Helhetlig forvaltningsplan for Norskehavet (HFNH) Sektor petroleum og energi Framtidsbilde for petroleumsvirksomhet (2025) = Mulig/potensielt nytt oljefunn m/landterminal = Mulig/potensielt nytt offshore feltsenter gass Side 1
1 Innledning Helhetlig forvaltningsplanen for Norskehavet (HFNH) skal etablere rammebetingelser som gjør det mulig å balansere næringsinteressene knyttet til fiskeri, skipstrafikk og petroleumsvirksomhet innenfor rammen av en bærekraftig utvikling. Forvaltningsplanen vil etablere rammer for påvirkning i de enkelte deler av Norskehavet og på den måten gi føringer for hvilke krav som må stilles til virksomhet i de ulike delene av havområdet. Miljøverndepartementet tar sikte på å fremme en stortingsmelding om helhetlig forvaltning av Norskehavet våren 2009. Grunnlaget for forvaltningsplanen vil utarbeides i fire parallelle utredninger: Utredning av konsekvenser av petroleumsvirksomhet og energi i Norskehavet, utredning av konsekvenser av fiskeri i Norskehavet, utredning av konsekvenser av sjøtransport i området Norskehavet og utredning av konsekvenser av ytre påvirkning (klimaendring, langtransportert forurensning mm.). HFNH dekker områdene utenfor grunnlinjen i norsk økonomisk sone fra 62 N til 80 N, inkludert dypvannsområder i norsk økonomisk sone vest for Barentshavet og i fiskevernsonen ved Svalbard ( vest for Svalbard ), samt fiskerisonen ved Jan Mayen og Smutthavet. Det faglige arbeidet skal dekke hele dette området, mens tiltak i planen kun vil omfatte områder under norsk jurisdiksjon. Figur 1 viser avgrensningen av området som omfattes av HFNH. Dette notatet beskriver utslippsprognoser til sjø og luft og fra transportaktiviteten knyttet til petroleumsvirksomheten basert på Oljedirektoratet (OD) sitt mest realistiske framtidsbilde av petroleumsvirksomheten i Norskehavet frem mot 2025. (Notatet er utarbeidet høsten 2007.) Det er viktig å presisere at det er usikkerhet i utslippsprofiler som presenteres i notatet, spesielt der utslippsprognoser er basert på uoppdagede ressurser. Side 2
Figur 1. Aktivitetsområdet Side 3
2 Petroleumsvirksomhet i Norskehavet Norskehavet omfatter området fra 62 N til om lag 69 30 N. Dette omfatter områder med havdyp ned til flere tusen meter. Med grunnlag i Havrettstraktaten har Norge lagt frem grensene for de områder Norge har råderett over i dyphavet utenfor 200 nautiske mil. De fremlagte grensene med den nødvendige vitenskapelige og tekniske dokumentasjon er nå til behandling i FNs kontinentalsokkelkommisjon. De relativt grunne områdene på Trøndelagsplattformen, Mørekysten, Haltenterrassen og Dønnterrassen har siden 1979 gradvis blitt åpnet for petroleumsvirksomhet. Deler av Nordland VI samt dypvannsområder i Møre- og Vøringbassenget ble åpnet for petroleumsvirksomhet i 1994. OD har definert 20 letemodeller i Norskehavet, hvor av 9 er bekreftet. Reservoarbergartene er sandsteiner dannet i ulike avsetningsmiljøer i de forskjellige geologiske periodene. Anslaget for uoppdagede ressurser i Norskehavet er 370 millioner Sm 3 o.e. væske og 825 milliarder Sm 3 gass. Dette utgjør 35 prosent av de samlede uoppdagede ressursene på norsk sokkel. Det største potensialet finnes i letemodeller som er definert i øvre trias til øvre jura. Letemodeller i kritt har også stort potensial. Den første undersøkelsesbrønnen ble boret i 1980, og det første funnet, Midgard (nå del av Åsgard) ble gjort i 1981. Halten- og Dønnterassen er et relativt godt utforsket område med betydelig infrastruktur. Det er gjort relativt store funn i området, og det er påvist mer gass enn væske. De fleste oljefunn er gjort på Halten- og Dønnterrassen, bortsett fra Draugenfeltet som ligger på Trøndelagsplattformen. Leteboring i Vøring - og Mørebassenget har i hovedsak bidratt med gassreserver. I den østlige delen av Mørebassenget ble gassfunnet Ormen Lange påvist i 1997, og feltet startet produksjonen september 2007. I de kystnære områder fra Møre til Lofoten er det boret relativt få brønner, og en del av disse områdene er ikke åpnet for petroleumsvirksomhet (jfr. figur 2). Bortsett fra noen små mindre funn lengst øst i Møre er det ikke gjort funn i området. Nordland VI og VII (jfr figur 2 og 3) er ikke en del av aktivitetsområdet. Som vist av figur 1 er norsk sokkel sørvest for Jan Mayen inkludert i aktivitetsområdet. Dette området er i dag ikke åpnet for petroleumsvirksomhet (jfr figur 2), og man har derfor liten kunnskap om petroleumspotensialet her. Det antas at bergartene er de samme som man finner i de vestligste deler av Vøringbassenget. Vestfjorden ligger innenfor grunnlinjen, og her finnes det liten geologisk kunnskap. Side 4
Figur 2. Åpnede og uåpnede områder for petroleumsvirksomhet i Norskehavet. Det er frem til oktober 2007 boret 147 undersøkelsesbrønner, 16 av disse er lokalisert i dyptvannsområdene. Figur 3 gir en oversikt over letebrønner som er boret i Norskehavet. Side 5
Figur 3. Oversikt over letebrønner i Norskehavet frem tom september 2007. Letebrønner omfatter undersøkelses- og avgrensningsbrønner. En undersøkelsesbrønn er den første brønnen som bores på et prospekt (funnmulighet), mens en avgrensningsbrønn bores for å bestemme utstrekning og omfanget av et funn. Tidsperspektivet fra funn til drift er ca. 7-10 år, mens det fra åpning av et område til et felt kan være i drift typisk tar 12-15 år. Før en letebrønn kan bores, er det viktig med god kunnskap om formasjonene under havbunnen. Denne kunnskapen fremskaffes gjennom seismiske undersøkelser. Før leteboring blir det også gjort grundige miljøundersøkelser I tabell 1 vises hvilke felt og funn som er inkludert i framtidsbildet og figur 4 viser letemodeller og felt i Norskehavet. Side 6
Felt Ressurser Område Norskehavet Funn/Ressursklasse 6406/1-1 Erlend Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Sør Nord 6406/1-2 Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Sør 6406/2-1 Lavrans Funn/RK 5 Olje/gass Haltenbanken Sør 6406/2-6 Ragnfrid Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Sør 6406/2-7 Erlend Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Sør 6406/3-2 Trestakk Funn/RK 4 Olje/gass Haltenbanken Sør 6406/9-1 Onyx Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Sør 6407/9-9 Sklinna Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Sør (Hasselmus) 6506/6-1 Victoria Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Nord 6506/11-7 Marulk Funn/RK 4 Kondensat/gass Haltenbanken Nord 6507/11-6 Funn/RK 4 Kondensat/gass Haltenbanken Nord 6507/2-2 Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Nord 6507/3-1 Alve Funn/RK 3 Kondensat/gass Haltenbanken Nord 6507/3-3 Idun Funn/RK 4 Kondensat/gass Haltenbanken Nord 6507/5-1 Skarv Funn/RK 4 Kondensat/gass/olje Haltenbanken Nord 6507/7-13 Funn/RK 5 Olje/gass Haltenbanken Nord 6605/8-1 Stetind Funn/RK 5 Kondensat/gass Vøring Nord 6706/6-1 Hvitveis Funn/RK 5 Kondensat/gass Vøring Nord 6707/10-1 Luva Funn/RK 5 Kondensat/gass Vøring Nord (Nise) 6608/11-2 Falk Funn/RK 5 Kondensat/gass Haltenbanken Nord Draugen Felt Olje Haltenbanken Sør Heidrun Felt Olje/gass Haltenbanken Nord Kristin Felt Gass Haltenbanken Nord Mikkel til Åsgard Felt Kondensat/gass/olje Haltenbanken Nord Njord Felt Olje Haltenbanken Sør Norne Felt Olje Haltenbanken Nord Ormen Lange Felt Gass Møre Tyrihans Felt Kondensat/gass/olje Haltenbanken Sør Urd til Norne Felt Olje Haltenbanken Nord Åsgard Felt Kondensat/gass/olje Haltenbanken Nord Tabell 1. Felt og funn i Norskehavet som er inkludert i framtidsbildet. Side 7
Figur 4. Oversikt over letemodeller og petroleumsvirksomhet i Norskehavet. 3 Forutsetninger 3.1 Om prognoser for petroleumsvirksomheten De utvinnbare petroleumsressurser klassifiseres i oppdagede og uoppdagede ressurser. De oppdagede ressursene inndeles i utvinningsprosjekter som er under gjennomføring; reserver, og utvinningsprosjekter som er under planlegging; betingede ressurser. Dette omfatter petroleumsmengder som med tiden vil bli satt i produksjon. Når det skjer, flyttes de opp et trinn og blir klassifisert som reserver. Hovedgruppene er inndelt i prosjektstatuskategorier nummerert Side 8
fra 1 til 9, hvor 1 omfatter felt i produksjon og 9 omfatter uoppdagede ressurser som ennå ikke er kartlagt, men antas å være til stede. Systemet gjør det også mulig å skille mellom petroleumsmengder fra opprinnelig planlagt produksjon og petroleumsmengder fra prosjekter for økt utvinning.. Figur 5. Oversikt over OD sine ressursklasser Selskapene på norsk sokkel rapporterer årlig (høsten) inn data til OD. Disse dataene bruker OD når det rapporteres inn til nasjonalbudsjettet. I framtidsbilde for utslippsprognoser Norskehavet, som beskrives i dette notatet, er data rapportert til revidert nasjonalbudsjett 2007 benyttet. 3.2 Gassperspektivanalyse Gassvirksomheten utgjør en stadig større del av petroleumsvirksomheten. I 1990 var gasseksporten 20 prosent av total petroleumseksport, mens andelen i 2010 ventes å være om lag 40 prosent. Oljedirektoratet sitt overordnede mål er å bidra til å skape størst mulig verdier for samfunnet fra olje- og gassvirksomheten gjennom forsvarlig ressursforvaltning, med forankring i sikkerhet, beredskap og ytre miljø. En viktig ambisjon ved en gassperspektivanalyse er å bidra til denne målsetningen. De fleste feltene på norsk kontinental sokkel inneholder både olje og gass. Gass har derfor også en alternativ anvendelse i tillegg gasseksport, nemlig som trykkstøtte ved oljeproduksjon. For raskt gassuttak kan medføre redusert oljeproduksjon. Side 9
Analysen retter seg primært mot fremtidige beslutninger, og det fokuseres på ressursgrunnlag i funn og for uoppdagede gassressurser. En gassperspektivanalyse tar utgangspunkt i ressursgrunnlaget og eksisterende infrastruktur på norsk sokkel og forsøker å beskrive utviklingstendenser og utfra dette beskrive fremtidige forhold og valg. 3.3 Andre forutsetninger I framtidsbildet for Norskehavet er prognoser som ble rapport til OD høsten 2007 benyttet (RNB 2007), samt resultater fra OD sin oppdaterte gassperspektivanalyse for Norskehavet fra 2006 høsten 2007. Framtidsbildet er basert på følgende forutsetninger: Dekker funn eller områder med forventning om funn Representativt for det geografiske utredningsområdet hvor det enten er åpnet for petroleumsvirksomhet eller det vurderes som et potensial for funn innen planperioden (2009-2025). Inkluderer lokaliteter som vurderes som potensielle konfliktområder med fiskeri- og miljøinteresser der det kan være muligheter for funn av petroleum. Hovedforutsetningene for fremtidsbildet er at dette skal være mest mulig realistisk utfra kunnskap om geologi, felt/funn og muligheter for funn. Dette kriteriet er derfor overordnet de andre. Det er imidlertid lagt inn ett funn ved Jan Mayen og et oljefunn nær kysten av Møre for å illustrere eventuelle konsekvenser av petroleumsvirksomhet i disse områdene, og for å utfylle forutsetningskriteriene. Fremtidige funn på Halten og Dønnterrassen forventes hovedsakelig å være små til middels store olje- eller gassfunn. Disse vil i all hovedsak bli knyttet opp mot eksisterende infrastruktur. I Vøring - og Mørebassenget er det fremdeles muligheter for å gjøre store gassfunn. Etter funn av olje i 6405/7-1 Ellida og i et tynt oljelag under gasskappen i deler av Ormen Lange er mulighetene for å finne olje økt noe i Mørebassenget. I de kystnære områdene i Mørebassenget er det imidlertid størst mulighet for å gjøre gassfunn, men det utelukkes ikke muligheter for små oljefunn. Dersom blokker i de kystnære områdene i Mørebassenget blir utlyst og tildelt i 20. konsesjonsrunde kan man statistisk sett ha et funn i 2010. Det antas 5 letebrønner (undersøkelses- og avgrensningsbrønner) hvert år fremover i de åpnede områdene i Norskehavet. Det er signaler fra islandske myndigheter om at det planlegges å utlyse blokker på islandsk side av Jan Mayen i begynnelsen av 2008. Gitt en åpning av området for petroleumsvirksomhet på norsk side, kan man i perioden 2015 til 2025 har boret 5 brønner og statistisk sett ha gjort 1 funn. Uoppdagede gassressurser (Ressursklasse 8) i Norskehavet er vurdert faset inn etter 2025, mens uoppdagede olje/kondensat forekomster i Norskehavet, er vurdert faset inn til eksisterende infrastruktur. Utbyggingsløsning for et eventuelt oljefunn i kystnært område i Mørebassenget antas å være undervannsutbygging med et landanlegg. Side 10
Utslipp fra petroleumsvirksomheten er i framtidsbilde basert på: Dagens krav mht utslipp til sjø definert i St.meld. nr.26 (2006-2007) og krav til reduksjon i utslipp til luft (bruk av BAT). (IPPC-direktivet og Kvoteloven) Kontinuerlig forbedring med fokus på reduksjon av utslippskomponenter til luft og miljøskadelige utslipp til sjø Sameksistens med andre næringer Overtrålbare havbunnsinstallasjoner og rørledninger For utslipp fra boring antas at samme forutsetninger vil gjelde som for en typisk brønn i Norskehavet i dag Generelt krav om 78 % effektivitet av nmvoc ved bøyelasting og regularitet på 95 % 4 Framtidsbilde 2025 er året som i den helhetlige forvaltningsplanen for Norskehavet skal benyttes til å sammenligne påvirkninger fra ulike næringer. Totale prognoser for produksjon og utslipp er vist i de etterfølgende figurer. 4.1 Gass- og oljeproduksjon I framtidsbildet frem mot 2025 i Norskehavet kan man se for seg 3 nye offshore gass-feltsentre: ett i Vøring, ett på Haltenbanken nord og ett på Haltenbanken sør. Utbyggingsløsning for disse feltene antas å være produksjonsskip og subsea-brønner. I framtidsbildet antas nytt rør fra Norskehavet til Kollsnes, og ny NGL-prosess på Kollsnes. Framtidsbildet inneholder også et lite oljefunn i Mørebassenget, samt leteboringer på Jan Mayen. Dette da forutsatt tildeling av blokker i Mørebassenget og åpning av Jan Mayen. Av felt som i dag produserer i Norskehavet antas 2 felt ut i fra dagens ressursbilde å stenge ned i perioden 2015 2020, mens 2 antas å stenge ned i perioden 2020 2025. Det er viktig å presisere at dette er basert på dagens kunnskap om petroleumsressursene og er beheftet med stor usikkerhet. For de videre prognoser er den relevante petroleumsaktiviteten inndelt i fire områder: Vøring Nord, Haltenbanken Nord, Haltenbanken Sør og Møre (se figur 4). Side 11
= Mulig/potensielt nytt oljefunn m/landterminal = Mulig/potensielt nytt offshore feltsenter gass Figur 5. Områdeinndeling av Norskehavet Tabell 2 og 3 gir en oversikt over væskeproduksjon og gassleveranser fordelt innen de fire delområdene i 2007, 2017 og 2025. Dataene presenteres også som totaltall i figur 6 og 7. Prognosene viser at oljeproduksjonen er på topp rundt 2013, mens gassproduksjonen øker frem mot 2021. Dette gjenspeiler trenden generelt på norsk sokkel om at oljeproduksjonen faller og gassproduksjonen øker. For de uoppdagede ressursene av olje- og kondensatproduksjonen (væske) er prognosene i Norskehavet totalt i perioden på 75 mill Sm 3. Disse forventes hovedsakelig å bli tilknyttet eksisterende infrastruktur i området. Uoppdagede gassressurser forventes ikke innfaset før etter 2025. 2007 2017 2025 Væske produksjon mill Sm3 HLB Nord TOTALT 26,24 12,95 2,24 HLB Sør TOTALT 4,24 5,25 0,90 Vøring Nord TOTALT 0,00 0,06 0,48 Møre TOTALT 0,22 1,17 1,11 RK 8 TOTALT 0,00 2,47 14,96 SUM 30,70 21,90 19,69 Tabell 2. Væske (olje, NGL og kondensat) oljeproduksjon. Side 12
2007 2017 2025 Gassleveranser mrd Sm3 HLB Nord TOTALT 17,00 19,42 9,54 HLB Sør TOTALT 0,53 8,71 7,50 Vøring Nord TOTALT 0,00 0,00 5,00 Møre TOTALT 2,30 18,31 10,48 SUM 19,83 46,44 32,53 Tabell 3. Gassleveranser. Prognoser væske produksjon (olje + kondensat) i Norskehavet, mill Sm3 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 År 2017 2018 Prognoser oljeproduksjon + kondensat Figur 6. Prognoser for væske produksjonen i Norskehavet. Prognoser gassleveranser i Norskehavet, mrd Sm3 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 60 50 40 30 20 10 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 År 2017 2018 Prognoser gassleveranser 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Figur 7. Prognoser for gassleveranser i Norskehavet. Side 13
4.2 Prognoser for utslipp m.v. 4.2.1 Utslipp til luft Prognoser for utslipp av CO 2, NOx, CH 4 og nmvoc fra prognostisert gass- og væskeproduksjon er vist i tabellene 1-11, inndelt i områdene Vøring nord, Haltenbanken nord, Haltenbanken sør og Møre (se figur 4). Tallene er oppgitt i årene 2007, 2017 og 2025. Tabell 4 og 5 viser utslipp til luft av CO 2 og NO X fordelt på 4 de delområdene i Norskehavet. Figur 8 og 9 gir en grafisk fremstilling av utslippsprognoser over tid. Reduksjon i CO 2 -utslipp ved full elektrifisering (ingen utslipp av CO 2 ) fra Draugen, Njord, Kristin og Heidrun samt de nye feltsentrene offshore er vist i figur 10. Prognoser for utslipp fra de uoppdagede væskeressursene i Norskehavet totalt (akkumulert) i perioden er 3,2 mill tonn CO 2, og 5300 tonn NOx. Høyest utslipp av CO 2 forventes i perioden rundt 2022, mens høyest NOx utslipp forventes rundt 2013. Økende gassproduksjon i Norskehavet med påfølgende gasskompresjon for eksport fører til større kraftforbruk, som igjen fører til økte CO 2 og NOx utslipp. Den økende gassproduksjonen sammenfallende oljeproduksjon gjenspeiler seg også i nmvoc og CH4 utslippene 2007 2017 2025 CO2 utslipp, mill tonn HLB Nord TOTALT 1,90 1,59 1,11 HLB Sør TOTALT 0,42 0,50 0,20 Vøring Nord TOTALT 0,00 0,00 0,26 Møre TOTALT 0,05 0,05 0,20 SUM 2,37 2,14 1,76 Tabell 4. Prognoser CO 2 utslipp i Norskehavet Kildene til CO 2 -utslipp totalt på norsk sokkel er (2006 tall, kilde Environment Web (EW)): Gassturbiner (82,9 %), motorer (6,4 %), kjele (1,5 %), fakkel (8,6 %), brønntest (0,6 %). Utfra dagens prognoser vil de totale CO 2- utslippene på norsk sokkel reduseres fra år 2013. 2007 2017 2025 NOx utslipp,1000 tonn HLB Nord TOTALT 6,79 5,35 3,78 HLB Sør TOTALT 1,64 1,83 0,33 Vøring Nord TOTALT 0,00 0,01 0,45 Møre TOTALT 0,63 0,06 0,19 SUM 9,06 7,24 4,76 Tabell 5. Prognoser NOx utslipp i Norskehavet Kildene til NOx utslipp totalt på norsk sokkel er (2006 tall): Gassturbiner (63,6 %), motorer (26,7 %), kjele (0,5 %), fakkel (8,8 %), brønntest (0,5 %). Side 14
Prognoser NOx utslipp i Norskehavet, 1000 tonn 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 År Prognoser N0x utslipp mill Figur 8. NOx prognoser for Norskehavet. Totalt CO2 utslipp, mill tonn 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 År Totalt CO2 utslipp Figur 9. CO 2 prognoser for Norskehavet Side 15
CO2 utslipp i Norskehavet, uten CO2 utslipp fra 3 Hubber og Draugen, Heidrun, Norne og Njord 3,500 3,000 2,500 2,000 1,500 1,000 0,500 0,000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 År Totalt CO2 utslipp -Kristin,Draugen, Heidrun, Njord + 3 hubber Total CO2 utslipp Figur 10. CO 2 prognoser i Norskehavet ved hel elektrifisering av Draugen, Kristin, Heidrun, Njord + 3 nye offshore felt. Tabell 6-11 gir en presentasjon av CH 4 og nm VOC utslipp fra lagring og lasting fordelt på de 4 forannevnte områdene. Figurene 11 og 12 gir en grafisk fremstilling av de totale tallene. Prognoser for utslipp (akkumulert) fra de uoppdagede ressurser i Norskehavet totalt i perioden er 1000 tonn for CH 4 ved lagring og 5000 tonn CH 4 ved lasting. For nm VOC er prognosene hhv 3500 tonn (lagring) og 15000 tonn (lasting) 2007 2017 2025 1000 tonn HLB Nord CH4 lasting 1,54 0,50 0,12 HLB Sør 0,17 0,05 0,01 Vøring Nord 0,00 0,00 0,03 Møre 0,00 0,00 0,00 Sum 1,71 0,55 0,15 Tabell 6. Prognoser for CH 4 utslipp ved lasting 2007 2017 2025 1000 tonn HLB Nord CH4 lagring 0,02 0,00 0,01 HLB Sør 0,10 0,00 0,00 Vøring Nord 0,00 0,00 0,01 Møre 0,00 0,00 0,00 Sum 0,12 0,01 0,01 Tabell 7. Prognoser for CH 4 utslipp ved lagring Side 16
2007 2017 2025 1000 tonn HLB Nord CH4 diffuse 6,31 7,32 1,50 HLB Sør 0,24 1,11 0,28 Vøring Nord 0,00 0,00 0,35 Møre 0,00 0,00 0,00 Sum 6,55 8,43 2,13 Tabell 8. Prognoser for CH 4 ved diffuse utslipp 1000 tonn HLB Nord nmvoc lasting 7,09 5,16 4,92 HLB Sør 2,04 2,16 1,91 Vøring Nord 0,00 0,00 0,00 Møre 0,00 0,00 0,00 Sum 9,13 7,33 6,83 Tabell 9. Prognoser for nmvoc utslipp ved lasting ved diffuse utslipp 2007 2017 2025 1000 tonn HLB Nord nmvoc lagring 0,86 0,22 0,05 HLB Sør 1,41 0,11 0,00 Vøring Nord 0,00 0,00 0,00 Møre 0,00 0,00 0,00 Sum 2,26 0,33 0,05 Tabell 10. Prognoser for nmvoc utslipp ved lagring 2007 2017 2025 1000 tonn HLB Nord nmvoc diffuse 2,11 2,69 0,61 HLB Sør 0,22 0,48 0,12 Vøring Nord 0,00 0,00 0,15 Møre 0,03 0,00 0,00 Sum 2,36 3,17 0,88 Tabell 11. Prognoser for nmvoc ved diffuse utslipp Kildene til nm VOC utslipp totalt på norsk sokkel er (2006 tall, kilde EW): Lagring (5,3 %), lasting (83,8 %), diffuse utslipp og kaldventilering (8,3 %), andre kilder (0,8 %). Kildene til CH 4 -utslipp totalt på norsk sokkel er (2006 tall, kilde EW): Lagring (2 %), lasting (30 %), diffuse utslipp og kaldventilering (54 3 %), andre kilder (14 %) Side 17
Prognoser utslipp av nmvoc utslipp fra lagring i Norskehavet, 1000 tonn 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 År Prognoser nmvoc utslipp fra lagring Prognoser utslipp nmvoc fra lasting Prognoser nmvoc diffuse Figur 11. Prognoser for nmvoc utslipp ved lagring, lasting og diffuse utslipp. Prognoser utslipp av CH4 fra lasting i Norskehavet, 1000 tonn 9,00 8,00 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 År Prognoser utslipp CH4 lasting Prognoser CH4 lagring utslipp Prognoser CH4 diffuse Figur 12. Prognoser for CH4 ved lagring, lasting og diffuse utslipp. Side 18
4.2.2 Produsert vann utslipp til sjø Utslippsprognoser for produsert vann fra prognostisert gass- og væskeproduksjon er vist i tabell 12, inndelt i Vøring nord, Haltenbanken nord, Haltenbanken sør og Møre (se figur 4). Tallene er oppgitt i årene 2007, 2017 og 2025. Figur 13 viser de totale prognosene for utslipp av produsert vann i Norskehavet. Prognosene gjør et fall i perioden 2015 2020 da det antas at flere felt slutter å produsere. Total prognose (akkumulert) for utslipp av produsert vann fra uoppdagede ressurser i perioden er 32 mill Sm 3. Prod.vann 2007 2017 2025 HLB Nord TOTALT 8,37 2,11 0,85 HLB Sør TOTALT 8,36 12,25 0,05 Vøring Nord TOTALT 0,00 0,04 0,29 Møre TOTALT 0,00 0,00 0,00 SUM 16,73 14,39 1,19 Tabell 12. Prognoser produsert vann utslipp til sjø (mill Sm3). Prognoser utslipp av produsert vann, mill 35,0 30,0 25,0 20,0 m3 15,0 10,0 5,0 0,0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 År Prognoser utslipp av produsert vann Figur 13. Prognoser produsert vann utslipp til sjø (mill Sm3). 4.2.3 Kjemikalier Når det gjelder forbruk og utslipp av kjemikalier antas her et videre fokus på målsetningen om null miljøskadelige utslipp definert i St.meld. nr.26 (2006-2007). Totalt utgjorde petroleumsvirksomheten utslipp av miljøgifter på myndighetenes prioriteringsliste mindre enn 3 % av de nasjonale utslipp i 2005 (kilde SFT, 2007). Side 19
4.2.4 Boring Tabell 13 viser oversikt over antall brønner boret i Norskehavet frem til 2007, mens figur 18 gir en grafisk presentasjon over prognoser for utvinningsbrønner. Det antas boring med vannbasert-, oljebasert - og syntetisk basert borevæske. Det er ikke tillatt å slippe ut kaks boret med oljebasert borevæske mens kaks boret med syntetisk borevæske kan slippes til sjø etter godkjenning fra SFT. Kaks boret med vannbasert borevæske kan slippes til sjø. Det antas at samme forutsetninger vil gjelde for en typisk brønn i Norskehavet. Injeksjon Gass 21 Vann 27 Totalt 48 Produksjon Gass 17 Olje 83 Total 100 Letebrønner Avgrensningsbrønner 64 Undersøkelsesbrønner 147 Totalt 211 Tabell 13. Brønner boret i Norskehavet (pr oktober 2007) Prognoser utvinningsbrønner i Norskehavet 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 År Prognoser antall brønner Figur 14. Prognoser utvinningsbrønner (Ressursklasse 1-5) For leteboringer er det skissert en utslippsmengde for en typisk brønn i Norskehavet. Forbruk av kjemikalier fra en typisk brønn vil være i størrelsesorden 3440 tonn, med typisk utslipp på 1650 tonn. Kjemikaliebruksområder er rigg-, borevæske-, sementeringskjemikalier og Side 20
gjengefett. Alle kjemikaliene er enten grønne eller gule ut fra SFTs klassifiseringer dvs inneholder ikke miljøfarlige forbindelser. Borevæske og borekaks fra topphullsseksjonene slippes til havbunnen. Totale mengder vannbasert kaks/slam pr brønn som slippes til sjø antas å være ca 2750 tonn. Kraftgenerering foregår på en rigg ved bruk av dieseldrevne motorer. Mengde utslipp av gasser til luft er avhengig av det totale diesel forbruket pr døgn og antall døgn. Diesel forbruket pr. døgn antas å være ca 19 tonn. Standardfaktorer (OLF) benyttes til å estimere utslipp av de ulike klimagasser. Pr dag antas ca 60 tonn CO 2, 1,3 tonn NOx og 0,1 tonn nmvoc. 4.2.5 Avfall Avfall som rapporteres blir inndelt i farlig avfall og ikke farlig avfall. Operatørselskapenes hovedmål, som definert i OLFs retningslinje for avfallshåndtering i oljevirksomheten offshore, er å generere minst mulig avfall, samt å etablere systemer slik at mest mulig avfall gjenvinnes. Av ikke farlig avfall dominerer metall og restavfall med hhv 49 % og 19 % i 2006. De resterende fraksjoner var matbefengt avfall, glass, EE-avfall, våtorganisk avfall, treverk, plast, papp og papir. Hovedkategori ilandført farlig avfall var i 2006 boreavfall (72 %); de resterende kategoriene var kjemikalieblanding, oljeholdig avfall og annet. Omfanget av farlig avfall forventes å bli redusert, da selskapene generelt har høy fokus på resirkulering og gjenvinning. 4.2.6 Transportaktivitet Petroleumsvirksomheten er avhengig av en rekke tjenester levert av maritime fartøy. For felt i drift vil det kontinuerlig være et beredskapsfartøy på feltet, for å ivareta kravene til sikkerhet. Det vil videre være regulære forsyninger til hvert felt, eller samordnet forsyning til flere felt i et område. Det antas i 2025 å være 5 beredskapsfartøy og 7 forsyningsfartøy. Ankerhåndterings- og prosjektfartøy er her ikke medregnet. Tabell 14 gir en oversikt over antall helikopterturer i Norskehavet i 2006. Felt Helikopterturer t/r Norne Ca. 560 Kristin Ca. 570 Heidrun Ca. 670 Åsgard Ca. 910 Njord Ca. 330 Draugen Ca 620 Totalt i 2006 Ca 3660 Tabell 14. Helikopterturer i Norskehavet Side 21
Antatt helikopterturer totalt i 2025 antas å være i samme størrelsesorden som for 2006. For oljeproduserende felt som ikke eksporterer via rørledning, foregår oljeeksport med skytteltankere. Det antas at skytteltankerne har gjenvinningsanlegg for nmvoc Tabell 15 gir en oversikt over antall laser fra skytteltankere i Norskehavet i 2006 og prognose for 2025. Felt Antall laster 2006 Antall laster 2025 Norne 52 0 Heidrun 46 40 Åsgard 88 80 Draugen 35 15 Njord 17 0 Møre terminal 0 8 Totalt i 2006 238 143 Tabell 15. Oljelaster i Norskehavet 4.2.7 Seismikk En stadig utvikling innenfor seismisk innsamling, prosessering og visualisering (bl.a. fra 2D) 3D til 4D) har gitt positive utslag for tolking av undergrunnen, boring og plassering av brønner. Dette har redusert antall brønner og/eller gitt bedret ressursutnyttelse. Gitt en åpning må det antageligvis skytes et grovt 2 D gridd sørvest for Jan Mayen på Jan Mayen ryggen. 4.2.8 Disponering av innretninger Ved disponering av innretninger etter bruk vil OSPAR konvensjonens bestemmelse 98/3 bli benyttet. Feltene Njord (halvt nedsenket bore- og produksjonsinnretning), Norne (produksjons- og lagerskip), Draugen (bunnfast betonginnretning) og Urd (brønnramme mot Norne) antas med dagens kunnskap nedstengt innen 2025. Det er ingen flytende innretninger som til dags dato er fjernet fra norsk sokkel. Slike innretninger vil være enkle å fjerne, og de vil enten bli gjenbrukt på andre steder når de tas ut av bruk, eller de vil bli tatt til land og hugget opp der. For flytende betonginnretninger kan det være et alternativ å dumpe strukturen på dypt vann etter at dekksanlegget er fjernet, men dette må i så tilfelle være etter en total vurdering i henhold til OSPAR-konvensjonen. I hovedtrekk har det blitt vedtatt at de rørledningene og kablene som er tatt ut av bruk på norsk sokkel kan etterlates på stedet hvis de er tilstrekkelig rengjort og ikke til hinder for andre brukere av havet. Side 22
5 Økonomiske vurderinger 5.1 Investeringer (Capex) HFNH - 13.02.2008 Prognosen baserer seg et fortsatt høyt investeringsnivå knyttet til utbygging og drift i Norskehavet. Fram mot 2020 er investeringer knyttet til påviste ressurser viktigst, mens etter 2020 er investeringer i ikke-påviste ressurser dominerende. 35 Norskehavet - OD-prognose 30 Mrd NOK 2006 25 20 15 10 5 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Investering Figur 15. Prognose investeringer (Ressurskategori1-9) 5.2 Driftskostnader (Opex) Driftskostnadene forutsettes iht. denne prognosen å stige fra ca 8 mrd NOK pr år til om lag 10 mrd NOK. 12 Norskehavet - OD-prognose 10 Mrd NOK 2006 8 6 4 2 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Drift Figur 16. Prognose driftskostnader (Ressurskategori 1-9) Side 23
5.3 Kontantstrøm og nåverdier Figuren under viser beregnet kontantstrøm fra området. Kontantstrømmer er beregnet ut fra en langsiktig oljepris som fallert til ca 1450 NOK pr Sm3 (2006 NOK), tilsvarende ca 38 USD pr fat. Forutsetningen er hentet fra Nasjonalbudsjett 2008. 120 Norskehavet - OD-prognose kontantstrøm 100 Mrd NOK 2006 80 60 40 20 0 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Kontantstrøm området Figur 17. Prognose kontantstrøm (Ressurskategori 1-9) I beregning av kontantstrøm er det gjort fradrag for miljøavgifter, og kostnader (tariffer) for å bringe gassen ut av området. I tabellen under er de viktigste elementene vist for to ulike diskonteringsrenter (avkastningskrav) Diskonteringsrente 5 % 7 % Bruttoinntekt 1 870 1 540 -Investeringer 420 330 -Drift 130 110 -Eksport/ behandling gass 210 160 -Andre kostnader 20 20 Kontantstrøm området 1 090 930 Tabell 15. Nåverdi medio 2007 (Mrd 2006-NOK). (Ressurskategori 1-9) Letekostnader er ikke inkludert i beregningene. Side 24