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

7 Det ytre miljø, beredskap og sikkerhet

Hensyn til andre næringer og ivaretakelse av det ytre miljø har fra starten vært en integrert del av forvaltningen av petroleumsvirksomheten. Det er gjennom 40 år utviklet et omfattende virkemiddelapparat som ivaretar hensynet til andre næringer og det ytre miljø i alle faser av virksomheten – fra åpning av nye områder, via tildelinger av konsesjoner, leting, utbygging og drift og fram til avslutningen av et felt.

Utslipp fra petroleumsvirksomheten deles ofte opp i tre ulike deler; driftsutslipp til sjø, driftsutslipp til luft og akutte utslipp. Akutte utslipp er utslipp som ikke er planlagt og heller ikke tillatt etter forurensningsloven. Driftsutslipp til sjø er i all vesentlig grad renset vann som stammer fra reservoarene (produsert vann) og utboret steinmasse (borekaks) som stammer fra boreaktivitet. Utslipp til luft er i overveiende grad eksos fra energiproduksjon som trenges for å drive innretningene. I tillegg er det noe forbrenning av gass over fakkel av sikkerhetsmessige årsaker og avdamping av lette oljekomponenter ved lagring og lasting av råolje.

Blant annet som følge av en rekke virkemidler etablert i løpet av mer enn 40 år med petroleumsvirksomhet og et sterkt fokus på å begrense utslippene hos myndigheter og selskaper, er norsk sokkel blant de fremste i verden når det gjelder utslipp til luft per produsert enhet, jf. figur 7.1.

Figur 7.1 Utslipp til luft på norsk sokkel sammenlignet med internasjonalt gjennomsnitt for andre petroleumsproduserende land for året 2008. Enhet i 100 kg per Sm3 o.e. for CO2 og i kg per Sm3 o.e. for øvrige komponenter.

Figur 7.1 Utslipp til luft på norsk sokkel sammenlignet med internasjonalt gjennomsnitt for andre petroleumsproduserende land for året 2008. Enhet i 100 kg per Sm3 o.e. for CO2 og i kg per Sm3 o.e. for øvrige komponenter.

Kilde: OLF og EnvironmentWeb.

Det er etablert et mål om null miljøfarlige og miljøskadelige utslipp til sjø (nullutslippsmålet). Målet anses for å være nådd for tilsatte miljøfarlige kjemikalier, men målet for utslipp av olje og naturlig forekommende miljøfarlige stoffer i produsert vann er ikke nådd i samme grad. I 2007 var 90 pst. av kjemikalieutslippene stoffer som ikke antas å utgjøre noen fare for marint miljø. I dag reinjiseres deler av vannet som er med opp fra reservoarene. En unngår da å tilføre havet oljedråper og kjemikalierester som er igjen etter at vannet er renset. Samtidig medfører det energibruk på innretningen, da vannet trykkes tilbake i undergrunnen.

De to største akuttutslippene som har skjedd på kontinentalsokkelen var utblåsningen på Bravoplattformen i 1977 og et uhell i forbindelse med oljelasting på Statfjord-feltet i 2007. Det har ikke forekommet at akuttutslipp på kontinentalsokkelen har nådd kysten. Selskaper og myndigheter har hver dag fokus på å håndtere risikoen ved virksomheten på en god måte, slik at dette heller ikke skal skje i framtida. Sikkerhetsstandarden på norsk sokkel er høy.

45 år med petroleumsaktivitet på norsk sokkel har vist at det lar seg gjøre å forene produksjon av olje og gass med miljøhensyn. Men vi er ikke i mål; aktørene må fortsatt arbeide intensivt med å finne nye, effektive løsninger som reduserer utslippene fra virksomheten ytterligere. Helhetlige vurderinger ved etablering av nye mål og kostnadseffektiv virkemiddelbruk for å nå disse er viktig, slik at ressursutnyttelse og ulike miljøhensyn kan balanseres på en god måte.

Forvaltningsansvaret for petroleumssektoren er fordelt på flere departementer og direktorater. Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet har ansvar for å sikre en god og forsvarlig forvaltning av olje- og gassressursene. Arbeidsdepartementet og Petroleumstilsynet har ansvaret for helse, arbeidsmiljø og sikkerhet. I en kommende stortingsmelding om arbeidsmiljø, arbeidsforhold og sikkerhet i norsk arbeidsliv vil Arbeidsdepartementet legge fram en bredere oppdatert status for HMS-tilstanden i virksomheten. Fiskeri- og kystdepartementet ved Kystverket har ansvar for statens beredskap mot akutt forurensning og for å koordinere private, kommunale og statlige aktører i et nasjonalt beredskapssystem. Miljøverndepartementet og Klima- og forurensningsdirektoratet har ansvar for regulering av utslipp til luft og sjø gjennom utslippstillatelser, samt stiller krav til beredskap mot akutt forurensning i petroleumsvirksomheten. Miljøverndepartementet vil i en kommende stortingsmelding om norsk klimapolitikk legge fram en bred gjennomgang av status og mål for klimapolitikken.

7.1 Moderne og omfattende regulering

Petroleumsvirksomheten er underlagt strenge krav til ivaretakelse av det ytre miljø. Det er etablert et omfattende og grundig system som består av blant annet forvaltningsplaner, konsekvensutredninger, utslippstillatelser og økonomiske virkemidler. For å legge til rette for en best mulig oppfølging har helse-, miljø-, arbeidsmiljø- og sikkerhetsmyndighetene i samarbeid utviklet et integrert helhetlig regelverk for helse, miljø og sikkerhet.

Kostnadseffektiv virkemiddelbruk er et bærende prinsipp for forvaltningen av petroleumsressursene i Norge. Dette innebærer at det skal gjøres kost-/nyttevurderinger av tiltak som reduserer utslipp til luft og sjø, og at tiltakene med lavest kostnad iverksettes først. Prinsippet om kostnadseffektivitet er også bærende i norsk klimapolitikk. Forurenser skal betale, og miljø- og klimamålene skal nås gjennom bruk av kostnadseffektive virkemidler. Petroleumsvirksomheten i Norge har betalt CO2-avgift siden 1991 og, i tillegg, vært en del av kvotesystemet siden 2008.

Gjennom forvaltningsplanene etableres det overordnede rammer som balanserer interessene knyttet til næringsvirksomhet og ivaretakelse av det ytre miljø. Etter omfattende faglige vurderinger blir det, blant annet, fastsatt vilkår for ny petroleumsvirksomhet i forvaltningsplanområdene. Disse områdebaserte vilkårene er fastlagt spesielt ut fra avveininger mellom petroleums-, fiskeri- og miljømessige hensyn.

Før et område skal åpnes for petroleumsaktivitet gjennomføres en åpningsprosess. En åpningsprosess har som formål å utrede det faglige grunnlaget som Stortinget sin beslutning om eventuell åpning skal baseres på. En åpningsprosess inkluderer en kartlegging av ressursgrunnlaget for petroleum. I tillegg skal det foretas en vurdering av de nærings- og miljømessige virkningene av eventuell petroleumsvirksomhet og mulig fare for forurensning, samt de økonomiske og sosiale virkningene som petroleumsvirksomheten kan ha. Dette gjøres gjennom en konsekvensutredning.

I forbindelse med innsamling av seismisk data, skal denne aktiviteten meldes myndighetene 5 uker før oppstart. Det er i tillegg lagt begrensninger for seismikkinnsamling i de mest sårbare områdene gjennom forvaltningsplanene. Slike begrensninger kan være tidsbegrensning av slik aktivitet for eksempel under gytevandring eller gyting. Dette skal bidra til å hindre seismisk innsamling når naturressursene kan være ekstra sårbare. Det er også krav om at det skal være en fiskerikyndig person om bord i fartøyet under innsamling av seismikkdata. Den fiskerikyndige personen skal være bindeledd mellom petroleums- og fiskerinæringen, slik at begge næringene kan utøve sin virksomhet på best mulig måte.

Det er strenge krav knyttet til leteboring. Det må hentes inn tillatelse for leteboring fra Oljedirektoratet for hver enkelt brønn som skal bores. Tillatelsen forutsetter at tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven og samtykke til leteboring fra henholdsvis Klima- og forurensningsdirektoratet og Petroleumstilsynet er gitt. Gjennom forvaltningsplanene er det i tillegg lagt begrensninger på leteboring i spesielt sårbare områder, for eksempel i forhold til gyting.

Som en del av en utbyggingsplan (PUD/PAD) for enkeltfelt skal operatøren blant annet utrede konsekvensene for natur og miljø av at det aktuelle funnet bygges ut. I utredningen beskrives eventuelle klima- og miljøeffekter av forventede utslipp, samt mulige avbøtende tiltak for å redusere utslippene. Både programmet for, og selve konsekvensutredningen, sendes på offentlig høring til berørte samfunnsaktører. Hensikten med dette er å sikre en bred og åpen prosess.

Siden 1996 har kraft fra land vært vurdert i forbindelse med alle nye eller reviderte utbyggingsplaner. Dette har bidratt til at flere felt har besluttet å dekke sitt energibehov fra land. I dag er nærmere 40 pst. av norsk gassproduksjon drevet med kraft fra land. Store nye kraftuttak til petroleumssektoren har konsekvenser for kraftnettet og forsyningssikkerheten på land og på innretningene. Dette må sees i sammenheng.

I driftsfasen reguleres utslippene via tillatelser etter forurensningsloven, i tillegg til de økonomiske insentivene som selskapene løpende har til å redusere utslippene via CO2-avgift, kvoteplikt for CO2 og NOx-avgift eller innbetalinger til næringslivets NOx-fond. Selskapene deltar aktivt i næringslivets NOx-fond. Selskapene må søke Klima- og forurensningsdirektoratet og Statens strålevern om tillatelse etter forurensningsloven for utslipp til luft og sjø og Olje- og energidepartementet om faklingstillatelse.

Myndighetene spiller en sentral rolle i forbindelse med nedstenging av felt eller innretning. Rettighetshaver skal legge frem en avslutningsplan to – fem år før en tillatelse etter petroleumsloven utløper eller oppgis, eller bruken av en innretning endelig opphører. Etter at denne planen er behandlet av relevante myndigheter blir det så fattet et disponeringsvedtak. Dette sikrer en sikkerhets-, miljø- og ressursmessig forsvarlig nedstenging og disponering av den enkelte innretning.

Forskning og utvikling er viktig for en mer miljøvennlig utvinning på norsk sokkel. Gjennom forskningsprogrammene DEMO2000 og PETROMAKS-programmet støttes en rekke prosjekter relatert til utslipp til sjø og luft. Totalt er slike miljøprosjekter i programperioden bevilget og støttet med 235 mill. kroner.

Miljøreguleringer av virksomheten foregår således på alle stadier av virksomheten; fra vurdering av om området skal åpnes, ved leting, ved vurdering av hvordan et felt skal bygges ut, ved spesifikke tillatelser knyttet til driften av feltet, ved årlige endringer av disse og fram til avslutning av produksjon og disponering av innretningene. Dette sikrer et omfattende og solid system knyttet til virksomheten, der alle relevante myndigheter er involvert. Oppdateringer av forvaltningsplaner og nye konsekvensutredninger med oppdatert kunnskap skal bidra til at beslutninger kan treffes på et best mulig og oppdatert faktagrunnlag. Høringsrunder og høringsuttalelser gir mulighet for at alle relevante aktører blir hørt, mens NOx- og CO2-avgiften samt kvoteplikt for CO2 gir selskapene økonomiske insentiver til å ivareta miljøhensyn i den daglige driften. I tillegg har myndighetene mulighet til å treffe enkeltvedtak ved for eksempel godkjenning av utbyggingsplaner.

7.2 Driftsutslipp til sjø

Regulære utslipp til sjø er tillatte utslipp som reguleres gjennom utslippstillatelser. Utslippene kan være borekaks og produsert vann som inneholder rester av tilsatte kjemikalier, olje, tungmetaller og andre naturlig forekommende stoffer fra berggrunnen, inkludert radioaktive stoffer. Kjemikalier tilsettes i bore- og brønnoperasjoner og ved produksjon av olje og gass. De tilsatte kjemikaliene er delt inn i klasser avhengig av stoffenes egenskaper, og det skilles mellom kjemikalier i grønn, gul, rød og sort kategori.

Kjemikalier i grønn kategori er stoffer som antas ikke å medføre skade eller ulemper for det marine miljø. Kjemikalier i gul kategori er vanligvis ikke definert som miljøfarlige, mens kjemikalier i rød og svart kategori er definert som farlige for miljøet. Kjemikalier i rød og svart kategori reguleres strengt og tillates bare sluppet ut der det er tungtveiende sikkerhetsmessige eller tekniske grunner.

Totale mengder kjemikalier brukt i 2009 var 480 000 tonn. Av dette ble 174 000 tonn sluppet ut, hvorav 99,9 pst. var i kategoriene grønn eller gul. De øvrige mengder ble injisert, gjenbrukt eller håndtert som avfall. Av miljøgiftene som står på myndighetenes prioriteringsliste bidrar petroleumsvirksomheten med inntil fire pst. av de nasjonale utslippene.

Etter at målet om null utslipp av olje og miljøfarlige stoffer til sjø kom i 1997, er utslippene av kjemikalier i svart kategori redusert fra 34 tonn i 1998 til knapt 1 tonn i 2010, jf. figur 7.2. Utslipp av kjemikalier i rød kategori er redusert fra 2440 tonn til 16 tonn i samme periode. Mer enn 99 pst. av alle miljøfarlige kjemikalier er fjernet i løpet av de siste ti årene. Om lag 80 pst. av de totale kjemikalieutslippene skjer ved boring og brønnoperasjoner.

Dette bekrefter at operatørenes og myndighetenes arbeid med reduksjon av utslipp av tilsatte miljøfarlige kjemikalier på norsk sokkel har gitt resultater, og nullutslippsmålet for disse anses som nådd. Arbeidet med å redusere utslippene fortsetter blant annet ved å se på mulighetene for å injisere produsert vann og borekaks, samtidig som substitusjonsarbeidet med tilsatte kjemikalier fortsetter.

Figur 7.2 Utslipp av tilsatte kjemikalier fra norsk petroleumsvirksomhet fordelt på svart og rød kategori.

Figur 7.2 Utslipp av tilsatte kjemikalier fra norsk petroleumsvirksomhet fordelt på svart og rød kategori.

Kilde: Oljedirektoratet.

Den utborede steinmassen som kommer fra borehullet ved boring etter petroleum kalles for borekaks. Borekaks har vedheng av rester av borevæsker og andre kjemikalier. Hvorvidt borekaks tillates sluppet ut til havs avhenger ofte av hvilken type borevæske som er benyttet under boring. Ved boring med vannbasert borevæske (grønn kategori) vil borekaks normalt tillates sluppet ut, mens borekaks fra boring med andre borevæsker (oljebaserte eller syntetiske) normalt injiseres etter tillatelse fra Klima- og forurensningsdirektoratet eller fraktes til land for behandling og deponering.

Dersom borekaks tillates sluppet ut, vil den spre seg utover sjøbunnen i utslippspunktets umiddelbare nærhet. Dette vil skje i varierende tykkelse, avhengig av størrelsen på partiklene som slippes ut, strømhastigheten i vannmassene og hvor dypt utslippet skjer. Dette kalles nedslamming, og det er antatt at sårbare organismer som koraller og svamper er følsomme for dette.

Ved produksjon av olje og gass vil det følge vann opp med brønnstrømmen fra reservoaret. Dette vannet inneholder rester av tilsatte kjemikalier, olje og andre naturlige forekommende stoffer, slik som tungmetaller og radioaktive stoffer. Vannet blir enten tilbakeført til reservoaret og deponert i egnet formasjon, eller renset og deretter sluppet ut i havet. Selv om det produserte vannet renses før det slippes ut, vil det inneholde små rester av olje, samt løste stoffer. Som følge av bruk av ny renseteknologi og økt andel av vann som injiseres, er både utslippene og oljekonsentrasjonen i vannet redusert i løpet av de siste årene, jf. figur 7.3.

Mengden produsert vann er nært knyttet til aktivitetsnivået på sokkelen og hvor lenge brønnene har produsert. Andelen vann i brønnstrømmen øker jo lenger ut på halen av et felt det produseres. For å redusere utslipp til sjø støttes også en rekke prosjekter innen produsert vann, håndtering av akutte utslipp til sjø og overvåking og deteksjon av utslipp.

Figur 7.3 Utslipp av olje.

Figur 7.3 Utslipp av olje.

Kilde: Oljedirektoratet.

Oljekonsentrasjonen i det produserte vannet som slippes ut til sjø lå i 2009 på om lag 11 mg per liter. Dette er langt under maksimumsnivået på 30 mg per liter, som er fastsatt i nasjonalt regelverk basert på vedtak i Konvensjonen om beskyttelse av det marine miljø i det Nordøstlige Atlanterhav (OSPAR).

Boks 7.1 Blåskjell måler utslipp

For å sikre forsvarlig oljevirksomhet på sokkelen må utilsiktede forurensende utslipp effektivt og, nøyaktig måles, og informasjonen raskt sendes til de rette menneskene. Selskapet Biota Guard har tatt i bruk et biologisk «måleverktøy» for å spore mulige utslipp fra plattformer i tillegg til fysiske og kjemiske sensorer. Et slikt «måleverktøy» er blåskjell. Biota Guards system baserer seg på måling av helsen til det enkelte blåskjell. Skjellene lukker seg igjen i varierende grad, hvis de utsettes for skadelige stoffer eller opplever fysisk stress på grunn av andre trusler. Dette kan registreres og måles og kan gi en umiddelbar indikasjon på eventuelle utslipp. Prosjektet er støttet av PETROMAKS-programmet i Norges forskningsråd.

7.2.1 Virkemidler for å redusere regulære utslipp til sjø

Nullutslippsmålet for olje og miljøfarlige stoffer til sjø fra petroleumsvirksomheten ble etablert i St. meld. nr. 58 (1996 – 1997), Miljøvernpolitikk for en bærekraftig utvikling og er utdypet og presisert i en rekke stortingsmeldinger deretter. Hovedregelen er at det ikke skal slippes ut miljøfarlige stoffer, verken kjemiske stoffer som er tilsatt eller som finnes naturlig. Det er angitt at nullutslippsmålet skal nås innenfor akseptable rammer for miljø, sikkerhet og økonomi. I 2005 vurderte Klima- og forurensningsdirektoratet nullutslippsmålet for tilsatte miljøfarlige kjemikalier som nådd.

Målet om ingen utslipp av miljøfarlige tilsatte kjemikalier (svarte og røde)1 har siden 2005 blitt ansett som oppfylt. Av sikkerhetsmessige og tekniske hensyn vil det fortsatt være noe utslipp av miljøfarlige stoffer til sjø også i årene som kommer. I 2009 ble radioaktive stoffer også inkludert i nullutslippsmålet.

Norsk regelverk gjennomfører internasjonale krav gjennom «Konvensjon om bevaring av det marine miljø i Nordøst-Atlanteren» (OSPAR-konvensjonen). I henhold til konvensjonen skal oljeinnhold i utslipp være minst mulig og ikke over 30 mg per liter. Gjennom OSPAR kategoriseres også kjemikaliene etter iboende egenskaper.

Produsert vann slippes normalt ut relativt høyt i vannsøylen og de giftigste vannløselige fraksjonene vil fortynnes raskt med sjøvann. Kortsiktige (akutte) virkninger av regulære driftsutslipp av produsert vann og borekaks er vurdert å være ubetydelige, da disse generelt vil være av lokal og midlertidig karakter uten konsekvenser på bestandsnivå. Det er mer usikkerhet omkring mulige langtidsvirkninger. Basert på dagens kunnskap fra forskning og overvåking er det ikke påvist konsekvenser på bestandsnivå. Det forskes imidlertid videre på dette området.

For å redusere utslipp av produsert vann injiseres vann på flere felt uten at det brukes til trykkstøtte. Denne løsningen vil medføre økt energibruk og økte utslipp av klimagasser. For gamle felt vil dette ofte også være dyrt og teknisk vanskelig. Nye virkemidler for å redusere utslipp av produsert vann til sjø fra petroleumssektoren vil derfor ses i et helhetlig perspektiv. Utslippene til sjø må ses i sammenheng med andre forhold som utslipp til luft, generering av avfall, sikkerhet og kostnader. Myndighetenes vurdering er at det ikke bør innføres et generelt krav om injeksjon.

Mengden av forurensende stoffer i produsert vann vil variere fra felt til felt. Likeledes vil kostnadene ved reinjeksjon av produsert vann variere. På noen felt vil kostnadene være forholdsvis lave, for eksempel fordi feltet uansett benytter vann til trykkstøtte og det produserte vannet kan benyttes som en del av trykkstøtteopplegget. På andre felt kan forholdet være at mengdene produsert vann vil være forholdsvis små, mens kostnadene med å reinjisere det kan være svært høye.

En vurdering fra sak til sak der miljønytte og eventuelle andre gevinster vurderes mot kostnadene ved en slik løsning, er solid forankret i norsk ressurs- og miljøforvaltning. Klima- og forurensningsdirektoratets nullutslippsrapport fra 2010 konkluderer blant annet med at det ikke bør innføres et generelt krav om injeksjon av produsert vann på norsk sokkel. Men for nye utbygginger bør det gjøres transparente samfunnsøkonomiske nytte- og kostnadsvurderinger som også omfatter helhetlige miljøvurderinger av tiltak for å hindre utslipp av produsert vann. Det er ikke framkommet forhold som tilsier at konklusjonene fra rapporten ikke skal kunne anvendes over hele sokkelen.

Det ble stilt strengere krav for utslipp til sjø i Barentshavet enn sokkelen for øvrig. Kravet ble innført i 2003 og innebar at petroleumsvirksomhet i området skulle gjennomføres med null utslipp til sjø under normal drift, representert ved null utslipp til sjø av produsert vann og borevæske/kaks fra boring. Denne politikken ble justert i Meld St nr 10 (2010 – 2011), Oppdatering av forvaltningsplanen for det marine miljø i Barentshavet og havområdene utenfor Lofoten. I framtida vil en regulere utslipp til sjø fra petroleumsvirksomheten i dette forvaltningsplanområdet på samme måte som petroleumsvirksomheten på øvrige deler av norsk kontinentalsokkel.

7.3 Utslipp til luft

Petroleumssektoren stod i 2009 for 27 pst. av de norske utslippene av klimagasser. Dette skyldes at sektoren er stor i Norge, at aktiviteten er energiintensiv og at fossilt brensel i liten grad brukes til stasjonær forbrenning på fastlandet. Dette skyldes utstrakt bruk av elektrisitet til oppvarming og en elektrisitetsproduksjon som domineres av vannkraft. Klimagassutslippene er stort sett avgasser fra forbrenning av gass i turbiner, fakling av gass og forbrenning av diesel. Disse avgassene inneholder blant annet CO2.

Sektoren står også for vesentlige bidrag til andre typer utslipp til luft. Andre miljøskadelige stoffer som blir slippet ut, er flyktige organiske forbindelser utenom metan (nmVOC), metan (CH4), nitrogenoksider (NOx) og svoveldioksid (SO2). CO2 og CH4 er klimagasser, NOx og SO2 bidrar til forsuring. NmVOC vil reagere med NOx i luft og danne ozon, som blant annet kan forårsake nedsatt plantevekst. Eksponering for nmVOC kan også være helseskadelig og kan innebære et arbeidsmiljøproblem. Utslipp til luft fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel er vesentlig lavere enn det internasjonale gjennomsnitt for oljeproduserende land.

Boks 7.2 Klimagasser, NOx- og nmVOC-utslipp på norsk sokkel

I 2009 var totale utslipp av klimagasser i Norge på 51,3 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Utvinning av olje og gass stod for 12,4 mill. tonn, eller en andel på 27 pst. Klimagassutslippene fra innretningene på kontinentalsokkelen stammer i all hovedsak fra forbrenning av gass i turbiner, dieselbruk og fakling av gass.

Klimagassutslippene fra petroleumsvirksomheten anslås de nærmeste årene å ligge på rundt 14 mill. tonn CO2-ekvivalenter per år. Utslippsutviklingen er usikker, men utslippstoppen vil i følge framskrivingene nås innen 2020.

Totale NOx-utslipp i Norge var i 2009 på 180 600 tonn, en nedgang på 4 pst. fra 2008. Petroleumsvirksomheten stod for 49 800 tonn, noe som gir norsk sokkel en andel på 29,7 pst. av samlede norske utslipp. Om lag 65 pst. av NOx-utslippene fra norsk sokkel stammer fra turbiner. NOx-utslipp fra turbiner avhenger av turbinlast, samt type drivstoff. For eksempel gir forbrenning i gassturbiner lavere utslipp av NOx enn forbrenning i dieselmotorer.

NOx-utslippene fra petroleumssektoren er anslått til om lag 44 tusen tonn i 2020.

De norske utslippene av nmVOC var 141 200 tonn i 2009. Av dette stod petroleumssektoren for om lag 45 000 tonn. Utslippene i petroleumssektoren er redusert med 82 pst. fra toppåret 2001. Majoriteten av dette skyldes utslippsreduserende tiltak rettet mot lasting og lagring av olje på kontinentalsokkelen.

NmVOC-utslippene fra petroleumssektoren er anslått til om lag 28 000 tonn i 2020.

Figur 7.4 Klimagasser, NOx - og nmVOC-utslipp på norsk sokkel.

Figur 7.4 Klimagasser, NOx - og nmVOC-utslipp på norsk sokkel.

Kilde: Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet.

Det er krevende å gi anslag for framtidig utvikling i en næring. Utslipp av klimagasser påvirkes av en rekke forhold. Framskrivinger bygger derfor på en rekke beregningstekniske forutsetninger. Usikkerheten i prognosene kommer også til uttrykk ved å sammenstille tidligere framskrivinger med faktiske utslipp. Utslippene fra petroleumssektoren fram til 2010 har vært lavere enn hva som eksempelvis ble anslått våren 20072. Siste utslippsframskriving indikerer imidlertid en oppjustering av utslippene i 2020 med om lag 23 pst. fra samme tidspunkt, jf. figur 7.5.

Figur 7.5 CO2-utslipp fra petroleumssektoren.

Figur 7.5 CO2-utslipp fra petroleumssektoren.

Kilde: Oljedirektoratet.

Utviklingen på store deler av norsk kontinentalsokkel går mot mer modne felt, samtidig som avstandene for gasstransport øker ettersom mange nye gassfelt ligger lenger unna markedene. Produksjonen av gass utgjør en stadig større del av produksjonen på kontinentalsokkelen. Behandling og transport av produsert gass er mer energikrevende enn produksjon og transport av væske. I tillegg minker reservoartrykket utover i feltenes levetid. Dermed øker behovet for energi i prosessanlegget og i gasskompresjonen. Alle disse forholdene trekker isolert sett i retning av økt energibehov, noe som ofte betyr større utslipp per produsert enhet.

Reservoarforholdene er en annen faktor som gjør at energibehovet øker. Lenger ut i levetiden til feltet kommer det mer vann i brønnstrømmen. Siden det stort sett er den samlede væske- og gassmengden (vann, olje og gass) som avgjør energibehovet i prosessanlegget, vil et felt få høyere utslipp per produsert oljeenhet når produksjonen går ned. Det å øke utvinningsgraden fra feltene vil derfor trekke i retning av økte utslipp per produsert enhet.

Forskjellige typer utslipp må veies mot hverandre. Et eksempel er sammenhengen mellom utslipp til sjø og utslipp til luft. Strengere krav til for eksempel utslipp av produsert vann vil føre til økt behov for rensing eller injeksjon. Dette er prosesser som krever energi og vil medføre økte utslipp til luft. Likeså kan anstrengelser for å redusere NOx-utslippene fra en innretning påvirke utslippene av CO2, da dette innebærer at turbinene driftes på en spesiell måte. Alle disse hensynene må balanseres på en fornuftig måte gjennom riktig virkemiddelbruk.

7.3.1 Virkemidler for å redusere utslipp til luft

Av ressursmessige årsaker har man fra starten av petroleumsalderen i Norge satt krav om gassavsetning for alle felt. Utstrakt brenning av gass over fakkel – en praksis med store tilhørende utslipp som en ser i mange andre petroleumsprovinser – har derfor aldri vært en aktuell løsning på norsk sokkel. Gassen har i stedet kommet til nytte for eksempel ved å dekke energibehovet hos kjøpere av norsk gass på kontinentet eller til injeksjon for økt utvinning. Brenning av gass i fakkel og kaldventilering, utover det som er nødvendig for å sikre normal drift, er etter petroleumsloven ikke tillatt uten godkjenning fra departementet.

Innføringen av CO2-avgift i 1991 bidro til utvikling og bruk av teknologi som muliggjorde slokking av fakkelen. Løsningen medførte at fakkelen automatisk ble tent når det var sikkerhetsmessig nødvendig å brenne gassen. Dette bidro til å redusere faklet volum. Fakling stod i 2010 for 11,6 pst. av CO2-utslippene fra petroleumsvirksomheten i Norge. Dette er lavt sammenliknet med andre petroleumsproduserende land.

Den største kilden til utslipp av CO2 og NOx er energiproduksjon på innretningene. Disse kan reduseres på to hovedmåter, nemlig gjennom å:

  • redusere behovet for energi

  • produsere energien mer effektivt og/eller med mindre utslipp

Den beste måten å oppnå dette på er å etablere virkemidler som gjør at selskapene har egeninteresse av å begrense sine utslipp. Dette kan gjøres ved å sette en kostnad på utslippene, slik at selskapenes overskudd blir størst når de gjennomfører de hensiktsmessige utslippstiltakene. På kontinentalsokkelen gjør en dette ved at selskapene må betale CO2-avgift og kjøpe klimagasskvoter for å dekke sine utslipp. Dette kommer i tillegg til verdien selskapene kan oppnå ved å eksportere og selge gassen sin framfor å bruke den på feltet.

Petroleumssektoren har betalt CO2-avgift siden 1991 og vært en del av kvotesystemet siden 2008. Før petroleumssektoren ble en del av kvotesystemet, utgjorde CO2-avgiften for petroleumssektoren om lag 350 kroner per tonn CO2. Da petroleumssektoren ble en del av kvotesystemet i 2008, ble CO2-avgiften redusert tilsvarende nivået på kvoteprisen, slik at den totale CO2-kostnaden (avgift + kvotepris) for petroleumssektoren skulle forbli på samme nivå som tidligere. Den totale CO2-kostnaden varierer nå imidlertid i takt med kvoteprisen, slik det også er tilfelle for annen kvotepliktig næringsvirksomhet i EU.

Både CO2-avgiften og kvotesystemet er sektorovergripende virkemidler som har hatt stor utslippsreduserende effekt. «Sektorovergripende» betyr at disse virkemidlene omfatter flere sektorer. CO2-avgiften er likevel en differensiert avgift på tvers av sektorer, og petroleumsvirksomheten er blant de sektorene som historisk har betalt høyest CO2-avgift. Norsk petroleumssektor har derfor over lang tid hatt en betydelig sterkere egeninteresse av å gjennomføre relativt sett dyre utslippsreduserende tiltak enn de fleste andre aktører i inn- og utland.

Over tid har dette utløst utslippsreduserende tiltak med tiltakskostnader opp til denne CO2-kostnaden. Totalt regner petroleumsnæringen med at CO2-avgiften har utløst tiltak som har redusert CO2-utslippene med 40 mill. tonn siden 1991. Ettersom mange tiltak allerede er utløst, finnes det derfor få utslippsreduserende tiltak med lave tiltakskostnader i sektoren. Arbeidet under Klimakur 2020 bekrefter dette kostnadsbildet.

Ved installasjon av nytt energiproduserende utstyr på innretninger skal det brukes best tilgjengelig teknologi. Krav om bruk av slik teknologi har bidratt til betydelige reduksjoner av utslipp til luft.

I 1996 vedtok Stortinget at det ved alle nye feltutbygginger skal legges fram en oversikt over energibehov og kostnadene ved å benytte kraft fra land framfor gassturbiner. Kraft fra land skal evalueres av operatøren og følges opp av myndighetene i forbindelse med behandling av hver enkelt ny plan for utbygging og drift. Kraft fra land omtales nærmere under kapittel 7.3.3.

Gjennom Klimaforliket ble forskning for å redusere utslipp til luft styrket. Den offentlig finansierte petroleumsforskningen skal ha et sterkere fokus på klimagassutslipp. 25 mill. kr er fra og med 2009 øremerket til forskning rettet mot energieffektivisering og reduksjon av klimagassutslipp tilknyttet olje- og gassproduksjon på norsk sokkel. Aktuelle forskningsutfordringer er reduserte klimagassutslipp ved mindre fakling (optimalisert prosesskjøring, redusert antall nedstengninger etc.) og lavere utslipp fra kraftgenerering (styring og utnyttelse av gassturbiner etc), samt mer effektiv bruk av energi (driftsoptimalisering, varmegjenvinning).

NOx-utslippene avhenger ikke kun av brensel og virkningsgrad som CO2-utslippene, men også av forbrenningsteknologi og hvilken last turbinene går på. Aktiviteten på norsk sokkel har gått foran i arbeidet med å utvikle gassturbiner som gir lavere NOx-utslipp – såkalte lav-NOx-turbiner.

I 2007 innførte Stortinget en NOx-avgift3 og ga videre fritak for utslippskilder som inngikk en miljøavtale med staten. I 2008 undertegnet Miljøverndepartementet og næringsorganisasjonene den første NOx-avtalen, som innebar at de årlige NOx-utslippene skulle reduseres med 30 000 tonn innen utgangen av 2011, selv om dette senere er blitt nedjustert til 18 000 tonn. I desember 2010 ble det inngått en ny avtale som skal sikre at Norge reduserer sine årlige NOx-utslipp med ytterligere 16 000 tonn innen 2017. Miljøavtalen om NOx regulerer næringsorganisasjonenes forpliktelser overfor myndighetene til å redusere de samlede NOx-utslippene fra kildene som omfattes av avtalen. Alle operatørselskap med drift på norsk sokkel er med på denne avtalen. Sats for innbetaling til Næringslivets NOx-fond er 11 kroner per kilo NOx. Pengene skal gi tilskudd til virksomheter som gjennomfører kostnadseffektive NOx-tiltak.

I 2009 ble det innbetalt til sammen 653 mill. kroner til NOx-fondet. Olje- og gassindustrien stod for 444 mill. kroner (68 pst.). Frem til og med 2009 var 80 pst. av utslippsreduksjonene som støttes av fondet utløst i maritim sektor, mens 7 pst. av fondets utslippsreduksjoner ble gjennomført direkte i olje- og gassektoren og 4 pst. på rigger. Selv om NOx-utslippene i petroleumssektoren har vært relativt stabile de siste ti årene, finansierer olje- og gassindustrien betydelige utslippsreduksjoner i andre sektorer. Innbetalingssatsen for petroleumssektoren er nesten tre ganger så høy som for de andre sektorene som deltar i NOx-fondet. Gjennom SDØE-ordningen og skattesystemet vil staten dekke en betydelig del av inntektene til NOx-fondet.

En del lette oljekomponenter (nmVOC) fordamper fra råoljen ved lagring og lasting. Ved oljeterminalen på Sture ble teknologi for å gjenvinne slik oljedamp tatt i bruk i 1996. Etter krav fra Klima- og forurensningsdirektoratet om å redusere utslippene av nmVOC ved lagring og lasting offshore, ble det i 2002 inngått en avtale om industrisamarbeid for å møte kravene på en mest mulig kostnadseffektiv måte. Dette har ført til at det i løpet av det siste tiåret er installert teknologi for gjenvinning av oljedamp til bruk på skip. Dette har, sammen med reduksjoner i volumer olje som lagres og lastes, gitt resultater. Fra 2001 til 2009 har nmVOC-utslippene blitt redusert fra 250 000 til 45 000 tonn.

Boks 7.3 Eksempler på utslippsreduserende tiltak

Utslippene fra petroleumssektoren i Norge er gjenstand for relativt sterk virkemiddelbruk, og det er allerede gjort mye for å redusere utslippene til luft fra denne sektoren. Utslipp av CO2 fra kraftproduksjon på kontinentalsokkelen står for om lag 90 prosent av de totale utslippene fra offshorevirksomheten. Mange ENØK-tiltak er gjennomført etter at CO2-avgiften kom i 1991. For at energieffektiviteten skal øke betydelig mer på lengre sikt, er det nødvendig med et skifte i teknologi og konsept for energiforsyningen. Det krever langsiktig satsing på utvikling, utprøving og implementering av ny teknologi.

Et eksempel på utslippsreduserende teknologi er kombikraft, der varmen fra eksosgassen i turbinene brukes til å produsere damp, som så blir brukt for å produsere elektrisitet. Kombikraft øker energieffektiviteten og er i dag i bruk på feltene Oseberg, Snorre og Eldfisk. Disse anleggene er enestående i offshoresammenheng i verden. Det er også installert flere lav-NOx turbiner som reduserer NOx-utslippene betydelig.

Et annet eksempel er arbeidet med injisering og lagring av CO2 i ferdigproduserte olje- eller gassreservoar, eller i geologiske formasjoner under vann eller på land. Siden 1996 er det årlig blitt skilt ut om lag en million tonn CO2 på Sleipner for å nå gasskvalitetskravene. Denne CO2-gassen er blitt lagret i Utsira-formasjonen. Når Gudrun starter opp og knyttes til Sleipner i 2014 er det planlagt at CO2 skal skilles ut og lagres i Utsira-formasjonen. På Snøhvitfeltet begynte en i april 2008 å separere og lagre CO2, før naturgassen blir kjølt ned til flytende gass (LNG). CO2-gassen går i rør fra LNG-anlegget på Melkøya og tilbake til feltet. Der blir den injisert og lagret i formasjonen Tubåen, 2600 meter under havbunnen. Ved full drift på Snøhvit vil opp til 700 000 tonn CO2 i året kunne bli lagret. Disse anleggene hvor det gjennomføres CO2-injeksjon til havs er de eneste av sitt slag i verden.

Petroleumsvirksomheten er omfattet av mange virkemidler for å redusere utslipp til luft, både i planleggingsfasen og i driftsfasen av prosjektene. Fokus på reduksjon av utslipp til luft har vært og vil fortsatt være viktig for petroleumssektoren. Sektoren har over tid hatt en høyere CO2-kostnad enn andre sektorer både i Norge og i utlandet. Dette har allerede gitt store utslippsreduksjoner. Ytterligere tiltak i petroleumssektoren er relativt kostbare, noe som senest er synliggjort i Klimakurrapporten.

7.3.2 Klimakur 2020

Klimakur 2020 har utredet tiltak for den norske petroleumsindustrien som samlet kan redusere utslippene av klimagasser med 5,5 mill. tonn CO2-ekvivalenter. Tiltakene har et kostnadsspenn fra 400 til 4000 kroner per tonn redusert CO2. Det er stor usikkerhet knyttet til anslagene for tiltakskostnader og teknologiutvikling.

Tiltakene er store og kompliserte industriprosjekter som det tar tid å realisere. Det er vurdert som mulig å gjennomføre reduksjoner i petroleumssektoren på opp til tre mill. tonn innen 2020. I Klimakur 2020 omfatter petroleumssektoren alle petroleumsinnretningene på norsk sokkel og landanleggene på Kollsnes, Stura, Nyhamna, Melkøya, Mongstad og Kårstø. Klimakur 2020 har utredet tiltak innenfor tre områder:

  • energieffektivisering

  • elektrifisering

  • fangst- og lagring av karbondioksid (Carbon Capture and Storage, CCS).

Boks 7.4 Klimakur 2020

I 2008 nedsatte Miljøverndepartementet en etatsgruppe under ledelse av Klima- og forurensningsdirektoratet. Den fikk navnet Klimakur 2020. Mandatet slo fast at sluttrapporten skulle dekke følgende punkter:

  1. Vurdere forventet kvotepris i 2012, 2015 og 2020

  2. Gjennomgå internasjonale mål og virkemidler i klimapolitikken. Særlig skal man vurdere utviklingen i Europa, og se på hvilke konsekvenser den kan ha for norske virkemidler

  3. Vurdere behovet for nye eller endrede virkemidler i norsk klimapolitikk. Særlig vekt skal legges på virkemidler som bidrar til å oppfylle målet om å redusere utslippene med 15 til 17 millioner tonn innen 2020. Samtidig ønsker man å finne virkemidler som er styringseffektive og kostnadseffektive på lenger sikt.

Oljedirektoratet har sittet i førersetet for analysene av petroleumssektoren.

Petroleumsindustrien stod i 2009 for 27 pst. av Norges totale klimagassutslipp. Størsteparten av utslippene er knyttet til energiproduksjon. Innføring av CO2-avgift på sokkelen i 1991 førte til at selskapene ble mer bevisste på energieffektiv drift. Det er utløst mange CO2-reduserende tiltak som følge av avgiften. Redusert fakling og oppgradering av turbiner er eksempler på tiltak som har hatt stor effekt. Det er fortsatt muligheter for å redusere utslipp gjennom energieffektivisering. Framskrivingene av utslipp (referansebanen) for petroleumssektoren inkluderer forventede tiltak innen energieffektivisering og teknologiforbedringer. Tiltakene er uspesifiserte og utgjør om lag én mill. tonn CO2 i 2020.

I Klimakur 2020 har Oljedirektoratet oppdatert beregningene av tiltakskostnader fra rapporten Kraft fra land til norsk sokkel, som ble lagt fram i januar 2008. I denne rapporten ble tiltakskostnader og utslippsreduksjoner ved å erstatte utstyr for elektrisk kraftproduksjon på innretningene med kraft fra land beregnet. Oppdaterte tiltakskostnader ved områdeelektrifisering (sørlige, midtre og nordlige Nordsjø og Norskehavet) er beregnet til å ligge mellom 1350 og 3100 kroner per tonn CO2 redusert. Oljedirektoratet har utredet tiltak som samlet kan gi utslippsreduksjoner på om lag 4,6 mill tonn. Den oppdaterte analysen viser at den sørlige delen av Nordsjøen er det området der elektrifisering har lavest tiltakskostnad, blant annet fordi feltene her har lang forventet levetid. Stortinget vedtok i 1996 at kraft fra land skal utredes av utbygger og følges opp av myndighetene i forbindelse med hver ny utbygging på sokkelen. Se også avsnitt 7.3.3.

Oljedirektoratet har også vurdert elektrifisering av landanlegget på Melkøya og deler av Kårstø-anlegget. For disse anleggene er også karbonfangst og -lagring (CCS) vurdert. Disse tiltakene er gjensidig utelukkende, noe som betyr at karbonfangst og -lagring ikke er aktuelt, dersom anlegget elektrifiseres og omvendt.

For førstegenerasjons fullskalaanlegg er tiltakskostnadene for reduserte utslipp beregnet til 1300 – 2250 kroner per tonn CO2.

Det er ikke beregnet tiltakskostnad for fangst og lagring av CO2 fra utslippskilder til havs. Tidligere analyser tyder på at tiltakskostnadene vil ligge betydelig høyere enn for petroleumsanlegg på land. Teknologiutvikling kan imidlertid endre kostnadsbildet for offshore karbonfangst og -lagring.

Bruk av CO2 til å øke utvinningen fra felt i produksjon kan gi et inntektsbidrag for karbonfangst og -lagring i Norge. Høy oljepris kan gjøre det lønnsomt å injisere CO2 for økt utvinning. Dette krever imidlertid stabil tilgang til store CO2-volumer, større enn dem som kan komme fra Kårstø og Mongstad. Det er ikke gjort vurderinger av mulighetene for å bruke CO2 til økt utvinning i Klimakur 2020.

Utredningene gjennomført under Klimakur vil, sammen med blant annet høringsuttalelsene til arbeidet, oppdaterte utslippsanslag og makroøkonomiske analyser av tiltak, være bakgrunnsmateriale for arbeidet med den kommende klimameldingen.

7.3.3 Kraft fra land

Fra 1997 har kraft fra land vært vurdert for alle nye utbygginger og større ombygginger på kontinentalsokkelen. Troll A-plattformen var den første installasjonen på kontinentalsokkelen som ble drevet med kraft fra land. Felt som Ormen Lange, Snøhvit og Gjøa er senere forsynt med elektrisitet. Valhall og Goliat vil få kraft fra land når de kommer i produksjon. I tillegg får også landanleggene Kårstø, Kollsnes, Tjeldbergodden og Nyhamna helt eller delvis kraft fra nettet. I dag er nærmere 40 pst. av norsk gassproduksjonen knyttet til disse feltene.

Oljedirektoratet og NVE gjennomførte i 2009/2010 en analyse av kraftbehovet for felt som allerede har kraft fra land eller har besluttet dette. Disse er beregnet å etterspørre i underkant av 5 TWh i 2011, voksende til nærmere 6,5 TWh i 2020. Det er viktig å se kraft fra land til petroleumsvirksomheten i sammenheng med kraftsystemet på land. Levering av kraft til petroleumsvirksomheten utover det som er besluttet kan bli utfordrende. Bygging av nye overføringslinjer er viktig for å gjøre systemet mer robust.

Departementet har også sett på mulighetene til å ta kraft fra land til eksisterende felt på kontinentalsokkelen. Oljedirektoratet, Norges vassdrags- og energidirektorat og Klima- og forurensningsdirektoratet utarbeidet rapporten «Kraft fra land til norsk sokkel» i 2008. Denne analysen er blitt oppdatert i forbindelse med arbeidet med utredningen Klimakur 2020.

Energiforsyningsløsningen til en petroleumsinstallasjon blir behandlet i forbindelse med myndighetenes godkjenning av en utbygging. Dette skjer både i prosessen med konsekvensutredning og i den etterfølgende behandlingen av utbyggingsplanen. Det er krav om at alle planer for utbygging og drift av olje- og gassfelt skal inneholde en analyse av mulighetene til å få kraftforsyning fra land. Dette gjelder både nye feltutbygginger og større modifikasjoner på eksisterende installasjoner.

Tilgangen på kraft

I lys av ønsket om økt bruk av kraft fra land til installasjoner på sokkelen er det viktig med stor oppmerksomhet på grenseflatene mellom kraftsystemet og petroleumssektoren. En forutsetning for en løsning med kraft fra land er at det kan skje uten negative effekter på kraftsystemet og at hensynet til naturmangfold på fastlandet ivaretas. Elektrifisering av sokkelen forutsetter derfor at det samtidig er sikret utbygging av tilstrekkelig ny kraft eller at det framføres tilstrekkelig nytt nett slik at det ikke oppstår regionale ubalanser.

Klimakur forutsetter ved beregninger av tiltakskostnader ved elektrifisering at nødvendig kraft finnes til den forutsatte kraftpris. I en del tilfeller vil imidlertid elektrifisering kunne medføre betydelige ekstrakostnader knyttet til utbygging av nye overføringslinjer.

I Norge står vannkraft for nær all elektrisitetsproduksjon på land. Den dominerende rollen til vannkraften gjør at den norske elektrisitetsproduksjonen varierer mye fra år til år avhengig av tilsiget til vannmagasinene. Denne egenskapen ved det norske kraftsystemet er det viktig å ta hensyn til også ved vurderingene av krafttilgangen til petroleumsvirksomheten.

Produksjonen og forbruket av elektrisitet er ikke jevnt fordelt over landet, og mulighetene til overføring mellom de ulike delene av landet er avhengig av tilstrekkelig nettkapasitet. Dette innebærer at en planlagt økning i forbruket av kraft som følge av ytterligere elektrifisering må vurderes i forhold til forsyningssikkerheten både regionalt og nasjonalt. Etablering av nye forbruksenheter vil kunne skje raskere enn etablering av ny produksjon og overføringsnett. Grundig planlegging er derfor nødvendig for å sikre at denne typen etableringer ikke gir regionale ubalanser i kraftsystemet. Etableringen av nye, store forbruksenheter har bidratt til de regionale ubalansene som vi har hatt i de senere årene.

Tidligere ble ofte etableringen av virksomhet med høyt kraftforbruk knyttet sammen med utbygging av større produksjonsanlegg. Mye av kraftproduksjonen som bygges i dag dreier seg om spredt lokalisert småkraft og vindkraft, med liten reguleringsevne. Det gjør at betydningen av et solid strømnett med god overføringskapasitet blir viktigere enn før. Et solid strømnett er svært viktig for levering av kraft fra land til nye installasjoner på kontinentalsokkelen. I Statnetts nettutviklingsplan for 2010 tas det sikte på et kraftig styrket sentralnett med et investeringsomfang på om lag 40 mrd. kroner frem mot 2020. Planen omfatter også tilrettelegging for planlagt petroleumsvirksomhet og økt bruk av kraft fra land.

For å bedre koordineringen av investeringer i nett, produksjon og forbruk ble energiloven endret fra 1.1. 20104, blant annet ved å innføre en plikt for nettselskapene til å tilknytte nye anlegg for produksjon på alle nettnivå, når produksjonsprosjektet og nettinvesteringen samlet er samfunnsøkonomisk rasjonell. Den praksis man tidligere hadde hatt med å tilknytte forbruk på regional og sentralnett ble lovfestet. Nettselskapene skal om nødvendig investere i nettanlegg, men det er presisert at tilknytning til kraftsystemet må vente til det er driftsmessig forsvarlig. Departementet kan også i ekstraordinære tilfeller gi unntak fra tilknytnings- og investeringsplikten for forbruk. Dette innebærer et større ansvar for egen kraftforsyning hos store forbruksenheter, også innenfor petroleumssektoren.

Tidsaspektet

Utbyggingsprosjekter på norsk sokkel er omfattende og krever lang tid både til planlegging og utbygging. For å motvirke regionale ubalanser må operatøren for felt som vurderer å knytte seg til kraftsystemet på land eller øke sitt allerede eksisterende kraftforbruk vesentlig, på et tidlig tidspunkt ta kontakt med energimyndighetene og aktuelle nettselskap.

Det er svært omfattende prosesser knyttet til å planlegge, konsesjonsbehandle og bygge ut strømnett. I mange tilfeller vil utbygging av nett ta vesentlig lenger tid enn utbyggingsprosjektene på sokkelen. Dette understreker betydningen av at utbygger på et tidlig tidspunkt tar kontakt med energimyndighetene og aktuelle nettselskap.

For å hindre regionale ubalanser er det viktig med et samsvar mellom produksjon, forbruk og overføringskapasitet. Dette vil være viktig for departementet i behandlingen av disse spørsmålene.

Tidsdimensjonen er videre viktig for planleggingen av feltutbygginger, da operatøren i ekstraordinære tilfeller kan risikere at nettselskapet gis unntak fra tilknyttings- og investeringsplikten for feltets forbruk. Gis det unntak, risikerer man at prosjektene ikke blir gjennomført eller at en annen energiløsning må velges.

Statnett har en viktig rolle som tilrettelegger for forbruk gjennom sitt nettutviklingsarbeid. Oljedirektoratet har en sentral rolle i å kartlegge mulig forbruksutvikling i de ulike områdene på kontinentalsokkelen. En slik kartlegging vil inkludere forbruk fra utbygginger som ikke har kommet så langt at det er naturlig for utbygger å ha kontakt med energimyndighetene og aktuelle nettselskap. Dette vil sikre at kunnskap om mulig framtidig kraftforbruk i petroleumssektoren så tidlig som mulig kommer de sentrale aktørene innen kraftsektoren til gode.

For å avklare i hvilken grad kraft fra land til felt på kontinentalsokkelen er en mulig løsning kraftsystemmessig, vil det kreves en konkret vurdering av hvert enkelt tilfelle.

Effektene på utslipp

Kraft fra land til petroleumssektoren vil redusere utslippene av CO2 fra norsk sokkel. Det vil også bidra til en reduksjon av utslipp innenfor Norges grenser så lenge kraftbehovet dekkes opp av utslippsfri kraftproduksjon i Norge eller ved importert kraft. Kraft fra land kan derfor være en måte å redusere de nasjonale utslippene.

Et økt uttak av kraft til petroleumssektoren vil påvirke norsk kraftbalanse. De siste årene har det variert hvorvidt Norge er netto importør eller eksportør av kraft. Resultatet av et økt forbruk som følge av kraft fra land til petroleumssektoren vil derfor redusere eksporten eller øke importen av kraft.

Både petroleumssektoren og elektrisitetsproduksjon er underlagt kvoteplikt i EUs kvotesystem. Det prinsipielle grunnlaget for et kvotesystem er at de samlede utslippene er bestemt i kvoteperioden. Det betyr at reduserte utslipp et sted innenfor systemet motsvares av økte utslipp et annet sted. I et slikt system er derfor den eneste direkte måten å redusere utslippene på å redusere antallet kvoter. I perioden 2008 – 2010 (kyotoperioden) bidrar Norge med om lag syv mill. tonn CO2 årlig i reduserte utslipp gjennom det europeiske kvotesystemet ved at vi tildeler færre kvoter enn det som var anslåtte utslipp fra kvotepliktige norske virksomheter. I EUs kvotesystem er kvotemengden i all hovedsak fastlagt. For perioden 2013 – 2020 skal kvotemengden i EUs kvotesystem reduseres med 21 pst. eller 1,74 pst. hvert år. EU-kommisjonen har indikert at kvotemengden vil kunne bli redusert ytterligere dersom de europeiske klimamålene skjerpes. Kvotesystemet vil derfor være et sentralt virkemiddel til reduserte utslipp i Norge og Europa det neste tiåret.

Nye utbygginger

Myndighetene gjør et grundig arbeid for å vurdere kraft fra land ved nye utbygginger og store ombygginger på norsk sokkel. Historisk sett har ikke kraft fra land vært et realistisk alternativ på grunn av høye kostnader og tekniske utfordringer. Teknologiutvikling over tid har gjort kraft fra land mer aktuelt. Kraft fra land krever fortsatt meget store investeringer og vil som oftest kun være realistisk ved større, selvstendige utbygginger eller ved større ombygginger av store felt.

En tiltakskostnadsberegning for kraft fra land er basert på en rekke forutsetninger om framtidig utvikling, herunder omfanget av eventuelle ombygginger, investerings- og driftskostnader, levetid for feltet samt framtidig elektrisitets- og gasspriser. Det er viktig at de beregninger som gjøres også framover er basert på realistiske forutsetninger også angående levetid. Ved vurdering av kostnaden av tiltaket for Ekofisk sør- og Eldfisk II-utbyggingene ble det eksempelvis beregnet tiltakskostnad for levetid både til 2028 og til 2049. Levetid er viktig for nivået på tiltakskostnaden. Beregningene operatøren har gjort for Ekofiskområdet illustrerer dette. Tiltakskostnader ble beregnet til 5310 kr per tonn CO25 ved levetid 2028 og 3585 kr for levetid 2049.

I dag er Troll A-plattformen, Gjøa, Ormen lange og Snøhvit forsynt med kraft fra land. Den nye plattformen på Valhall, som har oppstart i 2011, vil også få kraft fra land. Av nye utbygginger er det vedtatt at Goliat skal få kraft fra land når feltet starter opp i 2013. Samtidig får landanleggene Kårstø, Kollsnes, Tjelbergodden og Nyhamna helt eller delvis kraft fra nettet.

Tabell 7.1 Prosjekter der kraft fra land er vurdert siden 2005.

Felt

PUD år

Type innretning

Omtrentlige/opprinnelige reserver per 31.12.2010* mill. Sm³ o.e.

Energiforsyning

Knarr

2011 FPSO 8 Tradisjonell kraftforsyning

Visund Sør

2011 Subsea til Gullfaks 10 Vertsinnretning

Valemon

2011

Plattform

34

Eksisterende innretning

Eldfisk II 2011

Plattform

35

Eksisterende innretning

Ekofisk Sør 2011

Plattform

35

Vertsinnretning

Gudrun

2010

Plattform

20

Vertsinnretning

Marulk

2010

Subsea til Norne

12

Vertsinnretning

Gaupe

2010

Subsea til Armada

5

Vertsinnretning

Trym

2010

Subsea til Harald

6

Vertsinnretning

Oselvar

2009

Subsea til Ula

9

Vertsinnretning

Goliat

2009

Flyter – Sevan

39

Kraft fra land

Yttergryta

2008

Subsea til Åsgard

2,5

Vertsinnretning

Morvin

2008

Subsea til Åsgard

14

Vertsinnretning

Alve

2007

Subsea til Norne

9

Vertsinnretning

Gjøa

2007

Flyter – semi

55

Kraft fra land

Vega og Vega S

2007

Subsea til Gjøa

25

Vertsinnretning

Skarv

2007

FPSO

70

Tradisjonell kraftforsyning

Valhall videreutvikling

2007

Plattform

53

Kraft fra land

Yme

2007

Plattform

12

Tradisjonell kraftforsyning

Rev

2007

Subsea til Armada

7

Vertsinnretning

Volund

2007

Subsea til Alvheim

7

Vertsinnretning

Tyrihans

2006

Subsea til Kristin

77

Vertsinnretning

Oseberg Delta

2005

Subsea til Oseberg

9

Vertsinnretning

Blane

2005

Subsea til Ula

1

Vertsinnretning

Fram Øst

2005

Subsea til Troll C

12

Vertsinnretning

Ringhorne Øst

2005

Brønner fra Ringhorne

15

Vertsinnretning

Volve

2005

Plattform

9

Tradisjonell kraftforsyning

Vilje

2005

Subsea til Alvheim

8

Vertsinnretning

Enoch

2005

Subsea til Brae

0,5

Vertsinnretning

* Reserver lagt inn for PUD mottatt i 2011.

Kilde: Oljedirektoratet.

En gjennomgang av alle utbygginger godkjent siden 2005 viser at fire av utbyggingene har en løsning med kraft fra land, jf. tabell 7.1. Ved undervannsutbygginger (inklusive nye brønner) er kraft fra land kun realistisk, dersom vertsplattformen har dette som kraftløsning, som for eksempel for Vega og Vega sør. Dersom en vertsplattform får kraft fra land en gang i framtida, vil også de tilknyttede ressursene bli produsert med kraft fra land. Gudrun-plattformen henter sin kraft fra Sleipner og vil derfor få kraft fra land dersom Sleipner skulle få dette en gang i framtiden.

Med flere nye, mindre funn i samme område kan det være betydelige gevinster ved en samordnet utbygging. En samordnet utbygging kan også gjøre kraft fra land til et mer realistisk alternativ enn hvis feltene utbygges enkeltvis. Oljedirektoratet har en viktig rolle for å sørge for at dette blir utredet. De vurderinger som foretas av selskaper og myndighetene i det enkelte tilfelle vil avklare hvorvidt kraft fra land er en hensiktsmessig løsning.

Eksisterende felt

De fleste feltene på sokkelen i dag får energibehovet dekket av gassturbiner. Det kreves som oftest omfattende modifikasjoner og ombygginger for å bygge disse innretningene om til å få kraft fra land. Dette er kostnadskrevende og krever tilgjengelig plass på innretningen. En lengre nedstenging vil eksempelvis føre til store tap i form av utsatte salgsinntekter. Mer realistisk er en slik løsning når eksisterende energiforsyning må skiftes ut eller oppgraderes.

Kraft fra land til eksisterende felt på norsk sokkel er blitt analysert og vurdert i flere omganger. I 2002 utarbeidet Oljedirektoratet og Norges vassdrags- og energidirektorat en rapport om kraft fra land til norsk sokkel. Som følge av føringer i Klimameldingen i 2007 ble denne rapporten oppdatert i 2008. Denne gangen var også Petroleumstilsynet og Klima- og forurensningsdirektoratet med på arbeidet. Den nylig fremlagte Klimakur-rapporten estimerer også tiltakskostnader for kraft fra land, både for eksisterende og nye felt.

Klimakur-rapporten viser tiltakskostnader fra 1350 kr per tonn CO2 og oppover for kraft fra land til eksisterende områder (kraft fra land til flere innretninger på en gang). For enkeltfelt derimot vil det i de fleste tilfeller være langt mer kostbart å erstatte kraftforsyningen på enkeltinnretninger med kraft fra land.

Alle kraft fra land-prosjektene som presenteres i Klimakur er basert på delelektrifisering. Det betyr at det kun er den kraften fra turbinene som genererer elektrisitet som erstattes med kraft fra land. På norsk sokkel produserer om lag halvparten av turbinene elektrisk kraft, mens den resterende andelen driver utstyr som pumper og kompressorer direkte. Til sammen utgjør turbinene 75 pst. av CO2-utslippene fra petroleumssektoren. Potensialet for utslippsreduksjoner som følge av delelektrifisering vil derfor begrense seg til om lag halvparten av dette.

Ved store ombygginger på eksisterende felt kan kraft fra land i noen tilfeller være et reelt alternativ. Dette er som regel i tilfeller hvor det er snakk om å erstatte gamle innretninger på feltet med nye. I slike tilfeller kreves det som regel ny utbyggingsplan, og kraft fra land blir i så måte vurdert på lik linje med nye utbygginger. Valhall er et eksempel på at det er mulig å føre kraft fra land til eksisterende felt som bygges om. Utbyggingsplanen for videreutvikling av feltet ble godkjent i 2007. Det nye feltsenteret på Valhall får kraft fra land og erstatter to eldre innretninger. Det skal etter planen starte opp i 2011.

Regjeringen vil:

  • Kreve vurdering av kraft fra land som energiløsning for nye felt og ved større ombygginger av eksisterende felt, herunder vurdere relevant levetid.

  • Følge opp at operatøren for nye feltutbygginger i petroleumssektoren på et tidlig tidspunkt søker om tilknytning til nettet i tilfeller der kraft fra land er aktuelt.

  • Statnett skal legge til rette for framtidig kraftforbruk, blant annet større og spesifikke økninger i kraftforbruket i petroleumssektoren, dersom dette er samfunnsøkonomisk lønnsomt.

7.4 Akuttutslipp til sjø

Det går et viktig skille mellom regulære og akutte utslipp til sjø. Akutte utslipp til sjø er utslipp som ikke er planlagt og som det ikke blir gitt tillatelse til fra Klima- og forurensningsdirektoratet. Det kan forekomme akutte utslipp til sjø av både olje, kjemikalier og borevæsker.

De aller fleste uhellsutslippene er små, men også større utslipp av olje kan forekomme. I 2010 var det 139 akutte utslipp av olje, hvorav 132 var mindre enn én kubikkmeter. Totalt volum for alle utslippene var 105 m3, jf. figur 7.6.

Å redusere risikoen for akutt forurensning til null er ikke mulig. Det er derfor viktig å håndtere risikoen på en god måte. For å få til dette er det svært viktig å arbeide for å redusere både sannsynligheten for og konsekvensene av et akutt utslipp. Etter forurensningsloven har operatørselskapene ansvar for og plikt til å etablere nødvendig beredskap for å møte akutt forurensing.

De miljømessige konsekvensene av et akutt utslipp av olje er avhengig av mange faktorer. Selv om størrelsen på utslippet er det mest sentrale, vil også utslippssted, årstid, vindstyrke, strøm og beredskap være avgjørende for skadeomfanget. De fleste utslippene i Norge har skjedd fra skip nær kysten.

Figur 7.6 Akutte utslipp av olje på mer enn 1 m3 olje fra petroleumssektoren.

Figur 7.6 Akutte utslipp av olje på mer enn 1 m3 olje fra petroleumssektoren.

Kilde: Oljedirektoratet.

Aktivitetsnivået i petroleumsnæringen har økt kraftig i mange år uten at antall utslipp har økt tilsvarende. Petroleumsvirksomheten på norsk sokkel har over tid hatt et varierende antall mindre akutte utslipp og noen større akutte utslipp. I løpet av 40 år med virksomhet har det vært tre hendelser med utslipp av olje på mer enn 1000 kubikkmeter; Bravo-utblåsningen i 1977, utslipp fra Statfjord C i 1989 og fra Statfjord A i 2007. Det har fram til i dag ikke forekommet akutte utslipp av olje fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel som har nådd land.

Boks 7.5 Ulykken med Deepwater Horizon

20. april 2010 oppsto en eksplosjon på boreriggen Deepwater Horizon, da den var i ferd med å avslutte boringen på Macondo-prospektet i Mexicogolfen. Riggen brant i to dager før den sank. Brønnen ble stengt mekanisk 16. juli, og 19. september ble den erklært permanent plugget. Ulykken kostet 11 menneskeliv. Den medførte den største utblåsningen i amerikanske farvann noensinne. Om lag 800 000 m3 olje lekket ut av brønnen før utslippet ble stoppet. Amerikanske myndigheter har anslått at over 40 pst. av oljen enten er naturlig nedbrutt eller fordampet. 17 pst. av lekkasjen fra brønnen ble samlet opp ved brønnhodet. Ytterligere 16 pst. ble samlet opp, oppløst ved bruk av kjemiske dispergeringsmidler eller brent.

Granskningsrapporten fra en presidentoppnevnt kommisjon ble lagt frem i januar 2011. Hovedkonklusjonen til kommisjonen er at ulykken kunne vært unngått og at de bakenforliggende årsakene var: «en kompleks og sammenvevd serie av mekaniske svikter, dårlige beslutninger, designvalg, operasjonell gjennomføring og lagsamarbeid».

I en kommende stortingsmelding om arbeidsmiljø, arbeidsforhold og sikkerhet i norsk arbeidsliv, vil Arbeidsdepartementet dekke HMS-myndighetenes oppfølging av ulykken med Deepwater Horizon i Mexicogolfen.

Ulykken skjedde i et av USAs viktigste fiskeriområder. Én tredjedel av all sjømat i USA stammer derfra. Fiskeriaktiviteten ble stoppet i store områder umiddelbart etter ulykken. I juni 2010 var 37 pst. av havområdene i amerikansk del av Mexicogolfen stengt for fiske. 19. april 2011 ble de siste gjenværende, stengte områdene over utslippspunktet igjen åpnet for fiskerivirksomhet. Det er i begrenset grad funnet forskjeller i kvaliteten på sjømaten før og etter ulykken. Også ekstremverdiene som blir målt ligger godt innenfor kravene som amerikanske myndigheter setter til sjømat. Regionen er også et av de viktigste områdene for turisme i USA med en årlig omsetting på over 240 mrd. kroner (40 mrd. USD).

Det er blitt funnet 8 183 sjøfugl, 1 144 havskilpadder og 109 marine pattedyr levende eller døde som man mener har vært berørt av utslippet. 4 av 100 døde sjøpattedyr var observerbart tilgriset av olje. Totalt ble 210 km kystlinje moderat til sterkt berørt av olje. De umiddelbare konsekvensene av ulykken har ikke vært så omfattende som mange fryktet i de tidlige fasene av ulykken. De samlede konsekvensene av utslippet på økosystemet er det for tidlig å si noe om. Nærmere en fjerdedel av utslippet ble igjen i det marine miljøet. En har heller ikke erfaring med så utstrakt bruk av dispergeringsmidler tidligere.

Det kommer til å ta år før en får en fullstendig oversikt over effektene av ulykken. Det vil bli gjort mye arbeid for å kartlegge dette i årene framover. BP har alene bevilget 3 mrd. kroner (500 mill. USD) for uavhengige studier av konsekvensene av utslippet. Det gjenstår fortsatt en rekke granskinger og utredninger som oppfølging av ulykken i USA.

7.4.1 Risikoen for akuttutslipp av olje

Petroleumstilsynet overvåker risikoutvikling i petroleumsvirksomheten på flere måter. Et viktig verktøy i denne sammenheng er kartleggingsarbeidet i Risikonivå i norsk petroleumsvirksomhet (RNNP). Siden 2001 er det i RNNP-regi samlet inn et omfattende datamateriale som primært er analysert med tanke på risiko relatert til storulykke og arbeidsmiljø.

I 2010 publiserte Petroleumstilsynet rapporten «RNNP – akutte utslipp 2001 – 2009». I denne rapporten er nevnte datagrunnlag, supplert med informasjon fra Environmental Web databasen, analysert med tanke på akutte utslipp (faktiske og potensielle) i perioden 2001 – 2009. Det er registrert 452 akutte utslipp av råolje på norsk sokkel fra 2001 til 2009. 439 av disse havner i den laveste kategorien på 0 til 10 tonn.

RNNP-dataene viser at antall akutte råoljeutslipp til sjø på norsk sokkel sett under ett ble mer enn halvert i perioden 2001 – 2004, mens nivået har vært konstant i perioden 2004 – 2009. I Nordsjøen har det vært en tydelig reduksjon av antall akutte råoljeutslipp per år. Reduksjonen var størst fram til 2003, mens reduksjonen de siste seks år har vært mer begrenset. I Norskehavet var det en økning tidlig på 2000-tallet, så en betydelig reduksjon, og deretter et stabilt nivå fra 2004.

Ser en på den siste femårsperioden har det vært 15 hendelser i petroleumsvirksomheten som har resultert i utslipp større enn 5 m3, jf. tabell 7.2. De aller fleste utslippene er små, og i perioden er det 8 utslipp som er større enn 10 m3. Det er mange forskjellige årsaker til slike utslipp. Majoriteten av utslippene er operasjonelle feilhandlinger, og en stor andel dreier seg om diesellekkasjer/-utslipp. Informasjon som dette er viktig i det forebyggende arbeidet for å redusere risikoen for akutte oljeutslipp til sjø.

Tabell 7.2 Akutte utslipp over 5 kubikkmeter i perioden 2005 – 2009.

Felt

År

Kubikkmeter olje

Beskrivelse

Statfjord

2007

4400

Brudd i lasteslange ved lasting av råolje Statfjord A

Norne

2005

340

Feilstilt ventil ved flushing av flowlinje og stigerør

Tordis

2008

100

Lekkasje til havbunnen fra injeksjonsbrønn for produsert vann.

Draugen

2006

98

Utslipp ved lasting av råolje

Statfjord

2009

95

Oljeforurenset vann til sjø.

Statfjord

2008

50

Oljelekkasje i skaft på Statfjord A sluppet kontrollert til sjø av sikkerhetsmessige hensyn

Åsgard

2007

22

Feil ventilsetting førte til overløp fra dieseltank

Ekofisk

2008

12

Feiloperasjon ved drenering av rådieseltank.

Snorre

2007

10

Operasjonsfeil førte til at diesel gikk til sjø fra brannpumpe.

Snorre

2007

10

Ventil- og operasjonsfeil førte til at diesel gikk til sjø via brannpumpe.

Gullfaks

2005

8,8

Feiloperasjon etter reparasjon av flotasjonscelle

Statfjord

2007

8,5

Lekkasje av tetningsolje til åpent dren.

Heidrun

2008

7

Utslipp av dieselolje til sjø etter omlegging til ny dieseltank

Statfjord

2005

7

Rørlekkasje

Draugen

2008

6

Brudd i kopling pga trykkoppbygging ved lasting av råolje

7.4.2 Virkemidler og tiltak for å redusere risikoen for akuttutslipp

Risikoen for akuttutslipp er lik sannsynligheten for et akuttutslipp ganget med konsekvensene av dette. For å redusere risikoen må man således fokusere på tiltak som kan redusere sannsynligheten for og konsekvensen av et akutt utslipp.

Arbeidet med RNNP er et viktig supplement til faktaunderlaget for å prioritere ulykkesforebyggende arbeid slik at sannsynligheten, og således risikoen, for akutte oljeutslipp kan reduseres. I tillegg til å illustrere risikoutviklingen på norsk sokkel under ett er det også tilrettelagt for å kunne se hvert havområde for seg, slik at det også kan brukes i arbeidet med forvaltningsplaner.

I januar 2010 ble rapporten «Teknologi- og kunnskapsstatus av betydning for å redusere risiko for uønskede hendelser som kan føre til akutte utslipp til sjø i forbindelse med petroleumsvirksomheten i Nordområdene» utgitt. Rapporten, som ble utarbeidet av Petroleumstilsynet, Universitetet i Stavanger og International Research Institute of Stavanger, slår fast at teknologi- og kunnskapsutvikling er avgjørende for å holde ulykkesrisiko på et lavt nivå. Dette kan redusere sannsynligheten for og konsekvensene av akutte utslipp. Det er således viktig at industri og myndigheter lærer av uønskede hendelser, slik at risikoen for nye akutte utslipp reduseres.

Oljevernberedskapen på norsk sokkel er viktig for å redusere konsekvensene av eventuelle større, akutte oljeutslipp. Klima- og forurensningsdirektoratet stiller krav til oljevernberedskapen, operatørselskapene har ansvaret for å bekjempe oljesøl fra petroleumsinstallasjoner på havbunnen eller på havoverflaten. Ansvaret omfatter strategisk ledelse. Norsk oljevernforening for operatørskap (NOFO) har på vegne av operatørene ansvar for taktisk og operasjonell ledelse av beredskapsressursene som blir tatt i bruk. NOFO etablerer og ivaretar oljevernberedskap på norsk sokkel for å bekjempe oljeforurensning på vegne av 25 operatørselskap, både i åpent farvann, i kystnære områder og i strandsonen. I den norske beredskapsmodellen kombineres offentlige og private oljevernressurser. Samarbeidet mellom den kommunale og den statlige oljevernberedskapen og NOFO gjør at Norges totale beredskapsressurser er tilgjengelige til enhver tid. Kystverket ivaretar statens ansvar for akuttberedskap og vil føre tilsyn ved oljevernaksjoner. Kystverket kan også vurdere om staten skal overta som leder av oljevernaksjonen.

Det er ingen garanti for at et framtidig oljeutslipp ikke vil kunne nå sårbare ressurser, i havet eller på land. Oljefelt bygges ut lenger nord enn tidligere. Risikoen for at et akutt oljeutslipp kan nå land øker (isolert sett) når virksomheten drives nærmere kysten. Dette krever utvikling av nytt utstyr både for å oppdage, følge og samle opp forurensning. Den store spredningen på aktivitetene langs hele kysten vil også kunne initiere behov for mer utstyr.

NOFO har tilgang til betydelige oljevernressurser som kan mobiliseres til alle deler av norsk sokkel. Dette inkluderer 20 egne fulltidsansatte, 50 vakt-/forsterkningspersonell fra operatørselskap, 25 oljevernfartøy, 25 slepebåter, 20 havgående mekaniske oljeoppsamlingssystemer og 80 personer tilknyttet 5 oljevernbasener. Det er store lagre av dispergeringsmiddel, oljevernutstyr for operasjoner nær kysten med tilgang til fiskefartøy, spesialteam til organisering og ledelse ved behov for operasjoner i strandsonen. Oljevernarbeidet fokuserer på 5 barrierer, der barriere 0 er å hindre olje å komme ut i vannet, barriere 1, 2 og 3 er knyttet til oppsamling til havs og barriere 4 er opprydding i strandsonen.

Det legges også begrensninger på leteboring i oljeførende lag i visse deler av året. Dette for å begrense miljøkonsekvensene for blant annet fisk og fugl som følge av et eventuelt akutt oljeutslipp ved leteboring. Disse begrensningene er spesifisert i konsesjonsdokumentene fra myndighetene eller i forvaltningsplanen for et havområde. Det stilles krav til beredskap mot akutt forurensning ved alle leteboringer.

7.5 Sikkerhet på norsk sokkel

Det er Arbeidsdepartementet/Petroleumstilsynet som har ansvaret for regelverk for, og tilsyn med, både teknisk og operasjonell sikkerhet samt arbeidsmiljø i petroleumsvirksomheten til havs og ved nærmere bestemte landanlegg. Myndighetsansvaret dekker alle faser av virksomheten, som ved planlegging, prosjektering, bygging, bruk og ved eventuell senere fjerning.

RNNP ble igangsatt i 1999/2000 for å utvikle og anvende et måleverktøy som viser utviklingen i risikonivået på norsk sokkel. Arbeidet har en viktig posisjon i næringen ved at det bidrar til en omforent forståelse av utviklingen i risikonivå blant partene. RNNP-arbeidet følger utviklingen i risikonivå i petroleumsvirksomheten ved hjelp av ulike metoder som hendelsesindikatorer, barrieredata, intervju med nøkkelinformanter, arbeidsseminarer, feltarbeid og annet hvert år også en stor spørreskjemaundersøkelse. Resultatene presenteres i årlige rapporter, som også gir grunnlag for å sette i verk tiltak for å motvirke en negativ utvikling.

Samlet sett viser den siste RNNP-kartleggingen en svak negativ utvikling i risikobildet i 2010. Totalindikatoren for storulykker, både for produksjonsinnretninger og flyttbare innretninger, har i de siste fem-seks årene flatet ut. Målet er kontinuerlig forbedring.

Det var ingen dødsulykker på sokkelen i 2010 og frekvensen av alvorlige personskader har vist en positiv utvikling de senere år. Skadefrekvensen er nå 0,68 alvorlige personskader per million arbeidstimer for hele sokkelen. Det er signifikant lavere enn gjennomsnittet for foregående tiårsperiode.

Fram til 2008 var det en gjennomgående positiv utvikling i antall brønnkontrollhendelser. Men i perioden 2008 – 2010 har det vært en kraftig økning, fra 11 hendelser i 2008 til 28 i 2010. Økningen er klar også når en tar hensyn til utviklingen i aktivitetsnivået (antall borede brønner). Petroleumstilsynet har bedt næringen ta tak i utfordringene knyttet til hydrokarbonlekkasjer og brønnkontrollhendelser. Næringen er bedt om å komme opp med konkrete tiltak som kan bidra til at utviklingen går i riktig retning.

Næringen har det siste tiåret rettet stor oppmerksomhet mot å redusere antall hydrokarbonlekkasjer og har etablert klare reduksjonsmål. Gasslekkasjer har stort potensial for å gjøre skade på grunn av eksplosjonsfaren ved spredning av gass-sky. Målet om maksimalt 20 lekkasjer ble nådd i 2005, mens målet om maksimalt ti lekkasjer per år ble nådd i 2007. Siden har utviklingen gått i feil retning; 14 lekkasjer i 2008, 15 i 2009 og 14 i 2010. I 2010 er det spesielt lekkasjer i kategorien 0,1 – 1 kg/s som øker. Det ble registrert én lekkasje med rate over 10 kg/s i 2010. Mer målrettet, og ikke minst kontinuerlig innsats fra næringen, må til for å snu denne utviklingen.

Indikatoren for de mest alvorlige helikopterhendelsene viser en positiv utvikling fra 2009 til 2010. Antall skip på kollisjonskurs viser også en positiv utvikling.

I en kommende stortingsmelding om arbeidsmiljø, arbeidsforhold og sikkerhet i norsk arbeidsliv, vil Arbeidsdepartementet legge fram en bredere oppdatert status for HMS-tilstanden i virksomheten. Det vil også pekes på viktige trekk ved HMS-regimet for norsk petroleumsvirksomhet og de viktigste utfordringene for HMS-arbeidet i årene fremover. Omtalen vil også dekke HMS-myndighetenes oppfølging av ulykken med Deepwater Horizon i Mexicogolfen.

7.6 Disponering

Petroleumsloven krever at rettighetshaverne legger fram en avslutningsplan for departementet to til fem år før tillatelsen utgår eller bruken av innretningen tar slutt. Avslutningsplanen skal bestå av to deler; en konsekvensutredningsdel og en disponeringsdel. Konsekvensutredningen gir en oversikt over ulike konsekvenser disponeringen av innretningen vil ha på blant annet miljøet. Konsekvensutredningsdelen blir sendt på høring til berørte parter. Disponeringsdelen skal behandles av Olje- og energidepartementet og Arbeidsdepartementet som begge gir sin vurdering av denne. På bakgrunn av konsekvensutredningen med tilhørende høringsuttalelser og disponeringsdel med tilhørende vurdering av de to departementene, utarbeider Olje- og energidepartementet en kongelig resolusjon om disponering som legges fram for regjeringen.

Departementet har så langt behandlet mer enn 10 disponeringsplaner for utrangerte innretninger. I de fleste tilfellene har innretningene blitt fjernet og ført til land for opphugging. Eksempler på dette er Odin, Nordøst Frigg, Øst Frigg, Lille Frigg og Frøy. Det er blitt gitt to tillatelser til å etterlate innretninger til havs. Dette gjelder betongunderstellet til Ekofisktanken og et betongunderstell til TCP2-innretningen på Frigg-feltet.

Det er stor usikkerhet knyttet til disponeringsaktiviteten framover. Det er vanskelig å forutsi når en innretning skal stenges ned. Nedstengingstidspunkt for de ulike feltene og innretninger avhenger av en rekke faktorer, i første rekke oljepris, forventet produksjonsutvikling, drifts- og vedlikeholdskostnader og teknisk tilstand.

I tillegg til at nedstengingstidspunktet kan avvike fra opprinnelig plan, kan oppstart og varighet av selve avviklingsprosjektet være usikkert. De ulike feltene har betydelige forskjeller med hensyn til størrelse, kompleksitet og antall innretninger. Noen felt vil kunne ha utbygging og drift i flere faser, der noen innretninger fases ut, mens andre fortsatt vil være i drift. For mange vil også andre faktorer, som periode for plugging av brønner, frakobling av rørledninger eller tredjeparts bruk påvirke fjerningsarbeidet. Tilgjengelighet av tungløftfartøy vil være en viktig faktor. Det samme vil værforholdene, da mange aktiviteter vil være begrenset til sommerhalvåret.

Når vedtak om disponering fattes, legger myndighetene til grunn både nasjonalt og internasjonalt regelverk. Petroleumsloven av 1996 regulerer disponering av innretninger. I tillegg har Norge i norsk regelverk gjennomført forbudet mot å dumpe utrangerte innretninger til havs, noe som er vedtatt under OSPAR-konvensjonen. OSPAR-vedtaket legger føringer på hva slags disponeringsalternativer som er aktseptable for ulike typer innretninger til havs og åpner for unntak i enkelte speisifiserte tilfeller. Norge har gitt to slike unntak. Disse er betongunderstellet på Ekofisktanken og betongunderstellet på TCP2 på Frigg-feltet. I tillegg finnes det 10 andre betonginnretninger på norsk sokkel hvor fjerning kan være mulig. Imidlertid kan dette ha miljømessige og sikkerhetsmessige konsekvenser som kan gjøre det hensiktsmessig å la disse innretningene bli stående. I 2013 skal OSPAR igjen vurdere om det er grunnlag for å redusere mulighetene for unntak fra dumpeforbudet basert på erfaringer og teknologiutvikling. Oljedirektoratet har tatt initiativ til et samarbeidsprosjekt med Klima- og forurensingsdirektoratet og Petroleumstilsynet for å vurdere framtidige utfordringer og tiltak for fjerning og opphugging av betonginnretninger på norsk kontinentalsokkel.

Fotnoter

1.

Kjemikalier er delt inn i klasser avhengig av potensiell miljøfarlighet, og det skilles mellom gule, grønne, røde og svarte kjemikalier. Kjemikalier i svart kategori er i utgangspunktet forbudt å bruke og slippe ut og omfatter blant annet miljøgiftene som står på miljøvernmyndighetenes og OSPARs prioritetslister. Kjemikalier i rød kategori er miljøfarlige og skal prioriteres for utskifting med mindre miljøfarlige alternativer (substitusjon). Stoffer i grønn kategori antas ikke å ha miljøeffekt av betydning og er listet på OSPARs PLONOR liste. Stoffer i gul kategori er de som ikke kommer inn under de andre kategoriene. (jf. aktivitetsforskriften § 63).

2.

Framskrivingene som var en del av bakgrunnsinformasjonen til St.meld. nr. 34 (2006 – 2007).

3.

NOx-avgiften i 2010 er på 16,14 NOK/kg NOx.

4.

Ot.prp. nr. 62 (2008 – 2009) Om lov om endringer i energiloven.

5.

Beregnet med syv pst. årlig reell diskontering.
Til toppen
Til dokumentets forside