Del 3
Utbygging og drift av Yggdrasil-området

5 Utbygging og drift av Yggdrasil-området

5.1 Innledning

Departementet mottok 16. desember 2022 planer for utbygging og drift (PUD) og planer for anlegg og drift (PAD) for Yggdrasil. Yggdrasil er en samordnet utbygging av ni funn og felt som ligger mellom Alvheim og Oseberg, i den midtre delen av Nordsjøen. Aker BP ASA (Aker BP) er operatør for utvinningstillatelsene omfattet av utbyggingsplanene. De andre rettighetshaverne er Equinor Energy AS (Equinor) og LOTOS Exploration & Production Norge AS (LOTOS). Rettighetshaverne har søkt om departementets godkjenning av utbyggingsplanene.

Yggdrasil-utbyggingen består av til sammen seks utbyggingsplaner. Eierandelen til de involverte rettighetshaverne varierer mellom de seks utbyggingsplanene, jf. tabell 5.1 og tabell 5.2. Utbyggingen innebærer at det etableres felles infrastruktur og de ulike delene av utbyggingen er derfor gjensidig avhengig av hverandre.

I tillegg til å være operatør for utvinningstillatelsene omfattet av Yggdrasil er Aker BP også operatør for kraft fra land-løsningen. Equinor er operatør for både olje- og gassrørledningen.

Forstørr bilde

Kilde: Equinor

Yggdrasil vil bli bygget ut med en produksjons-, bore- og boligplattform (Hugin A) i den sørlige delen av området. Funnene Fulla, Langfjellet og Rind vil knyttes opp til Hugin A med havbunnsrammer. Frøy vil bli utviklet med en normalt ubemannet brønnhodeplattform (Hugin B) knyttet opp til samme plattform. Funnene nord i området vil bli bygget ut med en ubemannet produksjonsplattform (Munin) med fem havbunnrammer, som også knyttes til Hugin A for prosessering av olje og produsert vann. Innretningene vil bli drevet med kraft fra land.

Anslåtte utvinnbare olje- og gassressurser for påviste funn i området er beregnet til 103,1 mill. Sm³ oljeekvivalenter (o.e.), eller 648,5 millioner fat o.e. Planlagt produksjonsstart er første halvdel av 2027 og feltene er planlagt å produsere frem til 2051.

Totale, forventede investeringer til utbygging av Yggdrasil beløper seg til 115,1 mrd. kroner1. Forventet samlet nåverdi er beregnet til 38,4 mrd. kroner før skatt med syv pst. diskontering. Balanseprisen før skatt er beregnet til 48 US dollar per fat o.e. Områdeutbyggingen har fått navnet Yggdrasil. Yggdrasil er verdenstreet i norrøn mytologi, en eviggrønn ask med grener som rekker ut over hele verden og opp over himmelen.

Den sørlige delen av utbyggingen vil få feltnavnet Hugin, mens den nordlige delen vil få feltnavnet Munin. Hugin og Munin er i norrøn mytologi navnet på de to ravnene til guden Odin. De to gammelnorske ordene betyr «tanken» og «minnet». De var Odins øyne og ører og grunnen til at han var den klokeste og mest kunnskapsrike av gudene. Den midtre delen av utbyggingen vil få feltnavnet Fulla. Fulla er i norrøn mytologi en gudinne som er i tjeneste hos Odins kone, gudinnen Frigg. Fullas oppgaver er å bære Friggs skrin og stelle hennes skotøy.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

5.2 Ressurser og produksjon

Grunnlaget for Yggdrasil-utbyggingen er olje- og gassressurser i ni funn; Krafla, Sentral, Askja, Fulla, Lille Frigg, Frigg Gamma Delta, Frøy, Langfjellet og Rind. Utbyggingen vil utvinne ressursene i disse funnene og i flere ikke-påviste segmenter og prospekter i området.

De forventede utvinnbare olje- og gassressursene i utbyggingen er beregnet til 103,1 mill. Sm³ o.e. Dette tilsvarer 648,5 millioner fat o.e. Ressursene er omtrent likt fordelt mellom olje og gass. Den estimerte utvinningsgraden er på 45,9 pst.

En oppsummering over funn som inngår i feltene Hugin, Munin og Fulla med forventet utvinnbare ressurser er oppsummert i tabell 5.3, mens en geografisk oversikt over funn og prospekter fremgår av figur 5.3.

Planlagt produksjonsstart er første halvdel av 2027. Anslått produksjonsperiode er 24 år.

Utbyggingen legger til rette for utvinning av ressursmessige oppsider i området. Utbyggingsplanene omtaler planlagt videre modning og videreutvikling av prospekter 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.

Forstørr bilde

Kart som viser prospekter, funn, felt og planlagte havbunnsrammer.

Kilde: Aker BP

I 2023 vil nylig innsamlet havbunnsseismikk tolkes og det planlegges også boring for å påvise ytterligere ressurser. Dersom resultatene blir som forventet er det lagt til rette for en videre utbygging av ytterligere forekomster med en potensiell borestart i 2027 til 2028 med påfølgende produksjon. Risket ressurspotensial i aktuelle forekomster er estimert til 6 mill. Sm³ o.e.

Som en del av videreutviklingen av området, vil planer og mål for videre leting bli modnet opp til beslutning. Kombinert med mulighet for tilkobling av ny infrastruktur, er det stor fleksibilitet for tilknytning av prospektene i området. Det er planlagt å bruke flere av de ledige brønnslissene til ytterligere økning av utvinningen i Yggdrasil-området. For å utforske de identifiserte prospektene, vil en ny utforskningsaktivitet være nødvendig. Det er skissert en videre produksjonsborefase i perioden 2029 til 2035, som bruker alle de gjenværende ledige brønnslissene for å utvikle prospektene,

Eventuell installasjon av ytterligere havbunnsrammer kan åpne opp for flere brønnmål innenfor arealet omfattet av utbyggingsplanene, som ikke kan nås fra eksisterende infrastruktur. Et av disse områdene ligger nord for Hugin A, hvor en rekke prospekter er tenkt utviklet fra en egen brønnramme gjennom dedikerte produsenter inn i hver struktur med mulighet for en felles vanninjeksjonsbrønn.

I sum er det i utbyggingsplanene anslått et risket potensial for videreutvikling av Yggdrasil på 37 mill. Sm³ o.e. fordelt på nye mulige funn og økt utvinning fra påviste funn, jf. figur 5.4.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

5.3 Utbyggingsløsning

Utbyggingen av Yggdrasil innebærer at tre nye felt bygges ut med stor grad av felles infrastruktur. To feltsentere, Hugin A i sør og Munin i nord, blir etablert. I alt skal det fases inn ni havbunnsinnretninger og en brønnhodeplattform til disse. Det er valgt et standardisert design for havbunnsinnretningene. Innretningene er tilrettelagt for parallell boring som muliggjør kostnadseffektiv boring. Normal drift og styring av innretningene på Yggdrasil vil skje fra et kontrollrom lokalisert i Aker BPs samhandlingssenter i Stavanger.

Hugin A vil levere tjenester som mottak og stabilisering av olje, levering av vann for injeksjon, samt mottak av produsert vann fra Munin. Gasseksport vil skje gjennom et felles gassrør fra Hugin A via Munin til Statpipe. Oljeeksport vil skje gjennom et felles eksportrør fra Hugin A til Grane oljerør. Feltene vil bli drevet med kraft fra land.

5.3.1 Hugin-feltet

Utbygging av Hugin-feltet innebærer utvikling av funnene Frigg Gamma Delta, Frøy, Langfjellet og Rind. Utbyggingen vil skje ved at det bygges en stor ny plattform, Hugin A. Flere havbunnsinnretninger og brønnhodeplattformen Hugin B vil bli koblet opp mot denne plattformen.

Hugin A

Hovedplattformen i Yggdrasil er Hugin A. Dette er en integrert plattform med prosessering, hjelpesystemer og boligkvarter. I tillegg har den et brønnområde som muliggjør boring av 16 brønner. I første omgang er det planlagt å bore seks produksjonsbrønner og to vanninjeksjonsbrønner for å utvinne ressursene fra Frigg Gamma Delta. Åtte slisser er i reserve og kan benyttes til økt utvinning og videreutvikling.

Havbunnsinnretninger på Rind, Langfjellet, Fulla og Lille-Frigg vil være tilknyttet Hugin A. Plattformen er også vertsinnretning for brønnhodeplattformen Hugin B og den vil levere tjenester til Munin.

Plattformen har boligkvarter for 60 personer. Estimert tørrvekt på plattformdekket er på 28 500 tonn. Stålunderstellet er designet for en maksimal operativ vekt på 41 500 tonn og vil veie om lag 17 500 tonn.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

Størrelsen på boligkvarteret er tilpasset behov ved vedlikeholdskampanjer. Plattformen har konvensjonelle sikkerhetsfunksjoner som brannvannsystem og livbåter. Hovedtilgangen til plattformen er via helikopter. Tilgang via gangbro fra fartøy er også tilgjengelig og kan brukes ved transport av personell til og fra Munin og Hugin B. Hugin A skal ha lav bemanning, og ambisjonen er at innretningen etter noen år i drift skal være ubemannet i to uker og bemannet i fire uker.

Hugin B

Frøy vil bli utviklet med en normalt ubemannet brønnhodeplattform, Hugin B. Denne plattformen er utviklet med utgangspunkt i en lignende plattform på Hod-feltet.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

Plattformen har tolv brønnslisser, hvorav sju vil benyttes til produksjonsbrønner og to til vanninjeksjonsbrønner. Tre slisser vil være i reserve. Boring vil skje ved bruk av en flyttbar oppjekkbar rigg og det vil være mulig å gjøre brønnintervensjon fra plattformen.

Det vil ikke være personell om bord med unntak av vedlikeholdskampanjer og brønnintervensjon. Derfor er utstyr og hjelpesystemer på plattformen forenklet. Hugin B har nødinnkvartering for opphold om bord og en livbåt. Transport til og fra plattformen vil enten skje med helikopter eller ved bruk av servicefartøy med gangbro.

5.3.2 Munin-feltet

Utbygging av Munin-feltet innebærer utvikling av funnene Askja, Sentral og Krafla. Utbyggingen vil skje med fem havbunnsinnretninger som knyttes opp mot prosesseringsplattformen Munin.

Plattformen vil være ubemannet og vil ikke ha helikopterdekk, boligkvarter, livbåter eller aktiv brannbeskyttelse. Personell vil bli tatt om bord ved bruk av servicefartøy med gangbro ved behov. Dekksmodulen er plassert på et stålunderstell på om lag 100 meters dyp. Estimert vekt på modulen er om lag 8 400 tonn.

De fem havbunnsrammene knyttet til Munin har til sammen 30 brønnslisser, hvorav 21 vil benyttes til produksjonsbrønner, tre til vanninjeksjonsbrønner mens seks vil være reserveslisser. Det vil også legges til rette for ytterligere to mulige havbunnsrammer.

Munin mottar og prosesserer gass, olje og kondensat fra bunnrammene på Krafla, Sentral og Askja. Gass og væske blir separert før væsken blir ført til Hugin A for videre prosessering. Produsert vann blir også behandlet på Hugin A. Krafla og Askja vil motta sulfatredusert sjøvann og behandlet produsert vann for injeksjon via en rørledning fra Hugin A.

Oljen stabiliseres på Hugin A for videre eksport til Sture. Gass blir prosessert på Munin før den eksporteres til Kårstø.

Forstørr bilde

Kilde: Equinor

5.3.3 Fulla-feltet

Utbygging av Fulla-feltet innebærer utvikling av funnene Fulla og Lille-Frigg. Utbyggingen vil skje med en havbunnsramme med seks brønnslisser. Havbunnsrammen skal knyttes opp til Hugin A.

Det er planlagt tre brønner. To er produksjonsbrønner i Fulla og Lille-Frigg, mens en brønn vil teste ut et prospekt i Fulla-området.

5.3.4 Eksportløsning for olje og gass

Eksportinfrastrukturen for olje og gass fra Yggdrasil-området er skilt ut i egne interessentskap. Equinor vil være operatør for infrastrukturen. Oljerørledningen skal gå fra Hugin A til den eksisterende oljerørledningen fra Grane-feltet til Stureterminalen i Øygarden kommune. Oljerørledningen er organisert i interessentskapet Yggdrasil Oil Pipeline (YOP).

Oljeeksportrøret vil ha en diameter på 24 tommer og en samlet lengde på om lag 46 kilometer. Rørledningen vil være overtrålbar. Vanndypet langs rørtraseen varierer fra om lag 120 m til 132 m. Det vil ikke være behov for modifikasjoner på Grane oljerør for å kunne håndtere tilleggsmengdene fra Yggdrasil. På Stureterminalen er det identifisert et mindre modifikasjonsbehov.

Gassrørledningen skal transportere rikgass og vil bli koblet til den eksisterende gasseksportrørledningen Statpipe. Gassen skal tas til Kårstø gassterminal for videre prosessering. Gassrørledningen er organisert i interessentskapet Yggdrasil Gas Pipeline (YGP).

Gassrørledningen har en diameter på 28 tommer og en samlet lengde på 73 kilometer. Rørledningen vil være overtrålbar. Vanndypet langs rørtraseen varierer fra om lag 95 m til 142 m.

Deltakerandelene i de to rørledningene er basert på deltakerandelene i de tre feltene og de tre feltenes forventede transportbehov. Det vil ikke være kapitaltariff for bruk av rørledningene.

5.3.5 Kraft fra land

Hugin A, Hugin B og Munin skal drives med kraft fra land.

Rettighetshaverne har vurdert flere alternative tilknytningspunkter til kraftnettet. Statnett har pekt på tilknytning i Samnanger fremfor rettighetshavernes foretrukne alternativer Kollsnes eller Haugalandet.

Kraft fra land-løsningen omfatter et anlegg og installasjon av et 420 kV bryterfelt i Samnanger transformatorstasjon (etter avtale med Statnett SF). En ny 420 kV jordkabel føres fra Statnetts transformatorstasjon fram til en ny transformatorstasjon i Børdalen. Derfra skal det bygges en ledning fram til planlagt landfall i Ospeviki. Derfra skal det legges en sjøkabel til en planlagt kompenseringsstasjon ved Årskog i Fitjar. Videre fra Årskog skal det legges en 158 kilometer lang sjøkabel til Hugin A, og derfra en 27 kilometer lang sjøkabel til Munin.

Kraft fra land-infrastrukturen for Yggdrasil er skilt ut som et eget interessentskap med Aker BP som operatør.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

Rettighetshaverne har søkt om konsesjon etter energiloven for et nettanlegg som gir kapasitet for et kraftuttak på 150 MW, tilsvarende 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. Ved å benytte kraft fra land reduseres Yggdrasils anslåtte, samlede CO₂-utslipp med om lag 9,2 millioner tonn over feltenes levetid, sammenlignet med bruk av gassturbiner på innretningene.

5.4 Investeringer og lønnsomhet

De totale investeringene for Yggdrasil beløper seg til om lag 115 mrd. kroner fordelt på 60,7 mrd. i Hugin-feltet, 45,3 mrd. i Munin-feltet og 9,1 mrd. i Fulla-feltet. De forventede samlede årlige driftskostnadene vil i gjennomsnitt være om lag 1,8 mrd. kroner.

Utbyggingen har høy forventet lønnsomhet. Forventet nåverdi for Yggdrasil før skatt er i utbyggingsplanene beregnet til 38,4 mrd. kroner2. Internrenten er beregnet til 15,3 pst. Balanseprisen er den gjennomsnittlige fremtidige oljepris en utbygging må oppnå for å dekke alle fremtidige kostnader og samtidig gi forrentning av kapitalen. Balanseprisen for Yggdrasil er beregnet til 48 dollar per fat o.e. Nedbetalingstiden er estimert til i underkant av 3 år etter produksjonsoppstart.

Operatørens beregninger viser at å forsyne Yggdrasil med kraft fra land er samfunnsøkonomisk lønnsomt, sammenlignet med alternativet som er kraftforsyning basert på gassturbiner. I operatørens beregninger av den samfunnsøkonomiske lønnsomheten er den estimerte nytten av reduserte klimagassutslipp fratrukket kostnaden ved kraft fra land, tiltakskostnaden. Prisprognosen som ligger til grunn i beregningene tar utgangspunkt i en CO₂-pris stigende til om lag 2 000 NOK/tonn CO₂ i 2030, deretter svakt videre stigende frem mot 2050. Tiltakskostnaden er beregnet som forholdet mellom de neddiskonterte nettokostnadene og de neddiskonterte utslippsreduksjonene over prosjektets levetid. Operatøren har beregnet en negativ tiltakskostnad for Yggdrasil på -1 175 NOK/tonn CO₂. Kostnadsbesparelsen ved løsningen inkluderer reduserte drifts- og vedlikeholdskostnader for energiforsyning på plattformene, reduserte NO_X-avgifter og verdien av den frigjorte gassen. Alternativet med energiforsyning basert på gassturbiner ble lagt bort i tidlig fase av prosjektplanleggingen. Dersom en skulle lagt om energiløsningen til gassturbiner nå ville dette medført at gasstubiner måtte blitt plassert på en ekstra plattform. Operatøren har beregnet en investeringskostnad for et slikt tiltak til om lag 11,7 mrd. kroner. Utbyggingsplanene er derfor basert på bruk av kraft fra land.

Utbyggingsprosjekter står overfor en rekke usikkerhetsfaktorer av blant annet geologisk, teknologisk, prosjektgjennomføringsmessig og markedsmessig art. I utbyggingsplanene er det gjort sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris og utvinnbare ressurser, jf. figur 5.9. Videre er verdien av mulige oppsider i Yggdrasil når det gjelder økt utvinning og letepotensialet rundt feltene vurdert. Analysen viser at det er et betydelig oppsidepotensial. Lønnsomheten i prosjektet er mest sensitivt for nivået på olje-/gasspris og ressursutfall.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

Rettighetshaverne har i utbyggingsplanen foretatt en kvalitativ stresstesting mot finansiell klimarisiko ved at utbyggingens balansepris er sammenliknet med ulike scenarier for olje- og gassprisbaner som er forenlige med målene i Parisavtalen, herunder 1,5 gradersmålet, jf. kravene i veileder til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst. Rettighetshaverne viser til Det internasjonale pengefondet (IMF) sin World Economic Outlook-rapport fra april 2022. Der illustreres det at fremtidig oljepris innenfor ett nettonullscenario for fremtidig oljebruk vil varierer sterkt avhengig av om politiske tiltak søker å påvirke tilbudssiden eller etterspørselssiden av oljemarkedet. Det vises til at i denne analysen varierer oljerpisen på starten av 2030-tallet fra omtrent 25 til ommomtrent 200 USD/fat.

Rettighetshaverne viser til Det internasjonale pengefondet (IMF) sin World Economic Outlook-rapport fra april 2022. Der illustreres det at fremtidig oljepris innenfor ett nettonullscenario for fremtidig oljebruk vil varierer sterkt avhengig av om politiske tiltak søker å påvirke tilbudssiden eller etterspørselssiden av oljemarkedet. Det vises til at i denne analysen varierer oljerprisen på starten av 2030-tallet fra omtrent 25 til omtrent 200 USD/fat.3

Rettighetshaverne forventer at investeringene vil være tilbakebetalt i løpet av i underkant av tre år etter oppstart. Fordi prosjektet har en rask tilbakebetaling ved forventede prisbaner, betyr det at prosjektet er finansielt robust også for scenarioer der stram klimapolitikk og lav etterspørsel skulle gi lave olje- og gasspriser på lang sikt. Videre tar ikke analysene hensyn til eventuell prissikring for å låse inn positiv verdiskaping, noe som vil kunne redusere risikoen ytterligere.

5.5 Vesentlige kontraktsmessige forpliktelser

I henhold til petroleumsloven § 4-2 femte ledd skal vesentlige kontraktsmessige forpliktelser ikke inngås og byggearbeid ikke påbegynnes før plan for utbygging og drift er godkjent, med mindre departementet samtykker til dette. Samtykke til kontraktsinngåelse eller påbegynt byggearbeid vil ikke påvirke myndighetenes behandling av utbyggingsplanen.

Rettighetshaverne har det fulle ansvar for økonomisk risiko knyttet til inngåelse av kontrakter eller påbegynt byggearbeid før utbyggingsplaner er godkjent, herunder at myndighetene stiller vilkår eller unnlater å godkjenne planene. Rettighetshaverne skal uansett sikre seg mulighet for å kunne kansellere slike kontrakter dersom planene ikke godkjennes.

Rettighetshaverne har hatt behov for å inngå vesentlige kontraktsmessige forpliktelser før utbyggingsplanen er godkjent. Dette for å sikre kapasitet i leverandørmarkedet og dermed en effektiv gjennomføring av prosjektet. En høy andel av kontraktene som har blitt inngått er med norske partnere og leverandører.

Departementet samtykket 15. desember 2022 i at rettighetshaverne kan inngå kontraktsmessige forpliktelser. Antatt eksponering frem mot sommeren 2023 er anslått til om lag 8,5 mrd. kroner, inkludert kanselleringskostnader. Totalomfang av disse kontraktene er på om lag 66,5 mrd. kroner.

5.6 Områdevurdering

Yggdrasil ligger i et område der det er flere små til mellomstore prospekter. Utbyggingen medfører etablering av ny infrastruktur og legger til rette for ytterligere utvinning ved at terskelen for lønnsom utbygging av ev. nye funn senkes. Den valgte utbyggingsløsningen har betydelig fleksibilitet. Dette gjør det mulig å håndtere usikkerhet knyttet til forventede utvinnbare volum i utbyggingsplanene. I tillegg legger utbyggingen til rette for utvinning av ressursmessige oppsider i Yggdrasil.

Det er forventet at Hugin A har ledig prosesskapasitet for olje fra 2029 og gass fra 2032. Det vil være tilgjengelig prosesseringskapasitet for gass på Munin fra rundt 2030. For væske ventes Muninfeltet være begrenset av kapasiteten på Hugin A. Dersom det viser seg mulig å fjerne flaskehalser i anlegget etter oppstart, vil det kunne være ledig kapasitet tidligere.

Yggdrasil vil bygges ut med 82 brønnslisser fordelt på to plattformer og ni havbunnsrammer. 27 av brønnslissene er satt av til videre utvikling av området. Ytterligere tre havbunnsrammer, med totalt 14 brønnslisser, planlegges installert hvis planlagt ressursmodning av tre prospekter gir grunnlag for utbygging av disse.

Det kan kobles til ytterligere havbunnsrammer på Yggdrasil. Hugin A har blant annet fleksibilitet for tilkobling av nye innretninger gjennom fire stigerør og tre J-rør. Skulle det gjøres funn i området som krever ytterligere prosesskapasitet eller funksjonalitet, er det også mulig å installere en ny broforbundet plattform til Hugin A.

Et stort antall havbunnsrammer og ledige brønnslisser gjør at det er mulig å nå flere prospekter fra eksisterende infrastruktur.

Tredjepartstilknytning

Både Hugin A og Munin vil kunne være vert for tredjepartstilknytninger og funn utenfor arealet for utbyggingsplanene for Yggdrasil. Det er identifisert flere mulige tredjepartstilknytninger, både påviste funn og prospekter. Ved utbygging av disse vil de kunne bli utviklet med brønnrammer som kan kobles opp mot Yggdrasil. Ekstra brønnrammer kan enten knyttes direkte tilbake til Hugin A, Munin eller til eksisterende undervannsinstallasjoner. Deep Alvheim, som er gassprospekter i Alvheim-området, og gassfunnet Peik er eksempler på slike ressurser.

5.7 Konsesjonsbehandling av kraft fra land til Yggdrasil

På vegne av Aker BP ASA, Equinor ASA og LOTOS Exploration & Production Norge AS, søkte Aker BP ASA den 5. november 2021 om konsesjon etter energiloven § 3-1 og havenergiloven § 3-2 for å bygge en ny 260 km lang kraftledning mellom Samnanger transformatorstasjon og Yggdrasil i Nordsjøen, ny transformatorstasjon i Børdalen i Samnanger kommune og nytt kompenseringsanlegg ved Årskog i Fitjar kommune. Tiltakshaver sendte tilleggssøknad 2. juni 2022 om arealutvidelse av Samnanger transformatorstasjon på vegne av Statnett SF, og om endret utforming av Børdalen transformatorstasjon.

De delene av kraftforbindelsen som ligger innenfor grunnlinjen krever konsesjon etter energiloven, mens anleggene utenfor krever konsesjon etter havenergilova. I saker knyttet til kraft fra land for petroleumsinstallasjoner har Olje- og energidepartementet (OED) bedt Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) om å sende departementet en innstilling. Departementet fatter vedtak i slike saker.

I innstilling til departementet av 12. oktober 2022 tilrår NVE at det gis tillatelse til en ca. 11 km 145 kV kraftledning mellom Børdalen og Ospeviki, en ca. 250 km lang 145 kV sjøkabel til Hugin A og Munin, en ny transformatorstasjon i Børdalen, en ca. 360 meter lang 420 kV jordkabel mellom Samnanger transformatorstasjon og nye Børdalen transformatorstasjon, en arealutvidelse av Samnanger transformatorstasjon og et kompenseringsanlegg i Fitjar. NVE har lagt til grunn Statnetts vurdering om at Samnanger transmisjonsnettstasjon er et sterkt punkt i nettet, og at det er driftsmessig forsvarlig å tilknytte det omsøkte forbruket. NVE har også lagt til grunn at selve tilknytningsløsningen skal betales av tiltakshaverne, og ikke av nettkunder gjennom nettleien.

OED har gitt konsesjon til tiltaket i tråd med NVEs innstilling. For en nærmere omtale av konsesjonsbehandlingen vises det til OEDs nettsider.

5.8 Disponering av innretningene

Disponeringskostnadene for feltene i Yggdrasil er samlet estimert til om lag 11,3 mrd. kroner. Nedstengning og disponering av feltenes innretninger og brønner vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det aktuelle tidspunkt.

En løsning for disponering av feltenes innretninger vil bli beskrevet i avslutningsplanen som skal leveres til myndighetene tidligst fem år, men senest to år før bruken av innretningene er ventet å opphøre.

5.9 Påseplikt

Rettighetshaver skal påse at virksomheten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgivning og under ivaretakelse av hensynet til god ressursforvaltning, helse, miljø og sikkerhet. Påseplikten er også en sentral del av kvalitetssikringen av utbyggingsprosjekter på norsk sokkel.

Rettighetshaverne i Yggdrasil har skriftlig redegjort for departementet hvilke aktiviteter de har gjennomført/planlegger å gjennomføre for å oppfylle påseplikten i tilknytning til utarbeidelse og gjennomføring av PUD, herunder eventuelle egne studier, eksterne studier, verifikasjoner, deltakelse i ulike komiteer i utvinningstillatelsene og andre aktiviteter.

6 Konsekvensutredninger

Det er gjennomført to konsekvensutredninger som en del av utbyggingsplanene for Yggdrasil.

Equinor som var operatør for Munin-feltet frem til innsendelse av plan for utbygging og drift, har utarbeidet konsekvensutredning for dette feltet. Denne konsekvensutredningen omfatter også rørledninger for eksport av olje og gass.

Aker BP har utarbeidet en felles konsekvensutredning for Hugin- og Fulla-feltene. Denne konsekvensutredningen omfatter også det felles kraft fra landanlegget for Yggdrasil. For dette anlegget er det i tillegg gjennomført konsekvensutredninger som del av søknad om konsesjon etter energiloven og havenergilova, jf. omtale i kap. 5.7.

Videre har Aker BP gjort en samlet ringvirkningsanalyse av hele Yggdrasilprosjektet etter at de overtok operatørskapet for Munin. Dette er omtalt i kap. 6.3.

6.1 Konsekvensutredning for Hugin- og Fulla-feltene

Som en del av plan for utbygging og drift av Hugin og plan for utbygging og drift av Fulla er det gjennomført en konsekvensutredning (KU). Operatøren for utbyggingene, Aker BP, sendte forslag til program for konsekvensutredning på offentlig høring 11. oktober 2021. I henhold til departementets veileder til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum, skal rettighetshaverne se hen til prinsippene som er nedfelt i naturmangfoldloven ved utarbeidelse av programmet. Basert på innkomne uttalelser og operatørens vurderinger av disse, fastsatte Olje- og energidepartementet et endelig utredningsprogram 13. mai 2022.

Med utgangspunkt i det fastsatte programmet ble konsekvensutredningen for Hugin og Fulla sendt på offentlig høring 17. juni 2022 med 12 ukers høringsfrist. Elleve instanser kom med høringsuttalelser. Som oppfølging av Miljødirektoratets (Mdir) uttalelse har operatøren bl.a. ettersendt supplerende informasjon. Basert på dette anser miljømyndighetene at utredningsplikten for Hugin og Fulla er oppfylt.

Aker BP har gjennomgått alle innkomne høringsuttalelser. En oppsummering av høringsuttalelsene til konsekvensutredninger med operatørens kommentarer er gjengitt i Vedlegg 1. All informasjon knyttet til konsekvensutredningen er offentlig tilgjengelig og kan finnes på operatørens nettsider.4

Utbyggingene ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. En rekke tiltak for å ivareta miljøhensyn ligger til grunn for utbyggingsplanen. Investeringene i Hugin- og Fulla-feltene og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet.

6.1.1 Utslipp til luft

Utbygging og drift av Hugin og Fulla vil medføre utslipp til luft av CO₂ (karbondioksid), og NO_X (nitrogenoksider), samt mindre mengder SO_x (svoveloksider), hovedsakelig i bore- og anleggsfasen. Det er mindre utslipp knyttet til driftsfasen som følge av energiløsningen med kraft fra land.

Totale utslipp i bore- og anleggsfasen er estimert til 188 000 tonn CO₂. Dette stammer hovedsakelig fra bore- og brønnoperasjoner, kraftgenerering på fartøy i forbindelse med installasjonsarbeid, rørlegging og andre marine operasjoner og transportvirksomhet i utbyggingsfasen. Rettighetshaverne oppgir at de vil tilrettelegge for muligheten for kraft fra Hugin A ved boring av Frigg Gamma Delta-brønnene.

I driftsfasen vil feltene forsynes med kraft fra land. Dieseldrevne løsninger for nødstrøm og brannvann vil være installert på Hugin A. De vil ikke medføre vesentlige utslipp til luft, estimert til om lag 500 tonn CO₂ og 7 tonn NO_x årlig. Det vil være behov for noe fakling de to første årene knyttet til oppstart av nye brønner. I normale driftsår vil utslipp fra fakling være lave og representere om lag 8 000 tonn CO₂ årlig. NO_X fra fakling vil variere fra ti tonn første driftsår til tre tonn i normale driftsår.

Gjennomsnittlig CO₂-intensitet, det vil si utslipp av CO₂ per produserte fat o.e., er estimert til 1,03 kg/fat o.e., basert på boring med diesel som drivstoff på riggene. Uten boring ventes gjennomsnittlig CO₂-intensitet på 0,77 kg/fat o.e over levetiden.

6.1.2 Utslipp til sjø

I anleggsfasen vil regulære utslipp til sjø som følge av utbyggingene være knyttet til boreoperasjonene og klargjøring/oppstart av rørledninger. Kaks fra boring med vannbasert borevæske vil bli sluppet til sjø. Boring fra topphullseksjonene vil bli gjort med en kombinasjon av sjøvann og vannbasert borevæske, og utslipp av borekaks vil skje like over havbunnen. Ulike typer av miljøvirkninger kan oppstå fra utslipp av borekaks fra boring med vannbaserte borevæsker. Dette kan være midlertidige effekter i vannfasen, knyttet til økt partikkelinnhold (turbiditet) og eventuelle økotoksikologiske virkninger av vannløste komponenter. Det kan også være mer langvarige, lokale virkninger gjennom nedslamming fra det borekaksmaterialet som anvendes.

Det er ikke forekomster av verdifulle kaldtvannskoraller, svampaggregeringer eller andre kjente forekomster av sårbare bunnhabitater/-fauna på OSPAR-listen i området. Basert på miljøovervåking og erfaringer fra tidligere boring er det ikke forventet vesentlige miljøkonsekvenser fra utslipp av kaks med vannbasert vedheng utover nærmeste 50-100 m. Effektene vil være relatert til overdekking (nedslamming) av lokal bunnfauna og er forventet å ville restitueres naturlig i løpet av få år.

I forbindelse med klargjøringsoperasjonene på feltene vil det totalt sett slippes ut kjemikaliebehandlet sjøvann/ferskvann og potensielt også monoetylenglykol. Utslippene vil imidlertid skje over tid, ved ulike lokasjoner og denne typen utslipp vil raskt fortynnes i vannmassene. Hugin og Fulla ligger i åpent hav, i et område med god vannutskiftning og god oksygentilgang i vannet. Mengden av andre kjemikalier vil være små til moderate, og kjemikaliene vil raskt fortynnes til nivå som ikke er skadelige. Det vil søkes om egen utslippstillatelse etter forurensningslovgivningen for bruk og utslipp av kjemikalier knyttet til klargjøringsoperasjonene.

Den valgte løsningen for brønnopprenskning medfører at utslipp til sjø vil skje fra Stureterminalen. Tillatelsen til Stureterminalen er under revisjon i Miljødirektoratet.

Den største potensielle kilden til utslipp i driftsfasen er produsert vann. Det er ventet små volum produsert vann i startfasen, men økende etter hvert. Det er planlagt med reinjeksjon av produsert vann for trykkstøtte (med tilhørende renseanlegg). Produsert vann fra Hugin A vil bli reinjisert. Løsning for rensing av vannet har vært gjenstand for BAT-vurdering. Anbefalt løsning inneholder tre rensetrinn. Det er ventet at 96 pst. av det totale volumet av produsert vann som går gjennom hovedrenseanlegget vil bli reinjisert.

Erfaringer fra tidligere produksjon fra Frøy har vist utfordringer som følge av vanninjeksjon. For prosessforløpet fra Frøy blir det derfor planlagt med et eget renseanlegg for produsert vann på Hugin A. Reinjeksjon av produsert vann fra Frøy vil revurderes dersom man oppnår akseptabel kvalitet for injeksjon med tanke på sulfatinnhold i vannet, som gir utfordringer med avleiringer og reservoarforsuring som vil medføre materialutfordringer. Designkrav for rensing av olje i renseanlegget for produsert vann er foreløpig satt til mindre enn 10 mg olje pr. liter.

Sjøvann skal benyttes som trykkstøtte. Før injeksjon av sjøvann, må sulfat fjernes fra sjøvannet. Sulfatfjerning krever bruk av biosid som har høy giftighet i marint miljø. Rettighetshaverne har valgt en sulfatfjerningsløsning som tilpasses feltets behov, dvs. online biosidbehandling og utslipp til sjø i initiell driftsfase og offline biosidbehandling med injeksjon av brukt biosid etter initiell driftsfase.

Kun kjemikalier som tilfredsstiller regelverket vil bli brukt og sluppet ut til sjø, etter søknad og tillatelse. Det vil bli innført rutiner for å minimere kjemikaliebruk og for at gjenbruk av kjemikalier skal skje når dette er mulig. Videre er ulike designtiltak implementert for å minimere behov for kjemikalier.

Det er valgt et åpent hydraulikksystem for styring av havbunnsventiler på Hugin. Vannbaserte hydraulikkvæsker vil bli benyttet, og hydraulikkvæske med best mulig miljømessige egenskaper skal velges. Det aktuelle området har ikke spesiell miljøsårbarhet, og planlagte utslipp av hydraulikkvæske er vurdert å ikke medføre vesentlige negative miljøvirkninger. Et alternativ med fullelektriske løsninger er vurdert av rettighetshaverne, men ikke funnet å være teknisk modent for bruk på Hugin.

6.1.3 Arealbeslag og fysiske inngrep

Fysiske inngrep på havbunnen i forbindelse med utbyggingen av Hugin og Fulla vil være knyttet til boring, installering av plattform/havbunnsinnretninger, rørlegging og grøfting eller understøttelse/tildekking med stein. Det er ingen særlig verdifulle og sårbare områder (SVOer) eller områder med kjente sårbare bunnhabitater i områdene der feltene er lokalisert.

I forhold til andre havbaserte næringer som fiskeri og sjøtransport, vil Hugin og Fulla i hovedsak ha negative virkninger i form av permanente arealbeslag i driftsperioden knyttet til de to faste innretningene, samt midlertidige arealbeslag i perioder med boring av brønner- på havbunnsanlegg. Arealbeslagene er begrensede i omfang og aktivitetsnivået for henholdsvis fiskerier og passerende skipstrafikk i området er også moderat. I anleggsperioden vil det i tillegg være en del fartøyer i området for installasjon av innretninger, rørledninger og kabler. Dette vil ha midlertidige virkninger for andre havbaserte næringer. Virkningene knyttet til både arealbeslag og fartøyaktivitet vurderes imidlertid ikke å gi vesentlige konsekvenser for næringsutøvelsen. I driftsfasen vil havbunnsanleggene og tilhørende infrastruktur være overtrålbare og ingen virkninger på fiskeriutøvelsen er forventet.

6.1.4 Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingene av feltene vil skape store verdier for fellesskapet. 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 for norsk leverandørindustri. For hele Yggdrasil-utbyggingen kommer i tillegg virkninger fra utbyggingen av Muninfeltet, nye eksportrørledninger og kraft fra land.

Hugin- og Fulla-utbyggingene utgjør en betydelig andel av investeringene på norsk sokkel i årene fremover, og de er derfor svært viktige for norsk leverandørindustri til petroleumsvirksomheten. Faktisk omfang av norske andeler av investeringene vil avhenge av konkurransedyktigheten til norske leverandører og kapasitet. Erfaringsmessig vil norsk andel være i størrelsesorden 60-70 pst. ved utbygging, og godt over 80 pst. i driftsfasen. Vurderinger gjort for Hugin og Fulla samsvarer godt med dette. Norsk andel av utbyggingskostnadene utenom boring anslås å være 61 pst. og for boring 50 pst. Norsk andel av driftskostnadene er anslått til 88 pst.

Utbyggingene vil også gjennom konsumvirkninger kreve arbeidsinnsats hos leverandører og underleverandører. Nasjonale sysselsettingsvirkninger inkludert konsumvirkninger summert over alle årene er i konsekvensutredningen beregnet til rundt 35 500 årsverk for utbygging og drift til sammen. Utbyggingsfasen utgjør om lag 17 500 årsverk og omtrent 50 pst. av de samlede sysselsettingsvirkningene summert over alle årene for utbygging og drift. Virkningene av driftsperioden utgjør etter hvert om lag 500-700 årsverk per år, og driften er planlagt å pågå i 24 år. Summert over alle årene er andel årsverk knyttet til drift derfor omtrent like stor som årsverk knyttet til utbyggingen.

6.2 Konsekvensutredning for Munin-feltet

Som en del av plan for utbygging og drift av Munin er det gjennomført en konsekvensutredning (KU). Daværende operatør for utbyggingen, Equinor, sendte forslag til program for konsekvensutredning på offentlig høring 11. oktober 2021. I henhold til departementets veileder til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum, skal rettighetshaverne se hen til prinsippene som er nedfelt i naturmangfoldloven ved utarbeidelse av programmet. Basert på innkomne uttalelser og operatørens vurderinger av disse fastsatte Olje- og energidepartementet et endelig utredningsprogram 13. mai 2022.

Med utgangspunkt i det fastsatte programmet ble konsekvensutredningen for Munin sendt på offentlig høring 17. juni 2022 med 12 ukers høringsfrist. Elleve instanser kom med høringsuttalelser. Som oppfølging av Miljødirektoratets (Mdir) uttalelse har operatøren bl.a. ettersendt supplerende informasjon. Basert på dette anser miljømyndighetene at utredningsplikten for Munin er oppfylt. Equinor har som daværende operatør gjennomgått alle innkomne høringsuttalelser. En oppsummering av høringsuttalelsene til konsekvensutredningen med operatørens kommentarer er gjengitt i Vedlegg 2 og 3. All informasjon knyttet til konsekvensutredningen er offentlig tilgjengelig og kan finnes på operatørens nettsider.5

Utbyggingen ventes ikke å ha negative konsekvenser av betydning for naturressurser og miljø. En rekke tiltak for å ivareta miljøhensyn ligger til grunn for utbyggingsplanen. Investeringene i Munin-feltet og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet.

6.2.1 Utslipp til luft

Utbygging og drift av Munin-feltet vil medføre utslipp til luft av CO₂, NO_X, samt noe SOx, og da hovedsakling i bore- og anleggsfasen. Det er mindre utslipp knyttet til driftsfasen som følge av energiløsningen med kraft fra land.

Totale utslipp i bore- og anleggsfasen er estimert å være om lag 55 000 tonn CO₂ og 1 200 tonn NO_X. Dette stammer hovedsakelig fra kraftgenerering på fartøy knyttet til marine operasjoner i forbindelse med installasjon av rørledninger, kraftkabel, havbunnsinnretninger, sjøbunnsintervensjon og klargjøring for drift.

I driftsfasen vil Munin forsynes med kraft fra land. Under normal drift vil det derfor være svært små direkte utslipp til luft. Det vil være behov for noe fakling de første årene knyttet til oppstart av nye brønner. Totale utslipp til luft i forbindelse med fakling gjennom produksjonsperioden er beregnet til 32 000 tonn CO₂, og 18 tonn NO_X.

Utslipp til luft fra driftsperioden vil være lave, mindre enn 2 000 tonn CO₂ i et normalt driftsår og synkende utover i produksjonsperioden. De totale driftsutslippene over feltets levetid er ut fra dette estimert til 135 000 tonn CO₂ og 2 200 tonn NO_X. Karbonintensiteten er beregnet til 0,45 kg CO₂ per fat o.e.

6.2.2 Utslipp til sjø

Det vil være noe utslipp til sjø i forbindelse med boring og ferdigstillelse av brønnene på Muninfeltet. Utslipp til sjø vil i hovedsak være borekaks og borevæske fra boring med vannbasert borevæske ved boring av de øverste brønnseksjonene. Borekaks fra boring i de mer krevende brønnseksjonene med oljebasert borevæske vil bli fraktet til land for rensing og sluttdisponering. Det er ingen utslipp til sjø ved boring av disse seksjonene.

All brønnopprenskningvæske fra Munin-feltet er i utgangspunktet planlagt transportert til Hugin A og derfra videre til Sture-terminalen for slutthåndtering.

Hugin A forsyner Munin med viktige støtte- og servicefunksjoner som bl.a. olje-vann separasjon, rensing av produsert vann og reinjeksjon, injeksjonsvann og kjemikalier. Det er derfor ingen utslipp av produsert vann fra Munin.

Kjemikalier som benyttes i produksjonen på Munin forsynes i sin helhet fra Hugin A. Disse vil returneres til Hugin A med væskeeksporten (olje/vann). Oljeløselige kjemikalierester vil følge oljefasen gjennom sluttprosesseringen på Hugin A, mens vannløselige komponenter vil følge vannfasen gjennom prosessanlegget og injiseres med produsert vann i undergrunnen.

6.2.3 Arealbeslag og fysiske inngrep

Fysiske inngrep på havbunnen i forbindelse med utbyggingen vil være knyttet til boring, installering av plattform/havbunnsinnretninger, rørlegging og grøfting eller understøttelse/tildekking med stein. Munin-feltet ligger nær Vikingbanken som historisk har vært et viktig gyteområde for tobis. Utbyggingen innebærer ingen installasjon av infrastruktur inne på Vikingbanken.

Den største påvirkningen vil være knyttet til installering av feltinterne rørledninger og kabler, med tilhørende tiltak for beskyttelse. Det er estimert et behov for steindumping, særlig langs rør- og kabeltraséen mellom Munin og Hugin A, estimert til om lag 100 000 tonn stein. Det vil også være noe dumping av stein i forbindelse med eksportrørene for olje og gass. Fauna som dekkes ved steindumping vil gå tapt, mens steinen etter hvert vil gi grobunn for andre bunndyr.

Selve installeringen, inkludert steindumping, vil virvle opp sedimenter som spres noe lokalt før de igjen avsettes. Det er ikke påvist sårbar bunnfauna som kaldtvannskoraller eller svampaggregeringer, som er særlig utsatt ved høy sedimentasjon.

Sammenlignet med havbaserte næringer som fiskeri og sjøtransport, vil utbyggingen bety et mindre, men permanent arealbeslag rundt Munin i driftsfasen, samt midlertidige beslag ved boring og marine installasjoner. Aktivitetsnivået i fiskerier og skipstrafikk er relativt moderat. I anleggsperioden vil det være en rekke fartøyer i området som kan gi midlertidige virkninger, herunder i form av nødvendige kursendringer eller endret fiskemønster. Virkningene knyttet til arealbeslag og fartøyaktivitet på feltet vurderes ikke å gi vesentlige konsekvenser for næringsutøvelsen. I driftsfasen vil havbunnsanleggene i sin helhet være overtrålbare, og det forventes ingen virkninger på utøvelsen av fiske.

6.2.4 Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingen vil skape store verdier for fellesskapet. I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter og avgifter, vil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift, samt gi inntekter og sysselsetting for norsk leverandørindustri. For hele Yggdrasil kommer i tillegg virkninger fra utbyggingene av Hugin, Fulla, og kraft fra land-anlegg.

Munin-utbyggingen utgjør en betydelig andel av investeringene på norsk sokkel i årene fremover, og er derfor svært viktig for norsk leverandørindustri til petroleumsvirksomheten. Faktisk omfang av norske andeler av investeringene vil avhenge av konkurransedyktigheten til norske leverandører og kapasitet. Erfaringsmessig vil norsk andel være i størrelsesorden 60-70 pst. ved utbygging og godt over 80 pst. i drift. Vurderinger gjort for Munin samsvarer godt med dette. Norsk andel av kostnadene knyttet til utbygging og drift er estimert til 61 pst.

Utbyggingene vil også gjennom konsumvirkninger kreve arbeidsinnsats hos leverandørene og underleverandørene. Nasjonale sysselsettingsvirkninger inkludert konsumvirkninger summert over alle årene er i konsekvensutredningen beregnet til rundt 20 200 årsverk for utbygging og drift til sammen. Utbygging utgjør om lag 12 500 årsverk av de samlede sysselsettingsvirkningene summert over alle årene for utbygging og drift. Virkningene av driftsperioden utgjør etter hvert om lag 260 årsverk per år, og driften er planlagt å pågå forbi 2050.

6.3 Samlet omtale av ringvirkninger

Yggdrasil-utbyggingen vil medføre samfunnsmessige virkninger, blant annet i form av inntekter til staten samt ringvirkninger fra norske andeler av investeringer i form av sysselsetting. Rettighetshaverne har gjennomført en oppdatert ringvirkningsanalyse for den totale utbyggingen i etterkant av konsekvensutredningene. Resultatene fra analysen er gitt som et utfallsrom i tråd med Offshore Norges «Veileder for ringvirkningsanalyser». Tallene som presenteres videre er et gjennomsnitt av lavt- og høyt anslag.

Rettighetshaverne beregner at utbyggingsfasen totalt vil gi om lag 42 000 årsverk i Norge. De anslår at årlige sysselsettingsvirkninger i utbyggingsfasen blir størst i 2026, med 12 100 årsverk. Totalt gjennom driftsperioden genereres det årlig 500-1500 årsverk. Det er forventet størst sysselsettingseffekt i de første driftsårene, med en gradvis reduksjon gjennom levetiden til feltene. Samlet sysselsettingsvirkning av prosjektet gjennom levetiden er beregnet til 65 000 årsverk i Norge.

7 Myndighetenes vurdering

7.1 Arbeids- og inkluderingsdepartementets vurdering

Arbeids- og inkluderingsdepartementet har innhentet Petroleumstilsynets vurdering av planene for utbygging og drift av Hugin, Munin og Fulla, samt planene for anlegg og drift av eksportrørledningene og kraft fra land.

Petroleumstilsynet anbefaler at plan for utbygging og drift av Hugin og Fulla og plan for anlegg og drift av kraft fra land godkjennes. Petroleumstilsynets vurderer at innsendt plan for utbygging og drift av Munin og plan for anlegg og drift for tilhørende eksportrørledninger godkjennes under forutsetning av at følgende forhold korrigeres i gjennomføringsfasen av prosjektet:

• Munin og serviceoperasjonsskipet (SOV) skal vurderes risikomessig som én enhet når de er koblet sammen og Munin er bemannet. Dette innebærer blant annet at frekvens for tap av hovedsikkerhetsfunksjonene evakuering til SOV, og SOV som sikkert område, er i henhold til regelverkets krav, jf. innretningsforskriften § 6 om enklere innretninger og § 7 om hovedsikkerhetsfunksjoner.

• Sikre at løsningene for fjerning av kvikksølv fra produksjonen blir utformet for å redusere kvikksølveksponering til et så lavt nivå som mulig, jf. innretningsforskriften § 15 om kjemikalier og kjemisk påvirkning.

Arbeids- og inkluderingsdepartementet har ingen ytterligere merknader til saken.

7.2 Gasscos vurdering

Gassco har vurdert gasstransportløsningen som del av sitt systemansvar for oppstrøms gassrørledningsnett, jf. petroleumsforskriften.

Selskapet avrapporterte til departementet på dette arbeidet 25. august 2021. Løsningen med gasseksport via Statpipe-rørledningen til Kårstø og videre transport til Gassled område D ble vurdert og anbefalt av Gassco. Gassco vurderte at det valgte konseptet er robust, men at det kan være behov for modifikasjoner på gassbehandlingsanlegget på Kårstø for å kunne håndtere mulige sporstoffer i gassen.

Gassco viser til at det av de innsendte planene fremgår at utbyggingskonseptet eller forutsetninger ikke er endret av betydning etter at arkitektvurderingen ble gjennomført i 2021. Operatøren har gjort tiltak for å tilrettelegge for økt kapasitet for fjerning av sporstoffer på Kårstø. Dette kan medføre ekstra investering på Kårstø, noe som er belyst som en risiko i utbyggingsplanen.

Gassco anbefaler derfor den valgte transportløsningen via Statpipe rikgassrørledning til Kårstø og videre transport til Gassled område D.

7.3 Oljedirektoratets vurdering

Oljedirektoratet viser til at myndighetene gjennom flere år har utfordret rettighetshaverne på å vurdere muligheten til å få til en samordnet utvikling av ressursene i området mellom Alvheim- og Osebergfeltene. Det valgte konseptet er en samordnet utbygging som bidrar til å utvikle flere forekomster som det tidligere har vært vanskelig å utvikle enkeltvis. Direktoratet mener at rettighetshavernes valgte løsning bidrar til en forsvarlig og god utvikling av forekomstene i området.

Oljedirektoratet baserer sin vurdering av den samordnede utbyggingen på de mottatte planene, informasjon mottatt i møter med operatøren og de andre rettighetshaverne, samt eget teknisk arbeid.

Rettighetshavernes utbyggingsløsning omfatter en stor prosesseringsplattform (Hugin A), en ubemannet prosessplattform (Munin) og en normalt ubemannet brønnhodeplattform (Hugin B), kombinert med flere havbunnsrammer. Direktoratet viser til at utbyggingskonseptet har flere ledige brønnslisser, både på havbunnsrammene og på Hugin-innretningene. Dette, kombinert med muligheter for oppkobling av nye havbunnsrammer, vurderes å gi stor fleksibilitet til å utvikle nye forekomster som ikke er inkludert i nåværende utbyggingsplaner. Denne nye infrastrukturen vurderes å kunne bidra til å senke terskelen for å utvikle ytterligere forekomster i området.

Forhold som direktoratet har vært opptatt av i rettighetshavernes arbeid med utbyggingsplanene er prosjektgjennomføring, usikkerhet i ressursgrunnlag og datainnsamling, utvinningsstrategi, bruk av ubemannet plattform, fleksibilitet, områdevurdering, samordningsgevinster og teknologistrategi. Dette er forhold rettighetshaverne har fulgt opp og som er hensyntatt i utbyggingsplanene. Rettighetshaverne har innarbeidet økt fleksibilitet i utbyggingsløsningen, inkludert planer for utforskning av flere prospekter og det er besluttet flere tiltak som kan gi samordningsgevinster. Videre er det inkludert planer for ytterligere datainnsamling, bedre vurdering av usikkerhet i ressursgrunnlag og tiltak som kan bidra til god prosjektgjennomføring. Når det gjelder usikkerheter i undergrunnsforhold er det inkludert en rekke tiltak for å redusere risikoen for at produksjonen blir lavere enn forventet. Disse risikoreduserende tiltakene vurderes som tilfredsstillende.

Det er knyttet risiko til om Yggdrasil kan bli utviklet i henhold til tidsplanene og kostnadsestimatene i utbyggingsplanene. Det skyldes blant annet krevende markedsforhold og et omfattende, komplekst prosjekt. Høyt aktivitetsnivå kan også resultere i kostnadsøkninger og forsinkelser da det kan være mangel på tilstrekkelig kvalifisert personell. Det vurderes derfor at det vil være knyttet stor usikkerhet til kostnadsestimater og tidsplan. Rettighetshaverne har gjennomført flere risikoreduserende tiltak som for eksempel å inngå tidligforpliktelser på kritiske anskaffelser samt reservere fabrikasjonsvinduer for større strukturer for å sikre robusthet i gjennomføringsplaner. Videre er det gjort tiltak for å sikre kompetanse og gjennomføringskapasitet. OD vurderer slike tiltak som viktige da de vil bidra til en redusert usikkerhet både i kostnadsestimatet og prosjektgjennomføringen. Det er identifisert risikoelementer som kan forlenge gjennomføringstiden. Avbøtende tiltak er iverksatt for å redusere risikoen for at dette inntreffer. Det er ikke identifisert forhold som tilsier at prosjektene kan bli ferdig vesentlig tidligere enn planlagt. Direktoratet vurderer det derfor som krevende å oppnå prosjektets forventede gjennomføringstid, men at målet om gjennomføring innen oppsatt usikkerhetsspenn er mulig å oppnå.

Rettighetshavergruppene skal påse at virksomheten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgivning. I forbindelse med innlevering av planene for utbygging av Yggdrasil har rettighetshaverne gjort rede for både hvordan de har, og for hvordan de fremover vil oppfylle påseplikten i tilknytning til utbyggingen. Etter Oljedirektoratets vurdering har rettighetshaverne bidratt aktivt og konstruktivt i arbeidet fram mot innlevering av planene, og de har levert en tilfredsstillende plan for hvordan prosjektet vil bli fulgt opp i utbyggingsfasen.

Planene for utbygging av Yggdrasil vurderes modnet til et tilstrekkelig nivå. Det er mulig å gjennomføre utbyggingen i henhold til de kostnadsestimater og tidsplaner som er angitt i planene som er søkt godkjent.

7.3.1 Plan for utbygging og drift av Hugin

Hugin ligger i utvinningstillatelsene 442, 442 B, 442 C, 026, 026 B og 364. Aker BP (operatør) har en eierandel på 87,7 pst. mens LOTOS Exploration and Production Norge AS har en eierandel på 12,3 pst. Planen omfatter utbygging av funnene Frigg Gamma Delta, Rind, Langfjellet og reutvikling av Frøyfeltet.

Utbyggingsløsningen vurderes å gi god fleksibilitet for økt utvinning og til å utvikle flere forekomster enn de som er som er inkludert i planen. Prosesseringskapasiteten forventes å være fullt utnyttet de første årene etter produksjonsstart, men det ventes ledig olje- og gasskapasitet fra hhv. ca. 2029 og 2032. Hugin omfatter ledige slisser som kan brukes til økt utvinning eller utvikling av nye forekomster. I tillegg er det mulig å koble opp nye havbunnsrammer, enten direkte til Hugin A eller via infrastruktur på havbunnen. Det vil bli ledig olje- og gasskapasitet på Hugin A etter få år med produksjon. Det er positivt at Frøy utvikles med en brønnhodeplattform (Hugin B) da tørre brønnhoder medfører lettere tilgang til brønnene på funnet.

Hugin A vil være fast bemannet i oppstartsperioden. Design av plattformen samt digitalisering og bruk av ny teknologi skal bidra til at en kan drifte og vedlikeholde Hugin A på en effektiv måte. Innretningene i Yggdrasil-området skal være fjernstyrt med støtte fra et samhandlingssenter på land.

Operatørens geofaglige tolkning og reservoarvurderinger vurderes tilfredsstillende utført og dokumentert. Forventede utvinnbare ressurser for forekomstene i Hugin er av operatøren beregnet til 29,2 mill. Sm³ olje og 7,3 mill. Sm³ o.e. rikgass. Dette inkluderer ikke-påviste, riskede volumer på 2,9 mill. Sm³ o.e. Usikkerhetsspennet for utvinnbare ressursene er estimert til +26 pst. og -25 pst. Forventet utvinningsgrad for olje for forekomstene ligger i intervallet 29–37 pst.

Den valgte utvinningstrategien for forekomstene er stort sett trykkvedlikehold med vanninjeksjon. I en formasjon planlegges alt produsert vann å bli injisert under oljesonen. Ettersom injeksjon av produsert vann kan øke risikoen for lavere injektivitet, legges det opp til full fleksibilitet til å veksle mellom injeksjon av renset sjøvann og produsert vann. Alle oljeproduksjonsbrønnene vil bli utstyrt med kunstig gassløft. Utbyggingen omfatter boring av 20 produksjonsbrønner, seks vanninjeksjonsbrønner og to som brukes til kun å deponere produsert vann. Det planlegges en kombinasjon av multilaterale, skråstilte og horisontale brønner, med utstyr for sonekontroll og begrensning av vannproduksjon. Det er 18 ledige brønnslisser for mulig senere bruk.

Rettighetshaverne planlegger å bore avgrensningsbrønner i 2023 og det er skissert en videre produksjonsborefase etter oppstart der alle brønnslissene benyttes til å utvikle tilleggsressurser. Produksjonsutviklingen over tid og utvinningsstrategier er beheftet med usikkerhet. De fleste forekomstene er komplekse, og utbyggingen omfatter flere ikke-påviste segmenter og prospekter. Planene som er beskrevet kan ha behov for å endres som følge av at fremtidig aktivitet styrker reservoarforståelsen. Det vurderes at det vil være viktig for effektiv ressursutnyttelse at ikke-påviste ressurser omtalt i utbyggingsplanen kan bores og settes i produksjon raskt når brønnslisser blir tilgjengelig. Direktoratet anbefaler derfor et vilkår om at rettighetshaverne i 2029 leverer en rapport med en overordnet vurdering av reservoarforståelse og utvinningsstrategi, herunder oppdatert informasjon om modning av ikke-påviste segmenter og prospekter.

Det skisseres flere mulige fremtidige metoder for økt utvinning for forekomstene i Hugin i utbyggingsplanen. Den valgte utvinningsstrategien vurderes som den best egnede. Direktoratet viser videre til at komplekse reservoarer i området gjør at forventet utvinningsgrad for olje er relativt lav i forhold til gjennomsnittet på kontinentalsokkelen. Ved å utvikle og anvende ny teknologi kan utvinningen fra denne type tette reservoarsoner øke. Oljeproduksjon fra forekomstene er karakterisert av et tidlig og kort produksjonsplatå for olje med raskt økende vannproduksjon. Teknologier for å redusere vannproduksjon vil kunne bidra til økt utvinning. Direktoratet anbefaler derfor at det stilles vilkår til godkjenningen av utbyggingsplanen knyttet til tiltak for økt utvinning, herunder redusert vannproduksjon.

Hugin vil ha tilfredsstillende løsninger med hensyn til utslipp til luft og sjø.

Operatørens løsning for måling for Hugin vurderes som tilfredsstillende.

7.3.2 Plan for utbygging og drift av Fulla

Fulla ligger i utvinningstillatelse 873. Rettighetshavere er Aker BP (operatør) med en eierandel på 47,7 pst., Equinor Energy AS med 40 pst. og LOTOS Exploration and Production Norge AS med 12,3 pst. Planen omfatter utbygging av funnet Fulla og re-utvikling av Lille-Frigg-feltet. Det planlegges å bore en avgrensningsbrønn til det nedstengte Øst Frigg-feltet og et prospekt i 2023.

Utbyggingsløsningen for Fulla er en havbunnsramme med seks brønnslisser som skal tilknyttes Hugin A. Utbyggingen kan bli utvidet med ytterligere en bunnramme.

Operatørens geofaglige tolkning og reservoarvurderinger vurderes tilfredsstillende utført og dokumentert. Forventede utvinnbare ressurser i Fulla og Lille-Frigg er av operatøren beregnet til 1,2 mill. Sm³ olje og 10,2 mill. Sm³ o.e. rikgass. Forventet utvinningsgrad for gass for Fulla og Lille-Frigg er estimert til henholdsvis 72 og 61 pst. Samlet usikkerhetsspenn for de utvinnbare ressursene i Fulla og Lille-Frigg er estimert til +38 pst. og -47 pst.

Den valgte utvinningstrategien med naturlig trykkavlastning med tre gassproduksjonsbrønner vurderes som den best egnede for forekomstene. Det vurderes som positivt at det foreligger planer for utvikling av ytterligere ressurser i området da det vil være viktig for god ressursutnyttelse at også andre prospekter omtalt i utbyggingsplanen kan bores og settes i produksjon raskt når slisser blir tilgjengelig. De skisserte fremtidige tiltakene for økt utvinning vurderes som tilfredsstillende.

Fulla-utbyggingen omfatter flere ikke-påviste segmenter og prospekter som er beheftet med usikkerhet. Reservoarforståelsen vil styrkes som følge av fremtidig seismikk, brønnboring og produksjon. Planene som er beskrevet kan ha behov for å endres som følge av at fremtidig aktivitet styrker reservoarforståelsen. Direktoratet anbefaler derfor et vilkår om at rettighetshaverne i 2029 leverer en rapport med en overordnet vurdering av reservoarforståelse og utvinningsstrategi, herunder oppdatert informasjon om modning av ikke-påviste segmenter og prospekter.

Utslipp til luft fra Fulla vil være minimale. Produsert vann fra Fulla vil bli renset på Hugin A og reinjisert.

7.3.3 Plan for utbygging og drift av Munin

Munin ligger i utvinningstillatelsene 035, 035 C, 035 D, 272, 272 B, 272 C og 272 D. Rettighetshaverne er Aker BP (operatør) og Equinor Energy AS som hver har en eierandel på 50 pst.

Utbyggingsløsningen for Munin vurderes å gi god fleksibilitet for framtidig økt utvinning samt til å utvikle flere forekomster enn de som er inkludert i planen. Det er seks ledige brønnslisser som kan brukes til økt utvinning eller utvikling av nye forekomster. I tillegg er det mulig å koble opp nye havbunnsrammer via infrastruktur på havbunnen. Det vil dessuten bli ledig gasskapasitet på Munin etter få år med produksjon. På Hugin A, som prosesserer væsken fra Munin, vil det også bli ledig oljekapasitet fra ca. 2029. Den nye infrastrukturen vil kunne bidra til å senke terskelen for å utvikle nye forekomster i området.

Munin vil normalt være ubemannet og drives med kraft fra land. Det er derfor valgt en løsning med et minimum av funksjonalitet og det er lagt vekt på å velge utstyr med høy pålitelighet for å legge til rette for sikker og effektiv drift. Oljedirektoratet vurderer det som positivt at rettighetshaverne har valgt et slik nytt utbyggingskonsept for Munin. Dette bidrar til teknologiutvikling og vil gi erfaring med en ny type produksjonsplattform som kan være aktuell for flere funn på norsk sokkel.

Operatørens geofaglige tolkning og reservoarvurderinger vurderes tilfredsstillende utført og dokumentert. Forventede utvinnbare ressurser i Munin er av operatøren beregnet til 19,5 mill. Sm³ olje, 22,2 mill. Sm³ o.e. gass og 10,1 mill. Sm³ o.e. NGL, hvorav utvinning fra ikke-påviste segmenter utgjør om lag 18 pst. av de utvinnbare ressursene. Forventet utvinningsgrad varierer fra 22 til 38 pst. for oljeforekomstene og fra 55 til 63 pst. for gassforekomstene. Usikkerhetsspennet for de utvinnbare ressursene er estimert til +30 pst. og -25 pst.

Den valgte utvinningstrategien vurderes som den best egnede. Forekomstene som inngår i Munin er karakterisert av mange forkastninger og høy grad av segmentering. Området omfatter mange små og marginale segmenter med behov for forskjellige utvinningsstrategier. Større oljesegmenter vil blir utvunnet ved bruk av vanninjeksjon og kunstig gassløft, mindre oljesegmenter vil bli utvunnet med naturlig trykkavlastning med støtte av kunstig gassløft, mens gass-/gasskondensatsegmenter vil bli produsert med naturlig trykkavlastning. Ettersom injeksjon av produsert vann kan øke risikoen for lavere injektivitet, legges det opp til full fleksibilitet til å veksle mellom injeksjon av renset sjøvann og produsert vann.

Planen inneholder kontinuerlig boring av 24 brønner, hvorav 18 brønner bores i påviste segmenter og seks i ikke-påviste segmenter. Det vil være seks ledige brønnslisser som kan benyttes til økt utvinningstiltak eller til å påvise ressurser i nye segmenter. Det beskrives boring av tre ikke-påviste segmenter i 2023/2024. De skisserte fremtidige tiltak for økt utvinning vurderes som tilfredsstillende, gitt de begrensede ressursene i de enkelte segmentene.

Produksjonsutviklingen over tid og utvinningsstrategier er beheftet med usikkerhet. De fleste forekomstene er komplekse, og utbyggingen omfatter flere ikke-påviste segmenter og prospekter. Planene som er beskrevet kan ha behov for å endres som følge av at fremtidig aktivitet styrker reservoarforståelsen. Direktoratet anbefaler derfor et vilkår om at rettighetshaverne i 2029 leverer en rapport med en overordnet vurdering av reservoarforståelse og utvinningsstrategi, herunder oppdatert informasjon om modning av ikke-påviste segmenter og prospekter.

Munin vil ha tilfredsstillende løsninger med hensyn til utslipp til luft og sjø.

Operatørens løsning for måling fra Munin vurderes som tilfredsstillende.

7.3.4 Øvrige planer knyttet til Yggdrasil

De valgte transportløsningene for olje og gass tilrettelegger ikke for at nye felt kan kobles direkte til transportrørene. Da eventuelle nye forekomster i området mest sannsynlig vil være små og knyttes opp mot Hugin A eller Munin, vurderes det ikke å være behov for å tilrettelegge for slik oppkobling til rørledningen.

Det vil bli ledig prosesskapasitet på Munin og Hugin A etter få år, og transportkapasiteten i de nye rørledningene vil være tilstrekkelig til å transportere olje og gass også fra eventuelle nye, innfasede forekomster. Utbyggingskonseptet har flere ledige brønnslisser, både på havbunnsrammene og på Hugin-innretningene. Dette, kombinert med muligheter for oppkobling av nye havbunnsrammer, gir etter direktoratets vurdering stor fleksibilitet til å utvikle nye forekomster i området.

Det vurderes at kraftløsningen vil være tilstrekkelig til å fase inn nye forekomster siden kraftbehovet vil avta etter relativt få år og fordi nye brukere mest sannsynlig vil være relativt små funn med lite kraftbehov. Kraft fra land vil, i tillegg til å unngå CO₂-utslipp fra plattformene, muliggjøre redusert bemanning offshore og bruk av ubemannede produksjonsinnretninger.

7.3.5 Lønnsomheten ved den samordnede utbyggingen

Utbyggingen er en felles samordnet utbygging som ikke kan deles opp. Derfor må også lønnsomheten ved utbyggingen sees i sammenheng. Oljedirektoratets tekniske og økonomiske vurderinger viser at den samordnede utbyggingen er forventet å gi god samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

Direktoratet har utført sensitivitetsberegninger for prosjektets lønnsomhet med utgangspunkt i myndighetenes oppdaterte pris- og valutaforutsetninger. Nåverdien i prosjektet er mest sensitiv for priser, ressurser og investeringer. Med myndighetenes forutsetninger har utbyggingen positiv nåverdi før skatt for lave produktpriser, høye investeringer og lave volumprofiler.

7.3.6 Oljedirektoratets anbefaling

Direktoratet anbefaler at plan for utbygging og drift av Hugin, plan for utbygging og drift av Munin og plan for utbygging og drift av Fulla godkjennes med enkelte vilkår for å legge til rette for god ressursforvaltning.

Oljedirektoratet anbefaler videre at plan for anlegg og drift for Yggdrasil oljerørledning, plan for anlegg og drift for Yggdrasil gassrørledning og plan for anlegg og drift for Yggdrasil kraft fra land-anlegg godkjennes.

7.4 Vurdering av effekt på kraftsystemet

Alt nytt stort kraftforbruk bidrar isolert sett til høyere strømpriser i Norge, men virkningene vil avhenge av kraftsituasjonen i det området forbruket kobles til. Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har på oppdrag fra departementet gjennomført beregninger av mulige kraftprisvirkninger og behovet for nettinvesteringer som følge av realiseringen av kraft fra land-prosjektene Yggdrasil, Valhall og Fenris hver for seg og samlet sett.

Anslagene for prisvirkninger er basert på simuleringer i modellen Samnett med NVEs siste datasett for 2030. Denne simulerer kraftsystemet i Norden gjennom 30 historiske værår. For å finne den isolerte prisvirkningen av hvert enkelt tiltak simuleres kraftsystemet både med og uten hvert tiltak. Prisvirkningen defineres da som differansen i kraftpris mellom simuleringen med tiltaket og uten. Det antas ikke at andre produksjons- eller forbruksaktører utvider eller reduserer kapasitet som en konsekvens av elektrifiseringstiltakene. For å anslå prisvirkningen i en situasjon med kraftpriser på et svært høyt nivå, tilsvarende situasjonen vi har hatt siden høsten 2021, bruker NVE et høyprisscenario der prisene på kull, gass, og CO₂ har økt til et høyt nivå6. Resultatene avhenger av forusetningene NVE har lagt til grunn for situasjonen i det norske kraftsystemet i ulike områder av landet i 2030.

Kraftilknytningen som følger av prosjektene Yggdrasil, Valhall og Fenris innebærer samlet sett en økning i det årlige kraftforbruket med 1,1 TWh og et økt effektuttak på 170 MW. Tilknytningspunktene på Lista (prisområde NO2) og i Samnanger (prisområde NO5) innebærer at prosjektene vil inngå i kraftsystemet i Sør-Norge (NO1, NO2 og NO5), som er sterkt knyttet sammen, og hvor det i dag er et overskudd på kraft.

For prisområde NO2, der Valhall og Fenris knyttes til, er produksjonen i et normalår i dag ca. 51 TWh og forbruket er 35 TWh. For NO5, der Yggdrasil knyttes til, er tilsvarende tall 35 TWh og 24 TWh. I 2030 forventer NVE at kraftoverskuddet i NO2 er redusert fra dagens 16 TWh til 7,4 TWh. I NO5 forventes det at kraftoverskuddet er om lag uendret og vil ligge mellom 10-11 TWh. Samlet sett forventes det et kraftoverskudd på 3 TWh i Sør-Norge i 2030. NVE vurderer at tiltakene på Yggdrasil, Valhall og Fenris vil føre til en reduksjon av kraftoverskuddet i Sør-Norge.

Yggdrasil er planlagt tilknyttet transmisjonsnettet i Samnanger. Kostnadene for nettanleggene knyttet til selve tilknytningsløsningen vil dekkes i sin helhet av rettighetshaverne, og inkluderer tilknytningsledningen, stasjon for kompenseringsanlegg i Fitjar og ny Børdalen transformatorstasjon. Det vurderes i tillegg å være behov for en utvidelse av Samnanger transformatorstasjon som er en del av transmisjonsnettet. Totalkostnadene for tiltakene i Samnanger stasjon og kostnadsfordelingen mellom Statnett og kunden er ikke avklart, men anleggsbidragsregelverket vil legges til grunn for eventuelle ikke-kundespesifikke tiltak. Fenris er planlagt tilknyttet via Valhalls tilknytning til land, til Lista stasjon som eies av Alcoa. Tilknytningen vil ikke utløse behov for nettinvesteringer på land.

Kraftsituasjonen i Sør-Norge har det siste året vært preget av høye kraftpriser, som følge av en ekstraordinær situasjon i energimarkedene. Det har oppstått et prisskille mellom sørlige Norge (NO1, NO2 og NO5) og Midt- og Nord-Norge (NO3 og NO4) som følge av nettbegrensninger innenlands og at Sør-Norge har sterkere tilknytning til det europeiske kraftmarkedet. Prisutviklingen i Sør-Norge fram til 2030 vil avhenge av en rekke faktorer.

I referansescenarioet beregner NVE at den isolerte prisvirkningen for Valhall og Fenris varierer for de ulike værårene fra 0 til 0,4 øre/kWh. Prisvirkningen vil være sterkest i værår med lavest pris uten tiltaket hvor kraftoverskuddet er høyt. I NVEs høyprisscenario vil prisvirkningen variere mellom værår fra -0,2 til 1,3 øre/kWh.

Yggdrasil vil gi en prisvirkning på 0,4 øre/kWh i 2030 i NVEs referansebane og 1,8 øre/kWh i høyprisscenarioet. Variasjonen mellom værår vil være fra 0 til 0,7 øre/kWh i referansebanen og 1 til 3,2 øre/kWh i høyprisscenarioet. Værårene med høyest prisvirkning er værår der prisen i Sør-Norge er lav uten tiltaket grunnet stort kraftoverskudd.

Samlet sett beregnes den gjennomsnittlige prisvirkningen i 2030 til 0,5 øre/kWh i referansebanen og 2,2 øre/kWh i høyprisalternativet. Innenfor de ulike værårene vil prisvirkningene være både større og mindre.

7.5 Olje- og energidepartementets vurdering

Departementet viser til at det er Arbeids- og inkluderingsdepartementets vurdering at de fremlagte planene kan godkjennes. Det vises til at Petroleumstilsynet har pekt på forhold som må korrigeres i gjennomføringsfasen av prosjektet, herunder at Munin og serviceoperasjonsskipet skal vurderes risikomessig som én enhet når de er koblet sammen og Munin er bemannet.

Både departementet og Oljedirektoratet har hatt dialog med operatør om utbyggingsløsning for Yggdrasil gjennom prosjektløpet, også før overlevering av planer for utbygging og drift, samt planer for anlegg og drift. Formålet med denne dialogen har vært å sikre at den valgte utbyggingsløsningen gir god ressursforvaltning, høy forventet verdiskaping og at den oppfyller myndighetenes krav. Departementet vurderer den valgte utbyggingsløsningen som god. Uten en slik samordnet utbyggingsløsning kunne store verdier for fellesskapet bli uutnyttet.

Departementet viser til Oljedirektoratets vurdering av de fremlagte planene, herunder at utbyggingsløsningen legger opp til en tilfredsstillende utnyttelse av ressursene og at det forventes god samfunnsøkonomisk lønnsomhet. Departementet støtter direktoratets vurdering av at enkelte vilkår bør oppstilles til godkjenningen for å legge til rette for god ressursforvaltning.

Departementet er opptatt av at den valgte utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Yggdrasilområdet og til å fase inn tilleggsressurser i området. Den valgte utbyggingsløsningen gjør at det er et betydelig antall ledige brønnslisser og det er planlagt utvinning fra ikke-påviste prospekter og segmenter som en del av utbyggingsplanen. Departementet mener dette er en god løsning for utvinningen av ressursene i området.

Myndighetene er opptatt av at utbyggingsprosjektene på norsk sokkel gjennomføres sikkert og effektivt. Det er operatørens og øvrige rettighetshaveres ansvar å planlegge og gjennomføre utbygginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende krav til helse, miljø og sikkerhet, innen planlagt tid og kostnad, og med god kvalitet. Departementet viser til at rettighetshaverne, etter Oljedirektoratets syn, har bidratt aktivt og konstruktivt i tidligfasearbeidet, og at rettighetshaverne har planer om å følge opp utbyggingene i gjennomføringsfasen i samsvar med påseplikten.

Forventede investeringer til utbygging av Yggdrasil beløper seg til om lag 115 mrd. kroner. Årlige driftskostnader er i gjennomsnitt beregnet til å bli 1,8 mrd. kroner. Forventet nåverdi før skatt er av rettighetshaverne beregnet til 38,4 mrd. kroner. Internrenten er beregnet til 15,3 pst.

Balanseprisen er beregnet til 48 US dollar per fat. Forventet tilbakebetalingstid er i underkant av tre år etter oppstart. Rettighetshaverne har gjennomført sensitivitetsanalyser for blant annet endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris og utvinnbare reserver. Beregningene viser at prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust. Oljedirektoratets beregninger og vurderinger av prosjektet understøtter denne vurderingen.

Departementet viser til at rettighetshaverne har inkludert en kvalitativ stresstesting mot finansiell klimarisiko i utbyggingsplanen. Som en del av dette er utbyggingen også vurdert mot ulike scenarier for olje og gassprisbaner som er forenlige med målene i Parisavtalen, herunder 1,5 gradersmålet. Rettighetshaverne har vurdert den finansielle klimarisikoen ved utbyggingsprosjektet som akseptabel.

Utbyggingen av Yggdrasil vil skape store verdier for samfunnet. I tillegg til inntekter til staten gjennom skatter og avgifter, vil utbyggingen medføre betydelige aktiviteter i forbindelse med utbygging og drift, samt gi inntekter og betydelig sysselsetting i norske bedrifter. Departementet er opptatt av at nye utbygginger skaper mest mulig verdier for samfunnet og at de legger til rette for positive, lokale og regionale ringvirkninger. Som en del av konsekvensutredningene er de samfunnsmessige forhold, herunder regionale og lokale ringvirkninger, utredet av rettighetshaverne. Nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingen er 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.

I tråd med Meld. St. 28 (2010–2011) En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten, skal operatøren, senest to år etter at feltet er satt i produksjon, gjennomføre en analyse av regionale og lokale ringvirkninger av utbyggingen.

Departementet vurderer den valgte energiløsningen med kraft fra land som tilfredsstillende. Total kapasitet vil være på 150 MW, og vil tilsvare en kraftproduksjon på 0,9 TWh per år. Tilknytningen på fastlandet er ved Samnanger og rettighetshaverne har etter søknad fått konsesjon etter energiloven for nødvendige nettanlegg for å tilknytte seg nettet på land. NVE opplyser, med innspill fra Statnett at kostnadene for nettanleggene knyttet til selve tilknytningsløsningen i sin helhet vil dekkes av rettighetshaverne, og inkluderer tilknytningsledningen, stasjon for kompenseringsanlegg i Fitjar og ny Børdalen transformatorstasjon. Det vurderes i tillegg å være behov for en utvidelse av Samnanger transformatorstasjon som er en del av transmisjonsnettet. Totalkostnadene for tiltakene i Samnanger stasjon og kostnadsfordelingen mellom Statnett og kunden er ikke avklart, men anleggsbidragsregelverket vil legges til grunn for eventuelle ikke-kundespesifikke tiltak.

De store planene om elektrifisering og økt kraftforbruk vil i sum kunne utløse investeringer utover det som kreves for å tilknytte hvert enkelt prosjekt. I NVEs innspill til departementet i forbindelse med statsbudsjettet for 2024 er det estimert at totale investeringer i transmisjons-, regional- og distribusjonsnett vil være mellom 15 og 20 milliarder per år de kommende årene. Økt elektrifisering og nytt kraftforbruk er, sammen med behov for reinvesteringer, sterke drivere for disse investeringene.

NVE har gjennomført beregninger av mulige kraftprisvirkninger som følge av realiseringen av Yggdrasil. Beregningene tilsier at Yggdrasil i 2030, isolert sett, kan medføre en gjennomsnittlig priseffekt på 0,4 øre/kWh. Prisvirkningen i en gitt situasjon med kraftpriser på et svært høyt nivå er anslått til å kunne gi en gjennomsnittlig priseffekt på 1,8 øre/kWh. På samme måte vil priseffekten variere mellom værår, fra 0 til 0,7 øre/kWh i referansebanen og 1 til 3,2 øre/kWh i høyprisscenarioet. Værårene med høyest prisvirkning er værår der prisen i Sør-Norge er lav uten tiltaket grunnet stort kraftoverskudd. Anslagene er usikre og sensitive for forutsetninger om nettbegrensninger og forhold som påvirker regionale kraftbalanser. Enhver prisøkning gir på lang sikt et insentiv til økt produksjon og redusert forbruk. Dersom tiltaket fører til at ny produksjon kommer til eller annet forbruk reduseres, blir ikke prisøkningen like høy.

Ved å benytte kraft fra land unngås CO₂-utslipp med om lag 9,2 millioner tonn over feltenes levetid, sammenlignet med bruk av gassturbiner. Rettighetshavernes beregninger viser at drift med draft fra land av Yggdrasil er et teknisk-økonomisk bedre alternativ enn kraftforsyning basert på gassturbiner.

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen av Yggdrasil med den utbyggingsløsningen som er fremmet av rettighetshaverne. Operatøren har gjennomført en konsekvensutredning der virkningene av utbyggingen er vurdert og hvilke avbøtende tiltak som planlegges gjennomført er beskrevet, blant annet for å begrense utslipp til luft og sjø, arealbeslag og fysiske inngrep. I høringen av konsekvensutredningen er det ikke fremkommet forhold som tilsier at utbygging av Yggdrasil ikke bør godkjennes. Hvordan operatøren planlegger å følge opp høringsuttalelsene fremgår av Vedlegg 1, 2 og 3.

I departementets vurdering av om PUD skal godkjennes etter petroleumsloven vil fordelene og ulempene ved utbyggingen, herunder en eventuell forringelse eller tap i naturmangfoldet, veies opp mot hverandre. Skader og ulemper for både allmenne og private interesser vil hensyntas.

Bevaring av naturmangfoldet inngår i konsekvensutredningen utført av rettighetshaver og i departementets skjønnsutøvelse etter petroleumsloven. Det innebærer at miljøkonsekvensene ved utbyggingen vurderes i et helhetlig og langsiktig perspektiv. Bestemmelsen i naturmangfoldsloven § 7 og prinsippene i samme lov §§ 8-10 er lagt til grunn som retningslinjer for saksbehandlingen. Det er ikke påvist vesentlige negative miljøkonsekvenser ved utbyggingen, og departementet vurderer kunnskapsgrunnlaget som tilstrekkelig til å fatte vedtak. Etter en avveining i tråd med naturmangfoldsloven, er det departements vurdering at utbyggingen kan gjennomføres.

Det er usikkert om nye utbyggingsprosjekter på norsk kontinentalsokkel bidrar til økte, uendrede eller lavere globale klimagassutslipp totalt sett. Departementet har beregnet netto klimagassutslipp knyttet til den samordnede utbyggingen basert på en ny analyse fra Rystad Energy.7 Beregningene viser at globale klimagassutslipp vil kunne bli redusert med om lag 52 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. Denne typen beregninger er usikre og resultatene påvirkes av ulike forutsetninger om fremtidig utvikling. Ved alternative forutsetninger ville det beregnede tallet blitt annerledes.8 Departementet har også gjort et anslag over hvor store brutto forbrenningsutslipp bruken av utvinnbare ressurser fra Yggdrasil kan medføre. Over feltenes levetid anslås dette til om lag 365 mill. tonn CO₂, noe som i snitt utgjør ca. 15,2 mill. tonn CO₂ per år9. Disse beregningene gir ikke grunn til å anta at klimagassutslipp fra Yggdrasilutbyggingen vil gjøre skade på miljøet i Norge, jf. Grunnloven § 112.

Olje- og energidepartementet vurderer at utbyggingen av Yggdrasil er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt som bidrar til god ressursforveltning. De fremlagte planene viser at utbyggingen kan gjennomføres innenfor akseptable rammer med hensyn til helse, miljø og sikkerhet og andre brukere av havet.

Departementet viser til at Oljedirektoratet anbefaler at det stilles enkelte vilkår for å legge til rette for god ressursforvaltning. Departementet er enig i at det bør stilles vilkår for å ivareta de hensyn Oljedirektoratet peker på, herunder knyttet til videre ressursutvikling.

Utvinningstillatelsene 035 D, 442 B, 822 S, 873, 874, og 272 D er i initiell periode. Ved oppfylt arbeidsprogram har rettighetshaverne iht. utvinningstillatelsene rett på overgang til forlengelsesperioden for de deler av utvinningstillatelsen som er omfattet av plan for utbygging og drift. Søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift inkluderer ikke-påviste ressurser som ikke kan besluttes bygd ut nå. Departementet mener at det legger best til rette for god ressursforvaltning at også slikt areal omfattes av utbyggingsplanen. Samtidig vil departementet stille vilkår om at de deler av utvinningstillatelsene som ev. ikke blir satt i produksjon i henhold til plan for utbygging og drift skal leveres tilbake.

Konsesjonen etter energiloven og havenergilova dekker anleggene på land og fram til tilknytningspunktet på plattformen Hugin A. For kabler for fordeling mellom petroleumsinnretninger er det ikke nødvendigvis påkrevd med konsesjon etter havenergilova, så lenge disse behandles etter petroleumsloven. Dette kan også knyttes til havenergilova § 1-2 sjette ledd som sier at det kan gjøres unntak for havenergilova for innretninger som er omfattet av annen lovgivning. OED har kommet til at det skal gis unntak fra behandling etter havenergilova for kabler for fordeling av kraft videre fra Hugin A, på vilkår om at det ved fremtidig endret bruk av kraftkabler, kan kreves myndighetsbehandling etter havenergilova. Et eksempel på endret bruk er hvis kraftkabel på et senere tidspunkt benyttes til andre formål enn å forsyne en installasjon med elektrisk energi.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne utbyggingen av Yggdrasil i samsvar med planene operatøren har fremlagt og de merknader og vilkår som fremgår av denne proposisjon.