Del 1
Innledning og sammendrag

1 Innledning

1.1 Innledning

Olje- og energidepartementet mottok 16. desember 2022 planer for to store, samordnede utbygginger i Nordsjøen på norsk kontinentalsokkel. Den ene det er søkt om godkjenning av er planer for utbygging av Yggdrasil-området mellom Alvheim- og Osebergfeltene utenfor Vestland. Den andre medfører både en videreutvikling av Valhallfeltet og utbygging av Fenris-funnet i sørlige Nordsjø. Utbyggingene forelegges Stortinget gjennom denne proposisjonen. Departementet vil fatte sitt vedtak i sakene etter at proposisjonen er behandlet i Stortinget.

Proposisjonens del 1 inneholder et sammendrag av proposisjonen.

Del 2 inneholder en oppdatering av markedsutviklingen for olje og gass og oppdaterte anslag for petroleumsaktiviteten, herunder leteaktivitet, investeringer, produksjon, verdiskaping, sysselsetting og statlige inntekter. Regjeringens oppfølging av anmodningsvedtak nr. 687 (2019–2020), «utrede ringvirkninger på fastlandet ved nye utbygginger som omfattes av de midlertidige endringene i petroleumsskatten» er også behandlet i del 2. Videre inneholder del 2 en omtale av vurderinger av brutto forbrenningsutslipp og netto klimagassutslipp og utviklingen innen tildeling av arealer for lagring av CO₂ på norsk kontinentalsokkel.

I del 3 omtales rettighetshavernes utbyggings- og driftsplaner for Yggdrasil-området, med forslag til departementets vedtak om godkjenning av planene.

I del 4 omtales rettighetshavernes utbyggings- og driftsplaner for Valhall og Fenris, med forslag til departementets vedtak om godkjenning av planene.

1.2 Status for petroleumsvirksomheten

Petroleumsvirksomhet er Norges største næring målt i verdiskaping, statlige inntekter, investeringer og eksportverdi. Ved utgangen av 2022 var det 93 produserende olje- og gassfelt. Feltene produserte totalt 232 mill. Sm³ o.e. i 2022 og bidro med om lag 1 300 mrd. kroner til fellesskapet gjennom skatter og avgifter, statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) og utbytte fra statens eierandel i Equinor.

Siden oppstarten av oljeproduksjonen i 1971, har virksomheten i sum bidratt med over 22 000 mrd. kroner i verdiskaping målt i dagens kroneverdi. Statens netto kontantstrøm fra petroleumsvirksomheten i samme periode har vært om lag 11 000 mrd.

Mesteparten av petroleumsproduksjonen på norsk sokkel blir eksportert, og verdiene har de siste 5 årene stått for rundt 50 pst. av total eksport. Samlet sett ble det eksportert petroleum for nesten 2 000 mrd. kroner i 2022.

De samlede sysselsettingseffektene i petroleumsnæringen i 2021 er av Menon Economics1 beregnet til om lag 204 000 sysselsatte bosatt over hele landet. Om lag 169 000 er knyttet til aktiviteten på kontinentalsokkelen, mens om lag 35 000 er knyttet til eksport til den internasjonale petroleumsindustrien. Rundt 25 000 er sysselsatt hos operatørene, 90 000 i den spesialiserte leverandørnæringen og 89 000 er resterende ringvirkningseffekter (Menon 2023). Dette utgjør rundt 10 prosent av all privat sysselsetting i Norge.

1.2.1 En urolig verden – Norge kan bidra med høy petroleumsproduksjon

Russlands militære invasjon i Ukraina har hatt betydelige konsekvenser i verdens energimarkeder. Særlig har det påvirket situasjonen i gassmarkedet, med svært høye priser i importavhengige regioner som Asia og Europa. Det oppstod videre fare for mangel på gass i Europa som følge av manglende kapasitet til å importere gass på skip (LNG) til erstatning for et gradvis økende bortfall av russiske gassleveranser gjennom rørledninger. I september 2022 eskalerte situasjonen ytterligere med stengning av gassflyten i rørledningen mellom Russland og Tyskland (North Stream 1).

Situasjonen i energimarkedene de siste månedene har økt bevisstheten rundt og betydningen av stabil tilgang på rimelig energi. Forsyningssikkerhet og tilgang på rimelig energi er flyttet opp på den energipolitiske agendaen i Europa.

Konsekvensene av den ekstraordinære situasjonen i Europa for industri, næringsliv og innbyggere er store. Energikostnadene er høye og enkelte store industribedrifter har stanset sin produksjon. Selv om det har gått bedre enn fryktet gjennom vinteren, kan det ikke utelukkes at det blir nødvendig å rasjonere energi mellom land og innbyggere. Det er gjennomført krisetiltak i EU-landene, og det er også varslet mulige reformer i den europeiske energi- og kraftsektoren.

Energisituasjonen i Europa er fortsatt svært krevende. Bortfallet av gassleveranser i rørledningene fra Russland har kommet samtidig som mesteparten av ny kraftproduksjon i Europa har vært uregulerbar kraftproduksjon. Uten gass til kraftproduksjon ville deler av Europa i 2022 gått i «svart» når vinden ikke blåser og sola ikke skinner. Nedbygging over tid og produksjonsutfordringer innen atomkraft og kullkraft er viktige årsaker til dette.

De neste årene ventes det en global knapphet på gass i verden. Det forventes derfor at gassprisen vil være høy i et historisk perspektiv i Europa. Norske myndigheter har nær og løpende kontakt med både kommisjonen og sentrale EU-land om markedssituasjonen.

Både EU-landene og Norge har interesse av velfungerende og stabile energimarkeder. Regjeringen har vært opptatt av å formidle at en bør være forsiktig med å gripe inn i kompliserte markeder da det fort kan forverre problemene en står overfor. At eventuelle tiltak fra myndighetene bør rettes inn mot hovedproblemet i dagens situasjon – nemlig knapphet på gass i markedet. Høye priser er eksempelvis ikke det grunnleggende problemet, men et symptom på dette; altså knappheten på gass. En konsekvens av dette er at løsningen på problemet er å øke tilgangen på gass og redusere forbruket. Prismekanismen er en effektiv måte å løse dette på. Eksempelvis kan et pristak øke problemet ved at det gjør etterspørselen større enn tilbudet. Dette er derfor noe norske myndigheter har frarådet i dialogen med EU og EU-land.

Det er de ulike rettighetshaverne på norsk kontinentalsokkel som har ansvaret for drift av felt og infrastruktur og salg av den olje og gass de produserer. Produksjonen selges i markedet på kommersielle vilkår. Det er opp til rettighetshaverne å bestemme sin gassalgsstrategi, herunder inngå eventuelle langsiktige fastpriskontrakter på markedsbaserte vilkår.

Rettighetshaverne på norsk kontinentalsokkel har gjennomført en rekke tiltak for å opprettholde et så høyt eksportnivå av gass til Europa som mulig fra høsten 2021 da prisene ble svært høye. Mesteparten av norsk gassproduksjon eksporteres i rør til land i Europa. I disse områdene utgjør norsk gass en stor andel av gassforsyningen. Norske felt produserer på et meget høyt nivå og gasseksporten har økt med om lag 8 prosent eller 9 mrd. Sm³ fra 2021 til 2022. Denne økningen alene tilsvarer om lag 100 TWh energi. Uten disse leveransene fra norske felt ville situasjonen i Europa i 2022 vært vanskeligere – både når det gjelder å dekke gassbehovet og ved at gassprisen kunne blitt enda høyere.

Invasjonen av Ukraina påvirker også trusselbildet for europeiske land, inklusive Norge. Regjeringen har tatt en rekke grep, på mange områder, for å tilpasse oss de nye omgivelsene. Det er blant annet gjort en rekke tiltak internt i olje- og gassnæringen og samarbeidet mellom næringen og relevante statlige aktører er styrket. Det er gjort tiltak på sikkerhetssiden på statens side og samarbeid med andre land på området er styrket. Samtidig er det viktig å understreke at det ikke har vært konkrete trusler mot aktiviteten på kontinentalsokkelen. Det er fortsatt trygt å gå på jobb på norsk sokkel. Det er jobb nummer en for både selskaper, arbeidstakere og staten.

I den vanskelige energisituasjonen i Europa er det også fremover viktig at produsentene på norsk kontinentalsokkel opprettholder et høyt produksjonsnivå i alle perioder der norsk gass etterspørres i markedet. Viktigheten av norske leveranser for Europa vil bli lavere over tid som følge av at energisystemet i Europa tilpasses den nye forsyningssituasjonen og LNG-produksjonskapasiteten globalt blir økt.

1.2.2 Norsk kontinentalsokkel har en konkurransedyktig ressursbase

Verdens befolkning og næringsliv er avhengig av energi for å fungere og for å nå FNs ulike bærekraftsmål. Det er avhengigheter og potensielle målkonflikter mellom bærekraftsmålene. Det er derfor viktig at oppnåelse av ett mål sees i sammenheng med påvirkning på øvrige mål. Over tid må må verden over til fornybar energi for å nå målene. Energibruk og velstandsnivå henger nært sammen. Rikelig og kontinuerlig tilgang på rimelig energi er en forutsetning for en bærekraftig økonomisk fremgang og velstandsutvikling. Det er en stor utfordring å skaffe tilgang på nok ren energi til en voksende befolkning. Hvert år, unntatt kortere perioder under økonomiske kriser, har verdens energiforbruk økt år for år.2 Energiforbruket har vokst særlig raskt i perioder med høy økonomisk vekst i store, viktige regioner i verdensøkonomien, eksempelvis i industrialiserte land etter 2. verdenskrig og i Kina etter årtusenskiftet.

Det er et stort underliggende energibehov særlig i utviklingsland. Der trenger en voksende befolkning energi til både å dekke sine grunnleggende behov og for å nå ønsket om et liv og en levestandard som de ser i vår del av verden. Det er befolkningen i disse delene av verden som blir hardest rammet i perioder med svært høye energipriser som i 2022.

Dersom reduksjonen i olje- og/eller gassforsyningene skjer raskere enn behovet globalt må prisene øke for å redusere etterspørselen og for å gi produsentene større egeninteresse av å øke produksjonen på sikt. Det har siden 2014 vært investert relativt sett lite i ny produksjon globalt. De kraftige fallene i råvarepriser både i 2014-15 og i 2020 er en viktig årsak til de for lave investeringene i kull, olje og gass, sett i forhold til det underliggende globale behovet fremover. Dette har bidratt til dagens globale energisituasjon med relativt sett høye priser.

Pandemien medførte et stort sjokk for alle råvaremarkeder, inklusive olje og gass. Prisene var i 2020 svært lave som følge av at smitteverntiltak over hele verden reduserte energibruken. Situasjonen endret seg i 2021. Da økte energietterspørselen kraftig gjennom året som følge av gjenåpning av samfunnene i størstedelen av verden og tilhørende sterk økonomisk vekst. Etterspørselen steg raskere enn tilbudet og en konsekvens var en kraftig prisøkning på energi fra midten av 2021. Høsten 2021 nådde kullprisene rekordnivåer. Prisene på gass, særlig i regioner avhengig av import av flytende naturgass (LNG), likeledes. Oljeprisen økte til 80 USD/fat. Høye priser på kull og gass var medvirkende til høye priser på elektrisitet i mange markeder. Russlands invasjon av Ukraina har forsterket denne situasjonen.

Gassprisen er ikke direkte avhengig av nivået på etterspørselen, men av balansen mellom tilbud og etterspørsel til enhver tid og markedets forventninger til denne i framtiden. Det ventes at gassprisene på lang sikt vil tendere mot langsiktig grensekostnad for marginalt tilbud i LNG-markedet levert til Europa, som ventes å være amerikansk produsert LNG. Denne anslås av analyseselskaper å ligge mellom 3,50 og 4,00 kr/Sm³.

Basert på ulike konsulenter og analysemiljøers forventninger om fremtidig utvikling i oljeetterspørsel og produksjon har departementet ved beregninger i denne proposisjonen lagt til grunn en forventet oljepris som beveger seg fra dagens nivå på over USD 80 pr fat til et nivå rundt USD 75 på noe lenger sikt.

Disse prisforventningene reflekterer at norske petroleumsressurser også fremover vil være kostnadsmessig konkurransedyktig i markedet. Særlig gjelder det for områder med godt utbygd infrastruktur.

Det er til enhver tid usikkerhet rundt fremtidig oljepris, og usikkerheten øker over tid. Hvilken pris som realiseres, avhenger av en rekke usikre forhold både på tilbuds- og etterspørselssiden. Usikkerhetene skyldes både teknologiske, markedsmessige og politiske forhold. Dette betyr eksempelvis at det ikke er en bane for utviklingen av olje- og gassprisene som er konsistent med en gitt global utslippsutvikling for klimagasser, men ulike scenarier basert på forutsetninger om framtiden.

1.2.3 De midlertidige skattereglene har ført til utbyggingsbeslutninger

For tre år siden slo pandemien ut for fullt og hele verden stengte ned. Oljeprisen stupte, og usikkerheten rundt fremtiden var stor. Oljeselskapene varslet kutt i pengebruken der de hadde mulighet til det. Norske myndigheter gjennomførte kutt i oljeproduksjonen på norske felt for å bidra til å stabilisere oljemarkedet og dermed sikre norsk verdiskaping og arbeidsplasser.

Som følge av lavere løpende inntekter og stor usikkerhet om utviklingen under pandemien, måtte oljeselskapene kutte pengebruken, og fleksibiliteten var begrenset. Det selskapene kunne gjøre var å stanse arbeidet med prosjekter som ikke var igangsatt.

Effekten for leverandørindustrien av en slik utvikling ville bli at oppdrag de forventet de neste årene ble skjøvet utover i tid. En lengre periode uten aktivitet ved sentrale anlegg ville kunne inntreffe. Med dette bakteppet vedtok Stortinget i juni 2020 midlertidige endringer i petroleumsskatteloven, jf. Prop. 113 L (2019-2020) og Innst. 351 L (2019-2020).

De midlertidige skattereglene har bidratt til at utbyggingsdelen innen den norsk baserte leverandørindustrien har hatt kontrakter å konkurrere om de siste årene. Olje- og gassprisene har også etter hvert økt fra de svært lave nivåene våren 2020. Gjennom å være konkurransedyktige har leverandørindustrien vunnet en rekke kontrakter som vil gi betydelig aktivitet de neste årene. Prosjektene som ble vedtatt i perioden 2020-2022 har samlede investeringer på om lag 440 milliarder kroner, hvorav om lag 290 milliarder kroner ventes gå til norske aktører.

Alle feltutbygginger myndighetene har fått inn til behandling fra ulike rettighetshavergrupper er forventet lønnsomme og er økonomisk robuste før skatt, basert på forutsetningene i utbyggingsplanene.

Investeringene i prosjektene under de midlertidige skatteendringene er beregnet til å gi grunnlag for et arbeidskraftsbehov på om lag 158 000 årsverk i perioden fra 2020 til 20293. Innleverte utbyggingsplaner bidrar til at produksjonen av olje og gass i Norge kan opprettholdes på et stabilt nivå de neste årene og til at det forventede produksjonsfallet fra slutten av dette tiåret kan bremses. De vil bidra til lønnsomme arbeidsplasser på land og forventes å bidra til høye inntekter til staten.

1.2.4 Produksjonsutsiktene

Med dagens planer og prosjekter forventes det å kunne opprettholde produksjonen fra norsk sokkel på et høyt nivå det neste tiåret. Deretter ventes produksjonen å gå relativt raskt nedover, med mindre det blir gjort nye store funn.

Produksjonen fra eksisterende felt faller i takt med uttømming og trykkfall i reservoarene. For enkeltfelt kan investeringer som boring av produksjonsbrønner og lavtrykksproduksjon bremse dette fallet, og andre ressurser i nærheten av eksisterende plattformer kan knyttes til og forlenge produksjonen. For kontinentalsokkelen som helhet er det behov for store investeringer både i lønnsomme tiltak for økt utvinning på eksisterende felt og utvikling av nye, lønnsomme felt dersom et raskt fall i produksjonen skal unngås.

Med dagens produksjonsnivå vil de forventede utvinnbare ressursene bli hentet opp relativt raskt. Med dagens produksjonsnivå forventes nær 40 pst. av de gjenværende ressursene, eller vel 60 pst. av de påviste ressursene i åpnet areal å bli produsert det neste tiåret.

I takt med at ressursbasen på sokkelen tømmes ut forventes det at tilhørende aktivitetsnivå og etterspørselsimpuls til fastlandet avtar gradvis. Samtidig vil etterspørselsimpulsen fortsatt være større enn fra alle andre industrier i dag i mange år fremover, fordi petroleumssektorens impuls reduseres fra et svært høyt nivå.

Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv. En kontinuerlig satsing i næringen på økt utvinning, utbygging av funn og leting slik at nye funn gjøres er nødvendig for å nå dette målet. Regjeringen vil legge til rette for et stabilt aktvitetsnivå på norsk kontinentalsokkel av olje- og gassvirksomhet, med økt innslag av næringer knyttet til karbonfangst og -lagring, hydrogen, havvind, havbruk og mineraler. Videre må næringen gjennom årlige konsesjonsrunder fortsatt gis tilgang til nye leteområder innenfor åpnet, tilgjengelig leteareal. Et tredje sentralt element er å videreføre en effektiv infrastrukturregulering og sikre gode, totale gassinfrastrukturvurderinger blant annet gjennom Gassco sin arkitektrolle.

1.2.5 Effektiv produksjon med lave utslipp

Behovet for store og raske utslippskutt i tråd med Parisavtalens mål krever en stor endring av verdens energiforsyning, herunder effektivisering av energibruken, økt utbygging av fornybar energi og utvikling av nye lavutslippsløsninger som karbonfangst- og lagring. Selv om vi har en sterk vekst i fornybar energi, utgjør fossile brensler fortsatt mer enn 80 prosent av det voksende primærenergiforbruket globalt.

I global målestokk er Norge en liten leverandør av olje og gass. Norske felt dekker i dag mellom 2 og 3 pst. av verdens ettterspørsel. Andelen ligger an til å bli redusert over tid, på grunn av den avtrapping av produksjonen som forventes etter 2030.

Petroleumsvirksomheten på norsk sokkel er underlagt strenge virkemidler som gir selskapene kontinuerlig egeninteresse i å redusere utslipp. Utslippene per produsert enhet på norsk sokkel er lavere enn for andre petroleumsprodusenter. De totale utslippene er på vei ned og er siden 2015 redusert med om lag 19 prosent. For å redusere klimagassutslippene fra petroleumssektoren har det i flere tiår vært brukt sterke virkemidler. CO₂-avgift og kvoteplikt er hovedvirkemidlene. CO₂-avgift ble innført i 1991 og i dag er om lag 95 pst. av utslippene fra sektoren omfattet av EUs kvotesystem. Utslippskostnaden i petroleumssektoren er vesentlig høyere enn i annen kvotepliktig industri, både i Norge og i andre land som deltar i EUs kvotemarked.

Omlegging av verdens energisystemer er viktig og nødvendig, men vil ta tid, krever store investeringer og er forbundet med høye kostnader. Verdens oljebruk forventes etter hvert å nå en topp før den gradvis avtar. Det er større usikkerhet knyttet til når veksten i gassbruken vil avta. Petroleumsproduksjon er en «uttappingsvirksomhet». Det betyr at nye utbygginger og ny produksjonskapasitet er nødvendig selv om forbruket stagnerer eller gradvis avtar.

Verden vil ha behov for olje og gass og investeringer i ny produksjonskapasitet i tiår fremover. Regjeringen vil legge til rette for at norsk kontinentalsokkel fortsatt skal være en stabil og langsiktig leverandør av olje og gass til Europa i en svært krevende tid.

1.3 Regjeringens petroleumspolitikk

Norsk petroleumsindustri skal utvikles, ikke avvikles. Petroleumssektoren er en høyproduktiv næring som bidrar med store inntekter, verdiskaping og arbeidsplasser til Norge.

Regjeringen vil derfor:

• Legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv gjennom å videreføre en stabil og forutsigbar petroleumspolitikk

• Fortsette å utvikle petroleumspolitikken. Legge til rette for at norsk sokkel fortsatt skal være en stabil og langsiktig leverandør av olje og gass til Europa i en krevende tid.

• Legge til rette for et stabilt aktivitetsnivå på norsk sokkel av olje- og gassvirksomhet, med økt innslag av næringer knyttet til karbonfangst og -lagring, hydrogen, havvind, havbruk og mineraler

• Videreføre konsesjonssystemet. Det skal fortsatt gis tillatelser til å lete etter olje og gass i nye områder. Tildeling av nye utvinningstillatelser skal hovedsakelig skje gjennom forutsigbar tilgang på leteareal gjennom tildeling i allerede forhåndsdefinerte områder (TFO)

• Videreføre en effektiv infrastrukturregulering gjennom TPA-forskriften og gasstransportreguleringen

• Videreføre Gassco sin arkitektrolle, herunder vurdering av mulige samfunnsøkonomisk lønnsomme økninger av gasstransportkapasiteten ut fra Barentshavet

1.4 Kommersiell CO₂-lagring på norsk sokkel

CO₂-håndtering omfatter fangst, transport, bruk eller lagring av CO₂. Regjeringen har en bred politikk for å fremme CO₂-håndtering som et klimatiltak som kan bidra til å nå temperaturmålet i Parisavtalen. Tildeling av areal som kan brukes til CO₂-lagring er en forutsetning for kommersiell karbonfangst og -lagring.

2022 ble året hvor industrielle aktører for alvor viste interesse for CO₂-lagring på norsk sokkel. Ved utgangen av 2022 var det tildelt tre letetillatelser basert på kommersiell interesse. Ytterligere to områder var utlyst med søknadsfrist tidlig i 2023. Flere selskaper har vært i kontakt med departementet om søknader for å få utlyst ytterligere areal for lagring av CO₂ i inneværende år.

Regjeringen vil legge til rette for samfunnsøkonomisk lønnsom lagring av CO₂ på norsk kontinentalsokkel ved å:

• Legge til rette for kommersiell CO₂-lagring på norsk sokkel gjennom å tildele lagringsareal til selskaper med konkrete industrielle planer som gjør at de har lagringsbehov

• Behandle relevante søknader om utbygginger under lagringsforskriften raskt og effektivt

• Fortsette å fremme CO₂-håndtering som et viktig bidrag for å nå målene i Parisavtalen

1.5 Utbygging og drift av Yggdrasil-området

Yggdrasil er en samordnet utbygging av feltene Hugin, Munin og Fulla. Feltene omfatter en rekke funn og prospekter i den midtre delen av Nordsjøen om lag 150 km utenfor Vestland. Aker BP ASA er operatør for utbyggingen og har sammen med de andre rettighetshaverne Equinor Energy AS og LOTOS Exploration and Production Norge AS søkt om godkjenning av planer for bygging av Yggdrasil.

Yggdrasil vil bli bygget ut med tre plattformer og ni havbunnsinnretninger.

Feltsenteret i sør vil være en produksjons-, bore- og boligplattform (Hugin A) i den sørlige delen av området. En normalt ubemannet brønnhodeplattform (Hugin B) vil bli knyttet til Hugin A-plattformen. Det nordlige området vil bli bygget ut med et feltsenter, og en ubemannet produksjonsplattform (Munin) som også knyttes til Hugin A.

Totalt ni havbunnsinnretninger (herunder Fulla) vil kobles til de to feltsentrene. Utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i området og til å fase inn tilleggsressurser. Gasseksport vil skje gjennom et felles gassrør til Statpipe rikgassrørledning og så inn til Kårstø. Etter prosessering på Kårstø vil gassen transporteres videre til Europa. Oljeeksport vil skje gjennom et felles eksportrør til Grane oljerør og deretter til Stureterminalen. Feltene vil bli drevet med kraft fra land. Kraftløsningen tilknyttes nettet i Samnanger. Rettighetshaverne har etter søknad fått konsesjon etter energiloven for et nettanlegg som gir kapasitet for et kraftuttak på 150 MW, og vil tilsvare et kraftbehov på 0,9 TWh per år. Dette er vurdert å være tilstrekkelig til å dekke identifiserte og fremtidig kraftbehov i hele Yggdrasil-området. Kraftbehovet er anslått til om lag 120 MW de første årene i produksjon og er beregnet å avta til om lag 100 MW etter hvert som produksjonen fra feltene avtar. Sør-Norge er et område med mye produksjon og forbruk av kraft, og er i tillegg sterkt tilknyttet andre land gjennom utvekslingskablene. Regionen har vært preget av en spesiell kraftsituasjon og høye kraftpriser de siste årene, men har i utgangspunktet en god kraftbalanse.

Forventede utvinnbare ressurser er beregnet til om lag 103 mill. Sm³ oljeekvivalenter (o.e). Ressursene er omtrent likt fordelt mellom olje og gass. Utbyggingen legger til rette for utvinning av ressursmessige oppsider i området. Det samlede riskede ressurspotensialet i Yggdrasil er estimert til 140 mill. Sm³ o.e. Dette inkluderer ressurser i påviste funn, samt forventede utvinnbare ressurser i prospekter og økt utvinning fra påviste funn.

Planlagt produksjonsstart er første halvdel av 2027. Totale, forventede investeringer beløper seg til 115 mrd. kroner. Utbyggingen har høy forventet lønnsomhet. Forventet nåverdi før skatt er beregnet til 38,4 mrd. kroner. Forventet internrente er på vel 15 pst og forventet tilbakebetalingstid fra produksjonsstart er i underkant av tre år. Utbyggingen er forventet lønnsom ved oljepriser på over 48 US dollar per fat.

Det er gjennomført konsekvensutredning for utbyggingen. Konsekvensutredningen har ikke avdekket forhold som tilsier at prosjektet ikke bør gjennomføres eller at det bør gjennomføres avbøtende tiltak utover de tiltakene som ligger til grunn for utbyggingsplanen. Olje- og energidepartementet anser utredningsplikten som oppfylt.

I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter og avgifter vil utbyggingen medføre betydelig aktivitet i forbindelse med utbygging og drift, samt gi inntekter og sysselsetting i norske bedrifter. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingen er av rettighetshaverne beregnet til om lag 65 000 årsverk gjennom levetiden. Totalt vil utbyggingsfasen gi om lag 42 000 årsverk i Norge. I driftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirkninger beregnet til 500 – 1500 årsverk årlig.

Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av sikkerhetsmyndighetene og Oljedirektoratet, fremstår utbyggingen av Yggdrasil som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt som kan gjennomføres samtidig som hensyn til helse, arbeidsmiljø, sikkerhet og det ytre miljø og fiskeriinteresser ivaretas. Departementet mener derfor at de fremlagte planene for Yggdrasil kan godkjennes på enkelte vilkår for å legge til rette for god ressursforvaltning som fremgår av denne proposisjon.

Rettighetshaverne har hatt behov for å inngå vesentlige kontraktsmessige forpliktelser før utbyggingsplanen er godkjent. De viktigste leverandørene for byggingen av plattformer og undervannsinstallasjoner er norske. Plattformene er planlagt bygd ved verft på Stord, Haugesund, Verdal, Sandnessjøen og Egersund, og en stor andel av utstyrsleveransene vil komme fra norske leverandører.

1.6 Videreutvikling av Valhallfeltet og utbygging av Fenrisfunnet

Valhall og Fenris er en utbygging som består av en videreutvikling av Valhallfeltet og utbyggingen av Fenrisfunnet. Aker BP ASA er operatør for utbyggingen og har sammen med rettighetshaver PGNiG Upstream Norway AS (Fenris) og Pandion Energy AS (Valhall) søkt om godkjenning av planer for utbygging og drift.

Valhallfeltet ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, om lag 290 km sørvest for Stavanger. Feltet har produsert siden 1982. Fenris ligger om lag 50 kilometer nord for Valhall. Havdypet i området er rundt 70 meter.

Utbyggingen består av en ny, integrert prosess- og brønnhodeplattform på Valhall feltsenter (Valhall PWP) som vil knyttes til en ubemannet brønnhodeplattform på Fenrisfeltet. Utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i feltene og til å fase inn eventuelle tilleggsressurser i området.

Olje og flytende våtgass (NGL) fra Valhall blir transportert i rørledning til Ekofisk for videre transport til Teesside i Storbritannia. Gass sendes i rørledning via Ekofisk til Emden i Tyskland. Gass fra Fenrisfeltet vil fraktes i rørledning til Valhall PWP, prosesseres på feltsenteret og transporteres deretter via rørledningssystemet fra Ekofisk-senteret. Feltene vil bli drevet gjennom eksisterende kraft fra land-løsning fra Valhall. Utbyggingen medfører begrenset økt kraftuttak fra Lista-området. Det økte kraftbehovet er anslått til ca. 20 MW, og vil tilsvare et årsforbruk på 0,2 TWh. Sør-Norge er et område med mye produksjon og forbruk av kraft, og er i tillegg sterkt tilknyttet andre land gjennom utvekslingskablene. Regionen har vært preget av en spesiell kraftsituasjon og høye kraftpriser de siste årene, men har i utgangspunktet en god kraftbalanse.

Forventede utvinnbare ressurser for den totale utbyggingen er beregnet til om lag 58,3 mill. Sm³ o.e., eller 367 mill. fat. Av dette er om lag 70 prosent olje og 30 prosent gass. Planlagt oppstart er i midten av 2027, og forventet produksjonsperiode er 23 år. Totale, forventede investeringer til utbygging av Valhall og Fenris beløper seg til 50,4 mrd. kroner. Utbyggingen har høy forventet lønnsomhet. Forventet samlet nåverdi før skatt er beregnet til 21,2 mrd. kroner. Forventet internrente er på 15 pst. og forventet tilbakebetalingstid fra produksjonsstart er om lag tre år. Utbyggingen er lønnsom ved oljepriser på over 47 US dollar per fat.

Det er gjennomført konsekvensutredninger for utbyggingen. Konsekvensutredningene har ikke avdekket forhold som tilsier at prosjektet ikke bør gjennomføres eller at det bør gjennomføres avbøtende tiltak utover de tiltakene som ligger til grunn for utbyggingen. Olje- og energidepartementet anser utredningsplikten for utbyggingen som oppfylt.

I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter og avgifter vil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift. Dette vil gi grunnlag for inntekter og betydelig sysselsetting i norske bedrifter. Nasjonale sysselsettingsvirkninger i utbyggings- og driftsfasen er i konsekvensutredningene beregnet av rettighetshaverne til om lag 65 000 årsverk gjennom hele perioden. I driftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirkninger beregnet til om lag 1600 årsverk i et normalt driftsår.

Basert på operatørens planer og vurderinger gjort av sikkerhetsmyndighetene og Oljedirektoratet, fremstår den nye utbyggingen av Valhall og Fenris som et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt som kan gjennomføres samtidig som hensyn til helse, arbeidsmiljø, sikkerhet, det ytre miljø og fiskeriinteresser ivaretas. Departementet mener derfor at utbyggingsplanene kan godkjennes på enkelte vilkår for å legge til rette for god ressursforvaltning som fremgår av denne proposisjon.

Rettighetshaverne har hatt behov for å inngå vesentlige kontraktsmessige forpliktelser før utbyggingsplanen er godkjent. De viktigste leverandørene for bygging av plattformer og undervannsinstallasjoner er norske. Plattformene er planlagt bygget på Aker Solutions sine verft på Stord, Verdal, Sandnessjøen og Egersund, og en stor andel av utstyrsleveransene vil komme fra norske leverandører.