Vedtak om godkjenning av rapport om kvotepliktige utslipp i 2012 for Statoil ASA, Gullfaksfeltet

Transkript

1 Statoil ASA, avd. Gullfaksfeltet 4035 STAVANGER Att: Myndighetskontakt drift Nordsjøen Vest Klima- og forurensningsdirektoratet Postboks 8100 Dep, 0032 Oslo Besøksadresse: Strømsveien 96 Telefon: Telefaks: E-post: Internett: Dato: 22. mars 2013 Vår ref.: 2007/ Deres ref.: Saksbehandler: Sissel Wiken Sandgrind, telefon: Vedtak om godkjenning av rapport om kvotepliktige utslipp i 2012 for Statoil ASA, Gullfaksfeltet Klima- og forurensningsdirektoratet (Klif) har kontrollert og godkjent Statoil ASA, Gullfaksfeltet rapport om kvotepliktige utslipp av CO 2 for De innrapporterte utslippstallene legges til grunn for antall kvoter som skal leveres inn til Statens oppgjørskonto innen 30. april Gullfaksfeltet har i 2012 hatt et kvotepliktig utslipp på tonn CO 2. Vedtaket om godkjenning av rapport og fastsettelse av gebyrsats kan påklages til Miljøverndepartementet. 1. Sakens bakgrunn Klif viser til utslippsrapport innlevert 28. februar 2013 og endelig utslippsrapport innlevert 21. mars Vi viser også til øvrig korrespondanse knyttet til utslippsrapporten. Kvotepliktige virksomheter skal rapportere sine utslipp av CO 2 innen 1. mars året etter at utslippene fant sted. Dette følger av forskrift 23. desember 2004 nr om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser (klimakvoteforskriften) 2-5 første ledd jf. lov 17. desember 2004 nr. 99 om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser (klimakvoteloven) 14 og tillatelse til kvotepliktige utslipp av klimagasser av 4. april 2008, sist endret 23. januar Nærmere regler om rapportering, herunder regler om hva som skal rapporteres og hvordan utslippene skal beregnes eller måles, er gitt i klimakvoteforskriften kapittel 2 med vedlegg. Akutt forurensning: Telefon 110 Organisasjonsnr.:

2 Side 2 av 15 Klif kontrollerer og godkjenner den enkelte kvotepliktiges rapportering av CO 2 -utslipp, i overensstemmelse med klimakvoteloven 15. Klif gjennomførte tilsyn ved Gullfaks A den januar 2012, jf. Revisjonsrapport R. Klif. Klif avdekket ingen avvik på tilsynet, og ga heller ingen anmerkninger. 2. Klifs vurdering Overholdelse av fristen for innlevering av utslippsrapport Statoil ASA, Gullfaksfeltet sendte inn utslippsrapport for kvotepliktige utslipp av CO 2 den 28. februar 2013, som er innenfor fristen. Statoil har sendt inn oppdatert rapport 21. mars 2013 og tilleggsdokumentasjon vedlagt e- post av 13. mars og 19. mars Dette gjelder bl.a. oppdaterte beregninger av utslippsfaktor for brenngass og usikkerheter i aktivitetsdata og utslippsfaktor (kildestrøm 1 og 10), informasjon om måleutstyr benyttet ved brønntesting (kildestrøm 16 og 17 mobil rigg) og daglige faklingsrater for kildestrøm 2 (HP-fakkel på Gullfaks A). Klif understreker at klimakvoteforskriftens krav til rapportering innebærer at en fullstendig rapport skal leveres innen fristen. Vi forventer at det ved neste års rapportering leveres en slik fullstendig utslippsrapport innen fristen. Vurdering av kvotepliktige CO 2 -utslipp Kvoteplikt Kvoteplikten for Gullfaksfeltet er knyttet til virksomhetens energianlegg, fakkelsystemer og mobil rigg. For en nærmere presisering av kvotepliktens omfang vises det til tillatelse til kvotepliktige utslipp av 4. april 2008, som ble sist endret 23. januar Kilder til kvotepliktige utslipp Virksomheten har i 2012 hatt kvotepliktige utslipp fra følgende kildestrømmer: Kildestrøm Kildestrøm Utslippskilde Nr. 1 Brenngass GFA* Turbiner 2 Fakkelgass 1 GFA HP-fakkel 3 Fakkelgass 2 GFA LP-fakkel 4 Fakkelgass 3 GFA Vent-fakkel 5 Diesel GFA Turbiner og motorer (kraner, brannvannspumper og nødstrømsaggregat) 6 Fakkelgass 1 GFB* HP/LP-fakkel 7 Fakkelgass 2 GFB Vent-fakkel 8 Fakkelgass 3 GFB Pilotfakkel 9 Diesel GFB Motorer (kraner, brannvannspumper og nødstrømsaggregat) 10 Brenngass GFC* Turbiner 11 Fakkelgass 1 GFC HP-fakkel

3 Side 3 av Fakkelgass 2 GFC LP-fakkel 13 Fakkelgass 3 GFC Vent-fakkel 14 Diesel GFC Turbiner og motorer (kraner, brannvannspumper og nødstrømsaggregat) 15 Diesel mobil rigg Motorer (energianlegg) 16 Gass mobil rigg Brennerbom/fakkel 17 Olje mobil rigg Brennerbom/fakkel *GFA= Gullfaks A, GFB= Gullfaks B og GFC= Gullfaks C Statoil har for Gullfaksfeltet ikke rapportert om kvotepliktige utslipp som ikke er omfattet av tillatelsen. Kildestrømmer som samlet utgjør mindre enn 2 prosent, maksimalt tonn pr. år Det er i tillatelsen til kvotepliktige utslipp ikke stilt krav til metode for beregning av utslipp fra kildestrøm 4 (fakkelgass) og 5 (diesel) på Gullfaks A, kildestrøm 8 (fakkelgass) og 9 (diesel) på Gullfaks B og kildestrøm 13 (fakkelgass) og 14 (diesel) på Gullfaks C, da disse kildestrømmene samlet utgjør mindre enn 2 prosent av det totale årlige utslippet, maksimalt tonn pr. år. Utslippsrapporten for 2012 viser at Gullfaksfeltet ligger innenfor grensen på 2 prosent av totalt CO 2 -utslipp, maksimalt tonn pr. år. Utslippet utgjorde totalt ,8 tonn i 2012, dvs. 1,6 prosent av det totale CO 2 -utslippet fra Gullfaksfeltet. Kildestrømmer som samlet utgjør mindre enn 10 prosent, maksimalt tonn pr. år Iht. tillatelsen til kvotepliktig utslipp forutsetter kravet at det kvotepliktige utslippet fra kildestrøm 3 og 6, begge fakkelgasser, sammen med kildestrømmene 4, 5, 8, 9, 13 og 14 utgjør mindre enn 10 prosent av det totale årlige utslippet, maksimalt tonn pr. år. Utslippsrapporten for 2012 viser at utslippet fra disse kildestrømmene ligger innenfor grensen på 10 prosent av totalt CO 2 -utslipp, maksimalt tonn pr. år. Utslippet utgjorde totalt tonn i 2012, dvs. 3,6 prosent av det totale CO 2 -utslippet fra Gullfaksfeltet. Vurdering av aktivitetsdata Statoil har rapportert aktivitetsdata og usikkerhet i beregning av aktivitetsdata. De rapporterte dataene for Gullfaksfeltet fremgår i tabellen nedenfor. Der fremgår også kravet til usikkerhet i beregning av aktivitetsdata som er stilt i tillatelsen. Kildestrøm nr. Kildestrøm Aktivitetsdata Usikkerhetskrav % Rapportert usikkerhet % 1 Brenngass GFA Sm 3 1,5 1,22 1) 2 Fakkelgass GFA (HP-fakkel) Sm 3 7,5 6,78 2) 3 Fakkelgass GFA (LP-fakkel) Sm 3 7,5 5,48 2) 6 Fakkelgass GFB Sm 3 7,5 5,48 2)

4 Side 4 av 15 (HP/LP-fakkel) 7 Fakkelgass (Ventfakkel) Sm 3 7,5 5,48 2) 10 Brenngass GFC Sm 3 1,5 1,23 1) 11 Fakkelgass GFC (HP-fakkel) Sm 3 7,5 5,48 2) 12 Fakkelgass GFC (LP-fakkel) Sm 3 7,5 5,48 2) 15 Diesel mobil rigg tonn Gass mobil rigg Sm Olje mobil rigg 562 tonn - - 1) Beregnet i henhold til metode/beregningsverktøy for bestemmelse av usikkerhet i aktivitetsdata utviklet av Statoil i samarbeid med CMR Instrumentation, jf. Statoils brev av 25. februar 2010 (CMR-notat av 25. februar 2010) og Statoils brev av 24. juni ) Rapportert usikkerhet fremgår av CMR-rapport (CMR-10-F10087-RA-01, revisjon 2) datert 26. februar Kildestrøm 1 (brenngass på Gullfaks A) og kildestrøm 10 (brenngass på Gullfaks C) For bestemmelse av aktivitetsdata for brenngass (kildestrøm 1 og 10) benytter Statoil måleblender. Dette er iht. tillatelsen for Gullfaksfeltet. Statoil opplyser at det ikke har vært avvik eller hendelser i 2012 som har hatt signifikant påvirkning på usikkerheten i aktivitetsdata for kildestrøm 1 og 10. Aktivitetsdata for kildestrøm 1 blir bestemt ut fra brenngassmålingen på Gullfaks A, som gjøres med en måleblende med online tetthetsmåler, minus gass som benyttes til andre formål (fratrekksmåling). Tilsvarende blir aktivitetsdata for kildestrøm 10 bestemt ut fra brenngassmålingen på Gullfaks C, som gjøres med en måleblende uten online tetthetsmåler, minus gass som benyttes til andre formål (fratrekksmåling). Fratrekket utgjør ca. to prosent av total brenngassmåling og måles med en måleblende uten online tetthetsmåler. Måleblendene er utstyrt med temperaturmåler, trykkmåler og differensialtrykkmåler som er koblet opp mot flow computeren. Gasskomposisjoner hentes fra modellen for bestemmelse av utslippsfaktor for brenngass (se beskrivelse under vurdering av faktorer nedenfor) og legges inn i flow computeren. Ifølge Statoil er gasskomposisjonen i flow computerne blitt oppdatert 89 ganger på Gullfaks A og 61 ganger på Gullfaks C. Statoil har for kildestrøm 1 og 10 beregnet usikkerheten til å ligge innenfor tillatelsens krav til maksimal usikkerhet i aktivitetsdata (dvs. 1,5 prosent). Usikkerheten er for 2012 beregnet til 1,22 prosent for kildestrøm 1 og 1,23 prosent for kildestrøm 10. Usikkerheten i aktivitetsdata er beregnet i henhold til metode/beregningsverktøy for bestemmelse av usikkerhet i aktivitetsdata utviklet av Statoil i samarbeid med CMR Instrumentation, jf. Statoils brev av 25. februar 2010 (CMR-notat av 25. februar 2010) og Statoils brev av 24. juni 2010.

5 Side 5 av 15 Det er Klifs vurdering at Statoil har framskaffet aktivitetsdata for kildestrøm 1 og 10 i samsvar med tillatelsen. Klif tar usikkerhetsberegningene for kildestrøm 1 og 10 til etterretning. Fakkelgass (kildestrøm 2, 3, 6, 7, 11 og 12) For bestemmelse av aktivitetsdata for fakkelgass benytter Statoil ultralydmålere med tilhørende instrumentering av trykk og temperatur. Dette er i henhold til tillatelsen. Statoil har for kildestrøm 2, 3, 6, 7, 11 og 12 ikke gjennomført usikkerhetsberegninger basert på 2012-data. For dokumentasjon av usikkerhet viser Statoil til usikkerhetsberegninger utført av CMR, jf. CMR-rapport av 18. desember 2009 og revidert rapport datert 26. februar Fakkelgassmålerne er i CMR-rapporten oppgitt å ha en usikkerhet på 6,78 (kildestrøm 2) og 5,48 prosent (kildestrøm 3, 6, 7, 11 og 12). Forutsetningen for at ovennevnte usikkerhet ikke overskrides, er at måleutstyret ikke har hatt avvik som har påvirket måleverdien i nevneverdig grad. Med avvik menes målinger utenfor måleutstyrets operasjonsområde, utfall av måler og annen instrumentering, feilmålinger som er korrigert for, avvik fra kontroll- og vedlikeholdsrutiner og andre hendelser som påvirker beregning av aktivitetsdata. Statoil bekrefter at det ikke har vært registrert måleavvik som har hatt signifikant påvirkning på usikkerheten i aktivitetsdata for fakkelkildestrømmene, men at det er gjort korreksjoner av fakkelgassvolumer ved utfall av HP-fakkelgassmåler på Gullfaks A (kildestrøm 2) i Statoil opplyser i e-post av 13. mars og 19. mars 2013 at det har vært langt færre utfall av HP-fakkelgassmåleren i 2012 (tre utfall) i forhold til 2011 (9 utfall). I perioder med utfall av ultralydmåleren, benyttes en albuemåler. Dette er nærmere omtalt nedenfor. Kildestrøm 2 utfall av HP-fakkelgassmåler og korreksjoner av fakkelgassvolumer Ifølge Statoil utgjør korrigerte fakkelgassmengder i 2012 totalt Sm 3, som er ca. 13 prosent av total fakkelgassmengde gjennom HP-fakkelmåleren på Gullfaks A i CO 2 -utslippet fra kildestrøm 2 er beregnet til tonn i Statoil har for 2012 ikke beregnet resulterende usikkerhet i aktivitetsdata, da utfallene vurderes til ikke å ha hatt signifikant påvirkning på målte faklingsvolumer og usikkerhet. Nedenfor er årsaken til avviket og metode for estimering/måling av fakkelgassmengder ved utfall av HPfakkelgassmåler på Gullfaks A, gjennomgått: Statoil opplyser at HP-ultralydmåleren på Gullfaks A ikke er plassert oppe i fakkelbommen, slik fakkelgassmåler tradisjonelt plasseres. På Gullfaks A er den plassert på et horisontalstrekk nede på innretningen, fordi hastigheten ved noen faklingsscenarier ville blitt for høy i forhold til målerens spesifikasjon oppe i fakkelbommen. Statoil oppgir at plasseringen av fakkelmåleren nede på innretningen har følgende fordeler: Hastigheten gjennom måleren er innenfor målerens spesifikasjon. Tilgjengelighet i forhold til vedlikehold av måleren oppgis å være mye bedre. Men hvor ulempene er at: Det er ikke plass til så lang rett oppstrømslengde som leverandøren anbefaler. HPfakkelen har derfor en beregnet usikkerhet på 6,78 prosent, jf. CMR-rapport (CMR-10-F RA-01).

6 Side 6 av 15 Væske som følger med gassen fra fakkelgassvæskeutskiller (fakkeldunk) representerer et større problem i et slikt horisontalstrekk nede på innretningen. Væsken som følger med gassen kan medføre feilmåling. Pga. problemer med feilmåling har Statoil etablert en metode for estimering av fakkelgassmengder i de perioder måleren faller ut ved høye faklingsrater. Fakkelgassmåleren er derfor påsveiset uttak for differansetrykkmåling over et bend/albue nedstrøms fakkelgassmåleren, og hvor en algoritme for beregning av fakkelgassmengder basert på differansetrykket over albuen (albuemåler), er implementert i målecomputeren. Usikkerheten i denne målingen/beregningen er av MetroPartner beregnet til 8 prosent, jf. tidligere innsendt dokumentasjon. Ifølge Statoil har det vært registrert tre måleavvik (utfall) i 2012, dvs. 4. mars, 11. september og 6. november 2012, jf. Statoils e-post av 19. mars. Metode for bestemmelse av aktivitetsdata ved utfall av fakkelgassmåleren er tidligere redegjort for, jf. e-post av 22. mars Ifølge Statoil låser fakkelmåleren seg på verdier som gjør at den rapporterer for lave fakkelrater, men kan i noen tilfeller også låse seg på verdier som gjør at den rapporterer for høye verdier, da korrigeres mengdene ned. Nedenfor følger avviksverdier som er målt i fakkelgassmåler (låste verdier) og estimert/målt mengde fra albuemåler i 2012: Avvik HP-fakkel GFA Målt mengde fra fakkelgassmåler (Sm3) Estimert/målt mengde fra albumåler (Sm3) Differanse (Sm3) Totalt Statoil har også sendt inn daglige faklingsrater for 2012 som dokumenterer ratene som er benyttet i bestemmelse av aktivitetsdata, jf. e-post fra Statoil av 19. mars Statoil opplyser at albuemåleren får som input, molvekt fra fakkelmåleren, men når denne går i lås, blir molvekten fra måleren feil. Statoil har tidligere oppgitt at det i disse tilfellene er benyttet en molvekt på 20 i albueberegningen. Iht. innsendt dokumentasjon for bestemmelse av utslippsfaktor for fakkelgass (kildestrøm 2), ligger molvekten mellom 19 (lett gass) og 23,55 (tung gass). Vi forventer at Statoil vurderer om molvekten er representativ for gassen som fakles. Slik det nå er rapportert, ser hovedvekten av gassen ut til å være den letteste gassen. Vi finner imidlertid å kunne legge Statoils estimerte aktivitetsdata til grunn i beregning av kvotepliktig utslipp for kildestrøm 2 i Statoils metode for bestemmelse av aktivitetsdata for kildestrøm 2, vil bli gjenstand for nærmere vurdering i forbindelse med behandling av virksomhetens søknad om tillatelse til kvotepliktig utslipp for perioden

7 Side 7 av 15 Kildestrøm 15 (diesel mobil rigg) Statoil har benyttet mobile rigger på Gullfaksfeltet i 2012, dvs. Deepsea Atlantic, Songa Dee, West Elara, Island Constructor, Island Frontier og Island Wellserver. Statoil har oppgitt følgende opplysninger om metode for bestemmelse av dieselforbruk ombord på riggene: Deepsea Atlantic: Daglig tankmåling med boblerørsmetode Songa Dee: Daglig tankmåling med nivåmåler (Pressure gauge Nagano) West Elara: Måling med "pressure transmittere" månedlige rapporter til Statoil Island Constructor, Island Frontier og Island Wellserver: Bunkrer diesel på base. Måleutstyret på basen er underlagt årlig kontroll av Justervesenet. Det gjennomføres også en daglig manuell avlesing av forbruket på riggen. Statoil har vurdert usikkerheten i rapportert mengde diesel for mobile rigger til mindre enn 5 prosent, som er innenfor kravet gitt i tillatelsen. Klif vurderer at Statoil har framskaffet aktivitetsdata for mobil rigg i samsvar med tillatelsen. Klif tar Statoils vurderinger til etterretning. Kildestrøm 16 og 17 (brønntesting mobil rigg) Statoil har gjennomført brønntesting om bord på mobil rigg i For bestemmelse av gass- og oljevolumer som brennes over brennerbom, er det benyttet coriolismåler. Måleusikkerheten er av Statoil oppgitt til 10 prosent. Det er i tillatelsen til kvotepliktig utslipp ikke stilt krav til usikkerhet i aktivitetsdata for kildestrøm 16 og 17. Klif vurderer at Statoil har framskaffet aktivitetsdata for mobil rigg i samsvar med tillatelsen. Klif tar Statoils vurderinger til etterretning. Vurdering av faktorer For kildestrømmene 7 (Vent-fakkel på Gullfaks B) og 15 (mobile rigger), har Statoil, i tråd med tillatelsen, benyttet standard utslippsfaktor og standard oksidasjonsfaktor ved beregningen av det kvotepliktige utslippet. For kildestrøm 1 (brenngass på Gullfaks A) og kildestrøm 10 (brenngass på Gullfaks C), har Statoil i tråd med tillatelsen benyttet bedriftsspesifikke utslippsfaktorer ved beregningen av det kvotepliktige utslippet. For kildestrømmene 2, 3, 6, 11 og 12 (fakkelgass), har Statoil i tråd med tillatelsen benyttet simulerte utslippsfaktorer. De rapporterte dataene fremgår i tabellen nedenfor. Kildestrøm nr. Kildestrøm Bedriftsspesifikk utslippsfaktor tonn CO 2 /Sm 3 1 Brenngass Gullfaks A 0, Metode for bestemmelse av utslippsfaktor Beregningsmodell utarbeidet av Statoil og CMR Rapportert usikkerhet % 0,41

8 Side 8 av Brenngass Gullfaks C 0, HP-fakkel GFA 3 LP-fakkel GFA 6 HP/LP-fakkel GFB 11 HP-fakkel GFC 12 LP-fakkel GFC 0, , , , , Beregningsmodell utarbeidet av Statoil og CMR Beregningsmodell utarbeidet av CMR Beregningsmodell utarbeidet av CMR Beregningsmodell utarbeidet av CMR Beregningsmodell utarbeidet av CMR Beregningsmodell utarbeidet av CMR 0,27 2,3 3,8 5,1 2,2 3,8 Statoil har i tråd med tillatelsen benyttet standard oksidasjonsfaktor ved beregningen av det kvotepliktige utslippet. Brenngass (kildestrøm 1 og 10) På Gullfaks A er brenngassen som benyttes i turbiner (kildestrøm 1) en blanding av Gullfaks A-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass, hvor blandingsforholdet varierer. Brenngassen i kildestrøm 1 blir tatt ut fra eksportgasslinjen på Gullfaks A for deretter å bli blandet med Gullfaks B-eksportgass før den går gjennom væskeutskiller. Målepunktet for kildestrøm 1 er etter at de to kvalitetene er blandet. Tilsvarende gjelder for Gullfaks C hvor brenngassen (kildestrøm 10) er en blanding av Gullfaks B-eksportgass og Gullfaks C-eksportgass. Statoil har for 2012 benyttet egen modell og beregningsverktøy for bestemmelse av blandingsforholdet mellom de ulike brenngasskvalitetene og gasskomposisjon, utslippsfaktor og usikkerhet i utslippsfaktor for blandingsbrenngassen på Gullfaks A og på Gullfaks C (kildestrøm 1 og 10). Usikkerhetsmodellen og beregningsverktøyet som er benyttet er utviklet av Statoil i samarbeid med CMR, jf. CMR-notat av 25. februar Metoden ble første gang benyttet ved rapportering av kvotepliktige utslipp for Statoil beregner blandingsforhold, gasskomposisjon og aktivitetsdata for kildestrøm 1 og 10 på daglig basis. Kildestrøm 1 På Gullfaks A er brenngassen som benyttes i turbiner (kildestrøm 1), en blanding av Gullfaks A-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass. For kildestrøm 1 krever metoden informasjon om følgende: 1. blandingsforholdet mellom Gullfaks A-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass, 2. gasskomposisjonen i Gullfaks A-eksportgass og 3. gasskomposisjonen i Gullfaks B-eksportgass Til 1. Blandingsforholdet mellom Gullfaks A-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass blir bestemt ved bruk følgende mengdemålere:

9 Side 9 av 15 Brenngassmåling på Gullfaks A, før fratrekk av gass til annet formål (måleblende med online tetthetsmåler) Fratrekksmåling på Gullfaks A (måleblende uten tetthetsmåler) Totalmåling av Gullfaks B-eksportgass (måleblende uten tetthetsmåler) Måling av Gullfaks B-eksportgass til Gullfaks C (V-cone måler) Måling av volumstrømmer ved bruk av måleblende forutsetter at informasjon om gasssammensetning er kjent. Gasskomposisjonen fra Gullfaks A-eksportgass er blitt lagt inn i målecomputeren til brenngassmåler på Gullfaks A 89 ganger i 2012, jf. e-post fra Statoil av 13. mars Klif har tidligere fått opplyst at denne oppdateres daglig for Gullfaks A- eksportgass. For Gullfaks B-eksportgass, som det tas ukentlige prøver av, oppdateres gasskomposisjonen ukentlig eller sjeldnere (se Til 3). Til 2. Gasskomposisjonen i Gullfaks A-eksportgass blir bestemt ved bruk av online GC på eksportgasslinjen til Gullfaks A. Til 3. Gasskomposisjonen i Gullfaks B-eksportgass blir bestemt ved ukentlige manuelle spotprøver som analyseres av driftslaboratoriet på Gullfaks A, dvs. ikke-akkreditert laboratorium. I henhold til tillatelsen til kvotepliktig utslipp skal ukentlige analyser av Gullfaks B eksportgass benyttes i modellen for bestemmelse av utslippsfaktor for kildestrøm 1 og 10. Statoil bekrefter i e-post av 13. mars 2013 at alle ukentlige prøver og analyser er benyttet i beregning av utslippsfaktorer i Kildestrøm 10 For kildestrøm 10 krever metoden informasjon om følgende: 1. blandingsforholdet mellom Gullfaks C-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass, 2. om gasskomposisjonen i Gullfaks C-eksportgass og 3. gasskomposisjonen i Gullfaks B-eksportgass Til 1. På Gullfaks C er brenngassen som benyttes i turbiner (kildestrøm 10), en blanding av Gullfaks B-eksportgass og Gullfaks C-eksportgass. Blandingsforholdet mellom Gullfaks C-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass blir bestemt ved bruk følgende mengdemålere: Brenngassmåling på Gullfaks C, før fratrekk av gass til annet formål (måleblende uten online tetthetsmåler) Fratrekksmåling på Gullfaks C (måleblende uten tetthetsmåler) Måling av Gullfaks B-eksportgass til Gullfaks C (V-cone måler) Gasskomposisjonen fra Gullfaks C-eksportgass er blitt lagt inn i målecomputeren til brenngassmåler på Gullfaks C 61 ganger i 2012, jf. e-post fra Statoil av 13. mars 2013.

10 Side 10 av 15 Klif har tidligere fått opplyst at denne oppdateres daglig for Gullfaks C-eksportgass. For Gullfaks B-eksportgass, som det tas ukentlige prøver av, oppdateres gasskomposisjonen ukentlig eller sjeldnere (se Til 3 nedenfor). Til 2. Gasskomposisjonen i Gullfaks C-eksportgass blir bestemt ved bruk av online GC på eksportgasslinjen til Gullfaks C. Til 3. Tilsvarende som for kildestrøm 1. Ifølge Statoil beregnes gasskomposisjoner daglig for kildestrøm 1 og 10. En forutsetning for at vi kan akseptere Statoils metode for bestemmelse av utslippsfaktor, er at Statoil minimerer usikkerheten i de ovennevnte elementene i metoden (1, 2 og 3). Det er derfor viktig at Statoil overholder kravet til ukentlige prøver og analyser av Gullfaks B-eksportgass og sikrer god drift og vedlikehold av Gullfaks B-målere for bestemmelse av blandingsforhold. Drift av Gullfaks B-målere for bestemmelse av blandingsforhold (kildestrøm 1 og 10) Mengdemålerne for bestemmelse av blandingsforholdet mellom Gullfaks A-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass (jf. Til 1 kildestrøm 1) og Gullfaks C-eksportgass og Gullfaks B-eksportgass (jf. Til 1 kildestrøm 10) er en del av tillatelsens måleprogram. Usikkerheten i Gullfaks B-eksportgassmålerne er beregnet til hhv. 1,29 prosent for totalmåling av Gullfaks B-eksportgass og 0,69 prosent for delmåling av Gullfaks B- eksportgass til Gullfaks C, jf. CMR-rapport datert 21. februar Klif legger til grunn at Gullfaks B-målerne ikke har hatt avvik i 2012 som har påvirket måleverdien i nevneverdig grad. Klif tar Statoils beregninger av utslippsfaktorer og usikkerhet i utslippsfaktorer for kildestrøm 1 og 10 til etterretning. Årlig kontroll av online GC (kildestrøm 1 og 10) Statoil har gjennomført årlig kontroll av online GC på hhv. Gullfaks A-eksportgass og Gullfaks C-eksportgass i 2012, dvs. en sammenlikningstest av online GC mot akkreditert laboratorium som er Statoils CP-lab Mongstad. Ved sammenlikning er det tatt utgangspunkt i en prøve som tas ut samtidig med at analysesyklusen foregår i online GC. Resultatet fra sammenlikningen viser at det er akseptabel differanse mellom analyseresultatet fra online GC-er og akkreditert laboratorium. Det er også akseptabel differanse mellom Statoils utslippsfaktor og CP-lab Mongstads utslippsfaktor. Klif tar Statoils opplysninger til etterretning. Årlig sammenlikning av egne analyser mot akkreditert laboratorium (GFB-eksportgass som benyttes i kildestrøm 1 og 10) For analyser av Gullfaks B-eksportgass (kildestrøm 1 og 10) har Statoil benyttet driftslaboratoriet på Gullfaks A.

11 Side 11 av 15 Statoil har i 2012 gjennomført sammenlikningsanalyser mot akkreditert laboratorium. Sammenlikningen omfatter 5 parallelle prøver som analyseres ved driftslaboratoriet på Gullfaks A og Statoils CP-lab Mongstad. Resultatet fra sammenlikningen i 2012 viser at det er akseptabel differanse mellom enkeltkomponenter i gassanalysene. Det er også akseptabel differanse mellom Statoils utslippsfaktor og CP-lab Mongstads utslippsfaktor. Klif tar resultatet fra sammenlikningsanalysene i 2012 til etterretning. Fakkelgass (kildestrøm 2, 3, 6, 11 og 12) For kildestrømmene 2, 3, 6, 11 og 12 har Statoil, i tråd med tillatelsen, benyttet en egen beregningsmodell utarbeidet av CMR. Modellen er lik for alle fakkelgasskildestrømmer, men tilpasses hver enkelt kildestrøm med hensyn til verdier for tung og lett gass (herunder innhold av nitrogen, CO 2 og H 2 O). Modellen benytter akkumulert masse og akkumulert standard volum fra kildestrømmens ultralydmåler som inngangsverdier, og gir som resultat en strømningsveid utslippsfaktor. Grunnlaget for beregning av utslippsfaktorer er akkumulert mengde fakkelgass pr. måned for hver av kildestrømmene. Statoil har benyttet versjon 2.1 av CMR-modellen i Det ble avklart med Statoil i møte 6. desember 2012 og i e-post datert 9. desember 2012 og 20. februar 2013 at versjon 2.1 kan benyttes i stedet for versjon 2.0, som tillatelsen krever. Versjon 2.1 gir en riktigere beregning av utslippsfaktoren for de kildestrømmer der det tas hensyn til nitrogenspyling. Statoil har på Gullfaksfeltet kun tillatelse til å trekke fra nitrogenspyling i bestemmelse av utslippsfaktor for kildestrøm 6 (HP/LP-fakkel på Gullfaks B). Det har dermed ingen betydning for utslippstallet hvilken versjon av modellen virksomheten benytter for kildestrømmene (2, 3, 11 og 12). Vi ser av innsendt dokumentasjon at valg av tung og lett gass for kildestrøm 6 samsvarer med tidligere innsendt dokumentasjon, jf. Statoils verifikasjonsrapport vedlagt brev av 15. oktober Verifikasjonsrapporten for kildestrøm 6 vil bli behandlet i tilknytning til virksomhetens søknad om tillatelse til kvotepliktig utslipp for perioden Ved bruk av simuleringsmodell stilles det ikke krav til usikkerhet i utslippsfaktor. Resultatet fra Statoils beregninger av utslippsfaktorer og usikkerhet i utslippsfaktor for kildestrømmene 2, 3, 6, 11 og 12 på Gullfaksfeltet for 2012, framgår av tabellen under: Tabell B simulerte utslippsfaktorer for fakkelgass 2012 Kildestrøm nr. Kildestrøm Simulert utslippsfaktor Rapportert usikkerhet tonn CO 2 /Sm 3 % 2 HP-fakkel GFA 0, ,3 3 LP-fakkel GFA 0, ,8 6 HP/LP-fakkel GFB 0, ) 5,1 1) 11 HP-fakkel GFC 0, ,2

12 Side 12 av LP-fakkel GFC 0, ,8 1) Nitrogenfratrekk Det er Klifs vurdering at Statoil for Gullfaksfeltet, har beregnet utslippsfaktor og usikkerhet i utslippsfaktor for kildestrøm 2, 3, 6, 11 og 12 i samsvar med tillatelsen. For kildestrøm 7 (Vent-fakkel på Gullfaks B) er det, i tråd med tillatelsen, benyttet standard utslippsfaktor ved beregning av kvotepliktig utslipp. Beregning av kvotepliktig utslipp årlig vektet utslippsfaktor Iht. tillatelsen skal bedriftsspesifikke faktorer kun brukes for den mengden eller det parti av aktivitetsdata de er ment å representere, jf. punkt 4 i program for beregning og måling av kvotepliktige utslipp. Ved beregning av det kvotepliktige utslippet for 2012, har Statoil i tråd med tillatelsen benyttet en vektet årlig utslippsfaktor for brenngass (kildestrøm 1 og 10) og en strømningsvektet utslippsfaktor for fakkelgass (kildestrøm 2, 3, 6, 11 og 12). Kvotepliktige utslipp Klif finner å kunne legge rapporterte aktivitetsdata og faktorer til grunn ved beregning av virksomhetens kvotepliktige klimagassutslipp. Dette gir følgende kvotepliktige utslipp i 2012: Kildestrøm nr. Kildestrøm Aktivitetsdata Utslippsfaktor Kvotepliktig utslipp tonn 1 Brenngass GFA Sm 3 0, tonn CO 2 /Sm ,3 2 Fakkelgass GFA Sm 3 0, (HP-fakkel) tonn CO 2 /Sm ,6 3 Fakkelgass GFA Sm 3 0, (LP-fakkel) tonn CO 2 /Sm ,8 4 Fakkelgass GFA (Vent-fakkel) 48,5 5 Diesel GFA Fakkelgass GFB Sm 3 0, (HP/LP-fakkel) tonn CO 2 /Sm ,8 7 Fakkelgass GFB Sm 3 0, (Vent-fakkel tonn CO 2 /Sm Fakkelgass GFB (Pilotfakkel) Diesel GFB Brenngass GFC Sm 3 0, tonn CO 2 /Sm ,8 Fakkelgass GFC Sm 3 0, (HP-fakkel) tonn CO 2 /Sm ,2 12 Fakkelgass GFC Sm 3 0, ,5

13 Side 13 av 15 (LP-fakkel) tonn CO 2 /Sm 3 13 Fakkelgass GFC (Vent-fakkel) 70,3 14 Diesel GFC Diesel mobil rigg tonn 3,17 tonn CO 2 /tonn ,4 16 Gass mobil rigg Sm 3 0,00370 tonn CO 2 /Sm 3 932,5 17 Olje mobil rigg 562 tonn 3,2 tonn CO 2 /tonn 1 798,4 Totale kvotepliktige utslipp For enkelte av dataene er det i beregningene benyttet flere desimaler enn det som fremkommer i ovennevnte tabell. Dette forklarer differansen i oppgitt utslipp med den summen en får ved å beregne utslippet basert på aktivitetsdata og utslippsfaktor i tabellen. Vi påpeker at dersom det ved rapporteringen er gitt feilaktige opplysninger om forhold som kan påvirke utslippstallet, vil dette kunne føre til brudd på oppgjørsplikten etter klimakvoteloven 12. Dette vil igjen kunne gi grunnlag for ileggelse av overtredelsesgebyr tilsvarende 100 euro for hvert tonn rapporteringspliktig utslipp som det ikke leveres inn kvoter for, jf. klimakvoteloven Vedtak om godkjenning av kvotepliktige utslipp Klif har gjennomgått den innsendte rapporten og legger de innrapporterte utslippstallene til grunn for oppgjør av kvoteplikten innen 30. april Virksomheten har hatt et kvotepliktig utslipp på tonn CO 2 i Vedtaket om godkjenning av rapport om kvotepliktige utslipp er hjemlet i klimakvoteloven 15 første ledd. 4. Oppgjør av kvoteplikten Innen 30. april 2013 må alle kvotepliktige virksomheter overføre det antall kvoter som svarer til virksomhetens kvotepliktige utslipp i 2012, til Statens oppgjørskonto i kvoteregisteret, jf. 12 i klimakvoteloven. For Statoil innebærer dette at kvoter skal overføres fra den kvotepliktiges driftskonto i kvoteregisteret til Statens oppgjørskonto. Det kvotepliktige utslippet er registrert i kvoteregisteret. Vi minner om at den kvotepliktiges driftskonto er tilknyttet en tilleggsrepresentant (AAR). Vedkommende person må godkjenne overføringen initiert av primær (PAR) eller sekundær kontorepresentant (SAR) innen oppgjørsfristen 30. april Retten til å innlevere kvoter fra de prosjektbaserte Kyoto-mekanismene, såkalte CERer og ERUer, er 15 prosent av virksomhetens samlede innlevering av kvoter for perioden Det nøyaktige antallet CER/ERUer som den kvotepliktige har mulighet til å levere inn for utslippet i 2012 vil stå oppført i registeret fra 10. april Klif gjør oppmerksom

14 Side 14 av 15 på at det som eventuelt gjenstår av den tillatte mengden CER/ERUer vil kunne anvendes i perioden , men at det da er satt en del begrensninger for prosjekttyper og opprinnelsesland for disse kvotene, jf. klimakvoteforskriften 7-11 til Vi gjør oppmerksom på at antall CER/ERU-kvoter som innleveres og prosjektnummeret som disse kvotene stammer fra, vil bli offentliggjort 15. mai Manglende overholdelse av oppgjørsfristen vil føre til at virksomheten ilegges et overtredelsesgebyr på 100 euro pr. kvote som ikke er innlevert, jf. klimakvoteloven Gebyr Klifs behandling og godkjenning av utslippsrapporten er omfattet av en gebyrordning, jf. 9-5 i klimakvoteforskriften. Basert på vår ressursbruk i forbindelse med behandling og godkjenning av rapporten er det fastsatt en gebyrsats etter høygebyrklasse. Den kvotepliktige skal derfor betale et gebyr på kr ,-. Faktura vil bli ettersendt. 6. Klage Den kvotepliktige, eller andre med rettslig klageinteresse, kan klage på vedtaket om godkjenning av rapport og fastsettelse av gebyrsats til Miljøverndepartementet innen tre uker fra underretning om vedtak er kommet fram, eller fra vedkommende fikk eller burde skaffet seg kjennskap til vedtaket. En eventuell klage skal angi hva det klages over og den eller de endringer som ønskes. Klagen bør begrunnes, og andre opplysninger av betydning for saken bør nevnes. Klagen skal sendes til Klif. En eventuell klage fører ikke automatisk til at godkjenningen av utslippsrapporten ikke skal legges til grunn ved oppgjør av kvoteplikten innen 30. april Opplysninger om saksbehandlingsregler og andre regler av betydning for saken vil direktoratet kunne gi på forespørsel. 7. Oppsummering Klif godkjenner Statoil AS, Avd. Gullfaksfeltets rapport om kvotepliktige utslipp i Det kvotepliktige utslipp var tonn. Vedtaket er hjemlet i klimakvoteloven 15 første ledd. Statoil AS, Avd. Gullfaksfeltet ilegges et gebyr på kr ,- for vår behandling av utslippsrapporten. Vedtaket om godkjenning av rapport og fastsettelse av gebyrsats kan påklages til Miljøverndepartementet.

15 Side 15 av 15 Virksomhetens kvotepliktige utslipp vil bli offentliggjort på Med hilsen Harald Francke Lund seksjonssjef Sissel Wiken Sandgrind sjefingeniør Kopi: Oljedirektoratet v/steinar Vervik, Postboks 600, 4003 Stavanger Petroleumstilsynet, Postboks 599, 4003 Stavanger