Del 4
Utbygging og drift av Fenris og videreutvikling av Valhall

8 Utbygging og drift av Fenris og videreutvikling av Valhall

8.1 Innledning

Olje- og energidepartementet mottok 16. desember 2022 søknad om godkjenning av endret plan for utbygging og drift (PUD) for Valhallfeltet og plan for utbygging og drift for Fenrisfunnet.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

Valhallfeltet ligger i utvinningstillatelsene 006 B og 033 B. Aker BP ASA (Aker BP) (90 pst.) og Pandion Energy AS (10 pst.) er rettighetshavere.

Fenrisfunnet ligger i utvinningstillatelsene 146, 146 B, 333 og 1088. Aker BP (77,8 pst.) og PGNiG Upstream Norway AS (22,2 pst.) er rettighetshavere.

Aker BP er operatør for både Valhall og Fenris. Rettighetshaverne har besluttet å gjennomføre en samordnet utbygging. De to planene for utbygging og drift er gjensidig avhengig av hverandre.

Valhall er i norrøn mytologi gudenes festhall. Det er et godt innarbeidet navn på norsk kontinentalsokkel. Fenrisfunnet har fått navnet sitt etter Fenrisulven som er et skremmende uhyre i ulveskikkelse i norrøn mytologi.

Valhallfeltet ligger i den sørlige delen av Nordsjøen i blokkene 2/8 og 2/11 og har produsert siden 1982. Havdypet ved feltet er om lag 70 meter. Feltet ble opprinnelig bygget ut med tre feltinnretninger og har siden blitt utvidet i flere trinn. Det er fremdeles betydelige gjenværende olje- og gassressurser i Valhallfeltet. Ved utgangen av 2017 var det produsert om lag en milliard fat oljeekvivalenter fra Valhallfeltet og det tilknyttede Hodfeltet. Rettighetshavernes ambisjon er å produsere ytterligere èn milliard fat fra området. For å øke utvinningen fra Valhallfeltet er det behov for nye brønner og en ny feltinnretning i form av en ny integrert prosess- og brønnhodeplattform (Production and Wellhead Platform – «PWP»). Innretningene vil bli drevet med kraft fra land gjennom den eksisterende kabelen ut til Valhall feltsenter.

Funnet Fenris ligger i den sørlige delen av Nordsjøen i blokk 2/4, 20 kilometer nord for Ekofisk og 50 kilometer nord for Valhall. Havdypet ved funnet er om lag 70 meter. Funnet ble opprinnelig påvist i 1989. Funnet vil bli bygget ut med en ubemannet brønnhodeplattform (Ubemannet Innretning- «UI»).

Anslåtte utvinnbare olje- og gassreserver for den samordnede utbyggingen er beregnet til om lag 58,3 millioner (mill.) Sm³ oljeekvivalenter (o.e.), tilsvarende 367 mill. fat o.e. Totale, forventede investeringer til utbygging av Valhall og Fenris er av rettighetshaverne anslått til 50,4 milliarder (mrd.) kroner1. Forventet samlet nåverdi i utbyggingsplanene er beregnet til 21,2 mrd. kroner før skatt. Balanseprisen før skatt er beregnet til 47 US dollar per fat o.e.

8.2 Ressurser og produksjon

Grunnlaget for utbygging av ny plattform på Valhallfeltet er oljeressurser i to kalkreservoarer. Den valgte dreneringsstrategien innebærer boring av ti nye produksjonsbrønner og fire nye vanninjeksjonsbrønner. De forventede utvinnbare olje- og gassressursene for Valhall PWP-prosjektet er beregnet til 32,9 mill. Sm³ o.e., tilsvarende 207 mill. fat o.e. som er fordelt på 70 mill. fat o.e. fra nye brønner og 137 mill. fat o.e. som følge av forlenget produksjon fra feltet etter 2028. Av dette er 84 pst. olje og 16 pst. gass. Planlagt produksjonsstart er 2. kvartal 2027, og det forventes produksjon til 2050.

For Fenris er grunnlaget for utbyggingen olje- og gassressurser i sandstein. Valgt dreneringsstrategi for disse er produksjon uten trykkstøtte, fordi reservoarene består av gass under høyt trykk. Det er planlagt totalt fire produksjonsbrønner. Utvinnbare petroleumsressurser i utbyggingen er anslått til 25,4 mill. Sm³ o.e., tilsvarende om lag 160 mill. fat o.e. Av dette er 45 pst. olje og 55 pst. gass. Planlagt produksjonsstart er 3. kvartal 2027, og feltet forventes å produsere til 2050.

Bygging av ny sentralplattform på Valhall legger til rette for forlenget produksjon fra eksisterende brønner på Valhallfeltet, samt utvikling av nye reserver fra boring av nye brønner. Rettighetshaverne i den samordnede utbyggingen har ambisjoner om å utvinne til sammen om lag 500 mill. fat o.e.

På både Valhallfeltet og Fenrisfunnet er det identifisert flere potensielle fremtidige tilleggsbrønner, som kan nyttiggjøre seg ledige brønnslisser fra utbyggingen. Dette vil kunne gi ytterligere volumer på om lag 130 mill. fat o.e. Disse ressursene er usikre og vil kreve ytterligere modning før eventuell realisering.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

8.3 Utbyggingsløsning

Den samordnede utbyggingen består av en ny integrert prosess- og brønnhodeplattform (Valhall PWP) på Valhall feltsenter med 24 brønnslisser og en ubemannet brønnhodeplattform (Ubemannet Innretning- «UI») på Fenrisfunnet med åtte brønnslisser.

Brønnhodeplattformen på Fenris skal kobles opp mot den nye Valhall-plattformen med tre rørledninger på om lag 50 km; en produksjonsrørledning, en kraft- og kontrollkabel og en rørledning for tilførsel av hydrathemmer.

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

Forstørr bilde

Kilde: Aker BP

Den nye prosess- og brønnhodeplattformen vil ha en totalvekt på i underkant av 26 000 tonn, og vil ha en forventet levetid på 30 år. Plattformen vil bli plassert ved Valhall feltsenter og vil være broforbundet til en eksisterende plattform på feltet.

Funksjoner som i dag er ivaretatt av brønnhodeplattformen på feltet, vil bli flyttet til Valhall PWP. Dette inkluderer blant annet anlegg for håndtering av produsert vann, gassløft og gasseksport. Den nye plattformen vil med dette legge til rette for langsiktig produksjon fra Valhallfeltet. Den nye plattformen vil fungere som vertsplattform for plattformen på Fenrisfunnet. Dette inkluderer mottaks-, prosesserings- og eksportfasiliteter, samt tilføring av kraft, kjemikalier og kontrollfunksjoner.

Fenris-plattformen vil veie om lag 5 200 tonn og vil ha en forventet levetid på 30 år. Fenrisfunnet har høyt trykk og høy temperatur, noe som krever særskilte tiltak ved utforming og drift av anlegget.

Det legges opp til stor grad av fleksibilitet for å kunne ta imot fremtidige funn i området. Utbyggingen vil mer enn doble gassprosesseringskapasiteten på Valhall feltsenter. Dette gjør Valhall feltsenter til et knutepunkt for fremtidige gassressurser sør i Nordsjøen.

I den samordnede utbyggingen planlegges det boring av 19 nye brønner totalt. Begge rettighetshavergruppene vil vurdere boring av ytterligere brønner fra ledige brønnslisser.

8.4 Energiløsning

Valhallfeltet har kraft fra land som energiløsning. De nye plattformene vil benytte seg av allerede eksisterende kraftløsning og dermed ha lave utslipp til luft i driftsfasen.

Kraften til plattformen vil komme i kabel over broen fra prosessplattformen på feltet. Videre blir kraft distribuert til Fenris via en 50 km lang sjøkabel.

Det totale kraftbehovet som følge av utbyggingen er anslått til ca. 20 MW og vil tilsvare et årsforbruk på 0,2 TWh. Dette inkluderer ikke kraft for bore- og brønnoperasjoner. Reservekraft vil også bli forsynt fra prosessplattformen på feltet.

8.5 Eksportløsning

Olje og våtgass (NGL) fra Valhallfeltet blir transportert i rørledning til Ekofisk feltsenter for videre transport til Teesside i Storbritannia. Gass sendes i rørledning via Ekofisk feltsenter til Emden i Tyskland.

Gass fra Fenrisfunnet vil fraktes i rørledning til Valhall PWP og prosesseres der før videre transport til markedet via Ekofisk feltsenter.

8.6 Investeringer og lønnsomhet

Totale investeringer for den samordnede utbyggingen er anslått til om lag 50,4 mrd., hvorav 19,5 mrd. kroner dekkes av rettighetshaverne på Valhallfeltet og 30,9 mrd. kroner dekkes av rettighetshaverne på Fenris. En betydelig andel av investeringene til Fenris, anslått til 18,3 mrd. kroner, går til dekning av deler av investeringskostnaden i Valhall PWP-prosjektet.

De forventede årlige driftskostnadene for den samordnede utbyggingen inkludert Valhall levetidsforlengelse vil i snitt være om lag 570 mill. kroner. Disse kommer i tillegg til øvrige driftskostnader på Valhall feltsenter.

Investeringene til utbyggingen av Valhall PWP-plattformen tilrettelegger både for levetidsforlengelse på feltet og utvinning av ytterligere ressurser. Verdien av mulige oppsider i området når det gjelder økt utvinning rundt feltene er vurdert. Analysen viser at det er et betydelig oppsidepotensial. Begge utbyggingsløsningene tilrettelegger for ytterligere fremtidig utvinning skulle det være lønnsomt å gjennomføre.

Utbyggingene er samordnet og gjensidig avhengig. Utbyggingen kan ikke gjennomføres uten at begge gjennomføres. Lønnsomhetsanalysen for utbyggingen viser at prosjektet har god forventet lønnsomhet. Totale investeringer som er omfattet av planene for utbygging og drift er 50,4 mrd. kroner. Operatørens økonomiske analyse viser at utbyggingen har en forventet netto nåverdi, med syv pst. realrente, på 21,2 mrd. kroner2. Internrenten er beregnet til 15 pst., mens balanseprisen er beregnet til 47 dollar per fat o.e. Balanseprisen er den gjennomsnittlige fremtidige oljepris en utbygging må oppnå for å dekke alle fremtidige kostnader og samtidig gi forrentning av kapitalen.

Utbyggingsprosjekter står overfor en rekke usikkerhetsfaktorer av blant annet geologisk, teknologisk, prosjektgjennomføringsmessig og markedsmessig art. I utbyggingsplanene er det gjort sensitivitetsanalyser for endringer i driftskostnader, investeringer, oljepris og utvinnbare ressurser, jf. figur 8.5.Lønnsomheten i prosjektet er mest sensitivt for endringer i oljepris 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 veiledning til utbygging og drift av petroleumsforekomster. 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 oljeprisen på starten av 2030-tallet fra omtrent 25 til omtrent 200 USD/fat.3

Analyser gjennomført av rettighetshaverne i Valhall- og Fenrisprosjektet viser at investeringene vil være tilbakebetalt i løpet av om lag tre år etter oppstart. Fordi prosjektet har en rask tilbakebetaling ved forventede prisbaner, betyr det at prosjektet er finansielt robust også for scenarier der stram klimapolitikk og lav etterspørsel skulle gi lave olje- og gasspriser på lang sikt.

8.7 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 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.

Rettighetshaverne har søkt om samtykke til inngåelse av vesentlige kontraktsmessige forpliktelser i to omganger, og departementet samtykket til dette henholdsvis 30. mai og 8. desember 2022. Antatt eksponering frem mot sommeren 2023 er anslått til om lag 4 mrd. kroner, inkludert kanselleringskostnader. Totalomfanget av disse kontraktene er på om lag 24 mrd. kroner.

8.8 Områdevurderinger

Sørlige Nordsjø er et område med betydelig olje- og gassinfrastruktur. Området er velkjent og har vært gjenstand for flere konsekvensutredninger.

Siden produksjonen i Valhall-området startet opp i 1982 har det blitt utvunnet over 1 mrd. fat o.e., men det finnes fortsatt betydelige ressurser i eksisterende reservoar og i området rundt feltet. Valhallfeltet har gjennom feltets levetid vært gjenstand for betydelige oppgraderinger og re-utviklinger. Valhall PWP- og Fenrisprosjektet er en viktig byggeblokk i å tilrettelegge for ytterligere utvikling.

Utbyggingen av Fenris gjør at gassprosesseringskapasiteten på Valhall feltsenter mer enn dobles. Sammen med ledig oljekapasitet kan dette muliggjøre utbygging av fremtidige ressurser i området. Det er ytterligere leteprospekter i Fenris-området, og disse vil kunne bores fra de ledige brønnslissene på Fenrisplattformen. Andre områderessurser kan potensielt knyttes direkte tilbake til Fenrisrørledningen.

8.9 Disponering

Nedstengning og disponering av innretningene og brønnene i Valhall PWP- og Fenrisprosjektet vil bli beskrevet i avslutningsplanen som skal leveres myndighetene tidligst fem år, men senest to år før bruken av innretningene antas å endelig opphøre. Feltavviklingen vil bli utført i henhold til gjeldende regelverk på det aktuelle tidspunktet.

Totale nedstengnings- og fjerningskostnader for innretningene er anslått til 5,3 mrd. kroner. Dette inkluderer sikring og plugging av brønner, samt nedstenging og fjerning av utstyr.

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

9 Konsekvensutredning for Valhall og Fenris

9.1 Innledning

Som en del av endret plan for utbygging og drift av Valhall PWP og plan for utbygging og drift av Fenris er det gjennomført to konsekvensutredningsprosesser. Operatøren for utbyggingene, Aker BP, sendte forslag til program for konsekvensutredningene på offentlig høring 29. juni 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 vurdering av disse fastsatte departementet endelig utredningsprogram 26. november 2021.

Med utgangspunkt i det fastsatte programmet ble konsekvensutredninger for Valhall PWP- og Fenris-prosjektene sendt på offentlig høring 29. juni 2022 med frist for uttalelser 21. september 2022. Åtte instanser kom med høringsuttalelser.

Av disse påpekte Miljødirektoratet (Mdir) mangler eller anga behov for tilleggsdokumentasjon. Forholdene som ble påpekt av Mdir er fulgt opp av operatøren i dialog med relevante myndigheter.

Aker BP har som operatør for begge prosjektene gått gjennom alle innkomne høringsuttalelser. En oppsummering av høringsuttalelsene til konsekvensutredningene med operatørens kommentarer er gjengitt i vedlegg 4 og 5. All informasjon knyttet til konsekvensutredningene er offentlig tilgjengelig og kan finnes på operatørens nettsider.4

En rekke tiltak for å ivareta miljøhensyn ligger til grunn for utbyggingsplanene. Investeringene i forbindelse med prosjektet og inntektene til rettighetshaverne, leverandørene og staten vil ha positive virkninger for samfunnet.

9.2 Utslipp til luft

For både Valhallfeltet og Fenrisfunnet vil det være lave utslipp til luft ved vanlig drift da ny feltinnretning vil ha kraft fra land som energiløsning. CO₂-utslipp per produserte fat o.e., er estimert til gjennomsnittlig om lag 1 kg.

Utbygging og drift av Valhall og Fenris vil medføre noe utslipp til luft av CO₂ (116 000 tonn), og NO_X (1 720), 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.

I driftsfasen vil det være noe utslipp til luft forbundet med diffuse utslipp og bruk av dieselgenerator ved utkobling av landstrøm. Det vil være behov for noe fakling de første årene knyttet til oppstart av nye brønner. I normale driftsår vil de være lave og representere om lag 4 000 tonn CO₂ årlig.

Det er påvist kvikksølv i brønnstrømmen fra Fenris. Dette vil bli håndtert i et kvikksølvrenseanlegg på Valhall PWP.

Installering av nytt utstyr, samt omleggings- og modifikasjonsarbeidene på eksisterende anlegg, vil være omfattende og kreve betydelig involvering av fartøyer og personell. Fartøybruken vil medføre utslipp til luft fra forbrenning av fossile drivstoff. På Valhall planlegges det å bore 15 brønner i perioden 2025–2028. Disse vil bli boret med en oppjekkbar borerigg. Det er en ambisjon å kunne koble denne til det elektriske anlegget på Valhall feltsenter, noe som er mulig etter at dekksanlegget er installert. Foreløpig anslås ni brønner å kunne bli boret med kraft fra land. Boring av brønner på Fenris vil foregå med en oppjekkbar borerigg, med antatt varighet på 12-18 måneder.

9.3 Utslipp til sjø

For Valhall vil produsert vann slippes til sjø også fra den nye plattformen. Basert på eksisterende kunnskap fra forskning og miljøovervåkning på norsk kontinentalsokkel er det ikke forventet målbare virkninger fra utslipp av produsert vann på bestandsnivå av fisk.

Utbyggingen av Fenrisfunnet fører til utslipp til sjø ved boreoperasjoner og i forbindelse med klargjøring av rørledninger før oppstart. Utslipp fra fartøy involvert med installasjon er underlagt internasjonale miljøkrav. I driftsfasen er det forventet et ubetydelig utslipp til sjø da utslipp av produsertvann og kjemikalier vil skje fra Valhall PWP. Det skal installeres et nytt renseanlegg for produsert vann på Valhall PWP som vil redusere oljeinnholdet i produsert vann.

Etter en helhetlig vurdering, hvor blant annet kostnad er vurdert, er det valgt en løsning med karbonstål i stedet for korrosjonsbestandig materiale i produksjonsrørledningen fra Fenris til Valhall. Den valgte løsningen medfører økt bruk og utslipp av korrosjonshemmer sammenlignet med alternative løsninger. Dette er estimert til om lag 130 m³/år.

Rettighetshaverne vil gjennomføre regelmessig miljøovervåkning på feltene. Det er valgt et åpent hydraulikksystem for styring av havbunnsventiler på Fenris. Rettighetshaverne vil legge til rette for etterinnstallering av fullelektriske løsninger på et senere tidspunkt.

9.4 Arealbeslag og fysiske inngrep

De største miljøvirkningene er ventet i utbyggingsfasen og er knyttet til boring av brønner med tilhørende utslipp til sjø og luft, samt installasjonsarbeid. Utslipp til sjø fra boring med vannbaserte borevæsker vil medføre lokal nedslamming. Miljøovervåkning viser at bunnforholdene over tid utjevnes og naturlig bunndyrfauna vil reetableres.

Valhall PWP vil i hovedsak ha liten påvirkning på havbaserte næringer som fiskeri og sjøtransport da plattformen skal utplasseres innenfor den eksisterende sikkerhetssonen på feltet. Virkninger knyttet til fartøysaktivitet i anleggsfasen vurderes å ikke gi vesentlige konsekvenser for næringsutøvelsen. Utplassering av Valhall PWP, omlegging av eksisterende rørledninger og kabler, samt legging av ny rørledning og kabler for innfasing av Fenris (grøfting og overdekking av rørledning/kabel og krysningspunkt), vil medføre fysiske inngrep og forstyrrelser av havbunn. Rettighetshaverne vil kartlegge forurensningssituasjonen i området som vil berøres av planlagt aktivitet.

For Fenris vil det i driftsfasen være et permanent arealbeslag på anslagsvis èn kvadratkilometer, inkludert sikkerhetssonen. Dette vil medføre en marginal påvirkning for havbaserte næringer. Virkninger i selve utbyggingsfasen er tilstedeværelse av borerigg med sikkerhetssone og fartøyer som er involvert i anleggsaktivitetene. Disse vil medføre kollisjonsrisiko og operasjonelle ulemper i forhold til passerende skipstrafikk og fiskefartøyer, men dette vil dekke små områder og være av kort varighet.

Produksjonsrørledningen vil kunne ha en overflatetemperatur på opp mot 70-80 °C på deler av røret ved full drift av brønnene som vil kunne ha effekt på marine organismer i nærheten av røret.

Rørledningen og havbunnsanlegg vil være overtrålbare etter installasjon og ferdigstillelse. I driftsfasen vil Fenris brønnhodeplattform normalt være ubemannet og ha anløp et fåtall ganger per år.

9.5 Samfunnsmessige konsekvenser

Utbyggingen vil skape store verdier til fellesskapet. Basert på produksjonsprofilene, og avhengig av utvikling i olje- og gasspriser, er statlige inntekter som følge av skatter fra prosjektet anslått til i størrelsesorden 36 mrd. kroner udiskontert. Forventet nåverdi før skatt, neddiskontert med syv pst. realrente, er beregnet til 21,2 mrd. kroner.

Prosjektene vil bidra til opprettholdelse av sysselsetting både på feltet og i landorganisasjonen, samt øvrig industri. Som del av konsekvensutredningen har rettighetshaverne beregnet at summen av nasjonale sysselsettingsvirkninger, i form av årsverk, er vel 65 000 gjennom hele levetiden. I driftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirkninger beregnet til om lag 1600 årsverk i et normalt driftsår.

10 Myndighetenes vurdering

10.1 Arbeids- og inkluderingsdepartementets vurdering

Arbeids- og inkluderingsdepartementet har forelagt søknadene for Petroleumstilsynet. Petroleumstilsynet anbefaler at søknadene godkjennes.

Tilsynet påpeker enkelte forhold og forutsetter at endelige løsninger er i samsvar med HMS-regelverket da manglende oppfyllelse kan få betydning for behandling av kommende søknad om samtykke til å ta i bruk en innretning, samt søknad om å bruke en flyttbar oppjekkbar innretning til å bore og komplettere produksjonsbrønner. Arbeids- og inkluderingsdepartementet har ikke merknader utover dette.

10.2 Oljedirektoratets vurdering

Oljedirektoratet baserer sin vurdering på de mottatte planene og informasjon mottatt i møter med operatøren og de andre rettighetshaverne, samt eget teknisk arbeid. Forhold som direktoratet har vært opptatt av i selskapenes arbeid med utbyggingsplanene er blant annet knyttet til reservoarusikkerhet, dreneringsstrategi, økt utvinningspotensial og fleksibilitet i utbyggingsløsningen.

10.2.1 Endret plan for utbygging og drift av Valhall

Oljedirektoratet slutter seg til den valgte dreneringsstrategien. Operatørens reservoarvurderinger vurderes utført og dokumentert på en tilfredsstillende måte. Direktoratet er fornøyd med at operatøren har gjennomført et godt og omfattende arbeid med å kvantifisere utvinnbare volumer og tilhørende usikkerheter. Forventede utvinnbare ressurser er beregnet til om lag 33 mill. Sm³ o.e., tilsvarende 207 mill. fat o.e.

Operatøren har identifisert muligheter for økt utvinning ved boring av tilleggsbrønner. Oppsidene på feltet vurderes godt ivaretatt med den valgte strategien for økt utvinning. Oljedirektoratet støtter operatørens vurderinger knyttet til implementering av faset vanninjeksjon i deler av feltet og at mulige tilleggsbrønner vil bli basert på produksjonserfaring.

En formasjon som strekker seg over Valhall- og Hodfeltene (Lark) blir beskrevet som en oppside i utbyggingsplanen. Denne formasjonen har store tilstedeværende volum, men kjerneprøver og brønnlogger viser dårlige reservoaregenskaper. Dette kan medføre lave produksjonsvolumer. Operatøren planlegger å bore en testprodusent fra den nye innretningen da resultatene fra testprodusenten anses som avgjørende for å bestemme om formasjonen kan videreutvikles. For å sikre avklaring av ev. lønnsom utvinning fra formasjonen anbefaler direktoratet at det stilles vilkår om at rettighetshaverne skal utarbeide en plan for videre arbeid frem mot ev. utvinning av ressursene i denne formasjonen. Planen anbefales å være gjenstand for myndighetsbehandling.

Direktoratet vurderer utbyggingsløsningen som god. Antall brønner anses tilstrekkelig for å gi en god utvinning av ressursene. Antallet brønnslisser anses å gi tilstrekkelig fleksibilitet til å håndtere usikkerhet i undergrunnen, og gir mulighet for økt utvinning i formasjoner med store tilstedeværende volum.

Rettighetshaverne er vurdert å ha identifisert de viktigste risikoene knyttet til reserver, boring og utbyggingsløsninger. Det er viktig at operatøren gjennomfører de planlagte tiltakene og implementerer identifiserte tiltak.

Teknologiplanen for boring og brønn som er beskrevet vurderes å være tilfredsstillende og forventes gjennomført.

Rettighetshaverne i Valhall og Fenris har blitt enige om en samordnet utbygging. Aker BP har en gjennomføringsmodell med et integrert team for ledelse og styring som skal lede prosjektet frem til ferdigstillelse.

Rettighetshavergruppen skal påse at virksomheten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgivning. I forbindelse med innlevering av endret plan for utbygging og drift har Pandion Energy AS redegjort både for hvordan de har og for hvordan de fremover vil oppfylle påseplikten i tilknytning til utbyggingen. Etter Oljedirektoratets vurdering har rettighetshaver bidratt aktivt og konstruktivt i arbeidet fram mot innlevering av utbyggingsplanen, og har levert en tilfredsstillende plan for hvordan prosjektet vil bli fulgt opp i utbyggingsfasen.

Prosjektet vurderes modnet til et tilstrekkelig nivå. Det er mulig å gjennomføre utbyggingen i henhold til de kostnadsestimater og tidsplaner som er angitt i utbyggingsplanen.

10.2.2 Plan for utbygging og drift av Fenris

Oljedirektoratet vurderer det reservoarfaglige arbeidet som grundig og godt dokumentert.

Forventede utvinnbare ressurser er beregnet til 25,4 mill. Sm³ o.e., eller om lag 160 mill. fat o.e. Usikkerhetsspennet for utvinnbare ressurser for Fenris-funnet er stort og dette skyldes at strukturen er kompleks med usikkerheter knyttet til reservoarkvalitet, sandutbredelse og risiko for barrierer. Framlagt plan for datainnsamling vurderes som tilfredsstillende, noe som vil være viktig for videreutvikling av ressursene på feltet, samt planer for økt utvinning.

Basert på resultatene fra planlagt datainnsamling og produksjonserfaring mener direktoratet at det bør utarbeides en oppdatert plan for videre utvikling av ressurspotensialet for funnet. Direktoratet anbefaler derfor at det stilles som vilkår for godkjenning av utbyggingsplanen at rettighetshaverne skal utarbeide en oppdatert plan for videre utvikling av ressurspotensialet for Fenris-funnet to år etter produksjonsstart. Planen anbefales å være gjenstand for myndighetsbehandling.

En formasjon (Skagerrak) blir beskrevet som en oppside i utbyggingsplanen. Oljedirektoratet vurderer at denne formasjonen kan ha et betydelig ressurspotensial og at det derfor er behov for en plan for videre modning av formasjonen. Direktoratet anbefaler derfor at det stilles vilkår om at rettighetshaverne skal levere en oppdatert vurdering av både ressurspotensialet og lønnsomheten av disse ressursene etter produksjonsstart.

Direktoratet vurderer utbyggingsløsningen som god. Den ubemannede Fenris-plattformen vil bli fjernstyrt fra Valhall feltsenter. Det er valgt høy materialkvalitet og pålitelig utstyr for å redusere vedlikeholdsbehovet. Antall brønner vurderes tilstrekkelig til å gi en god drenering av undergrunnen. Operatøren har identifisert og implementert en rekke avbøtende tiltak for å redusere den underliggende risikoen som høyt trykk og høy temperatur utgjør. Både brønnplanleggingen og at utbyggingsløsningen har tilstrekkelig fleksibilitet til å håndtere usikkerhet i undergrunnen er tilfredsstillende. Det forventes å være nok kapasitet i utbyggingsløsningen til å fase inn andre tilleggsressurser i området.

Rettighetshavergruppen skal påse at virksomheten kan utøves på forsvarlig måte i samsvar med gjeldende lovgivning. I forbindelse med innlevering av utbyggingsplanen har rettighetshaver PGNiG Upstream Norway AS redegjort for hvordan de har og for hvordan de fremover vil oppfylle påseplikten i tilknytning til utbyggingen. Etter Oljedirektoratets vurdering har rettighetshaver bidratt aktivt og konstruktivt i arbeidet fram mot innlevering av plan for utbygging og drift, og har levert en tilfredsstillende plan for hvordan prosjektet vil bli fulgt opp i utbyggingsfasen.

Prosjektet vurderes modnet til et tilstrekkelig nivå. Det er mulig å gjennomføre utbyggingen i henhold til de kostnadsestimater og tidsplaner som er angitt i utbyggingsplanen.

10.2.3 Lønnsomhet ved den samordnede utbyggingen

Videreutviklingen av Valhallfeltet og utbyggingen av Fenrisfunnet 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 videreutviklingen av Valhallfeltet og utbyggingen av Fenrisfunnet er forventet å gi god samfunnsøkonomisk lønnsomhet.

Oljedirektoratet har utført sensitivitetsberegninger på lønnsomheten for prosjektet med utgangspunkt i myndighetenes oppdaterte pris- og valutaforutsetninger. Nåverdien i prosjektet er mest sensitivt for priser og ressurser. Utbyggingen viser positiv nåverdi før skatt for lave produktpriser, høye investeringer og lave volumprofiler.

Den valgte utbyggingsløsningen har god innebygget fleksibilitet som gir et betydelig, ikke verdisatt potensial for ytterligere verdiskaping på Valhallfeltet. Verdien av den fremtidige fleksibiliteten utbyggingen medfører for feltene er en oppside som ikke er forsøkt tallfestet i lønnsomhetsanalysen.

10.2.4 Oljedirektoratets anbefaling

Direktoratet anbefaler på bakgrunn av ovennevnte at endret plan for utbygging og drift av Valhall og plan for utbygging og drift av Fenris godkjennes, med enkelte vilkår for å legge til rette for god ressursforvaltning.

10.3 Vurdering av effekt på kraftsystemet

Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) har på oppdrag fra departementet gjennomført beregninger av mulige kraftprisvirkninger som følge av realiseringen av kraft fra land-prosjektene Yggdrasil, Valhall og Fenris hver for seg og samlet sett.

For prisområde NO2, der Valhall og Fenris knyttes til, er produksjonen i et normalår i dag ca. 51 TWh og forbruket er 35 TWh. I 2030 forventer NVE at kraftoverskuddet i NO2 er redusert fra dagens 16 TWh til 7,4 TWh. Samlet sett forventes det et kraftoverskudd på 3 TWh i Sør-Norge i 2030. NVE vurderer at Valhall og Fenris vil føre til en reduksjon av kraftoverskuddet i Sør-Norge.

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 og Midt- og Nord-Norge 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.

Det vises til bredere omtale i avsnitt 7.4.

10.4 Olje- og energidepartementets vurdering

Olje- og energidepartementet viser til at det er Arbeids- og inkluderingsdepartementets vurdering at de fremlagte planene kan godkjennes.

Både departementet og Oljedirektoratet har hatt dialog med operatøren om utbyggingsløsningen gjennom prosjektløpet, også før overlevering av planer for utbygging 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.

Olje- og energidepartementet viser til Oljedirektoratets vurdering av utbyggingsplanene, 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 best mulig til rette for god ressursforvaltning.

Departementet er opptatt av at den valgte utbyggingsløsningen gir god fleksibilitet til å kunne utvinne ressursene i Valhallfeltet og Fenris-funnet og til å fase inn tilleggsressurser i området. Den valgte utbyggingsløsningen gjør både at det er et betydelig antall ledige brønnslisser og at prosesseringsplattformen på Valhallfeltet er tilrettelagt for å prosessere tilleggsressurser fra Fenris-funnet og området ellers. Dette er positivt.

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 av Oljedirektoratet er vurdert å ha bidratt aktivt og konstruktivt i tidligfasearbeidet med utbyggingen, og at rettighetshaverne har planer om å følge opp utbyggingene i gjennomføringsfasen i samsvar med påseplikten.

Forventede investeringer til utbygging av Valhall og Fenris beløper seg til 50,4 mrd. kroner. Årlige driftsutgifter er i gjennomsnitt beregnet til å bli om lag 570 mill. kroner. Forventet nåverdi før skatt er av rettighetshaverne i utbyggingsplanene beregnet til 21,2 mrd. Internrenten er beregnet til 15 pst. Balanseprisen er beregnet til 47 dollar per fat. Forventet tilbakebetalingstid er om lag 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 Valhall og Fenris forventes å 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 sysselsetting i norske bedrifter. Departementet er opptatt av at nye utbygginger skaper størst mulig verdier for samfunnet og at de legger til rette for positive, lokale og regionale ringvirkninger. Som del av konsekvensutredningen er de samfunnsmessige forhold, herunder regionale og lokale ringvirkninger, utredet. Som del av konsekvensutredningen har rettighetshaverne beregnet nasjonale sysselsettingsvirkninger av utbyggingen til om lag 65 000 årsverk, fordelt over perioden 2023-2063. I driftsperioden er nasjonale sysselsettingsvirkninger beregnet til om lag 1600 årsverk i et normalt driftsår.

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.

Valhallfeltet har siden 2012 vært forsynt med kraft fra land. Tilknytningen på fastlandet er ved Lista, som ligger i Sør-Norge (NO2). Den nye plattformen vil også drives med kraft fra land. Ved å benytte den eksisterende kraftløsningen til Valhall feltsenter til denne utbyggingen unngås det store utslipp over feltenes levetid, sammenliknet med bruk av gassturbiner.

Det kreves ikke ny konsesjon etter energiloven for utbyggingen. Fenris-plattformen vil kobles til kraftsystemet på Valhallfeltet via en 50 km lang sjøkabel. Dersom kraftkabelen tilknyttet Fenris på et senere tidspunkt benyttes til andre formål enn å forsyne installasjonen med elektrisk energi, kan dette kreve myndighetsbehandling etter havenergilova. Det økte kraftbehovet som følge av den nye utbyggingen 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.

NVE har foretatt en partiell analyse av priseffektene av det økte kraftforbruket fra Valhall og Fenris. Analysene viser at tiltaket isolert sett vil øke kraftprisen i 2030 med gjennomsnittlig 0,1 øre/kWh, i referansebanen, sett over flere værår. Anslått variasjon mellom værår er fra 0,0 til 0,4 øre/kWh. I et høyprisscenario er tilsvarende anslått effekt henholdsvis 0,4 øre/kWh og -0,2 og 1,3 øre/kWh . Det er betydelig usikkerhet knyttet til slike anslag. Utbyggingen forventes ikke utløse behov for nettforsterkninger.

Det forventes ingen vesentlige miljøpåvirkninger som følge av utbyggingen med den utbyggingsløsningen som er fremmet av rettighetshaverne. Operatøren har gjennomført konsekvensutredninger 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 konsekvensutredningene er det ikke fremkommet forhold som tilsier at utbyggingsplanen ikke bør godkjennes. Hvordan operatøren planlegger å følge opp høringsuttalelsene fremgår av vedlegg 4 og 5.

I departementets vurdering av om utbyggingsplanene skal godkjennes etter petroleumsloven er fordelene og ulempene ved utbyggingen veid opp mot hverandre. Skader og ulemper for både allmenne og private interesser vil hensyntas. Bevaring av naturmangfoldet inngår i konsekvensutredninger utført av rettighetshaver og i departementets skjønnsutøvelse etter petroleumsloven. Det innebærer at miljøkonsekvensene ved utbyggingen vurderes i et helhetlig og langsiktig perspektiv. Bestemmelsen i naturmangfoldloven § 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 naturmangfoldloven, 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 basert på en faglig utredning fra Rystad Energy5. Beregningene viser at globale klimagassutslipp vil kunne bli redusert med om lag 21 mill. tonn CO₂-ekvivalenter. Denne typen beregninger er usikre og resultatene påvirkes av ulike forutsetninger om fremtidig utvikling. Ved alternative forutsetninger, jf. omtalen i avsnitt 4.4. ville det beregnede tallet blitt annerledes. Departementet har gjort et anslag over hvor store brutto klimagassutslipp bruken av utvinnbare ressurser fra Valhall og Fenris kan medføre. Over feltets levetid anslås dette til 152 mill. tonn CO₂, noe som i snitt utgjør ca. 6,6 mill. tonn CO₂ per år6. Disse beregningene gir ikke grunn til å anta at klimagassutslipp fra de samordnede utbyggingene av Valhall og Fenris vil gjøre skade på miljøet i Norge, jf. Grunnloven § 112.

Olje- og energidepartementet vurderer at utbyggingen av Valhall PWP og Fenris er et samfunnsøkonomisk lønnsomt og robust prosjekt som bidrar til god ressursforvaltning. De fremlagte utbyggingsplanene viser at prosjektet 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.

Olje- og energidepartementet anbefaler derfor at utbyggingsplanene godkjennes i samsvar med planene operatøren har fremlagt og de merknader og vilkår som fremgår av denne proposisjon.

11 Konklusjoner og vilkår

Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan for utbygging og drift av Hugin i samsvar med planen operatøren har framlagt, de merknadene som fremgår av denne proposisjon, og på følgende vilkår:

1. Rettighetshaverne skal innen 1.7.2029 utarbeide en rapport til Olje- og energidepartementet for godkjenning som gir en overordnet vurdering av reservoarforståelse og utvinningsstrategi i Yggdrasil-området, herunder oppdatert informasjon om modning av ikke-påviste segmenter og prospekter. Det skal beskrives hvilke større endringer som er identifisert i forhold til PUD og hvilke eventuelle tiltak som vurderes iverksatt. Innholdet i rapporten skal i god tid før innlevering avklares med Oljedirektoratet. Departementet kan stille vilkår til godkjenningen av rapporten for å sikre god ressursforvaltning.

2. Rettighetshaverne skal innen 1.7.2029 levere en rapport til Oljedirektoratet som beskriver hvilke tiltak som er gjennomført, og som planlegges gjennomført, for å øke utvinningen fra forekomstene som inngår i Hugin-området. Det skal spesielt fokuseres på brønnteknologi som kan øke utvinningen fra tette reservoarsoner. Rapporten skal også beskrive hvilke teknologier som er implementert, og som planlegges implementert, for å redusere vannproduksjonen med formål om økt utvinning.

3. Rettighetshaverne skal tilbakelevere de deler av utvinningstillatelse 442 B, 822 S og 874 som er omfattet av PUD og som innen utgangen av 2029 verken er satt i produksjonen eller er omfattet av forpliktende planer for videre modning, med mindre departementet bestemmer noe annet.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan for utbygging og drift av Munin i samsvar med planen operatøren har framlagt, de merknadene som fremgår av denne proposisjon, og på følgende vilkår:

1. Rettighetshaverne skal innen 1.7.2029 utarbeide en rapport til Olje- og energidepartementet for godkjenning som gir en overordnet vurdering av reservoarforståelse og utvinningsstrategi i Yggdrasil-området, herunder oppdatert informasjon om modning av ikke-påviste segmenter og prospekter. Det skal beskrives hvilke større endringer som er identifisert i forhold til PUD og hvilke eventuelle tiltak som vurderes iverksatt. Innholdet i rapporten skal i god tid før innlevering avklares med Oljedirektoratet. Departementet kan stille vilkår til godkjenningen av rapporten for å sikre god ressursforvaltning.

2. Rettighetshaverne skal tilbakelevere de deler av utvinningstillatelse 035 D og 272 D som er omfattet av PUD og som innen utgangen av 2029 verken er satt i produksjonen eller er omfattet av forpliktende planer for videre modning, med mindre departementet bestemmer noe annet.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan for utbygging og drift av Fulla i samsvar med planen operatøren har framlagt, de merknadene som fremgår av denne proposisjon, og på følgende vilkår:

1. Rettighetshaverne skal innen 1.7.2029 utarbeide en rapport til Olje- og energidepartementet for godkjenning som gir en overordnet vurdering av reservoarforståelse og utvinningsstrategi i Yggdrasil-området, herunder oppdatert informasjon om modning av ikke-påviste segmenter og prospekter. Det skal beskrives hvilke større endringer som er identifisert i forhold til PUD og hvilke eventuelle tiltak som vurderes iverksatt. Innhold i rapporten skal i god tid før innlevering avklares med Oljedirektoratet. Departementet kan stille vilkår til godkjenningen av rapporten for å sikre god ressursforvaltning.

2. Rettighetshaverne skal tilbakelevere de deler av utvinningstillatelse 873 som er omfattet av PUD og som innen utgangen av 2029 verken er satt i produksjonen eller er omfattet av forpliktende planer for videre modning, med mindre departementet bestemmer noe annet.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Yggdrasil oljerørledning i samsvar med planen operatøren har framlagt, og de merknadene som fremgår av denne proposisjon.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Yggdrasil gassrørledning i samsvar med planen operatøren har framlagt, og de merknadene som fremgår av denne proposisjon.

Olje- og energidepartementet vil gi tillatelse til anlegg og drift av Yggdrasils kraft fra land-anlegg i samsvar med planen operatøren har framlagt, og de merknadene som fremgår av denne proposisjon og på følgende vilkår:

• 1. Fremtidig endret bruk av kraftkablene kan kreve myndighetsbehandling etter havenergilova. Rettighetshaverne skal i god tid før en eventuell endret bruk ta kontakt med myndighetene for å avklare myndighetsbehandlingen.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne endret plan for utbygging og drift av Valhall i samsvar med planene operatøren har fremlagt, de merknadene som fremgår av denne proposisjonen, og på følgende vilkår:

1. Rettighetshaverne skal innen 31. desember 2025 sende inn en plan for videre arbeid frem mot ev. utvinning av ressurser i Lark-formasjonen til departementet for godkjennelse. Departementet vil kunne stille vilkår til godkjenning av planen for å sikre god ressursforvaltning.

Olje- og energidepartementet vil godkjenne plan for utbygging og drift av Fenris i samsvar med planene operatøren har fremlagt, de merknadene som fremgår av denne proposisjonen, og på følgende vilkår:

1. Rettighetshaverne skal, innen to år etter oppstart, sende inn en plan for videre ressursutvikling i Fenrisfeltet til departementet for godkjenning. Planen skal være basert på erfaringene fra boring og produksjon som beskrevet i utbyggingsplanen samt oppdatert reservoarinformasjon. Innholdet i planen skal avklares med Oljedirektoratet. Departementet vil kunne stille vilkår til godkjenning av planen for å sikre god ressursforvaltning.

2. Rettighetshaverne skal innen 30.06.2027 levere en oppdatert vurdering av både ressurspotensialet og lønnsomheten ved en utvikling av ressursene i Skagerrak-formasjonen. Dersom det ikke har latt seg gjøre å forlenge produksjonsbrønner ned i Skagerrak-formasjonen, skal det gjennomføres en vurdering av videre modning av ressursene i formasjonen.

3. Fremtidig endret bruk av kraftkablene kan kreve myndighetsbehandling etter havenergilova. Rettighetshaverne skal i god tid før en eventuell endret bruk ta kontakt med myndighetene for å avklare myndighetsbehandlingen.