Del 3
Omtale av særskilde tema

5 Prosjekt under utbygging på norsk kontinentalsokkel

Før nye førekomstar eller anlegg på norsk kontinentalsokkel kan byggast ut, må rettshavargruppene levere ein søknad om godkjenning av plan for utbygging og drift (PUD) eller ein plan for anlegg og drift (PAD) til myndigheitene. Dei må også sende inn ein endra PUD eller PAD dersom dei ønsker å gjere større endringar i ein allereie godkjend plan. Rettshavargruppene har ansvaret for å utarbeide planane og for å gjennomføre utbygginga i samsvar med dei godkjende planane.

Dette kapittelet omtaler utviklinga for dei prosjekta som har fått ein PUD/PAD godkjend av myndigheitene, og som framleis er under utbygging, og dei prosjekta som har komme i produksjon sidan rapporteringa til Stortinget i fjor. Departementet har henta inn oppdaterte opplysningar frå operatørselskapa for dei ulike prosjekta som bakgrunn for omtalen.1

Per 1. september 2026 var 12 prosjekt med ein godkjend PUD/PAD under utbygging på norsk kontinentalsokkel. Åtte av prosjekta er i Nordsjøen, tre i Norskehavet og eitt i Barentshavet. Sidan rapporteringa i fjor har utbyggingsprosjekta Albuskjell/Vest Ekofisk og Tommeliten Gamma blitt godkjende. Sju utbyggingsprosjekt er ferdigstilte og sette i produksjon etter 1. august 2025. Det gjeld Verdande, Symra, Eirin, Dvalin Nord, Alve Nord, Idun Nord og Ørn.

Olje- og gassnæringa er ei syklisk næring og del av ein global industri. Utbyggingar er store og komplekse prosjekt som typisk omfattar leveransar frå ei rekke nasjonale og internasjonale aktørar. God planlegging og styring av prosjektgjennomføringa er derfor avgjerande for å lykkast. Sykliske svingingar kan føre til endringar i tilgangen på kapasitet, innsatsfaktorar eller kompetanse som kan påverke prosjektgjennomføringa. Utbyggingskostnadene blir i stor grad påverka av eksterne forhold, inkludert geopolitiske utviklingstrekk som endrar rammevilkåra for handel, investeringar og tilgang på innsatsfaktorar. Eit meir uføreseieleg globalt risikobilete verkar inn på leverandørkjeda heime og ute, og kan gi auka kostnader og fare for forseinka leveransar.

I fleire av prosjekta som er under utbygging, har kostnadene auka som følge av geopolitiske forhold. Konfliktar og geopolitisk uro i Europa og Midtausten har i periodar påverka både råvaremarknader og energimarknader. Dette har mellom anna ført til høgare prisar på enkelte innsatsfaktorar. Krigen i Midtausten har medverka til auka usikkerheit i internasjonale marknader, høgare transport- og logistikkostnader og press på leverandørkjeder, noko som kan auke kostnadene for prosjekt i utbyggingsfasen.

Sidan fleire av prosjekta blei kostnadsestimerte i PUD, har den norske krona svekt seg betydeleg, og dette er noko rettshavarane ikkje kan påverke. Ettersom nesten all norsk olje og gass blir eksportert og omsett i utanlandsk valuta, vil også inntektene målte i norske kroner bli høgare så lenge kronekursen held seg. Verdiaukande prosjektendringar er endringar som styrker verdipotensialet i prosjekta, for eksempel endringar i brønnplanlegginga som kan bidra til å auke reservebasen.

Sidan førre rapportering er som nemnt Symra, Verdande, Eirin, Dvalin Nord, Alve Nord, Idun Nord og Ørn sette i produksjon. Alle desse prosjekta blei sette i produksjon før planlagt, og Dvalin Nord blei ferdigstilt til ein lågare kostnad enn investeringsanslaget i PUD. Dei andre prosjekta har hatt ein kostnadsauke på mellom 8 og 27 prosent samanlikna med investeringsanslaget i PUD/PAD.

Status for utbyggingsprosjekta

På investeringstidspunktet er det alltid usikkert kor høge dei faktiske kostnadene for prosjekta blir. Investeringsavgjerder må derfor takast på usikkert grunnlag. Anslaget for forventa investeringskostnader i PUD/PAD har eit usikkerheitsspenn på +/–20 prosent.

Blant prosjekta på norsk kontinentalsokkel blir nokre gjennomførte med lågare investeringar enn venta, medan andre får høgare kostnader.

Dei fleste prosjekta som er i gang no, ligg an til å få investeringar innanfor anslaget frå PUD/PAD. Av dei 19 prosjekta som er under utbygging eller har komme i produksjon sidan 1. august 2025, har 14 eit kostnadsanslag som ligg innanfor usikkerheitsspennet i utbyggingsplanen. Fem av prosjekta har derimot hatt ein kostnadsauke som går utover usikkerheitsspennet som var oppgitt i PUD/PAD.

Tabell 5.1 og 5.2 gir oversikt over investeringsanslaga til operatørane målte i norske kroner på tidspunktet for innlevering av PUD/PAD, anslaga deira per september 2026, forskjellen mellom desse to anslaga og endringa i investeringsanslaga sidan fjorårets rapportering i Prop. 1 S (2025–2026) frå departementet.2

Samla sett har prosjekta som er under utbygging no, anslåtte investeringar på om lag 428 milliardar 2026-kroner, mot om lag 312 milliardar 2026-kroner på PUD/PAD-tidspunktet. Det utgjer ein auke på om lag 37 prosent. Tilsvarande har prosjekta som har komme i produksjon det siste året, oppdaterte investeringar på om lag 54 milliardar 2026-kroner, mot om lag 48 milliardar 2026-kroner på PUD/PAD-tidspunktet. Dette utgjer ein auke på om lag 12 prosent.

Basert på innrapporteringa har departementet berekna verdien av å føre vidare prosjekta, og internrenta for den samla prosjektporteføljen. Berekningane bygger på departementet sine eigne prisanslag for olje og gass.

Verdien av å føre vidare prosjektporteføljen er noverdien av dei forventa framtidige kontantstraumane frå prosjekta. Historiske kontantstraumar er ikkje tatt med, ettersom dei ikkje kan påverkast. Samla har prosjekta ein berekna noverdi framover på om lag 650 milliardar kroner med sju prosent kalkulasjonsrente reelt før skatt, og om lag 800 milliardar kroner med fire prosent kalkulasjonsrente.3

Internrenta er eit prosentmål på avkastninga for ei investering. Dei historiske kontantstraumane er kjende, medan dei framtidige er anslått basert på oppdaterte forventningar frå operatørane og departementet sine eigne prisanslag. Internrenta til den samla porteføljen av prosjekt under utbygging frå tidspunktet da utbyggingsplanane blei leverte, er berekna til om lag 16 prosent.

Nærmare omtale av enkelte prosjekt

Nedanfor følger ein nærmare omtale av dei prosjekta som no har eit investeringsanslag eller realiserte investeringar utanfor usikkerheitsspennet på +/- 20 prosent.

Prosjekt under utbygging

Yggdrasil

Yggdrasil er ei samordna utbygging av felta Hugin, Hugin satellittar, Munin og Fulla og inkluderer i tillegg felles infrastruktur. Utbygginga består av tre nye plattformer: Hugin A, Hugin B og Munin. Dei to siste er no installerte til havs, medan Hugin A er under bygging på verftet til Aker Solutions på Stord. Landanlegg for kraft frå land blir ferdigstilt i 2026.

Utbygginga inneber planar og vilkårsbundne avgjerder om utbygging av påviste og ikkje-påviste ressursar i Yggdrasil-området. I 2023 blei det påvist utvinnbare ressursar i Øst Frigg, som er ein del av Yggdrasil-prosjektet. Øst Frigg skal byggast ut med brønnar frå ei havbotnramme som skal knytast til Hugin A-plattforma. Dette medfører høgare investeringar, men vil også auke verdiskapinga. I 2025 blei det også påvist utvinnbare ressursar i Omega Alfa-funnet i Yggdrasil-området. Rettshavarane vil framover vurdere utbyggingskonsept for funnet, og det er venta at dette vil resultere i ytterlegare investeringar og auka verdiskaping i området.

Investeringsanslaget har auka betydeleg sidan PUD. Auken kjem av direkte og indirekte valutaeffektar som følge av kontraktar i dollar og euro, og prosjektendringar som gir verdiauke, inkludert integreringa av Øst Frigg og brønnoptimalisering. Desse effektane utgjer no om lag 60 prosent av auken.

Auken i investeringsanslaget sidan rapporteringa i fjor utgjer om lag 12 milliardar 2026-kroner. Delar av auken kjem av direkte og indirekte valutaeffektar, men hovuddelen kjem av prosjektendringar, meir parallell aktivitet og tiltak for å unngå forseinkingar i prosjektgjennomføringa. Ein vesentleg del av meirkostnadene er knytt til tiltak for å sikre planlagd framdrift. I tillegg kjem mellom anna fleire arbeidstimar enn berekna.

Framdrifta følger planen, og produksjonen startar venteleg i 2027.

Valhall-Fenris

Valhall-Fenris er ei samordna utbygging av Valhall PWP (produksjons- og brønnhovudplattform) og Fenris-feltet. I 2026 har det vore stor aktivitet hos norske verft og leverandørar, og plattformdekka på Fenris og Valhall PWP er no installerte.

Dei opphavlege brønnane på Fenris og meir ein halvparten av dei opphavlege brønnane på Valhall er ferdigstilte. Vidare er det vedtatt å bore fire nye brønnar på Valhall og éin ny brønn på Fenris. Fleire brønnar aukar investeringskostnadene, men styrker samtidig ressursgrunnlaget og legg dermed til rette for auka verdiskaping.

Investeringsanslaget er no om lag 35 milliardar 2026-kroner høgare enn i PUD. Om lag halvparten av kostnadsauken kjem av prosjektendringar og valutaeffektar. Resten kjem hovudsakeleg av ein stram marknad og tiltak for unngå forseinka oppstart.

Auken i investeringsanslaget sidan rapporteringa i fjor utgjer om lag 15 milliardar 2026-kroner. Auken kjem i hovudsak av prosjektendringar, som avgjerda om å bore fleire brønnar. Det har også oppstått meirkostnader knytte til tiltak for å sikre planlagd framdrift. I tillegg kjem mellom anna fleire arbeidstimar enn berekna.

Framdrifta følger planen, og produksjonen startar venteleg i 2027.

Draugen og Njord kraft frå land

Prosjektet er ei samordna utbygging som inneber omlegging til delvis drift med kraft frå land på Draugen- og Njord-innretningane, og auka utvinning frå Draugen-feltet. Prosjektet bidrar til auka gassal og reduserte CO₂-utslepp frå petroleumsverksemda. Brann hos ein nøkkelleverandør i 2023 skapte forseinkingar i prosjektgjennomføringa. Prosjektet har blitt ytterlegare forseinka fordi modifikasjonsarbeid på Draugen-plattforma har tatt lengre tid enn planlagt. Dette har ført til auka kostnader for prosjektet.

Sidan utbyggingsplanen blei levert, har investeringsanslaget auka med 2,3 milliardar 2026-kroner. Sidan innrapporteringa i fjor er investeringsanslaget nær uendra.

Planlagd igangsetting av drift med kraft frå land på Draugen og Njord er i 2027.

Snøhvit Future

Snøhvit Future-prosjektet inneber installasjon av ein modul for landkompresjon for auka utvinning og omlegging til full drift med kraft frå nettet på Hammerfest LNG. Prosjektet vil auke utvinninga, forlenge levetida til Snøhvitfeltet og Hammerfest LNG og redusere CO₂-utsleppa frå Hammerfest LNG med om lag 90 prosent.

Sidan utbyggingsplanen blei godkjent i august 2023 har prosjektet hatt ein kostnadsauke på om lag 11,3 milliardar 2026-kroner.

Operatøren varsla i samband med innrapporteringa i fjor at investeringskostnadene var venta å auke. I desember 2025 blei det kjent at investeringsanslaget var oppjustert til over 20 milliardar 2026-kroner og at oppstart av landkompresjon var utsett med eitt år til 2029. Det innrapporterte investeringsanslaget er no på 26,5 milliardar 2026-kroner. Ei vesentleg årsak til kostnadsauken er at prosjektet gjennomførast på eit anlegg som er i drift og at gjennomføringa er meir kompleks enn føresett. I tillegg har operasjonelle utfordringar på Hammerfest LNG, vêr og vanskelege bergforhold i tunnelen for kraftkabelen påverka framdrifta og kostnadene.

Planlagd igangsetting av lavtrykksproduksjon er i 2029 og full drift med kraft frå nettet i 2030.

Prosjekt som er sette i drift

Ørn-utbygginga

Utbygginga av Ørn har skjedd saman med felta Alve Nord og Idun Nord i eit felles prosjekt kalla Skarv-satellittprosjekt. Felta blir knytte til eksisterande infrastruktur på Skarv-feltet. Utbygginga har ein kostnadsauke på om lag 2 milliardar 2026-kroner (27 prosent) frå investeringsanslaget i PUD. Auken kjem i stor grad av endringar som legg til rette for verdiauke, særleg tiltak som betrar den forventa utvinninga og mogleggjer tidlegare oppstart. Marknads- og valutaeffektar har også ført til meirkostnader. Sidan innrapporteringa i fjor er investeringsanslaget redusert med om lag 280 millionar 2026-kroner.

Alle felta i Skarv-satellittprosjekt starta produksjonen i tredje kvartal 2026. Det er eitt år tidlegare enn planlagt i PUD-ane.

6 Klima- og miljøpolitikk

6.1 Klima- og miljøutfordringar

Olje- og gassutvinning fører til utslepp til luft og til sjø. Utbygging av vasskraft, vindkraft, solkraft og kraftleidningar legg beslag på areal, og fører med seg inngrep i natur- og kulturmiljø.

Utslepp til luft

Noreg skil seg frå andre land ved at størstedelen av det innanlandske stasjonære energiforbruket er dekt av elektrisitet, og at den innanlandske produksjonen av elektrisitet er basert på vass- og vindkraft. Dette gir svært låge klimagassutslepp frå den innanlandske stasjonære energibruken. Utsleppa frå innanlandsk energiforsyning (medrekna utslepp frå brenning av avfall der varmen blir nytta til energiformål) og energi brukt til oppvarming i andre næringar og hushald var, ifølge Statistisk sentralbyrå (SSB), på 1,6 millionar tonn CO₂-ekvivalentar i 2025. Produksjonen og bruken av kraft kan variere mykje frå år til år, som følge av variasjonar i tilsig og temperatur.

Stasjonær forbrenning, inkludert olje- og gassutvinning, gir utslepp til luft av karbondioksid (CO₂), nitrogenoksid (NOx), flyktige organiske sambindingar utan metan (nmVOC), metan (CH₄), svoveldioksid (SO₂), partiklar (PM) og polysykliske aromatiske hydrokarbon (PAH).

Utsleppa i petroleumssektoren inngår i EUs kvotesystem (EU ETS), der det er omfanget av kvotar som bestemmer det totale utsleppsvolumet, ikkje nivået i enkeltbedrifter, enkeltsektorar eller enkeltland. Petroleumsverksemda på kontinentalsokkelen står for om lag ein firedel av dei samla norske klimagassutsleppa. Produksjonsutsleppa er vesentleg reduserte det siste tiåret.

I 2025 sleppte petroleumsverksemda ut klimagassar (CO₂ og metan) tilsvarande 10,8 millionar tonn CO₂-ekvivalentar. Det er om lag 4,2 millionar tonn (28 prosent) mindre enn i 2015, og om lag 0,1 millionar tonn mindre enn i 2024. Auka drift med kraft frå land er den viktigaste årsaka til dei betydelege utsleppsreduksjonane på kontinentalsokkelen. Næringa jobbar også kontinuerleg med energieffektivisering, redusert fakling og andre tiltak for å avgrense utsleppa sine.

Petroleumsverksemda sleppte ut om lag 32 400 tonn NOx (nitrogenoksid) i 2025. Det er om lag 14 770 tonn NOx (31 prosent) mindre enn i 2015. Petroleumsverksemda står for noko over ein firedel av dei samla NOx-utsleppa i Noreg. Gassbruk i turbinar, fakling av gass for sikkerheitsformål og dieselbruk på innretningane på kontinentalsokkelen, er sentrale utsleppskjelder for NOx.

Olje- og gassutvinninga står for om lag ein femdel av dei samla norske utsleppa av flyktige organiske sambindingar utan metan (nmVOC), med utslepp i 2025 på om lag 20 600 tonn. Sidan starten av 2000-talet er desse utsleppa reduserte med om lag 90 prosent. Utsleppsreduksjonane er oppnådde som følge av at det er installert anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankarar. Sjå framstilling av utsleppsutviklinga i figur 6.1.

Norske utslepp til luft er vesentleg lågare per produsert eining enn det som er gjennomsnittet for dei olje- og gassproduserande landa, sjå figur 6.2 og 6.3. Utsleppstala er baserte på leveransar til Europa, der det aller meste av den norske oljen og gassen blir levert. Tala inkluderer både CO₂ og metan og omfattar produksjon, prosessering og transport. For olje, er utsleppa frå andre land per produsert eining i gjennomsnitt over dobbelt så høge som frå Noreg. For gass, er utsleppa knytte til LNG frå andre land (som står for forsyninga på marginen til Europa) meir enn 11 gonger høgare per produsert eining, enn for røyrgass frå Noreg.

Utslepp til sjø

Utsleppa til sjø frå regulær leiting, utbygging og produksjon innanfor petroleumsverksemda på norsk kontinentalsokkel har låge miljøverknader, og desse er avgrensa til nærområdet rundt utsleppa. Hovudårsaka til det er krav til reinsegrad, kjemikaliebruk og teknologival. Oljeselskapa er pålagde å overvake miljøet for å følge med på verknaden av utslepp til sjø. Det er ikkje påvist skadelege effektar på miljøet som følge av utslepp til sjø frå petroleumsverksemda.

Utsleppa til sjø stammar i all hovudsak frå den regulære drifta og kjem frå produsert vatn, borekaks og restar av kjemikaliar og sement etter boring. Produsert vatn følger med oljen opp frå reservoaret og inneheld stoff som naturleg finst der, og restar av tilsette stoff. Produsert vatn blir enten reinsa og sleppt ut i sjøen, eller injisert tilbake i undergrunnen. Borekaks som inneheld olje, og borevæske blir enten injiserte i eigne reservoar eller sende til land for vidare behandling.

Ein sideeffekt av å injisere produsert vatn, borevæske og oljehaldig borekaks er høgare energibruk. På felt med gass som energiforsyning fører dette også til høgare utslepp til luft. På felt som er drivne med kraft frå land, inneber det meir bruk av kraft frå nettet. Å sende borekaks og borevæske til land aukar transportbehovet og omfanget av avfallshandteringa på land. Voluma av produsert vatn er venta å stige litt dei neste åra, før dei deretter avtar.

Akutte utslepp til sjø

Akutte utslepp frå petroleumsverksemd kan vere hendingar med forureining som varierer frå utblåsingar med ukontrollert utstrøyming av olje og potensielt store mengder olje på sjøen, til mindre uhellsutslepp av olje eller kjemikaliar. Sjansane for ulykker som fører til større utslepp, er svært små, men dersom slike ulykker skjer, kan konsekvensane for miljøet vere store.

Det må heile tida takast høgde for at det kan skje ulykker. Derfor er det krav om at oljeselskapa skal ha oljevernberedskap. Beredskapen skal dimensjonerast etter behov. Store akutte utslepp av råolje kan gi miljøskade, medan eventuelle akutte utslepp av gass har avgrensa potensial for miljøskade. I tillegg kan leiteaktivitet styrast til periodar av året der miljøverdiane er mindre sårbare på bestandsnivå, for å redusere risikoen for miljøskade dersom akutte utslepp skulle skje.

Talet på akutte råoljeutslepp har alt i alt gått ned sidan 2005, men har vore stabilt sidan 2016. Dei årlege utsleppsmengdene har variert gjennom perioden frå 2005 til 2025. Det er ingen klar samanheng mellom talet på hendingar og utsleppsmengder, sidan dei årlege utsleppa i stor grad blir påverka av enkelthendingar. Meir alvorlege hendingar kan føre til større utslepp, men slike hendingar er sjeldne og har ofte eit anna årsaksbilete enn mindre hendingar.

Det skjer også akutte kjemikalieutslepp. Dei fleste akutte kjemikalieutslepp er små, og i all hovudsak består dei av kjemikaliar i gul og grøn kategori. Kjemikaliar i desse kategoriane er vurderte til å ha avgrensa potensial for miljøskade dersom dei hamnar i sjøen.

Havindustritilsynet publiserer tal for 2025 i rapporten Risikonivå i norsk petroleumsvirksomhet – akutte utslipp (RNNP AU), som kjem ut i oktober.

Inngrep ved utbygging av fornybar energi og nett

Utbygging av fornybar energiproduksjon som vasskraft, vindkraft og solkraft legg beslag på areal og fører ofte med seg inngrep i natur- og kulturmiljø. Ved utnytting av fornybare energikjelder og ved bygging av kraftleidningar må samfunnet gjere viktige avvegingar. Vegar, kraftleidningar og andre installasjonar knytte til produksjonsanlegg vil kunne påverke økosystem, naturverdiar og naturopplevingar. Når det skal byggast ut ny produksjon og nye kraftoverføringar, er det viktig å finne dei beste løysingane ut frå ei heilskapleg avveging av miljøomsyn og andre samfunnsomsyn.

6.2 Verkemiddel som har ein klima- og miljøeffekt

CO₂-handtering

Regjeringa fremmer CO₂-handtering som eit viktig bidrag til å kutte utslepp, både i Noreg og internasjonalt. Særleg i sektorar med avgrensa moglegheiter for direkte elektrifisering eller andre utsleppsreduserande tiltak kan fangst og lagring av CO₂ spele ei viktig rolle. Ifølge Miljødirektoratet er CO₂-handtering det enkelttiltaket som har størst potensial for å redusere utsleppa frå landbasert industri og avfallssektoren i Noreg. I rapporten Klimatiltak i Norge – kunnskapsgrunnlag 2026 anslår direktoratet eit teknisk reduksjonspotensial på opptil 5,8 millionar tonn CO₂-ekvivalentar i 2035 ved bruk av CCS på industrianlegg og avfallsforbrenningsanlegg og ved direkte fangst av CO₂ frå lufta (DAC). Anslaget er usikkert og føreset både vidareføring av eksisterande og innføring av nye verkemiddel, inkludert støtteordningar.

Regjeringa sitt arbeid med CO₂-handtering omfattar eit breitt spekter av aktivitetar, inkludert støtte til forsking, teknologiutvikling og internasjonalt samarbeid. Eit sentralt element i satsinga er Langskip, Noregs prosjekt for fullskala CO₂-handtering, som kom i drift hausten 2025. Prosjektet demonstrerer korleis CO₂ kan fangast ved industrielle utsleppskjelder og transporterast til permanent lagring på norsk sokkel. I august 2025 blei dei første voluma CO₂ frå fangstanlegget til Heidelberg Materials i Brevik injiserte i Northern Lights sitt lager under havbotnen. Utvikling av CO₂-fangst ved avfallsforbrenningsanlegget til Hafslund Celsio på Klemetsrud i Oslo er også ein del av Langskip. I 2023 sette Hafslund Celsio prosjektet på vent for å redusere kostnader, men arbeidet starta opp igjen i januar 2025. Anlegget skal etter planen settast i drift i 2029 og vil kunne fange om lag 350 000 tonn CO₂ årleg.

I juni 2025 godkjende Energidepartementet utbyggingsplanen for fase 2 av Northern Lights. Fase 2 vil auke lagringskapasiteten frå 1,5 til minst 5 millionar tonn CO₂ årleg. Investeringa er på 7,5 milliardar kroner og blir gjennomført på kommersielt grunnlag, med støtte frå EU.

I tillegg til utnyttingsløyvet til Northern Lights har departementet dei siste åra tildelt ei rekke løyve til å vurdere potensialet for lagring av CO₂ i undersjøiske reservoar på norsk kontinentalsokkel. Ti av desse løyva er aktive i dag. Selskapa som har fått tildelt eller søkt om CO₂-lagringsareal, har ambisiøse planar for kommersiell CO₂-lagring. Dei fleste planane gjeld lagring av CO₂ frå kontinentet. For å utløyse investeringsavgjerder i fangstprosjekt og legge til rette for forpliktande avtalar om lagring på norsk sokkel er det nødvendig at europeiske land gir økonomisk og politisk støtte til eigen industri.

Forsking, teknologiutvikling og demonstrasjon står sentralt i den langsiktige satsinga på CO₂-handtering. Gjennom Teknologisenter Mongstad (TCM), CLIMIT-programmet og forskingssenteret GigaCCS bidrar staten, saman med forskingsmiljø og industri, til å utvikle teknologi som kan redusere kostnader og risiko ved CO₂-fangst og -lagring. På sikt kan dette redusere kostnadene og risikoen ved fullskala CO₂-handtering.

Regjeringa arbeider også aktivt internasjonalt for å skape større aksept for fangst og lagring av CO₂ som eit viktig klimatiltak, auke forståinga av potensialet for utsleppsreduksjonar og medverke til at teknologien blir tatt i bruk i fleire land. Noreg og norske aktørar deltar på fleire internasjonale, bilaterale og regionale samarbeidsarenaer for CO₂-handtering. I tillegg samarbeider norske myndigheiter tett med EU og deltar i relevante ekspert- og arbeidsgrupper.

Noreg, ved Energidepartementet, har inngått bilaterale intensjonsavtalar med Belgia, Danmark, Finland, Frankrike, Nederland og Sverige om transport av CO₂ mellom landa for permanent lagring. Dette er viktig for å legge til rette for grensekryssande CCS-prosjekt med sikte på lagring på norsk sokkel i tråd med krava i Protokoll av 1996 til Overenskomst om bekjempelse av havforurensning ved dumping av avfall og annet materiale av 1972 (Londonprotokollen). I mars 2026 signerte Noreg ein avtale med Belgia som skal legge til rette for transport av CO₂ i røyr til norsk sokkel. Departementet er i dialog med myndigheiter i andre europeiske land om tilsvarande avtalar. Noreg har også inngått ein bilateral avtale med Sveits som omfattar både grensekryssande transport av CO₂ og eit samarbeid om overføring av utsleppsreduksjonar mellom landa.

I mai 2026 lanserte Enova ei ny auksjonsordning for CO₂-fangst og permanent lagring av CO₂. Første utlysing kjem etter planen i løpet av første halvår 2027. Enova har også etablert ei støtteordning for mottaksterminalar for CO₂. Ordninga skal gjere det mogleg for små og mellomstore fangstaktørar å levere mindre volum CO₂ til terminalar for samlasting og vidare transport til permanent lagring. Ho skal også bidra til meir kostnadseffektiv logistikk for transport av CO₂.

Energi og vassressursar

Energiomlegging og energieffektivisering

Kvotesystemet, klimaavgifter og fleire andre verkemiddel bidrar til ei miljøvennleg energiomlegging og til utvikling og bruk av energi- og klimateknologiar. Miljøavgifter og særavgifter knytte til energi påverkar også energibruken.

Energieffektivisering er viktig for å redusere veksten i energiforbruket. Verknaden er ofte størst om vinteren, når behovet for kraft er størst og prisane er på sitt høgaste. Energieffektivisering og fleksibelt elektrisitetsforbruk som reduserer forbrukstoppane, kan over tid redusere behovet for nettinvesteringar og andre tiltak for å sikre effektbalansen delar av året.

Stadig fleire produkt blir omfatta av økodesignregelverket, som mellom anna stiller minimumskrav til energibruk i produkt, og krav om energimerking gjennom energimerkeordninga. Energibehovet i nye bygg og ved større rehabiliteringar blir regulert, og det blir stilt krav om energimerking ved sal, utleige og oppføring av bygningar. Byggteknisk forskrift tillèt ikkje varmeinstallasjonar for fossilt brensel i nybygg eller ved store ombyggingar. Sidan 1. januar 2020 har det vore forbode å bruke mineralolje til oppvarming av bygg, og frå 1. januar 2022 gjeld forbodet også bruk av fossil olje til mellombels oppvarming og tørking av bygg under oppføring og rehabilitering.

I styringsavtalen med Enova for perioden 2025–2028 er energi på ny ein del av målstrukturen, og Enova skal mellom anna legge vekt på å avgrense belastninga på kraftsystemet i all bruk av verkemiddel. Enova har fleire relevante støtteordningar for energiomlegging og energieffektivisering.

Miljøomsyn ved vassdrags- og energiverksemd

Miljøomsyn i samband med fornybar kraftproduksjon og nettutvikling er varetatt gjennom sektorlovgivinga, plan- og bygningslova, forureiningslova, naturmangfaldslova og vassforskrifta.

Konsesjonsbehandling av fornybar kraftproduksjon og nett har hatt høg prioritet hos Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) dei siste åra. For å finne dei beste løysingane samla sett, legg direktoratet vekt på å samordne behandlinga av prosjekt i same område og sjå nett- og produksjonsprosjekt i samanheng. Miljøtilsynet i NVE kontrollerer at krav som er fastsette i konsesjonar, blir oppfylte i både anleggs- og driftsfasen. Ei viktig oppgåve er også å godkjenne og følge opp detaljplanar for vassdrags- og energianlegg.

Kunnskap om og systematisk oversikt over viktige område for trua artar og naturtypar er ein føresetnad for å stanse tapet av naturmangfald. Her speler Artsdatabanken ei viktig rolle. Formålet med Artsdatabanken er å tette hòl i kunnskapen og medverke til at data om naturmangfald blir samla i nasjonale databasar.

Verneplanen for vassdrag er viktig for å sikre representative delar av vassdragsnaturen i landet. Vernet gjeld først og fremst mot kraftutbygging, men verneverdiane skal også takast omsyn til ved andre inngrep. Gjennomføringa av EUs vassdirektiv med tilhøyrande forvaltningsplanar skal fremme ei heilskapleg forvaltning av vassressursane.

Klimatilpassing

Eit endra klima med meir nedbør og ekstremvêr krev tilpassingar, ikkje minst i energi- og vassdragsforvaltninga. NVE tar omsyn til behovet for klimatilpassing i arbeidet med flaum og skred, damsikkerheit, vassdragskonsesjonar, energikonsesjonar, miljøtilsyn, kraftforsyning og energietterspørsel.

NVEs oppgåver knytte til flaum og skred er delte inn i desse områda: kartlegging, arealplanlegging, sikring, varsling og overvaking, og skred- og flaumfagleg bistand ved alvorlege beredskaps- og krisesituasjonar. For å førebygge skade på liv, helse og verdiar tar NVE høgde for eit endra framtidig klima når dei utarbeider naturfarekart. Desse karta og fagleg rådgiving om klimaendringar er eit viktig grunnlag for arealplanarbeidet i kommunane og medverkar til at nye utbyggingar skjer i trygge område. I arealplanarbeid etter plan- og bygningslova er NVE høyringspart og kan fremme motsegn mot planar.

Bistand til sikring av eksisterande busetting står også sentralt i NVEs arbeid med klimatilpassing. NVE formidlar kunnskap om flaum- og skredfare og klimatilpassing på fagsamlingar for kommunar, konsulentar og andre. Innanfor arbeidet med flaum og skred er det utvikla eit godt samarbeid mellom NVE og andre statlege etatar, som Meteorologisk institutt, Direktoratet for samfunnstryggleik og beredskap, Direktoratet for byggkvalitet, Statens vegvesen og Bane NOR.

Gjennom datainnsamling og analysar av lange tidsseriar overvaker og vurderer NVE hydrologiske effektar av klimaendringar. Direktoratet modellerer også korleis klimaendringar påverkar og vil påverke hydrologien i Noreg, slik som effekten på flaum, tørke, snømengder og utbreiinga av isbrear. Resultata gir grunnlag for klimatilpassing i fleire sektorar. NVE er ein av samarbeidspartnarane i Norsk klimaservicesenter.

Petroleumsverksemda

I samsvar med dei overordna prinsippa for klimapolitikken er petroleumssektoren underlagd sterke økonomiske verkemiddel. Selskapa som opererer på norsk kontinentalsokkel, skal – på lik linje med andre verksemder i Noreg og EU – bidra til å nå klimamåla ved å redusere kvotepliktige utslepp fram mot 2030 gjennom deltaking i EU ETS.

Regjeringa vil halde fram med å bruke økonomiske verkemiddel som hovudverkemiddel for å få ned utsleppa på norsk kontinentalsokkel. Kombinasjonen av kvotesystemet EU ETS og ei høg CO₂-avgift – ofte omtalt som dobbel verkemiddelbruk – gjer at utsleppskostnaden i petroleumsverksemda for 2027 er forventa å ligge på om lag 2 055 kroner per tonn CO₂.

Høge utsleppskostnader har bidratt til ei rekke vedtak om bruk av kraft frå land i petroleumsproduksjonen på kontinentalsokkelen. Dei eksisterande innretningane som er eigna for heil eller delvis drift med kraft frå land i nær framtid, har no ei slik løysing, eller så er ei slik løysing under utbygging. Det er derfor ikkje venta nye ombyggingar no.

Det einaste alternativet til drift med kraft frå nettet for å redusere utsleppa frå ei innretning eller eit felt til nær null, er å stenge ned verksemda. Høg karbonpris som følge av dobbel verkemiddelbruk (CO₂-avgift og kvotepris) kan mellom anna føre til at felt og innretningar blir stengde ned tidlegare enn dei elles ville blitt. Departementet har sett i gang ei ekstern utgreiing av kva effekt den doble verkemiddelbruken kan få for framtidig ressursforvaltning og verdiskaping, for leveransar av olje og gass og for produksjonsutsleppa på kontinentalsokkelen. Rapporten er venta i løpet av hausten.

For utslepp av NOx må selskapa betale avgift eller slutte seg til miljøavtalen mellom den norske staten og næringsorganisasjonane. Noverande avtale gjeld til utgangen av 2027. Regjeringa tar sikte på å avvikle NOx-avgifta frå 1. januar 2030. Ei avvikling frå 2030 føreset at det er overvegande sannsynleg at Noreg vil oppfylle ei ny utsleppsforplikting for NOx etter EØS-avtalen gjeldande frå 2030.

Utslepp av nmVOC frå petroleumssektoren er direkte regulerte gjennom krav om bruk av beste tilgjengelege teknologiar (BAT) og ved at det er fastsett spesifikke utsleppsgrenser i utsleppsløyva.

Omsynet til miljø er ein integrert del av forvaltninga av dei norske petroleumsressursane. Miljøreguleringar gjeld i alle fasar av verksemda – frå vurderinga av om eit område skal opnast for petroleumsverksemd, via leiting, planlegging og utbygging av felt, til drift med spesifikke løyve og årlege oppdateringar av desse, og endeleg til avslutning av produksjonen og disponering av innretningane. Dette sikrar eit heilskapleg system der alle relevante myndigheiter er med.

Utsleppa frå petroleumsverksemda i Noreg er regulerte gjennom fleire lover, mellom anna petroleumslova særavgiftslova, klimakvotelova og forureiningslova. Oppdateringar av forvaltningsplanar og nye konsekvensutgreiingar med oppdatert kunnskap gjer at avgjerder kan takast på eit best mogleg faktagrunnlag. Høyringsrundar gir alle aktørar høve til å bli høyrde. I tillegg kan myndigheitene gjere enkeltvedtak, for eksempel ved godkjenning av utbyggingsplanar.

Å brenne overskotsgass har aldri vore lov på norsk sokkel. Brenning av petroleum er berre lov når det er nødvendig av sikkerheitsgrunnar under normal drift, og elles berre dersom departementet godkjenner det.

Å utnytte stordriftsfordelar har alltid vore viktig for aktiviteten på sokkelen og legg også til rette for energieffektiv drift.

Nye utbyggingar baserer seg på den beste tilgjengelege teknologien.

Når det gjeld maritime operasjonar i tilknyting til petroleumsverksemda, har det i mange år blitt sett inn tiltak for å redusere utslepp. Fleire operatørselskap stiller for eksempel krav om batterihybride skip, landstraum og energieffektivisering ved nye langtidskontraktar. Regjeringa fastsatte våren 2026 klimakrav til offshoreship. Kravet vil tre i kraft frå 2029.

Forsking og utvikling

Regjeringa si satsing på forsking og utvikling i energi- og petroleumsverksemda er avgjerande for at Noreg skal halde fram med å vere ein føregangsnasjon innanfor miljøvennleg energiproduksjon og -bruk. Satsinga bidrar til at nye teknologiar og løysingar blir utvikla og tatt i bruk, og til effektiv og berekraftig utnytting av dei norske energi- og petroleumsressursane. Samtidig skal satsinga sette næringsliv og kompetansemiljø i Noreg i betre stand til å konkurrere i dei internasjonale marknadene for miljø- og klimavennlege energiløysingar.

Energidepartementet er den største bidragsytaren til finansiering av miljø- og klimarelevant forsking og utvikling gjennom Noregs forskingsråd, med ei samla tilsegnsramme på over 1,3 milliardar kroner i 2027. Departementet har vedtatt å utvikle Energi2050, ein samla FoU-strategi for heile energiområdet, som dekker både energi, petroleum, CO₂-handtering og havbotnmineralutvinning. Den nye strategien vil gjelde frå 2027. I samråd med Energidepartementet vil Forskingsrådet bruke den nye strategien til å oppdatere prioriteringane sine og til å utforme kommande utlysingar.

Energiforsking

Offentleg støtte til energiforsking skal medverke til ei effektiv og berekraftig utnytting av nasjonale energiressursar og til ei effektiv, robust og miljøvennleg kraft- og energiforsyning i Noreg. Støtta skal bidra til at det blir utvikla miljøvennlege produkt, tenester og prosessar, mellom anna nye teknologiar for fornybar energi, energieffektivisering og CO₂-handtering. Den offentlege satsinga på energiforsking skal også medverke til næringsutvikling og til å bygge opp kunnskap av samfunnsfagleg karakter, for eksempel om effektar av klimaendringar på energiområdet og effekten av energiutbygging på omgivnadene.

Det er elleve teknologisk retta forskingssenter for miljøvennleg energi (FME). Sentera forskar på CO₂-handtering, distribusjonsnett, smarte energisystem, vasskraft, maritim transport, klimanøytral metallurgisk industri, solceller, batteri, vindkraft og hydrogen. For hydrogen er det to senter. Det er også to samfunnsvitskaplege FME: NTRANS, som skal forske på energisystemet si rolle i avkarbonisering av sektorar som energi, transport, industri, bygg og hushald, og INCLUDE, som skal skaffe fram kunnskap om korleis vi kan realisere eit sosialt rettferdig lågutsleppssamfunn. Begge sentera blir avslutta i 2027 og skal etter planen erstattast av opptil tre nye senter. FME-ordninga, som ligg under Noregs forskingsråd, er ein av dei viktigaste berebjelkane i den norske satsinga på forsking, utvikling og innovasjon for berekraftige energisystem.

Noregs forskingsråd har ei stor og målretta satsing på energiområdet og forsking på reduserte utslepp. Forskingsrådet finansierer forsking og innovasjon for ei berekraftig utvikling av energisystemet. Dette omfattar alt frå utvikling av energisystemet og fornybar energiteknologi til effektiv bruk av energi i bygg, industri og transport. Målet er å medverke til omstillinga til lågutsleppssamfunnet og å fremme eit konkurransedyktig norsk næringsliv. CLIMIT gir støtte til forsking, utvikling og demonstrasjon av teknologiar og løysingar for CO₂-handtering og er administrert av Gassnova saman med Forskingsrådet. CLIMIT skal gi økonomisk støtte til prosjekt som utviklar kunnskap, kompetanse, teknologi og løysingar som kan bidra til kostnadsreduksjonar og stor internasjonal utbreiing av CO₂-handtering.

Opninga av område for utvinning av havbotnmineral medfører behov for forsking på biologisk mangfald og miljøkonsekvensar ved eventuell utvinning. I 2027 skal Forskingsrådet prioritere oppfølging av den etablerte satsinga på forsking og innovasjon knytt til havbotnmineral, som rådet forvaltar på oppdrag frå departementet.

Petroleumsforsking

Offentleg støtte til forsking, utvikling og kompetansebygging i petroleumsverksemda er viktig for å sikre effektiv og miljøvennleg utnytting av petroleumsressursane og medverke til å vidareutvikle den norske petroleumsnæringa som den fremste høgteknologiske kunnskapsindustrien vår. Slik støtte legg til rette for at norsk kontinentalsokkel framleis skal vere ein stabil og langsiktig leverandør av olje og gass til Europa, og bidrar samtidig til å bygge opp kunnskap og utvikle nye, meir miljøvennlege teknologiar og løysingar.

I 2027 skal Forskingsrådet prioritere prosjekt og teknologiutvikling som støttar opp under måla i Energi2050-strategien. Dette inneber særleg teknologi for å redusere klimagassutslepp, energieffektivisere drift på sokkelen og dempe det forventa fallet i produksjonen for å trygge energiforsyninga til Europa. Forskingssentera for petroleum (PETROSENTER) skal vidareførast som sentrale arenaer for langsiktig kompetansebygging, forskarutdanning og teknologi- og kunnskapsoverføring til framveksande næringar som hydrogen og CO₂-lagring.

Det er utlyst opptil to nye PETROSENTER. Midlane i utlysinga skal gå til prosjekt som omfattar grunnforsking og/eller anvend forsking på problemstillingar knytte til petroleumsverksemda i opne område på norsk kontinentalsokkel. Prosjekt som det er aktuelt å finansiere, må falle inn under minst eitt av desse områda: reduksjon av klimagassar, energieffektivisering og miljø; undergrunnsforståing; boring, komplettering, intervensjon og permanent stenging av brønnar (P&A); produksjon, prosessering og transport; og storulykker og arbeidsmiljø.

I 2026 blei det utført ein ny analyse av petroleumsporteføljen med tanke på effektar som bidrar til klimamåla. Analysen omfatta nye prosjekt i perioden 2022–2025 og viste at 61 prosent av prosjekta har utvikla kunnskap og teknologi som kan bidra til energieffektiviseringstiltak og lågare utslepp av klimagassar på eksisterande og nye installasjonar på norsk sokkel.

Naturkartlegging

Departementet har sett i gang feltundersøkingar for å auke kunnskapen om naturmangfald og miljø i områda som er lyste ut for havvind. Kunnskapsinnhentinga er ein del av regjeringa sin heilskaplege plan for naturkartlegging og inkluderer mellom anna overvaking og undersøkingar av fisk, sjøpattedyr og sjøfugl. NVE har ei koordineringsrolle for arbeidet med naturkartlegging. Resultata av naturkartlegginga er nærmare omtalte under Energidepartementets resultat for 2025 i programkategori 18.30 Klima, industri og teknologi.

6.3 Status for utsleppsutviklinga i petroleumsverksemda

Framskrivingane for utslepp frå petroleumsverksemda reflekterer planane til selskapa, som igjen baserer seg på forventningane deira til framtidig klimapolitikk, mellom anna økonomiske verkemiddel. Utsleppsframskrivingane kombinerer vedtatte, planlagde og umodne tiltak og tar utgangspunkt i føresetnader for levetida til innretningar. Dei tar også høgde for at energieffektiviseringa vil bli gradvis betre, og at faklinga vil bli ytterlegare redusert. Som med alle framskrivingar er det usikkerheit knytt til utviklinga fram mot og etter 2030.

Fleire godkjende prosjekt for omlegging til heil eller delvis drift med kraft frå land er i gjennomføringsfasen. Dette gjeld ombygging til drift med kraft frå land på felta Troll, Oseberg, Draugen, Njord og landanlegget Hammerfest LNG. Desse prosjekta skal etter planen settast i drift fram mot 2030. I tillegg er Yggdrasil-området under utbygging med kraft frå land som energiløysing.

Selskapa har dei siste åra lagt ned eit betydeleg arbeid i å vurdere omlegging til drift med kraft frå land også på andre felt. Arbeidet har vist at prosjekta ikkje er lønnsame, og at tiltakskostnadene er høge. Selskapa har derfor stansa arbeidet med desse prosjekta. Kraft frå land skal utgreiast og kan vere ei aktuell løysing ved søknader som medfører utplassering av nye, sjølvstendige produksjonsinnretningar.

Sidan 2015 har klimagassutsleppa frå petroleumsproduksjon gått ned med 28 prosent. Det er usikkert kor raskt utsleppsreduksjonen vil gå framover, mellom anna knytt til gjennomføring og oppstartstidspunkt for pågåande prosjekt. Dei siste anslaga frå Sokkeldirektoratet viser eit liknande bilete som i 2025, jf. figur 6.4, det vil seie ein nedgåande trend. Direktoratet ventar likevel noko høgare utslepp på 2030-talet enn anslått i fjor. Årsaka er i hovudsak at dei nemnde prosjekta for omlegging til drift med kraft frå land er stansa.

Sokkeldirektoratet anslår at utsleppa frå petroleumssektoren vil vere om lag 37 prosent lågare i 2030 enn dei var i 2005. I perioden fram til 2030 er det ikkje realistisk at nye tiltak kan bidra til store utsleppsreduksjonar. Ein reduksjon på 50 prosent er først venta mot slutten av 2030-talet.

Utsleppa framover går også ned ved at felt blir tømde ut. Nedstenging av produksjonsinnretningar må vurderast i eit heilskapleg perspektiv. Om ikkje kan det som er lønnsam produksjonskapasitet eller framtidig fleksibilitet for samfunnet, bli avvikla for tidleg.

I samband med behandlinga av Prop. 104 S (2023–2024) Tilleggsbevilgninger og omprioriteringer i statsbudsjettet 2024, jf. Innst. 447 S (2023–2024), gjorde Stortinget 21. juni 2024 oppmodingsvedtak nr. 910 om energipartnarskap med olje- og gassnæringa. Hausten 2024 rapporterte departementet om korleis dette oppmodingsvedtaket var følgt opp, jf. Prop. 1 S (2024–2025). Stortinget bad om vidare rapportering på vedtaket, jf. Meld. St. 4 (2024–2025) og Innst. 216 S (2024–2025). Departementet rapporterte hausten 2025 om oppfølginga av vedtaket, jf. Prop. 1 S (2025–2026).

Departementet har sidan hausten 2025 ført vidare dialogen med petroleumsnæringa gjennom KonKraft. KonKraft er ein samarbeidsarena for Offshore Norge, Norsk Industri, Norges Rederiforbund, Næringslivets hovedorganisasjon (NHO) og Landsorganisasjonen i Norge (LO), med LO-forbunda Fellesforbundet og Forbundet Styrke.

Hausten 2024 gav departementet Sokkeldirektoratet, i samarbeid med NVE, i oppdrag å utarbeide eit oppdatert kunnskapsgrunnlag om eventuelle framtidige kraft-frå-land-prosjekt på eksisterande felt og innretningar. Sokkeldirektoratet publiserte ein rapport i oktober 2025. Rapporten blei også presentert for medlemmene i KonKraft. Ifølge rapporten var det ingen selskap som melde inn nye kraft-frå-land-prosjekt i samband med den årlege innrapporteringa til Sokkeldirektoratet hausten 2024.

6.4 Oppfølging av FNs berekraftsmål

I 2015 vedtok FNs medlemsland 17 hovudmål med 169 tilhøyrande delmål for berekraftig utvikling fram mot 2030. Berekraftsmåla utgjer FNs arbeidsplan for å utrydde fattigdom, nedkjempe ulikskap og stoppe klimaendringane innan 2030. For å følge med på utviklinga for delmåla under kvart hovudmål, har FN vedtatt 231 globale indikatorar. Ein samla omtale av statusen finst i Meld. St. 35 (2024–2025) Norges arbeid med bærekraftsmålene – Status, utfordringer og veien videre. Måla er universelle, det vil seie at alle land har ansvar for å følge dei opp nasjonalt. Måla skal fungere som ei felles global retning for statar, næringsliv og sivilsamfunn.

Digitaliserings- og forvaltningsdepartementet koordinerer arbeidet med den nasjonale oppfølginga av berekraftsmåla. Energidepartementet har ansvaret for oppfølginga av hovudmål 7, som handlar om å sikre rein energi til alle. I tillegg har departementet ansvar for å følge opp tiltak innanfor delmål under fleire av hovudmåla.

Mål 6: Sikre berekraftig vassforvaltning og tilgang til vatn og gode sanitærforhold for alle

Energidepartementet har ansvar for å forvalte vass- og energiressursane i landet. Departementet skal sikre ei samla og miljøvennleg forvaltning av vassdraga, fremme ei effektiv kraftomsetning og kostnadseffektive energisystem. Departementet bidrar til å sikre ei berekraftig vassforvaltning gjennom å legge vekt på omsynet til vassdragsmiljø ved vedtak om og oppfølging av konsesjonar til vassdragsanlegg, i vilkårsrevisjonar og ved nye flaum- og skredsikringstiltak og miljøtiltak. Departementet gjer faglege vurderingar og stiller krav om avbøtande tiltak for i størst mogleg grad å bøte på dei negative konsekvensane for vassdragsmiljøet ved løyve til nye inngrep. Omsynet til ei heilskapleg og integrert vassforvaltning blir varetatt gjennom dei norske vassforvaltningsplanane som følger av EUs vassdirektiv.

Delmål 6.5) Innan 2030 innføre integrert forvaltning av vassressursar på alle nivå, mellom anna gjennom samarbeid over landegrensene der det er aktuelt

NVE bidrar til å sikre ei berekraftig vassforvaltning. Mål om betre vassdragsmiljø må vegast mot omsynet til kraftproduksjon, reguleringsevne og forsyningssikkerheit. Eit viktig verkemiddel for å nå mange av miljømåla i vassdraga er å revidere eldre vassdragskonsesjonar, men også å innkalle til konsesjonsbehandling og gjere om eldre konsesjonar. NVE har prioritert å behandle saker som gjeld miljømål etter vassforskrifta med frist i 2027. Vidare har direktoratet prioritert miljøtilsyn med anlegg under bygging for å sikre at nødvendige omsyn i vassdraga er tatt. Målingane NVE gjer av hydrologi og kryosfære (snø, bre og is), dannar grunnlag for berekningar av vassressursane i Noreg, for varslinga av flaum, skred og is og for forvaltning og forsking generelt. Gjennom målingar, innsamling og kvalitetssikring av data til den nasjonale hydrologiske databasen og gjennom bruk av ny teknologi som satellittdata og dronar til overvaking og kartlegging får NVE god oversikt over hydrologien og vassressursane i Noreg. Deling og bruk av desse målingane bidrar dermed til ei samla og miljøvennleg forvaltning av vassdraga.

Delmål 6.6) Innan 2020 verne og bygge opp igjen vassrelaterte økosystem, inkludert fjell, skogar, våtmarker, elver, vassførande bergartar og innsjøar

NVE bidrar til å verne og restaurere vassrelaterte økosystem ved å ta omsyn til miljø og vern i behandlinga av arealplansaker i og langs vassdrag.

Mål 7: Sikre tilgang til påliteleg, berekraftig og moderne energi til ein overkommeleg pris for alle

Energidepartementet har ansvaret for å koordinere energipolitikken til regjeringa.

Rikeleg og kontinuerleg tilgang på påliteleg, berekraftig og moderne energi til ein overkommeleg pris, er ein føresetnad for berekraftig økonomisk framgang og velstandsutvikling. Samtidig er vi avhengige av å gjennomføre store og raske utsleppskutt, i tråd med måla i Parisavtalen. Det krev ei stor endring av energiforsyninga i verda, og inneber effektivisering av energibruken, meir utbygging av fornybar energi og utvikling av nye lågutsleppsløysingar som for eksempel fangst og lagring av CO₂. Dette er krevjande mellom anna fordi energisystema i verda er avhengige av omfattande infrastruktur til produksjon, distribusjon og bruk, noko som skaper arealkonfliktar og annan type motstand mot etablering av ny energiproduksjon og tilhøyrande infrastruktur. Ny teknologi, strengare klimapolitikk og aukande etterspørsel etter energi legg likevel press på den globale energimarknaden, som er i sterk endring.

Delmål 7.1) Innan 2030 sikre allmenn tilgang til pålitelege og moderne energitenester til ein overkommeleg pris

I Noreg er praktisk talt alle sikra tilgang til energi. Det norske energisystemet består av to hovuddelar. Kraftproduksjonen og tilhøyrande nett dekker innanlands etterspørsel etter kraft, medan petroleumsverksemda er eksportorientert og bidrar til å dekke behovet for energi i verda elles, særleg i Europa.

Tal frå SSB viser at det blei produsert 2 593 TWh primærenergi i Noreg i 2025, medan netto innanlands forbruk utanom råstoff var på 212 TWh. Av dette er om lag 65 prosent (138 TWh) knytte til bruk av elektrisk kraft. Vasskraft står i dag for nesten 90 prosent av den norske kraftforsyninga. Totalt er om lag 98 prosent av kraftproduksjonen i Noreg fornybar.

Den samla kraftproduksjonen i 2025 var ifølge NVE 161 TWh. I eit normalår er Noreg nettoeksportør av kraft. Den klart største delen av nettoeksporten av energi kjem likevel frå petroleumsverksemda. I 2025 blei det produsert olje og gass tilsvarande over 2 400 TWh på norsk kontinentalsokkel. Nesten alt dette blir eksportert. Noreg er den største produsenten og den einaste betydelege nettoeksportøren av olje og gass i Vest-Europa.

Innanlands energiforsyning

Med ein høg elektrifiseringsgrad er tilgangen på kraft avgjerande for det norske samfunnet. Noreg har overskot av kraft i eit normalår og god forsyningssikkerheit. I åra framover er det venta at kraftbehovet vil auke i takt med ei aukande elektrifisering av samfunnet, ny næringsverksemd med stort kraftbehov og vidare omlegging frå fossil energi til fornybar kraft. I NVEs langsiktige kraftmarknadsanalyse frå juni 2025 er hovudkonklusjonen at kraftoverskotet i Noreg held seg fram mot 2050. NVE peikar likevel på at auke i forbruket saman med svak vekst i produksjonen vil redusere kraftoverskotet noko fram mot 2030. Etter 2035 vil det betre seg igjen på grunn av ny produksjon, særleg frå vindkraft på land og havvind. For å sikre krafttilgang i åra framover har regjeringa lagt fram ei rekke tiltak for raskare utbygging av kraftproduksjon og straumnett.

For å gi hushalda tryggleik og meir føreseielege straumkostnader i møte med tidvis høge og volatile kraftprisar innførte regjeringa i 2021 ei straumstønadsordning for hushald, og hausten 2025 blei Noregspris for hushald og fritidsbustader innført. Stortinget har vedtatt at straumstønadsordninga og Noregspris skal gjelde til 31. desember 2029.

Den globale verknaden av petroleumsverksemda

Den norske petroleumssektoren bidrar til å dekke det globale energibehovet. Produksjonen frå norske olje- og gassfelt er viktig for energisikkerheita og stabiliteten hos Noregs allierte. Sjølv om Storbritannia og EU har ambisjonar om å redusere gassforbruket, vil importbehovet i Europa venteleg vere høgt i lang tid framover. Gass er også svært viktig i den europeiske energiforsyninga for å balansere marknaden og på den måten gjere det mogleg å erstatte tradisjonell grunnlast med meir uregulerbar kraftproduksjon. Globalt er det venta behov for betydelege nye investeringar også i tradisjonelle energikjelder framover. Det gjeld sjølv om etterspørselen etter olje og gass sluttar å vekse eller går ned. Årsaka er at olje- og gassproduksjon er ei uttømmande verksemd, noko som inneber at produksjonen i eksisterande felt minkar raskt dersom det ikkje blir gjennomført mottiltak, for eksempel boring av nye brønnar. Det internasjonale energibyrået (IEA) har anslått at den globale olje- og gassproduksjonen vil falle med høvesvis om lag 8 og 9 prosent årleg utan nye investeringar. Dersom investeringane blir lågare enn det er behov for, vil resultatet bli høgare prisar og dårlegare energitilgang, særleg for dei fattige i verda.

Norsk petroleumsverksemd skjer med vesentleg lågare klimagassutslepp per produsert eining enn det som er gjennomsnittet for dei olje- og gassproduserande landa. Utsleppa er i tillegg omfatta av det europeiske kvotesystemet. Korleis norsk petroleumsverksemd påverkar dei globale klimagassutsleppa, avheng av korleis endringar i norsk produksjon påverkar dei globale energimarknadene. Noregs olje- og gassproduksjon kan bidra til at dei globale klimagassutsleppa blir lågare enn dei elles ville vore, ved å fortrenge annan energiproduksjon med høgare utslepp i produksjons- og/eller forbruksfasen, for eksempel ved å erstatte kol i den europeiske energimiksen. Nettoeffekten av norsk petroleumsproduksjon på globale klimagassutslepp er like fullt usikker. Regjeringa vil legge til rette for at norsk kontinentalsokkel framleis skal vere ein stabil og langsiktig leverandør av olje og gass produsert med låge utslepp til Europa og resten av verda.

Delmål 7.2) Innan 2030 auke prosentdelen fornybar energi i det samla energiforbruket i verda vesentleg

Vasskrafta står i dag for nesten 90 prosent av den norske kraftforsyninga, og potensialet for ny vasskraft er avgrensa. Totalt er om lag 98 prosent av kraftproduksjonen i Noreg fornybar. Sjølv om det største potensialet av vasskraft er realisert, vil vasskrafta framleis stå for størsteparten av den norske kraftforsyninga i tida framover.

Vindkraft utgjer om lag 10 prosent av den samla kraftproduksjonen, og vi ser ein auke i solkraftproduksjon. Ny utbygging må skje slik at ho ikkje gir uakseptable verknader for lokalsamfunn og viktige miljø- og samfunnsinteresser. Regjeringa varsla i august 2026 at det vil komme forslag til endringar i regelverket for vindkraft på land. Regjeringa vil mellom anna fjerne kravet til kommunal planbehandling for vindkraft på land og gi kommunane ein lovfesta rett til å seie ja eller nei til nye vindkraftprosjekt.

Regjeringa har lagt til rette for at lokalsamfunn som stiller naturressursane sine til disposisjon for vindkraftutbygging, får meir igjen for det og blir sikra ein rettmessig del av verdiskapinga.

Regjeringa vil også legge til rette for meir utbygging av solkraft og lokal energiproduksjon. Frå 1. juli 2025 er det ikkje lenger krav om konsesjon etter energilova for solkraftanlegg med ein installert effekt på inntil 10 MW.

Regjeringa har som mål at havvindsatsinga skal bidra til meir utsleppsfri kraftproduksjon i Noreg. I 2024 blei den første auksjonen for prosjektområde for havvind på norsk kontinentalsokkel gjennomført. Prosjektområdet i Sørlege Nordsjø II blei tildelt Ventyr SN II AS. Prosjektet til Ventyr omfattar ein storskala havvindpark med inntil 100 turbinar og ein samla installert effekt på 1 500 MW. Prosjektet er venta å gi ein kraftproduksjon på 7–8 TWh.

I 2025 lyste Energidepartementet ut ein konkurranse om tre prosjektområde for havvind i Utsira Nord. Dei tre prosjektområda har ein kapasitet på inntil 500 MW kvar og eigner seg for flytande havvind. Søknadsfristen var 15. september 2025, og i februar 2026 fekk Harald Hårfagre AS og Utsira Nord Havvind DA tildelt kvart sitt prosjektområde. Dei to aktørane skal utvikle prosjekta sine vidare før det blir gjennomført ein konkurranse om investeringsstøtte. Prosjektet som får støtte, vil venteleg gi ein kraftproduksjon på om lag 2 TWh.

NVE har gjennomført ei strategisk konsekvensutgreiing av identifiserte område for havvind. Utgreiinga blei send på høyring hausten 2025, og departementet har arbeidd med å vurdere og følge opp utgreiinga og høyringsinnspela. Dette arbeidet vil vere ein del av grunnlaget for regjeringa sin plan for havvindutvikling framover.

Delmål 7.3) Innan 2030 få forbetringa av energieffektivitet på verdsbasis til å gå dobbelt så fort

I åra framover er bruken av elektrisitet i Noreg venta å auke i fleire sektorar og på nye område, særleg på grunn av elektrifisering av industri og transport og etablering av ny kraftkrevjande næringsverksemd. Energieffektivisering blir viktig for å redusere veksten i energiforbruket. Verknaden av energieffektivisering er ofte størst om vinteren, når behovet for kraft er størst og prisane er på sitt høgaste. Energieffektivisering og fleksibelt forbruk som reduserer forbrukstoppane, kan over tid redusere behovet for nettinvesteringar og andre tiltak for å sikre effektbalansen delar av året.

Regjeringa har styrkt arbeidet med energieffektivisering betydeleg, og la hausten 2023 fram ein handlingsplan for energieffektivisering. Verkemidla i handlingsplanen er enten gjennomførte, eller blir følgde opp som løpande oppgåver. I styringsavtalen med Enova for perioden 2025–2028 er energi på ny ein del av målstrukturen, og Enova skal legge vekt på å avgrense belastninga på kraftsystemet i all verkemiddelbruk.

Delmål 7.a) Innan 2030 styrke det internasjonale samarbeidet for å lette tilgangen til forsking og teknologi på området rein energi, inkludert fornybar energi, energieffektivisering og avansert og reinare teknologi for fossilt brensel, og fremme investeringar i energiinfrastruktur og teknologi for rein energi

Noreg deltar i ei rekke internasjonale samarbeidsforum for energiforsking og innovasjon, for å utvikle og fremme bruken av nye og meir effektive klima- og miljøvennlege energiteknologiar. Samarbeidet på EU-arenaen er det klart viktigaste for norske forskingsaktørar og norsk næringsliv. Dei seinare åra har også det globale initiativet Mission Innovation fått auka merksemd. 22 land og EU-kommisjonen deltar i initiativet. Målet er å få fart på offentleg og privat innovasjon innanfor rein energi, for å møte klimaendringane, gjere rein energi rimeleg for forbrukarar og skape grøne arbeidsplassar og kommersielle moglegheiter.

Regjeringa si satsing på fangst, transport og lagring av CO₂ skal bidra til å redusere klimagassutslepp, og til å utvikle teknologi for CO₂-handtering. Gjennom Langskip bidrar Noreg til å utvikle CO₂-handtering som eit effektivt klimatiltak, og til teknologiutvikling i eit internasjonalt perspektiv. Langskip blei sett i drift hausten 2025, og viser at storskala CO₂-handtering er teknisk mogeleg og trygt. Ved utgangen av juli 2026 var om lag 150 000 tonn CO₂ permanent lagra gjennom prosjektet. Vidare fremmer det statlege føretaket Gassnova teknologiutvikling, kompetansebygging og kostnadseffektive løysingar for CO₂-handtering nasjonalt og internasjonalt.

Delmål 7.b) Innan 2030 bygge ut infrastruktur og oppgradere teknologi for å tilby moderne og berekraftige energitenester til alle innbyggarar i utviklingsland, særleg i dei minst utvikla landa, små utviklingsøystatar og kystlause utviklingsland, i samsvar med dei respektive støtteprogramma i landa

Bistandsbudsjettet bidrar til auka utbygging av fornybar energi, og betre tilgang til elektrisitet og reinare kokeløysingar. Norfund, som er Noregs hovudinstrument for utbygging av fornybar energi i utviklingsland, investerer stort i fornybar energi gjennom utviklingsmandatet og Klimainvesteringsfondet (KIF). Noreg har også etablert ei statleg garantiordning for fornybar energi. Den første garantiavtalen under ordninga, blei inngått med Den interamerikanske utviklingsbanken i desember 2025.

Mål 9: Bygge solid infrastruktur og fremme inkluderande og berekraftig industrialisering og innovasjon

Delmål 9.1 Utvikle påliteleg, berekraftig og solid infrastruktur av høg kvalitet, inkludert regional og grensekryssande infrastruktur, for å støtte økonomisk utvikling og livskvalitet med vekt på overkommeleg pris og likeverdig tilgang for alle

Tilgang til straum er ein viktig faktor i næringsutvikling. Både nettselskapa og energimyndigheitene opplever stor pågang frå aktørar som ønsker å bli knytte til straumnettet. I dag er det mange som må vente i kø. Våren 2023 la regjeringa fram ein handlingsplan for raskare nettutbygging og meir effektiv utnytting av straumnettet. Regjeringa har gjennomført og sett i gang fleire viktige tiltak som skal bidra til raskare konsesjonsbehandling, meir effektiv tilknyting til straumnettet og betre utnytting av nettkapasiteten. Mellom anna har NVE fått betydeleg auka ressursar til å behandle konsesjonssøknader og digitalisere konsesjonsprosessane, og det er etablert eit hurtigspor for rask behandling av godt førebudde og lite konfliktfylte søknader om nettanlegg. Den 1. januar 2025 kom det krav om at nettselskapa må vurdere om prosjekt som ønsker ny eller auka kapasitet i straumnettet, er tilstrekkeleg modne, før dei får reservere kapasitet. Bruk av modnadskriterium skal sikre at prosjekta som får nettkapasitet, er dei som blir gjennomførte. I mai 2025 vedtok Stortinget regjeringa sitt forslag om endringar i energilova for å effektivisere og modernisere konsesjonsbehandlinga, jf. Prop. 43 L (2024–2025) og Innst. 232 L (2024–2025). Endringane, som mellom anna omfattar tidleg saksavslutning og plikt for områdekonsesjonærar til å knyte til produksjon i nett opp til og med 22 kV, skal forenkle prosessen med å etablere ny fornybar kraftproduksjon og redusere presset på konsesjonsbehandlinga i NVE. I tillegg la regjeringa i august 2026 fram ei rekke tiltak for raskare utbygging av kraft og nett.

Gasstransportsystemet på norsk sokkel sørger for kostnadseffektiv og påliteleg transport av norsk gass til marknadene i Europa, med låge utslepp. Gasseksporten bidrar til å støtte økonomisk utvikling og livskvalitet både i Noreg og i importlanda. Framtidig utnytting og utvikling av eksisterande gassinfrastruktur vil ha samfunnsøkonomisk og miljømessig effekt. Gassco AS har eit mandat til å koordinere drift og vidareutvikling av gasstransportsystemet med mål om å oppnå heilskaplege løysingar. I rolla som systemoperatør bidrar dei også til å utvikle ein sikker, påliteleg og berekraftig infrastruktur av høg kvalitet.

Infrastruktur for transport, mellomlagring og permanent lagring av CO₂ er nødvendig for å redusere utslepp i sektorar som er vanskelege å avkarbonisere, som for eksempel avfallshandtering og sementproduksjon. Regjeringa si satsing på CO₂-handtering gjennom mellom anna Langskip, har bidratt til å bygge opp ei verdikjede for fangst, transport og lagring av CO₂, for norske og utanlandske aktørar. Energidepartementet har signert intensjonsavtalar om eksport og import av CO₂, for permanent lagring med Belgia, Danmark, Finland, Frankrike, Nederland og Sverige. I tillegg har Noreg ein bilateral avtale med Sveits som omfattar både grensekryssande transport av CO₂ og samarbeid om å overføre utsleppsreduksjonar mellom landa. I mars 2026 signerte Noreg ein avtale (traktat) med Belgia, som skal legge til rette for transport av CO₂ i røyr til norsk sokkel.

Mål 11: Gjere byar og lokalsamfunn inkluderande, trygge, robuste og berekraftige

Delmål 11.3) Innan 2030 styrke inkluderande og berekraftig urbanisering og moglegheitene for ei deltakande, integrert og berekraftig samfunnsplanlegging og forvaltning

NVE bidrar til å gjere byar og lokalsamfunn trygge, robuste og berekraftige gjennom å førebygge mot skadar frå flaum, skred og overvatn. I Noreg er det blitt bygd i område der det er fare for flaum og skred, i ei tid da det ikkje blei stilt strenge krav til sikkerheit ved nybygging. NVE bidrar til at målet om berekraftige byar og lokalsamfunn blir nådd, gjennom arbeidet med kartlegging, sikring, arealplanbehandling og overvaking og varsling av naturfare. Klimaet er i endring, og meir ekstremvêr kan føre til meir overvatn og fleire og større flaum- og skredhendingar. Eit auka press på areal for utbygging vil auke behovet for kunnskap, rettleiing, overvaking og sikring.

Mål 12: Sikre berekraftige forbruks- og produksjonsmønster

Delmål 12.2) Innan 2030 oppnå berekraftig forvaltning og effektiv bruk av naturressursar

Auka og meir effektiv bruk av fornybare ressursar innanfor berekraftige rammer er sentralt for grøn omstilling. Noreg har rikeleg tilgang på fornybare ressursar og ein industri- og kompetansebase som er godt eigna til å utnytte dette potensialet. Ein berekraftig bruk av norske naturressursar er avgjerande for å legge til rette for framtidig verdiskaping, arbeidsplassar og busetnad over heile landet. Samtidig som det trengst areal for å dekke etterspørselen etter fornybar kraft, er endra arealbruk den faktoren som har størst negativ påverknad på naturen i Noreg i dag. I arealforvaltninga skal særleg samfunnsnyttige formål som fornybar kraftproduksjon og kraftleidningar bli vekta tungt ved konflikt mellom utbyggingsformål. Vi må sjå klima og natur i samanheng, slik at vi ikkje lèt viktige natur- og økosystem gå tapt for å nå klimamål. Jordvernet må også sikrast. Å oppretthalde natur er eit viktig klimatiltak som gjer oss meir robuste mot klimaendringar. Avgjerder om endra arealbruk må ta omsyn til konsekvensar for miljø og lokalsamfunn og basere seg på heilskaplege avvegingar som sikrar at fornybar energi blir bygd ut på ein berekraftig måte.

Mål 13: Stoppe klimaendringane

Klima- og miljøpolitikken til regjeringa bygger på at alle samfunnssektorar har eit sjølvstendig ansvar for å legge miljøomsyn til grunn for aktivitetane sine og for å medverke til å nå dei nasjonale klima- og miljømåla. Fagproposisjonen frå Klima- og miljødepartementet inneheld ein samla omtale av klima- og miljørelevante saker.

Omsynet til miljø og berekraftig utvikling er ein integrert del av den norske petroleumsverksemda og kraftproduksjonen. Regjeringa vil at Noreg skal vere ein føregangsnasjon innanfor miljøvennleg energibruk og produksjon av fornybar energi. Regjeringa vil fremme ein effektiv, klima- og miljøvennleg og sikker energiproduksjon, og sikre ei berekraftig forvaltning av naturen.

Delmål 13.1) Styrke evna til å stå imot og tilpasse seg klimarelaterte farar og naturkatastrofar i alle land

Departementet har gått gjennom rammene for å førebygge flaum- og skredskadar i samband med meldinga om flaum og skred som regjeringa la fram for Stortinget våren 2024.

Nasjonalt bidrar NVE til å styrke evna til å stå imot og tilpasse seg klimarelaterte farar og naturkatastrofar gjennom arbeidet med kunnskapsbygging, kartlegging, sikring, arealplanbehandling og overvaking av naturfare. Eit av hovudmåla til NVE er å betre evna til å handtere flaum og skred.

Gjennom nasjonale og internasjonale FoU-prosjekt bidrar NVE til å skaffe fram ny kunnskap om klimasystemet og om effektane klimaendringane har på hydrologi, kryosfære (snø, brear og is) og naturfare.

Heile verksemda til Statnett er knytt til overføring og distribusjon av elektrisitet og oppfyller taksonomikrava for å redusere og førebygge klimagassutslepp og tilpasse seg klimaendringar. Statnett har kartlagt fysisk klimarisiko og sett i verk tiltak der dei har funne vesentlege risikoar. Mellom anna tar Statnett høgde for scenario med ekstreme vêrsituasjonar når nye anlegg skal utformast.

Delmål 13.2) Innarbeide tiltak mot klimaendringar i politikk, strategiar og planlegging på nasjonalt nivå

CO₂-handtering

I mai 2026 lanserte Enova ei ny auksjonsordning for karbonfangst og permanent lagring av CO₂ frå industri og avfallsforbrenning i Noreg. Første utlysing under ordninga kjem etter planen innan første halvår av 2027. I tillegg har Enova etablert ei støtteordning for mottaksterminalar for CO₂. Målet er å sikre ein meir kostnadseffektiv logistikk for transport av CO₂, og å gjere det mogleg for små og mellomstore fangstaktørar å levere CO₂ til terminalar for samlasting og vidare transport til permanent lager.

SF6 i kraftbransjen

Ei kjelde til klimagassutslepp i kraftbransjen er bruken av den potente klimagassen SF6, som blir brukt som isolasjons- og sløkkemiddel i kapslande anlegg (GIS-anlegg) og i andre komponentar, for eksempel effektbrytarar. Statnett er opptatt av å redusere lekkasjar av SF6 frå anlegga sine og har sett i verk fleire tiltak. Tiltaka omfattar både førebygging av lekkasjar og bruk av alternative gassar.

Statnett har utarbeidd ein heilskapleg omstillingsplan for klima, natur og menneske, og har sett seg vitskapsbaserte klimamål for å avgrense klimapåverknaden frå eiga verksemd. Lekkasjar av SF6 er den største kjelda til dei direkte utsleppa (scope 1) frå Statnett. I 2025 reduserte Statnett scope 1-utsleppa sine med 30 prosent samanlikna med 2024. Reduksjonen kjem særleg av at utsleppa frå SF6-lekkasjer har gått betydeleg ned. Statnett har som mål å fase ut bruk av SF6 og bli heilt SF6-fritt innan 2050.

Mål 15: Verne, tilbakeføre og fremme berekraftig bruk av økosystem, sikre berekraftig skogforvaltning, motverke ørkenspreiing, stanse og reversere landforringing og stanse tap av artsmangfald

Delmål 15.1) Innan 2020 bevare og gjenopprette berekraftig bruk av ferskvassbaserte økosystem og tenester som nyttar seg av desse økosystema, på land og i innlandsområde, særleg skogar, våtmarker, fjell og tørre område

I dei regionale vassforvaltningsplanane legg regjeringa til rette for å verne om og bruke elver, innsjøar, grunnvatn og kystvatn på ein berekraftig måte. Samordninga mellom ulike sektormyndigheiter og myndigheitsnivå i vassplanarbeidet sikrar ei felles forståing av tilstanden til og påverknaden på vassmiljøet og av rammer for miljømål, prioriteringar og tiltaksbehov. Planane bevarer evna vassmiljøet har til å levere økosystemtenester som reint drikkevatn, god kvalitet på badevatn, trygg sjømat, fiske, rekreasjon og turisme, samtidig som dei sikrar det langsiktige grunnlaget for verdiskaping og næringsutvikling. Robuste vassøkosystem kan også dempe effekten av klimaendringane, for eksempel i form av flaumdemping, overvasshandtering og vassreinsing. Regjeringa arbeider med å styrke norsk vassforvaltning gjennom ein samordna innsats mellom involverte sektorar for å følge opp tiltak i vassforvaltningsplanane.

Delmål 15.5) Sette i verk omgåande og omfattande tiltak for å redusere øydelegginga av habitat, stanse tap av biologisk mangfald og innan 2030 verne trua artar og hindre at dei døyr ut

Arealendringar er den største trusselen mot naturmangfaldet. Utbygging og drift av produksjonsanlegg med tilhøyrande infrastruktur påverkar det biologiske mangfaldet ved å fragmentere og degradere leveområda til artane. I konsesjonsprosessane gjer ein aktive arealval for å unngå dei mest sårbare naturområda. Konsesjonane som blir gitt i dag, inneheld krav om fleire avbøtande tiltak for miljøet, for eksempel slepp av minstevassføring for vasskraftanlegg. I tillegg er behandlinga av detaljplanar for anlegg viktig for å sikre at det blir tatt omsyn til miljø og landskap i bygge- og driftsfasen. Vidare får eksisterande vasskraftanlegg oppjusterte miljøvilkår i tråd med ny kunnskap. Regjeringa jobbar også aktivt med å forbetre kunnskapsgrunnlaget for konsesjonsbehandlinga.

Statnett påverkar økosystem i områda der dei bygger og driftar nett. For å minimere påverknaden på biologisk mangfald legg Statnett tiltakshierarkiet til grunn for aktiviteten sin. Alle store prosjekt i føretaket skal dokumentere at dei bruker denne metodikken. Tiltakshierarkiet inneber at Statnett i første instans skal arbeide for å unngå negativ påverknad på spesielt sårbare og verdifulle naturområde og unngå oppsplitting av store samanhengande naturområde. I andre instans skal Statnett avgrense areal- og materialbruk og redusere den negative påverknaden på naturen. Der det ikkje er mogleg å unngå å påverke naturmangfaldet, skal Statnett arbeide for å restaurere natur og kompensere for tap av natur og leveområde som følge av prosjekt og drift.

Departementet har sett i gang feltundersøkingar for å auke kunnskapen om naturmangfald og miljø i områda som er lyste ut for havvind. Kartlegginga kjem i tillegg til den strategiske og prosjektspesifikke konsekvensutgreiinga og omfattar feltundersøkingar av sjøfugl gjennom SEAPOP og SEATRACK, Mareano-kartlegging, overvaking av fisk og sjøpattedyr ved Havforskingsinstituttet og auka radardekning for å forbetre havvarslingstenestene i Nordsjøen.

7 Sikkerheits- og beredskapsarbeid

Energidepartementet har det overordna ansvaret for den kritiske samfunnsfunksjonen kraftforsyning. I tillegg har departementet oppgåver knytte til å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred.

Vidare har departementet ansvar for beredskap og sikring etter petroleumslova og ansvar når det gjeld transport og lagring av CO₂ på kontinentalsokkelen. Departementet har også forvaltningsansvar for sikkerheit og beredskap etter havenergilova og havbotnminerallova.

Gjennom eit godt beredskapsplanverk, god organisering og hyppige og relevante øvingar skal departementet vere førebudd på å møte ulike typar kriser, både slike som gjeld departementet sjølv, og kriser i eigen sektor.

Departementet har identifisert desse grunnleggande nasjonale funksjonane (GNF) innanfor sitt sektoransvar:

• GNF 1: den nasjonale kraftforsyninga, ein samla nasjonal funksjon som omfattar kraftsystemet på nasjonalt nivå

• GNF 2: verksemda, handlefridommen og avgjerdsevna til departementet, både i rolla som fagleg sekretariat for den politiske leiinga og i myndigheitsutøvinga og styringa av underliggande verksemder

• GNF 3: kontroll med utvinning av petroleum på norsk sokkel

• GNF 4: transport av gass i røyr til Europa

Noregs vassdrags- og energidirektorat (NVE) er peika ut som sektortilsyn for kraftsektoren etter sikkerheitslova. Havindustritilsynet (Havtil) er peika ut som sektortilsyn for petroleumsverksemda etter sikkerheitslova.

7.1 Kraftforsyning

Det er ei prioritert oppgåve for regjeringa å vareta samfunnssikkerheit og nasjonal sikkerheit. Kraftforsyninga er ein sentral del av den kritiske infrastrukturen i Noreg, og tilgang på elektrisk kraft er avgjerande for å oppretthalde normal samfunnsaktivitet. Stabil og sikker elektrisitetsforsyning er også viktig for å sikre kritiske samfunnsfunksjonar i krisesituasjonar og for å oppretthalde forsvarsevna i beredskap og krig. Eit overordna mål for energi- og vassressursområdet er å legge til rette for ei effektiv, sikker og miljøvennleg energiforsyning. Målet om ei sikker kraftforsyning handlar om å oppretthalde og styrke forsyningssikkerheita, redusere konsekvensane av avbrot og sikre rask gjenoppretting av forsyninga.

Det operative ansvaret for kraftforsyningsberedskapen er delegert til NVE, som er beredskapsmyndigheit etter energilova kapittel 9. NVE leiar beredskapsorganisasjon for kraftforsyninga (KBO), der einingane i kraftforsyninga deltar. Grunnivået for fysisk sikring, vern av IKT-sikring (passord, brannmurar m.m.) og digital systemsikring i kraftforsyninga er fastsett i kraftbereskapsforskrifta. NVE fører tilsyn, gir rettleiing og utviklar regelverk. Dette er viktige verkemiddel for å førebygge og handtere uønskte hendingar. NVE kan også, med heimel i sektorregelverket, pålegge KBO å sette inn ytterlegare tiltak gjennom enkeltvedtak for å beskytte kraftforsyninga.

På oppdrag frå departementet har NVE utvikla statistikk og indikatorar som gir innsikt i tilstanden i kraftforsyninga over tid. Avbrotsstatistikken viser at ein gjennomsnittleg sluttbrukar i Noreg i 2025 opplevde straumavbrot på om lag 3,5 timar, noko som er markant høgare enn snittet for dei siste åra. Hovudårsaka til avbrota var primært ekstremvêret Amy. Feilstatistikken peikar på vêrrelaterte hendingar som trefall, vind, snø og is som dei viktigaste årsakene til avbrot. KBO einingane rapporterer årleg om uønskte hendingar. Dei vanlegaste gjeld informasjonssikkerheit, ekstremvêr, innbrot og teknisk svikt. I tillegg kjem uønskt fotografering, dronar og liknande. KraftCERT rapporterer at talet på digitale angrep har auka jamt dei siste åra.

Både den sikkerheitspolitiske situasjonen og klimaendringane krev at arbeidet med sikkerheit og beredskap i kraftforsyninga har høg prioritet. Meir elektrifisering, ikkje-regulerbar produksjon og auka bruk av digital teknologi bidrar til å auke sårbarheita.

Som følge av den sikkerheitspolitiske situasjonen har NVE vore på beredskapsnivået «auka aktsemd» sidan 2022. NVE har oppdatert oversikta over kva kraftforsyningsobjekt det er viktigast å beskytte, og innført tiltak med heimel i sektorregelverket for å betre evna til å oppdage mistenkeleg aktivitet, både fysiske truslar og uønskt aktivitet retta mot IKT-system. For å styrke sikkerheitsperspektivet i sektorregelverket har departementet bedt NVE vurdere korleis kraftberedskapsforskrifta kan vidareutviklast og tilpassast. NVE har følgt opp mellom anna ved å kartlegge reparasjonsberedskapen. Kartlegginga viste at beredskapen i liten grad er dimensjonert for sabotasje. Frå 1. juli gjeld derfor strengare krav til reparasjonsberedskap.

I januar 2025 la regjeringa fram Meld. St. 9 (2024–2025) Totalberedskapsmeldingen – Forberedt på kriser og krig. I meldinga set regjeringa retninga for ei omlegging av den sivile motstandskrafta og den sivile delen av totalforsvaret. Meldinga peikar på at alle sivile sektorar, inkludert kraftsektoren, som er ein viktig del av totalforsvaret, må vere førebudde på situasjonar som ligg høgt i krisespekteret, også væpna konflikt og i verste fall krig. For å følge opp meldinga har Energidepartementet mellom anna oppretta Strategisk råd for kraftforsyninga og utarbeidd ei tilstandsvurdering for kraftforsyninga i øvre del av krisespekteret.

Regjeringa tar sikte på å fremme den første langtidsplanen for sivil beredskap i 2026. Planen skal bidra til å styrke den sivile beredskapen, med særleg vekt på situasjonar høgt i krisespekteret og dei kritiske samfunnsområda kraftforsyning, digital infrastruktur (ekom) og transport. Helseberedskap og vassforsyning for forsvarssektoren vil også få merksemd. På bakgrunn av tilstandsvurderingane innanfor dei nemnde områda vil planen gjere greie for regjeringa sine strategiske, tverrsektorielle prioriteringar for å styrke beredskapen høgt i krisespekteret.

Ein kan aldri garantere at det ikkje vil skje straumavbrot, og dette må samfunnsplanlegginga ta høgde for. Aktørar som er heilt avhengige av ei straumforsyning utan avbrot, må sjølve sørge for beredskap gjennom naudstraumaggregat eller andre løysingar. Det gjeld særleg verksemder som er underlagde sikkerheitslova, og som er kritisk avhengige av straum.

7.2 Skred og vassdrag

Gjennomføringa av statlege oppgåver med å førebygge skade som følge av dambrot, flaum og skred er delegert til NVE.

NVE har ansvar for å sjå til at tiltakshavarar planlegg, bygger og driv vassdragsanlegg slik at sikkerheita for menneske, miljø og eigedom blir varetatt, og at tiltakshavarar utarbeider beredskapsplanar for å handtere større hendingar. NVE kan gi pålegg til eigarar av vassdragsanlegg om å gjennomføre tiltak for å avgrense skadar. NVE kan også sjølv sette i verk tiltak når det er særskild fare for alvorleg skade.

NVE hjelper og rettleiar kommunane i å førebygge skadar frå flaum og skred. Arbeidet omfattar kartlegging og informasjon om fareområde, faglege råd og retningslinjer for kommunal arealplanlegging, og fagleg og økonomisk støtte til planlegging og gjennomføring av sikringstiltak. NVE overvaker og varslar om flaum- og skredfare og kan gi kommunar, politi, redningstenesta og andre beredskapsmyndigheiter fagleg og praktisk bistand ved større og alvorlege krisehendingar, særleg når desse rammar busetnad.

7.3 Petroleumsverksemd

Det er ei prioritert oppgåve for regjeringa å vareta samfunnssikkerheit og nasjonal sikkerheit på kontinentalsokkelen. Samarbeidet mellom næringa og relevante myndigheiter har blitt sterkare dei siste åra, og det er lagt til rette for betre samhandling mellom myndigheiter nasjonalt. Noreg har også styrkt samarbeidet med andre land.

Det er aktørane i næringa som er ansvarlege for at verksemda er forsvarleg og i tråd med regelverket. Rettshavarar og andre som deltar i petroleumsverksemda, skal til kvar tid oppretthalde ein effektiv beredskap med sikte på å handtere fare- og ulykkessituasjonar som kan føre til tap av menneskeliv, personskade, forureining eller stor materiell skade. Rettshavarane skal også sette i verk og oppretthalde sikringstiltak for å førebygge bevisste anslag mot innretningar og ha beredskapsplanar for slike hendingar.

Havtil har ansvaret for å følge opp og vareta samfunnssikkerheit, sikring og beredskap innanfor sitt myndigheitsområde. Havtil fører mellom anna tilsyn med at aktørane i petroleumsverksemda tar ansvar for å førebygge og handtere risiko og sikkerheitskritiske forhold som påverkar sikkerheit, storulykkerisiko og sikring i petroleumsverksemda på norsk sokkel og ved dei tilknytte landanlegga. Tilsynet gir aktørane rettleiing og informasjon og fører tilsyn med at dei tar ansvar i tråd med regelverket.

Petroleumsregelverket stiller strenge krav til innsatsen hos dei enkelte selskapa. Styring av storulykkerisiko skal vere ein integrert del av aktiviteten til selskapa. Petroleumslova pålegg rettshavarane og operatørane i petroleumsverksemda eit sjølvstendig ansvar for beredskap mot fare- og ulykkessituasjonar. Dette inneber også ansvar for å sjå til at underleverandørar oppfyller krava til beredskaps- og sikkerheitstiltak. Operatørane har dessutan ansvar for å rapportere om uønskte hendingar til Havtil og andre involverte etatar.

Havtil har ei døgnkontinuerleg beredskapsvaktordning for mottak, vidarevarsling og oppfølging av fare- og ulykkeshendingar. Om nødvendig kan Havtil nytte tilsynsverkemidla sine også ved beredskapshendingar, og tilsynet har fått delegert myndigheit til å opprette mellombelse utestengings- og fareområde dersom det er påkravd for å hindre eller redusere skadeverknadene. Havtil varslar vidare til og har dialog med andre myndigheiter, og sikrar koordinert og effektiv oppfølging av eige ansvarsområde i krisesituasjonar.

Energidepartementet har identifisert kontroll med utvinning av petroleum på norsk sokkel og transport av gass i røyr til Europa som GNF-ar i petroleumssektoren. Departementet har identifisert verksemder som er avgjerande for GNF-ane, og underlagt dei sikkerheitslova. Verksemdene som er underlagde sikkerheitslova, har gjennomført omfattande skadevurderingar for verksemda si. På bakgrunn av desse vurderingane har departementet peika ut og klassifisert skjermingsverdige objekt og infrastruktur i tråd med sikkerheitslova. GNF-prosessen vil skje kontinuerleg for at formålet med sikkerheitslova skal vere oppfylt, og departementet arbeider vidare med å implementere lova i sektoren.

Havtil representerer Noreg i samarbeidet vårt med Belgia, Danmark, Nederland, Tyskland og Storbritannia om vern av kritisk infrastruktur i Nordsjøen. Havtil samarbeider med NVE og Nasjonal kommunikasjonsmyndigheit (Nkom) når det gjeld oppfølginga av kraft- og fiberkablar, som også er omfatta av samarbeidet, og har kontakt med andre nasjonale myndigheiter etter behov.

8 Flytande havvind i Utsira Nord

I samband med behandlinga av Dokument 8: 213 S (2025–2026) om kvalitetssikring av støtte til flytende havvind, jf. Innst. 401 S (2025–2026), gjorde Stortinget oppmodingsvedtak 919:

«Stortinget ber regjeringen legge frem en ekstern kvalitetssikring, samfunnsøkonomisk analyse og vurdering av teknologiutviklingspotensialet for støtteprogrammet for flytende havvind, slik at Stortinget kan behandle saken før det inngås forpliktelser basert på vedtak nr. 385 (2024–2025) og med sikte på at kvalitetssikringen er gjennomført senest innen første halvdel av 2027.»

8.1 Bakgrunn om flytande havvind i Utsira Nord

Status for flytande havvind

Havdjupna i Noreg varierer mykje. Store delar av havområda er djupare enn 65 meter, som med den noverande teknologien er rekna for å vere grensa for der ein kan ha teknologi for botnfast havvind. Dermed tilseier djupneforholda på norsk sokkel at flytande havvindteknologi kan bli sentral for havvindsatsinga i Noreg. Flytande havvind er enno ein umoden teknologi. Dei flytande havvindprosjekta som så langt er sette i drift, er mindre FoU-prosjekt, demonstrasjonsprosjekt og prosjekt opp til prekommersiell skala. Eit eksempel er pilotprosjektet Hywind Scotland, som blei sett i drift i 2017 og har ein installert kapasitet på 30 MW. Hywind Tampen, som blei sett i drift i 2023, er den største flytande vindparken som er i drift i verda i dag (94 MW). Når fleire flytande havvindprosjekt blir realiserte globalt, er det venta at kostnadene fell som følge av teknologiutvikling og lærings- og skalaeffektar.

Flytande havvind kan også spele ei viktig rolle globalt dersom fornybar kraftproduksjon skal aukast vesentleg. Om lag 70 prosent av havvindpotensiala i verda er i område som er for djupe for botnfast havvind med dagens teknologi.4 Fleire andre land satsar derfor på flytande havvind, mellom anna Frankrike, Storbritannia og Japan.

Status for flytande havvind i Utsira Nord

Planlegginga og modninga av flytande havvind i Utsira Nord har gått for seg over fleire år. Det er også gjennomført fleire offentlege høyringar om å utvikle flytande havvind i Utsira Nord. Utsira Nord blei opna for fornybar energiproduksjon til havs ved kgl.res. av 12. juni 2020. Området har djupneforhold som gjer at det berre er eigna for flytande havvind.

I samband med behandlinga av revidert nasjonalbudsjett 2024, jf. Meld. St. 2 (2023–2024) og Innst. 447 S (2023–2024), gjorde Stortinget eit oppmodingsvedtak der dei bad regjeringa foreslå eit støtteprogram for flytande havvind på minst 35 milliardar kroner i statsbudsjettet for 2025, i vedtak nr. 911 (2023–2024).

Stortinget behandla støtteprogrammet for flytande havvind i samband med behandlinga av Energidepartementet sin Prop. 1 S (2024–2025), der departementet gjer greie for vurderingane sine. Formålet med dette støtteprogrammet er å bidra vesentleg til å utvikle flytande havvind. Målet er at havvind skal gi meir fornybar kraftproduksjon, bidra til industriutvikling og legge til rette for innovasjon og teknologiutvikling, jf. Meld. St. 11 (2021–2022). I forslaget gjorde departementet mellom anna greie for kostnadsoverslag for eit referanseprosjekt for flytande havvind, føresetnader for oppnådd kraftpris i NO2 i referanseprosjektet og estimat for netto noverdi. Basert på desse berekningane foreslo regjeringa ei tilsegnsfullmakt på 35 milliardar kroner (2025-kroner) for å kunne gi støtte til flytande havvind i Vestavind F og Vestavind B.

Stortinget behandla forslaget til støtteprogram og samtykte til at Energidepartementet kan inngå forpliktingar om støtte til flytande havvind, men da slik at dei samla statlege forpliktingane ikkje overstig ei kostnadsramme på 35 milliardar kroner, jf. vedtak nr. 385 (2024–2025). Det endelege støttebeløpet vil bli avgjort ved auksjon.

Statsstøtteavklaringane med ESA, overvakingsorganet til EFTA, var ikkje fullførte da Prop. 1 S (2024–2025) blei lagd fram. Basert på stortingsbehandlinga, og vedtak nr. 385 (2024–2025), gjorde departementet ferdig støtteprogrammet og notifiserte dette til ESA, jf. boks 8.1.

Energidepartementet lyste ut konkurranse om prosjektområde i Utsira Nord 19. mai 2025. Departementet fekk to søknader om tildeling av prosjektområde. Etter ein gjennomgang av søknadene vurderte departementet at begge søkarane oppfylte kvalifikasjonskrava og leverte svar som tilfredsstilte dei kvalitative kriteria. Selskapa Harald Hårfagre AS og Utsira Nord Havvind DA blei 13. februar 2026 tildelt eit prosjektområde kvar. Aktørane fekk dermed rett til å sende inn forslag til prosjektspesifikt konsekvensutgreiingsprogram, gjennomføre konsekvensutgreiing og sende inn søknad om konsesjon.

Høyring av meldingane til selskapa med forslag til utgreiingsprogram hadde frist 18. juni 2026. Etter at utgreiingsprogrammet er fastsett, har selskapa to år på seg til å konsekvensutgreie tiltaket og søke om konsesjon.

Nærmare om støtteordninga for Utsira Nord

Støtteordninga for Utsira Nord er utarbeidd over tid og i dialog med havvindnæringa. Den valde modellen legg til grunn at tildelinga av prosjektområde og statsstøtte skjer i to steg med ein modningsfase imellom.

I første steg blei prosjektområde tildelte i ein konkurranse basert på objektive og ikkje-diskriminerande kvalitative kriterium.

I andre steg blir det mogleg for aktørane som har blitt tildelt prosjektområde, å delta i ein auksjon om statsstøtte. Steg to blir gjennomført etter ein modningsperiode. Konkurransen om statsstøtta kjem til å organiserast som ein auksjon der støtta blir tildelt selskapet som er villig til å gjennomføre prosjektet sitt med minst mogleg støtte per megawatt (støtte/MW) innanfor kostnadsramma på 35 milliardar kroner (2025-kroner). For å kunne delta i auksjonen om statsstøtte må selskapa ha sendt inn søknad om konsesjon og stilt bankgaranti. Konkurransen om statsstøtte blir gjennomført dersom begge selskapa sender inn konsesjonssøknad. Den aktøren som byr lågast statsstøtte per MW, vinn og må inngå ein støtteavtale med staten, jf. boks 8.2. Prosjektet skal ha ein kapasitet på 500 MW5.

Departementet vurderer at støtteordninga legg til rette for at det ikkje blir gitt meir støtte enn det som er nødvendig for at prosjektet blir realisert. Modellen inneber samtidig at aktørane må gjennomføre konsekvensutgreiingar og modne fram prosjekta for eiga rekning og eigen risiko fram mot auksjonen. Ein vellykka auksjon og gjennomføring av prosjektet er avhengige av at begge aktørane vurderer risikoen som akseptabel i lys av rammevilkåra og marknaden elles.

Nærmare om løyvinga til Utsira Nord

Regjeringa legg til grunn at framgangsmåten i rammeverket for OPS-prosjekt (offentleg-privat-samarbeid) skal nyttast til å løyve støtte til Utsira Nord. Dette inneber at løyvingane skal komme om lag i takt med aktiviteten i prosjektet, som i hovudsak skjer i investeringsfasen. Investeringsfasen blir rekna frå føretaket har tatt ei investeringsavgjerd, fram til og med energianlegget er ferdigstilt, og løyvingane over statsbudsjettet avheng av at føretaket har tatt denne investeringsavgjerda. Basert på den informasjonen Energidepartementet har i dag, er det venta at den første løyvinga til Utsira Nord kjem på 2030-talet. Størrelsen på løyvinga vil komme an på resultatet i støttekonkurransen.

8.2 Om prosjektmodellen til staten og ekstern kvalitetssikring

Utforminga av støtteordninga for flytande havvind i Utsira Nord som ein konkurranse om tilskot inneber at modellen ikkje er omfatta av krava i prosjektmodellen til staten.

Den statlege prosjektmodellen stiller krav til utgreiing og ekstern kvalitetssikring av statlege investeringsprosjekt med ei estimert samla kostnadsramme på over 300 millionar kroner for digitaliseringsprosjekt og over 1 milliard kroner for andre prosjekt. Prosjektmodellen til staten stiller krav til metodikk og kvalitet på utgreiingane når store statlege investeringsprosjekt skal utgreiast. Ordninga legg til rette for god utgreiing før det blir tatt avgjerder om statlege investeringar. Målet er å unngå feilinvesteringar og halde god kontroll med kostnader og nytte gjennom planlegginga og gjennomføringa av prosjekta og slik sørge for mest mogleg effektiv bruk av ressursane til fellesskapen.

Modellen er innretta for statlege investeringar, det vil seie prosjekt der staten greier ut, planlegg og gjennomfører prosjekta. I Finansdepartementets rundskriv R-108/25 om den statlege prosjektmodellen går det fram korleis det blir avgrensa mellom statlege og private prosjekt. Den statlege prosjektmodellen kan gjelde visse ikkje-statlege investeringar. Dette kan vere investeringsprosjekt i selskap, stiftingar og andre sjølvstendige rettssubjekt som ikkje er ein del av staten, og dessutan i ikkje-statlege verksemder (for eksempel kommunale) dersom staten bidrar med heil eller delvis finansiering av eller garanti for prosjektet. Statleg finansiering eller garanti er avgrensa til at staten skal vere med på å bere risiko i prosjektet gjennom finansieringa si. Dette skjer typisk ved avtale om at staten skal dekke heile, eller ein spesifisert del, av realiserte investeringskostnader, slik at omfanget av statleg støtte direkte kjem an på kor godt sjølve prosjektet blir styrt og gjennomført. Prosjekt der tilskotet er avgrensa til eit fastsett beløp som blir utbetalt når visse vilkår er oppfylte, eller regelstyrte tilskotsordningar er dermed ikkje eigna for den statlege prosjektmodellen. Det er elles eigne reglar og finst eiga rettleiing knytt til god tilskotforvaltning, som Direktoratet for økonomistyring forvaltar.

Staten skal yte statsstøtte til vinnaren av konkurransen i Utsira Nord innanfor dei rammene som Stortinget har vedtatt. Det endelege støttebeløpet blir avgjort gjennom konkurranse. Staten ber ikkje finansiell risiko utover det avtalte støttebeløpet, og det er opp til selskapa å gjennomføre prosjektet på best mogleg vis. Den store majoriteten av statsstøtta blir utbetalt først når anlegget er i drift, og krava til drifta følger av den inngåtte avtalen. Det er heller ikkje mogleg for staten å detaljstyre konsortiet det eventuelt blir inngått avtale med. Å halde på eit tydeleg avgrensa ansvarsforhold er avgjerande også for å skjerme staten mot risiko utover det staten forpliktar seg til i støttekonkurransen.

At tiltaket er forma som ein konkurranse om tilskot, inneber at krava i den statlege prosjektmodellen ikkje gjeld støtteordninga for flytande havvind i Utsira Nord.

8.3 Eksterne vurderingar

Energidepartementet har henta inn fleire eksterne vurderingar i samband med oppfølginga av oppmodingsvedtak 919 (2025–2026).

Energidepartementet har bedt advokatfirmaet Wiersholm om å gjere ei oppdatert juridisk vurdering av kva for risiko og ansvar som ligg til staten gjennom støttekonkurransen og støtteavtalen for Utsira Nord. Wiersholm er vidare bedt om å vurdere kva krav som blir stilte til støttemottakaren for at dei skal kunne få støtte. Wiersholms vurderingar inkluderer eit notat og ei risikomatrise. Risikomatrisa er framstilt i boks 8.3.

Enova har på oppdrag frå Energidepartementet laga ein rapport der potensialet for teknologiutvikling for flytande havvind i Utsira Nord blir vurdert. I rapporten gjer Enova greie for den overordna teknologistatusen for flytande havvind og vurderer korleis realiseringa av eit flytande havvindprosjekt på 500 MW i Utsira Nord vil bidra til å utvikle teknologien for flytande havvind vidare. Rapporten omtaler også korleis dette kan påverke kostnadene for etterfølgande prosjekt. Vurderinga til Enova er gjort greie for i boks 8.5.

Oslo Economics har på oppdrag frå Energidepartementet gjennomført ein ringverknadsanalyse av eit flytande havvindprosjekt på 500 MW. I analysen anslår Oslo Economics direkte og indirekte effektar og verdiskaping og tal på sysselsette, basert på visse føresetnader. Analysen estimerer mellom anna kor stor del av ringverknadene som vil komme regionalt og nasjonalt. Vurderingane til Oslo Economics er gjort greie for i boks 8.7.

8.4 Ansvaret og risikoen til staten i støtteordninga

Gjennom støtteordninga for Utsira Nord forpliktar staten seg til å yte økonomisk støtte til kostnadene utbyggaren har ved å etablere prosjektet. Støtteordninga er laga til slik at den økonomiske risikoen for utbyggaren blir redusert ved at staten dekker ein del av investeringskostnadene, medan modellen for staten inneber at den økonomiske forpliktinga er føreseieleg og avgrensa til eit fastsett beløp. Formålet er å bidra til å realisere eit flytande havvindprosjekt som ikkje ville vore mogleg å gjennomføre utan statsstøtte.

Rolla staten har, er i hovudsak avgrensa til å gjennomføre støttekonkurransen og betale ut statsstøtta, som blir fastsett ved auksjon. Staten har ikkje høve til å auke investeringsstøtta etter støttekonkurransen. I tillegg har staten dei vanlege myndigheitsoppgåvene sine som forvaltningsorgan. Staten har altså inga «byggherrerolle» og skal ikkje greie ut, planlegge eller gjennomføre prosjektet. Det er selskapet, ikkje staten, som ber risikoen for kostnadsoverskridingar, og som avgjer om prosjektet blir realisert. Dersom selskapet skrinlegg prosjektet, må dei betale ei bot til staten. Selskapet ber også all drifts-, produksjons-, og marknadsrisiko for vindkraftverket.

Før støttekonkurransen har staten inga betalingsforplikting. Arealtildelinga gir i seg sjølv ikkje rett til statsstøtte, og staten yter heller ikkje anna økonomisk støtte i samband med arealtildelinga eller den etterfølgande modningsfasen. Staten har heller ikkje noko økonomisk ansvar dersom støttekonkurransen ikkje blir vellykka, for eksempel fordi ein av aktørane trekker seg før støttekonkurransen. Dersom staten på eige initiativ skulle avlyse støttekonkurransen, kan staten derimot pådra seg erstatningsansvar.

Etter at støttekonkurransen er ferdig og vilkåra i støtteavtalen er oppfylte, er ansvaret til staten avgrensa til å betale ut investeringsstøtte. Før investeringsavgjerda har utbyggaren ikkje krav på støtte. Utbyggaren kan krevje utbetalt ein del av investeringsstøtta etter investeringsavgjerda og ved første leveranse av kraft til land. Dersom utbyggaren i perioden etter at investeringsavgjerda er tatt, vel å ikkje realisere prosjektet, kan staten heve avtalen og krevje ei bot. Mellom investeringsavgjerda er tatt og anlegget sett i drift, er den økonomiske eksponeringa for staten enkelt sagt differansen mellom det støttebeløpet som til kvar tid er utbetalt, og bota for å skrinlegge prosjektet.

I samband med utlysinga av prosjektområde blei det publisert eit utkast til støtteavtale, sjølv om avtalen ikkje skal signerast før etter støttekonkurransen. Auka usikkerheit etter utlysinga med tanke på kva for turbinar som vil vere tilgjengelege for flytande havvind, kan mellom anna påverke prosjektframdrifta og finansieringskostnadene. Departementet har derfor gjort enkelte justeringar i støtteavtalen og fastsett at bota for å skrinlegge prosjektet blir sett til 500 millionar kroner fram til det er tatt ei investeringsavgjerd. Etter investeringsavgjerda blir bota sett til 2 milliardar kroner. Departementet har også fastsett at utbyggaren kan få utbetalt inntil 10 prosent av støttebeløpet ved investeringsavgjerd, 20 prosent ved første leveringa av kraft til nettet og resterande 70 prosent når anlegget står ferdig. Det blir ikkje justert ytterlegare i den endelege støtteavtalen.

Ei oppdatert risikomatrise som beskriv kostnadene, ansvaret og risikoen staten har i samband med støttekonkurransen og støtteavtalen for Utsira Nord, står i boks 8.3.

8.5 Samfunnsøkonomiske verknader

8.5.1 Innleiing

Å bygge ut eit flytande havvindprosjekt i Utsira Nord vil føre til både samfunnsøkonomiske kostnader og samfunnsøkonomisk nytte. Dei samfunnsøkonomiske verknadene omfattar mellom anna prissette effektar i kraftsystemet, investerings- og driftskostnader knytte til prosjektet, ikkje-prissette verknader som teknologiutvikling og læring og konsekvensar for natur, miljø og andre næringsinteresser. Formålet med dette kapittelet er å gi ei oppdatert vurdering av nokre sentrale samfunnsøkonomiske verknader av ei utbygging i Utsira Nord.

Departementet har ikkje utarbeidd oppdaterte overslag for prosjektøkonomien til havvindutbyggarane i Utsira Nord, som investeringskostnader og driftskostnader eller prosjektets netto noverdi. Bakgrunnen er at det skal gjennomførast ein konkurranse om statsstøtte, og at offentleggjering av slike oppdaterte overslag kan påverke konkurransen. I dette kapittelet er merksemda derfor retta mot andre samfunnsøkonomiske verknader av å bygge ut, irekna effektar i kraftsystemet, verdien av teknologiutvikling og andre verknader som følger av etablering av flytande havvind. I tillegg vil det tilkomme ein skattefinansieringskostnad, men det blir ikkje gitt anslag for dette. Størrelsen på skattefinansieringskostnaden vil avhenge av utfallet på støttekonkurransen.

8.5.2 Tidlegare overslag på netto noverdi og kostnader

I Prop. 1 S (2024–2025) presenterte Energidepartementet overslag for kostnader, inntekter og netto noverdi for eit generisk referanseprosjekt på 506 MW.

Basert på overslaga om kostnader, inntekter og noverdi for referanseprosjektet vurderte Energidepartementet i Prop. 1 S (2024–2025) at det ikkje er økonomisk lønnsamt for utbyggarar å investere i eit tilsvarande prosjekt utan statsstøtte, fordi kostnadene for utbyggarane vil vere langt høgare enn inntektene frå kraftproduksjonen.

Den øvre ramma for statsstøtta er sett gjennom stortingsvedtaket om tilsegnsfullmakt på 35 milliardar 2025-kroner. Dette er ei politisk sett ramme og representerer den øvre betalingsvilligheita staten har for å realisere eit prosjekt på 500 MW flytande havvind. Denne ramma utgjer den maksimale støtta staten kan tilby gjennom konkurransen, men er ikkje eit uttrykk for forventa støtteutbetaling.

8.5.3 Havvind og verdien av ny produksjon i det norske kraftsystemet

Innleiing

Departementet meiner at den samfunnsøkonomiske verdien av ny kraftproduksjon frå havvind må sjåast i samanheng med behova i kraftsystemet dei neste tiåra. Endra kraftbalanse gir verknader på kraftprisar og forsyningssikkerheit. Endra kraftprisar påverkar ulike aktørar i samfunnet ulikt og gir fordelingsverknader mellom straumkundar og kraftprodusentar. I kapittel 8.5 blir det presentert eit knippe scenario for utviklinga i kraftsystemet som legg til grunn ulike føresetnader om framtidig vekst i kraftforbruket og tilgangen på ny produksjon. Trygg tilgang på kraft er nødvendig for dei fleste samfunnsfunksjonar, og tilgang på kraft er også ein føresetnad for å nå Noregs ambisjonar innanfor energi- og klimaområdet.

Noreg hadde rekordhøg kraftproduksjon og eit historisk stort kraftoverskot i 2025. Likevel peikar utviklinga mot ein strammare kraftbalanse i åra som kjem. Etter sterk vekst i produksjonen nokre år tilbake har utbygginga av ny kraftproduksjon gått ned, medan interessa for å etablere nytt forbruk held fram med å stige. Det er stor uvisse knytt til kor stort kraftbehovet blir i åra som kjem, og kor fort og i kva omfang ny produksjonskapasitet kan realiserast på kort og lang sikt.

NVE har gjennomført nye scenarioanalysar der det er lagt til grunn ulike føresetnader om framtidig vekst i kraftforbruket og tilgangen på ny produksjon, som vindkraft på land og havvind. Sjå boks 4.2 i del II av proposisjonen. Analysane gir departementet eit utgangspunkt for å vurdere korleis ny kraftproduksjon som havvind, vil kunne påverke kraftbalansen, forsyningssikkerheita og kraftprisane under ulike utviklingstrekk framover. NVE har også på oppdrag frå departementet gjort modellberekningar av Utsira Nord.

Effektar av ny havvind i det norske kraftsystemet

Utbygging av havvind tilfører ny kraftproduksjon til det norske kraftsystemet. Kraftproduksjonen frå havvind varierer med vindforholda og kan ikkje regulerast på same måten som vasskraft med magasin. Havvind har høge investeringskostnader, men låge marginale produksjonskostnader, det vil seie kostnaden frå å produsere éin ekstra kilowattime, i driftsperioden. Når havvinden produserer, vil han normalt redusere behovet for annan kraftproduksjon eller import. I periodar med overskot kan produksjonen i staden føre til auka eksport eller til at regulerbar vasskraftproduksjon kan flyttast til periodar med større knappleik og høgare prisar. Alt anna likt vil auka tilbod av kraft normalt bidra til lågare kraftprisar.

Havvind har normalt høgare produksjon i vinterhalvåret enn i sommarhalvåret. Dette samsvarer med profilen på kraftforbruket i Noreg, som er høgast om vinteren. Det er likevel ikkje slik at havvinden produserer for fullt i alle enkelttimar med størst forbruk eller når det er lite straum tilgjengeleg i kraftsystemet.

Ny kraftproduksjon vil, når alt anna er likt, redusere kraftprisane i området der produksjonen blir knytt til nettet. Verknaden spreier seg til andre bodområde gjennom kraftnettet, men prisverknaden blir avgrensa av kapasiteten og flaskehalsane i nettet. Prisverknaden vil mellom anna vere avhengig av produksjonsnivået, produksjonssamansetninga og kraftbalansen i bodområdet, tilgjengeleg nettkapasitet og prisane i dei tilgrensande bodområda.

Berekningar av samfunnsøkonomiske effektar av Utsira Nord i kraftmarknaden.

NVE har på oppdrag frå departementet gjennomført modellberekningar av eit flytande havvindprosjekt på 500 MW med radiell tilknyting til NO2. Berekninga er gjord for eit eksempelår, 2035, og illustrerer kva for prissette verknader eit prosjekt som Utsira Nord kan ha i kraftsystemet6. Basert på modellberekningane frå NVE har departementet vurdert effektar av Utsira Nord i kraftmarknaden. Korleis ny kraftproduksjon vil slå ut i kraftprisar og fordelinga av samfunnsøkonomiske verknader mellom produsentar og forbrukarar, kjem likevel an på vilkåra for utviklinga i kraftsystemet elles, mellom anna forholda i energimarknadene i landa rundt oss. Dei samla samfunnsøkonomiske effektane for kraftsystemet av ei gitt utbygging må dermed sjåast over heile levetida til kraftverket, og ta omsyn til at kraftsystemet kan vere annleis i ulike periodar.

Effektane av Utsira Nord i kraftmarknaden er analysert ved å samanlikne med ein situasjon kor det ikkje kjem produksjon frå Utsira Nord. Desse effektane er vurdert for to ulike scenario: Basisscenarioet («Basis») som tilsvara basisbanen i 2035 frå NVEs rapport Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2025 (LA25) og eit scenario der forbruksveksten blir høgare enn i basisbanen («Datasenter Klimaplan»). Sjå omtalen av scenarioarbeidet til NVE i del II, boks 4.2.

Modellberekningane viser at 500 MW ny flytande havvind gir størst reduksjon i kraftprisane i Vest-Noreg (NO5) og Sørvest-Noreg (NO2), nær der havvinden blir knytt til nettet. Prisverknadene er mindre i dei andre bodområda, sjå figur 8.1. Gjennomsnittleg norsk kraftpris minkar med rundt 2,2 øre/kWh i «Basis» i 20357, samanlikna med eit elles likt scenario utan Utsira Nord, sjå figur 8.2. I scenarioet «Datasenter Klimaplan» bidrar produksjonen frå Utsira Nord til å redusere kraftprisen med om lag 2 øre per kWh. Den faktiske verknaden på kraftprisane vil vere avhengig av utviklinga i kraftbalansen og kraftmarknaden framover. Sjølv om verknadene på gjennomsnittsprisen er i same storleiksorden i dei to scenarioa, viser berekningane at prisverknaden av Utsira Nord varierer over året, mellom ulike vêrår og bodområde.

Modellberekningane NVE har gjort for 2035, er gjennomførte med vêrdata frå 30 historiske år (1991 til 2020). Berekningane illustrerer dermed korleis ulike vêrforhold påverkar kraftsystemet og effektane av Utsira Nord. I basisbanen er 2012 det vêråret der manglande utbygging av Utsira Nord gir størst prisutslag, i gjennomsnitt om lag 4 øre/kWh på tvers av bodområda gjennom året. 2012 var eit år med høgt kraftoverskot, mellom anna fordi ein gjekk inn i året med god magasinfylling etter høgt tilsig i 2011. Berekningane illustrerer at ny kraftproduksjon særleg kan gi ein prisnedgang i år med høgt kraftoverskot.

I scenarioet «Datasenter Klimaplan», vil prisverknadene med og utan utbygging av Utsira Nord utgjere opp til 5 øre/kWh i nokre bodområde og vêrår8.

Figur 8.3 viser at prisverknaden av Utsira Nord for scenarioet «Basis» er størst i vinterhalvåret og tidleg på våren, og lågare gjennom delar av sommaren og hausten. Prisverknaden er relativt lik i NO2 og NO5, men er i fleire veker gjennom vinterhalvåret noko større i NO5.

Tabell 8.2 gir ein illustrasjon av dei samfunnsøkonomiske effektane Utsira Nord kan få i kraftsystemet i 2035. Effektane er berekna ved å samanlikne scenarioet «Basis» med eit elles likt scenario utan Utsira Nord. Det same er gjord for scenarioet «Datasenter Klimaplan». I «Basis» viser modellberekningane at 500 MW flytande havvind, med ein årleg produksjon på om lag 2,2 TWh9, kan auke det norske konsumentoverskotet med 3,7 milliardar kroner i 2035. Endringane i konsumentoverskotet kjem av at forbrukarane kan få lågare kraftprisar gjennom året i ein situasjon der Utsira Nord blir realisert. Lågare prisar kan samtidig føre til tapte inntekter for dei resterande kraftprodusentane. Samla produsentoverskot går ned med om lag 3,1 milliardar kroner. Dette inkluderer dei inntektene som kraftproduksjonen frå Utsira Nord genererer, medan kostnaden ved prosjektet ikkje er rekna inn her. Endringa i kraftprisane fører også til endringar i flaskehalsinntektene. Til saman utgjer dette om lag 0,1 milliardar kroner i 2035.

I scenarioet «Datasenter Klimaplan» blir summen av overslaga for den samfunnsøkonomiske verknaden i 2035 større. Konsumentoverskotet aukar med om lag 3,5 milliardar kroner, medan produsentoverskotet minkar med om lag 2,3 milliardar kroner. Flaskehalsinntektene blir om lag uendra. Forskjellen mellom scenarioa kjem i hovudsak av verknaden på produsentoverskotet. Når kraftbalansen i utgangspunktet er svakare, er den samfunnsøkonomiske verdien av å tilføre ny kraftproduksjon høgare. Også desse overslaga er ein illustrasjon av effektar i enkeltåret 2035. Størrelsen på dei ulike samfunnsøkonomiske elementa for kraftsystemet vil variere med kraftsituasjonen i Noreg og landa rundt oss og vil kunne endre seg over levetida til kraftverket.

Kva har havvind å seie for kraftbalanse, kraftprisar og forsyningssikkerheit?

Avhengig av utgangspunktet kan ny kraftproduksjon, som havvind, ha verdi utover dei prissette marknadsverknadene. Det er fordi produksjonen kan bidra til å halde ved lag forsyningssikkerheita og redusere risikoen for ein anstrengd kraftsituasjon.

Auka kraftproduksjon vil isolert sett bidra til ein betre kraftbalanse og dermed, når alt anna er likt, redusere sjansen for knappheit på kraft. Ny produksjon kan såleis redusere sårbarheita i kraftsystemet.

I kor stor grad ny produksjon bidrar til å redusere sannsynet for ein anstrengd kraftsituasjon, avheng mellom anna av kor mykje ny produksjon som blir tilført det norske kraftsystemet, og av kvar produksjonen blir knytt til. Produksjon som blir knytt til område med svak eller fallande lokal kraftbalanse, kan ha større verdi for kraftsystemet enn auka produksjon i område med stort og varig kraftoverskot, gitt flaskehalsar i nettet.

Noreg har i dag eit kraftoverskot på rundt 15 TWh i år med normale vêrforhold. Kraftbalansen varierer likevel atskilleg mellom år, som følge av variasjonar i nedbør, temperatur og kraftforbruk. Eit overskot på kraftbalansen, og kraftforsyning basert på fleire produksjonsteknologiar gjer kraftsystemet meir robust.

Samfunnet vårt i dag er avhengig av straum. Utviklinga går i retning av meir bruk av elektrisk kraft til stadig fleire formål, i takt med digitaliseringa av samfunnet, etablering av nye næringar og klimaomstilling. Samtidig er det avgrensa vekst i ny kraftproduksjon dei nærmaste åra, og det er avgrensingar i nettkapasiteten mange stader i landet.

I hovudsak er det vindkraft på land og havvind som har potensial til å bidra med store volum av kraft framover. Regjeringa vil legge til rette for vindkraft på land og har i august 2026 foreslått omfattande tiltak for å bygge ut ny kraftproduksjon og meir straumnett raskare. Det er likevel uvisse knytt til kor mykje vindkraft på land som vil kunne realiserast fram mot 2035 og 2040. Vasskrafta er i stor grad allereie utbygd, og potensialet for større vasskraftutbyggingar er avgrensa. Samtidig finst det eit visst potensial for auka effektkapasitet i større vasskraftanlegg gjennom opprusting og utviding (O/U). Det finst også eit visst potensial for solkraft, men solkraft bidrar i mindre grad til kraftsystemet når behovet er størst om vinteren.

Som følge av mellom anna høgare venta vekst i kraftforbruket, for eksempel frå datasenter, har NVE det siste året justert ned det venta kraftoverskotet i 2030. I rapporten Status og utvikling i kraftsystemet 2025–2030, publisert juni 2026, legg NVE til grunn ein kraftbalanse på 4 TWh i 2030 i eit normalår. Det er ein reduksjon på om lag 3 TWh samanlikna med Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2025 (LA25). NVE understrekar samtidig at uvissa om forbruksveksten dei nærmaste åra er betydeleg. I scenarioanalysen10 som kjem i oktober 2026 har NVE gjort nye overslag på kraftforbruk til datasenter i 2035 basert på ein ny metode11. Overslaga baserte på den nye metoden aukar det venta kraftforbruket til datasenter ytterlegare.

NVE har på oppdrag frå departementet analysert konsekvensane av lågare utbygging av kraft i tre ulike scenario der det ikkje kjem til ny kraftproduksjon: 1) ingen ny vindkraft på land i Noreg mot 2035 («Nullvekst Landvind»), 2) ingen ny havvind i Noreg mot 2035 («Nullvekst Havvind») og 3) ingen ny vindkraft i Noreg mot 2035, verken på land eller til havs («Nullvekst Vind»). Berekningane tar utgangspunkt i basisbanen i 2035 frå LA25, men analysane er også utførte for scenario der veksten i forbruket av kraft blir høgare enn det som tidlegare er lagt til grunn («Datasenter Klimaplan»), sjå boks 4.2 i del II.

I scenarioet «Nullvekst Landvind», blir vindkraftproduksjonen redusert med 6,5 TWh i 2035, samanlikna med «Basis». I scenarioet «Nullvekst Havvind», det vil si utan Utsira Nord og Sørlege Nordsjø II fase I, blir kraftproduksjonen frå havvind redusert med 9 TWh. Endringa i produksjonskapasitet fører kvar for seg til ein lågare, men framleis positiv kraftbalanse på høvesvis 14 og 11 TWh i 2035 i dei to scenarioa.12 Til samanlikning anslo NVE ein kraftbalanse på rundt 20 TWh i 2035 i «Basis».

Endringa i kraftoverskot samanlikna med alternativet der både vindkraft på land og havvind blir realiserte, gir ein betydeleg verknad på dei norske kraftprisane. Når alt anna er likt, aukar gjennomsnittleg kraftpris i 2035 for Noreg samla sett med 6,7 øre/kWh i scenarioet «Nullvekst Landvind» og med 8,4 øre/kWh i scenarioet «Nullvekst Havvind», samanlikna med «Basis». Nullvekst i landvind gir størst prisendring i Nord-Noreg (NO4), der snittprisane stig med over 11 øre/kWh. I det sørlege Noreg (NO1, NO2 og NO5) aukar snittprisane med om lag 5 øre/kWh. Motsett er prisverknaden størst i det sørlege Noreg i scenarioet utan havvind. Utan havvind aukar snittprisane i det sørlege Noreg med 9 til 11 øre/kWh, medan snittprisane i Midt- og Nord-Noreg (NO3 og NO4) stig med om lag 5 øre/kWh. Sjå figur 8.4.

I scenarioet der verken havvind eller vindkraft på land blir realiserte dei nærmaste åra, «Nullvekst Vind», fell kraftbalansen til 6 TWh i 2035, ein reduksjon på 14 TWh samanlikna med «Basis». Eit slikt scenario inneber ein årleg gjennomsnittleg auke på 13 til 17 øre/kWh for norske kraftprisar – i visse bodområde og vêrår ein auke på opp mot 21 øre/kWh. Dersom manglande utbygging av ny produksjon fell saman med høgare forbruksvekst enn det som tidlegare er lagt til grunn, aukar effekten på norske kraftprisar. I dette scenarioet («Nullvekst Vind, Datasenter Klimaplan») blir gjennomsnittleg kraftpris for Noreg samla sett 22,7 øre høgare enn i «Basis».

Ein svakare kraftbalanse gjer kraftsystemet meir sårbart og vil gjere Noreg meir avhengig av import for å dekke innanlandsk etterspørsel. Figur 8.5 viser korleis føresetnaden om lågare produksjon og høgare forbruksvekst påverkar behovet for nettoimport til Noreg i ulike vêrår. I scenarioet «Nullvekst Vind, Datasenter Klimaplan» viser berekningane til NVE at Noreg vil ha nettoimport av kraft i 17 av 30 vêrår. I dette scenarioet viser modellberekningane ein nettoimport på over 30 TWh i dei tørraste åra. Til samanlikning viser berekningane at i «Basis» vil Noreg berre ha behov for nettoimport i svært tørre år.

NVE sine modellberekningar viser også at med ein svak kraftbalanse vil kraftprisane i Noreg oftare vere på nivå med prisane på kontinentet, som historisk har vore høgare enn norske prisar. Å bli meir avhengig av import inneber at norske kraftprisar i større grad ligg på nivå med eller over europeiske prisar, sjå figur 8.6. For norske forbrukarar og næringslivet vil dette slå ut i høgare straumkostnader.

Kraftutveksling styrker forsyningssikkerheita ved å gjere det mogleg med import når norsk produksjon er låg. I krevjande situasjonar kan det likevel vere avgrensa moglegheiter for import på grunn av knappleik eller flaskehalsar i landa rundt oss.

Samla vurdering av kva Utsira Nord har å seie for kraftsystemet

Utfallsrommet for den norske kraftbalansen framover er stor. Medan veksten i kraftforbruket kan komme fort, kan det ta fleire år frå eit kraftprosjekt blir planlagt, til eit anlegg blir sett i drift. Framdrifta blir påverka mellom anna av avgjerdsprosessar hos tiltakshavar, konsesjonsprosessar, lokal medverknad, nettilknyting, finansiering og tilgang på leverandørkapasitet. Vala som blir tatt i dag, vil derfor vere viktige for kva slags kraftsystem Noreg vil ha om nokre år.

Korleis kraftbalansen utviklar seg framover, vil påverke forsyningssikkerheita i Noreg, utviklinga i kraftprisane og moglegheitene for omstilling og etablering av nye næringar. Eit underskot i den norske kraftbalansen gjer oss meir avhengige av import og meir sårbare for svikt i tilsiget til vasskraftsystemet. Å bli meir avhengige av import bidrar til at norske kraftprisar i større grad blir påverka av prisane i nabolanda våre.

Analysane NVE har gjort av ulike scenario for utviklinga framover, underbygger kor viktig det er å realisere ny kraftproduksjon i Noreg i åra som kjem. I lys av den store uvissa om framtidig vekst i forbruket og i kva omfang vindkraft på land vil bli realisert, vil det å bygge ut dei planlagde havvindprosjekta medverke til å redusere risikoen for aukande knappheit på kraft og høge kraftprisar i det norske kraftsystemet. Å realisere berre eitt prosjekt i Utsira Nord vil aleine bidra med ein produksjon på om lag 2 TWh og kan ha ein merkbar effekt på kraftbalansen. I ein situasjon der kraftforbruket kan vekse fort i åra som kjem, må dette vurderast å ha større verdi for kraftsystemet på sikt enn det dei prissette effektane av Utsira Nord isolert sett skulle tilseie.

8.5.4 Teknologiutvikling

Teknologiutvikling for flytande havvind kan bidra til reduserte kostnader eller gi andre gevinstar, som auka pålitelegheit og driftstid, redusert installasjonskompleksitet, betre nettintegrasjon og lågare miljøpåverknad over levetida for anlegga. Det er venta meir teknologiutvikling og større kostnadsreduksjonar for flytande havvind enn for botnfast, ettersom flytande havvind er ein mindre moden teknologi.

Nye teknologiar og kunnskap gir gevinstar for fleire aktørar enn den som investerer, gjennom spreiing og læring, såkalla positive eksternalitetar. Desse eksterne gevinstane blir ikkje nødvendigvis reflekterte i marknadsprisane. Som følge av dette vil private aktørar kunne investere mindre i teknologiutvikling enn det som er samfunnsøkonomisk optimalt. Dette er ein marknadssvikt som kan grunngi bruk av offentlege verkemiddel, som Enova-støtte. For at teknologiutvikling skal ha ein positiv verdi for samfunnet, må det komme etterfølgande prosjekt som nyttar seg av produktivitetsforbetringar, læring og kostnadsreduksjonar.

Ettersom flytande havvind er ein relativt umoden teknologi, er det venta at utbygging av flytande havvind i Noreg og i utlandet vil gi læringseffektar og stordriftsfordelar, som i sin tur gradvis reduserer kostnadsnivået for framtidige prosjekt.

Det er stor variasjon og usikkerheit om framtidige kostnader. Dette har samanheng med teknologimodninga og at det er få referanseprosjekt internasjonalt. Det er også usikkert i kva grad utfordrande makroøkonomiske forhold, finansieringskostnader, regulatoriske rammer, nettilknyting og leverandørkapasitet har påverka kostnadsnivået til no, og kva desse faktorane har å seie for framtidige kostnader. Figur 8.7 viser estimert energikostnad over levetida, eller levelized cost of energy (LCOE), frå sentrale analysemiljø og auksjonsresultat frå Storbritannia for flytande havvind i 2026. Kostnader ved eventuelle nettforsterkningar i transmisjonsnettet eller underliggande nett er ikkje inkluderte. Alle analysane venter ein nedgåande kostnadstrend. Utviklinga er driven av at det blir realisert prosjekt som gir læringseffektar, noko som vil bidra til lågare kostnader i framtidige prosjekt. Kor raskt og om kostnadene fell, er dermed tett knytt til utbyggingstakten og størrelsen på dei prosjekta som blir gjennomførte.

Å få realisert Utsira Nord kan spele ei rolle i å få ut lærings- og skaleringsgevinstar. Samtidig er gevinstane ved teknologiutvikling, for eksempel spillover, kompetansebygging og framskunda modning, vanskelege å talfeste. I tillegg er det vanskeleg å anslå konkrete kostnadsreduksjonar som følger av teknologiutviklinga ved eit gitt prosjekt.

Det er rimeleg å rekne med at eitt prosjekt i Utsira Nord vil kunne bidra til relativt store læringseffektar ettersom det vil vere eit av dei første fullskalaprosjekta. Med ein kapasitet på om lag 500 MW vil eit prosjekt i Utsira Nord representere ei betydeleg oppskalering samanlikna med dei noverande flytande havvindprosjekta globalt.

Enova har vurdert potensialet for teknologiutvikling for flytande havvind i Utsira Nord, dette er samanfatta i boks 8.5.

Departementet har også innhenta innspel frå selskapa som er tildelte prosjektområde i Utsira Nord, om kva prosjektet vil bidra med for å utvikle teknologien for flytande havvind. Desse innspela er samanfatta i boks 8.6.

8.5.5 Leverandørindustri og ringverknader

Norsk leverandørindustri til havvind har blitt ei viktig eksportnæring. Verdiskapinga frå nasjonal og eksportretta verksemd frå norsk leverandørindustri til havvind var 10,7 milliardar kroner i 2024, ein vekst på om lag 30 prosent frå året før. I 2024 var det nær 7 200 sysselsette i leverandørindustrien for havvind i Noreg.13

Norsk leverandørindustri er særleg sterk innan transport og installasjon, havvindfartøy, kablar og transformatorstasjonar. Over halvparten av omsetninga kjem frå transport-, installasjons- og fartøysegmenta. Europa er den viktigaste marknaden for norsk leverandørindustri til havvind, medan USA og delar av Asia også er sentrale. Eit flytande havvindprosjekt i Utsira Nord kan bidra til ein heimemarknad for norsk leverandørindustri til havvind og gjennom det potensielt bidra til ei styrkt leverandørkjede innan flytande havvind i Noreg og internasjonalt. I samsvar med statsstøtteregelverket er det ikkje krav om val av norske leverandørar i støtteavtalen for Utsira Nord.

For å synleggjere potensielle ringverknader eit 500 MW flytande havvindprosjekt i Utsira Nord kan ha på verdiskapinga og sysselsettinga i Noreg, har departementet bedt Oslo Economics om å gjennomføre ein ringverknadsanalyse av utbygging og drift av eit slikt prosjekt. Analysen frå Oslo Economics er samanfatta i boks 8.7. Det er utbyggaren i Utsira Nord som har ansvar for å inngå avtalar med leverandørar om bygging av anlegget, drift og vedlikehald, jf. boks 8.3.

8.5.6 Natur- og miljøkonsekvensar og konsekvensar for andre næringar og interesser

Utsira Nord blei opna gjennom kongeleg resolusjon 12. juni 2020.14 Utbygging og drift av havvind i Utsira Nord kan ha ein negativ verknad på natur og miljø som aktørane ikkje prisar inn i prosjektet sitt, verknaden blir dermed ein negativ eksternalitet ved prosjektet. Samtidig blir omfanget av dei negative verknadene vurdert som avgrensa, og med god planlegging kan det truleg gå an å unngå store negative effektar.

Før dei søker om konsesjon, må selskapa gjennomføre ei prosjektspesifikk konsekvensutgreiing. I den prosjektspesifikke konsekvensutgreiinga må dei mellom anna gi ei spesifisert beskriving og vurdering av verknaden havvindanlegget kan ha på miljø og samfunn, jf. havenergilovforskrifta § 6. Selskapa må også beskrive tiltak som skal redusere vesentlege negative miljøverknader.

I samband med den strategiske konsekvensutgreiinga av Vestavind F, som overlappar med Utsira Nord, vurderte NVE at konsekvensane for sjøfugl og trekkfugl potensielt kan bli alvorlege, men at kunnskapsgrunnlaget framleis er usikkert, særleg for trekkfugl. I konsekvensutgreiinga har NVE lagt til grunn at det blir bygd havvind i heile Vestavind F, og ikkje berre vurdert konsekvensane av eitt prosjekt på 500 MW. Ein del konsekvensar kan truleg reduserast ved avverjande tiltak. Dette må vurderast i den prosjektspesifikke konsekvensutgreiinga.

Utbygging og drift av havvind i Utsira Nord kan også ha ein negativ verknad på andre næringar og interesser som aktørane ikkje prisar inn i prosjektet sitt. Samtidig blir også omfanget av desse negative verknadene vurdert som avgrensa, og med god planlegging går det truleg an å unngå slike store negative effektar. Konsekvensar for andre næringar og interesser skal, på same måten som konsekvensar for natur og miljø, vurderast i den prosjektspesifikke konsekvensutgreiinga.

NVE vurderer i den strategiske konsekvensutgreiinga at Vestavind F er samfunnsmessig eigna for havvind, med låge konsekvensar for andre interesser. NVE vurderer at for nokre interesser trengst det avverjande tiltak. Dette vil bli nærmare vurdert i den prosjektspesifikke konsekvensutgreiinga.

8.6 Vurderinga frå departementet

Trygg tilgang på kraft er nødvendig for dei fleste samfunnsfunksjonar, og tilgang på kraft er ein føresetnad for å nå ambisjonane Noreg har på energi- og klimaområdet. Gjennom støtteordninga for flytande havvind i Utsira Nord legg departementet til rette for at eit prosjekt på 500 MW flytande havvind kan bli realisert, og støtteordninga må derfor sjåast i samanheng med det større biletet for utviklinga i kraftsystemet.

Utviklinga i kraftmarknaden går i retning av ein strammare kraftbalanse dei kommande åra. Forbruket av kraft er venta å auke framover, og dette kan skje fort, medan det tar tid og er krevjande å etablere ny produksjon. Departementet vurderer at analysane NVE har gjort av ulike scenario for utviklinga framover, underbygger kor viktig det er å realisere ny kraftproduksjon i Noreg i åra som kjem. Ein strammare kraftbalanse vil gjere det norske kraftsystemet meir sårbart for vêrvariasjonar og gi høge kraftprisar. Dei høge kraftprisane gjer det dyrare for forbrukarane, noko som igjen kan ha negative verknader for økonomisk aktivitet og verdiskaping.

Regjeringa fører ein offensiv politikk for å legge til rette for ny kraftproduksjon og la i august 2026 fram fleire tiltak for raskare utbygging av kraft og straumnett. Havvindsatsinga til regjeringa er ein del av den samla politikken for å legge til rette for ny kraftproduksjon. Det er usikkerheit om utviklinga i kraftmarknaden og kor mykje ny produksjon som vil komme.

Utsira Nord er eit prosjekt under utvikling, der selskap bruker eigne ressursar og kapital for å utvikle prosjektet. Utbygging av havvind krev investeringar på fleire milliardar, og avkastninga kjem over mange år. Med den usikkerheita vi har i kraftmarknaden framover, er det viktig at investorar har tillit til at rammevilkåra i Noreg er føreseielege og stabile.

Utbygging av eit flytande havvindprosjekt i Utsira Nord vil føre til samfunnsøkonomiske verknader gjennom effektar i kraftsystemet, investerings- og driftskostnader knytte til prosjektet og dessutan verdi frå teknologiutvikling og læringseffektar m.m.

Dei samla kostnadene for flytande havvind i Utsira Nord er usikre, og støttebeløpet frå staten, blir fastsett ved auksjon, innanfor den øvre ramma gitt frå Stortinget. Departementet vurderer det likevel som lite sannsynleg at dei direkte prissette marknadsverknadene av prosjektet isolert sett vil overstige kostnadene. Departementet vurderer samtidig at å etablere ny kraftproduksjon frå flytande havvind i Utsira Nord vil ha ein vesentleg positiv verdi utover dei prissette marknadsverknadene, og at dette har vore lagt vekt på av Stortinget da vedtaket om ei støtteordning for Utsira Nord blei fatta, jf. Innst. 9 S (2024–2025). Dei eksterne vurderingane departementet har henta inn, gir eit godt bilete av dei samla verknadene.

Produksjonen frå Utsira Nord kan bidra til å halde ved lag forsyningssikkerheita og gjere kraftsystemet mindre sårbart. Realiseringa av eitt prosjekt i Utsira Nord vil aleine bidra med ein produksjon på om lag 2 TWh og kan ha ein merkbar effekt på kraftbalanse og kraftprisar. I ein situasjon der kraftforbruket kan auke raskt dei kommande åra, må dette vurderast å ha større verdi for kraftsystemet på sikt enn det dei prissette effektane av Utsira Nord isolert sett skulle tilseie. Ein reduksjon i kraftprisane vil også vere positivt for konsumentane i kraftsystemet.

Departementet vurderer vidare at utbygging av eit flytande havvindprosjekt i Utsira Nord vil kunne bidra vesentleg til teknologiutvikling, kostnadsreduksjonar og produktivitetsgevinstar for etterfølgande prosjekt. Dette er verdiar som vil komme ulike aktørar i samfunnet til gode. Både Enova og selskapa som er tildelte prosjektområde på Utsira Nord, peikar på at Utsira Nord er eit viktig ledd i overgangen frå demonstrasjon til tidleg industrialisering og ein seinare fase med større kommersielle utbyggingar. Verdien til prosjektet ligg særleg i å framskunde læring, standardisering og gjennomføringserfaring i kommersiell skala. Dette er sentrale føresetnader for vidare teknologiutvikling og lågare kostnader i etterfølgande prosjekt. Departementet vurderer samtidig at verdien av teknologiutvikling mellom anna vil avhenge av kor mange andre flytande prosjekt som er bygde ut på midten av 2030-talet, og kor mange prosjekt som kjem etter.

Departementet viser også til at ei utbygging av eit flytande havvindprosjekt i Utsira Nord vil gi verdiskaping og sysselsetting i norsk økonomi og kan gi oppdrag til norsk leverandørindustri i tråd med politiske mål. Støtteavtalen for Utsira Nord inneheld ikkje krav om val av norske leverandørar, i samsvar med statsstøtteregelverket. Departementet vurderer at kostnadene knytte til natur, miljø og andre interesser ved utbygging av flytande havvind i Utsira Nord er relativt avgrensa, og med god planlegging kan vi truleg unngå store negative effektar.

Departementet vurderer at den økonomiske forpliktinga og risikoen staten skal ta, er klart avgrensa gjennom den øvre ramma Stortinget har sett for statsstøtta og støtteavtalen. Rolla til staten er i hovudsak avgrensa til å gjennomføre støttekonkurransen og betale ut statsstøtta fastsett ved auksjon til prosjektet som vinn støttekonkurransen. Støtteordninga inneber at den økonomiske forpliktinga for staten er føreseieleg og avgrensa til eit fastsett beløp. Det er selskapet som vinn støttekonkurransen, som skal bygge, eige og drive ein havvindpark. Det er også selskapet som ber risikoen for kostnadsoverskridingar, inngår kontraktar og som avgjer om prosjektet blir realisert eller ikkje.

Departementet vurderer at støtteordninga legg til rette for at det ikkje blir gitt meir støtte enn det som er nødvendig for at prosjektet blir realisert, mellom anna ved at det blir konkurrert om statsstøtte etter at prosjektmodninga er gjennomført, samtidig som den økonomiske risikoen staten tar, blir avgrensa. Den øvre ramma for støtte er ikkje eit uttrykk for korleis departementet vurderer kostnadene i prosjektet, men representerer den øvre betalingsviljen staten har for å realisere eit flytande havvindprosjekt på 500 MW.

Departementet reknar dette oppmodingsvedtaket som følgt opp.

9 Likestilling og mangfald

Etter lov om likestilling og forbud mot diskriminering er arbeidsgivarar pålagde å arbeide aktivt, målretta og planmessig for å fremme likestilling og hindre diskriminering (aktivitets- og meldeplikta). Energidepartementet gjer her greie for tilstanden i departementet.

Omtale av arbeid med likestilling og mangfald i Havindustritilsynet, Noregs vassdrags- og energidirektorat og Sokkeldirektoratet finst i årsrapportane frå verksemdene.

9.1 Likestilling i Energidepartementet

Likestillingsperspektivet er forankra i personalpolitikken, lønnspolitikken og tilpassingsavtalen. Likestillingsarbeid er ein integrert del av verksemda, og departementet arbeider systematisk for å fremme dette.

• Kvar enkelt leiar skal sikre at kvinner og menn får likeverdige arbeidsoppgåver og same høve til fagleg og personleg utvikling.

• Kompetansegivande oppgåver og tiltak skal fordelast slik at dei bidrar til likestilling mellom kjønna.

• Departementet skal føre ein lønnspolitikk som motverkar og fjernar eventuelle kjønnsrelaterte lønnsforskjellar på alle nivå.

• Omsynet til likestilling skal leggast til grunn ved rekruttering til ledige leiarstillingar.

• Den årlege personalstatistikken skal gi ei oversikt over relevante likestillingsspørsmål i departementet.

• Den likestillingstillitsvalde skal medverke til at intensjonane og føresegnene i hovudavtalen, tilpassingsavtalen og likestillingslova blir følgde opp.

Departementet har ikkje ufrivillig deltid. Det samla sjukefråværet i departementet var på 3,28 prosent i 2025 mot 3,12 prosent i 2024.

9.2 Arbeidet med å oppfylle aktivitetsplikta

9.2.1 Rekruttering

Den statlege arbeidsstyrken skal i størst mogleg grad spegle mangfaldet i samfunnet. Energidepartementet inkluderer mangfaldserklæringa i utlysingstekstar ved annonsering av ledige stillingar.

Departementet har som mål å ha ein jamn kjønnsbalanse, også på leiarnivå. I 2025 var det over 40 prosent kvinner i leiande stillingar i departementet. Samla sett er det ei marginal overvekt av menn i verksemda, men forskjellen er liten og innanfor normale variasjonar.

Den likestillingstillitsvalde får uttale seg om utlysingstekstar for leiarstillingar. Departementet utarbeider statistikk som viser kjønnsfordelinga blant søkarane og dei som blir tilsette.

Energidepartementet ønsker å rekruttere fleire tilsette med innvandrarbakgrunn, nedsett funksjonsevne eller hòl i CV-en, men det har vore utfordrande å finne kvalifiserte søkarar i desse målgruppene.

9.2.2 Tilrettelegging

Departementet legg til rette for medarbeidarar med konkrete behov. Tilrettelegging er del av dei interne retningslinjene for personalpolitikken og blir formidla i dialog mellom leiarar og medarbeidarar.

9.2.3 Balanse mellom jobb og fritid

Departementet oppmodar avdelingar og seksjonar til å gå gjennom oppgåvefordelinga for å bidra til at medarbeidarar og leiarar får ei tilfredsstillande arbeidsbelastning. Arbeidsbelastning har vore tema i møte med tillitsvalde og vernetenesta, og overtidsbruk blir gjennomgått jamleg.

9.2.4 Lønns- og arbeidsvilkår

Målet er å sikre kjønnsnøytral og lik lønn for same arbeid eller arbeid av lik verdi.

Lønnsstatistikken viser at menn samla sett har høgare gjennomsnittslønn enn kvinner. Årsakene er samansette, men alderssamansetning og ansiennitet er noko av forklaringa. Lønna til kvinner i prosent av lønna til menn gjekk klart opp i 2025 samanlikna med 2024. Departementet har ikkje avdekt lønnsskilnader som kan knytast til kjønn som årsak.

Tiltak for å sikre likelønn er forankra i personalpolitikken, lønnspolitikken og tilpassingsavtalen. Før dei årlege lokale lønnsforhandlingane blir det gjennomført likelønnsvurderingar baserte på kjønnsdelt lønnsstatistikk. For å sikre objektive vurderingar i forhandlingane nyttar departementet vurderingskriterium som er nedfelte i den lokale lønnspolitikken.

9.2.5 Forfremming og utvikling

Målet er å sikre fagleg og personleg utvikling for alle tilsette. Kvar enkelt leiar har hovudansvaret for at medarbeidarane får nødvendig kompetanse til å utføre arbeidsoppgåvene sine på ein tilfredsstillande måte.

9.2.6 Arbeidsmiljø

Arbeidsmiljøundersøkingar og medarbeidarsamtalar skal gi informasjon om arbeidsmiljøet i departementet og mellom anna bidra til å avdekke eventuelle tilfelle av trakassering. Departementet har eigne varslingsrutinar i tråd med arbeidsmiljølova og held månadlege møte med dei lokale partane. Departementet følger opp i samsvar med lov- og avtaleverket knytt til verneombod, bedriftshelseteneste og andre relevante ordningar.

10 Tilsettingsvilkår for leiarar i heileigde statlege føretak og aksjeselskap under Energidepartementet

10.1 Gassnova SF

Thomas Skadal har vore administrerande direktør sidan 1. mai 2025, men har sagt opp stillinga si i 2026. Han hadde ei lønn på 1 479 374 kroner i 2025. I tillegg fekk han 174 679 kroner i anna godtgjering. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var på 205 554 kroner. Dei samla ytingane var dermed 1 859 607 kroner i 2025. Ingen leiande personar i Gassnova har variabel lønn, bonus eller andre tillegg til grunnlønn utover IKT-tillegg og helseforsikring som alle tilsette har.

Føretaket er medlem i Statens pensjonskasse. Pensjonsordninga er sikra gjennom denne medlemskapen og er lik for alle tilsette. Samla kompensasjonsgrad skal ikkje overstige 66 prosent av lønna, avgrensa oppover til 12 gonger grunnbeløpet i folketrygda (12 G).

Den gjensidige oppseiingstida for administrerande direktør er 6 månader. Dersom styret bestemmer at administrerande direktør skal fråtre, har direktøren rett på 6 månaders etterlønn – i tillegg til lønn og andre avtalte ytingar i oppseiingsperioden. Etterlønna blir redusert forholdsmessig dersom direktøren blir tilsett i ny stilling før etterlønnsperioden er over.

10.2 Statnett SF

Konsernsjef Elisabeth Vike Vardheim hadde ei lønn på 4 209 000 kroner i 2025. I tillegg fekk ho 217 000 kroner i andre ytingar. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var på 1 043 000 kroner. Dei samla ytingane hennar var dermed 5 469 000 kroner i 2025.

Styret, leiinga og andre tilsette i Statnett får utbetalt godtgjersle og lønn uavhengig av det finansielle resultatet. Statnett praktiserer ikkje bonusordningar.

Konsernsjefen deltar i den kollektive innskotspensjonsordninga etter dei vilkåra som til kvar tid gjeld. Dei kostnadsførte pensjonsforpliktingane for Elisabeth Vike Vardheim omfattar deltakinga i denne ordninga, i tillegg til at ho gjennom den tidlegare arbeidsavtalen sin har ein pensjonsavtale som sikrar henne pensjon gjennom ein opparbeidd sparesaldo med renter. Statnett skal kvart år – fram til ho går av med pensjon eller eventuelt fråtrer – betale inn inntil 30 prosent av differansen mellom ordinær lønn og 12 gonger grunnbeløpet i folketrygda (12 G) til denne pensjonsspareordninga. Innbetalinga er knytt til stillinga og lønna Vike Vardheim hadde som konserndirektør for Nett i Statnett, med årleg regulering av grunnbeløpet.

Vike Vardheim har også rett til pensjon frå den kollektive ytingsordninga i føretaket frå ho fyller 67 år. Andre ytingar omfattar godtgjersle i form av firmabil med utgangspunkt i tidlegare avtale, fri avis og breibandskommunikasjon.

Den gjensidige oppseiingstida er seks månader. Dersom føretaket seier opp avtalen, har konsernsjefen rett til etterlønn i tolv månader, inkludert oppseiingstida. Ved anna inntekt, lønna verv eller næringsinntekt før etterlønnsperioden er over, skal etterlønna avkortast krone mot krone.

10.3 Gassco AS

Administrerande direktør Frode Leversund hadde ei lønn på 4 382 000 kroner i 2025. I tillegg fekk han 439 000 kroner i bonus og 51 000 kroner i anna godtgjering. Kostnadsførte pensjonsforpliktingar var på 643 000 kroner. Dei samla ytingane til administrerande direktør i 2025 var 5 515 000 kroner.

Administrerande direktør deltar, på linje med andre tilsette, i ei kollektiv bonusordning som kan gi inntil 10 prosent av fastlønna i bonus dersom selskapet oppnår avtalte mål. Leversund har ei ytingsbasert pensjonsordning, men tener ikkje opp pensjon for lønn over 12 gonger grunnbeløpet i folketrygda (12 G).

Den gjensidige oppseiingstida er seks månader. Dersom selskapet seier opp avtalen, har administrerande direktør rett til etterlønn i seks månader frå oppseiingstida er over. Etterlønna blir redusert forholdsmessig dersom direktøren blir tilsett i ei ny fast stilling før etterlønnsperioden er over.