Aktiver Javascript i din nettleser for en bedre opplevelse på regjeringen.no

Meld. St. 28 (2010 – 2011)

En næring for framtida – om petroleumsvirksomheten

Til innholdsfortegnelse

6 Forvaltning av uåpnede områder

Figur 6.1 Mulig produksjonsforløp på norsk sokkel.

Figur 6.1 Mulig produksjonsforløp på norsk sokkel.

Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet.

Erfaring viser at de største funnene gjøres tidlig under utforskningen av en petroleumsprovins. Dette er naturlig siden de største kartlagte strukturene gjerne bores først. Forventningene om å gjøre nye, store funn framover er derfor størst i de lite utforskede delene av norsk sokkel.

Den norske kontinentalsokkelen er gjennom de siste 40 årene blitt kartlagt gjennom stegvis utforsking. Dette betyr at vi i dag har best kunnskap om geologien i de åpnede områdene, men også at mulighetene for å gjøre nye, store funn er redusert i disse områdene. Forrige gang et nytt område ble åpnet for petroleumsvirksomhet var i 1994. Da ble områdene på dypt vann i Norskehavet og sørvestlige deler av Nordland VI åpnet. Det foreløpige siste store funnet på norsk sokkel er Ormen Lange i 1997. Funnet ble gjort i områdene som ble åpnet i 1994.

I de nummererte konsesjonsrundene som gjennomføres i dag har alt areal vært tilgjengelig for nomineringer fra selskaper i flere omganger. De mest attraktive delene av dette arealet er tildels godt utforsket. Åpning av nye områder er nødvendig for å gjøre nye store betydelige funn og opprettholde en betydelig petroleumsproduksjon, verdiskaping, investeringer, sysselsetting og statlige inntekter i årene etter 2020. Derfor har regjeringen besluttet å igangsette en åpningsprosess for havområdene rundt Jan Mayen og den del av tidligere omstridt område som ligger vest for avgrensningslinjen i Barentshavet sør.

6.1 Tidsriktig åpning av nytt areal

Halvparten av områdene hvor man forventer at det kan finnes petroleum, er i dag åpnet. Det er således fortsatt store uåpnede områder på norsk sokkel. Dette tilsier at det finnes muligheter til å gjøre betydelige funn også i framtida. Forventede uoppdagede ressurser både i åpnet og uåpnet område er av Oljedirektoratet estimert til 2 570 mill. Sm3 o.e. I disse tallene inngår de områdene hvor det er et datagrunnlag som gjør det mulig å estimere uoppdagede ressurser. Ressursestimatene omfatter derfor ikke havområdet rundt Jan Mayen og den delen av tidligere omstridt område i Barentshavet som ligger vest for avgrensningslinjen.

De uåpnede områdene på norsk kontinentalsokkel ligger i stor grad utenfor Nord-Norge. Den igangsatte prosessen for åpning av nye områder i Barentshavet gir store muligheter for Finnmark.

For å oppnå en jevn aktivitet på sokkelen er det viktig at olje- og gasspolitikken baseres på en kunnskapsbasert, helhetlig og langsiktig forvaltning av petroleumsressursene. Tilførsel av leteareal er en viktig forutsetning for å opprettholde investerings- og kompetansenivået i næringen, samt opprettholde produksjonen over tid. Dette vil igjen legge et grunnlag for langsiktig verdiskaping og statlige inntekter. Hovedmålet i petroleumspolitikken er å legge til rette for lønnsom produksjon av olje og gass i et langsiktig perspektiv.

Store funn og tilgang på nytt prospektivt areal er viktig for hvor de store selskapene driver letevirksomhet. Leting er en kompleks virksomhet, og flytter kompetansen ut, tar det mange år å bygge den opp igjen. Kontinuerlig leteaktivitet er derfor en viktig del av god ressursforvaltning.

Det tar lang tid å få produksjon fra nye områder. Et nytt område må gå gjennom en åpningsprosess, som omfatter en konsekvensutredning, før Stortinget kan beslutte en eventuell åpning for petroleumsaktivitet. Dersom området åpnes, viser historien på norsk sokkel at det tar 10 – 15 år fra konsesjonstildelinger til produksjon. En beslutning om å starte en åpningsprosess i dag vil kunne medføre oppstart av produksjon først omkring 2025 eller senere.

Det er forskjell på områdene på sokkelen. Ledetiden fra åpning til produksjon er kortere i områder nært land og nært utbygd infrastruktur, enn i mer fjerntliggende områder. Dette er viktige forhold for utformingen ved petroleumspolitikken.

6.2 Arealoversikt

De samlede norske havområdene utgjør 2 140 000 km². Om lag halvparten av arealet er dekket av sedimentære bergarter som kan inneholde petroleum, jf. figur 6.2 og tabell 6.1. Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet sør er med enkelte unntak åpnet for petroleumsvirksomhet. Områdene som per i dag er åpnet utgjør 523 800 km².

Figur 6.2 Åpne og uåpnede områder på norsk sokkel, antatt maksimalutbredelse av sedimentære bergarter, kun for illustrasjonsformål.

Figur 6.2 Åpne og uåpnede områder på norsk sokkel, antatt maksimalutbredelse av sedimentære bergarter, kun for illustrasjonsformål.

Kilde: Oljedirektoratet.

Tabell 6.1 Arealoversikt for norsk sokkel

Arealregnskap norsk sokkel (km²)

Samlede norske havområder

2 140 000

Områder med sedimentære bergarter (kan inneholde olje og gass)

1 312 000

Åpnet og tilgjengelig areal for petroleumsvirksomhet

523 800

De enkelte havområder, områder med sedimentære bergarter (km²)

Ikke tilgjengelig areal

Åpnet og tilgjengelig areal for petroleums-virksomhet

Unntatt gjennom forvaltningsplanene

Uåpnet

Totalt

Nordsjøen

129 700

12 300

142 000

herav Skagerrak 1

2 500

12 300

14 800

Norskehavet2

204 100

28 600

56 300

289 000

herav nordøstlig del 3

17 600

41 600

59 200

Barentshavet Sør4

190 000

44 100

78 000

313 000

Barentshavet Nord5

469 000

469 000

Jan Mayen, omliggende havområder

100 000

100 000

Totalt

523 800

72 700

715 600

1 312 000

1 Skagerrak ble åpnet for petroleumsvirksomhet sammen med resten av Nordsjøen. Deler av området ble senere stengt (se tekst).

2 Inkludert Troms II. Vestfjorden er ikke inkludert.

3 Nordøstlig del er uåpnet del av Nordland IV, V, VI, VII og Troms II.

4 Inkludert Bjørnøyviften og grenselinjeområdet mot Russland i Barentshavet sør.

5 Inkludert grenselinjeområdet mot Russland i Barentshavet nord og Polhavet.

Flere av disse områdene er interessante petroleumsmessig. Det er betydelige forskjeller mellom områdene. Dette gjelder både kunnskapsnivå, avstander til markedene og til eksisterende virksomhet, miljøverdier og andre brukerinteresser. Områdene har således ulik grad av modenhet og problemstillinger.

De områdene som ikke er tilgjengelige for ny petroleumsvirksomhet, er havområdene ved Jan Mayen, det nordøstlige Norskehavet (deler av Nordland IV og V, Nordland VI og VII, Vestfjorden og Troms II), deler av Trøndelag I og II, Møre I, Skagerrak, den delen av tidligere omstridt område i Barentshavet som ligger vest for avgrensningslinjen, samt et belte på 35 km fra grunnlinjen langs kysten fra Troms II til grensen mot Russland, Barentshavet nord/Polhavet, iskanten, polarfronten, Bjørnøyviften og et belte på 65 km rundt Bjørnøya.

6.3 Åpningshistorikk

Areal på norsk kontinentalsokkel er åpnet i tre større omganger, i 1965, 1988 og 1994. I tillegg ble mindre områder åpnet i flere runder etter 1979, jf. boks 6.1 og figurene 6.3 og 6.4.

Figur 6.3 Åpningshistorikk norsk sokkel.

Figur 6.3 Åpningshistorikk norsk sokkel.

Kilde: Oljedirektoratet.

I 1965 ble store deler av Nordsjøen åpnet for petroleumsaktivitet. Funn gjort i dette området gjorde oppbyggingen av næringen mulig og bidrar fremdeles med hoveddelen av produksjon og statlige inntekter. Det ble åpnet for petroleumsvirksomhet nord for 62. grader i 1979. I 1988 ble store deler av Barentshavet åpnet, mens dypvannsområdene i Norskehavet ble åpnet i 1994.

Skagerrak ble åpnet for petroleumsvirksomhet i 1965 sammen med resten av Nordsjøen, men området ble fra slutten av 1970-tallet ikke regnet som aktuelt for leteaktivitet. I 1994 ble det besluttet at det kunne gis tillatelse til å bore et begrenset antall letebrønner i sørvestlige del av Skagerrak, før en eventuelt tok spørsmålet om videre åpning opp med Stortinget. Siden 1994 har ingen nye områder blitt åpnet for petroleumsvirksomhet.

Figur 6.4 Trinnvis åpning av norsk sokkel.

Figur 6.4 Trinnvis åpning av norsk sokkel.

Kilde: Oljedirektoratet.

Når et område er åpnet, er det mulig å utlyse areal og tildele utvinningstillatelser. Omfanget av tildelingene bestemmes uavhengig av hvor store områder som er åpnet for petroleumsvirksomhet. En effektiv måte å identifisere interessante leteområder er ved å åpne store områder og utforske områdene gradvis ved sekvensiell leting. Tildeling av nye tillatelser vil da som regel begrenses til et mindre antall nøkkelblokker. Dette har vært hovedstrategien for utforskning av nye områder på norsk kontinentalsokkel.

6.4 De uåpnede områdene

6.4.1 Havområdene ved Jan Mayen

Jan Mayen ligger på den midtatlantiske ryggen i Norskehavet nord for Island. Jan Mayen ligger 500 km øst for Grønland, 550 km nordøst for Island og 900 km fra Fastlands-Norge.

Figur 6.5 Jan Mayen-området.

Figur 6.5 Jan Mayen-området.

Kilde: Oljedirektoratet.

Jan Mayen-ryggen utgjør et mikrokontinent som strekker seg fra øya Jan Mayen sørover mot nordspissen av Island. Den geologiske utviklingen av området henger sammen med dannelsen av den nordligste delen av Atlanterhavet. Øya Jan Mayen og bergartene under øya er i sin helhet vulkanske.

Petroleumsfaglig beskrivelse

Berggrunnen omkring Jan Mayen er dominert av lavaberagarter og unge sedimentære bergarter. Under disse bergartene forventes det også å finnes eldre sedimentære bergarter. Områder der det kan opptre sedimentære bergarter dekker totalt opptil 100 000 km2. Havdypet i største delen av dette området varierer mellom 1000 og 2000 meter.

Det er uvisst hvor mye petroleumsressurser som finnes i havområdene rundt Jan Mayen, men de nødvendige geologiske forutsetningene for dannelse av petroleum kan være til stede på samme måte som på Øst-Grønland og i Mørebassenget. I området har Oljedirektoratet samlet inn om lag 5800 km 2D seismikk i 1979, 1985 og 1988. Seismikken foreligger i fire datapakker som er gjort tilgjengelige for industrien. I tillegg er det samlet inn seismikk på islandsk side i 2001 og i 2008. Det er behov for å samle inn ny seismikk for å kunne definere prospekter og avklare ressurspotensialet i området.

Det er behov for å innhente ny kunnskap og gjennomføre studier i form av både geologisk og miljøfaglig kartlegging. Kartleggingen av petroleumspotensialet vil bli foretatt av Oljedirektoratet. Resultatene fra seismikkinnsamling og grunne boringer vil styrke kunnskapen og øke den geologiske forståelsen av området.

Figur 6.6 Det nordøstlige Norskehavet.

Figur 6.6 Det nordøstlige Norskehavet.

Kilde: Oljedirektoratet.

Mulig bruk av Jan Mayen

Jan Mayen naturreservat ble opprettet høsten 2010. Arealet omfatter det meste av øya og territorialfarvannet om lag 375 km2 landareal og 4315 km2 marint areal. Deler av øya hvor det i dag er aktivitet, er ikke omfattet av naturreservatet.

Dersom det blir petroleumsvirksomhet i havområdene ved Jan Mayen, kan dette medføre behov for å benytte Jan Mayen til enkelte aktiviteter blant annet for å ivareta hensyn til helse, miljø og sikkerhet. Eksempler på mulig bruk er etablering av base, beredskapslager, anlegg av nødvendige veier og bygninger som kaianlegg, molo, heliport, behandlings- og lageranlegg for petroleum, landfall for rørledninger med videre.

Det er lagt opp til at eventuell framtidig petroleumsaktivitet plasseres innenfor virksomhetsområdene som ikke inngår i naturreservatet. Det er på nåværende tidspunkt usikkert hvilken type aktivitet og hvilket omfang det er behov for. Dersom tungtveiende samfunnshensyn tilsier at rammene for bruk av Jan Mayen bør justeres som følge av petroleumsvirksomhet i området, ivaretas dette ved at Kongen i Statsråd foretar de nødvendige endringer i vernebestemmelsene.

Vurdering og konklusjon

Jan Mayenryggen er en ny petroleumsprovins. I havområdene på norsk side ved Jan Mayen er det påbegynt en åpningsprosess med sikte på tildeling av utvinningstillatelser. Det er første gang dette havområdet vurderes med tanke på mulig petroleumsvirksomhet. Åpningsprosessen består av to hovedelementer, en geologisk kartlegging og en konsekvensutredning. Utkast til program for konsekvensutredning ble sendt på offentlig høring 14. desember 2010. Høringsfrist for utredningsprogrammet gikk ut 22. mars 2011. Det kom inn 23 høringsinnspill. Videre aktiviteter i utredningsprosessen vil være:

  • Fastsetting av program

  • Definering og planlegging av feltstudier

  • Gjennomføring av feltstudier

  • Analyse og rapportering av oppdatert kunnskapsgrunnlag

  • Vurdering av grunnlag for petroleumsvirksomhet, etablering av scenarioer

  • Konsekvensutredning – relevante problemstillinger knyttet til petroleumsvirksomhet

  • Offentlig høring av konsekvensutredningen

  • Stortingsmelding

Løpet for de ulike aktiviteter vil fastsettes etter hvert i prosessen. Spesielt feltarbeidet og seismiske undersøkelser vil være styrende for tidsløpet for flere andre aktiviteter. Regjeringen har bevilget 10 mill. kroner i 2011 til miljøkartlegging. En slik kartlegging vil kunne omfatte undersøkelser til havs for å øke forståelsen av havbunnen, kartlegging av sjøfugl og tilstedeværende fauna i området. Den pågående konsekvensutredningsprosessen vil avklare detaljene. Det er viktig å styrke kunnskapen om geologien i området ved å samle inn nye data. Innsamling av seismikk og grunne boringer vil være nødvendig for å kunne vurdere prospektiviteten og de framtidige mulighetene for petroleumsvirksomhet i området. Oljedirektoratet vil gjennomføre disse aktivitetene som vil starte opp i 2011.

Regjeringen vil:

  • Gjennomføre en åpningsprosess i havområdet ved Jan Mayen, herunder foreta miljø- og ressurskartlegginger, inkludert seismikkinnsamling og grunne boringer.

Avgrensning av kontinentalsokkelen mellom Norge og Island

Den 22. oktober 1981 inngikk Norge og Island en overenskomst om kontinentalsokkelen i området mellom Island og Jan Mayen (St.prp. nr. 61 (1981 – 82)). I avtalen slås det fast at avgrensningslinjen mellom partenes deler av kontinentalsokkelen i området mellom Island og Jan Mayen skal falle sammen med den for landenes økonomiske soner. Avtalen har videre bestemmelser om et særlig samarbeid vedrørende eventuell, framtidig petroleumsvirksomhet i et nærmere definert område mellom Island og Jan Mayen. Dette området utgjør til sammen 45 470 km2. Av dette ligger 32 750 km2 på norsk side av avgrensningslinjen og 12 720 km2 på islandsk side.

Islandske myndigheter la i 2006 frem en strategisk konsekvensutredning som forberedelse til petroleumsaktivitet på islandsk sokkel. I 2009 ble det gjennomført en konsesjonsrunde i det islandske havområdet. Konsesjonsrunden resulterte ikke i tildelinger. Island arbeider med en ny konsesjonsrunde, hvor det tas sikte på tildeling av utvinningstillatelser i 2012. I forbindelse med petroleumsaktiviteten på islandsk side og gjennomføring av åpningsprosessen for norske havområder ved Jan Mayen, vil det være jevnlig dialog mellom norske og islandske myndigheter.

I den delen av samarbeidsområdet som ligger nord for avgrensningslinjen (norsk kontinentalsokkel) gis Island adgang til å delta med en andel på 25 pst. ved leting etter og utvinning av petroleumsforekomster. Om ønskelig, kan Island beslutte slik deltakelse på det tidspunkt et felt besluttes utbygget. I samarbeidsområdet sør for avgrensningslinjen (islandsk kontinentalsokkel) gis Norge adgang til å delta i petroleumsvirksomheten med en tilsvarende andel, men da bare fra og med tildelingstidspunktet.

Figur 6.7 Barentshavet sør.

Figur 6.7 Barentshavet sør.

Kilde: Oljedirektoratet.

Regjeringen vil:

  • Videreføre dialogen med islandske myndigheter for å ivareta norske interesser i samarbeidsområdet ved Jan Mayen.

6.4.2 Norskehavet

Et område nordøst i Norskehavet er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet. Dette området omfatter arealer i Nordland IV, V, VI, VII og Troms II. I denne sammenheng omtales disse områdene som det nordøstlige Norskehavet. Lenger sør langs kysten er det også områder i Trøndelag I og II, samt ved Møre hvor det ikke vil bli utlyst konsesjonsrunder fram til oppdatering av forvaltningsplan for Norskehavet, senest 2014. Samlet sett utgjør dette et betydelig areal, jf. tabell 6.2. I avsnittet omtales også den del av Nordland VI som er åpnet, men hvor det ikke vil være petroleumsaktivitet i denne stortingsperioden.

Tabell 6.2 Oversikt over uåpnet areal i Norskehavet

Nordland IV

5 600 km2

Nordland V

4 000 km2

Nordland VI

21 600km2

Nordland VII

23 400km2

Troms II

5 300 km2

Trøndelag I

7 000 km2

Trøndelag II

2 000 km2

Møre I

9 000 km2

Nordland IV

5 600 km2

Nordland V

4 000 km2

Petroleumsfaglig beskrivelse av det nordøstlige Norskehavet

I det nordøstlige Norskehavet finnes en variert og kompleks geologi. Havdypet er generelt under 400 meter på sokkelområdet. Kontinentalskråningen i vest og nordvest stuper ned til mer enn 2500 meter. Petroleumsgeologisk kan området deles i en sørlig provins som omfatter Nordland IV, Nordland V, Nordland VI og sørlige Nordland VII, og en nordlig provins som omfatter nordlige del av Nordland VII og Troms II.

Det seismiske datagrunnlaget i det nordøstlige Norskehavet varierer både i omfang og kvalitet. Oljedirektoratet gjennomførte i perioden 2007 – 2009 innsamling av 2D-seismikk, 3D-seismikk og andre data om undergrunnen i Nordland VII og Troms II. Det har også vært samlet inn 2D-seismikk i dette området tidligere. I tillegg er det gjennomført flere grunne boringer og en undersøkelsesbrønn. Flere undersøkelsesbrønner er boret rett utenfor området. Basert på nye og tidligere innsamlede data har Oljedirektoratet kartlagt områdene og beregnet ressurspotensialet.

Hovedtrekkene i geologien, ressursestimat og verdivurdering av ulike ressursutfall er beskrevet i egne rapporter fra Oljedirektoratet1. Nordland VI framstår som det mest prospektive området for petroleumsressurser. Samtidig viser kartleggingsarbeidet at uåpnet del av Nordland V, Nordland VII og Troms II også har et petroleumspotensial. Kartleggingen tyder på at de nødvendige geologiske forutsetninger for å gjøre funn er tilstede, og at muligheten for å gjøre funn er vurdert som gode. Basert på ny kartlegging, prospektevaluering og letemodellanalyse anslås de samlede forventede uoppdagede ressursene å ligge på vel 200 mill. Sm3 o.e. Usikkerhetsspennet anslås til å være på mellom 76 – 371 mill. Sm3 o.e. Størstedelen av ressursene forventes i Nordland VI. Nordland VII og Troms II har et samlet forventet ressursestimat på høyde med det for Nordland VI.

Øvrige områder i Norskehavet

Mørekysten ble utsatt for flere perioder med heving og erosjon. Dette har resultert i at tykke pakker med sedimenter er fjernet. Hevingen og skråstillingen av lagene kan ha medført lekkasje av hydrokarboner opp til havbunnen.

Den seismiske datadekningen på Møre er forholdsvis god. Det ble boret flere undersøkelsesbrønner og flere grunne boringer i området før det ble unntatt for petroleumsvirksomhet. Det ble ikke påvist hydrokarboner i disse brønnene, men det er gjort flere små funn rett sør for området. I St.meld. nr. 37 (2008 – 2009) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Norskehavet (forvaltningsplan) heter det at «På Mørebankene vil det frem til oppdateringen av forvaltningsplanen, senest i 2014, ikke bli utlyst konsesjoner. Regjeringen vil da vurdere dette spørsmålet på nytt».

I Trøndelag I og II er den seismiske datadekningen forholdsvis god. En rekke undersøkelsesbrønner som er relevante for dette området er boret på Trøndelagsplattformen. I uåpnet del av Trøndelag I er det boret en vitenskaplig, grunn brønn. De grunne borehullene utenfor Trøndelags- og Nordlandskysten gir også nyttig informasjon om bergartenes sammensetning og alder. Det mest kritiske elementet for prospektiviteten er om det finnes moden kildebergart. Det er boret flere tørre undersøkelsesbrønner på Trøndelagsplattformen vest for det uåpnede området. En kan likevel ikke utelukke at det finnes olje og gass i det uåpnede området.

Vurdering og konklusjon

Siden 1984 har ulike deler av det nordøstlige Norskehavet vært omfattet av konsekvensutredninger, jf. boks 6.2. Deler av Nordland VI er åpnet, men det vil ikke være petroleumsvirksomhet der i denne stortingsperioden. Det vil heller ikke bli utlyst nye blokker i området i perioden. De øvrige områdene er ikke åpnet.

Det gjennomføres ikke konsekvensutredning etter petroleumsloven i Nordland VII og Troms II og i uåpnede deler av Nordland IV, V og VI i denne stortingsperioden. Departementet skal gjennomføre en kunnskapsinnhenting om virkninger av petroleumsvirksomhet i uåpnede deler av Nordland IV, V, VI, VII og Troms II. Kunnskapen som samles inn, skal kunne brukes i en eventuell konsekvensutredning om petroleumsvirksomhet. Kunnskapen som samles inn, skal kunne brukes som grunnlag for neste oppdatering av forvaltningsplanen. Arbeidet vil starte opp raskt. Temaene for kunnskapsinnhenting vil blant annet inkludere samfunns- og næringsmessige virkninger og ringvirkninger, herunder virkninger for reiseliv og fiskerinæringen. Temaene vil bli fastsatt i samspill med regionale og lokale myndigheter, sektormyndigheter og fagmiljøer.

I uåpnede deler av Nordland IV og V vil det også være behov for å styrke kunnskapen om petroleumsressursene gjennom seismikkundersøkelser og andre geologiske datainnsamlinger i regi av Oljedirektoratet og i dialog med fiskerinæring og fiskerimyndigheter. Oljedirektoratet sammenstiller datapakker med relevant seismikk fra Nordland VI, VII og Troms II som legges ut for salg.

Boks 6.1 Trinnvis utforskning

1965: Den første utlysingen på norsk sokkel. Utlysning omtalt i St.meld. nr. 22 (1965 – 66)

1979: Det ble åpnet for petroleumsvirksomhet nord for 62 grader i begrensede områder av Norskehavet (6 blokker) og Barentshavet (20 blokker på Tromsøflaket). Omtalt i St.meld. nr. 95 (1969 – 70), St.meld. nr. 30 (1973 – 74), St. meld. nr. 81(1974 – 75). Behandlet i St.meld. nr. 91 (1975 – 76), St.meld. nr. 57 (1978 – 79), Utlysning omtalt i St.meld. nr. 46 (1979 – 80)

1981: 12 blokker utlyst i Norskehavet (Helgeland). Behandlet i St.meld. nr. 57 (1978 – 79), åpnet i St. meld. nr. 67 (1980 – 81), Omtalt i St. meld. nr. 58 (1982 – 83)

1983: 13 blokker utlyst i Norskehavet (Haltenbanken). 19 blokker utlyst i Barentshavet (Trømsøflaket). Omtalt i St. meld. nr. 58 (1982 – 83)

1984: 30 blokker utlyst i Norskehavet (Haltenbanken). Omtalt i St. meld. nr. 80 (1983 – 84)

1985: 68 blokker utlyst i Norskehavet (16 blokker i Møre sør, 41 blokker Trøndelag II, 16 blokker Nordland III, 41 blokker på Møre) 70 blokker utlyst i Barentshavet (20 blokker i Troms II, 30 blokker Bjørnøya sør, 20 blokker Finnmark vest) Omtalt i St.meld. nr. 80 (1983 – 84) Foreslått åpnet i St.meld. nr. 79 (1984 – 85)

1986 – 1987: Strategiske blokker i Barentshavet omtalt i St. meld. nr. 79 (1984 – 85) St.meld. nr. 46 (1986 – 87)

1988: Størsteparten av Barentshavet sør åpnes for petroleumsvirksomhet. Ble lagt frem i St.meld. nr. 79 (1984 – 85). Foreslått åpnet i St.meld. nr. 40 (1988 – 89)

1994: Det åpnes nye områder på dypt vann vest i Norskehavet, herunder vestlig del av Nordland VI. Samtidig lukkes Skagerrak for petroleumsvirksomhet. Behandlet i St.meld. nr. 26 (1993 – 94)

Etter 1994 har ingen nye områder blitt åpnet for petroleumsvirksomhet på norsk sokkel.

Basert på Oljedirektoratets nye kartlegging framstår Nordland VI som det mest prospektive området for petroleumsressurser. Nordland VII og Troms II har et samlet forventet ressursestimat på høyde med det som forventes i Nordland VI. Ressursestimatet for olje er større enn for gass i Nordland VI og VII. I Troms II er det størst sannsynlighet for gass.

Regjeringen vil:

  • Gjennomføre en kunnskapsinnhenting om virkninger av petroleumsvirksomhet i uåpnede deler av Nordland IV, V, VI, VII og Troms II. Kunnskapen som samles inn, skal kunne brukes i en eventuell konsekvensutredning om petroleumsvirksomhet. Kunnskapen som samles inn, skal kunne brukes som grunnlag for neste oppdatering av forvaltningsplanen.

  • Styrke kunnskapen om petroleumsressursene i uåpnede deler av Nordland IV og V gjennom seismikkundersøkelser og andre geologiske datainnsamlinger i regi av Oljedirektoratet og i dialog med fiskerinæring og fiskerimyndigheter.

  • Legge ut for salg datapakker med relevant seismikk fra Nordland VI, VII og Troms II.

6.4.3 Barentshavet sør

De deler av Barentshavet som ligger sør for 74°30’ N og som ikke er tilgjengelig for petroleumsvirksomhet i dag, omtales i dette avsnittet. Dette gjelder den delen av tidligere omstridt område som ligger vest for avgrensningslinjen, et område i vest som også er dekket av sedimentære bergarter og som omtales som Bjørnøyviften, en 65 km sone rundt Bjørnøya, områdene ved iskanten og Polarfronten og kystsonen langs Troms og Finnmark. Havdypet i Barentshavet sør er gjennomsnittlig under 400 meter, mens kontinentalskråningen i vest ved Bjørnøyviften strekker seg ned til mer enn 2000 meter.

Figur 6.8 Barentshavet nord og Polhavet.

Figur 6.8 Barentshavet nord og Polhavet.

Kilde: Oljedirektoratet.

Petroleumsfaglig beskrivelse

Det er påvist hydrokarboner øst og vest for tidligere omstridt område. Dette gir håp om at det kan være hydrokarboner også i den delen som ligger vest for avgrensningslinjen. Datagrunnlaget er for dårlig til at en kan gi et ressursanslag for området. På begynnelsen av 80-tallet ble det inngått enighet mellom Russland og Norge om et moratorium for videre petroleumsaktivitet i det omstridte området. I forkant av moratoriet ble det fra norsk side samlet inn enkelte seismiske linjer i et begrenset område øst for sektorlinjen. Disse linjene viser at geologiske formasjoner som finnes vest for sektorlinjen fortsetter inn i området mot midtlinjen. På norsk side vest for avtaleområdet er det gjort flere mindre funn. På russisk side øst for avtaleområdet er det gjort flere meget store gassfunn, inklusive Sjtokman og Kildinskoya. Det er muligheter for at petroleumsressurser kan være tilstede også i de nye områdene på norsk side. Det er behov for mer data i området for å gjøre en god ressurskartlegging og prospektdefinering. Oljedirektoratet anbefaler at det i første omgang samles inn 2D-seismikk og eventuelt flymagnetiske og gravimetriske data2.

Oljedirektoratet har ikke data for området ved Bjørnøya som gjør det mulig å etablere et ressursanslag for området. Ved iskanten og polarfronten er datagrunnlaget begrenset og det er derfor usikkert hvor stort petroleumspotensialet er i disse områdene. Oljedirektoratets oppfatning er at den vestlige kontinentale skråningen (Bjørnøyviften) har et begrenset ressurspotensial.

Kystsonen fra Troms II til avgrensningslinjen i Barentshavet er vurdert til å ha et begrenset petroleumspotensial.

Boks 6.2 Uåpnede deler av Norskehavet – historikk

1984: Troms II ble konsekvensutredet, området ble ikke åpnet.

1989: Området var omfattet av utredningene som ble gjennomført i forkant av at Barentshavet Sør ble åpnet. Området ble ikke foreslått åpnet.

1994: Nordland IV, V og VI ble konsekvensutredet og delvis åpnet. Kystnære deler ble ikke åpnet. I et område midt i Nordland VI ble det gitt anledning til å bore seks letebrønner. Nordland VII ble ikke åpnet.

1996: Det ble tildelt to utvinningstillatelser iNordland VI.

2001: Den andre brønnen i Nordland VI ble avbrutt. Det ble besluttet å gjennomføre en utredning av konsekvenser av helårig petroleumsvirksomhet i området Lofoten – Barentshavet (ULB) før eventuell videre petroleumsvirksomhet i disse områdene.

2003: ULB lagt frem. Det ble besluttet at det ikke skal åpnes for videre petroleumsvirksomhet i Nordland VI. Videre, at en vurdering av videre aktivitet skulle foretas i forbindelse med den helhetlige forvaltningsplanen for Barentshavet.

2006: I St.meld. nr. 8 (2005 – 2006) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten (forvaltningsplan) ble det besluttet at det ikke skal igangsettes petroleumsvirksomhet i Nordland VI i stortingsperioden 2005 – 2009. Videre at det ikke skal igangsettes petroleumsvirksomhet i Nordland VII og Troms II i daværende stortingsperiode, men at spørsmålet om petroleumsvirksomhet i disse områdene vil bli vurdert i forbindelse med revidering av forvaltningsplanen.

2009: Ved fremleggelsen av St.meld. nr. 37 (2008 – 2009) Helhetlig forvaltning av det marine miljø i Norskehavet (forvaltningsplan), ble det besluttet å ikke igangsette en åpningsprosess i de kystsonen, nordlig del. Videre at dette spørsmålet skulle vurderes i forbindelse med oppdateringen av forvaltningsplanen Barentshavet – Lofoten.

2011:I Meld. St. nr. 10 (2010 – 2011) Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten, besluttet regjeringen at det i denne stortingsperioden ikke skal være petroleumsvirksomhet i de åpnede deler av Nordland VI, og videre at det ikke skal igangsettes konsekvensutredning etter petroleumsloven i Nordland VII og Troms II og i uåpnede deler av Nordland IV, V og VI. Olje- og energidepartementet skal gjennomføre kunnskapsinnhenting om virkninger av petroleumsvirksomhet i uåpnede deler av Nordland IV, V, VI, VII og Troms II. Kunnskapen som samles inn, skal kunne brukes i en eventuell konsekvensutredning om petroleumsvirksomhet.

Vurdering og konklusjon

Den sørlige delen av Barentshavet er generelt åpnet for petroleumsvirksomhet, med første utlysning i 1979. Gjennom nummererte runder og tildeling i forhåndsdefinerte områder (TFO) ser man en økende interesse for området. I dag er det 53 aktive utvinningstillatelser i Barentshavet, og 86 letebrønner er avsluttet. Så langt er Snøhvit i produksjon og Goliat besluttet utbygget. Skrugard er et nytt funn som kan legge grunnlaget for en ny, selvstendig utbygging i området. For å kunne videreutvikle området er det viktig at det legges til rette for løpende aktivitet.

I tilknytning til oppdateringen av helhetlig forvaltningsplan av det marine miljø i Barentshavet – Lofoten, Meld. St. 10 (2010 – 2011), ble det foretatt justeringer i rammene for petroleumvirksomheten i Barentshavet sør. Det ble besluttet ikke å videreføre politikken om ikke å igangsette ny petroleumsvirksomhet i området fra 35 – 50 km fra grunnlinjen langs kysten fra Troms II til grensen mot Russland; herunder på Tromsøflaket. Det samme gjelder for Eggakanten (området fra kanten av Tromsøflaket og nordover). For andre områder ble rammene videreført: I områdene ved iskanten og polarfronten, innenfor et belte på 65 km rundt Bjørnøya og i et belte på 35 km fra grunnlinjen langs kysten fra Troms II til grensen mot Russland, vil det ikke bli igangsatt petroleumsvirksomhet i denne stortingsperioden.

Oljedirektoratet vurderer den del av tidligere omstridt område som ligger vest for avgrensningslinjen med Russland som interessant med tanke petroleumsvirksomheten på norsk sokkel. Det er påvist hydrokarboner øst og vest for området. Dette gir håp om at det kan være hydrokarboner også i den delen av Barentshavet sør som ligger vest for avgrensningslinjen. Datagrunnlaget i området er svært mangelfullt og en kan derfor ikke vurdere ressurspotensialet. Det er derfor behov for mer data fra området. Det vil i første omgang samles inn 2D-seismikk og eventuelt flymagnetiske og gravimetriske data.

I tilknytning til oppdateringen av helhetlig forvaltningsplan av det marine miljø i Barentshavet og Lofoten, Meld. St. 10 (2010 – 2011), ble det besluttet at departementet skal igangsette en konsekvensutredning etter petroleumsloven med sikte på tildeling av utvinningstillatelser i det tidligere omstridte området vest for avgrensningslinjen i Barentshavet sør. Forutsatt at konsekvensutredningen gir grunnlag for det, vil regjeringen legge frem en stortingsmelding som anbefaler åpning av disse områdene for petroleumsvirksomhet. Konsekvensutredningen vil bli igangsatt når overenskomsten mellom Norge og Russland om maritim avgrensning og samarbeid i Barentshavet og Polhavet er trådt i kraft.

Regjeringen vil:

  • Når overenskomsten med Russland om maritim avgrensning og samarbeid i Barentshavet og Polhavet er trådt i kraft, igangsette en konsekvensutredning etter petroleumsloven med sikte på tildeling av utvinningstillatelser i det tidligere omstridte området vest for avgrensningslinjen i Barentshavet sør.

  • Når overenskomsten med Russland om maritim avgrensning og samarbeid i Barentshavet og Polhavet er ratifisert i begge land, igangsette datainnsamling i det tidligere omstridte området vest for avgrensningslinjen i Barentshavet sør.

  • Legge til rette for ny petroleumsvirksomhet i området fra 35 – 50 km fra grunnlinjen langs kysten fra Troms II til grensen mot Russland og i Eggakanten gjennom å inkludere disse områdene i framtidige konsesjonsrunder.

6.4.4 Barentshavet nord og Polhavet

Figur 6.9 Nordsjøen.

Figur 6.9 Nordsjøen.

Kilde: Oljedirektoratet.

Barentshavet nord omfatter havområdene mellom Norskehavet i vest og den maritime avgrensningslinjen mot Russland i øst. I sør er området avgrenset ved 74°30’ N. I nord strekker området seg nord for Svalbard. Arealet for hele norsk del av Barentshavet nord samt de delene av Polhavet som har sedimentære bergarter, er i størrelsesorden 489 100 km2. Arealet i den nye delen av Barentshavet nord er 35 000 km2. Havdypet på sokkelen er generelt under 400 meter, mens kontinentalsokkelskråningen i vest og nord strekker seg ned til mer enn 2 500 meter. Vinterstid er store deler av havområdet dekket av drivis.

De siste 15 årene har den vitenskaplige utforskningen av Polhavet vært sterkt økende. Land som USA, Russland, Tyskland og Sverige driver en utstrakt og kontinuerlig aktivitet i hele Polhavet. Prosjektet med kartlegging av sokkelens ytre grense har gjort Oljedirektoratet til en interessant aktør for de internasjonale forskningsmiljøene i området. Årsaken til dette er at norske myndigheter har hatt egne data og egen aktivitet å vise til. I denne sammenhengen har Oljedirektoratet hatt et utstrakt samarbeid med de statlige russiske kartleggingsinstituttene.

Boks 6.3 Avgrensningslinjen mot Russland

Den maritime avgrensningen mellom Norge og Russland i Barentshavet og Polhavet har vært gjenstand for forhandlinger i om lag 40 år. Overenskomsten mellom Norge og Russland om maritim avgrensning og samarbeid i Barentshavet og Polhavet ble undertegnet i Murmansk 15. september 2010. Begge lands nasjonalforsamlinger gav vinteren 2011 sitt samtykke til ratifisering av avtalen. Utveksling av ratifikasjonsdokumentene skjedde i Oslo 7. juni 2011. Avtalen vil tre i kraft tretti dager etter utvekslingen av ratifikasjonsdokumentene.

Overenskomsten om maritim avgrensning og samarbeid innebærer at det omstridte området på omkring 175 000 kvadratkilometer deles i to tilnærmet like deler. Arealet omfatter områder både nord og sør i Barentshavet. Avtalen har også bestemmelser om samarbeid mellom partene dersom en olje- eller gassforekomst skulle strekke seg over avgrensningslinjen. Dersom man finner slike grenseoverskridende petroleumsforekomster, har avtalen detaljerte regler og prosedyrer med sikte på å sikre en ansvarlig og kostnadseffektiv forvaltning av petroleumsressursene.

Petroleumsfaglig beskrivelse

Utforsking av petroleumspotensialet i uåpnede områder i Barentshavet har gjennom mange år hatt lav prioritet, men datainnsamling har vært foretatt av Oljedirektoratet. Undersøkelsene viser at det er et større område hvor sedimentære bergarter er til stede. Datagrunnlaget i Barentshavet nord er gammelt og har dårlig dekning.

Vurdering og konklusjon

Interessen for de nordlige områdene er økende. Regjeringen har definert nordområdene som sitt viktigste strategiske satsingsområde utenrikspolitisk. Nærvær, aktivitet og kunnskap er grunnpilarene i satsingen. Ambisjonen er at Norge skal være helt i front internasjonalt når det gjelder utvikling av kunnskap om, for og i nordområdene. Videre tas det sikte på at Norge skal være den fremste forvalter av miljøet og naturressursene i nordområdene. Vi har i dag begrenset kunnskap om Barentshavet nord og Polhavet. Et sentralt element i nordområdestrategien er å gjennomføre prosjekter for å utvikle ny kunnskap.

6.4.5 Nordsjøen og Skagerrak

Skagerrak er betegnelsen på havområdet mellom Danmark, Sverige og Sør-Norge. I denne beskrivelsen er Skagerrak avgrenset til området mellom grunnlinjen og grensen mot Danmark og Sverige, øst for 7°Ø, jf. figur 6.10. Arealet av hele Skagerrak er 14 800 km2, uåpnet del av Skagerrak er 12 300 km2. Havdypet i Skagerrak varierer fra 100 til om lag 750 meter.

Petroleumsfaglig beskrivelse

I den nordlige delen av området, som ikke har vært åpnet, er det samlet inn en begrenset mengde seismikk. Disse dataene er av eldre dato og har lav kvalitet. Det er behov for å samle inn ny seismikk dersom man skal gjøre en ny geologisk kartlegging av området. En undersøkelsesbrønn ble boret rett vest for Skagerrak. Det ble ikke påvist hydrokarboner eller kildebergart i brønnen, men gode reservoarbergarter ble påtruffet.

Oljedirektoratet antar at det største potensialet for olje- og gassforekomster finnes i sørlige del av Skagerrak.

Vurdering og konklusjon

I 1987 ble det igangsatt forberedelse til en konsekvensutredning for hele Skagerrak. Konsekvensutredningen ble lagt fram i St.meld. nr. 26 (1993 – 94). Stortinget besluttet på den bakgrunn at en del av Skagerrak skulle gjøres tilgjengelig for letevirksomhet i 1994. Dette område som ligger nord for linjen 57°40 N og øst for 8°30Ø ble gjort tilgjengelig for letevirksomhet på særskilte vilkår. Det vil kunne gis tillatelse til å bore inntil fire letebrønner i området, før en eventuelt tar spørsmålet om videre åpning opp med Stortinget. De øvrige deler av Skagerrak er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet.

I forbindelse med myndighetsbehandlingen av spørsmålet om leteboring i Skagerrak tok svenske myndigheter kontakt og ønsket tilleggsutredninger av mulige konsekvenser for den svenske vestkysten. Etter en samlet vurdering av miljø- og fiskerihensyn, samt aktivitetsnivået i sektoren, ble det ikke tildelt utvinningstillatelser i Skagerrak.

Det er boret flere tørre brønner rett vest for området. Området har størst potensial i sørlige del.

Regjeringen vil:

  • Vurdere det fremtidige behovet for ny kunnskap om petroleumsressursene i Skagerak.

6.4.6 Elementer i en åpningsprosess

Regjeringen har valgt å etablere helhetlig forvaltningsplan som verktøy for beslutninger knyttet til utnyttelse av havområdene. Siktemålet er å legge til rette for verdiskaping og sameksistens mellom de enkelte næringene gjennom bærekraftig bruk av ressurser og økosystemtjenester. Samtidig skal økosystemenes struktur, funksjon og produktivitet opprettholdes, og naturmangfoldet bevares.

Før vi kan ha petroleumsvirksomhet i et havområde må det gjennomføres en åpningsprosess. Petroleumsloven gir hjemmel for ressursforvaltningen, herunder igangsetting av åpningsprosesser. Petroleumsloven forvaltes av petroleumsmyndighetene. Først når et område er åpnet vil det kunne tildeles utvinningstillatelser etter fastsatte bestemmelser og visse miljø- og fiskerimessige vilkår.

Elementer i en åpningsprosess

Før et område kan åpnes for petroleumsvirksomhet må det gjennomføres en åpningsprosess. En åpningsprosess har som formål å utrede det faglige grunnlaget Stortingets beslutning baseres på. Beslutning om åpning av et område tas av Stortinget.

En åpningsprosess består av to hovedelementer. Den ene delen er en kartlegging av geologien og dermed ressurspotensialet i området. En første kartlegging av geologien kan eksempelvis omfatte innsamling av seismikk, boring av grunne brønner, elektromagnetiske undersøkelser eller flymagnetiske undersøkelser. Undersøkelsene gjennomføres vanligvis av Oljedirektoratet.

Den andre delen er en vurdering av de næringsmessige, miljømessige og andre samfunnsmessige virkninger av petroleumsvirksomhet i området. Dette inkluderer mulig fare for forurensning samt de økonomiske og sosiale virkninger petroleumsvirksomheten kan ha. En slik vurdering gjøres ved at det utarbeides en konsekvensutredning i regi av Olje- og energidepartementet. En konsekvensutredning er en sentral del av en åpningsprosess.

I første del av konsekvensutredningsprosessen utarbeides et forslag til utredningsprogram. Dette inneholder en beskrivelse av hva som skal utredes. Utkastet til utredningsprogram sendes på offentlig høring. Departementet fastsetter så på bakgrunn av programforslaget og høringsuttalelsene utredningsprogrammet.

Etter fastsettelse av utredningsprogrammet vil det kunne være behov for å styrke kunnskapen om blant annet miljøverdiene i det aktuelle området. Eksempler er kartlegging av sjøfugl, havbunn, pelagiske arter og tilstedeværende fauna. Behovet for datainnsamling vil imidlertid avhenge av kunnskapsstatus innenfor det enkelte fagområde.

På bakgrunn av kunnskap om miljøverdiene og andre relevante samfunnsforhold og oppfatning om en mulig framtidig petroleumsvirksomhet i området, gjennomføres selve konsekvensutredningen.

Tema i konsekvensutredningene kan være:

  • Forhold med betydning for løsninger, design og operasjoner

  • Samfunnsmessige konsekvenser

  • Regulære utslipp til sjø

  • Fysiske inngrep

  • Konsekvenser for andre virksomheter

  • Hendelser med akutt forurensning

Boks 6.4 Fastsettelse av yttergrensen for norsk kontinentalsokkel

FNs Kontinentalsokkelkommisjon gav i sin anbefaling i april 2009 Norge medhold i å kunne fastsette grensen for sin kontinentalsokkel utenfor 200 nautiske mil i tre områder: i Nansenbassenget i Polhavet nord for Svalbard, i Smutthullet mellom Norge og Russland i Barentshavet og i Smutthavet, dvs. området utenfor 200-milsgrensen mellom fastlands-Norge og Jan Mayen og Grønland.

Sokkelområdet utenfor 200 nautiske mil i Nansenbassenget er på om lag 14 000 km2 og dekker dyphavsområder med om lag 4000 meters vanndyp. Ut fra felles interesser mellom Norge og Russland om den nordlige avgrensningen av kontinentalsokkelen samarbeidet tekniske etater i de to statene om kartleggingen av området.

Etter at enigheten om avgrensningslinjen mellom Norge og Russland kom på plass, er det nå klart at norsk sokkel i det tidligere omstridte området blir på om lag 88 000 km2, hvorav om lag 8 600 km2 ligger i Smutthullet. Avklaringen har stor betydning for å få en effektiv forvaltning av denne delen av sokkelen i framtiden, og vil for norske myndigheter kunne føre til lettere samarbeid med russiske myndigheter i området.

Norges kontinentalsokkel utenfor 200 nautiske mil i Smutthavet kan utgjøre opp til om lag 250 000 km2. I den sørlige delen av dette området tar imidlertid også Island og Danmark med Færøyene sikte på å dokumentere kontinentalsokkel utenfor 200 nautisk mil. I september 2006 ble det undertegnet en forhandlingsprotokoll mellom Norge, Island og Danmark/Færøyene om framgangsmåten for avgrensningen av kontinentalsokkelen og i sørlige del av Smutthavet. Protokollen må følges opp med formelle avgrensningsavtaler når Kontinentalsokkelkommisjonen har avgitt sin anbefaling til Island og Danmark/Færøyene for dette området. Dersom Island og Danmark/Færøyene får anbefalinger fra Kontinentalsokkelkommisjonen i tråd med sine sokkelframlegg, vil de islandske og færøyske sokkelarealene til sammen utgjøre om lag 60 000 km2. Norsk kontinentalsokkel i Smutthavet vil da bli på om lag 190 000 km2. Størstedelen av dette arealet dekker dyphavsområder på 3000 – 3500 meter vanndyp.

Dyphavsområdene i Polhavet og i Smutthavet som nå er inkludert i norsk sokkel utenfor 200 nautiske mil regnes ikke som prospektive områder for olje og gass. De kan imidlertid inneholde andre typer ressurser som man nå ikke kjenner til. Den del av tidligere omstridt område som nå befinner seg på norsk side av avgrensningslinjen, er derimot del av det grunne sokkelområdet i Barentshavet, og derved en del av de prospektive delene av norsk kontinentalsokkel.

For utnyttelse av de ikke-levende ressurser på kontinentalsokkelen utenfor 200 nautiske mil fra grunnlinjene, gjelder særregel om plikt til avståelse av produksjonsavgift etter Havrettskonvensjonens art. 82 til fordel for utviklingsland og kystløse stater. En nærmere beskrivelse av forpliktelsene i art. 82 følger av St.prp. nr. 37 (1995 – 96) om samtykke til ratifikasjon av Havrettskonvensjonen.

Det er i 21. konsesjonsrunde utlyst nye blokker i Vøringplatået, hvorav fire befinner seg utenfor 200 nautiske mil fra grunnlinjen. Dette kan aktualisere Norges plikt til å avstå produksjonsavgift etter Havrettskonvensjonens art. 82. Avgiftsforpliktelsen inntrer det sjette produksjonsåret på et produksjonssted, og skal det første året utgjøre én prosent av verdien eller mengden av produksjon på et produksjonssted. Deretter økes satsen med ett prosentpoeng for hvert etterfølgende år til det tolvte året, og skal deretter forbli syv prosent ut produksjonstiden. Avgiftsforpliktelsen påhviler den norske stat, men vil også kunne overveltes selskapene direkte.

Konsekvensutredning og underlagsrapporter sendes på offentlig høring.

Utredningene, høringsuttalelsene og annen relevant informasjon som har framkommet i prosessen danner grunnlag for en melding til Stortinget. Mulige vilkår til en åpning omtales i stortingsmeldingen. Stortinget tar beslutning om åpning eller ikke åpning av hele eller deler av det angjeldende område, inklusive eventuelle vilkår.

Boks 6.5 Om åpningsprosesser i petroleumsloven

I petroleumslovens § 3-1 står det følgende om åpning av nye områder:

«Før åpning av nye områder med sikte på tildeling av utvinningstillatelser, skal det finne sted en avveining mellom de ulike interesser som gjør seg gjeldende på det aktuelle området. Under denne avveiningen skal det foretas en vurdering av de nærings- og miljømessige virkninger av petroleumsvirksomheten og mulig fare for forurensninger samt de økonomiske og sosiale virkninger som petroleumsvirksomheten kan ha. Spørsmålet om åpning av nye områder skal forelegges lokale myndigheter og sentrale interesseorganisasjoner som kan antas å ha særlig interesse i saken. Videre skal det ved offentlig kunngjøring gjøres kjent hvilke områder det foreligger planer om å åpne for petroleumsvirksomhet og arten og omfanget av den virksomhet det gjelder. Interesserte skal gis en frist på minst 3 måneder til å uttale seg. Departementet avgjør hvilken saksbehandling som skal følges i det enkelte tilfelle.»

Fotnoter

1.

Petroleumsressurser i havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja (OD, 2010), Geofaglig vurdering av petroleumsressursene i havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja (OD, 2010), Økonomisk vurdering av uoppdagede petroleumsressurser i havområdene utenfor Lofoten, Vesterålen og Senja (OD, 2010).

2.

Gravimetriske data viser variasjonen av gravitasjonsfeltet (tyngdekraften) for å avdekke sammensetningen av undergrunnen.
Til toppen
Til dokumentets forside