Tillatelse til lagring av CO2 ved Sleipner-feltet

Statoil ASA 4035 STAVANGER Oslo,16.juni 2016 Deres ref.: AU-DPN OS SDG-00038 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2013/4083 Saksbehandler: Anne-Grethe Kolstad Tillatelse til lagring av CO2 ved Sleipner-feltet Statoil gis tillatelse etter forurensningsloven 11.jf 16 og forurensningsforskriften kapittel 35 til injeksjon og lagring av CO2 i Utsiraformasjonen. Tillatelsen gjelder CO2 som fjernes fra naturgassen som produseres på Sleipner, Gudrun og eventuelle nye, tilknyttede felt og som injiseres fra brønn A-16 på Sleipner A. Lagringslokalitetens kapasitet er begrenset til totalt 25 millioner tonn CO2. Tillatelsen fastsetter krav til drift, overvåking og rapportering. Vi viser til søknad av 5.oktober 2015 fra Statoil om ny tillatelse for lagring av CO 2 ved Sleipnerfeltet med tilleggsinformasjon av 22.oktober 2015, 8.februar 2016 og 18.mars 2016. Vi viser videre til tillatelse fra Miljødirektoratet av 23. mai 2013 til Statoil for boring og produksjon på Sleipnerfeltet, sist endret 20.april 2016. Det vises også til forurensningsforskriften kapittel 35. Miljødirektoratet gir med dette tillatelse etter forurensningsloven 11.jf 16 og forurensningsforskriften kapittel 35 til injeksjon og lagring av CO 2 på Sleipnerfeltet. Tillatelsen erstatter pkt. 4.2 i tillatelse for boring og produksjon på Sleipnerfeltet av 23.mai 2013, sist endret 20.april 2016. Vi viser videre til HMS-forskriftene for petroleumsvirksomhet som også gjelder for aktivitetene knyttet til CO 2 -lagringen. 1. Bakgrunn Statoil søker om å lagre CO 2 som utskilles fra naturgassen som produseres på Sleipnerfeltet og Gudrunfeltet i Utsiraformasjonen, over de produserende reservoarene på Sleipner Øst. Postadresse: Postboks 567 2, Sluppen, 7485 Trondheim Telefon: 03400/73 58 05 00 Faks: 73 58 05 01 E-post: post@miljodir.no Internett: www.miljødirektoratet.no Organisasjonsnummer: 999 601 391 Besøksadresser: Brattørkaia 15, 7010 Trondheim Grensesvingen 7, 0661 Oslo 1

Naturgassen fra feltene Sleipner Vest og Gudrun inneholder henholdsvis ca. 9 % og 12 % CO 2. For å kunne eksportere gassen, må innholdet av CO 2 reduseres til 2,5%. Dette gjøres ved hjelp av en aminabsorbsjonsprosess på Sleipner T plattformen. Etter denne prosessen og etterfølgende kjøling og kompresjon sendes den fjernede CO 2 til injeksjon i brønn A-16 på Sleipner A for permanent lagring i Utsiraformasjonen. Injeksjon av CO 2 i en geologisk formasjon er forurensning etter forurensningsloven 6 og kan derfor ikke utføres uten at det foreligger tillatelse etter forurensningsloven 7 jf. 11. Tillatelse til injeksjon og lagring av CO 2 fra naturgass fra Sleipnerfeltet og Gudrunfeltet har til nå vært en integrert del av tillatelsen etter forurensningsloven til boring og produksjon. EU-direktiv 2009/31/EF om geologisk lagring av CO 2 ble tatt inn i norsk regelverk gjennom endringer av 5. desember 2014 i forskrift til petroleumsloven, forskrift av 5. desember 2014 om utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinentalsokkelen og som et nytt kapittel 35 i forurensningsforskriften. For CO 2 -lagring som er tilknyttet petroleumsutvinning gjelder petroleumsforskriften og forurensningsforskriften kapittel 35. Formålet med forurensningsforskriften kapittel 35 er å oppnå miljøsikker geologisk lagring av CO₂ som et tiltak for å motvirke klimaendringer. Forurensningsforskriften 35-16 fastsetter at lagringslokaliteter som var i drift da forskriften trådte i kraft skal drives i samsvar med forskriftens vilkår fra og med 1.januar 2016. Dette er bakgrunnen for Statoils søknad om ny tillatelse. 2. Hva søknaden gjelder Søknaden gjelder injeksjon og lagring i Utsiraformasjonen av om lag 4 millioner tonn CO 2 fra eksisterende aktiviteter på Sleipnerfeltet og Gudrunfeltet fra 01.01.2016 og så lenge Sleipnerfeltet er i drift. Søknaden gjelder også lagring av CO 2 fra produksjon av naturgass fra eventuell framtidig utbygging av Alfa Sentral. Statoil anslår at mengden CO 2 fra Alfa Sentral vil være om lag 1,5 millioner tonn over hele produksjonsperioden. Til nå er det lagret om lag 16 millioner tonn CO 2 i lagringslokaliteten. Dette er CO 2 fjernet fra naturgass fra Sleipnerfeltet der CO 2 -fjerning og lagring startet samtidig med oppstart av Sleipner Vest i 1996, og fra Gudrunfeltet som kom i drift i 2013. Naturgassen som produseres på Gudrunfeltet blir behandlet og eksportert fra Sleipner. Injeksjonsraten har hittil vært på om lag 0,9 millioner tonn CO 2 pr. år. Mengden vil avta i tråd med produksjonsraten på Sleipner og Gudrun og vil ventelig være på om lag 0,01 million tonn CO 2 pr år mot slutten av produksjonstiden. Statoil opplyser at Sleipnerfeltet planlegges å være i drift fram til 2032. Statoil vurderer lagringslokasjonens samlede kapasitet til å være 25 millioner tonn CO 2. 2

Søknaden inneholder beskrivelse av lagringsformasjonens egenskaper, en foreløpig risikovurdering, en overvåkingsplan og dokumentasjon på gjeldende finansiell sikkerhet for produksjon og aktiviteter på Sleipnerfeltet. I løpet av tiden Miljødirektoratet har hatt Statoils søknad under behandling, har Statoil fullført arbeidet med risikovurdering. Denne ble framlagt 18. mars 2016. Det er ingen endringer i konklusjonene i forhold til konklusjonene i den foreløpige risikovurderingen. Søknaden om CO 2 -lagring omfatter aktivitetene fra og med injeksjon av CO 2 -strømmen i injeksjonsbrønnen 15/9-A-16 til og med den permanente lagringen i Utsiraformasjonen. Øvrige aktiviteter på Sleipner og Gudrunfeltet, inklusive aminprosessen på Sleipner for fjerning av CO 2 fra naturgass, omfattes som før av tillatelsen for boring og produksjon på hhv Sleipnerfeltet og Gudrunfeltet. 3. Saksgang Søknaden er behandlet i henhold til forurensningsforskriften kapittel 36 og de særlige regler for CO 2 -lagring i kapittel 35. Forurensningsforskriften 35-5 inneholder særskilte krav til hvilke opplysninger en søknad om tillatelse for CO 2 -lagring skal inneholde. Miljødirektoratet har vurdert den framlagte søknad til å oppfylle kravene som er relevante for Miljødirektoratets behandling av en eksisterende lagringslokalitet. Saken er forhåndsvarslet i henhold til forurensingsforskriften 36-5, og de forhåndsvarslede instansene fikk anledning til å uttale seg om søknaden innen 24.november 2015. Fiskeridirektoratet hadde ingen merknader til saken. Det kom ingen andre uttalelser. 4. Miljødirektoratets vurderinger og begrunnelse for fastsatte krav 4.1 Vurdering av om betingelsene for å gi tillatelse er tilstede Forurensningsforskriften 35-4 oppstiller betingelser som må være oppfylt for at tillatelse til CO 2 -lagring skal kunne gis, jf. 35-4 tredje ledd bokstav a. Kriteriene som skal være oppfylt er angitt i bokstavene b til e. I det følgende gjennomgås disse betingelsene. 4.1.1 Den geologiske formasjonen skal være egnet som lagringslokalitet. Etter forurensningsforskriften 35-4 tredje ledd bokstav b, skal tillatelse bare gis dersom den «geologiske formasjonen er egnet som lagringslokalitet». Lagringslokaliteten Sleipner er en del av Utsiraformasjonen som er et saltvannsreservoar under Nordsjøen. Utsiraformasjonen befinner seg mellom 58. og 62. breddegrad og 3

strekker seg over et areal på om lag 26 000 km 2. Den har lateral utbredelse på omlag 300 km nord-sør og 90 km øst-vest. I injeksjonsområdet ligger toppen av formasjonen på om lag 800 meters dyp, med en tykkelse på om lag 200 m. Formasjonen består av lag med avsetninger av marin sandstein og skiferlag. Sandsteinen har gode reservoaregenskaper karakterisert ved høy porøsitet (35-40%) og permeabilitet større enn 1 Darcy. Trykket i reservoaret er hydrostatisk. Lagerets kappebergart og øvrige begrensning består av skifer tilhørende Nordlandgruppen. Utsiraformasjonens geologiske karakteristika og egenskaper med hensyn til egnethet for CO 2 -lagring er studert og beskrevet av internasjonale forskere i mange vitenskapelige publikasjoner de siste 20 årene. Oljedirektoratet har i sitt atlas for CO 2 -lagringssteder i Nordsjøen vurdert at i den sørlige delen av Utsiraformasjonen, der Sleipnerområdet også befinner seg, er det et område som er så godt undersøkt at det kan klassifiseres som egnet til effektiv og sikker lagring. Anslått lagringskapasitet i denne delen av Utsiraformasjonen er i størrelsesorden 1000 Mtonn CO 2. For nærmere beskrivelse av lagringslokaliteten viser Statoil til publikasjonen «Reservoir geology of the Utsira Formation at the first industrial-scale underground CO 2 storage site (Sleipner area, North Sea)» av Peter Zweigel et.al fra 2004. Beskrivelsen er basert på studier fra 4-D seismikk, wire-line logger og bergartsprøver. Publikasjonen inngikk i søknadsdokumentene. CO 2 injiseres i sandsteinslag om lag 800-1100 m under havbunn og over de produserende reservoarene på Sleipner Øst. Injeksjonspunktet er 2,5 km øst for Sleipner A installasjonen og produksjonsbrønnene. En viktig forutsetning for Statoil i plasseringen av injeksjonsbrønnen er at CO 2 ikke skal bevege seg i retning av produksjonsbrønnene. 4-Dseismikk, sist utført i 2014, viser at CO 2 -skyen beveger seg nordøst-sørvest, det vil si vekk fra produksjonsbrønnene. Arealet av CO 2 -plumens utstrekning var ved den seismiske undersøkelsen i 2010 på om lag 3,6 km 2. Forurensningsforskriften kapittel 35, vedlegg 1 oppstiller kriterier for karakterisering og vurdering av lagringskomplekset og omkringliggende områder. Dette er i hovedsak data som skal innsamles før injeksjonen starter og som skal gi grunnlag for etablering av modeller for reservoarsimulering. Basert på tidssimuleringer av CO 2 -injeksjoner vil det gis innsikt i hvordan CO 2 vil bre seg og oppføre seg i lagringsformasjonen og hvilke fysiske forhold som definerer lagringskomplekset og risikoforhold. Statoil har i søknaden redegjort for eksisterende datagrunnlag sammenlignet med kriteriene for karakterisering og vurdering av lagringskomplekset og omkringliggende områder som er angitt i vedlegg 1 til forskriften, men anser det ikke hensiktsmessig å oppdatere slik modell på grunn av Utsiraformasjonens størrelse og fordi de foreliggende 4- D seismikkdataene gir et bedre grunnlag for å fastslå og å forutsi framtidig utbredelse av CO 2 enn en modell vil gjøre. 4

Ifølge forskriften kan Miljødirektoratet tillate avvik fra ett eller flere av disse kriteriene i vedlegg 1 dersom operatøren har demonstrert at omfanget av karakteriseringen og vurderingen er tilstrekkelig til at utfallet av beslutning om tillatelse ikke påvirkes. Miljødirektoratets vurdering er at operatøren har godtgjort at geologiske og geofysiske data som er innhentet gjennom de snart 20 årene CO 2 er blitt injisert og lagret på Sleipnerfeltet, inklusive kunnskap om faktisk utbredelse av CO 2 som påvises gjennom seriene av seismikk, utgjør en dokumentasjon som tilfredsstiller forskriftens krav om at den geologiske formasjonen er egnet som lagringslokalitet. 4.1.2 Vurdering av risiko I henhold til forskriften 35-4, 3. ledd bokstav c kan tillatelse bare gis dersom den omsøkte virksomheten ikke innebærer noen vesentlig risiko. Det vises til definisjonen av vesentlig risiko i 35-3 bokstav l. Statoil har identifisert risikoelementer for henholdsvis injeksjonsfasen og etterdriftsfasen. Etterdriftsfasen er vurdert i et 50 års perspektiv etter avsluttet injeksjon og plugging av brønn. Under injeksjonsperioden er risikoelementene identifisert som migrering av CO 2 utenfor den planlagt lagringsformasjonen, migrering av CO 2 til produksjonsbrønner i nærheten, lekkasje av CO 2 til sjøbunnen gjennom kappebergart og/eller forkastninger eller atmosfære, oppsprekking som følge av opptrykking av reservoaret, lekkasje gjennom pluggede letebrønner, lekkasje til luft fra aminprosessen, og feilmålinger av mengder injisert og lagret CO 2 eller feil i analyser av sammensetning av CO 2 -strømmen som injiseres. I etterdriftsfasen består risikoelementene av migrering av CO 2 utenfor lagringskomplekset og til sjøbunnen gjennom forkastninger eller svakheter i takbergart eller gjennom pluggede letebrønner og produksjonsbrønner i formasjonen. Statoil har i søknaden redegjort for hovedtrekk og konklusjoner i den foreløpige risikovurderingen. Hovedrapporten fra risikovurderingen når det gjelder lekkasjer fra lagret CO 2 ble imidlertid ferdigstilt og framlagt for Miljødirektoratet først den 18.mars 2016. Det er ingen endringer i konklusjoner om miljørisiko. Miljørisikovurderingen har vært gjennomført som en casestudie i det EU-baserte forskningsprosjektet ECO2. Ett av prosjektets leveranser er en veileder for beste praksis for miljørisikovurdering av CO 2 -lagring offshore. Rapporten beskriver mulige lekkasjeveier for CO 2 fra den konkrete lagringsformasjonen og til sjøbunnen. Lekkasjer er mulig via forkastninger, sprekker, kanaler (såkalte chimneys) eller fra brønner som er boret i området. Det er identifisert 16 mulige lekkasjescenarioer i lagringsområdet, og en av disse er også vurdert til å ha vært en lekkasjevei for naturgass fra reservoaret i tidligere geologiske tider. Ifølge ECO2-rapporten er det ikke noe som 5

tyder på at denne lekkasjeveien er eller har vært relevant for lekkasje av CO 2 til nå. Miljørisikovurderingene er basert på framtidig lekkasje fra denne eller lignende lekkasjeveier. Lekkasje av CO 2 til sjøbunn eller til vannmassene medfører økt surhetsgrad (lavere ph) i influensområdet. Økosystemet er sensitivt for ph endringer. Full simulering av ulike forløp og konsekvenser for hvert av disse lekkasjescenarioene ville kreve enorme prosesseringsressurser, og prosjektet anså dette til ikke å være praktisk gjennomførbart. I stedet ble det brukt en generisk chimney modell til beregning av CO 2 - plumen og influensområdet for ph-endringer. I modellen er en chimney gitt en diameter på 50 meter. For å skalere maksimalt omfang av miljørisiko ble også et verst tenkelig scenario der det skjer lekkasjer fra alle de identifiserte lekkasjemulighetene samtidig, modellert. Det framgår at influensområdet for ph-endringer som følge av lekkasjer er lite. Konsekvensene av ph-endringene ved hvert lekkasjescenario er vurdert ut ifra kunnskap om fysiske og biologiske forhold og verdifulle ressurser i influensområdet. Kartleggingen av verdifulle ressurser omfattet i utgangspunktet ressurser i hele området i OSPAR region 2 (Greater North Sea), det vil si et mye større område enn Sleipnerområdet. Arter av spesiell verdi, enten identifisert som rødliste eller fiskegrunner o.l. av spesiell betydning i økosystemet er tatt med i risikovurderingen. Vurderingene har derfor også omfattet tobis, torsk og makrell og høstgytende sild som er biologiske viktige ressurser i Nordsjøområdet (region 2), men det er konkludert med at disse ressursene ikke påvirkes fordi de er utenfor det potensielle risikoområdet. Bunnhabitatet på Sleipnerområdet er godt undersøkt gjennom blant annet den regulære, pålagte overvåkingen som har pågått siden 1997. Av de identifiserte verdifulle ressursene ble det funnet at to arter, Tellimya tenella and Arctica islandica vil påvirkes av endret ph. Tellimya tenella er på norsk rødliste på grunn av manglende kunnskap om forekomst. Arctica islandica er ikke på norsk rødliste, men på OSPAR liste på grunn av at arten er truet eller i nedgang i det Great North Sea Area. Ingen av disse artene er særegne på Sleipnerområdet. Miljørisiko er beregnet som produktet av den estimerte sannsynlighet for lekkasjescenariene og miljøkonsekvensen for hvert av disse. Som det understrekes av operatøren finnes det ikke erfaringsdata fra CO 2 -lagring som gjør det mulig å beregne statistisk sannsynlighet, slik at begrepet sannsynlighet benyttes her bare for å anskueliggjøre beste vurdering. Statoils vurdering på dette grunnlag er at sannsynligheten for lekkasje av CO 2 til sjøbunnen og vannsøylen via lekkasjer gjennom forkastninger eller svakheter i kappebergarten (chimneys), via pluggede letebrønner eller ved at lekkasje kan oppstå ved oppsprekking av reservoaret er svært lav, i størrelsesorden 0,0001. 6

I etterdriftsperioden, i et tidsperspektiv på inntil 50 år- kan sannsynligheten for lekkasjer gjennom pluggede letebrønner i lagringsformasjonen øke fra svært lav til lav, i størrelsesorden 0,001. Miljøkonsekvensvurderingen konkluderer med at influensområdet for ph-endringer ved ulike scenarier er begrenset og for de to artene som er sårbare for ph-endringer vil påvirkningen være på individnivå, men ikke på bestandsnivå. Størst sannsynlighet for lekkasje av CO 2 til atmosfære er vurdert å være fra aminprosessen om bord på Sleipner T. Dette er et CO 2 -utslipp som er omfattet av kvoteplikt og hvor det foreligger måle og overvåkingsprogram, og hvor den miljømessige konsekvens er knyttet til bidrag til klimagassutslipp som dette ville gi. Miljødirektoratet vurdering er at et utslipp til luft av CO 2 fra denne kilden vil være begrenset i omfang og at miljømessig betydning er å vurdere på lik linje med andre kvotepliktige CO 2 -utslipp. Miljødirektoratet finner at det er gjennomført en tilfredsstillende miljørisikovurdering og at denne konkluderer med at det er liten miljørisiko knyttet til lagringen av CO 2. Den foretatte kartlegging av potensielle lekkasjeveier og hvilke ressurser som vil kunne påvirkes av endret ph som følge av utlekking av CO 2, vil være nyttig for utformingen av framtidige, skreddersydde overvåkingsprogrammer som kan bidra til å dokumentere eventuelle effekter. Miljødirektoratet anser betingelsen i forurensningsforskriften 35-4 om at tillatelse bare kan gis dersom den omsøkte virksomheten ikke innebærer noen vesentlig risiko til å være oppfylt. 4.1.3 Finansiell soliditet og pålitelighet og faglig og teknisk kompetanse, jf. 35-4 d I forurensningsforskriften 35-4 d stilles det krav om at operatøren er finansielt solid og pålitelig og at operatøren og personalet har nødvendig faglig og teknisk kompetanse. Miljødirektoratet viser til at lagring av CO 2 på Sleipnerfeltet har direkte driftsmessig tilknytning til petroleumsvirksomheten og at operatøren er bundet av regelverket i petroleumsloven i tillegg til forurensningsforskriften. Kriterier for tildeling av utvinningstillatelser etter petroleumsregelverket omfatter blant annet søkerens tekniske kompetanse og finansielle kapasitet, jf. forskrift til lov om petroleumsvirksomhet 10, 1. ledd bokstav a. Vi viser til at Statoil Petroleum AS finansielle soliditet, pålitelighet, faglige og tekniske kompetanse er vurdert og ansett ivaretatt i forbindelse med petroleumsvirksomheten. CO 2 -lagring krever kompetanse om blant annet reservoargeologi, geofysikk og brønnteknologi og brønnoperasjoner som i stor grad er sammenfallende med kompetanse som er nødvendig for å drive petroleumsutvinning. 7

Statoil Petroleum AS er det ledende operatørselskapet for petroleumsvirksomhet på norsk sokkel og står for om lag 70% av olje og gassproduksjonen. Selskapet har vært operatør for CO 2 -lagring på Sleipnerfeltet siden 1996 og for Snøhvitfeltet siden 2008. Det er etter vår vurdering godt grunnlag for å fastslå at operatøren besitter nødvendig faglig og teknisk kompetanse for CO 2 -lagring. Vi vurderer forskriftens betingelser i 35-4 d til å være oppfylt. 4.1.4 Potensielle gjensidige trykkpåvirkninger mellom lagringslokaliteter i samme hydrauliske enhet I følge forskriften 35-4 e kan tillatelse for en lagringslokalitet bare gis dersom potensielle gjensidige trykkpåvirkninger mellom lagringslokaliteter i samme hydrauliske enhet er av en slik karakter at lokalitetene på samme tid kan oppfylle kravene i forskriften kap.35. Dette kravet er ikke relevant i denne saken, men vil måtte vurderes for en eventuell ny lagringslokalitet i Utsiraformasjonen. 4.2 Begrunnelse for vilkår for tillatelse, jf. forurensningsforskriften 35-6 4.2.1 Krav til lagringsoperasjonen I henhold til forurensningsforskriften 35-6 bokstav c skal tillatelse til CO 2 -lagring inneholde krav til lagringsoperasjonen, den totale mengde CO 2 som kan lagres, grenseverdier for reservoartrykket og grenseverdier for injeksjonsrater og trykk. Statoil opplyser i søknaden at injeksjonsbrønnen opereres med brønnhodetrykk og temperatur på henholdsvis om lag 65 bar og 24 C og at reservoartrykk og temperatur er på hhv 83 Bar og 37 bar. Det er ikke installert nedihulls trykk- og temperatursensor i injeksjonsbrønnen, og reservoartrykk og temperatur estimeres derfor fra brønnhodedataene. Miljødirektoratet forstår det slik at operatøren har basert sine risikovurderinger på erfaringene med injeksjon og lagring under de operasjonelle betingelser som angitt, at det er lagt inn maksimal injeksjonsrate på 1 million tonn CO 2 /år, slik tillatelsen hittil har vært basert på, og at lagringslokalitetens totale kapasitet er begrenset til 25 millioner tonn. Disse operasjonelle betingelser inngår derfor som vilkår for tillatelsen, sammen med vilkår om at operatøren skal følge etablerte prosedyrer for å sikre at de operasjonelle betingelsene overholdes og at avvik fra betingelsene følges opp med korrektive tiltak. Det vises til i denne sammenheng blant annet til styringsforskriften 5 om barrierer, 6 om styring av helse, miljø og sikkerhet, 21 om oppfølging og 22 om avviksbehandling. 4.2.2 Sammensetningen av CO 2 -strømmen som injiseres I henhold til forskriften 35-6 d skal tillatelsen inneholde krav til CO 2 -strømmens sammensetning og til prosedyre for mottakelse av CO 2. 8

I følge forurensningsforskriften 35-8 kan en operatør kun injisere og lagre CO 2 -strømmer som i all hovedsak består av CO 2. Dette kravet innebærer at injeksjon ikke skal benyttes til å bli kvitt andre avgasser eller avfall og at det kan følge stoffer med CO 2 strømmen som kan føre til kjemisk påvirkning av injeksjonsanlegget eller den geologiske formasjonen. Statoil opplyser at CO 2 -strømmen inneholder mellom 96-99 mol% CO 2 og har i søknaden vedlagt analyseresultater fra 2015 som viser CO 2 -innhold på 97,8 mol% og 1,36% metan og små mengder andre hydrokarboner. Miljødirektoratet finner at de foreliggende analyseresultatene viser at CO 2 -strømmen i all hovedsak består av CO 2., For å sikre at dette også vil være tilfelle i framtiden fastsetter vi vilkår om at sammensetningen jevnlig dokumenteres ved hjelp av analyser. Miljødirektoratet finner at i dette tilfellet, hvor CO 2 -strømmen kommer fra ett aminabsorbsjonsanlegg som drives av samme operatør som er ansvarlig for injeksjon og lagring, er det ikke behov for å sette spesifikke vilkår til prosedyren for mottakelse av CO 2. Vi viser dessuten til at kravene til målemetodikk for mengden av CO 2 som går til injeksjon er regulert i tillatelsen til kvotepliktige utslipp av CO 2. For øvrig viser vi til de spesifikke kravene i forskriften 35-8. 4.2.3. Miljøovervåkingsprogram Forurensningsforskriften 35-9 krever at operatøren skal overvåke injeksjonsanlegg, lagringskomplekset inklusive CO 2 -utbredelsen der det er mulig, og om relevant, omgivelsene rundt på grunnlag av en overvåkingsplan. Forskriften angir hvilke formål overvåkingen skal dekke. Miljødirektoratet skal i henhold til forskriften 35-5 vurdere om overvåkingsplanen Statoil har levert som en del av søknaden oppfyller kriteriene som er satt i forskriften 35-9 og vedlegg II og i så fall fastsette vilkår om gjennomføring av overvåkingsplanen, jf 35-6 e. Fordi CO 2 -lagringen omfattes av kvoteplikt, skal overvåking av CO 2 -lagringen også foretas i henhold til de nærmere bestemmelsene om beregning og måling i forskrift 23. desember 2004 nr. 1851 om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser. Overvåkingsprogrammet som Statoil har framlagt er innrettet på å oppdage lekkasjer av CO 2 for å kunne iverksette korrektive tiltak, kvantifisere utslippene, kunne vurdere miljørisiko og for å svare for kvotepliktige utslipp, og skal dermed dekke overvåking i henhold til begge nevnte forskrifter. Utslipp av CO 2 knyttet til CO 2 -lagring på Sleipnerfeltet omfatter utslipp av CO 2 fra aminanlegget når det er nødvendig å ventilere ut CO 2, diffuse utslipp av CO 2 på Sleipner T fra aminprosessen og injeksjonsinstallasjonen på Sleipner A og utslipp til sjøbunn/sjø fra lagringsformasjonen. 9

Miljødirektoratet finner det hensiktsmessig at overvåkingsplanen som fastsettes i denne tillatelsen omfatter den del av planen som gjelder overvåking av hvordan CO 2 beveger seg i lagringsformasjonen og eventuell mulighet for utlekking av CO2 til sjøbunn, mens overvåking av øvrige kildestrømmer for utslipp av CO 2 i forbindelse med aminprosessen og injeksjonsinstallasjonen reguleres i tillatelsen til kvotepliktige utslipp. Metoder for beregning av eventuelle lekkasjer fra lageret CO 2 vil, som i dag, være inkludert i tillatelsen til kvotepliktige utslipp, og vi viser til den til enhver tid gjeldende tillatelse til kvotepliktige utslipp for detaljer om krav til måleinstrumenter og usikkerhetsberegninger hva gjelder kvantifisering av utslipp, inklusive krav til måleinstrumenter hva gjelder bestemmelse av volumet som injiseres omfattes av kvotetillatelsen. Statoils forslag til overvåkingsprogram for lagring av CO 2 i den geologiske formasjonen omfatter 4 D seismikk og gravimetriske målinger, samt at injeksjonsoperasjonen overvåkes løpende ved hjelp av brønnhodetrykk og temperatur. Statoil velger 4 D seismikk som primær overvåkingsmetode, fordi de anser dette som den best egnede metode for å avbilde CO 2 i undergrunnen og dermed oppdage uheldig migrasjon av CO 2. Svakhet med metoden er at CO 2 på avveie vanskelig kan oppdages før det dreier seg om bortimot 1 million tonn. Statoil har vurdert andre mulige overvåkingsmetoder som måling av havbunnsheving, havbunnsundersøkelser, passiv seismikk og elektromagnetisk metode. Måling av havbunnsheving er ikke relevant på Sleipner siden reservoartrykket ikke øker. Passiv seismikk er foreløpig ikke funnet hensiktsmessig fordi injeksjonen ikke foregår over sprekketrykk eller kjøler formasjonen, slik at det ikke ventes å detektere noe. Statoil anser havbunnsundersøkelse til å være egnet til å oppdage lekkasje når den har oppstått, men vil fortsatt prioritere å satse på seismikk fordi det da er mulig å oppdage risiko for lekkasje før den skjer. Miljødirektoratet forstår det slik at i injeksjonsperioden er den kontinuerlige overvåkingen av de operasjonelle parametere som trykk og temperatur den beste muligheten til raskt å kunne avdekke uregelmessigheter og lekkasje. Injeksjonsbrønnen på Sleipner er imidlertid ikke utstyrt med nedihullssensor, og trykket i reservoaret må beregnes utifra brønnhodetrykk. Det har hittil ikke vært grunn til å anse dette som utilstrekkelig for overvåkingen av CO 2 - injeksjonen på Sleipner. Hvorvidt det på et senere tidspunkt i løpet av de neste 15 år med planlagt injeksjon vil være nødvendig å etablere f.eks. en egen overvåkingsbrønn, må vurderes dersom det i denne perioden oppstår uregelmessigheter eller usikkerhet omkring tilstanden i formasjonen eller om annen ny kunnskap tilsier et slikt behov. 10

Når det gjelder 4-D seismikk som gjennomføres med en to- eller treårlig frekvens, kan denne metoden neppe avdekke en pågående lekkasje før den har vart en stund og er av en viss størrelse. Samtidig gir hver 4-D-seismikk undersøkelse økende kunnskap om hvordan CO 2 beveger seg i undergrunnen over tid, og denne kunnskapen vil være et viktig grunnlag for å fastsette et overvåkingsprogram for etterdriftsfasen. Tatt i betraktning at hittil gjennomført 4-D seismikk gjennom en lang periode har gitt god forståelse av hvordan CO 2 på Sleipnerlokasjonen har beveget seg i formasjonen, vurderingen av miljørisiko av mest sannsynlige lekkasjerate, samt at seismikk er relativt kostbart å gjennomføre og krevende å tolke, finner vi i dag ikke grunnlag for å kreve hyppigere seismikk enn planlagt. På sikt, og med tanke med etterdriftsperioden, mener vi det er nødvendig å ha flere metoder for deteksjon og anslag på en eventuell utlekket mengde enn 4-D seismikk kan gjøre i dag. Det pågår forskning og utvikling på metoder for overvåking av CO 2 lager under sjøbunn. Dette, sammen med kunnskapen som samles gjennom 4-D-seismikk og miljørisikovurderingens kartlegging av lekkasjescenarier, gi gode muligheter til å skreddersy sjøbunnsovervåking som kan anvendes i etterdriftsfasen. Miljødirektoratet vil vurdere behov for skjerping av overvåkingskrav i lys av både resultater fra seismikkundersøkelsene og tilgjengelighet av nye metoder og uansett når overvåkingsplanen hvert femte år skal oppdateres, slik forskriften krever. 4.2.4 Etterdriftsplan Av forurensningsforskriften 35-5 bokstav h fremgår at søknaden skal inneholde forslag til foreløpig krav om etterdrift. Vedlegg II til kapittel 35 spesifiserer innholdet i overvåkingsplanen for etterdriftsfasen. Statoil har ikke framlagt en konkret etterdriftsplan, men henviser til forskriften til petroleumsloven kapittel 6, 43-45 som krever avslutningsplan bestående av disponeringsdel og konsekvensutredning, og at det i den forbindelse vil bli utarbeidet etterdriftsplan og bli stilt finansiell sikkerhet for alle aspekter ved avslutningen. Miljødirektoratet finner det hensiktsmessig at etterdriftsplanen som kreves i hht forurensningsforskriften 35-13 inngår i operatørens avslutningsplan for Sleipnerfeltet slik den skal framlegges i hht forskrift til petroleumsloven. Miljødirektoratet vil da kunne ta stilling til om etterdriftsplanen tilfredsstiller kravene i forskriften, 35-13 og vedlegg 2. Dette gjelder også overvåkingsplan. Forut for nedstenging av feltet ser vi det som sannsynlig at gjennomføring av havbunnsundersøkelse med oppløsning på 1 x 1 m eller mindre vil være blant kravene som blir stilt. 11

Vi ser ikke behov for på nåværende tidspunkt å innhente en mer detaljert foreløpig etterdriftsplan. Dersom det skulle bli aktuelt å stenge ned CO 2 -lagringen på et tidligere tidspunkt enn ved planlagt avslutning av petroleumsvirksomheten, gjelder uansett kravene til nedlukking som er fastsatt i forurensningsforskriften 35-13. 4.2.5 Finansiell sikkerhetsstillelse Forurensningsforskriften 35-15 stiller krav om at operatøren på grunnlag av nærmere bestemmelser fastsatt av Miljødirektoratet, dokumenterer at det kan foretas egnede disposisjoner som sikrer at alle forpliktelsene operatøren har i dag og fram til at lokaliteten er overtatt av Staten kan oppfylles. Vi viser til http://www.miljodirektoratet.no/no/publikasjoner/2016/mars-2016/narmerebestemmelser-om-finansiell-sikkerhet-for-co2-lagring-/ Forpliktelsene som skal dekkes av den finansielle sikkerheten er overvåkingsforpliktelser, korrektive tiltak, nedlukking, etterdrift og forpliktelser etter klimakvoteloven. Søkeren, Statoil Petroleum AS, har framlagt dokumentasjon på eksisterende morselskapsgaranti (Statoil ASA) som en del av søknadsdokumentene. Den eksisterende morselskapsgarantien er avgitt som selvskyldnergaranti til fordel for det offentlige og har bakgrunn i krav i petroleumsloven 10-7. Statoil har også foretatt en vurdering av kostnadsomfanget av disse forpliktelsene, men framholder at for Sleipnerfeltet, som ikke er planlagt nedstengt før om 20-25 år, vil kostnader som kan estimeres for tiltak i dag kunne være lite relevante for en situasjon som oppstår langt fram i tid. Kostnadene (pr 2015) ved den planlagte overvåkingsmetodikken angis til: 4D-Seismikk: Sleipner per undersøkelse MNOK 30, Gravimetri: Gravimetri, per undersøkelse MNOK 10-20 Og i tilfellet av lekkasjer fra lagringen: Kvantifisering v/lekkasje fra brønn (m/rov): MNOK 2-4 Havbunnskartlegging ROV: MNOK 5-10 En planlagt nedstenging av brønn anslås til 40 MNOK (kostnad pr 2015) Forpliktelser etter klimakvoteloven er ikke kostnadsestimert, men Statoil viser til risikovurderingen hvor det konkluderes med at det mest sannsynlige scenariet er en lekkasjerate i området 0,1-100 tonn/år. Med en slik lekkasje vil kvoteforpliktelsen sannsynligvis ikke utgjøre noe vesentlig kostnadselement selv med en framtidig høy kvotepris. Forurensningsforskriften 35-15 fastsetter at kravet om finansiell sikkerhet for de to eksisterende CO 2 -lagringslokalitene skal avgjøres av Klima- og miljødepartementet og Oljeog energidepartementet i fellesskap. 12

Departementene har ved brev til Statoil av 10.juni 2016 fattet vedtak om finansiell sikkerhetsstillelse for CO 2 -lagringen på Sleipner. 4.2.6 Andre forhold Forurensningsforskriften 35-12 krever at ved vesentlige uregelmessigheter skal operatøren straks underrette Miljødirektoratet og treffe de nødvendige utbedrende tiltak. Hvis operatøren ikke gjennomfører nødvendige tiltak, skal Miljødirektoratet gjennomføre disse og inndrive kostnadene hos operatøren gjennom innløsing av den finansielle sikkerheten som er stilt i henhold til pkt 4.2.5. Operatøren skal gi melding til Miljødirektoratet om endringer i driften av lagringslokaliteten, herunder også endring av operatør, jf forskriften 35-7 første ledd. Miljødirektoratet kan i henhold til forskriften 35-7 andre og tredje ledd, forurensningsloven 18 og forvaltningsloven 35 gjøre endringer i, revurdere, oppdatere og trekke tilbake tillatelsen. 5. Vedtak Denne tillatelsen til CO 2 -lagring erstatter punkt 4.2 i tillatelse for Sleipnerfeltet av 24.mai 2013, sist endret 22.januar 2016. Vilkårene for lagring av CO 2 på Sleipnerfeltet følger vedlagt. Tillatelsen for boring og produksjon på Sleipnerfeltet er endret som følge av denne nye tillatelsen. Endringen i tillatelsen for boring og produksjon innebærer ingen nye krav eller forpliktelser og ettersendes som egen sak. 6. Gebyr I forurensningsforskriften, kapittel 39 er det fastsatt at operatøren skal betale et gebyr for Miljødirektoratets behandling av søknaden. Behandlingen av søknaden er plassert i sats 2 under 39-4 og gebyrets størrelse er fastsatt til kr 86 800. Vi vil sende en faktura på beløpet i separat post. Gebyret forfaller til betaling 30 dager etter fakturadato. 7. Klageadgang Vedtaket, herunder plassering i gebyrklasse, kan påklages av sakens parter eller andre med rettslig klageinteresse. Klima- og miljødepartementet er klageinstans. Klagen må sendes innen tre uker fra underretning om vedtak er kommet fram, eller fra klageren 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 Miljødirektoratet. En eventuell klage fører ikke automatisk til at gjennomføringen av vedtaket utsettes. Miljødirektoratet eller Klima- og miljødepartementet kan etter anmodning eller av eget 13

tiltak beslutte at vedtaket ikke skal gjennomføres før klagefristen er ute eller klagen er avgjort. Avgjørelsen av spørsmålet om gjennomføring kan ikke påklages. Med visse begrensninger har partene rett til å se sakens dokumenter. Miljødirektoratet vil gi nærmere opplysninger om dette på forespørsel. Vi vil også kunne gi øvrige opplysninger om saksbehandlingsregler og annet av betydning for saken. Miljødirektoratet vil sende kopi av dette brevet med vedlegg til berørte i saken i henhold til vedlagte adresseliste. Hilsen Miljødirektoratet Ingvild Marthinsen seksjonssjef Anne-Grethe Kolstad sjefingeniør Kopi til: Petroleumstilsynet Oljedirektoratet Fiskeridirektoratet 14