet 12. mai 2017.
Njord future
Departementet mottok 27. mars 2017 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) av Njord. Rettshavarane har gjennom Njord Future-prosjektet bestemt å oppgradere produksjonsinnretningane Njord A og Njord Bravo for å sikre ei langsiktig løysing for optimal ressursutnytting i heile Njord-området. Oppgraderinga vil gjere at den sørlege delen av Haltenbankenområdet får eit feltsenter som kan levere tenester til andre funn i nærområdet i lang tid framover. Produksjonen frå Njord er venta å starte igjen i 2020. Rettshavarar er Statoil Petroleum AS (20 prosent), DEA Norge AS (50 prosent), Engie E&P Norge AS (20 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (7,5 prosent) og VNG Norge AS (2,5 prosent).
Dei totale investeringane er i endra PUD anslått til om lag 15,1 mrd. 2017-kroner.
Endra PUD for Njord vart godkjent av Olje- og energidepartementet 20. juni 2017.
Bauge
Departementet mottok 27. mars 2017 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Bauge. Den valte utbyggingsløysinga er ei undervassutbygging kopla til Njord A-plattforma. Brønnstraumen vil bli prosessert på Njord A. Produsert olje blir sendt i røyrleidning til Njord B og vidare med tankskip til marknaden. Gass frå feltet blir sendt gjennom eksisterande røyrleidning til Åsgard Transport System og derfrå vidare til Kårstø og marknaden. Venta produksjonsstart er i 2020. Rettshavarar er Statoil Petroleum AS (35 prosent), DEA Norge AS (27,5 prosent), Point Resources AS (17,5 prosent), Engie E&P Norge AS (10 prosent), Faroe Petroleum Norge AS (7,5 prosent) og VNG Norge AS (2,5 prosent).
Dei totale investeringane er i PUD anslått til om lag 4,1 mrd. 2017-kroner.
PUD for Bauge vart godkjent av Olje- og energidepartementet 20. juni 2017.
Ekofisk 2/4 VC
Departementet mottok 28. juni 2017 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) av Ekofisk 2/4 VC. Utbyggingskonseptet er ei havbotnramme med fire brønnar for vatninjeksjon. Prosjektet er ei utviding av eksisterande vatninjeksjon på Ekofisk og representerer ei vidareføring av ein godt etablert produksjonsstrategi i Ekofisk-området. Rettshavarar er ConocoPhillips (35,112 prosent), Total E&P Norge AS (39,896 prosent), Eni Norge AS (12,388 prosent), Statoil Petroleum AS (7,604 prosent) og Petoro AS (5 prosent).
Dei totale investeringane er i endra PUD anslått til i 2,3 mrd. 2017-kroner.
PUD for Ekofisk 2/4 VC vart godkjent av Olje- og energidepartementet 7. september 2017.
4.2 Fullmakt XIII – Overføring av delar i utvinningsløyve
Olje- og energidepartementet orienterte i Prop. 32 S (2016–2017) om statleg deltaking i gassfeltet Dvalin i Norskehavet. Petoro AS, på vegne av staten ved SDØE, hadde inngått avtale om å overta OMVs del på 20 prosent i Dvalin. Vidare at staten også ville overta ein del på 10 prosent i løyvet frå Maersk etter at Maersk hadde trådd ut av løyvet.
Vidare vart det vist til at det gjekk føre seg prosessar i interessentskapet med sikte på endeleg å avklare eigarsamansetjinga i Dvalin i løpet av 2016. Det vart lagt til grunn at ein eventuell ytterlegare auke i deltakardel for SDØE ville skje innanfor rammene som følgjer av departementet sine fullmakter.
Petoro har på vegner av staten ved SDØE inngått avtale med Edison Norge AS om å overta ein eierdel på 5 prosent i Dvalin. Olje- og energidepartementet godkjente 21. desember avtalen i medhald av fullmakt XIII i Prop. 1 S (2016–2017). Same dagen godkjente departementet, som føresett i Prop. 32 S (2016–2017), dei to andre transaksjonane nemnde ovanfor.
4.3 Fullmakt XV – Overføring av delar i røyrleidningar mv.
Landanlegget på Nyhamna har sidan oppstarten i 2007 behandla gass frå Ormen Lange-feltet. Anlegget har i perioden 2013 til 2017 blitt utvida og modifisert slik at det skal kunne ta imot gass frå andre felt, i første omgang Aasta Hansteen, og for auka gassuttak frå Ormen Lange. I juni 2017 inngjekk involverte rettshavarar avtale om å overdra sine respektive deltakarinteresser i det opphavlege anlegget på Nyhamna og i dei nye investeringane til eit nytt interessentskap som skal eige og drive gassbehandlingsanlegget. Den eigarvise utskiljinga av landanlegget frå interessentskapet for Ormen Lange i samband med tredjepartsbruk av anlegget er i tråd med vilkår stilte frå OED som ressursforvaltningsmyndigheit.
Olje- og energidepartementet godkjente 26. juni 2017 transaksjonane frå deltakarane i høvesvis «Ormen Lange Unit» og «Polarled Joint Venture» til nytt interessentskap på Nyhamna. Statens deltakerdel i Nyhamna-interessentskapet er etter transaksjonen 26,138 prosent.
4.4 Fullmakt XXXXII – Godkjenne nødvendige transaksjonar for restrukturering av statens eigarskap i Gassled
Eigarane av Norsea Gas AS inngjekk i mars 2017 avtale om kjøp av Norsea Gas AS sine delar i Gassled JV, Zeepipe Terminal JV og Dunkerque Terminal DA. Avtalen inneber at kjøpesummen blir tilbakeført eigarane gjennom utbytte frå Norsea Gas når overtakinga er gjennomført og at selskapet deretter blir avvikla. Formålet med avtalen var å forenkle eigarstrukturen i dei nemnde interessentskapa ved avvikling av den indirekte eigarskapen i Gassled gjennom Norsea Gas AS. Staten ved SDØE hadde ein eigardel på 40,006 prosent i Norsea Gas AS.
Olje- og energidepartementet godkjente 26. juni 2017 transaksjonen som medførte at statens deltakardelar i Gassled, Zeepipe Terminal JV og Dunkerque Terminal DA, haldne gjennom aksjar forvalta av Petoro AS i Norsea Gas AS, vart overførte til staten (SDØE) etterfølgt av ei avvikling av Norsea Gas AS, jf. Prop. 129 S (2016–2017) og Innst. 401 S (2016–2017). Transaksjonen medførte auka direkte statleg eigardel i Gassled, Zeepipe Terminal og i Dunkerque Terminal, men påverka ikkje statens verdiar. Generalforsamlinga i Norsea Gas AS bestemte 27. september 2017 å avvikle selskapet.