Del 4: Oppdatert risikobilde

7 Tilstands- og risikobildet i petroleumsvirksomheten

Regjeringen har som ambisjon at petroleumsnæringen skal være verdensledende på helse, miljø og sikkerhet.83 Denne ambisjonen støttes av partene. I Engen II-rapporten (2017) viste partene til at «Det er et høyt nivå på helse, arbeidsmiljø og sikkerhet i norsk petroleumsvirksomhet. Samtidig har det de siste årene vært sikkerhetsmessige utfordringer og alvorlige situasjoner.» Denne vurderingen framkommer også av stortingsmelding Meld. St. 12 (2017–2018).

I forkant av forrige partssammensatte arbeidsgruppe og stortingsmelding om HMS i petroleumsvirksomheten, viste utviklingen på en rekke måleindikatorer i RNNP en negativ trend fram mot 2017. De aller fleste indikatorene i RNNP viser for perioden 2018–2025 en positiv utvikling, med enkelte variasjoner. Nivået i 2025 er i hovedsak det samme som i 2024, også her med variasjoner og enkelte utfordringer som beskrives nærmere i de ulike delkapitlene nedenfor. Resultater på sammenlignbare indikatorer fra andre sektorer nasjonalt og sammenlignbare indikatorer for petroleumsvirksomhet internasjonalt, viser at norsk petroleumsvirksomhet kommer ut enten best eller blant de beste (se kapittel 7.5).

Petroleumsvirksomhet er forbundet med risiko for storulykker. Historisk er storulykkesrisiko ofte knyttet til hydrokarboner på avveie og konstruksjonsrelaterte hendelser. Hydrokarboner på avveie vil kunne omfatte lekkasjer, utblåsninger, eksplosjoner og branner, mens konstruksjonshendelser i hovedsak forårsaker skader på innretninger med ulike typer uønsket utfall.

Petroleumsvirksomhet er også forbundet med arbeidsmiljøutfordringer. Det fysiske arbeidsmiljøet kan være preget av krevende værforhold, kjemisk eksponering, støy, ergonomiske utfordringer og ulike arbeidstids- og skiftordninger for døgnkontinuerlig drift som kan ha betydning og bør ses i sammenheng med andre eksponeringsforhold.

Arbeidet er organisert i komplekse operatør- og leverandørkjeder, og det er utstrakt samarbeid mellom hav og land. Kravene til sikkerhetskompetanse er høye, og for å jobbe på norsk sokkel må man ha gyldig helseerklæring (helseattest) utstedt av en godkjent petroleumslege. Hoveddelen av ansatte jobber fast rotasjon. Enkelte grupper av ansatte roterer mellom ulike innretninger og mellom arbeid på land og til havs.

Kildegrunnlaget i denne rapporten

Et samlet bilde av risiko i petroleumsvirksomheten må basere seg på informasjon fra flere kilder. De mest sentrale kildene i dette arbeidet er følgende:

• analyser og resultater fra RNNP (kvalitative og kvantitative data)
• komparativ statistikk av hendelser og omkomne i petroleumsvirksomheten internasjonalt og annen virksomhet nasjonalt
• forskning og utredning (FoU), kunnskapsprosjekter og kartlegginger
• resultater og erfaringer fra Havindustritilsynets tilsyn og granskinger

I kapittel 7 omtales resultater fra RNNP 2025, en sammenligning av resultater fra andre sektorer nasjonalt og petroleumsvirksomhet internasjonalt, samt tilstands- og risikobildet for arbeidsmiljøeksponeringer og helseutfall. Alle overnevnte kilder er benyttet i vurderingen av tilstands- og risikobildet.

7.1 RNNP – Risikonivå i norsk petroleumsvirksomhet

RNNP-prosjektet ble etablert i 1999 etter en periode med lav oljepris, press på effektivisering og diskusjoner mellom partene om risikonivået på norsk sokkel. Havindustritilsynet er ansvarlig for gjennomføring og videreutvikling av RNNP, og arbeidet er forankret i Sikkerhetsforum.84 Formålet med prosjektet er tredelt: å måle effekter av HMS-arbeidet i næringen, å identifisere kritiske HMS-områder hvor innsats for å identifisere årsaker må prioriteres for å forebygge uønskede hendelser og ulykker, og å bidra til økt innsikt i mulige årsaker til ulykker og deres relative betydning for risikobildet.

RNNP er basert på metodetriangulering der flere måleinstrumenter benyttes for å overvåke og måle utvikling i faktorer som påvirker risikonivå. Metodikken er anerkjent, og RNNP-prosjektet framstår unikt sett i lys av annen virksomhet nasjonalt og internasjonalt. Prosjektet baserer seg på data innrapportert til Havindustritilsynet i henhold til krav i regelverket, frivillig deling av data fra selskapene og en rekke andre kilder som grunnlag for vurderinger av risikonivå.

RNNP bygger på en kombinasjon av framoverskuende og bakoverskuende indikatorer og gir et godt grunnlag for å vurdere utvikling i faktorer som påvirker framtidig risiko.85 Historiske data gir kunnskap om hva som har skjedd og utgjør et viktig grunnlag ved gjennomføring av risikovurderinger. Det er samtidig viktig å understreke at historisk informasjon om risiko aldri vil kunne gi et entydig bilde av framtidige hendelser. RNNP kan imidlertid benyttes til å si noe om hvordan forhold som påvirker framtidig risiko utvikler seg. I et overordnet trendbilde fra RNNP vil det alltid være underliggende forskjeller mellom innretninger og anlegg, samt mellom grupper av ansatte. De underliggende data vil slik kunne vise viktige utfordringsområder som må håndteres gjennom identifisering av årsaksforhold og forbedringstiltak.

RNNP utgjør et viktig verktøy for partene i petroleumsvirksomheten, og det er enighet mellom partene om at det utgjør et pålitelig grunnlag for å kunne si noe omforent om utvikling i risikonivå over tid. RNNP er også et viktig underlag for næringen og myndighetenes risikobaserte oppfølging.86

7.1.1 Hendelser med storulykkepotensial offshore

Totalt antall hendelser med storulykkepotensial

Storulykkepotensialet i tilløpshendelsene blir i RNNP vurdert både med hensyn til tap av menneskeliv og med hensyn til oljeforurensning. Offshore har antall hendelser med iboende storulykkepotensial i hovedsak vært på et stabilt nivå siden 2013. Totalt ble det registrert 32 hendelser med storulykkepotensial i 2025, det samme antallet som i 2024. Se fordeling etter typer hendelser i figuren nedenfor for perioden 2005–2025.

Figur 7.1 Oversikt over antall og type hendelser med storulykkepotensial på innretninger (2005–2025).

*Innenfor sikkerhetssonen.

Kilde: RNNP 2025.

Totalindikator storulykke offshore

I tillegg til antall hendelser med storulykkepotensial er det i RNNP utviklet en totalindikator for storulykker offshore. I totalindikatoren er DFUene87 1 til 1088 blitt vektet for å angi deres potensielle bidrag til tap av liv dersom hendelsen hadde utviklet seg til en reell storulykke. Figur 7.2 viser utviklingen for totalindikatoren normalisert mot arbeidstimer.

Figur 7.2 Totalindikator for storulykker på norsk sokkel for 2005–2025, normalisert mot arbeidstimer.

Kilde: RNNP 2025.

Figuren viser at totalindikatoren i 2025 er noe redusert sammenlignet med 2024. Prediksjonsintervallet er bredt grunnet store variasjoner i perioden. Nivået i perioden 2017 til 2025 ligger på et stabilt nivå med årlige variasjoner. Nivået i denne perioden er lavere enn i perioden før 2017. Samtidig er det en negativ utvikling de siste fire årene, men endringen er ikke signifikant.

Figur 7.3 viser hvor mye de ulike DFUene bidrar til risikoindikatoren per år.

Figur 7.3 Prosentvis bidrag til totalindikatoren på norsk sokkel etter type hendelser (DFU) 2005–2025.

Kilde: RNNP 2025.

Følgende kategorier utgjør hovedbidragene til totalindikatoren i 2025:

• Konstruksjonsskader (39 %)
• Feltrelaterte fartøy på kollisjonskurs (29 %)
• Brønnkontrollhendelser (25 %)
• Hydrokarbonlekkasjer (6 %)

Nedenfor følger en kort omtale av resultatene i RNNP 2025 for disse indikatorene.

Konstruksjonsskader offshore

Risikoen for storulykker kan være knyttet til hendelser der selve konstruksjonen blir svekket eller ødelagt. Eksempler på slike konstruksjonshendelser er skader som påføres eller oppstår på understellet til en innretning, deler av en rørledning eller et prosessanlegg. Maritime systemer og materialteknologi er også relevante i denne sammenheng. Konstruksjonshendelser kan også ha sammenheng med hydrokarbonlekkasjer. Sprekk i et rør kan for eksempel føre til lekkasje. Sprekker i selve konstruksjonen kan i ytterste konsekvens føre til at innretningen kollapser. Større ulykker knyttet til konstruksjoner og maritime systemer er sjeldne. Selv om det har vært flere svært alvorlige hendelser i Norge, er de for få til å kunne måle trender. Derfor brukes hendelser og skader med mindre alvorlighetsgrad som mål for endringer i risikoen.

I 2025 ble det registrert åtte slike hendelser mot ni i 2024. To hendelser var knyttet til svikt ved stabilitet, to omhandlet brudd på flens og rør som førte til vann på avveie og fire hendelser var knyttet til sprekker.

Feltrelaterte fartøy på kollisjonskurs

Det har vært en klar bedring i antall kollisjoner med feltrelaterte fartøy siden perioden 1998–2001. På grunn av et økende antall alvorlige hendelser i perioden 2004–2010, ble næringen i 2011 bedt av Havindustritilsynet om å foreta forbedringer, og utviklingen gikk riktig vei. Næringen gjorde også selv studier og innførte tiltak for å sikre bedre forebygging.89 Etter flere år uten sammenstøt med feltrelaterte fartøy var det i perioden 2019 til 2022 fire hendelser. Disse hendelsene var alle relatert til dynamisk posisjonering. I 2025 var det tre hendelser knyttet til sammenstøt med feltrelaterte fartøy. To av disse hendelsene var relatert til system for dynamisk posisjonering, og én var knyttet til menneskelig feil/operasjon.

Brønnkontrollhendelser

Brønnkontrollhendelser kan innebære fare for storulykke. Det var 15 brønnkontrollhendelser i 2025, ni innen produksjonsboring og seks innen leteboring. Alle unntatt én av brønnkontrollhendelsene var i laveste kategori («grønn»). Den siste hendelsen er kategorisert som en «rød» hendelse.

For både produksjonsboring og leteboring ligger nivået i 2025 relativt likt med nivåene fra 2018–2024.90 Antall brønnkontrollhendelser per 100 brønner for leteboring i 2025 ligger på samme nivå sammenlignet med trenden de siste årene. To av de ni brønnkontrollhendelsene innen leteboring oppstod under borekampanjer knyttet til pilothull.

Havindustritilsynet har gjort analyser av hendelsesdata fra brønnkontrollhendelser, og fått informasjon i møter med operatørene i etterkant av hendelser. Feil i poretrykksestimering var fram til 2023 regnet som den mest betydelige årsaken til brønnkontrollhendelsene, ifølge operatørene selv.91 Anbefalinger og læring fra dybdestudien på brønnkontrollhendelser i 2022, om behovet for økt vekt på usikkerhet ved poretrykkestimering, er fulgt opp og delt med næringen. Det har også vært arbeid med presiseringer av kompetansekrav innen brønnkontroll, noe som er fulgt opp i tilsyn rettet mot operatør- og serviceselskap.92

Hydrokarbonlekkasjer

Storulykkepotensialet knyttet til hydrokarbonlekkasjer gjør at dette er et område med høy prioritet. En hydrokarbonlekkasje som antenner kan resultere i brann eller eksplosjon, som igjen kan føre til tap av menneskeliv, større utslipp av hydrokarboner til sjø og tap av store materielle verdier.

Etter en tydelig reduksjon i antall lekkasjer i perioden 2005–2012, preges de senere årene av årlige svingninger. I 2025 ble det på offshore-innretninger registrert fem hydrokarbonlekkasjer med rate over 0,1 kg/s. Det er på samme nivå som i 2024.

Det er ikke rapportert lekkasjer over 0,1 kg/s i perioden 2005–2025. Den siste antente lekkasjen over 0,1 kg/s på norsk sokkel skjedde 19. november 1992.

I RNNP gjøres analyser av bakenforliggende årsaker til hydrokarbonlekkasjer etter seks hovedkategorier (forhold som initierer hendelsen): i) Teknisk degradering av utstyr, ii) Menneskelig inngripen som introduserer en latent feil, iii) Menneskelig inngripen som medfører umiddelbar lekkasje, iv) Prosessforstyrrelser, v) Innebygde designfeil og vi) Ytre årsak. Figuren nedenfor viser fordeling av årsaker til slike hendelser i perioden 2005–2025. Andelen feil av de ulike typene varierer mye, men det er «teknisk degradering av utstyr» og «menneskelig inngripen som introduserer en latent feil» som er de dominerende årsakene til lekkasjer i stort sett alle år.

Figur 7.4 Fordeling av kategorier initierende hendelser offshore, 2005–2025.

Kilde: RNNP 2025.

På landanleggene har flerparten av hendelsene sin årsak relatert til teknisk degradering av utstyr, fulgt av menneskelig inngripen.

Myndighetenes oppfølging av hydrokarbonlekkasjer følger to hovedspor; direkte oppfølging av hendelser med hydrokarbonlekkasje, og tilsyn med selskapenes styring og oppfølging av barrierer knyttet til hydrokarbonlekkasjer. Det vil si oppfølging av systemer og arbeidsprosesser som skal hindre lekkasjer, oppdage lekkasjer og hindre at en lekkasje utvikler seg til en storulykke. I de siste årene har Havindustritilsynet lagt spesielt stor vekt på å bidra til bedre kontroll på tennkilder.

I 2025 startet Havindustritilsynet et prosjekt som gjennom analyse av utvalgte relevante hendelser ser etter hvilke tiltak som kan være de beste for å hindre denne typen hendelser og derigjennom bidra til risikoreduksjon: «Operasjonelle årsaker til HC-lekkasjer knyttet til menneskelig inngripen, og hvordan man kan etablere varige og effektive forebyggende tiltak». Partene i Sikkerhetsforum deltar i referansegruppen. Arbeidet utføres i samarbeid med selskapene for å bidra til kunnskapsdeling og økt bevissthet. Havindustritilsynet arrangerte en fagdag om temaet første kvartal 2026, hvor næringen ble invitert til å delta.

7.1.2 Hendelser med storulykkepotensial på landanlegg

Figuren nedenfor viser oversikt over alle rapporterte hendelser på landanleggene i perioden 2006–2025. Den store økningen fra 2006 til og med 2008 antar man er påvirket av innkjøringseffekter knyttet til rapportering til RNNP. I 2018 ble rapporteringskriteriene for DFU 20 og 21 endret ved at hendelser i mindre alvorlige kategorier ble tatt inn. Nivåer i perioden før og etter 2018 kan derfor ikke sammenlignes.

Figur 7.5 Totalt antall hendelser etter type på landanleggene (2006–2025).

Kilde: RNNP 2025.

I 2006 var seks anlegg i drift, og to under bygging. De to anleggene som var under bygging i 2006, kom i drift i løpet av 2007. Det var åtte anlegg i drift i perioden 2008–2022 og syv i 2025. Det er store variasjoner mellom anlegg. I 2025 stod eksempelvis ett av anleggene for omtrent en tredjedel av hendelsene.

Figuren nedenfor viser en oversikt over rapporterte hendelser med storulykkepotensial for alle åtte (inkludert Slagentangen) landanlegg i perioden 2006–2024: Uantente lekkasjer, antente lekkasjer93 og andre branner.

Figur 7.6 Antall hendelser med storulykkepotensial, landanlegg 2006–2025.

Kilde: RNNP 2025.

Det har vist seg at enkelte anlegg ikke har fulgt rapporteringskriteriene til RNNP, spesifikt knyttet til veskelekkasjer med rate < 0,1 kg/s de foregående år. Hendelser som ikke har møtt RNNP-kriteriene har derfor kommet med. Dette betyr at deler av økningen som observeres i perioden 2020 til 2023 skyldes feilrapportering. I perioden 2009–2019 ble det rapportert under 15 hendelser med storulykkepotensial årlig. I 2020–2023 var det en økning i antall hendelser med storulykkepotensial, men noe av dette må tilskrives feilrapportering. Årene 2024 og 2025 skiller seg ut ved å gå mot trenden med bare henholdsvis 6 og 3 hendelser.

Landanlegg er et prioritert område for Havindustritilsynet som har økt omfanget av sine revisjoner de siste årene. Siden anleggene er svært forskjellige, varierer også utfordringene. Et gjennomgående tema er teknisk tilstand på eldre anlegg og HC-lekkasjer som følge av mangelfulle barrierer.

Enkelte anlegg har hatt et høyt aktivitetsnivå de siste årene med revisjonsstanser og andre større prosjekter. Dette har involvert mange underleverandører og innleide på enkelte anlegg. Det pågår flere granskinger, blant annet av dødsulykken 17. september 2025 på Mongstad. Havindustritilsynet har også i desember 2025 politianmeldt et selskap for alvorlige brudd på kjemikalieregelverket.

7.1.3 Kran- og løfteoperasjoner offshore og på landanlegg

Offshore

Over tid har det vært flere dødsulykker og alvorlige personskader relatert til kran- og løfteoperasjoner, og hendelser forbundet med denne typen aktiviteter rapporteres årlig i forbindelse med RNNP (DFU 20). Indikatoren omfatter hendelser som involverer løfteutstyr, og bruken av dette, og som fører til, eller kan føre til, skader på personell eller materiell. Figur 7.7 viser utviklingen for kran- og løftehendelser i perioden 2018–2025 på faste og flyttbare innretninger per million arbeidstimer.94

Figur 7.7 Antall hendelser forbundet med kran- og løfteoperasjoner offshore, normalisert etter bore- og brønnaktiviteter og konstruksjon og vedlikehold, per type innretning per million arbeidstimer (2016–2024).

Kilde RNNP 2024.95

For faste innretninger er det en økning i både absolutte og normaliserte antall innrapporterte kran- og løftehendelser fra 2016 til 2017. Etter en nedgang i 2018 øker både det absolutte antallet og de normaliserte tallene igjen fram mot 2021. Fra 2022 viser både antall hendelser og normaliserte hendelser en nedadgående trend. I 2025 observeres en ytterligere reduksjon i absolutt antall hendelser, samtidig som det normaliserte nivået er det laveste siden 2016.

For flyttbare innretninger vises en økning i både absolutt og normalisert antall innrapporterte hendelser fra 2017 og fram til 2020. Deretter følger en nedadgående trend fram mot 2024, både i absolutte tall og når hendelsene normaliseres mot arbeidstimer. I 2025 ses en økning i både absolutt og normalisert antall hendelser sammenlignet med 2024, og det normaliserte nivået er det høyeste i hele observasjonsperioden.

Landanlegg

Kran- og løftehendelser på landanlegg har vært innrapportert i RNNP siden 2018. På landanleggene blir hendelser kategorisert etter hvor de inntreffer. Se figur 7.8 for utviklingen i perioden 2018–2025.

Figur 7.8 Kran- og løftehendelser landanlegg: Totalt antall hendelser og hendelser per million arbeidstimer, fordelt på definerte områder på landanleggene (2018–2025).

Kilde: RNNP 2025.

Antall kran- og løftehendelser på landanlegg i 2025 ser samlet sett ut til å ligge på et gjennomsnittlig nivå sammenlignet med de foregående årene tilbake til 2018. Figuren viser ellers en økning i antall hendelser for 2022 og 2023 sammenlignet med tidligere år, både i absolutte tall og i forhold til aktivitetsnivå. De lave tallene i 2020 og 2021 kan antakelig tilskrives redusert aktivitet på to av anleggene og at flere landanlegg hadde redusert aktivitet eller utsatt revisjonsstans på grunn av Covid-19-pandemien.

7.1.4 Fallende gjenstander offshore og på landanlegg

Offshore

Fallende gjenstander (DFU 21) offshore omfatter alle hendelser hvor en gjenstand faller innenfor innretningenes sikkerhetssone, enten på dekk eller i sjøen, og som ikke involverer kran- og løfteutstyr og bruken av dette. Fallende gjenstander utgjør en stor del av meldte og varslede hendelser til Havindustritilsynet. Fallende last eller andre forhold knyttet til løfteoperasjoner kommer inn under kran- og løftehendelser.

Figur 7.9 viser antall innrapporterte hendelser og hendelser per million arbeidstimer i perioden 2016–2025 for faste og flyttbare innretninger.

Figur 7.9 Antall hendelser med fallende gjenstand og normalisert antall per million arbeidstimer på faste og flyttbare innretninger offshore (2016–2025).

Kilde: RNNP 2025.

For faste innretninger var det en økning i innrapporterte hendelser fra 2017, og det absolutte antallet har ikke vist noen tydelige trender etter 2017. Absolutt antall hendelser i 2025 var på samme nivå som året før. Antall hendelser normalisert mot arbeidstimer er det laveste siden 2016, og viser en tydelig nedgang fra de høyere nivåene i 2017–2019 (fra 20,5 i 2019 til 15,5 i 2025).

For flyttbare innretninger var det en økning i absolutte og normaliserte antall hendelser i 2018. Fra 2019 har det vært en jevn nedgang i disse fram til 2025. I 2025 ble det rapportert 41 slike hendelser på flyttbare innretninger mot 27 hendelser i 2024. Det normaliserte antallet økte fra 3 i 2024 til 4 i 2025.

Fallende gjenstander som faktisk involverer personskader ligger på et vesentlig lavere nivå. Totalt er det 79 hendelser offshore i perioden 2016–2025 med fallende gjenstand som har ført til personskade. Kun ni av disse var knyttet til flyttbare innretninger. Det er derfor ikke hensiktsmessig å estimere normalisert antall for flyttbare innretninger. Antallet på faste innretninger varierer mellom 0,21 og 0,81 skader per million arbeidstimer med 0,31 (6 hendelser) i 2025. På flyttbare innretninger er det totalt 9 hendelser i hele perioden: 1 i 2019, 3 i 2020, 1 i 2022 og 4 i 2025.

Landanlegg

For landanleggene omfatter DFU 21 Fallende gjenstand,alle hendelser med faktisk fallende gjenstander som ikke involverer kran- og løfteutstyr og bruken av dette, inkludert fallende gjenstander bak sperringer og til sjø (fra anlegget) og uavhengig av klassifisering.

Kriteriene for innrapportering av hendelser for DFU 21 ble endret for landanleggene i 2017. Før 2018 omfattet rapporteringsplikten kun hendelser med potensial for å gi personskader, ofte kategorisert som «gule» eller «røde» hendelser i operatørenes systemer. Etter 2018 ble «grønne hendelser» inkludert i rapporteringen, og endringen ga et høyere rapporteringsgrunnlag.

Etter en nedgang i 2023 er det en liten økning i 2024 og 2025, men omtrent 20 % under det høyeste nivået i 2018 (normalisert). For 2025 er det registrert 108 DFU 21-hendelser, tilsvarende 8,6 hendelser per million arbeidstimer, se figuren nedenfor.

Figur 7.10 Totalt antall hendelser og hendelser per million arbeidstimer for landanlegg – fallende gjenstander (2018–2025).

Kilde: RNNP 2025.

Av det totale antallet innrapporterte hendelser med fallende gjenstander involverte åtte av disse personskade. I perioden peker 2022 og 2025 seg ut med det høyeste antallet hendelser med personskade. Ingen av disse var i kategorien alvorlig. Hendelser med fallende gjenstander som involverte personskade varierer mellom 0,12 og 0,66 per million arbeidstimer, med de høyeste nivåene i 2022 (0,66) og 2025 (0,64).

7.1.5 Vedlikeholdsstyring

Storulykkepotensialet i petroleumsvirksomheten gjør at sikkerhetsarbeidet generelt og vedlikehold av sikkerhetskritisk utstyr spesielt, blir tillagt stor vekt. Målet med styring av vedlikehold er blant annet å identifisere kritiske funksjoner og å sikre at sikkerhetskritiske barrierer fungerer når det er behov for dem. Vedlikeholdet er en viktig del av barrierestyringen. God vedlikeholdsstyring utgjør et avgjørende element for å unngå ulykker og utgjør et høyt prioritert område for myndighetenes oppfølging.

Kunnskapsunderlag fra granskinger og undersøkelseskommisjoner viser at faktorer knyttet til kostnadskutt, kontraktsforhold (riggrater mv.) og manglende prioriteringer av vedlikehold, utgjør bakenforliggende eller medvirkende årsaker til storulykker.96 Dette inkluderer blant annet Deepwater Horizon-ulykken i 2010, Texas City-raffinerieksplosjonen i 2005, rørledningsoljeutslippet i Alaska i 2006 og gasseksplosjonen på landanlegget ved Longford i 1998.97 SINTEFs gjennomgang av undersøkelseskommisjoner og granskinger etter Deepwater Horizon-ulykken viser blant annet at utestående vedlikehold på kritisk utstyr, mangelfull forståelse av systemet for vedlikeholdsstyring og mangelfulle risikovurderinger av systemer og utstyr, utgjorde bakenforliggende årsaker til ulykken.

Proactima gjennomførte i 2023 en studie på vegne av Havindustritilsynet som omfattet gjennomgang av relevant tverrsektoriell litteratur fra granskinger av større ulykker og åpne tilgjengelige granskingsrapporter fra ulykker i petroleumsvirksomheten og luftfart. I tillegg ble det gjort en gjennomgang av 23 hydrokarbonlekkasjer i perioden 2018–2021 basert på kilder publisert av Offshore Norge.98 Resultatene viste at elementer knyttet til vedlikehold inngår i årsaksbildet i mange av de tverrsektorielle studiene, de åpne granskingsrapportene og i gjennomgangene av hydrokarbonlekkasjer. Studien viste også at operatørselskap på norsk kontinentalsokkel har behov for bedre systemer for å analysere sammenhengen mellom vedlikehold og hendelser som grunnlag for læring og forbedring.

Det ble videre gjennomført en dybdestudie i forbindelse med RNNP 2024 for å undersøke mulig samvariasjon mellom identifisert behov for korrigerende vedlikehold (KV), antall hendelser og ansattes vurderinger av om «mangelfullt vedlikehold går ut over sikkerheten» fra RNNP spørreskjemaundersøkelse. Analysene viste sammenhenger mellom omfanget av, og trend for, korrigerende vedlikehold totalt og ansattes vurderinger av prioritering av vedlikehold på permanent plasserte innretninger og landanlegg. Man fant også sammenhenger mellom omfanget av, og trend for, korrigerende vedlikehold totalt, og høyere hendelsesfrekvenser på innretninger og anlegg hvor dette var tilfelle.99

Resultater vedlikeholdsstyring offshore

I RNNP inngår data om status for vedlikehold fra selskapene. I hovedsak samler man inn data om selskapenes underlag for vedlikeholdsstyring og informasjon om status for antall timer utført forebyggende vedlikehold, korrigerende vedlikehold, andel HMS-kritisk vedlikehold og utestående vedlikehold.

Hovedfunn på permanent plasserte innretninger offshore i 2025 viser at det totale etterslepet i forebyggende vedlikehold (FV) er det høyeste rapporterte i perioden 2015–2025. Resultatene viser variasjoner mellom innretninger. Etterslep for HMS-kritisk forebyggende vedlikehold er imidlertid noe redusert de senere årene, se figur 7.11.

Figur 7.11 Etterslep i forebyggende vedlikehold (FV) per år i perioden 2015 til 2025 for permanent plasserte innretninger. Antall timer totalt og HMS-kritisk.

Kilde: RNNP 2025.

Status for totalt antall timer korrigerende vedlikehold (KV) som ikke er utført på permanent plasserte innretninger per år i perioden 2016–2025 er vist i figur 7.12.

Figur 7.12 Totalt antall timer korrigerende vedlikehold som ikke er utført på permanent plasserte innretninger per år i perioden 2016–2025.

Kilde: RNNP 2025.

Figuren viser at det samlet sett er et betydelig antall timer korrigerende vedlikehold som ikke er utført i perioden og at trenden er økende. Økningen fra 2024 til 2025 skyldes i hovedsak en endring i rapporteringsrutiner hos én operatør som har rapportert inn tall for flere feilmekanismer enn tidligere år. Tallene i 2025 kan derfor ikke sammenlignes med øvrige år. Det er variasjoner i omfang og utvikling mellom operatører og innretninger i perioden.

Resultatene for det totale utestående HMS-kritiske korrigerende vedlikeholdet (som er utgått på frist) viser en nedgang i 2025 sammenlignet med året før, jf. RNNP 2025.

Det totale antallet timer utført vedlikehold viser en gradvis oppgang i perioden 2020–2025. Antall timer utført forebyggende vedlikehold har vært stabilt siden 2016, antall timer utført korrigerende vedlikehold er noe lavere i 2025 i forhold til årene før, mens antall timer for modifikasjoner og prosjekter har økt og er på sitt høyeste nivå siden 2013.

For flyttbare innretninger viser datagrunnlaget variasjoner mellom de ulike aktørene og innretningene med hensyn til etterslep i forebyggende vedlikehold og utestående korrigerende vedlikehold. I tillegg er det variasjoner i merking av utstyr om bord. For ytterligere detaljer vises det til RNNP 2025.

Resultater vedlikeholdsstyring landanlegg

På landanleggene finner man en gradvis nedgang i totalt utestående korrigerende vedlikehold i perioden 2021–2025, og omfanget er det lavest rapporterte for hele perioden i 2025. Det registreres også en nedgang i utestående HMS-kritisk korrigerende vedlikehold, se figur 7.13.

Figur 7.13 Totalt utestående korrigerende vedlikehold for landanleggene i perioden 2015 til 2025. Totalt og HMS-kritisk.

Kilde: RNNP 2025.

Når det gjelder totalt etterslep i forebyggende vedlikehold er det imidlertid en gradvis økning i perioden 2022–2025, jf. figur 7.14.

Figur 7.14 Totalt etterslep forebyggende vedlikehold, landanlegg, 2015 til 2025 (månedlig gjennomsnitt summert). Totalt og HMS-kritisk.

Kilde: RNNP 2025.

Fra 2024 til 2025 registreres det også en økning i etterslep for det totale HMS-kritiske forebyggende vedlikeholdet (månedlig gjennomsnitt summert).100

Myndighetenes tilsyn og granskingserfaring viser mangler i grunnleggende forutsetninger for styring av vedlikehold, et stort omfang av utsatt vedlikeholdsarbeid, samt at landorganisasjonene ofte har et mer positivt syn på integritet og status for vedlikehold enn de i «den spisse enden». Myndighetene erfarer også i noen tilfeller at operatørene omprioriterer og utsetter vedlikehold uten tilstrekkelige risikovurderinger. I revisjoner er det også identifisert enkelte utfordringer knyttet til planlegging og manglende kapasitet med hensyn til gjennomføring av nødvendig vedlikehold.

Havindustritilsynet arbeider nå med en treårig strategi for å følge opp ulike sider av vedlikeholdsstyringen, og har invitert partene i Sikkerhetsforum til å delta i en referansegruppe for dette arbeidet. Formålet med referansegruppen er å bidra til styrket kvalitet i vedlikeholdsstyringen, erfaringsdeling og læring gjennom å:

• forankre arbeidet og resultater hos relevante aktører i næringen
• fungere som forum for kunnskaps- og idéutvikling
• drøfte og tolke resultater fra arbeidet
• diskutere hvordan resultater bør formidles for å oppnå effektiv læring
• være sparringspartner ved eventuelt videre utdyping av utfordringer.

Målet med arbeidet er å bidra til en felles forståelse av utfordringer og grunnleggende forutsetninger for styring av vedlikeholdet i petroleumsnæringen; hva status og omfang av ugjort korrigerende vedlikehold i petroleumsvirksomheten betyr for sikkerhet, mulige forklaringer og årsaker til utfordringer og hvordan ulike rammebetingelser påvirker (hemmer/fremmer) styringen av vedlikeholdet.

7.1.6 Dødsulykker og personskader

Dødsulykker norsk sokkel

Innenfor Havindustritilsynets myndighetsområde på norsk sokkel har det ikke vært dødsulykker siden 2017. Siden år 2000 har det vært syv dødsulykker: to i 2002 og en i hvert av årene 2000, 2007, 2009, 2015 og 2017. Figuren nedenfor viser antall dødsulykker innen Havindustritilsynets myndighetsområde per 100 millioner arbeidstimer i perioden 1990–2025.

Figur 7.15 Omkomne per 100 millioner arbeidstimer produksjons- og flyttbare innretninger fra 1990 til 2025.

Kilde: RNNP 2025.

I perioden 1990–2025 har 16 omkommet i ulykker og det er utført 1307,4 millioner arbeidstimer. Dette gir i gjennomsnitt 1,2 omkomne per 100 millioner arbeidstimer.

Personskader norsk sokkel

Det ble rapportert inn 208 personskader i 2025 innen kategoriene personskade med fravær, alternativt arbeid/omplassering eller medisinsk behandling, mot 223 i 2024.101

Alvorlige personskader er i RNNP definert av veiledningen til styringsforskriften § 31. I 2025 ble det rapportert 23 alvorlige personskader mot 21 i 2024. I 2025 utgjør 17 av de alvorlige personskadene knokkelbrudd. De resterende er forbrenningsskade, bløtdelsskade uten sår, sårskade, tap av legemsdel mv. Figuren nedenfor viser alvorlige personskader per million arbeidstimer.102

Figur 7.16 Alvorlige personskader per million arbeidstimer – norsk sokkel.

Kilde: RNNP 2025.

Skadefrekvensen for 2025 er 0,53 skader per millioner arbeidstimer. Dette er en liten oppgang siden 2024, men innenfor forventningsverdien basert på de ti foregående år.

Dødsulykker og personskader på landanleggene103

På landanleggene har det vært to dødsulykker siden år 2000, en i 2005 (Nyhamna) og en i 2025 (Mongstad).

Det ble i 2025 rapportert inn 88 personskader innen kategoriene personskade med fravær, alternativt arbeid/omplassering eller medisinsk behandling, mot 81 i 2024. Antall personskader per million arbeidstimer på landanleggene varierer mellom 1,6 og 8,9 skader per million arbeidstimer. Snittet for landanleggene var 7 personskader per million arbeidstimer i 2025 mot 7,2 i 2024.

I 2025 ble det rapportert 13 alvorlige personskader, inkludert ett dødsfall. De alvorlige skadene er fordelt på henholdsvis seks knokkelbrudd, to støyskader, to hjernerystelser, én amputasjon og to skader på sener/nerver. To av de alvorlig skadede var operatøransatte, de resterende var ansatt hos leverandører.

Figuren nedenfor viser antall alvorlige personskader på landanleggene per million arbeidstimer.

Figur 7.17 Alvorlige personskader per million arbeidstimer – landanleggene (2013–2025).

Kilde: RNNP 2025.104

Skadefrekvensen på landanleggene i 2025 var 1,04 skader per millioner arbeidstimer, omtrent det samme som i 2024. Skadefrekvensen i 2025 er også innenfor forventningsverdien basert på de ti foregående år.

7.2 Spørreundersøkelsen om arbeidsmiljø og sikkerhet

I forbindelse med RNNP gjennomføres det en spørreundersøkelse blant alle ansatte på norsk sokkel og landanlegg annethvert år, første gang i 2001 og for trettende gang i 2025. Spørreskjemaet inneholder: Demografiske data, HMS-klimautsagn, vurdering av ulykkesrisiko, arbeidsmiljø og helseplager, sykefravær og skader. Undersøkelsen er anonym og omfatter alle fast ansatte, faste leverandører og innleide underleverandører. I 2025 ble undersøkelsen gjennomført fra 13. oktober til 23. november. Alle operatørselskap, boreentreprenører (rederier) og de største entreprenørene får tilsendt en rapport med egne resultater opp mot sammenlignbare aktører. Havindustritilsynet har de siste årene gjort et større arbeid for å øke bruk og tilgjengelighet av dataene ved å utvikle en portal hvor resultater er tilgjengeliggjort for alle.105

7.2.1 Beregning av svarprosent og kjennetegn ved utvalget

Svarprosent beregnes ut fra selskapenes innrapporterte timer til Havindustritilsynet og beregnede årsverk for perioden. For 2025 anslås det en svarprosent på 25,7 % offshore (6363 besvarelser) og 20,2 % på land (1445 besvarelser). I undersøkelser hvor hele populasjonen er dekket slik som her, er vurdering av fordeling av besvarelser opp mot innrapporterte arbeidstimer og andre kjente demografiske forhold mer utslagsgivende for vurdering av representativitet, enn svarprosenten. Utvalgene både offshore og på land vurderes på alle måletidspunkt å være representative.

Demografiske kjennetegn ved utvalget er rimelig fordelt basert på innrapporterte timer fra selskapene, og utvalgene er store og stabile over tid når det kommer til kjennetegn ved de som svarer.106 Undersøkelsen utgjør et godt grunnlag for å kunne si noe om trender og variasjoner i eksponering.

Utvalget offshore er kjønnsdelt og fordelt med omtrent 90 % menn og 10 % kvinner i hele perioden. På landanlegg er andelen kvinner noe høyere, hvor det steg fra ca. 13 % i 2007 til ca. 20 % i 2013 og holder seg på det nivået fram til i dag.

Alderssammensetningen fra 2011 til 2025 viser at respondenter i de to yngste aldersgruppene (under 24 år) har holdt seg stabilt lav fra 2011 til 2025, aldersgruppen 25–50 er redusert, mens aldersgruppen over 51 år har en tydelig økning over tid. Dette gjelder både offshore og på land.

I dette kapitlet er det fokusert på utvalgte resultater og analyser av data fra spørreskjemaundersøkelsen. Se RNNP 2025 for alle resultater.

7.2.2 Midlertidig ansatte og innleie

Tilknytningsform for ansatte både på landanlegg og offshore varierer ofte etter hvilken type selskap de tilhører. Tabell 7.1 viser prosentvis fordeling etter selskapskategori for spørsmål om midlertidig ansettelse og innleie (fra bemanningsselskap eller tilsvarende virksomhet) for ansatte offshore og på landanlegg i perioden 2017–2025.

Tabell 7.1 Tilknytningsformer: Midlertidig ansatte og innleide offshore og på landanlegg (2017–2025) etter aktør.

Kilde: RNNP 2025.

Svarfordelingen viser at entreprenører – både offshore og på landanlegg – i større grad enn andre (operatører/technical service provider (TSP) og boreentreprenører), oppgir å være midlertidig ansatt eller innleid fra et bemanningsselskap eller annen tilsvarende virksomhet. Særlig er innleieandelen betydelig høyere hos entreprenørene enn i de to andre kategoriene. Offshore viser utviklingen en nedgang av innleide i perioden hos entreprenørene (31,2 % i 2017 mot 20,5 % i 2025).

Andelen som rapporterer å være midlertidig ansatt viser en stigning for entreprenørene fra 2023 til 2025 både offshore (fra 3,7 % i 2023 til 6 % i 2025) og på landanlegg (fra 8,1 % i 2023 til 9,9 % i 2025), mens den synker for de andre ansattgrupperingene. Nivået for midlertidig ansatte offshore var på sitt høyeste i 2017 (8,9 %). Den høyeste andelen midlertidig ansatte hos entreprenørene i 2021 var på landanleggene (18,8 %).

Offshore rapporterer 20,5 % av entreprenørene å være innleid fra bemanningsselskap eller tilsvarende virksomhet i 2025. På landanleggene utgjør andelen innleide (fra bemanningsselskap eller tilsvarende virksomhet) hos entreprenørene 40 % i 2025. Dette er det høyest rapporterte nivået av innleide fra bemanningsselskap eller tilsvarende virksomhet på landanleggene i hele perioden.107

Resultatene både for landanlegg og offshore viser at ansatte i leverandørsegmentet i høyere grad enn ansatte hos boreentreprenører og operatører/technical service provider (TSP) har midlertidige ansettelser og er innleid fra bemanningsselskap eller tilsvarende.

7.2.3 Endringsomfang og utvalgte HMS-indikatorer

I forkant av forrige stortingsmelding var næringen gjennom forholdsvis store endrings- og effektiviseringsprosesser. Dette var prosesser som påvirket ansattes vurderinger av en rekke HMS-forhold. Organisatoriske endringer foregår kontinuerlig både i petroleumsnæringen og i arbeidslivet generelt. Studier har vist at nedbemanning kan øke risikoen for psykiske plager for de ansatte som er igjen.108 I tillegg til jobbusikkerhet, kan endringsprosesser også medføre økt arbeidsbelastning og redusert selvbestemmelse, som også kan påvirke helsen negativt.109 Forutsigbarhet og opplevelse av kontroll er viktig for de ansatte i omstillingsprosesser.110 Det er derfor viktig å gi ansatte informasjon og muligheter til å delta i planleggingen og gjennomføringen av disse.

Resultatene fra spørreskjemaundersøkelsen i RNNP føyer seg inn i dette bildet. Over tid viser analyser negative sammenhenger mellom det å oppleve stort endringsomfang og vurderinger av ulike eksponeringer i arbeidsmiljøet (RNNP 2025). Omfanget av endring, nedbemanning og oppsigelser er imidlertid på et lavere nivå i dag sammenlignet med bakteppet for forrige stortingsmelding. Samtidig er det signaler om at endrings- og effektiviseringsprosesser vil tilta i styrke framover.

Videre i dette kapitlet er det gjort analyser av spørsmål knyttet til omorganisering, nedbemanning111, trygghet i jobben og enkelte andre spørsmål som omhandler endringer fra RNNP-spørreskjemaundersøkelsen til havs og på landanlegg over tid. Tabellen for offshoreansatte er fordelt etter svar fra operatør, entreprenør og boreentreprenør. På landanlegg er det sortert etter om man er operatør/ansatt hos technical service provider (TSP) eller entreprenør-ansatt. På spørsmål hvor skalaen går fra 1 til 5, er det de to kategoriene med mest utfordrende svar som er tatt inn.

Rapportert omfang av omorganisering og nedbemanning offshore (2015–2025)

Tabell 7.2 Omfang av omorganisering og nedbemanning offshore (2015–2025).

* Spørsmål ble delt inn i tre kategorier i spørreundersøkelsen i 2019: Ikke opplevd omorganisering, opplevd omorganisering av moderat betydning og opplevd omorganisering med stor betydning.

** Spørsmål tatt inn i 2019. Andel ansatte som svarer «I stor/svært stor grad».

Kilde: RNNP 2025.

I hele perioden er det en stor andel ansatte offshore i alle kategorier som har rapportert at de i løpet av de siste tolv måneder har opplevd omorganiseringer som har hatt moderat/stor betydning for hvordan de planlegger og/eller utfører sine arbeidsoppgaver når de er på innretningen (varierer mellom 41,9 % og 71 %). For entreprenører og boreentreprenører finner man en nedgang i perioden 2021 til 2025, mens operatøransatte rapporterer en oppgang fra 49 % i 2023 til 53 % i 2025.

Det er en betraktelig lavere andel som rapporterer at omorganisering har hatt stor betydning. Det er også operatøransatte som i størst grad rapporterer om dette.

Fra 2019 er det stilt spørsmål om hvordan endringer manifesterer seg etter disse svaralternativene: Endring i samarbeidsformer på grunn av digitale løsninger, om man har fått nye arbeidsoppgaver eller endringer i arbeidsprosesser og om man har opplevd endringer i forbindelse med å ta i bruk nye automatiserte løsninger. Andelen viser ansatte offshore som svarer «I stor/meget stor grad». På disse spørsmålene rapporterer operatøransatte i høyere grad om dette enn de to andre gruppene. På alle tre spørsmål finner man en oppgang fra 2019 til 2021, deretter en nedgang i 2023 og 2025 for entreprenører og boreentreprenører, mens operatøransatte viser en svak stigning.

Når det gjelder spørsmål om man «har opplevd nedbemanning eller oppsigelser det siste året på din arbeidsplass» finner man de høyeste andelene på målingene i 2015 og 2017, men også forholdsvis høyt i 2019 og 2021, og en nedgang for alle kategorier ansatte i 2023. I 2025-målingen finner man samme mønster som for spørsmålene over: Entreprenører og boreentreprenører rapporterer om en svak nedgang, mens vurderingene hos operatøransatte viser en oppgang.

Rapportert omfang av omorganisering og nedbemanning landanleggene

Tabell 7.3 viser tall fra landanleggene om vurdering av omorganisering, om omorganiseringen var av stor betydning, om man har opplevd nedbemanning/oppsigelser det siste året og grad av endring i samarbeidsformer på grunn av digitalisering, nye arbeidsoppgaver/arbeidsprosesser og bruk av nye automatiserte løsninger. Svarene er gruppert etter om man er ansatt i et operatør-/technical service providerselskap eller hos en entreprenør.

I hele perioden er det en stor andel ansatte i begge kategorier som rapporterer at de har opplevd omorganiseringer som har hatt moderat/stor betydning for hvordan de planlegger og/eller utfører sine arbeidsoppgaver når de er på anlegget (varierer mellom 38,6 % og 56,6 %). Av de som har opplevd omorganisering, er det en vesentlig lavere andel i begge grupper som rapporterer at endringen har hatt stor betydning (varierer mellom 10 % og 20 % i hele perioden). Operatøransatte ligger systematisk noe over entreprenørene for begge kategorier.

På spørsmålene om hvordan endringer manifesterer seg (endring i samarbeidsformer/digitalisering, nye arbeidsoppgaver/arbeidsprosesser og bruk av nye automatiserte løsninger) på landanleggene, ligger operatøransatte noe høyere enn entreprenører på alle tre spørsmål.

Når det gjelder resultater for spørsmålet om man «har opplevd nedbemanning eller oppsigelser det siste året på din arbeidsplass» finner man «toppmålingen» i 2015. Entreprenørene rapporterer i større grad enn operatør-/technical service provider-ansatte at de har opplevd dette.

Tabell 7.3 Utvikling over tid på landanlegg for omorganisering, nedbemanning og endring (2013–2025).

* Spørsmål delt inn i tre kategorier i spørreundersøkelsen i 2019: Ikke opplevd omorganisering, opplevd omorganisering av moderat betydning og opplevd omorganisering med stor betydning.

** Spørsmål tatt inn i 2019. Andel ansatte som svarer «I stor/svært stor grad».

Kilde: RNNP 2025.

Trygghet for at man har en like god jobb om to år som nå – offshore og land

I spørreundersøkelsen blir ansatte bedt om å vurdere hvor trygge de er på «om de har en like god jobb om to år som de har nå». Analyserav data fra spørreskjemaundersøkelsen i 2025 viser at andelen som svarte at de var lite/svært lite trygge på dette spørsmålet var betydelig høyere i 2015–2017-målingene både for ansatte offshore og på landanlegg enn resten av perioden.

Figur 7.18 Fordeling mellom ansatte offshore og land i perioden 2005–2025: «Lite trygge på at de har en like god jobb om to år som de har nå».

Kilde: RNNP 2025.

I 2025 er nivået på 15,4 % for ansatte offshore og 10,1 % på landanlegg, mens det i 2015 var 27,6 % offshore og 18,2 % på land som rapporterte at de er lite trygge på dette.

7.2.4 Utvikling over tid – relevante HMS-indikatorer, offshore

For alle påstandene innen HMS-klima observeres de mest utfordrende resultatene i 2017-målingen, som også var referanserammen for siste stortingsmelding. Nivået for 2025 viser en forbedring fra 2017-nivået. Utviklingen fra 2023 til målingen i 2025 viser i hovedsak at utviklingen på indikatorene for HMS-klima enten er uendret eller forbedret. På en skala fra 1 til 5 hvor 1 er mest positivt varierer gjennomsnittet for indeksene «Ledelsens engasjement», «Kollegaengasjement», «Organisasjonens engasjement», «Målkonflikt» og «Ytringsklima» mellom 1,65 og 2,31 og det er ingen signifikant endring i noen av indeksene fra 2023 til 2025. Indeksen «Samarbeid og kommunikasjon» viser en signifikant forbedring fra 2023 til 2025 (gjennomsnitt 2,09).

Nedenfor er det hentet ut fordeling av svar for ulike grupper ansatte for fire av de mest utfordrende HMS-klimaspørsmålene: Tre om rapporteringsklima og ett om prioritering av vedlikehold og konsekvenser for sikkerhet. Se svarfordeling nedenfor for perioden 2015–2025. Det er andeler av svarkategoriene delvis/helt enig eller nokså ofte/meget ofte eller alltid som er vist i tabellen.

Av disse fire enkeltspørsmålene viste påstanden om «press om ikke å melde personskader el. andre hendelser som kan ødelegge statistikken» og «mangelfullt vedlikehold har ført til dårligere sikkerhet» en signifikant forbedring fra 2023 til 2025.

Det er likevel en forholdsvis stor andel ansatte i alle kategorier, i hele perioden, som er helt/delvis enig i påstandene om at de opplever et press om å ikke rapportere hendelser, at rapportering blir «pyntet på», at det er ubehagelig å påpeke brudd på sikkerhetsregler eller som er helt/delvis enig i at mangelfullt vedlikehold har ført til dårligere sikkerhet. Entreprenøransatte vurderer disse påstandene systematisk mer negativt enn operatøransatte og boreentreprenører.

Tabell 7.4 Utvikling over tid for utvalgte HMS-indikatorer offshore (2015–2025).

Kilde: RNNP 2025.

7.2.5 Utvikling over tid – relevante HMS-indikatorer, landanlegg

Av 39 påstander om HMS-klima på landanleggene viser fire en signifikant forbedring («mangelfullt vedlikehold har ført til dårligere sikkerhet», «jeg er ikke godt nok trent i mine beredskapsoppgaver», «ulykkesberedskapen er god» og «bemanningen er tilstrekkelig») og ett en negativ utvikling fra 2023 til 2025-målingen. De resterende er på samme nivå i 2025 som i 2023.

I tabellen nedenfor er det hentet ut svarfordeling på de samme fire spørsmålene for ansatte på landanleggene som offshore ovenfor i perioden 2015–2025. Andeler svarkategorier innen delvis/helt enig eller nokså ofte/meget ofte eller alltid er vist i tabellen. Også på landanleggene finner man de mest negative vurderingene for alle påstandene i 2017-målingen, og påstandene viser forholdsvis utfordrende vurderinger i alle målinger.

For alle fire påstander viser entreprenøransatte en systematisk mer negativ vurdering enn operatør-/technical service provider-ansatte på omtrent alle målepunkt på alle påstandene.

Det er en forholdsvis stor andel ansatte i begge kategorier, i hele perioden, som er helt/delvis enig i påstandene om at de opplever et press om å ikke rapportere hendelser, at rapportering blir «pyntet på» og at det er ubehagelig å påpeke brudd på sikkerhetsregler, selv om det registreres en positiv endring fra 2023 til 2025.

Det er også på landanlegg en stor andel ansatte i begge kategorier som er helt/delvis enig i påstanden om at mangelfullt vedlikehold har ført til dårligere sikkerhet, selv om man også her ser en positiv endring fra 2023 til 2025.

Tabell 7.5 Utvikling over tid for utvalgte HMS-indikatorer på landanlegg (2015–2025).

Kilde: RNNP 2025.

7.3 Rammebetingelser og konsekvenser for HMS

I flere stortingsmeldinger, inkludert den siste, poengteres virksomhetenes ansvar for kontinuerlig forbedring også under endring og effektivisering, inkludert operatørenes påseplikt overfor leverandører og rettighetshavernes oppfølging av operatøren:

Det forventes at næringen er i stand til å styre og tilpasse seg endringer i petroleumsvirksomheten og samtidig tar ansvar for å videreutvikle og styrke sikkerheten og arbeidsmiljøet. Dette ansvaret innebærer også oppfølging av påseplikten, både operatørens oppfølging av leverandører nedover i kjeden og rettighetshavers oppfølging av operatøren. På dette området bør innsatsen i næringen forsterkes i tiden som kommer.

Meld. St. 12 (2017–2018), s. 71.

Sikkerhetsmyndighetene har siden begynnelsen av 2000-tallet vært opptatt av å vurdere hvordan endrede rammebetingelser og effektiviseringsprosesser påvirker aktørenes muligheter for å holde storulykke- og arbeidsmiljørisiko under kontroll. Endring i rammebetingelser og mulige negative konsekvenser for sikkerhet og arbeidsmiljø inngår også i flere av Havindustritilsynets hovedprioriteringer og hovedtema (2017, 2021, 2022 og 2024).112

For å forstå rammebetingelsesbegrepet bedre, ble SINTEF i perioden 2008–2011 engasjert til å gjøre flere studier i samarbeid med den gang Petroleumstilsynet. Resultatene fra litteraturgjennomgangen (2011)113 viste at man ikke fant en enhetlig og systematisk litteratur om rammebetingelsers betydning for storulykkesrisiko og arbeidsmiljørisiko, heller ikke en omforent definisjon. Litteraturen ga heller ikke grunnlag for å hevde at bestemte rammebetingelser var viktigere enn andre (Rosness & Mostue 2011, s.7). SINTEF arbeidet videre med å avgrense begrepet og utarbeidet en definisjon som siden har blitt benyttet: Rammebetingelser er forhold som påvirker de praktiske muligheter en organisasjon, organisasjonsenhet, gruppe eller individ har til å kontrollere storulykkesrisiko og arbeidsmiljørisiko (Rosness & Mostue 2011, s. 5).

Havindustritilsynet har i sin tilsynsoppfølging lagt hovedvekten på å følge opp HMS-konsekvenser av rammebetingelser som legges i kontrakt, slik som insentiver, kompensasjonsformat og KPI/måleparametre, bemanningsreduksjoner og krysstrening mv. Leverandørens ivaretagelse av eget selvstendig ansvar har også blitt synliggjort og vurdert.

Driftsmodeller og kontrakter med en så lav fast grunnbemanning som mulig kombinert med fleksibel personellutnyttelse («flying teams» mv.), kampanje- og aktivitetsstyring mv., ble introdusert i petroleumsvirksomheten før 2010, særlig etter Statoil-Hydro integrasjonen. Slike driftsmodeller har siden blitt et grunnleggende organiseringsprinsipp i store rammekontrakter med vedlikeholds-, ISO- og brønnserviceleverandører og omfatter hele operatør- og leverandørkjeder for sokkel- og landorganisasjoner. Havindustritilsynets erfaringer viser at styring av aktivitetsstyrte driftsmodeller er utfordrende. Når den tiltenkte dynamikken i fleksible bemanningsmodeller ikke fungerer etter hensikten, får grupper av ansatte høyere arbeidsbelastning og uforutsigbarhet.

Selskapene tar også i bruk nye digitale teknologier for å effektivisere arbeidsprosesser og erstatte manuelt arbeid. Kunstig intelligens blir i større grad benyttet som en del av selskapenes styring og tilstandsovervåking. Arbeidsprosesser automatiseres, oppgaver flyttes til land og mer av driften fjernstyres i tillegg til at nye teknologier og løsninger tas i bruk. Til sammen utgjør dette faktorer som endrer organiseringen av arbeidet. Slike endringer vil kunne bidra positivt til sikkerhet, men kan også introdusere sårbarheter. Resultater fra tilsyn viser utfordringer også knyttet til det å sikre tilstrekkelig arbeidstakermedvirkning og involvering, kapasitet og kompetanse, opplæring og trening i nye roller og ansvar mv.

Et høyt aktivitetsnivå, store vedlikeholdsbehov og pågående prosjekter/modifikasjoner legger allerede press på organisasjonenes kapasitet, og vil gi behov for viktige prioriteringer som ikke må gå på bekostning av sikkerheten. Det forventes derfor at næringen også framover er i stand til å styre endringer og effektivisering og samtidig ta ansvar for å videreutvikle og styrke sikkerheten og arbeidsmiljøet.

Havindustritilsynet har vurdert behovet for regelverksendringer på området, blant annet en mulig utvidelse av operatørs plikter, men har kommet fram til at en slik endring vil kunne komme i konflikt med prinsippet om alminnelig kontraktsfrihet. Spørsmålet om hvorvidt kontraktsvilkår skaper tidspress eller får andre uheldige HMS-virkninger hos entreprenøren, kan heller ikke vurderes isolert fra hvordan entreprenøren selv organiserer sin virksomhet. Regelverket stiller imidlertid krav til at alle faktorer som påvirker sikkerhet og arbeidsmiljø skal vurderes enkeltvis og samlet. Dette gjelder også faktorer som påvirker risiko indirekte, slik som rammebetingelser i kontrakter. Kontraktsvilkår må derfor utformes på en måte som tilrettelegger for forsvarlig virksomhet.

7.3.1 Studie – HMS-konsekvenser av endrede rammebetingelser

For å få ytterligere kunnskap og en mer omforent forståelse av HMS-konsekvenser av endrede rammebetingelser for leverandørene, ble det på oppdrag fra Havindustritilsynet (den gang Petroleumstilsynet) gjennomført en studie av Safetec m.fl. i 2023.114 Undersøkelsen skulle særlig vurdere konsekvenser knyttet til kontraktsformer, operasjonsmodeller og tilknytningsformer. Undersøkelsen ble avgrenset til å omfatte leverandøransatte innen boring, boreservice, vedlikehold/modifikasjoner (V&M) og isolasjon, stillas og overflatebehandling (ISO). Studien bygger på et omfattende datamateriale, inkludert analyser fra RNNPs spørreskjemaundersøkelseog intervjuer med ledere og ansatte i leverandørselskap.115 Partenes ulike vurderinger knyttet til denne studien og funnene i rapporten framgår av kapitlene 9 og 10.

Rapporten viste at endringer i rammebetingelser kan påvirke organisering, ledelse og arbeidspraksis på måter som kan gi negative konsekvenser for arbeidsmiljø og sikkerhet, og bekreftet i stor grad myndighetenes tilsynserfaringer. Rapporten identifiserte utfordringer knyttet til høyere press på kapasitet og kompetanse, blant annet knyttet til krysstrening, økt bruk av innleid personell og fleksible tilknytningsformer. Høy oppmerksomhet knyttet til særlige måleparametre, bruk av ytelsesbaserte kompensasjonsformat som blant annet enhetsrater og kampanjebasert vedlikehold, ble pekt på som årsaker til tids- og arbeidspress hos de ansatte. I intervjuer med leverandørene ble det uttrykt at markedsmakt kan utnyttes på en måte som kan ha negative konsekvenser for sikkerheten og arbeidsmiljøet. Det ble i intervjuer pekt på at stor vektlegging på kravorientert og mindre vektlegging av dialogbasert kontraktsoppfølging, er svært uheldig. Rapporten viste også at det var tydelig variasjon mellom operatørselskapene når det gjelder håndtering av kontraktsoppfølging. Studien vurderte ikke funn opp mot regelverkskrav.116

Rapporten har blitt presentert i flere fagseminarer av Havindustritilsynet, diskutert i møter med selskapene og delt med partene på trepartsarenaen i Sikkerhetsforum. Identifiserte utfordringer er vurdert i møter om temaer knyttet til rammebetingelser og partssamarbeid/arbeidstakermedvirkning. Partene har ulike vurderinger av om de kjenner seg igjen i rapportens resultater og konklusjoner. Budskapet er imidlertid tatt på alvor, studien er benyttet for å forstå utfordringene bedre, og partene har delt med hverandre hvordan de selv arbeider for å bidra til forbedring. Arbeidstakerorganisasjonene har benyttet rapporten internt og i to- og trepartsdialogen. Arbeidsgiverorganisasjonene har gått gjennom resultatene og det er gjennomført ytterligere analyser i virksomheter, hvor det ble identifisert og gjennomført konkrete forbedringstiltak.

7.4 Arbeidsmiljøeksponeringer og helseutfall

Arbeidsmiljø er knyttet til hvordan man organiserer, planlegger og gjennomfører arbeidet. Arbeidsmiljøeksponeringer kan deles inn i ulike kategorier og omfatter de fysiske, ergonomiske, kjemiske/biologiske, psykososiale og organisatoriske faktorene på arbeidsplassen. Arbeidseksponering for potensielt helseskadelige påvirkninger finnes i alle bransjer og næringer, og i utgangspunktet er det mange likheter mellom landbasert arbeid og arbeid i petroleumsvirksomheten. Noe av det som er særegent for arbeid innenfor petroleumssektoren til havs, er at anleggene er svært kompakte, og at de ansatte også tilbringer fritiden sin om bord på innretningene.

Arbeidsforhold og organisering av arbeidet påvirker sikkerhet, arbeidsmiljø og forekomst og forløp av en rekke helseplager og sykdommer. I tillegg til organisatoriske, ergonomiske og psykososiale risikofaktorer, kan arbeid på petroleumsinnretninger og -anlegg innebære eksponering for kjemikalier, støy og vibrasjoner og arbeid i kalde omgivelser. Arbeidstidsordningene er særskilte for petroleumsvirksomheten til havs og involverer ulike skiftrotasjoner, lange arbeidsdager og nattarbeid (se nærmere omtale i kapittel 7.4.5).

Kombinasjonen av fysisk krevende oppgaver, lange arbeidsøkter, nattarbeid, kjemikalier, samt øvrige fysiske og psykososiale faktorer, kan ha betydning for både kortsiktig og langsiktig helse.

En studie fra 2020 fant at 3,9 % av kreftdødsfall globalt kunne tilskrives arbeidseksponering.117 Dette var sannsynligvis et betydelig underestimat, da studien kun inkluderte 14 av stoffene i arbeidslivet som IARC118 klassifiserer som sikkert kreftfremkallende. I tillegg var stoffer klassifisert som sannsynlig kreftfremkallende ikke inkludert. I en nordisk studie er det estimert at 99 % av alle arbeidsrelaterte dødsfall i Norden skyldes sykdom som følge av eksponeringer i arbeidsmiljøet, med kreft som dominerende årsak (46 %). 1 % av alle arbeidsrelaterte dødsfall skyldes ulykker på arbeidsplassen.119 Tallene viser til arbeidsrelaterte dødsfall i arbeidslivet generelt, ikke spesifikt for petroleumsnæringen.

Arbeidsrelaterte sykdommer er sykdommer som helt eller delvis kan tilskrives forhold på arbeidsplassen (se tabell 7.6). Det finnes noen kilder til kunnskap om arbeidsrelatert sykdom i petroleumsindustrien, men ingen offisiell publisert statistikk. På lik linje med personskader, er alle bedrifter lovpålagt å registrere sykdom som antas å ha sin grunn i arbeidet eller forholdene på arbeidsplassen i et eget avvikssystem/register, jf. arbeidsmiljøloven § 5-1. Arbeidstakere som mener de har en arbeidsrelatert sykdom, skal melde dette til arbeidsgiver, jf. arbeidsmiljøloven § 2-3 og styringsforskriften § 32. Arbeidsgiver skal deretter melde dette videre til helsepersonalet i egen virksomhet, dersom arbeidstaker samtykker. Enhver lege som gjennom sitt arbeid får kunnskap om en arbeidstaker som lider av sykdom som legen antar skyldes arbeidet, skal gi skriftlig melding om dette til myndighetene, jf. arbeidsmiljøloven § 5-3. Havindustritilsynet mottar meldinger om arbeidsrelatert sykdom som gjelder arbeid på petroleumsanlegg på land og sokkel, jf. styringsforskriften § 32.

Siden 2017 har det vært en nedgang i det totale antallet innmeldte tilfeller av arbeidsrelatert sykdom til Havindustritilsynet, med noe variasjon fra år til år. Det laveste antallet ble observert i 2020, med 189 innmeldinger. I 2025 ble det registrert 289 innmeldte tilfeller. Til sammenligning lå antall årlige meldinger i perioden 1995–2016 i hovedsak mellom 450 og 890, med tre unntaksår (2007, 2011 og 2012) hvor antallet oversteg 1100. Hørselsskader og muskel- og skjelettlidelser dominerer statistikken. Mekanikere og prosessteknikere er eksempler på stillingskategorier som er hyppig representert. Statistikken er imidlertid beheftet med usikkerhet, da det antas underrapportering til myndighetene.

Arbeidstilsynet, som mottar meldinger om arbeidsrelatert sykdom i det landbaserte arbeidslivet, erfarer også at det er underrapportering. Ifølge Arbeidstilsynets publiserte statistikk, har de mottatt mellom 1500 og 2000 meldinger i året de siste årene.120 Ifølge tall fra levekårsundersøkelsen i 2022 mener flere enn hver tredje sysselsatt med sykefravær på over 14 sammenhengende dager, at dette skyldes helseproblemer som helt eller delvis er forårsaket av jobben.121 På bakgrunn av undersøkelser som dette skulle man forvente et betydelig høyere antall meldinger. Statistikken kan derfor ikke anses å reflektere et pålitelig bilde av omfanget.

Statens arbeidsmiljøinstitutt (STAMI) har fra 2009 koordinert innsamling og rapportering av data om pasienter som har blitt utredet for mulig arbeidsrelatert sykdom ved de arbeidsmedisinske avdelingene i Norge og på STAMI. Etter innføring av personvernforordningen (GDPR), som trådte i kraft i mai 2018, har innsamlingen av data blitt mer komplisert enn tidligere. Dette har ført til ufullstendige tall fra flere av de arbeidsmedisinske avdelingene. I tillegg er det først og fremst pasienter med mulig yrkessykdom som blir utredet ved de arbeidsmedisinske avdelingene.

Yrkessykdom skiller seg fra arbeidsrelatert sykdom ved at det kun omfatter sykdom som gir rett til erstatning på lik linje med yrkesskade etter gjeldende lovverk, jf. folketrygdloven § 13-4 og yrkesskadeforsikringsloven § 11 (se tabell 7.6). En sykdom kan godkjennes som yrkessykdom av NAV hvis den er en følge av skadelig påvirkning fra arbeidsmiljøet og hvis den er en av sykdommene som er nevnt i forskrift om yrkessykdommer122. Arbeidsgivere har plikt til å melde NAV ved yrkesskade eller yrkessykdom som kan gi rett til yrkesskadedekning, jf. folketrygdloven § 13-14 (se tabell 7.7). Arbeidstaker kan i tillegg melde selv. I 2025 vedtok Stortinget endringer i folketrygdloven om yrkessykdom og elektronisk melding av yrkesskade.123 Fra 1. januar 2026 gjelder nå at arbeidsgiver og andre meldepliktige må melde yrkesskade og yrkessykdom elektronisk. Videre kan skader og sykdommer som ikke omfattes av yrkessykdomslisten, på nærmere vilkår likestilles med yrkesskade. I tillegg er Arbeids- og inkluderingsdepartementet gitt fullmakt til å gi forskrifter om et rådgivende yrkessykdomsutvalg og regelmessig revisjon av yrkessykdomslisten, og regler (kriterier) for å ta opp nye sykdommer på listen. Det er i dag ikke tilgjengelig offisiell statistikk knyttet til godkjente yrkessykdommer.  Arbeids- og inkluderingsdepartementet har et pågående arbeid med å vurdere tiltak for forbedret datakvalitet med sikte på mulig tilgjengeliggjøring av nasjonal statistikk for godkjente yrkessykdommer.124

Tabell 7.6 Begrepsavklaring – yrkesskade, yrkessykdom og arbeidsrelatert sykdom.

Tabell 7.7 Lovpålagte meldinger om yrkesskade, yrkessykdom og arbeidsrelatert sykdom i petroleumsnæringen.

Personer som skal arbeide i petroleumsvirksomheten til havs skal være helsemessig skikket til dette, slik at ingen på grunn av sin helsetilstand utgjør en fare for seg selv eller andre, eller for sikker drift av innretningene. Helsekravene er forskriftsfestede.125 For petroleumsarbeidere må helseerklæring innhentes fra godkjent petroleumslege, og tilsvarende fra godkjent attestutstedende dykkerlege for dykkere. Begge typer leger godkjennes av Statsforvalteren i Rogaland. Helseerklæringen er generell og gir vedkommende adgang til å arbeide hvor som helst i petroleumsvirksomheten til havs. Hvis det ikke kan gis en generell helseerklæring, skal det gis erklæring om ikke oppfylte helsekrav (udyktighetserklæring). Søkeren kan imidlertid bringe legens avgjørelse inn til Statsforvalteren i Rogaland, som kan dispensere fra helsekravene. Statsforvalterens vedtak kan videre klages inn til en partssammensatt klagenemnd oppnevnt av Helsedirektoratet. Informasjon fra Statsforvalteren i Rogaland viser en årlig økning i antall søknader om dispensasjon fra helsekravene. De siste årene er antallet økt fra 214 i 2022 til over 400 i 2025. I 2025 fikk 92 % dispensasjon, med eller uten vilkår, hvorav om lag 300 saker var relatert til psykiske lidelser, og da hovedsakelig ADHD.126 I de sakene hvor Statsforvalteren gir avslag, har søker anledning å anke avgjørelsen til klagenemnda. Det er ikke etablert et sentralt register over de som framstiller seg for å få offshore helseerklæring hos petroleumslege/ dykkerlege. Dette gjør det mulig å gå til ny attestutstedende lege etter at man har fått en udyktighetserklæring. Ikke alle helsemessige utfordringer fanges opp med dagens system, og Havindustritilsynet mottar henvendelser og bekymringsmeldinger hvor manglende helsemessig skikkethet antas å være en risikofaktor eller bidragsyter til uønskede hendelser. Herunder kan nevnes fravær av krav til dybde- og nattesyn hos personell med oppgaver innen kran og løft.

7.4.1 Kjemisk arbeidsmiljø

Ved arbeid i petroleumsnæringen vil mange yrkesgrupper komme i kontakt med kjemikalier, enten ved innånding av støv, gass og damp eller hudkontakt. Helserisiko knyttet til bruk av et kjemisk stoff, avhenger både av stoffets giftighet og graden av eksponering. Kjemisk helserisiko i petroleumsvirksomhet er i stor grad forbundet med aktiviteter som boring av brønner og prosessering av hydrokarbonstrømmer. Innen boring er eksponering for oljetåke, oljedamp og benzen i slamhåndteringsanlegg en utfordring, mens benzeneksponering utgjør en betydelig utfordring for drifts- og vedlikeholdspersonell. I forbindelse med drift og vedlikehold av prosessanlegg åpnes utstyr og rørsystemer, og personell kan eksponeres for prosesstrømmer som blant annet inneholder hydrokarboner (for eksempel benzen), H₂S, lavradioaktive avleiringer (LRA) og kvikksølv. Enkelte ansatte har dette som en del av sine faste daglige oppgaver. Videre kan diffus eksponering fra ulike venter i prosessanlegget og utslippspunkt for produsert vann forekomme. Risiko for kjemisk eksponering kan også forekomme i boligkvarter ved at kjemikalier, som for eksempel dieseleksos, dras inn via ventilasjonssystemene. Arbeid innen forpleiningstjenesten, mekanisk vedlikehold og reparasjonsarbeid, verkstedsaktiviteter og laboratoriearbeid mv. kan også innebære en risiko for kjemisk eksponering. I forbindelse med overflatebehandling er det periodevis risiko for eksponering for støv, løsemidler, allergifremkallende kjemikalier og hormonforstyrrende stoffer. Behovet for overflatebehandling øker med økende alder på innretninger og anlegg.

Stadig mer boreaktivitet flyttes over på flyttbare innretninger, mens boreanlegg på faste innretninger benyttes i mindre grad. Samtidig er det en utvikling mot at det bores mot mer modne reservoarer, som krever komplekse brønnbaner. For å håndtere utfordrende brønnbaner benyttes i enkelte tilfeller borevæsker basert på lineær parafin, som er flyktigere og har lavere viskositet enn tradisjonelle borevæsker. Dette medfører økt risiko for kjemisk eksponering (oljetåke og oljedamp) ved blant annet boreslamshåndtering. Havindustritilsynet erfarer at det er et fåtall innretninger som benytter fullstendig lukkede løsninger for separering av boreslam og borekaks.

Boring i reservoarer kan medføre at boreslam blir forurenset av hydrokarboner, inkludert benzen. Risiko for benzeneksponering under boreaktivitet, blant annet ved arbeid i boreslamsanlegg, har fått økt oppmerksomhet den senere tid. Flere selskap har igangsatt et arbeid for å kartlegge benzeneksponering under boreaktivitet. Havindustritilsynet innhentet i 2022 resultater fra målinger av benzen gjennomført i boreslamsanlegg. Måleresultatene viste at benzen kan utgjøre en eksponeringsrisiko. Datagrunnlaget var imidlertid begrenset, og flere målinger er derfor nødvendig for å avgjøre eksponeringspotensialet.

Gjennom RNNP-spørreskjemaundersøkelsen framkommer selvrapportert eksponering for kjemikalier enten ved hudkontakt eller innånding, samt plager som kan knyttes til slik eksponering. I perioden 2017–2025 har innrapporterte tall vært stabile for sokkelen, mens det kan spores en moderat reduksjon for landanlegg. Eksponering for kjemikalier rapporteres av en større andel offshore enn på landanlegg. I 2025 rapporterte ansatte innen boring, brønnservice, prosess og forpleining om hyppigere eksponering enn andre fagdisipliner.

Det nasjonale eksponeringsregisteret, EXPO, gir i dag ikke et fullstendig bilde av eksponeringsnivåene i petroleumsnæringen. Det er frivillig for virksomheter å registrere sine eksponeringsmålinger i EXPO, og kun et fåtall av selskapene innen petroleumsvirksomheten benytter denne løsningen. For å få et bedre datagrunnlag for å vurdere kjemisk eksponering i petroleumsnæringen bør flere målinger registreres i EXPO. Det lagres ikke direkte identifiserbare personopplysninger i EXPO, men EXPO gir et grunnlag for å vurdere eksponering for ulike yrkesgrupper.

Eksponering for kjemikalier kan føre til helseskader som blant annet hud-, lunge- og hjerte-/karsykdom og skader på nervesystemet. Videre er en rekke kjemikalier, som for eksempel benzen, kreftfremkallende. NOU 2022: 19 Oljepionerene – en kompensasjonsordning, beskriver historiske eksponeringsforhold i petroleumsvirksomhet offshore og mulige helseeffekter av kjemisk eksponering.127 Dette er kunnskap som fortsatt er aktuell i dagens risikobilde knyttet til kjemisk arbeidsmiljø i petroleumsvirksomhet.128

Benzen kan forårsake akutt myelogen leukemi (blodkreft) og er knyttet til økt risiko også for andre kreftformer.129 Ny kunnskap har vist at benzen kan gi negative helseeffekter ved eksponering for lavere benzennivåer enn tidligere antatt. Dette har ført til at grenseverdien for benzen ble redusert med 80 % i 2021. I 2024 ble en ytterligere halvering av grenseverdien vedtatt, med ikrafttredelse fra 2028.

Andre eksempler på kreftfremkallende kjemikalier som kan utgjøre en risiko i petroleumsnæringen, er dieseleksos, asbest, formaldehyd, sveiserøyk, krystallinsk silika (for eksempel kvarts) og stekeos. I motsetning til ved forgiftninger, der akutte og kortvarige eksponeringer for høye konsentrasjoner av et kjemisk stoff kan påvirke kroppens funksjoner direkte, skjer kreftutvikling over tid. Tiden fra eksponering til helseeffekt (latenstid) kan variere mye, fra noen få år til flere tiår, avhengig av krefttype.

Nasjonale grenseverdier for kjemiske komponenter justeres kontinuerlig i takt med økt kunnskap om helserisiko og utvikling av nye produksjonsmetoder og tekniske løsninger. En ny grenseverdi for dieseleksos, målt som elementært karbon, trådte i kraft i 2023. Endringer i grenseverdier krever utvikling av mer følsomme målemetoder og strategier for å overvåke og senke eksponeringen til nivåer med lav og akseptabel helserisiko. Grenseverdiene angir vanligvis høyeste akseptable gjennomsnittskonsentrasjon målt som gjennomsnitt over en 8-timers arbeidsdag, men avhengig av virkningsmekanismene for det aktuelle stoffet kan grenseverdien også settes som en korttidsverdi eller takverdi. Ved arbeidsdager over åtte timer vil den kumulative eksponeringen over skiftet øke, sammenlignet med en 8-timers arbeidsdag. I dag er det krav om en sikkerhetsfaktor på 0,6 av gjeldende grenseverdi offshore. Denne sikkerhetsfaktoren tar hensyn til en daglig arbeidsperiode på 12 timer.

Erfaringer fra myndighetstilsyn og -undersøkelser viser at selskapenes styring av benzenrisiko framstår som mer helhetlig og etablert sammenlignet med andre kjemikalier. Sannsynlige årsaker til dette kan være at benzen er en risikofaktor som berører et bredt utvalg av yrkesgrupper, samtidig som det på bransjenivå har vært stor oppmerksomhet på benzen over en lengre periode. Økt kunnskap om kreftrisiko knyttet til eksponering for benzen, sammen med redusert grenseverdi, har bidratt til høy oppmerksomhet på benzen som risikofaktor. Til tross for mye god praksis er det variasjoner rundt hvordan selskapene styrer kjemisk helserisiko, også med tanke på benzen. Tilsynsmyndighetene avdekker også avvik fra regelverket knyttet til styring av kjemisk helserisiko. Det avdekkes avvik i alle ledd av styringssløyfen, men spesielt knyttet til manglende eller utilstrekkelige kartlegginger av eksponeringsnivåer.

Eksponeringskartlegginger er sentrale som grunnlag for både å etablere hensiktsmessige risikostyringssystemer, samt identifisere og prioritere risikoreduserende tiltak. Slike kartlegginger er nødvendige for å bekrefte overholdelse av grenseverdier. Opplysninger om eksponeringsnivå skal også inngå i register over arbeidstakere eksponert for kreftfremkallende, mutagene eller forplantningsskadelige kjemikalier og bly. Dieseleksos, formaldehyd, lavradioaktive avleiringer (LRA) og kvikksølv er eksempler på kjemiske stoffer hvor det er behov for mer og oppdatert kunnskap om eksponeringsrisiko og helseutfall.

Det har i perioden 2017–2024 blitt igangsatt og gjennomført flere kunnskaps- og forskningsinitiativer knyttet til kjemikalier i petroleumsbransjen både i regi av myndighetene og bransjen (se tabell 7.8). Prosjektet, «Kreft blant offshorearbeidere» i regi av Kreftregisteret har pågått over lengre tid og inkluderer en omfattende forskningsportefølje knyttet til kreftrisiko ved blant annet kjemikalieeksponering i petroleumsvirksomhet. Prosjektet ble etablert med bred støtte fra industrien, fagforeninger og tilsynsmyndigheter, og er finansiert av Kreftforeningen og Forskningsrådet. Studiene som inngår i prosjektet, er nærmere beskrevet på Folkehelseinstituttet (FHI) sine nettsider.130

Se tabell 7.8 for eksempler på prosjekter knyttet til kjemikalier i petroleumsbransjen som har blitt igangsatt og gjennomført i perioden 2017–2024.

Tabell 7.8 Kunnskapsprosjekter knyttet til kjemikalier i petroleumsnæringen (2017–2024).

* Dette prosjektet inneholder flere delstudier. Prosjektet er nærmere beskrevet på FHI sine nettsider.

I flere av prosjektene er det pekt på manglende kunnskap om eksponeringssituasjoner og -nivåer knyttet til kjemiske komponenter. I tillegg til kunnskap om enkelte eksponeringers skadepotensiale, er det behov for mer kunnskap om kombinasjoner av eksponeringer, for eksempel løsemiddeleksponering og støy, benzen og formaldehyd, og kjemikalieeksponering på ulike tider av døgnet, da kombinasjoner kan påvirke skadepotensialet til eksponeringene.

Havindustritilsynet sine tilsyn viser at de fleste selskapene har etablert hensiktsmessige kjemikaliestyringssystemer for innkjøpte kjemikalier, som er basert på intern godkjenning og risikovurdering før innkjøp og bruk. Et systematisk arbeid med substitusjon av helseskadelige kjemikalier over flere år, har også medført at de fleste aktører, med enkelte unntak, har et fåtall kreftfremkallende kjemikalier i sin kjemikalieportefølje. Dette til tross for at ny kunnskap om kjemikalier medfører at stadig flere kjemikalier får en merking som kreftfremkallende i henhold til gjeldende regelverk for klassifisering og merking av kjemikalier. De største aktørene har et betydelig høyere antall kreftfremkallende kjemikalier i bruk i sine selskap enn de mindre aktørene. Noe av forklaringen på dette kan knyttes til at de største aktørene opererer flere innretninger, samtidig som at enkelte kjemikalier er spesialtilpasset den enkelte innretning. Dette innebærer at det i ett og samme selskap vil kunne være flere kjemikalier i bruk som dekker samme funksjon, men som benyttes på ulike innretninger.

Havindustritilsynet erfarer at operasjonelle og organisatoriske tiltak, samt bruk av personlig verneutstyr, i stor grad blir innført som barriere mot kjemisk eksponering, mens tekniske risikoreduserende tiltak gjennomføres i et mer begrenset omfang. Dette kan blant annet bero på høye kostnader og tekniske utfordringer som plassmangel offshore. Mangelfull bevissthet om egnethet og begrensninger ved ulike typer verneutstyr, samt mangelfulle oppbevarings- og vedlikeholdsrutiner, gjør at personlig verneutstyr i mange tilfeller blir en usikker barriere.

Mangelfull kartlegging av eksponeringsnivåer vil også kunne medføre at en ikke har et tilstrekkelig beslutningsgrunnlag for valg av personlig verneutstyr.

De fleste selskap har etablert et register over arbeidstakere som er eksponert for kreftfremkallende, mutagene eller reproduksjonstoksiske kjemikalier. Det er ulik praksis for hvordan arbeidstakere blir inkludert og hvilke opplysninger som inngår i registrene. Erfaringer fra Havindustritilsynet sine tilsyn viser at informasjon om eksponeringsnivåer ikke alltid blir registrert slik regelverket krever. Arbeidstilsynet og Havindustritilsynet har i 2025 utarbeidet en veiledning for å tydeliggjøre hvordan krav til eksponeringsregister skal forstås.131

Sikkerhetsforum besluttet i januar 2026 å nedsette en partssammensatt arbeidsgruppe som skal se på hvordan kartlegging av kjemisk eksponering kan styrkes på bransjenivå. Arbeidsgruppen vil blant annet bestå av representanter med høy faglig og operasjonell kompetanse på området. Formålet er å identifisere forhold som fremmer eller hemmer gjennomføring av eksponeringsmålinger og etterlevelse av regelverk og standarder, samt legge til rette for erfaringsdeling. Arbeidet er planlagt gjennomført i perioden 2026–2028.

7.4.2 Fysisk arbeidsmiljø

Støy og vibrasjon

Støy og vibrasjoner er risikofaktorer innen petroleumsvirksomhet som i varierende grad berører stillingsgrupper både på land og til havs. Støy er definert som uønsket lyd og deles gjerne inn i irriterende støy og hørselsskadelig støy. Langvarig eksponering for høy lyd kan gi hørselskade. Støynivå blir målt i desibel (dB), og grenseverdi for daglig støyeksponering offshore er 83 dB. Hørselskader kan også oppstå akutt ved eksponering for kraftige lydimpulser (over 130 dB). Støy gjør det vanskelig å kommunisere på arbeidsplassen og kan bidra til å øke risikoen for ulykker.132 Høy lyd kan i tillegg aktivere kroppens stressystem, noe som kan føre til høyt blodtrykk.133

Vibrasjoner fra verktøy og maskiner kan gi helseskader. Det skilles mellom hånd-arm vibrasjoner og helkroppsvibrasjoner, hvorav det i petroleumsvirksomhet er knyttet størst risiko til eksponering for hånd-arm vibrasjoner. Langvarig bruk av håndholdte verktøy kan gi hånd-arm vibrasjonssyndrom (HAVS), med symptomer som kuldeintoleranse, nummenhet, smerte, tap av muskelkraft, hvite fingre og skjelvinger.134

Petroleumsvirksomhet til havs preges av mye tungt maskineri og roterende utstyr fordelt på liten plass, og stor tetthet av rør og ventiler på innretningene. Dette er betydelige kilder til støy og vibrasjon. Vedlikeholdsbehovet øker med alderen på innretningene, blant annet er eldre innretninger mer utsatt for korrosjon, som igjen gir økt behov for overflatevedlikehold. Slikt vedlikehold innebærer ofte bruk av håndholdt verktøy som kan gi høye støynivåer og hånd-arm vibrasjon. Helikoptertransport er også en kilde til støyeksponering for offshoreansatte.

I petroleumsvirksomheten på land er det mer plass til å skille støykilder, installere støyisolasjon og ha flere utstyrsenheter, slik at reparasjon og vedlikehold kan skje på nedstengt eller skjermet utstyr. Dette vil kunne gi et annet støybilde enn i petroleumsvirksomhet til havs. Håndholdte verktøy som kan generere støy og hånd-arm vibrasjon, benyttes både på land og til havs.

RNNP-spørreskjemaundersøkelsen inneholder spørsmål som dekker både eksponering for støy og vibrasjoner og plager som kan knyttes til støy og hånd-arm vibrasjoner. Utvikling over tid viser et forholdsvis stabilt nivå fram til 2023. Mellom 2023 og 2025 har det vært en signifikant reduksjon i andel arbeidstakere som rapporterer å være hyppig eksponert for støy både offshore (fra 36 % i 2023 til 33,5 % i 2025) og på land (fra 22 % i 2023 til 17 % i 2025). Ansatte innen prosess, vedlikehold, brønnservice og konstruksjon rapporterer om hyppigst eksponering for støy offshore, mens tilsvarende for landanlegg er ansatte innen prosess og vedlikehold.

Siden 2017 har det vært en svak oppgang i andel arbeidstakere som rapporterer at de blir eksponert for vibrasjoner i hender/armer fra maskiner eller verktøy. På innretninger til havs er det ansatte innen konstruksjon/modifikasjon og vedlikehold som rapporterer om hyppigst eksponering, mens det på land er ansatte innen prosess og vedlikehold.

Havindustritilsynets tilsyn viser at de fleste selskap har etablert risikostyringssystemer for kontroll av støyeksponering som er basert på en kombinasjon av krav til bruk av hørselvern, oppholdstidsbegrensninger i støyende områder og brukstidsbegrensninger for støyende håndholdt verktøy. Observasjoner fra tilsyn viser imidlertid at det kan være utfordrende å etterleve etablerte regimer i praksis, og at regimene ikke alltid benyttes aktivt i planleggingen av ulike jobber. Manglende eller utilstrekkelige eksponeringskartlegginger er også funn som går igjen på tvers av aktørene i bransjen. Eksponeringskartlegginger er sentrale som grunnlag for å identifisere og prioritere risikoreduserende tiltak. Bruk av hørselvern benyttes i utstrakt grad som barriere mot støyeksponering. Samtidig observeres det i tilsyn hyppig mangler knyttet til bruk, oppbevaring og vedlikehold av hørselvern.

Eksponering for hånd-arm vibrasjoner kontrolleres hovedsakelig gjennom brukstidsbegrensninger for håndholdt utstyr/verktøy. I de fleste tilfeller er det imidlertid støyeksponering som i størst grad er utslagsgivende for hvor lenge slikt verktøy kan benyttes. Det gjennomføres i liten grad eksponeringskartlegginger av hånd-arm vibrasjon.

Næringen etablerte i 2011 et treårig støyprosjekt «HØR! – Støy i petroleumsindustrien»135, med en rekke delprosjekter, som blant annet bidro til å samle, utvikle og formidle kunnskap om støy og effektive støyreduserende tiltak. Noen av delleveransene fra dette prosjektet var ulike verktøy for å beregne daglig støy- og vibrasjonsdose, herunder en kalkulator for områdestøy og en kalkulator for beregning av støy og vibrasjonsnivåer ved bruk av håndholdt verktøy. I årene etter prosjektet registrerte Havindustritilsynet en betydelig nedgang i antall årlig rapporterte arbeidsrelaterte støyskader. Siden 2017 har imidlertid antall rapporterte arbeidsrelaterte støyskader vært stabilt på 150–200 tilfeller per år.

Arbeid i kalde og varme omgivelser

Kulde kan utgjøre en arbeidsmiljøutfordring spesielt i nordområdene på norsk sokkel. Det har den senere tid vært økende petroleumsvirksomhet i de nordlige deler av sokkelen, blant annet i Barentshavet. Mye av aktivitetene har vært knyttet til letevirksomhet med flyttbare innretninger, men også utbygging og drift av enkelte innretninger og landanlegg. Arbeid i nordområdene innebærer særskilte arbeidsmiljøutfordringer som lave temperaturer kombinert med vind og nedbør, snø og is. Arbeid i kalde omgivelser medfører risiko for kulde- og frostskader. Frost- og kuldeskader kan gi symptomer og skader av varierende alvorlighetsgrad, fra overfladiske hudskader til kroniske nerveplager med kuldeoverfølsomhet og nummenhet. Alvorlige frostskader kan medføre varig skade på hud, muskler og ben.

Arbeid i kalde omgivelser er i enkelte studier vist å være forbundet med økt forekomst av respiratoriske symptomer.136 Personer med eksisterende lungeplager og -sykdommer kan være mer utsatt for symptomer og oppleve mer plager ved eksponering for kulde. Hvorvidt arbeid i kalde omgivelser er en risikofaktor for utvikling av sykdom i luftveiene er imidlertid mer usikkert.

Forekomst av andre arbeidsrelaterte helseproblemer kan øke ved arbeid i kulde, for eksempel helseplager ved Raynauds syndrom (hvite fingre) forårsaket av hånd-arm vibrasjonseksponering. Hvorvidt arbeid i kalde omgivelser medfører økt risiko for skader på luftveiene ved samtidig eksponering for irriterende kjemikalier er lite undersøkt, dette gjelder også for effektene av nattarbeid i kalde omgivelser.

Fra 2017 har det blitt gjennomført flere forskningsprosjekter for å undersøke effekten av arbeid i kaldt klima på menneskelig yteevne, samt eventuelle samvirkende effekter av arbeid i kaldt klima, ulike skiftmønster og nattarbeid.137 Herunder kan nevnes:

• Menneskelig yteevne ved arbeid i nordområdene, SINTEF 2016–2018138
• Nattarbeid i kalde omgivelser, Statens arbeidsmiljøinstitutt (STAMI) (pågående)
• Nattarbeid, årstider og søvnighet – sikkerhet på arbeidsplassen i Nordområdene (Noralert), STAMI (pågående)

Havindustritilsynet vil i løpet av 2026 igangsette et samarbeidsprosjekt med STAMI for å gi en samlet og oppdatert oversikt over kunnskapsgrunnlag og eventuelle kunnskapshull knyttet til arbeidsmiljørisiko i arktiske og polare områder.

Tall fra RNNP viser at det fra 2023 til 2025 har vært en nedgang i andel arbeidstakere som opplever å være hyppig eksponert for kulde, fra 38 % til 35 % på landanlegg og fra 37 % til 33 % på innretninger til havs (RNNP 2025).

Erfaringer fra Havindustritilsynets tilsynsaktiviteter tyder på at virksomhetene gjennomfører tekniske tilpasninger (vinterisering) for å håndtere kuldeproblematikk. Operasjonelle tiltak, som for eksempel oppholdstidsbegrensninger, blir innført i et mer begrenset omfang, og bærer ofte preg av å være individrettede. Det registreres også utfordringer knyttet til tilstrekkelig bekledning, blant annet hansker og sko som holder godt nok på varme.

Arbeid i varme omgivelser utgjør en begrenset utfordring i petroleumsvirksomheten, men kan forekomme ved for eksempel arbeid i tanker og habitat. I kombinasjon med fysisk tungt arbeid og bruk av varm bekledning, blant annet for å hindre kjemisk eksponering, kan dette utgjøre en belastning. Eksponering for høye temperaturer kan gi økning i kroppstemperatur, som kan påvirke den kognitive funksjonsevnen og evnen til å gjennomføre sikre arbeidsoperasjoner.139 En større økning kan forårsake heteslag og heteutmattelse, som i ytterste konsekvens kan være livstruende. I tillegg er brannskader en potensiell risiko ved kontakt med varme overflater, damp og brann.

7.4.3 Ergonomisk arbeidsmiljø

Med ergonomiske risikofaktorer menes faktorer som kan bidra til utvikling av arbeidsrelaterte muskel- og skjelettplager. Arbeidsrelaterte muskel- og skjelettplager har ofte sammensatte årsaksforhold, hvor fysiske/mekaniske, organisatoriske og psykososiale forhold spiller en rolle. Muskel- og skjelettlidelser utgjør den største andelen av det legemeldte sykefraværet i Norge. I 2022 var dette årsaken til 35 % av langtidssykefraværet på norske arbeidsplasser.140 Eksponeringer som tunge og ubekvemme løft, ugunstige arbeidsstillinger som for eksempel arbeid med hender over skulderhøyde, repetitive bevegelser og manuell håndtering av utstyr, kan øke risikoen for muskel- og skjelettplager.141 Toleransen for eksponering vil variere fra person til person, men vedvarende eksponering over tid og for stor belastning, uten tilstrekkelig hvile og restitusjon, vil øke risikoen. Mekaniske eksponeringer kan i tillegg forverre allerede eksisterende plager.

I petroleumsvirksomheten er fysisk belastning særlig framtredende i drift og vedlikehold på innretninger til havs. Mye utstyr på begrenset område medfører utfordringer med tilkomst og materialhåndtering. Det er i tillegg mye gåing på hardt underlag med stor friksjon, samt gåing i trapper over flere etasjer. Forpleiningspersonell har utfordringer knyttet til ensidig belastning, mens løft og bæring er risikofaktorer for stillas- og boredekkspersonell.

Mange arbeidstakere i petroleumsindustrien har arbeid som medfører belastninger knyttet til statisk arbeid, tunge løft, vanskelige arbeidsstillinger og arbeid over skulderhøyde. Dette vises også på statistikken over mulig arbeidsrelatert sykdom som meldes til Havindustritilsynet, hvor muskel- og skjelettlidelser er en av diagnosene som rapporteres hyppigst.

RNNP spørreskjemaundersøkelse inneholder flere spørsmål knyttet til ergonomisk og mekanisk eksponering. I perioden 2017–2025 har andel ansatte som rapporterer å være ergonomisk og mekanisk eksponert offshore vært stabilt, med små variasjoner mellom år. For landanlegg kan det imidlertid spores en reduksjon fra 2023 til 2025. I petroleumsvirksomheten til havs er det ansatte innen forpleining, konstruksjon/modifikasjon, vedlikehold, brønnservice og boring som rapporterer om hyppigst eksponering, mens tilsvarende på land er ansatte innen vedlikehold og prosess. Ansatte til havs rapporterer om hyppigere eksponering enn på landanlegg. Forsking har vist at psykososiale og organisatoriske faktorer kan medføre økt risiko for muskel- og skjelettplager. Eksempler på slike faktorer er høye jobbkrav kombinert med lav kontroll, stor arbeidsmengde, rollekonflikter, og lav sosial støtte.142

Sammenhengen mellom psykososiale og organisatoriske faktorer og utvikling av muskel- og skjelettplager har fått økt oppmerksomhet i bransjen den senere tid. Erfaringer fra Havindustritilsynets tilsyn viser også at denne sammenhengen i stadig større grad tas høyde for i selskapenes risikovurderinger. Det kan videre spores en forbedring i selskapenes metoder for gjennomføring av ergonomiske kartlegginger og risikovurderinger, hovedsakelig gjennom økt bruk av anerkjent metodikk og en bedre kobling mellom eksponering og helserisiko. Offshore Norge har utarbeidet og publisert flere veiledninger og verktøy innen ergonomi som kan benyttes i industrien143, herunder en bransjestandard for risikovurdering av ventiler, sjekklister for kartlegging av kontorer og dører offshore, samt ulike ergonomiske risikovurderingsverktøy.

Når det gjelder gjennomføring av risikoreduserende tiltak, blir det likevel i stor grad valgt organisatoriske tiltak framfor tekniske utbedringer. Kompakte innretninger med mye utstyr på trange områder, kan medføre utfordringer med å gjennomføre hensiktsmessige tekniske utbedringer.

7.4.4 Psykososialt og organisatorisk arbeidsmiljø

Det psykososiale arbeidsmiljøet er knyttet til det mellommenneskelige samspillet på arbeidsplassen og arbeidstakerens opplevelse av arbeidssituasjonen og arbeidsinnholdet. Det organisatoriske arbeidsmiljøet handler om hvordan selve arbeidet er organisert, tilrettelagt og fordelt mellom de ansatte. Begrepet omfatter blant annet arbeidstidsordninger, organisasjonsstruktur, ansvarsforhold, ledelse og formelle veier for kommunikasjon. Forskning viser at det organisatoriske og psykososiale arbeidsmiljøet kan påvirke både fysisk og psykisk helse. Potensielle påvirkningsfaktorer inkluderer omstillinger, nedbemanning og jobbusikkerhet, jobbkrav, uklarhet i roller og ansvar, grad av kontroll og sosial støtte, og negative sosiale handlinger som mobbing og seksuell trakassering.

Når høye jobbkrav (for eksempel høyt arbeidstempo og stor arbeidsmengde) kombineres med lav kontroll (for eksempel lav grad av selvbestemmelse i arbeidet), kan det føre til økt risiko for mentale og fysiske helseplager.144 For å bidra til ansatte opplever store jobbkrav og arbeidspress som mindre belastende, er det viktig med både lederstøtte og kollegastøtte.145

Arbeidsmiljøforhold relatert til jobbkrav, kontroll (selvbestemmelse over arbeidet, tempo), rollekonflikt, lederstøtte og kollegastøtte er indikatorer for psykososiale eksponeringer som overvåkes gjennom RNNP. Resultater fra 2025 viser at det på et overordnet nivå har vært en positiv utvikling for forhold som gjelder jobbkontroll og lederstøtte offshore sammenlignet med 2023. For resterende forhold har det ikke vært en signifikant endring fra 2023 til 2025. På landanlegg har det vært små endringer fra 2023 til 2025.

Å måtte jobbe i høyt tempo er den variabelen flest ansatte svarer at de opplever hyppigst. For denne har det vært en jevn stigning siden 2005, med enkelte variasjoner mellom år. Hav- og landansatte har i stor grad fulgt den samme utviklingen, med unntak av enkelte år. Fra 2023 til 2025 har det vært en nedgang i andel landansatte som opplever å måtte jobbe i høyt tempo, fra 28 % i 2023 til 23 % i 2025. For offshoreansatte er det ingen endring fra 2023 til 2025 (om lag 30 % begge år). Offshore er det ansatte innen forpleining og boring og brønn som i 2025 oftest rapporterer om høyt arbeidstempo, mens det for landanlegg er ansatte innen prosess og vedlikehold.

Erfaringer fra Havindustritilsynets tilsyn viser at det på bransjenivå er enkelte utfordringer med systematisk styring av risiko knyttet til organisatorisk og psykososialt arbeidsmiljø. Tilsynene viser at relevant kompetanse og fagpersonell ikke alltid blir involvert i kartlegginger og risikovurderinger. Selskapene har også ofte større oppmerksomhet på konsekvensene av uheldige organisatoriske og psykososiale forhold, enn på årsakene til for eksempel uklare roller og ansvar eller høy arbeidsbelastning. Dette medfører at tiltakene ofte blir generelle og i mindre grad adresserer hvordan arbeidet er organisert, ledet og utført. Tiltakene retter seg i større grad mot å styrke individets kapasitet til å tåle belastninger samt rehabilitering og sykefraværsarbeid, framfor forebygging. Tilsynene viser også at arbeidstakere ikke blir tilstrekkelig involvert i risikovurderinger eller i planleggingen av tiltak. Videre mangler ledere og beslutningstakere nødvendig kunnskap om organisatorisk og psykososial risiko. I 2023 ble det igangsatt en studie av Havindustritilsynet for å styrke kunnskapsgrunnlaget for oppfølging og styring av psykososial og organisatorisk risiko på gruppenivå.146 Studien presenterer tilgjengelig kunnskap om prinsipper og kriterier for oppfølging av psykososial og organisatorisk risiko. Hensikten var å øke kunnskapen om metoder og tilnærminger for kartlegging og risikovurdering, og å fremme primærforebyggende arbeid.

I 2022 ble det opprettet en partssammensatt arbeidsgruppe under Arbeidstilsynets regelverksforum for å vurdere behov for revisjon av regelverkets krav til psykososialt arbeidsmiljø. Arbeidet resulterte i endringer i arbeidsmiljøloven og forskrift om utførelse av arbeid for å tydeliggjøre kravene i bestemmelser om psykososialt arbeidsmiljø.147 Regelverksendringene trådte i kraft 1. januar 2026. Arbeidsmiljøloven § 4-3, første ledd, presiserer nå at kravet til et fullt forsvarlig arbeidsmiljø også gjelder på det psykososiale området. I § 4-3, andre ledd, gir loven eksempler på flere psykososiale arbeidsmiljøfaktorer som arbeidsgiver må ta hensyn til, herunder uklare eller motstridende krav og forventninger i arbeidet, emosjonelle krav og belastinger i arbeid med mennesker, arbeidsmengde og tidspress som innebærer ubalanse mellom arbeidet som skal utføres, og den tiden som er til rådighet, og støtte og hjelp i arbeidet.

7.4.5 Arbeidstid

Petroleumsvirksomhet foregår døgnkontinuerlig og kjennetegnes av skiftarbeid, nattarbeid og lange arbeidsperioder med påfølgende lange friperioder. Arbeidsmiljøloven kapittel 10, med de særregler som framgår av rammeforskriften kapittel VI gir rammene for arbeids- og hviletid i petroleumsvirksomheten. Videre kan arbeidstiden reguleres gjennom partenes adgang til å inngå avtaler, og det kan også inngås individuelle avtaler. For avtaleadgangen gjelder bl.a. at disse må inngås innen rammen av de krav som framgår av gjeldende regelverk, eller slik at de gir arbeidstaker en bedre ordning enn regelverkets utgangspunkt.

Den alminnelige arbeidstiden i petroleumsvirksomheten er etter gjeldende regelverk tolv timer per dag. Enkelte veksler mellom natt og dag i løpet av en 14-dagers periode (såkalt «svingskift»). Til havs er normal varighet av en arbeidsperiode 14 dager, etterfulgt av en friperiode på inntil fire uker (såkalt 2-4 ordning). Den arbeidsfrie perioden mellom to oppholdsperioder skal ha en sammenhengende varighet på minst en tredel av den sist avsluttede oppholdsperioden (1/3-delsregelen). Den alminnelige arbeidstid på sokkelen skal ikke overstige 12 timer i døgnet og 36 timer i uken i gjennomsnitt i løpet av en periode på høyst ett år.148 Arbeid utover lovens ramme for årlig arbeidstid og arbeid utover 12 timer i døgnet (maks fire timer) regnes som overtid. Regelverket åpner for unntak fra alminnelig arbeids- og hviletid etter visse forutsetninger. Tariffavtaler og individuelle avtaler kan ha mer omfattende og utvidede bestemmelser, men kan ikke overskride maksgrenser. Organisasjonsgraden i petroleumsvirksomheten er høy, og dagens tariffavtaler mellom partene fastsetter i stor utstrekning de offshore turnuser som er gjeldende på norsk sokkel.

Arbeidstidsordninger offshore

Tabell 7.9 viser fordeling av ansatte offshore etter hvilken offshoreturnus de går og hvilken arbeidstidsordning de har i perioden 2007–2025 (Kilde: RNNP 2025).149 Andelen som oppgir å ha fast offshoreturnus (2-4 rotasjon) eller annen fast rotasjon utgjør til sammen 93,3 % i 2025. 6,7 % går ikke fast rotasjon.

Under kategorien «annen fast rotasjon» er det gitt mulighet til å angi i fritekst hvilke andre rotasjonsordninger som benyttes. Dette omfatter flere ulike ordninger, hvorav flest besvarelser faller inn under kategoriene 3-3 (tre uker disponibel – tre uker fri), 4-4 (fire uker disponibel – fire uker fri) og 19-23 (19 dager disponibel – 23 dager fri). I en disponibelperiode kan en kalles til oppdrag offshore etter en arbeidsfri periode på minimum 1/3 av siste avsluttede oppholdsperiode. Dersom det ikke er oppdrag i en disponibelperiode, vil arbeidstakeren allikevel opprettholde sin lønn. Videre viser tabellen noen mindre endringer i fordelingen av de ulike arbeidstidsordninger.

Arbeidstakerne ble også spurt om de arbeider fast på innretningen de var på, og flesteparten svarer bekreftende på dette (74,5 % på hver tur, og 9,7 % stort sett hver tur). De gjenværende 15,8 % svarer at det varierte hver tur. Om man ser på forskjeller mellom grupper av ansatte i 2025, rapporterer 31 % av entreprenørene at det varierer hvilken installasjon de arbeider på. Blant ansatte i operatørselskap og boreentreprenører rapporterer ca. 90 % at de arbeider på samme innretning hver tur. Når det gjelder andelen som rapporterer om variasjon i skiftordning finner man at entreprenøransatte oftere har slik variasjon (18,6 % i 2025) enn operatøransatte og boreentreprenører (henholdsvis 2,9 % og 4,3 %).

Fra 2023 ble det stilt spørsmål om man har «landstilling med sporadiske eller jevnlige oppholdsperioder offshore». Fordelingen i 2025 viser at 4,3 % av operatøransatte, 11,7 % av entreprenørene og 3,5 % av boreentreprenørene oppgir dette.

Tabell 7.9 Oversikt arbeidstidsordninger offshore.

* I 2023 ble kategorien «annen fast rotasjon lagt til. I 2025 ble det gitt anledning til å spesifisere med tekst hvilken «annen fast rotasjon» man går.

Kilde: RNNP 2025.

Arbeidstidsordninger landanlegg

Tabellen under viser fordelingen av ansatte innen de ulike skiftordningene på landanlegg i perioden 2009–2025 (RNNP 2025).

Tabell 7.10 Fordeling etter skiftordning på landanlegg 2009–2025.

Kilde: RNNP 2025.

Fordelingen mellom de ulike skiftordningene har vært relativt jevn siden 2009, med små variasjoner fra år til år. I 2025 arbeider om lag 70 % av de ansatte dagskift, noe om innebærer en svak nedgang (om lag 1 %) siden 2023. Tilsvarende har bruk av helkontinuerlig skift økt med om lag 1 % fra 2023 til 2025 (fra 20,6 % i 2023 til 21,9 % i 2025).

I 2025 oppgir 46 % av de ansatte på landanlegg at arbeidstidsordningen innebærer søndagsarbeid, noe som innebærer en betydelig økning fra 2023 (36 %), og er det høyeste nivået siden 2015. Videre har andelen ansatte som arbeider i en rotasjonsordning på landanlegg økt fra 23 % i 2023 til 36 % i 2025. Av disse rapporterer 72 % å ha arbeidsperioder med varighet på 12–16 dager. Denne andelen har økt fra 52 % i 2023. I 2025 rapporterer 74 % å ha friperioder på 17 dager eller mer, mot 61 % i 2023.

Det er bred støtte i forskningslitteraturen for at skiftarbeid som inkluderer nattarbeid øker risikoen for søvn- og døgnrytmeforstyrrelser, ulykker og andre uheldige hendelser på arbeidsplassen. Ulykkesrisikoen ser ut til å være spesielt høy ved flere påfølgende, langvarige nattskift med sjeldne pauser av kort varighet.150 I petroleumsvirksomhet tas dette høyde forgjennom systematiske, forebyggende tiltak og risikostyring i tråd med rammeforskriften § 43. Dette inkluderer blant annet rammer for når nattarbeid er tillatt og hvilke oppgaver som er tillatt å utføre på natt. Når det gjelder langsiktige helseeffekter av skiftarbeid som inkluderer nattarbeid, viser kunnskapsoppsummeringer en sannsynlig økt risiko for enkelte typer kreft151, hjerte-/karsykdom152 og negative påvirkninger på svangerskap eller barn i mors liv.153 Det er imidlertid et stort behov for mer forskning for å etablere årsakssammenhenger. På tross av varierende kvalitet i studier om skiftarbeid og langsiktig helse, er indikasjonene i litteraturen såpass sterke at god forebygging bør være i fokus når arbeidstidsordninger risikovurderes og organiseres. Statens arbeidsmiljøinstitutt (STAMI) har nylig opprettet et Nasjonalt arbeidstidsregister (A-TID) for norske virksomheter. Arbeidstidsdata herfra vil kunne bidra til et bedre kunnskapsgrunnlag for å forstå samspillet mellom arbeidstidsordninger, helse og sikkerhet.154

En stor del av forskningen på skift- og nattarbeid og helseeffekter er gjennomført i andre sektorer og næringer enn petroleumsindustrien, som helse- og omsorgssektoren, transportnæringer, nødetater og ulike former for prosess- og produksjonsindustri med kontinuerlig drift. Det kan diskuteres hvor godt man kan generalisere funn fra skiftarbeidsstudier gjennomført i andre næringer og hvilken overføringsverdi de har til skiftarbeid på plattform. På plattform er man isolert fra sosialt liv, familieliv og dagliglivets forpliktelser, som vil kunne påvirke døgnrytmen. Man kan tenke seg at dette legger bedre til rette for søvn og restitusjon. Komprimerte arbeidsperioder etterfølges av lengre, sammenhengende friperioder. I tillegg er offshorearbeidere en selektert gruppe friske og særlig robuste arbeidstakere. Selv om de nevnte faktorer potensielt kan virke beskyttende mot helseeffekter av skift- og nattarbeid, er det lite kunnskap om hvor mye de beskytter.

Kunnskapsgrunnlaget for å vurdere effekter av kombinerte eksponeringer i arbeidet, for eksempel for helseeffekten av kjemikalieeksponering avhengig av tidspunkt på døgnet er foreløpig begrenset. I forbindelse med en rapport om unormale arbeidstidsordninger og kjemisk eksponering ble det funnet svært få studier som har sett på denne kombinasjonen og konkludert med et stort behov for å etablere forskningsbasert kunnskap på feltet.155 Kombinasjonseksponering for ulike arbeidstidsordninger og kjemikalier er særlig aktuell i petroleumsindustrien.

Overtid og utvidede oppholdsperioder

Bruk av overtid er i seg selv er en eksponeringsfaktor som kan gi både helse- og sikkerhetskonsekvenser. I tillegg vil lengden på arbeidsdagen ha innvirkning på risiko for eksponering for faktorer som støy, kjemikalier og mekanisk belastning. Når arbeidstiden utvides, kan eksponeringsvarigheten øke, og dermed gi økt risiko for å utvikle sykdom og skader. Økonomisk kompensasjon for overtid og utvidede oppholdsperioder fastsatt i tariffavtaler kan gjøre overtidsarbeid attraktivt for arbeidstakere, samtidig vil det medføre økte kostnader for arbeidsgivere.

En kartlegging om arbeidstid i petroleumsvirksomheten fra SINTEF Digital i 2022156 viste at det etter en nedgang i perioden 2013–2015, var en økning i bruken av overtid i perioden 2017–2021. Studien viste at det å jobbe overtid medførte økt sannsynlighet for å oppleve høy arbeidstidsbelastning, målkonflikt, lav jobbkontroll, samt enkelte helseplager. Under pandemien (fra 2019 til 2021) ble det registrert en signifikant økning i både utvidet oppholdstid og bruk av overtid over 16 timer.

Nedenfor følger en oppdatert oversikt over utviklingen fra 2013 til 2025 for andel ansatte offshore som rapporterer å ha jobbet mer enn 16 timer i løpet av ett døgn en eller flere ganger de siste tolv måneder, som har 16 timer eller mer overtid på siste offshoretur og en oppholdsperiode offshore som var mer enn 14 dager.157 Se figur 7.19.

Figuren viser et forholdsvis stort fall fra 2013 til 2015 i bruk av 16 timer eller mer overtid på siste tur og oppholdsperioder på mer enn 14 dager for deretter å stige fram mot 2021. I målingene fram mot 2025 registrerer man en svak nedgang. Resultatene i 2025 er imidlertid ikke på det nivået man så i 2013. Når det gjelder ansatte som rapporterer at de har jobbet mer enn 16 timer på ett døgn en eller flere ganger de siste tolv måneder er utviklingen forholdsvis stabil, med en nedgang fra 16 % i 2013 mot 15 % i 2025. Det må samtidig bemerkes at arbeid utover 16 timer på ett døgn er utover den tillatte rammen og et brudd på regelverket.

Figur 7.19 Oversikt andel ansatte som rapporterer > 16 timer overtid i løpet av ett døgn en eller flere ganger de siste tolv måneder, 16 timer overtid eller mer på siste tur og opphold offshore på mer enn 14 dager (2013–2025).

Kilde: RNNP 2025.

Resultatene fra 2025 viser at ledere i større grad har jobbet mer enn 16 timer på ett døgn i løpet av de siste tolv månedene enn øvrige ansatte (forskjellen er signifikant). Når man ser på forskjeller mellom arbeidsområder er det flest innen administrasjon (24,0 %), boring (16,4 %) og forpleining (15,7 %) som oppgir dette. Brønnservice har hatt en nedgang på 8,1 % fra 2023 til 2025.

På landanlegg oppgir 31 % at de har jobbet mer enn 13 timer i løpet av ett døgn (RNNP 2025). Utviklingen på landanleggene i overtidsbruk i perioden 2015–2025 er forholdsvis stabil og høyere enn offshore. Overtidsbruken var 31 % i 2015, steg til 36 % i 2017, for deretter å gradvis synke.

Erfaringer fra Havindustritilsynets tilsyn de siste årene viser flere eksempler på mangelfull styring av arbeidstid, omfattende bruk av overtid og utvidede oppholdsperioder, samt brudd på arbeidstidsbestemmelsene. I tillegg viser enkelte tilsyn at det i liten grad gjennomføres forsvarlighetsvurderinger som inkluderer risiko knyttet til faktorer som støy, kjemikalier og ergonomisk/mekanisk belastning, ved bruk av overtid og utvidede oppholdsperioder. Det avdekkes også tilfeller hvor 1/3-delsregelen ikke overholdes. Utfordringer ved styring av arbeidstid og brudd på arbeidstidsbestemmelsene kan være en konsekvens av mangelfull regelverkskompetanse, men også mangelfull aktivitetsstyring og/eller manglende samsvar mellom oppgaver og ressurser. I perioden 2017–2025 er manglende samsvar mellom oppgaver og ressurser påpekt i en rekke tilsyn, blant annet rettet mot kontrollrom, barrierestyring, vedlikeholdsstyring, teknisk sikkerhet og elektriske anlegg. Det er også identifisert som bakenforliggende årsak til enkelte alvorlige hendelser. I tillegg er det gitt flere pålegg knyttet til bemanning og kompetanse i samme periode. Forlengede arbeidstider og overtid er også forbundet med økt risiko for ulykker og uheldige hendelser. I 2021 gjorde Statens arbeidsmiljøinstitutt (STAMI) en kunnskapsoppsummering, som viste at arbeidsøkter over 12 timer og arbeidsuker lenger enn 55 timer øker risikoen for ulykker og/eller andre uheldige hendelser, som nesten-ulykker og skader.158 Det er få studier som har sett på sammenhengen mellom forlengede arbeidstider og langsiktige helseeffekter. Det er likevel indikasjoner i litteraturen på at arbeidstid på 55 timer eller mer per uke, sammenlignet med 35–40 timer, øker risikoen for hjertesykdom159 og hjerneslag.160 Kort hviletid på under 11 timer mellom skift, også kalt «quick returns», er assosiert med redusert søvnlengde og økt søvnighet.161

I 2020 ble det utarbeidet en rapport i regi av Sikkerhetsforum hvor risiko for utmattelse (fatigue) knyttet til utvidete arbeidsperioder offshore og på landanlegg i forbindelse med Covid-19-pandemien ble belyst.162

7.4.6 Bemannede undervannsoperasjoner

Bemannede undervannsoperasjoner under Havindustritilsynets myndighetsområde omfatter tradisjonelt metningsdykking og overflateforsynt dykking i petroleumsvirksomheten, både offshore og på landanleggene.

Metningsdykking og overflateforsynt dykking reguleres av HMS-forskriftene for petroleumsvirksomheten og i arbeidsmiljøforskriftene, med utstrakt bruk av anerkjente normer som blant annet NORSOK-industristandarder. For bemannede undervannsoperasjoner er arbeidsmiljøloven og helselovene sentrale. Siden 1985 har det vært en samtykkeordning for alle bemannede undervannsoperasjoner. Hensikten med samtykkeordningen er at operatøren dokumenterer overfor myndighetene at de er i stand til å gjennomføre dykkeaktiviteten i overensstemmelse med regelverket, før dykkeoperasjonen starter. I forbindelse med behandlingen av samtykkesøknaden innhenter Havindustritilsynet vurderinger fra Statsforvalteren i Rogaland.

Dykking innebærer både helsemessig risiko og risiko forbundet med arbeid under vann. Den helsemessige risikoen er knyttet til eksponering for forhøyet omgivende trykk over tid, det vil si den belastningen selve dykket påfører dykkeren over tid. Dette er i hovedsak risiko for trykkfallsyke og eventuelle senskader som en følge av denne.163

I metningsdykking er det tidligere rapportert om særskilte effekter på nervesystemet (HPS – high pressure nervous syndrome) som skyldes rask trykksetting til trykk tilsvarende mer enn 130 meters dybde ved bruk av oksygen-heliumblanding («heliox») i pusteluften. Denne tilstanden gir forbigående symptomer fra nervesystem og generelle plager som blant annet kvalme. Det foreligger ikke tilstrekkelig kunnskap om hvorvidt gjentatte episoder kan gi vedvarende funksjonsendring. Streng kontroll av trykkendringer og av pustegassens innhold, samt kontroll av temperatur er avgjørende for å minimere risikoen for trykkrelaterte helseplager, og innebærer at både trykksettingsfasen og dekompresjonsfasen må overvåkes og styres med nøyaktige prosedyrer.

Overflateforsynt dykking kan innebære en større risiko blant dykkere, først og fremst med bakgrunn i dykkemetoden der dykkerne er mer eksponert med tanke på vær- og sjøforhold, samt hyppige trykkendringer i forbindelse med ned- og oppstigning fra vannet. I tillegg er aktivitetsnivået mye lavere og sysselsettingen ujevn. Manglende kontinuitet kan medføre en høyere andel midlertidig personell med varierende kultur, bakgrunn og kompetanse, mindre rigide prosedyrer og en svakere organisering av arbeidet, rutineutvikling samt -praktisering og kontrolltiltak enn ved metningsdykking.

Siste dødsulykke ved metningsdykking på norsk sokkel skjedde i 1987. Det har vært få tilfeller av trykkfallsyke etter 1991 (sist i 2002), da myndighetene innførte felles rammeverk for ekskursjonsdistanser fra bo-dybde og dekompresjon for metningsdykking. Innrapporterte personskader er i hovedsak relatert til muskel- og leddsmerter som ofte skyldes håndtering av tungt utstyr og trange arbeidsforhold, samt mindre kutt- og sårskader. Innrapporterte tilfeller av arbeidsrelatert sykdom er i hovedsak øre- og hudinfeksjoner forårsaket av bakterien Pseudomonas Aeruginosa.

Det har ikke vært dødsulykker i forbindelse med overflateforsynt dykking offshore i perioden siden 1985. I 2024 ble det rapportert tre tilfeller av trykkfallsyke i forbindelse med overflateorientert dykking med nitrox som pustegass. Forrige rapporterte tilfelle av trykkfallsyke var i 1999. Siden år 2000 er innrapporterte personskader i hovedsak relatert til mindre sårskader og barotraume, samt enkelte tilfeller av kjemisk eksponering hos bemanningen på overflaten.

RNNP spørreundersøkelse – Dykkeundersøkelsen

RNNP spørreundersøkelse ble utvidet til å omfatte dykkepersonell i 2018 og har vært gjennomført annethvert år siden den gang. I 2024 ble spørreundersøkelsen for dykkere også utvidet til å inkludere dykkere på britisk kontinentalsokkel (UKCS) i samarbeid med Health and Safety Executive (HSE).

Generelt viser undersøkelsen for dykkepersonell fra 2024 en positiv utvikling på flere områder innen HMS-klima og arbeidsmiljø. Ved sammenligning med resultater fra spørreskjemaundersøkelsen for offshoreansatte i 2023, svarer dykkepersonell generelt mer positivt på indekser for HMS-klima enn offshoreansatte. De mest negative resultatene var knyttet til indeksen Samarbeid og kommunikasjon både blant offshorepersonell og dykkepersonell. Likevel hadde denne en positiv utvikling blant dykkepersonell i 2024. Av arbeidsmiljøindeksene er det indeksen Jobbkontroll som får mest negative utslag blant dykkepersonell.

Dykkepersonell rapporterer om mindre grad av helseplager enn offshoreansatte. Ett unntak er imidlertid psykiske plager, som har en noe høyere forekomst hos dykkepersonell enn offshoreansatte.

Sammenlignet med resultatene fra undersøkelsen på britisk sektor er resultatene på norsk sektor generelt mer positive.

De siste 20 årene er det i norsk dykkeindustri gjort betydelige investeringer i nye moderne dykkestøttefartøy med automatiserte kontroll- og overvåkingssystemer for trykksetting og dekompresjon, samt forbedrede systemer for atmosfære- og pustegassrensing. Forbedringer er også gjennomført med tanke på ergonomiske forhold og komfort, samt medisinsk beredskapsutstyr for personell i metning. Nye digitale overvåkingssystemer gir økte muligheter for innsamling og analyse av dykkerpersonellets eksponeringsforhold, og dermed et bedre grunnlag for å kunne forstå eksponeringsmekanismer og å videreutvikle rammeverk på nasjonalt nivå.

Lavt aktivitetsnivå de siste 20 årene har medført reduserte muligheter til rekruttering av kompetent personell, både i sentrale roller hos aktørene og myndighetene. I tillegg kan det spores en tendens til forvitring av sentrale kunnskaps- og forskningsmiljøer. Opprettholdelse av gode utdanningsinstitusjoner og forskningsmiljøer er sentralt for å kunne beholde dykking som en fleksibel og konkurransedyktig intervensjonsmetode for planlagte utbygginger, inspeksjoner, reparasjoner og i beredskapssituasjoner – noe som har fått økt aktualitet i dagens sikkerhetspolitiske situasjon.

7.5 Sammenlignbare data – andre land og sektorer

Sammenligning av sikkerhet i en sektor på tvers av landegrenser og mellom sektorer nasjonalt kan være utfordrende. Først og fremst fordi det vil være usikkerhet knyttet til hvor god sammenligningen er og om datasettene reelt sett er sammenlignbare. Flere faktorer påvirker innholdet i datasettene, for eksempel forhold som rapporteringskrav i sektoren, rapporteringskultur (feil- og underrapportering) og oppfølging av rapporterte data.

Innen petroleumssektoren i Norge er det en lang tradisjon for rapportering av sikkerhetsrelaterte data. RNNP-prosjektet har bidratt til at kvaliteten på rapporterte data som benyttes i RNNP er god. Gjennom International Regulator Forum (IRF)-samarbeidet er det utviklet et innbyrdes indikatorbasert rapporteringssystem som dekker flere skadeområder og ulykker for petroleumsvirksomheten til havs. Data samles inn en gang i året og publiseres på IRF sin nettside. Resultater som gjengis i dette kapitlet er hentet fra denne databasen.164

Med tanke på å bidra til best mulig datakvalitet har en i IRF-samarbeidet etablert kriterier som innebærer at det kun er tilløps- og ulykkeshendelser med et relativt høyt potensial eller omfang som rapporteres.165

Erfaringene fra arbeidet i IRF tilsier også at det er en del usikkerhet knyttet til publiserte data. Spesielt gjelder dette data knyttet til skader på personell. For eksempel kan en se at forholdet mellom alvorlige personskader og mindre alvorlige personskader viser stor variasjon mellom landene. En slik variasjon kan skyldes forskjeller i rapporteringskultur og/eller rapporteringsgrad.

På samme måte som IRF-dataene bør brukes med forsiktighet bør også datagrunnlaget fra forskjellige sektorer nasjonalt brukes med forsiktighet, siden disse dataene heller ikke er samlet inn under like forutsetninger.

7.5.1 Omkomne, norsk petroleumsvirksomhet mot nasjoner i IRF

De senere tiår har det vært få omkomne i petroleumssektoren i Norge (se omtale under kapittel 7.1.6). Det samme er tilfelle for petroleumssektoren i landene som inngår i IRF-samarbeidet. Som en ser av figur 7.20 er det noen land som har 0 omkomne i perioden 2016–2024.

Figur 7.20 Antall omkomne per million arbeidstimer innen petroleumsvirksomheten til havs for landene i International Regulator Forum (IRF)-samarbeidet i perioden 2016 til og med 2024. NB – tall for Storbritannia (UK) mangler for årene 2018 og 2019.

Kilde: International Regulators Forum.

Figur 7.21 nedenfor viser antall omkomne per million arbeidstimer per år etter land i perioden 2016 til 2024. I Norge var det ett dødsfall i petroleumsvirksomheten til havs i 2017. I samme periode var det også ett dødsfall i Australia og to i Storbritannia (UK). Mexico hadde 28 dødsfall i samme periode, men fordi de ikke rapporterer arbeidstimer, inngår de ikke i figuren eller i denne statistikken.

Figur 7.21 Antall omkomne per million arbeidstimer per år for land i International Regulator Forum (IRF)-samarbeidet i preioden 2016 til 2024.

Kilde: International Regulators Forum.

7.5.2 Personskader i norsk petroleumsvirksomhet mot nasjoner i IRF

Å sammenligne antall og/eller alvorlighet av personskader på tvers av landegrenser er svært vanskelig fordi rapporteringskrav og rapporteringskultur i stor grad varierer mellom nasjonene. I forhold til rapportering av personskader er petroleumsvirksomheten i Norge kjennetegnet ved følgende forhold:

• Full bedriftshelsetjeneste (BHT)-dekning i næringen.
• Hele skalaen av personskader blir rapportert, inkludert førstehjelpsskader.
• Færre aktører å følge opp med tanke på innrapportering, noe som bidrar til flere rapporter.

Flere av de andre landene i IRF har utfordringer knyttet til grad av rapportering. Dette bidrar til relativt stor variasjon i dataene.

Det er derfor rimelig å anta at en får best sammenligningsgrunnlag ved å sammenligne petroleumsvirksomheten i land med noenlunde samme arbeidslivskultur, som for eksempel Norge og Danmark. Figur 7.22 viser alvorlige personskader per million arbeidstimer i Danmark og Norge for perioden 2016–2024.

Figur 7.22 Personskadedata for 2016–2024, alvorlige personskader per million arbeidstimer.

Kilde: International Regulators Forum.

I Norge observeres en nedadgående trend siden 2017 for frekvensen av de mest alvorlige skadene. I Danmark observeres en motsatt utvikling.

I figur 7.23 vises frekvensen for personskader som medfører mer enn tre dagers fravær fra arbeidet per million arbeidstimer i Danmark og Norge for perioden 2016–2024.

Figur 7.23 Antall personskader som medfører at arbeidstaker må være borte fra arbeid i mer enn tre dager, per million arbeidstimer i Danmark og Norge i perioden 2016–2024.

Kilde: International Regulators Forum.

Figuren viser at frekvensen av denne type skader i gjennomsnitt er 1,15 skader per million arbeidstimer i norsk petroleumsvirksomhet, mens i dansk petroleumsvirksomhet er gjennomsnittlig frekvens 2,34 skader per million arbeidstimer.

Ved en sammenligning av figur 7.22 og 7.23 framgår det at det i Danmark var null alvorlige personskader i 2016 og 2017, mens frekvensen av noe mindre alvorlige skader var over to per million arbeidstimer. Dette kan være en indikasjon på feil- eller underrapportering.

Figur 7.24 sammenligner personskader som medfører mer enn en dag, men mindre enn tre dager borte fra jobb, per million arbeidstimer i Norge og Danmark fra 2016 til 2024.

Figur 7.24 Antall personskader som medfører at arbeidstaker må være borte fra arbeid mer enn 1 dag, men mindre enn 3 dager, per million arbeidstimer i perioden 2016–2024.

Kilde: International Regulators Forum.

Figur over viser at frekvensen av de minst alvorlige personskadene, som inngår i statistikken til IRF, er lavere i dansk petroleumsvirksomhet enn i norsk petroleumsvirksomhet. I Norge er også tendensen negativ de senere år.

Det er rimelig å anta at årsaksmekanismene til denne type akutte personskader i stor grad er av samme type, uavhengig av om skaden medfører mer eller mindre enn 3 dager borte fra arbeidsstedet. Når en observerer at skadefrekvensen for de minst alvorlige skadene i Danmark er lavere enn for de mer alvorlige skadene, er det naturlig å anta at rapporteringen av skader ikke er av en grad som gir et tilstrekkelig grunnlag for en-til-en-sammenligning.

7.5.3 Tilløpshendelser med storulykkepotensial mot nasjoner i IRF

I IRF-samarbeidet samles det inn hendelsesrelaterte data knyttet til utvalgte hendelseskategorier som det forventes kan gi opphav til storulykke. Deriblant hendelser knyttet til gasslekkasjer, kollisjoner og brønnkontrollhendelser. Hendelsene er delt i alvorlighetskategorier. For å ha et best mulig sammenligningsgrunnlag er det etablert kriterier som muliggjør rapportering fra de aller fleste nasjonene. Kriteriene, som i hovedsak er utformet som nedre grense for rapportering, er derfor av en form som innebærer at kun de mest alvorlige hendelsene inngår. For norsk petroleumsvirksomhet betyr grenseverdiene at kun de mest alvorlige hendelsene som inngår i RNNP kvalifiserer for rapportering til IRF databasen.

Sammenligning gasslekkasjer

Kriteriene for gasslekkasjer er:

Et utilsiktet eller ukontrollert utslipp av hydrokarbongass på eller fra en innretning. Dette inkluderer ikke utslipp som skyldes prosesser som er innebygd i produksjons- og prosesseringssystemene for å håndtere avvikssituasjoner (avlufting (vent) og fakling).

• Et større (major) gassutslipp er et utslipp der enten utslippsraten er over 1 kg/sekund i minst 5 minutter, eller den totale mengden er større enn 300 kg.
• Et betydelig (signifikant) gassutslipp er et utslipp der enten utslippsraten er mellom 0,1 kg/sekund og 1 kg/sekund og varer i 2 til 5 minutter, eller den totale mengden er mellom 1 kg og 300 kg.

Det er spesielt tidskravet som medfører at flere lekkasjer som er med i RNNP ikke kvalifiserer i IRF. Større gasslekkasjer på norsk sokkel er i stor grad av kortere varighet. Det bemerkes at en kun regner lekkasje av gass, og ikke væske, i statistikken. I USA, den største aktøren i IRF, regnes alle lekkasjer av denne type som miljøskader og rapporteres ikke til sikkerhetsmyndighetene.

Se figur 7.25 og 7.26 for oversikt over henholdsvis store og betydelige gasslekkasjer per 100 millioner produserte olje ekvivalenter og per 100 millioner fat oljeekvivalenter gass per land for perioden 2016−2024. Det er kun vist resultater fra land som har hendelser i perioden for alle figurene. Samlet sett viser begge figurene store årlige variasjoner for flere av landene. For enkelte land, med små produksjonsvolum, vil en enkelt lekkasje slå markant ut.

Sammenligningen viser at norsk petroleumsvirksomhet ligger på nivå med de 2–3 beste nasjonene.

Figur 7.25 Antall store (major) gasslekkasjer per 100 millioner produserte olje ekvivalenter fra 2016 til 2024.

Kilde: International Regulators Forum.

Figur 7.26 Antall signifikante gasslekkasjer per 100 millioner fat oljeekvivalenter gass for perioden 2016–2024.

Kilde: International Regulators Forum.

Sammenligning brønnkontrollhendelser

Brønnkontrollhendelser i IRF-sammenheng dekker tap av brønnkontroll basert på følgende kriterier:

Tap av brønnkontroll: enhver hendelse knyttet til boring, komplettering, brønnservice (workover) eller pluggeoperasjoner som er:

Et ukontrollert utslipp av formasjons- eller andre brønnvæsker. Strømmen kan skje mellom to eller flere eksponerte formasjoner, eller den kan forekomme ved eller over havbunnen. Dette inkluderer ukontrollert strøm som skyldes svikt i enten overflate- eller undergrunnsutstyr, eller feil i prosedyrer, eller en strøm av formasjon eller andre brønnvæsker gjennom en avledningsventil.

Større: Tap av brønnkontroll der varigheten av den ukontrollerte eller avledede strømmen er mer enn én dag (24 timer).

Betydelige: Alle tilfeller av tap av brønnkontroll der varigheten av den ukontrollerte eller avledede strømmen er mellom fem minutter og 24 timer.

Som for gasslekkasjene innebærer kriteriene som benyttes i IRF at kun en mindre del av brønnkontrollhendelsene som inngår i RNNP kvalifiserer for registrering. Figurene nedenfor viser fordeling mellom land på henholdsvis store (major) og betydelige (signifikante) tap for brønnkontrollhendelser i perioden 2016−2024.

<

Figur 7.27 Antall større brønnkontrollhendelser per 100 brønnrelaterte aktiviteter i perioden 2016 til 2024.

Kilde International Regulators Forum.

Figur 7.28 Antall betydelige (signifikante) brønnkontrollhendelser per 100 brønnrelaterte aktiviteter fra 2016 til 2024.

Kilde International Regulators Forum.

De to figurene viser, på samme måte som for gasslekkasjer, store variasjoner for enkelte nasjoner. Flere av nasjonene, inkludert Norge, har ingen brønnkontrollhendelser av disse typene i perioden 2016–2024.

7.5.4 Oppsummering – sammenligning andre land

Basert på frekvensen av fataliteter, større og betydelige gasslekkasjer samt større og betydelige brønnkontrollhendelser fra IRF sine kilder, ser man at antall ulykker og hendelser på norsk kontinentalsokkel er blant de aller laveste sammenlignet med andre land. Dette gjelder også når antallet hendelser er normalisert mot aktivitetsnivå eller produsert volum. Når en vurderer norsk petroleumsvirksomhet, sokkel og land, etter antall omkomne, blir det tydelig at sikkerhetsnivået i petroleumsvirksomheten ligger høyere enn for andre lands sammenlignbare sektorer. Ut fra denne informasjonen, kan det sies at petroleumsvirksomheten i Norge kommer ut med et høyere sikkerhetsnivå på de nevnte indikatorene sammenlignet med andre land.

7.5.5 Dødsulykker, norsk petroleumsvirksomhet mot annen virksomhet i Norge

På samme måte som for sammenligning av sikkerhetsnivået på tvers av landegrensene, kan det også være vanskelig å sammenligne sikkerhetsnivået mellom sektorer og bransjer i Norge. Det er mest nærliggende å sammenligne frekvensen av omkomne mellom sektorene. For gjennomgangen av dødsulykker og alvorlige personskader i norsk petroleumsvirksomhet, se kapittel 7.1.6.

Sammenligner man petroleumsnæringen med andre sektorer nasjonalt, viser figuren nedenfor at næringene «utvinning/bryting av mineraler», «fiske og akvakultur», «luftfart», «jordbruk og skogbruk» er de med høyest dødsfrekvens (>5,0 i perioden 2021–2021), mens næringene «transport og lagring», «sjøfart», «bygge- og anleggsvirksomhet» er i et middels sjikt med dødsfrekvens fra 1,9 til 3,9 dødsfall per 100 millioner arbeidstimer. I tilsvarende periode har petroleumsnæringen en dødsfrekvens på 0.

Figur 7.29 Arbeidsskadedødsfall per million arbeidstimer for ulike næringer 2021–2023. Rød, stiplet linje viser gjennomsnitt for alle næringer.

Kilde: STAMI/NOA 2024, basert på rapportering fra tilsynsmyndighetene.166

I figur 7.30 vises utviklingen for arbeidsskadedødsfall etter kategoriene landbasert industri, sjøfart, luftfart og petroleumsindustri i perioden 2006–2024. Landbasert industri har det høyeste antallet arbeidsskadedødsfall i hele perioden. Det observeres imidlertid en nedgang (med enkelte variasjoner) i perioden 2011–2024.

Figur 7.30 Utvikling over tid 2006–2024: Omkomne i arbeid etter landbasert industri, sjøfart, luftfart og petroleumsindustri.

Kilde: STAMI/NOA 2025.167

Kategorien «utvinning olje og gass» viser noe variasjon over tid, men har det laveste antallet arbeidsskadedødsfall alle år, utenom i 2007 og 2015. Luftfart ligger også forholdsvis mye lavere enn de to andre områdene.

Samlet sett viser Statens arbeidsmiljøinstitutt (STAMI)/Nasjonal overvåking av arbeidsmiljø og -helse (NOA)s innrapporterte tall fra tilsynsmyndighetene i Norge om arbeidsskadedødsfall for alle sektorer i perioden 2021–2023 og innrapporterte tall på sektornivå i perioden 2005–2024, at petroleumsnæringen har den laveste frekvensen for omkomne i arbeid.

8 Risikobildet i nye havindustrinæringer

8.1 CO₂-transport og -lagring på sokkelen

8.1.1 Risikofaktorer

CO₂ forekommer under atmosfæriske betingelser som en gass. Gassen er ikke brannfarlig eller eksplosiv. CO₂ er ikke iboende giftig, men kan i høye konsentrasjoner fortrenge oksygen i luften. Dette kan føre til symptomer som hodepine, svimmelhet, kortpustethet, søvnighet og i verste fall kvelning og død. CO₂ har høyere tetthet enn luft (1,98 kg/m³ ved 1 atm og 0 ^oC, det vil si ca. 1,5 ganger tyngre enn luft). Gassen vil derfor legge seg langs bakken.

Aminer, som benyttes for å fange CO₂, er organiske forbindelser. Små mengder aminer vil slippe ut som en del av prosessen. Det er utført studier på potensielle helseeffekter av slike utslipp.168 Vurderinger som er utført av Folkehelseinstituttet og Miljødirektoratet viser for eksempel at størrelsen på utslipp av aminer og omdannede aminer ligger langt under eksponeringsgrensene som FHI har anbefalt.169

Under transport og lagring vil CO₂ normalt forekomme i flytende form. Ved lekkasjer til atmosfæren vil CO₂ gå direkte over til tørris, og dermed kan det oppstå skader på grunn av lave temperaturer.

Alle anlegg som opererer under trykk, er utsatt for farer knyttet til lekkasjer enten på grunn av feil i anlegget eller operative feil under drift av anlegget. Det kan også oppstå ytre påvirkninger som kan resultere i lekkasjer. Trykksatte anlegg med CO₂ vil derfor være omfattet av de samme type risikoforhold som andre anlegg med tilsvarende stoff. En prosessrelatert hendelse knyttet til CO₂ som ofte omtales i litteraturen er såkalt kald BLEVE (Boiling Liquid Expanding Vapor Explosion). Dette er en type hendelse som opptrer sjelden, men kan ha katastrofale følger.170 Konsekvensen av en slik hendelse tilsvarer en eksplosjon. Det er noen kjente hendelser knyttet til dette fenomenet (Hansen et m.fl., 2017).171

1. Yuhang, Hangzhou, Kina, 13. november 2008
• Et skip lå til anker i Yuhang, Hangzhou I Kina. Ombord var det 130 m³ flytende CO₂. Lagertanken eksploderte, og to arbeidere omkom. To nærliggende skip sank på grunn av eksplosjonen. Et sprøbrudd og overfylling av CO₂-tanken ble antatt å være årsakene til ulykken. CO₂-tanken var blitt modifisert, inkludert arbeid på nivåindikatoren og låsing av sikkerhetsventilen.
2. Worms, Tyskland, 21. november 1988
• En horisontal tank med 30 000 kg CO₂ eksploderte på grunn av en kald BLEVE. Tre personer omkom på grunn av eksplosjonen. En stor del av beholderen ble slynget 300 m. Årsaken antas å være en frossen sikkerhetsventil som ikke åpnet da trykket i tanken begynte å bygge seg opp under et 17 timers strømbrudd.

CO₂ er kjent som en forbindelse som kan skape utfordringer med korrosjon, spesielt sammen med fritt vann eller andre forbindelser som hydrogensulfid. Utfordringer knyttet til dette er godt kjent i industrien og er et av de forholdene som virksomhetene må ha kontroll på.

Det har vært flere hendelser knyttet til transport av CO₂ som har medført fataliteter, skader og behov for evakuering. De seneste større hendelsene er:

1. Rørledningsbrudd, Satarita (MS), USA, 22. februar 2022 172
• Brudd i 24’’ rørledning, utslipp av ca. 5000 m³ CO₂. 200 personer i nærheten ble evakuert. Ca. 40 ble fraktet til sykehus. Ingen fataliteter eller skader. Hendelsen er vurdert til å være relatert til jordskred i forbindelse med betydelig nedbør, noe som førte til et rørledningsbrudd.
2. Rørledningsbrudd, Sulphur (LS), USA, april 2024 173
• Brudd i en rørledning ved en CO₂-pumpestasjon som er en del av et CO₂-rørtransportnettverk. Lekkasjen varte i to timer og ca. 350 m³ lakk ut. Hendelsen førte til evakuering av naboområdet. Ikke rapportert om noen skader.

8.1.2 Risikonivå

Bruk av CO₂ til industrielle formål har en lang historie. Som omtalt har det vært flere alvorlige hendelser knyttet til denne bruken. For transport og lagring derimot er det svært lite informasjon å hente utover hva som allerede er beskrevet over knyttet til faktorer som utgjør farer. Det er derfor nærliggende å se til de tre større anleggene som er i drift i dag, Sleipner, Snøhvit/Melkøya og Langskip (Breivik og Øygarden). Det siste anlegget er enda i oppstartsfasen og foreløpig er det ikke akkumulert nok relevant erfaring derfra. Fra anlegget på Sleipner, som startet i 1996, og anlegget på Melkøya, som startet i 2007, er det derimot noe informasjon. Begge anleggene er underlagt petroleumsreguleringen og er dermed omfattet av krav til rapportering. For anlegget på Sleipner er det ikke rapportert om noen hendelser som har medført utslipp av CO₂. Det er rapportert om noen mindre aminutslipp. For anlegget på Melkøya er det siden 2007 rapportert om fire lekkasjer av CO₂ og alle var av mindre karakter. Den første lekkasjen i 2007 medførte riktignok evakuering av anlegget, men det viste seg å være en mindre lekkasje.

Oppstarten av Langskip, samt at det er utdelt en rekke lisenser som dekker områder for injeksjon, indikerer at aktiviteten innen sektoren vil øke. Ved en økning av aktiviteten vil det kunne forventes flere hendelser, også hendelser av mer alvorlig karakter. Selv om CO₂ ikke blir betegnet som et stoff som gir opphav til storulykkesrisiko, må det likevel være høy oppmerksomhet knyttet til å sikre at prosessene er forsvarlige, og at tilpassede rutiner for god prosessikkerhet følges.174

8.1.3 Havindustritilsynets oppfølging

Havindustritilsynet er delegert myndighet til å gi forskrift for og føre tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø ved transport og injeksjon av CO₂ på kontinentalsokkelen. Havindustritilsynet bidrar også med faglige råd til Energidepartementet i forbindelse med aktørers nominering og departementets utlysning av områder for injeksjon og lagring. I vurderingen av søkernes kompetanse og operasjonelle erfaring, tas det stilling til om aktør/aktørgruppen møter de aktuelle kriteriene for tildeling i utlysningen.

Etter tildeling av letetillatelse i arbeidsprogrammets første fase, innledes kontakten med operatør typisk i form av dialogmøter og statusoppdatering om prosjektframdrift og utviklingen av utbyggingsløsninger. Godkjenning i letetillatelsen ved milepælen «beslutning om konkretisering», leder til en større grad av formalisering for oppfølgingen blant annet som observatør i letetillatelsen.

Havindustritilsynets oppfølging er risikobasert. I oppbyggingen av en ny havindustri er det tett dialog med aktørene om status for deres prosjekter.

For Northern Lights, som til nå er det eneste prosjektet hvor plan for utbygging og drift og plan for anlegg og drift er innlevert og godkjent, har tilsynsaktiviteter blitt utført gjennom prosjektutviklingen og ferdigstillelsesfasen. Tilsynsaktiviteter har blitt gjennomført som del av idriftsettelse av injeksjonsanlegget og brønnsystemer.

Operatøren må innhente samtykke til boring av brønner før innretninger tas i bruk. For Northern Lights er samtykker gitt til boring av letebrønn og injeksjonsbrønner og til å ta i bruk havbunnsinfrastruktur og injeksjonssystem med tilhørende kontroll og sikkerhetsfunksjoner. Samtykker til boring av lete- og lagringsbrønn knyttet til letetillatelse EXL 006 Havstjerne og boring av avgrensningsbrønner knyttet til letetillatelse EXL 002 Smeaheia, er per april 2026 behandlet og innvilget.

8.2 Havvind

8.2.1 Risikofaktorer

Global Offshore Wind Health and Safety Organisation (G+) er en bransjeorganisasjon innen havvind som jobber spesifikt med sikkerhet i bransjen. Bransjeorganisasjonen samler inn hendelsesdata, og utgir blant annet beste praksis-dokumenter. Selskap som er medlem i G+ er forpliktet til å rapportere data, mens assosierte medlemmer blir oppmuntret til å rapportere. G+ publiserer en årlig rapport som viser utvikling i antall rapporterte hendelser, samt mer detaljerte analyser av utvalgte områder. Data presenteres i ikke-normalisert og normalisert form. Arbeidstimer benyttes som normaliseringsvariabel. I 2024 inngår i underkant av 80 millioner arbeidstimer i datagrunnlaget.175

Rowell m.fl. (2024)176 trekker imidlertid fram mulige svakheter ved datagrunnlaget i G+, blant annet at rapportering er frivillig og at store land, som Kina, ikke rapporterer. Svakheten vurderes å bidra til en underestimering av antall hendelser, inkludert alvorlige hendelser.

På tross av svakheter i rapportering er databasen til G+ anerkjent og benyttes som datagrunnlag også for sikkerhetsmyndigheter i flere land. Databasen er også benyttet som grunnlag for flere forskningsbaserte artikler som vil bli nærmere omtalt nedenfor.

Basert på data fra G+ utarbeides oversikter over hendelsestyper som inntreffer i bransjen. Datasettet er delt i tre hovedområder der hendelser inntreffer: konstruksjonsfase (60 %), driftsfase (34 %) og prosjektsutviklingsfase (6 %). Prosentene viser til andelen av totalt 673 hendelser fordelt på hvert område i 2024.

Figuren nedenfor viser antall skader fordelt etter arbeidsområder med flest hendelser i 2023 og 2024.

Figur 8.1 Arbeidsområder med flest antall hendelser i 2023 og 2024.

Kilde: G+.

Figuren viser at i underkant av 30 % av disse hendelsene i 2024 skjedde i forbindelse med arbeid på turbinen (nacelle + tårn), 15 % skjedde på land, mens de resterende skjedde på ulike typer fartøy.

Brytes hendelsene ned på arbeidsprosessene der hendelsene oppstår, viser resultatene årlige variasjoner mellom hvor mange hendelser som kan knyttes de enkelte arbeidsprosessene. I perioden 2021–2024 utgjør prosessene nedenfor de mest frekvente:

• Løfteoperasjoner
• Manuell håndtering
• Tilkomst
• Arbeid på elektriske anlegg
• Arbeid på mekaniske systemer
• Fartøysoperasjoner
• Rutinevedlikehold
• Forflytning fra A til B
• Bruk av håndverktøy
• Overføring til/fra fartøy

Det understrekes at frekvensen av hendelser per arbeidsprosess varierer fra arbeidsområde til arbeidsområde slik at listen over ikke må leses som om hendelsestypene er rangert etter frekvens. G+-dataene dekker i all hovedsak hendelser der de reelle konsekvensene er personskader.

Utredninger innen havvind

Risikoforhold innen havvind er utredet ved flere anledninger. SINTEF utarbeidet en rapport for Petroleumstilsynet i 2011. Studien omfattet en gjennomgang av mulige fare- og ulykkeshendelser, storulykker og arbeidsrelaterte hendelser innen havvind.177 Studien ble gjennomført i samarbeid med en referansegruppe bestående av representanter fra myndighetene, selskapene, arbeidstakerorganisasjoner og forskningsmiljøer. Havindustritilsynet vurderer at funn og konklusjoner i stor grad er relevante også i dag. Samtidig pekes det på behov for videre kunnskapsutvikling. Risikofaktorene som ble gjennomgått dekket i stor, men ikke i utelukkende grad, faremomenter som kan lede til hendelser.

SINTEF vurderte totalt 24 definerte fare- og ulykkessituasjoner, hvorav 16 ble identifiserte med relevans for havvind: brann/eksplosjon (ikke prosessrelatert), skip på kollisjonskurs, drivende gjenstand, kollisjon med feltrelatert fartøy, strukturell skade/tap av stabilitet/skade på forankring/tap av posisjon, evakuering, helikopterulykke, mann over bord, alvorlig personskade, arbeidsrelatert sykdom, bortfall av kraft, kontrollrom ute av funksjon, dykkerelatert hendelse, fallende gjenstand, stans av produksjon og stans av transportsystem. Gjennomgangen viser at ulike typer fare- og ulykkessituasjoner i petroleumssektoren også vil kunne være relevante for havvind.

DNV (2025)178 gjorde en tilsvarende gjennomgang basert på erfaring og data fra britisk sektor. Studien beskriver også hvordan utviklingen i havvindsektoren, med stadig større turbiner, parker med flere turbiner samt større avstand til land, har ledet i en retning hvor det kan oppstå større ulykker i sektoren. Se tabell nedenfor for en sammenligning mellom tilløpshendelser i offshore petroleum og havvind.

Tabell 8.1 Oversikt tilløpshendelser i offshore petroleum og havvind

Kilde: DNV 2025

Havindustritilsynets erfaringer fra Hywind Tampen er også relevant i denne sammenheng. I forbindelse med selskapenes rapportering til myndighetene er det så langt registrert ni hendelser knyttet til, eller på, Hywind Tampen i perioden 2022–2025. Av disse ble én hendelse klassifisert som alvorlig. Fem hendelser gjaldt fallende gjenstander, mens følgende er alle registrert med en hendelse: strømgjennomgang, røykutvikling, feil i elektrisk anlegg og svikt av gangbrofunksjon (i forbindelse med SOV179).

Vindkraftindustrien, herunder i offshore-sektoren, innebærer arbeidsmiljøutfordringer som kan påvirke arbeidstakernes helse. I 2013 publiserte EU-OSHA180, EUs informasjonsorgan for helse og sikkerhet på arbeidsplassen, en rapport om HMS-utfordringer i vindenergisektoren.181 Rapporten den gangen påpekte at det finnes lite forskning på risikoeksponering blant arbeidere, og at forskningen i hovedsak har vært rettet mot risiko for allmennheten. En gjennomgang av forskningslitteraturen, gjort i regi av NORCE i 2025182, viser at det er et betydelig behov for mer kunnskap om helse og sikkerhet i næringen. EU-OSHA-rapporten beskriver mulige arbeidsmiljøfaktorer både på land og til havs og nevner blant annet arbeid i høyden, arbeid i små rom og i ugunstige arbeidsstillinger, fysisk krevende arbeidsoppgaver som å klatre i høye stiger og bevege seg gjennom luker, arbeid med elektrisitet, lynnedslag og eksponering for ulike kjemikalier, gasser og støv. Havvindsanlegg offshore beskrives i EU-OSHA-rapporten å ha mulige tilleggsrisikoer sammenlignet med anlegg på land, blant annet i form av overføring av personell fra fartøy til turbinene, dykkeroperasjoner, nødevakueringer, værforhold, samt risiko knyttet til omgivelsenes påvirkning på turbinkomponentene og løfteoperasjoner.

I en kunnskapsoppsummering fra 2021183 nevnes flere av de samme potensielle arbeidsmiljøfaktorene, i tillegg til lange arbeidstider og isolasjon, hørselsskadelig støy og hånd/arm-vibrasjon ved bruk av henholdsvis støyende og vibrerende verktøy, støyirritasjon og helkroppsvibrasjon ved transport på fartøy og helikopter. Forfatterne peker på at risikofaktorene ikke nødvendigvis er unike for vindindustrien, men at kombinasjonen av risikofaktorene kan være unik. For eksempel nevnes hvordan uforutsigbare vindkast til havs kan øke risikoen knyttet til å jobbe i høyden og ved løfteoperasjoner. Rowell m.fl. (2024)184 omtaler bevegelser på flytende vindturbiner og mulig påvirkning på både arbeidstakeres arbeidsutførelse og opplevelse av sjøsyke, samtidig som det framheves motstridende funn i litteraturen.

Til tross for flere identifiserte risikofaktorer er kunnskapsgrunnlaget om arbeidsmiljøutfordringer i havvindsektoren begrenset. Forskningen er fragmentert, ofte basert på små utvalg og selvrapporterte data, og mangler studier av langtidseffekter og kombinerte eksponeringer. Informasjon fra aktørene i bransjen viser likevel at utfordringer pekt på internasjonalt også i stor grad er relevante i norsk virksomhet. Videre pekes det på mangelfulle toalett- og sanitærforhold, uten tilgang på vann, samt manglende pauserom. Mangelfull ergonomisk tilrettelegging, støyende utstyr, bruk av kjemikalier som turbinoljer, smøreoljer og kjølevæsker, mangelfull belysning og utilstrekkelige ventilasjonsløsninger er også arbeidsmiljøfaktorer som er nevnt av aktørene i bransjen. Utilstrekkelige ventilasjonsløsninger kan bidra til varme omgivelser, samt innebære økt risiko for kjemisk eksponering.

8.2.2 Risikonivå

Selv om havvindsektoren kan karakteriseres som delvis moden, er det utfordrende å finne informasjon om risikonivå utover tradisjonell hendelses- eller skadebasert statistikk. Tilgang til annen informasjon som kan belyse sikkerhet til og helse for personell i sektoren, er i all hovedsak ikke til stede. Flere forskningsbaserte artikler belyser også dette, blant annet Sovacool m.fl. (2016)185 og Rowell m.fl. (2024).186 Det er anerkjent at tradisjonelle hendelsesbaserte statistikker, som utelukkende vurderer konsekvenser av hendelser, i liten grad kan benyttes til å gi helhetlige vurderinger av sikkerhets- eller risikonivået.

Sovacool m.fl. (2016) presenterer en analyse der antall hendelser innen følgende energiproduserende sektorer vurderes: biodrivstoff, geotermisk, vind, sol, vannkraft og kjernekraft. For vindkraft dekkes både turbiner plassert på land og i havet under ett. Antall turbiner på land er vesentlig høyere enn i havet. Hendelsesfrekvens i figuren nedenfor er basert på en normalisering av antall hendelser per Terrawatttimer (TWh) produsert energi.

Figur 8.2 Antall hendelser per TWh energi produsert fra forskjellige kraftsektorer.

Kilde: Sovacool m.fl. (2016).

Det bemerkes at Sovacool m.fl. (2016) i sin analyse også tar med hendelser knyttet til gjennomføringen av virksomheten, inkludert tredje person. Dette er likt for alle virksomhetene. Dataene dekker perioden 1950 til 2014. For vind dekker dataene i praksis perioden 1980 til 2014.

Figuren viser at antall hendelser per TWh innen vind er svært høy sammenlignet med annen ikke-karbonbasert virksomhet. Analysens vurdering av antall døde per TWh viser også at vindkraft kommer dårligst ut med henholdsvis 0,035 døde/TWh mot vannkraft som viser 0,0235 døde/TWh. Dødsfall blant tredje person er med i statistikken.

Rowell m.fl. (2024) analyserer forekomsten av personskader innen havvind og petroleumsvirksomhet til havs. Figuren nedenfor viser antall skader som medfører at skadede person må være borte fra arbeidet neste dag per million arbeidstimer (LTIR: Lost Time Incident Rate). Figuren inkluderer også 95 % konfidensintervall for hver av sektorene. Data for havvind er hentet fra G+, mens data for petroleumsvirksomheten er hentet fra International Organisation of Oil and Gas Producers (IOGP).

Figur 8.3 Antall skader som medfører at skadede person må være borte fra arbeidet neste dag, per million arbeidstimer (2014 til 2022). Konfidensintervall=95 %.

Kilde: Rowell m.fl., 2024.

Analysen viser at frekvensen for skader per million arbeidstimer som medfører fravær fra arbeidet neste dag, ligger systematisk høyere for offshore havvind sammenlignet med offshore olje og gass.

Figuren nedenfor viser totalt antall skader per million arbeidstimer (Total Recordable Iinjury Rate, TRIR) og antall skader som medfører at skadede person må være borte fra arbeidet neste dag per million arbeidstimer (Loss Time Injury Frequency, LTIF). Antall arbeidstimer som inngår i statistikken er for 2024 78,8 millioner. Antall skader som medførte fravær fra arbeidet neste dag var 99 (inkludert ett dødsfall) i 2024.

Figur 8.4 Totalt antall skader i perioden 2020–2024 per million arbeidstimer (TRIR) og antall skader som medfører at skadede person må være borte fra arbeidet neste dag, per million arbeidstimer (LTIF).

Kilde: Rowell m.fl., 2024.

Figuren viser en overordnet positiv utvikling for begge indikatorene i perioden, men en negativ utvikling fra 2022 til 2024 for skader som medfører fravær fra arbeid neste dag (LTIF). Antall skader per million arbeidstimer (TRIR) viser en oppgang fra 2023 til 2024.

Faktorer som påvirker ulykkesfrekvenser er sammensatte og komplekse og er ofte gjenstand for debatt innen forskningen. Noen viktige årsaksfaktorer, som det i stor grad er enighet om, omfatter forhold som sikkerhetskultur, kompetanse, standarder for opplæring, involvering av partene, kompetanse og forståelse i forsyningskjedene, planlegging og utforming, samt risikostyring. Disse faktorene er relevante for all virksomhet som involverer risiko.

Rowell et al. (2024), omtaler spesifikt havvind i Storbritannia, blant annet fordi omfanget av virksomheten er stor. For virksomhetene til havs, havvind og petroleum, pekes det på forskjeller i reguleringsregime som et mulig bidrag til den relativt sett høye hendelsesfrekvensen innen havvind. Selv om begge virksomhetene er regulert under den britiske Safety at Work Act, er det en prinsipiell forskjell mellom regulering av havvind og petroleum. Begge virksomhetene er underlagt en rekke forskrifter, men når det gjelder forhold som påvirker risiko, er petroleumsvirksomheten regulert under det man kaller Safety Case Regime (SCR), mens havvind er regulert under Construction, Design and Management regulation (CDM). Selv om begge forskriftene er basert på As Low As Reasonably Practicable-prinsippet (ALARP), er der viktige forskjeller mellom dem. Innen petroleum skal man vise at man når ALARP-prinsippet gjennom en strukturert prosess, med tilhørende styringssystemer, mens innen havvind rekker det å vise, og dokumentere, en konstruksjonsplan under CDM. Rowell m.fl. (2024) hevder denne forskjellen kan være med på å forklare ulik hendelsesfrekvens i virksomhetene i Storbritannia, fordi oppmerksomheten på å styre forhold som påvirker risiko har forskjellige forventninger knyttet til seg.

Den britiske myndigheten for havvind, Health and Safety Excutive (HSE), har ved flere anledninger uttrykt bekymring når det gjelder utviklingen i antall og alvorlighet av skader innen sektoren, blant annet i brev til G+ 10. juli 2020:

I have concluded that in some sectors of the wind energy industry, improvements in health and safety performance has at best stalled if not reversed. In 2020, there have been a number of serious incidents both in the UK and elsewhere which could indicate that any reversal may continue. This would be unacceptable . 187

I et senere brev til bransjeorganisasjonen SafetyOn, datert 22. august 2025, basert på inspeksjoner og undersøkelser, tydeliggjør britiske sikkerhetsmyndigheter sine forventninger til bransjen hva regulatoriske krav knyttet til førstehjelp innebærer. HSE tar også opp identifiserte svakheter i bransjen knyttet til deres oppfølging av kravene i CDM-forskriften.188

Selv om resultater fra G+ data over viser at antall sikkerhetsrelaterte hendelser, per arbeidstime, innen havvind er på et lavere nivå i 2024 sammenlignet med 2020, viser Rowell m.fl., 2024 sin studie at skadefrekvensen er høyere enn for offshore petroleumsvirksomhet. Det er forskjeller både i modenhet og regulering av disse havindustriene. Det er derfor interessant å se forskjellen i hendelsesfrekvens i lys av at starten av petroleumsindustrien i Storbritannia var, på lik linje med i Norge, preget av mange ulykker. Det var alvorlige ulykker, som var instrumentelle med tanke på å få implementert regulering som har bidratt til dagens høye sikkerhetsnivå i petroleumsindustrien både i Storbritannia og i Norge.189 Det bør utvises forsiktighet med å karakterisere havvindindustrien som en storulykkeindustri – til det er blant annet hovedtyngden av hendelsene av mindre alvorlig karakter. På den annen side er det ikke urimelig å karakterisere industrien som en høyrisikoindustri.

8.2.3 Havindustritilsynets oppfølging

Havindustritilsynet er delegert myndighet til å gi forskrift for og føre tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø for fornybar energiproduksjon til havs. Havindustritilsynet har arbeidet systematisk med å opparbeide kunnskapsgrunnlag om risikoforhold i næringen, og har sendt på høring forslag til forskrift om sikkerhet og arbeidsmiljø ved fornybar energiproduksjon til havs. På bakgrunn av høringsinnspillene er de relevante delene av forslaget nå til behandling i Havindustritilsynet og Energidepartementet.

Havindustritilsynet har vært rådgiver for Energidepartementet i deres prosesser knyttet til kvalifisering av søkere i forbindelse med utlysningsprosessene for Sørlig Nordsjø II og Utsira Nord.

Havindustritilsynet har hatt møter med Ventyr, som er tildelt prosjektområdet i Sørlige Nordsjø II. Møtene har vært arrangert på initiativ fra begge parter og har i all hovedsak vært knyttet til gjensidig utveksling av informasjon.

Equinors havvindpark Hywind Tampen er regulert gjennom petroleumsreguleringen. Her har det blitt gjennomført tilsvarende prosesser som for petroleumsutbygninger. Deriblant har Havindustritilsynet gitt råd til Energidepartementet i forbindelse med PUD-søknadene. Havindustritilsynet har videre gitt samtykke for oppstart og gjennomført tilsyn og annen oppfølging av prosjektet. Oppfølgingen har blitt tilpasset utbyggingens egenskaper og risikoforhold.

I forbindelse med planprosessen ble det gjennomført flere møter for å sikre at regelverksanvendelsen ikke skulle medføre unødvendige ulemper for utbygningen. Tilbakemeldingene til denne prosessen har vært positive, og videre har prosessen vært nyttig med tanke på kompetansebygging hos myndighetene.

Etter at Hywind Tampen er satt i drift er det gjennomført tilsyn og annen relevant bruk av virkemidler tilpasset risikoforholdene.

8.3 Havbunnsmineralvirksomhet

8.3.1 Risikofaktorer

Som beskrevet i regjeringens melding til Stortinget,190 foregår det ikke kommersiell utvinning av mineraler fra dyphavene i verden i dag. Det har imidlertid foregått letevirksomhet i områder utenfor nasjonal jurisdiksjon i flere tiår under letetillatelser tildelt av International Seabed Authority (ISA) i Stillehavet, Det Indiske hav og Atlanterhavet. Flere av lisensene er gitt til aktører knyttet til nasjonale myndigheter. Teknologier for leting og utvinning er under utvikling og er spesielt knyttet til undervannsoperasjoner på store dyp. Foreslåtte konsepter for marin mineralutvinning tar utgangspunkt i systemer der mineralene brytes på havbunnen og heves opp til en produksjonsenhet (for eksempel et skip) på overflaten. Disse konseptene baserer seg i stor grad på eksisterende teknologier fra etablerte næringer. I hovedsak gjelder dette teknologier og løsninger fra olje- og gassvirksomheten, som dypvannsstigerørssystemer, Remotely Operated Vehicle-systemer (ROV), samt landbasert gruvedrift, skipsindustri, Autonomous Underwater Vehicle-teknologi (AUV) og mudringsfartøyer.

I de fleste løsningene som er beskrevet per i dag, skal hevingen foregå ved å omdanne eller knuse malmen til fragmenter eller en masse/vann-blanding som så pumpes opp til produksjonsenheten med vann og/eller luft. Der må vannet skilles ut før malmen lagres i produksjonsenheten. Avvannet blir så returnert til et dyp over havbunnen. Aktørene har også begynt å se på andre løsninger for å heve malmen til overflaten uten at det produseres avvann.

Figur 8.5 HEDSM – Green Minerals lavavtrykk produksjonssystem utviklet for bærekraftig drift i krevende sokkelmiljø.191

Kilde: Green Minerals, 2026.

Figur 8.6 Konseptuelt produksjonssystem for sulfider.

Kilde: Meld. St. 25 (2022–2023).

Mer kunnskap om forhold relatert til sikkerhet, arbeidsmiljø og beredskap knyttet til havbunnsmineralvirksomhet sammenstilles og utvikles over tid. Havbunnsmineralvirksomhet vil utgjøre ny virksomhet på norsk sokkel, og både myndighetene og selskapene har derfor begrenset kunnskap om og erfaring med både mineralvirksomhet og aktiviteter som inngår i denne. Det er imidlertid over tid opparbeidet erfaring og kompetanse med hensyn til leting og undersøkelse gjennom forskningsrelatert aktivitet, og dette er viktig kunnskap å ta med i det videre arbeidet.

Det finnes ulike metoder for å kartlegge mineraler på havbunnen. Disse varierer avhengig av hvilke typer mineraler man ønsker å kartlegge. Leting etter havbunnsmineraler foregår ved detaljert kartlegging av havbunnen. De første data som må framskaffes for å undersøke et område er detaljerte batymetriske kart (havbunnstopografi) som kan identifisere strukturer som domer, forkastninger og skråninger. Deretter benyttes ulike geofysiske metoder for å kartlegge ressursene før visuell inspeksjon og prøvetaking gjennomføres (Meld. St. 25 (2022–2023)).

De forskjellige utvinningsmetodene har generelt et forholdsvis lavt teknologisk modenhetsnivå, og det forventes at havbunnsmineralvirksomhet vil kreve bruk av høyteknologiske løsninger som er tilpasset forhold på store vanndyp. Det vil være behov for utvikling og tilpasning av verktøyteknologi og fartøy som kan nå ned til mulige forekomster på havbunnen, som tåler trykket langt under havoverflaten, og behovene for utstyr og løsninger kan også være forskjellige for de ulike typer forekomstene (Meld. St. 25 (2022–2023)).

Åpningsområdet på norsk sokkel ligger i arktiske og dels i polare farvann med særegne og krevende meteorologiske og oseanografiske forhold, og det har ikke vært industriell aktivitet i disse områdene tidligere. Det er også begrenset med erfaring fra skipsfart og fiskeri her.

I tillegg til at metodene for undersøkelse, prøvetaking og utvinning må etableres, utredes og forstås med tanke på å styre HMS-risiko, er det stedlige forhold som i seg selv bidrar til operasjonell risiko og som må håndteres.192 Dette gjelder blant annet store havdyp, lave temperaturer, sannsynlighet for drivis og isdannelse, mørketid og store avstander fra andre aktiviteter. Estimerte seilingstider vil trolig være 2–3 døgn fra det norske fastland hver vei, og avstandene medfører i seg selv utfordringer knyttet til forsyning/mannskapsbytter og til beredskap, eksempelvis i form av nødevakuering, søk og redning.193

Tabell 8.2 Tilløpshendelser som vil kunne gi behov for redningsberedskap (Safetec, 2022).

Aktiviteter forbundet med utvinning av havbunnsmineraler vil, avhengig av hvilke utvinningsløsninger som velges, kunne innebære risiko for eksponering for en rekke arbeidsmiljøfaktorer, deriblant støy og mekanisk vibrasjon, bruk av kjemikalier og risiko for kjemisk påvirkning, stråling, uheldig ergonomisk belastning samt organisatoriske og psykososiale risikofaktorer. I tillegg vil åpningsområdets geografiske beliggenhet kunne medføre enkelte særskilte risikoforhold knyttet til arbeidsmiljø og risiko for personskade. Arbeid i kulde og mørke, vind, nedbør, snø og is vil kunne innebære risiko for termisk nedkjøling og frostskader, og gi økt risiko for ulykker som følge av glatte overflater, fallende is eller nedsatte kognitive funksjoner. Lave temperaturer kan også gi nedsatt funksjon av personlig verneutstyr. Lang avstand og isolasjon fra land kan medføre økt psykososial belastning. Havindustritilsynets samarbeidsprosjekt med Statens arbeidsmiljøinstitutt, som skal gi en samlet og oppdatert oversikt over kunnskap knyttet til arbeidsmiljørisiko i arktiske og polare områder (beskrevet i kapittel 7.4.2), vil gi et forbedret grunnlag for å forstå særskilte aspekter ved arbeidsmiljørisiko også i havbunnsmineralvirksomhet.

Både aktører og myndigheter bidrar i å kartlegge risikoforhold. Noen aktører har blant annet demonstrert vurdering av identifiserte bidragsytere til risiko og hvordan disse kan kontrolleres. Disse evalueringene har eksempelvis inkludert operasjonelle begrensninger knyttet til bølger, isforhold, strømningsforhold og temperaturer, tilgjengelighet av standbyfartøy, beredskapsbehov og evakueringsmuligheter, arbeidsmiljøfaktorer i kaldt klima og mørketid, kompetansebehov for personell, krav til fartøy som skal involveres, ROV-aktiviteter, løfte- og boreoperasjoner, teknologivalg og operasjoner for innhenting av prøver, logistikk (transport av mennesker og materiell), medisinsk støtte, mv. Slikt arbeid vil måtte videreføres og utvikles i takt med at mulige metoder for eventuell utvinning og prosessering detaljeres ut, og etter hvert som operasjonelle rammebetingelser og begrensninger etableres, for å sikre at aktiviteter kan gjennomføres på forsvarlig vis. Det å sikre omforent forståelse for roller og ansvar mellom aktørene som vil bli involvert (myndigheter, oppdragsgivere, entreprenører, vitenskapelig personell, redere, maritimt personell) vil bli sentralt for å styre risiko knyttet til aktivitetene.

Når det gjelder forskning og utvikling har regjeringen i stortingsmeldingen pekt på at Norges forskningsråd har en sentral rolle i å legge til rette for og støtte samordning av teknologier og løsninger relevante for å kartlegge, undersøke og eventuelt utvinne havbunnsmineraler. Havbunnsmineraler er en del av Energi2050.194 I statsbudsjettet for 2025 ble det videre vedtatt en FoU-satsing innen havbunnsmineraler. Satsingen ble lyst ut av portefølje for Energi og transport195 og det ble tildelt 48 mill. NOK til tre prosjekter.196 Satsingen er videre fulgt opp med en utlysning for 2026 for å fremme forskningssamarbeid mellom norske forskningsmiljøer og relevante samfunns- og næringsaktører for å øke kunnskapsgrunnlaget om mineralvirksomhet på havbunnen og hvilke konsekvenser en eventuell utvinning av mineraler kan ha for havmiljøet.

8.3.2 Risikonivå

Som for andre nye industrielle aktiviteter til havs eksisterer det i dag et begrenset grunnlag for å si noe om operasjonelt risikonivå for kommende aktiviteter knyttet til undersøkelse av og eventuell utvinning av havbunnsmineraler på norsk sokkel.

Det finnes begrenset erfaring fra aktiviteter i området, utover forskningskampanjer som har vært gjennomført for å kartlegge havbunnen i det aktuelle området, både for å utrede ressursgrunnlag, bunnforhold, havstrømmer og biologiske forhold.

I løpet av 2026 vil det gjennomføres arbeid, blant annet i samråd med Kystverket og Sjøfartsdirektoratet, for å systematisere identifisering, gjennomgang og analyse av det som kan finnes av hendelsesdata og erfaringer fra de relevante arktiske og polare havområdene, i den hensikt å dra nytte av tidligere relevante erfaringer og bidra til å utvikle risikobildet. Dette arbeidet vil inngå i å utvikle utkast til relevante «DFU-er» – definerte fare- og ulykkeshendelser – som deretter vil kunne drøftes videre med eventuelle framtidige aktører og som kan gi del av grunnlaget for systematisk risikostyring, inkludert tilpasset designutvikling, styring av aktiviteter, hendelsesrapportering og læring. Det å bygge og demonstrere kunnskap om og økt forståelse for den risiko som vil ligge i mulige leteaktiviteter i dette området, og hvordan slik risiko kan styres for å sikre et forsvarlig nivå, vil være en grunnleggende forutsetning for trygg industriell aktivitet.

8.3.3 Havindustritilsynets oppfølging

Havindustritilsynet er delegert myndighet til å gi forskrift for og til å føre tilsyn med sikkerhet og arbeidsmiljø ved mineralvirksomhet til havs. Forskrift om sikkerhet og arbeidsmiljø ved mineralvirksomhet til havs (havbunnsmineralsikkerhetsforskriften) trådte i kraft 15. oktober 2025.

På tilsvarende vis som for de andre nye ansvarsområdene har Havindustritilsynets innsats vært rettet mot kunnskapsinnhenting og -deling om risiko knyttet til utviklingen av virksomheten både med andre myndigheter, potensielle næringsaktører og forskningsmiljøer – både nasjonalt og internasjonalt.

Havindustritilsynet har gjennomført et forprosjekt for å styrke kunnskapsgrunnlaget om områdeforhold i havområdene som er åpnet for leting etter havbunnsmineraler. Hensikten er å få en oppdatert oversikt over områdeforhold som kan påvirke risiko, usikkerhet og relevante tiltak for å forebygge hendelser. Rapporten, som er utarbeidet av Proactima197 på oppdrag fra Havindustritilsynet, beskriver sentrale naturgitte forhold og usikkerheter som kan ha betydning for sikkerhet, beredskap og arbeidsmiljø i en eventuell framtidig havbunnsmineralvirksomhet. Havindustritilsynet igangsatte også høsten 2025 et prosjekt med Meteorologisk institutt for utredning av meteorologiske og oseanografiske data med relevans for sikkerhet. Rapporten skal etter planen leveres medio 2026.