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 XIV i Innst. 9 S (2021–2022):

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 høva1:

Kristin Sør

Olje- og energidepartementet mottok 30. juni 2021 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) for Kristin Sør-prosjektet. Kristin Sør ligg i Norskehavet, sørvest for Åsgardfeltet og om lag 200 km nordvest for Trondheim. Planen omfattar ei felles utbygging av petroleumsførekomstane Kristin Q og Lavrans. Kristin Q er ein del av Kristin-feltet, medan Lavrans er aust for Kristin. Førekomstane skal byggast ut som havbotnutbyggingar som vil bli knytte til Kristin-plattforma. Olje vil bli transportert til Åsgard C, medan gass går til Åsgard Transport. Utvinnbare reservar er estimerte av operatøren til om lag 9,2 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Produksjonsstarten er planlagd til første kvartal 2024. Rettshavarar er Equinor Energy (54,82 prosent), Petoro (22,52 prosent), Vår Energi (16,66 prosent) og TotalEnergies EP Norge (6 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 6,5 mrd. kroner.

PUD for Kristin Sør blei godkjend 2. februar 2022.

Tommeliten A

Olje- og energidepartementet mottok 8. november 2021 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) for Tommeliten A-feltet. Tommeliten A er eit gass- og kondensatfunn som er lokalisert om lag 25 km sørvest for Ekofiskfeltet i den sørlege delen av Nordsjøen. Ein liten del av funnet ligg på britisk sokkel. Utbygging og drift av Tommeliten A er fullt ut planlagd på norsk sokkel. Tommeliten A skal byggast ut ved å nytte eksisterande infrastruktur på Ekofiskfeltet. Feltet er planlagt utbygd med to havbotnrammer med seks brønnslissar kvar. Brønnstraumen vil bli ført til Ekofisk feltsenter og prosessert der. Etter prosesseringa vil tørrgass bli transportert til Emden i Tyskland, medan olje og våtgass vil bli ført i røyr til Teesside i Storbritannia. Forventa utvinnbare reservar er berekna til om lag 21 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Forventa oppstart av produksjonen er første kvartal 2024. Rettshavarane på norsk side av grensa er ConocoPhillips Skandinavia (28,1385 prosent), PGNiG Upstream Norway (42,1978 prosent), TotalEnergies (20,1430 prosent) og Vår Energi (9,0907 prosent). Dei totale investeringane for prosjektet er anslått til 12,5 mrd. kroner.

PUD for Tommeliten A blei godkjend 8. juli 2022.

Kobra East og Gekko

Olje- og energidepartementet mottok 30. juni 2021 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) for Kobra East og Gekko. Kobra East og Gekko er to mindre petroleumsførekomstar som ligg i Alvheim-området i den midtre delen av Nordsjøen. Funna skal byggast ut som ei havbotnutbygging knytt til produksjonsskipet på Alvheim-feltet (Alvheim FPSO). Frå Alvheim FPSO vil prosessert rikgass bli transportert via eksportsystemet på Alvheim-feltet. Utvinnbare reservar er estimerte til 6,9 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Produksjonsstart er planlagd til første kvartal 2024. Rettshavarane i Kobra East og Gekko er Aker BP som operatør (80 prosent) og ConocoPhillips (20 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 8 mrd. 2021-kroner.

PUD for Kobra East og Gekko blei godkjend av Olje- og energidepartementet 10. februar 2022.

Frosk

Olje- og energidepartementet mottok 21. september 2021 søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) for Frosk. Frosk er ein petroleumsførekomst som ligg i tilknyting til Bøyla-feltet i den midtre delen av Nordsjøen. Førekomsten skal byggast ut med to havbotnbrønnar som vil bli knytte til produksjonsskipet på Alvheim-feltet (Alvheim FPSO) via eksisterande utstyr på havbotnen. Utvinnbare reservar er estimerte til 1,51 mill. Sm³ oljeekvivalentar. Produksjonsstart er planlagd til første kvartal 2023. Rettshavarane i Frosk er Aker BP som operatør (80 prosent) og Vår Energi (20 prosent). Dei totale investeringane er i PUD berekna til om lag 2 mrd. 2021-kroner.

PUD for Frosk blei godkjend av Olje- og energidepartementet 8. juli 2022.

Ormen Lange fase 3

Olje- og energidepartementet mottok 20. september 2021 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (PUD) for Ormen Lange Fase 3. Ormen Lange Fase 3 er eit prosjekt for å auke utvinninga frå Ormen Lange-feltet. Ormen Lange-feltet er eit gassfelt som ligg i Norskehavet og blei sett i produksjon i 2007. I planen for Fase 3 inngår to rikgass kompressorstasjonar på havbotnen, kvar med to kompressorar på 8 MW med tilhøyrande utstyr. Gjennom prosjektet er det forventa at ytterlegare 40 mrd. Sm³ gass og 1 mill. Sm³ kondensat blir frigjort ved å redusere trykket ved brønnhovuda gjennom bruk av havbotnkompresjon. Dette vil auke brønnstraumen frå Ormen Lange-feltet til Nyhamna-anlegget, noko som gir både større produksjon og auka utvinning. Utvinningsgraden er venta å auke frå 75 prosent til 85 prosent, og produksjonen av gass vil bli akselerert. Produksjonsstart er planlagd til fjerde kvartal 2025. Rettshavarane er Shell (operatør, 17,8134 prosent), Petoro (36,4850 prosent), Equinor Energy (25,3452 prosent), PGNiG Upstream Norway (14,0208 prosent) og Vår Energi (6,3356 prosent). Dei totale investeringane er i endra PUD berekna til om lag 11,7 mrd. 2021-kroner.

Endra PUD for Ormen Lange Fase 3 blei godkjend av Olje- og energidepartementet 8. juli 2022.

Troll Vest Elektrifisering

Olje- og energidepartementet mottok 23. april 2021 søknad om godkjenning av endra plan for utbygging og drift (endra PUD) for Troll. Troll-feltet ligg i den nordlege delen av Nordsjøen og har vore i produksjon sidan 1995. Feltet er bygd ut med innretningane Troll A, Troll B og Troll C. Troll Aust er bygd ut med Troll A, som blir drive med kraft frå land, medan Troll Vest er bygd ut med Troll B og Troll C. Endra PUD for Troll inneber ei omlegging av delar av energiforsyninga til Troll B og heile energiforsyninga til Troll C til kraft frå land. Det blir tilrettelagt for at Troll B eventuelt seinare også kan byggast om til full drift basert på kraft frå land. På land omfattar prosjektet tilknyting til Statnetts transformatorstasjon på Kollsnes (Øygarden i Vestland), bygging av ny transformatorstasjon på Kollsnes og kabel mellom Statnetts transformatorstasjon og den nye transformatorstasjonen og vidare til eit landfall for sjøkabelen. Denne infrastrukturen blir etablert i samarbeid med rettshavarane på Osebergfeltet og er også tilrettelagd for eventuelle ytterlegare tilkoplingar. Til havs omfattar prosjektet ein om lag 85 km lang vekselstraumkabel frå Kollsnes til Troll B og ein om lag 20 km lang kabel vidare til Troll C. Planlagd oppstart av den nye energiløysinga på Troll B er i første kvartal 2024, medan det på Troll C er planlagd oppstart i første kvartal 2024 og ferdigstilling i andre kvartal 2026. Rettshavarane på Troll er Equinor (operatør, 30,58385 prosent), Petoro (56,0 prosent), Norske Shell (8,10145 prosent), TotalEnergies EP Norge (3,69096 prosent) og ConocoPhillips Skandinavia (1,62374 prosent). Dei totale investeringane er i endra PUD berekna til 7 863 mill. kroner.

Endra PUD for Troll Vest Elektrifisering blei godkjend av Olje- og energidepartementet 17. desember 2021.