3 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.

Under gjer Olje- og energidepartementet greie for bruken av fullmakter sidan den førre rapporteringa.

3.1 Utbyggingsprosjekt på norsk kontinentalsokkel

Stortinget har samtykt i at Olje- og energidepartementet kan godkjenne prosjekt (planar for utbygging/anlegg og drift) på norsk kontinentalsokkel under desse føresetnadene, jf. fullmakt XV i Innst. 9 S (2022–2023):

1. Prosjektet må ikkje ha prinsipielle eller samfunnsmessige sider av betydning.

2. Den øvre grensa for dei samla investeringane per prosjekt er 15 mrd. kroner.

3. Kvart enkelt prosjekt må vise akseptabel samfunnsøkonomisk lønnsemd og vere rimeleg robust mot endringar i prisutviklinga for olje og naturgass.

Fullmakta er nytta ved desse høva:1

Oseberg OGP

Olje- og energidepartementet mottok 22. november 2021 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) av Oseberg-felta i samband med prosjektet «Oseberg gass fase 2 og kraft frå land» (OGP). OGP inneber at det blir installert to nye elektrisk drivne pre-kompressorar på Oseberg A-plattforma. Dette vil gjere det mogleg å senke innløpstrykket på plattforma, slik at det blir oppnådd høgare utvinning av olje og gass. Operatøren anslår at prosjektet vil auke reservane med 31,2 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Av dette er om lag 87 prosent gass og 13 prosent olje og NGL. OGP inneber vidare at felta blir knytte til kraftnettet på land, og at delar av kraftbehovet på felta, inkludert kraftbehovet til dei to nye pre-kompressorane, vil bli dekte av kraft frå land. Forventa oppstart av OGP er i 2027. Rettshavarane er Equinor Energy AS (operatør, 49,3 prosent), Petoro AS (33,6 prosent), TotalEnergies EP Norge AS (14,7 prosent) og ConocoPhillips Skandinavia AS (2,4 prosent). Dei totale investeringane er i endra PUD berekna til om lag 10 mrd. 2021-kroner.

Endra PUD for Oseberg blei godkjend av Olje- og energidepartementet 1. desember 2022.

Eldfisk Nord

Olje- og energidepartementet mottok 29. april 2022 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) av Eldfisk Nord. Eldfisk Nord ligg i den sørvestlege delen av Nordsjøen om lag 320 km frå land. Utbygginga av Eldfisk Nord vil vidareutvikle ressursane nord i feltet. Eldfisk Nord inneber installasjon av tre brønnrammer knytte til Eldfisk 2/7-S-plattforma. Forventa utvinnbare reservar frå Eldfisk Nord er berekna til 10,8 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Forventa oppstart av produksjon er juni 2024. Rettshavarane i Eldfisk Nord er ConocoPhillips Skandinavia AS (operatør, 35,112 prosent), TotalEnergies EP Norge AS (39,896 prosent), Vår Energi AS (12,388 prosent), Sval Energi AS (7,604 prosent) og Petoro AS (5 prosent). Dei totale investeringane er i endra PUD berekna til om lag 10,2 mrd. 2021-kroner.

Endra PUD for Eldfisk Nord blei godkjend av Olje- og energidepartementet 1. desember 2022.

Gina Krog – alternativ eksportløysing

Olje- og energidepartementet mottok 15. november 2021 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) av Gina Krog-feltet. Feltet ligg i den midtre delen av Nordsjøen. Feltet blei påvist i 1978, opphavleg PUD blei godkjend i 2013, og feltet blei sett i produksjon i 2017. Gina Krog-feltet er bygd ut med ei stålplattform og eit lager- og lossefartøy (Gina Krog FSO). Fartøyet mottar stabilisert olje frå plattforma og fungerer som eit mellomlager, før oljen blir transportert vidare til marknaden med tankskip. Endra PUD for Gina Krog inneber ei omlegging av eksportløysinga til transport via ein ny røyrleidning til Sleipnerfeltet, med vidare transport i eksisterande røyrleidning til Kårstø. Målet med omlegginga av eksportløysinga er å drive meir effektivt, med lågare driftskostnader, lågare HMS-risiko og lågare utslepp til luft. Forventa oppstart av den nye røyrleidningen er i tredje kvartal 2024. Rettshavarane i Gina Krog er Equinor Energy AS (operatør, 58,7 prosent), KUFPEC Norway AS (30 prosent) og PGNiG Upstream Norway AS (11,3 prosent). Dei totale investeringane er i endra PUD berekna til om lag 1,2 mrd. 2021-kroner.

Endra PUD for Gina Krog blei godkjend av Olje- og energidepartementet 15. desember 2022.

Halten Øst

Olje- og energidepartementet mottok 25. mai 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Halten Øst. Feltet ligg i Haltenområdet i Norskehavet. Halten Øst skal byggast ut som ei havbotnutbygging knytt til Åsgard B-plattforma. Utbygginga inneber installasjon av fem havbotnrammer med til saman ti brønnslissar kopla opp til havbotnanlegget på Åsgard-feltet. Utbygginga er planlagd i to fasar. Fase 1 inneber boring av seks brønnar i 2024–2025. Fase 2 inneber ytterlegare boringar. Forventa utvinnbare reservar er om lag 16 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Forventa oppstart av produksjon er i 2025. Rettshavarane er Equinor Energy AS (operatør, 57,7 prosent), Vår Energi ASA (24,6 prosent), Sval Energi AS (11,8 prosent) og Petoro AS (5,9 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 8,9 mrd. 2022-kroner.

PUD for Halten Øst blei godkjend av Olje- og energidepartementet 13. februar 2023.

Tyrving

Olje- og energidepartementet mottok 10. august 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Tyrvingfeltet i den midtre delen av Nordsjøen. Feltet skal byggast ut som ei havbotnutbygging knytt til produksjonsskipet på Alvheimfeltet (Alvheim FPSO). Det eksisterande eksportsystemet for olje og gass på Alvheimfeltet vil bli brukt. Utvinnbare reservar er estimerte til 4,1 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Produksjonsstart er planlagd til første kvartal 2025. Rettshavarane i Tyrving er Aker BP ASA (operatør, 61,26 prosent), Petoro AS (26,84 prosent) og PGNiG Upstream Norway AS (11,90 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 6,2 mrd. 2022-kroner.

PUD for Tyrving blei godkjend av Olje- og energidepartementet 5. juni 2023.

Symra

Olje- og energidepartementet mottok 16. desember 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Symrafeltet i den midtre delen av Nordsjøen. Symra er ei havbotnutbygging som skal knytast til Ivar Aasen-plattforma. Utbygginga utnyttar ledig kapasitet og kan forlenge levetida på eksisterande produksjons- og eksportinfrastruktur på Utsirahøgda. Forventa utvinnbare reservar er i utbyggingsplanen anslått til om lag 7,4 mill. Sm³ oljeekvivalentar, hovudsakleg olje med noko assosiert gass. Forventa oppstart av produksjonen er i midten av 2026. Rettshavarane er Aker BP ASA (operatør, 50 prosent), Equinor Energy AS (30 prosent) og Sval Energi AS (20 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 9,1 mrd. 2022-kroner.

PUD for Symra blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Irpa

Olje- og energidepartementet mottok 22. november 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Irpafeltet i Norskehavet. Feltet skal byggast ut med eit havbotnanlegg knytt til Hansteen-plattforma. Prosessert gass og kondensat frå Irpa vil bli transportert via det eksisterande eksportsystemet frå vertsfeltet. Utbygginga utnyttar ledig kapasitet og kan forlenge levetida på Aasta Hansteen. Forventa utvinnbare reservar er anslått til om lag 19,8 mill. Sm³ oljeekvivalentar, hovudsakleg gass med noko assosiert kondensat. Forventa oppstart av produksjonen er i fjerde kvartal 2026. Rettshavarane er Equinor Energy AS (operatør, 51 prosent), Petoro AS (20 prosent), Wintershall Dea Norge AS (19 prosent) og A/S Norske Shell (10 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 14,8 mrd. 2022-kroner.

PUD for Irpa blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Verdande

Olje- og energidepartementet mottok 6. desember 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Verdandefeltet i Norskehavet. Feltet skal byggast ut med eit havbotnanlegg knytt til produksjonsskipet på Norne (Norne FPSO). Olje og prosessert gass frå Verdande vil bli transportert via det eksisterande eksportsystemet frå vertsfeltet. Utbygginga bidrar til god utnytting av eksisterande infrastruktur og kan forlenge levetida for Norne FPSO. Forventa utvinnbare reservar er anslått til om lag 5,7 mill. Sm³ oljeekvivalentar, fordelte på om lag 80 prosent olje og 20 prosent rikgass. Forventa oppstart av produksjonen er i fjerde kvartal 2025. Rettshavarane er Equinor Energy AS (operatør, 59,3 prosent), Petoro AS (22,4 prosent), Vår Energi ASA (10,5 prosent), Aker BP ASA (7 prosent) og PGNiG Upstream Norway AS (0,8 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 4,7 mrd. 2022-kroner.

PUD for Verdande blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Alve Nord

Olje- og energidepartementet mottok 16. desember 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Alve Nord-feltet i Norskehavet. Feltet skal byggast ut med eit havbotnanlegg som del av Skarv satellittprosjektet (SSP) som skal knytast til Skarv produksjons- og lagerskip (FPSO). Utbygginga utnyttar ledig kapasitet og kan forlenge levetida på Skarv FPSO. Forventa utvinnbare reservar er anslått til om lag 6,8 mill. Sm³ oljeekvivalentar, der 61 prosent er gass. Forventa oppstart av produksjonen er i tredje kvartal 2027. Rettshavarane er Aker BP ASA (operatør, 68,0825 prosent), Wintershall Dea Norge AS (20 prosent) og PGNiG Upstream Norway AS (11,9175 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 6,3 mrd. 2022-kroner.

PUD for Alve Nord blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Idun Nord

Olje- og energidepartementet mottok 16. desember 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Idun Nord-feltet i Norskehavet. Feltet skal byggast ut med eit havbotnanlegg som del av Skarv satellittprosjektet (SSP) som skal knytast til Skarv produksjons- og lagerskip (FPSO). Utbygginga utnyttar ledig kapasitet og kan forlenge levetida på Skarv FPSO. Forventa utvinnbare reservar er anslått til om lag 3,4 mill. Sm³ oljeekvivalentar, der brorparten er gass. Forventa oppstart av produksjonen er i tredje kvartal 2027. Rettshavarane er Aker BP ASA (operatør, 23,835 prosent), Wintershall Dea Norge AS (40 prosent) og Equinor Energy AS (36,165 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 3,8 mrd. 2022-kroner.

PUD for Idun Nord blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Ørn

Olje- og energidepartementet mottok 16. desember 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Ørnfeltet i Norskehavet. Feltet skal byggast ut med eit havbotnanlegg som del av Skarv satellittprosjektet (SSP) som skal knytast til Skarv produksjons- og lagerskip (FPSO). Utbyggingane utnyttar ledig kapasitet og kan forlenge levetida på Skarv FPSO. Forventa utvinnbare reservar er anslått til om lag 8,8 mill. Sm³ oljeekvivalentar, der brorparten er gass. Forventa oppstart av produksjonen er i tredje kvartal 2027. Rettshavarane er Aker BP ASA (operatør, 30 prosent), PGNiG Upstream Norway AS (40 prosent) og Equinor Energy AS (30 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 6,5 mrd. 2022-kroner.

PUD for Ørn blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Maria fase 2

Olje- og energidepartementet mottok 20. desember 2022 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) av Mariafeltet på Haltenbanken i Norskehavet. Produksjon frå Maria starta opp i desember 2017. Produksjonen frå feltet har ikkje vore som forventa. Den endra utbyggingsplanen skal bidra til betre utnytting av ressursane i feltet, basert på ei ny forståing av undergrunnen. Prosjektet inneber installasjon av ei havbotnramme med tre nye brønnar knytt til den eksisterande havbotnramma på Mariafeltet. Forventa utvinnbare reservar er om lag 3,5 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Produksjonsstart er planlagd til første kvartal 2025. Rettshavarane er Wintershall Dea Norge AS (operatør, 50 prosent), Petoro AS (30 prosent) og Sval Energi AS (20 prosent). Dei totale investeringane er i endra PUD berekna til om lag 4,1 mrd. 2022-kroner.

Endra PUD for Mariafeltet blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Dvalin Nord

Olje- og energidepartementet mottok 13. desember 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) for petroleumsførekomsten Dvalin Nord, som er ein del av Dvalinfeltet i Norskehavet. Utbygginga omfattar installasjon av ei havbotnramme med tre produksjonsbrønnar knytt til eksisterande infrastruktur på Dvalinfeltet. Forventa utvinnbare reservar er om lag 13,4 mill. Sm³ oljeekvivalentar, der 94 prosent er gass. Forventa oppstart av produksjon er fjerde kvartal 2026. Rettshavarane i Dvalin Nord er Wintershall Dea Norge AS (operatør, 55 prosent), Petoro AS (35 prosent) og Sval Energi AS (10 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 7,6 mrd. 2022-kroner.

PUD for Dvalin Nord blei godkjend av Olje- og energidepartementet 29. juni 2023.

Berling

Olje- og energidepartementet mottok 21. november 2022 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) av Berlingfeltet i Norskehavet. Feltet skal byggast ut med ei havbotnramme som skal knytast til Åsgard B-innretninga. Forventa utvinnbare reservar er i utbyggingsplanen anslått til om lag 7 mill. Sm³ oljeekvivalentar, hovudsakleg gass. Forventa oppstart av produksjonen er i andre kvartal 2028. Rettshavarane er OMV (Norge) AS (operatør, 30 prosent), Equinor Energy AS (40 prosent) og DNO Norge AS (30 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 9 mrd. 2022-kroner.

PUD for Berling blei godkjend av Olje- og energidepartementet 28. juni 2023.

Snøhvit Future

Olje- og energidepartementet mottok 20. desember 2022 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) og endra plan for anlegg og drift (PAD) for Snøhvitfeltet og Hammerfest LNG. Snøhvitfeltet ligg i Barentshavet og er bygd ut med eit havbotnanlegg knytt til LNG-anlegget på Melkøya (Hammerfest LNG). Snøhvitfeltet har produsert sidan 2007. Snøhvit Future-prosjektet inneber auka gassutvinning frå feltet gjennom landkompresjon og omlegging av energiforsyninga frå gassturbindrivne generatorar til full drift med kraft frå nettet. Det vil bli installert ein gasskompressor på LNG-anlegget, elektriske dampkjelar for varmeproduksjon og anlegg for tilknyting til kraftnettet. Prosjektet aukar produksjonen frå feltet med om lag 60 mrd. Sm³ gass og forlenger levetida til 2040. Omlegging av energiforsyninga kuttar utsleppa frå anlegget med 90 prosent eller om lag 850 000 tonn CO₂ per år. Planlagd oppstart av landkompresjon er i 2028. Departementet har stilt vilkår for godkjenninga knytte til tidspunkt for omlegging til full drift med kraft frå nettet. Rettshavarane på Snøhvitfeltet er Equinor Energy AS (operatør, 36,79 prosent), Petoro AS (30 prosent), TotalEnergies EP Norge AS (18,4 prosent), Neptune Energy Norge AS (12 prosent) og Wintershall Dea Norge AS (2,81 prosent). Dei totale investeringane er i endra PUD/PAD berekna til om lag 13,2 mrd. 2022-kroner.

Endra PUD/PAD for Snøhvitfeltet blei godkjend av Olje- og energidepartementet 8. august 2023.