Miljørapport 2009 Olje- og gassindustriens miljøarbeid Fakta og utviklingstrekk
2 Miljørapport 2009
Miljørapport 2009 3 Innhold 1 Forord 5 2 Sammendrag 6 3 Aktivitetsnivå og miljø 9 4 Utslipp til sjø 13 4.1 Boring 13 4.2 Produsert vann 13 4.3 Kjemikalier 14 4.4 Utslipp av olje 16 4.5 Effekter av utslipp til sjø miljøovervåking og forskning 16 4.5.1 Sedimentovervåkingen 18 4.5.2 Vannsøyleovervåkingen 19 4.6 Akutte utslipp 21 5 Utslipp til luft 23 5.1 Utslippskilder 23 5.2 Utslipp av klimagasser 24 5.3 Utslipp av CO 2 25 5.4 Utslipp av NO x 27 5.5 Utslipp av nmvoc 28 5.6 Utslipp av CH 4 28 5.7 Utslipp av SO x 29 6 Avfall 31 7 Ord og forkortelser 32 8 Tabeller 33
4 Miljørapport 2009 Petroleumsindustrien på norsk sokkel har som ambisjon å være verdensledende innen miljø, og å oppnå kontinuerlig forbedrede miljøresultater.
Miljørapport 2009 5 1 Forord Oljeindustriens Landsforening (OLF) gir hvert år ut en egen miljørapport. Formålet med rapporten er blant annet å formidle utslippsdata og informere om industriens arbeid og resultater innen miljøområdet. Petroleumsindustrien på norsk sokkel har som ambisjon å være verdensledende innen miljø, og å oppnå kontinuerlig forbedrede miljøresultater. Da er detaljert rapportering av utslipp viktig, ikke minst for å måle trender og oppnåelse av målene som er satt. Operatørselskapenes utslippsrapportering følger krav til rapportering gitt av myndighetene i vedlegget til Opplysningspliktforskriften: Krav til rapportering fra offshore petroleumsvirksomhet. Dette innebærer at operatørselskapene hvert år rapporterer i detalj utslipp fra virksomheten på sokkelen. Utslippsdataene blir fortløpende samlet i Environment Web, en felles database for OLF, Statens forurensningstilsyn og Oljedirektoratet. OLFs miljørapport er basert på data fra Environment Web, og gir en oppdatert oversikt fra 2008-rapporteringen over utslipp til luft og sjø samt avfallsproduksjon fra virksomheten på norsk kontinentalsokkel. Alle felt med produksjonsanlegg på norsk kontinentalsokkel er inkludert. Utslipp fra bygge- og installasjonsfase, maritime støttetjenester og helikoptertrafikk inngår ikke i rapporten. Totalt var 60 felt i produksjon på norsk kontinentalsokkel i 2008. Ifølge Oljedirektoratet ble det fullført boring av 49 letebrønner, fordelt på 36 undersøkelsesbrønner og 13 avgrensningsbrønner. Dette er det høyeste antall letebrønner fullført på norsk sokkel gjennom et enkelt år. Letevirksomheten bidro til 25 nye funn, stort sett mindre funn i nærheten av eksisterende infrastruktur. Miljørapporten er også tilgjengelig på engelsk. Elektronisk versjon av rapporten og detaljerte utslippsdata fra hvert enkelt felt på sokkelen er publisert på OLFs hjemmeside: www.olf.no.
6 Miljørapport 2009 2 Sammendrag Hensikten med olje- og gassindustriens miljørapport er å presentere fjorårets utslipp og den historiske utviklingen i utslippene. Norsk olje- og gassnæring er stolt av å være internasjonalt ledende med hensyn til en klima- og miljøvennlig produksjon. Dette er en posisjon vi har som mål å videreføre. Globalt vil ambisiøse klimamål måtte kombineres med ambisjoner og krav om en bedre levestandard for store deler av verdens befolkning. Høyere levestandard betyr økt bruk av energi. I denne sammenheng vil olje og gass fra norsk sokkel fortsatt spille en viktig rolle i flere tiår fremover. Norsk olje- og gassnæring vil møte denne todelte utfordringen med å arbeide for å redusere sine utslipp, blant annet av klimagasser, ytterligere. Olje- og gassindustrien gjennomfører en omfattende miljøovervåking for å undersøke mulige effekter av sine utslipp til sjø. Overvåkingen er blant annet basert på krav og retningslinjer fra myndighetene. Miljøovervåking er systematisk innsamling av data ved hjelp av etterprøvbare metoder, for å dokumentere miljøtilstanden og utviklingen av denne i tid og rom. De vesentligste effektene som er påvist, er fra tidligere utslipp av oljebasert boreslam og kaks som inneholdt oljerester. I 1993 stoppet disse utslippene, og effekter av dagens utslipp av vannbaserte slam og kaks blir nå påvist bare innenfor noen få hundre meter fra plattformene. De største gjenværende utslippene til sjø er av produsert vann. Dette er fossilt vann som følger med oljen opp fra reservoaret. Utslippet i 2008 var på 149 millioner m 3, en reduksjon på ca 10 prosent fra 2007. Det produserte vannet inneholder oljerester som renses ut før utslipp. Dagens maksimale konsentrasjon i utslipp tillatt av Statens Forurensningstilsyn (SFT) er på 30 milligram dispergert olje per liter vann. Gjennomsnittlig konsentrasjon i 2008 var på 9,5 mg/liter. Total oljemengde som ble sluppet ut var ca 1400 tonn. SFT har etablert en ekspertgruppe for å kvalitetssikre overvåkingen av mulige effekter av utslipp. Denne har konkludert med at den pågående overvåkingen av vannsøylen ikke har påvist effekter av betydning. Olje- og gassindustrien bidrar imidlertid til videre forskning for å raffinere metodene i denne overvåkningen. Operatørene må søke forurensningsmyndigheten om tillatelse for alle utslipp av kjemikalier. SFT har delt inn kjemikaliene i fire grupper i henhold til miljøegenskaper. Operatørene har lagt mye arbeid ned i å bytte ut kjemikalier som har dårlige miljøegenskaper. Det har medført at over 99 prosent av kjemikaliene i rød og svart gruppe er faset ut. I St.meld. nr. 26 (2006-2007), Regjeringens miljøpolitikk og rikets miljøtilstand, anses målet om nullutslipp for tilsatte kjemikalier som nådd. Arbeidet med å redusere utslippene fortsetter likevel, blant annet ved å se på mulighetene for å injisere produsert vann og borekaks, samtidig som substitusjonsarbeidet med tilsatte kjemikalier fortsetter som før. Myndighetene har konkludert at olje- og gassindustrien slipper ut mindre enn 3 prosent av de prioriterte miljøgiftene til norske havområder. Akutte utslipp defineres som ikke planlagt forurensning av betydning, som inntrer plutselig og som er ulovlig. Antall utslipp med volum større enn 50 liter olje har gått ned med mer enn 65 prosent de siste ti år. I 2008 var det totalt 173 hendelser hvorav ni var større enn en kubikkmeter. Det er ikke påvist noen miljøeffekter av betydning av de akutte utslippene.
Miljørapport 2009 7 Hovedkildene til utslipp til luft fra olje- og gassvirksomheten er: Brenngasseksos fra gassturbiner, motorer og kjeler Dieseleksos fra gassturbiner, motorer og kjeler Gassfakling Brenning av olje og gass i forbindelse med brønntesting og brønnvedlikehold Sammenliknet med internasjonalt gjennomsnitt for oljeproduserende land i 2007, produserer norsk olje- og gassindustri med gjennomgående markert lavere utslipp til luft av alle aktuelle utslipp. 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 CO2 NOx CH4 nmvoc SO2 Internasjonalt gjennomsnitt for oljeproduserende land Norsk sokkel Figur 1: Utslipp til luft på norsk sokkel relativt til internasjonalt gjennomsnitt, 100 kg per tonn o.e. produsert for CO 2 / kg per tonn o.e. for de andre gassene. Kilde: OGP og EnvironmentWeb. Samlet utslipp av CO 2 -ekvivalenter fra norsk sokkel var 14,2 millioner tonn i 2008. Sammenlignet med 2007 var dette en økning på 0,4 millioner tonn. Dette skyldes delvis oppstart av to nye felt, men også beregningen av CO 2 fra fakkel som i 2008 gir et kunstig høyt utslipp. Det samlede forbruket av fakkelgass fra alle operasjonene viser en nedgang på 13 prosent i 2008 sammenlignet med 2007. Når mengde CO 2 -utslipp likevel øker, er dette på grunn av myndighetspålagt bruk av en ny og høyere omregningsfaktor for CO 2 fra fakling offshore. Faktoren skal brukes inntil operatørene kan fastsette spesifikke faktorer for hver enkel innretning fra 2009. Den midlertidige faktoren er lite representativ for sammensetningen av fakkelgass på norsk sokkel og medfører en vesentlig overrapportering av CO 2 - utslipp fra fakkel i 2008. gikk ned med ca 6 prosent, mens de nasjonale gikk ned med 8 prosent. Den største kilden til NO x -utslipp fra olje- og gassvirksomheten er turbinene på innretningene offshore. Fra 1. januar 2008 trådte miljøavtalen mellom 14 næringsorganisasjoner og Miljøverndepartementet i kraft. NO x -fondet anslås å få inn ca 1,8 milliarder kroner fra de tilsluttede bedriftene til tiltak over en periode på tre år. Basert på utslippene i 2008 var fondets inntekter på over 650 millioner kroner. Det største bidraget er fra olje- og gassvirksomheten, som står for ca to tredeler av inntekten. Ifølge miljøavtalen skal næringsorganisasjonene sørge for at de årlige NO x -utslippene reduseres med målgitte antall tonn hvert år i avtaleperioden. Resultatene fra 2008 viser at for første driftsår holdes dette med meget god margin. Hvis alle tiltak gjennomføres som forutsatt i resten av avtaleperioden, vil den samlede utslippsforpliktelsen kunne overholdes. Norge vil dermed oppfylle kravet til NO X -reduksjon gitt i Gøteborgprotokollen. Den vellykkede starten viser at en fondsløsning kan være en effektiv og kostnadsriktig måte å redusere samlede nasjonale klimagassutslipp. NO x -fondet kan tjene som en god modell for etablering av et eventuelt klimafond. I 2008 var samlet nmvoc-utslipp 50 455 tonn. Dette er en nedgang på ca 33 prosent fra 2007. Siden 2001 er de samlede nmvoc-utslippene redusert med mer enn 80 prosent. De betydelige utslippsreduksjonene er oppnådd som følge av investeringer i nye anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankere. Dette har ført til at de nasjonale utslippene nå er lavere enn forpliktelsene Norge har for 2010 gjennom Gøteborgprotokollen. Det samlede CH 4 -utslippet i 2008 var 30 923 tonn, omtrent på samme nivå som i 2007. I 2008 var samlet SO x -utslipp 520 tonn. Dette er en vesentlig reduksjon i forhold til de siste årene, hvor utslippet har vært rundt 700 tonn. Det samlede utslippet av NO x fra norsk sokkel i 2008 var 50 882 tonn, mens de nasjonale utslippene var i følge Statistisk Sentralbyrå (SSB) på 179 000 tonn. Utslippene fra norsk sokkel
8 Miljørapport 2009 Øremerking av CO 2 -avgiften fra petroleumsnæringen vil kunne være en mekanisme for å realisere samfunnsøkonomisk gunstigere tiltak også i andre sektorer.
Miljørapport 2009 9 3 Aktivitetsnivå og miljø Aktivitetsnivået knyttet til olje- og gassvirksomheten på norsk sokkel har i løpet av de siste årene utgjort en stadig viktigere motor i norsk økonomi. Nærmere en kvart million mennesker er i dag direkte eller indirekte sysselsatt i petroleumsrelatert virksomhet, og både sektorens investeringer og fellesskapets inntekter fra virksomheten har vokst til historisk høye nivåer. Aktivitetsnivået knyttet til norsk sokkel vil også i 2009 holde seg høyt, og de betydelige inntektene som er høstet fra petroleumsvirksomheten gir staten stor økonomisk handlefrihet. Den mest omfattende krisen i verdensøkonomien på mange tiår vil likevel bidra til at 2009 blir et krevende år også for norsk økonomi. Med en lavere etterspørsel etter energi på verdensmarkedet og et kraftig fall i oljeprisen bak oss, vil også olje- og gassektoren på sikt måtte foreta tilpasninger. For norsk petroleumsnæring utgjør likevel begrensede nye funn og sterkt fallende oljeproduksjon de siste årene en større utfordring. Tilgangen til nytt og attraktivt leteareal i 20. konsesjonsrunde burde etter næringens syn vært mer omfattende. Politiske beslutninger knyttet til den helhetlige forvaltningsplanen for Norskehavet, og den senere revisjon av forvaltningsplanen for Lofoten og Barentshavet, vil bli av avgjørende betydning for næringens videre utviklingsmuligheter. Klimagassutslippene fra virksomheten samt skjerpede krav til sameksistens med viktige næringer i nord som fiskeri og turisme, er samtidig utfordringer som oljeog gassnæringen må gi høyeste prioritet. 300 250 200 150 100 50 0 1970 1973 1976 1979 1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 Olje NGL Kondensat Gass Figur 2: Petroleumsproduksjonen på norsk sokkel 1971 2008 med prognoser frem til 2013, millioner Sm 3 o.e. Kilde: Oljedirektoratet.
10 Miljørapport 2009 Gassproduksjonen vil dominere fra 2010 I 2008 ble det produsert 242,1 millioner Sm 3 salgbare oljeekvivalenter (o.e.) på norsk sokkel. Dette er en økning på 4,1 millioner Sm 3 o.e., eller 1,7 prosent. Bak denne økningen finner vi fortsatt vekst i produksjonen av gass, som i fjor nådde opp i nær 100 milliarder Sm 3. Økningen fra 2007 utgjorde alene 9,6 milliarder Sm 3, hvilket innebærer at gassproduksjonen har doblet seg siden årtusenskiftet. Gassproduksjonen vil fortsette å øke i årene fremover, og vil ifølge Oljedirektoratets prognoser kunne nå 112 milliarder Sm 3 i løpet av den neste femårsperioden. Norges fra før av viktige rolle som gasseksportør til Europa vil dermed forsterkes. Utsikter til halvering av oljeproduksjonen Oljeproduksjonen fra norsk sokkel utgjorde 122,7 millioner Sm 3 i 2008. Det tilsvarer 2,1 millioner fat daglig, en nedgang på 4,3 prosent fra året før. Dagsproduksjonen av olje har dermed falt med 1 million fat siden produksjonstoppen ble passert i 2001. Oljedirektoratets prognose for 2009, på 1,9 millioner fat daglig, innebærer et brattere produksjonsfall enn tidligere antatt. I 2013 anslås oljeproduksjonen å være halvert siden 2001. Allerede i 2010 ventes produksjonen av gass å overstige produksjonen av olje fra norsk sokkel. Også når det gjelder kondensat har vi hatt en klar nedgang i leveransene fra norsk sokkel gjennom de siste årene. I 2008 ble det imidlertid produsert 4,2 millioner Sm 3 kondensat, som er en økning på 0,7 millioner Sm 3 fra året før. Produksjonen av NGL utgjorde 16 millioner Sm 3 i 2008. Dette var en svak nedgang (0,6 millioner Sm 3 ) fra året før og avløser en dobling av produksjonen gjennom foregående tiårsperiode. Både for kondensat og NGL er det ventet en svak produksjonsøkning de nærmeste årene. Rekordhøy letevirksomhet Letevirksomheten på norsk sokkel har tatt seg betydelig opp de siste to årene. Ifølge Oljedirektoratet ble det i 2008 fullført 49 letebrønner, fordelt på 36 undersøkelsesbrønner 50 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Avgrensning Undersøkelse Figur 3: Fullførte letebrønner på norsk sokkel 1990 2008. Kilde: Oljedirektoratet.
Miljørapport 2009 11 og 13 avgrensningsbrønner. Dette er det høyeste antall letebrønner fullført på norsk sokkel gjennom et enkelt år. Letevirksomheten bidro til 25 nye funn, som er mer enn en dobling fra året før. Gjennomgående små funn gjør det samtidig usikkert hvor mange av disse funnene som vil bli bygget ut. Ressurstilveksten i 2008 er den høyeste siden funnet av Ormen Lange i 1997. Rekordhøyt investeringsnivå Ifølge Statistisk sentralbyrås investeringstelling ble det i 2008 investert rekordhøye 124 milliarder kroner i olje- og gassvirksomheten. Investeringstellingen for 1. kvartal 2009 indikerer at investeringsnivået vil holde seg høyt også i år. Samlet anslår oljeselskapene at investeringene vil nå opp i 137 milliarder kroner, hvorav 29 milliarder kroner er knyttet til leting og konseptstudier. En vedvarende svak utvikling i verdensøkonomien og fortsatt usikkerhet knyttet til oljeprisens utvikling, vil kunne påvirke dette investeringsanslaget noe gjennom året. Det er likevel grunn til å vente et vedvarende høyt investeringsnivå på norsk sokkel i 2009, noe som isolert sett vil bidra til å dempe det økonomiske tilbakeslaget norsk økonomi er inne i. Klimasituasjonen gir utfordringer Norsk olje- og gassnæring er stolt av å være internasjonalt ledende med hensyn til en klima- og miljøvennlig produksjon. Dette er en posisjon vi har som mål å videreføre. Globalt vil ambisiøse klimamål måtte kombineres med ambisjoner og krav om en bedre levestandard for store deler av verdens befolkning. Høyere levestandard betyr økt bruk av energi, og i denne sammenheng vil olje og gass fra norsk sokkel fortsatt spille en viktig rolle i flere tiår fremover. Norsk olje- og gassnæring vil møte denne todelte utfordringen ved å arbeide for å redusere utslippene av klimagasser ytterligere gjennom energieffektivisering, elektrifisering, fornybar kraft og utvikling av teknologi for fangst og lagring av CO 2 (CCS). Det er samtidig slik at hovedtyngden av identifiserte gjenværende tiltak i petroleumsnæringen for å redusere utslippene av klimagasser, er relativt sett dyre. Gjennomføring av tiltak i næringen bør derfor vurderes ut fra et helhetlig nasjonalt perspektiv. Øremerking av CO 2 -avgiften fra petroleumsnæringen vil kunne være en mekanisme for å realisere samfunnsøkonomisk gunstigere tiltak også i andre sektorer.
12 Miljørapport 2009 Operatørene har lagt mye arbeid i å bytte ut kjemikalier med dårlige miljøegenskaper. Det har resultert i at 99 prosent av kjemikaliene i rød og svart gruppe er faset ut.
Miljørapport 2009 13 4 Utslipp til sjø De viktigste kildene til driftsutslipp til sjø fra olje- og gassvirksomheten er bore- og brønnoperasjoner, kjemikalier som benyttes under produksjonen og produsert vann (fossilt vann som følger med oljen opp fra reservoaret). I tillegg forekommer det akutte utslipp av olje og kjemikalier. 4.2 Produsert vann I 2008 ble det sluppet ut 149 millioner m 3 produsert vann på norsk sokkel, en reduksjon på ca 10 prosent sammenlignet med 2007. Prognosen for utslipp av produsert vann i 2008 fra Oljedirektoratet (2007) lå på 161 millioner m 3. Det ble injisert over 30 millioner m 3, ca 14 prosent av den totale vannproduksjonen (figur 4). 4.1 Boring Under boreoperasjoner oppstår to typer boreavfall: Borekaks (steinmasse) og brukt borevæske. Borekaks vil alltid ha et vedheng av brukt borevæske. Industrien bruker i dag tre typer borevæsker hvis funksjon er å smøre og kjøle borekronen under boringen. Boreslammet motvirker også at borehullet raser sammen og holder trykket i brønnen under kontroll. De tre typene er oljebaserte, syntetiske og vannbaserte borevæsker. 200 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Oljebaserte og syntetiske (basert på enten eter, ester eller olefin) borevæsker eller kaks med vedheng av slike, tillates ikke sluppet ut. Brukte borevæsker og borekaks blir fraktet til land for forsvarlig håndtering eller blir injisert under havbunnen. Vannbaserte borevæsker inneholder gjerne naturlige komponenter, for eksempel leire og i andre tilfeller salter. Komponentene i slike borevæsker utgjør liten eller ingen risiko i det marine miljø, i likhet med stoffene på OSPARs PLONORliste. Myndighetene tillater utslipp av brukt borevæske og borekaks etter søknad. I nordområdene tillates kun utslipp av kaks fra topphullet. På enkelte boringer er vannbasert borevæske blitt gjenvunnet og brukt om igjen. Utslipp av vannbasert borevæske har gått ned med ca 15 prosent fra 2007 til 2008. Vannvolum til sjø Injisert produsert vann Figur 4: Utslipp og injeksjon av produsert vann, millioner kubikkmeter. 35 Myndighetskrav 30 25 20 15 10 5 0 03 04 05 06 07 08 Figur 5: Historisk utvikling for gjennomsnittlig oljekonsentrasjon i produsert vann, mg/l.
14 Miljørapport 2009 Gjennomsnittlig konsentrasjon av dispergert olje i produsert vann var i 2008 9,5 mg/l etter målemetoden myndighetene krever (ISO 9377-2 modifisert). Utviklingen i konsentrasjon av dispergert olje fra 2003 til 2008 er vist i figur 5. 4.3 Kjemikalier Operatørene må søke forurensningsmyndigheten om tillatelse for alle utslipp. SFT har delt inn tilsatte kjemikalier i fire grupper, grønn, gul, rød og svart i henhold til miljøegenskaper. Utslipp til sjø av dispergert olje med produsert vann utgjorde i størrelsesorden 1400 tonn olje for alle utslippspunkter på norsk sokkel gjennom hele 2008. Myndighetenes krav til utslipp av dispergert olje i produsert vann er at det skal være lavere enn 30 mg/l. Som følge av tiltak har dette blitt redusert de siste årene (figur 5), og oljeindustrien lå i 2008 på mindre enn 30 prosent av myndighetskravet. Industrien vil arbeide videre med å redusere utslippene ytterligere. Utslippene av tilsatte kjemikalier var på totalt 129 000 tonn i 2008. De grønne kjemikaliene utgjør knappe 90 prosent, de gule ca 10 prosent, mens røde og svarte utgjør henholdsvis 0,01 prosent og 0,001 prosent som vist i figur 8. Operatørene har lagt mye arbeid i å bytte ut kjemikalier med dårlige miljøegenskaper. Det har medført at over 99 prosent av kjemikaliene i rød og svart gruppe er faset ut (figur 7). Kategori Fargekategori Vann Kjemikalier på PLONOR-listen Grønn Grønn Hormonforstyrrende stoffer 1 Svart Liste over prioriterte kjemikalier som omfattes av resultatmål 1 2 Svart (prioritetslisten) St.meld. nr. 25 (2002-2003) Bionedbrytbarhet < 20 prosent og log Pow >=5 3 Svart Bionedbrytbarhet < 20 prosent og giftighet EC50 eller LC50 <= 10 mg/l 4 Svart Kjemikalier på OSPARs Taintingliste 5 Rød To av tre kategorier: Bionedbrytbarhet<60 prosent, log Pow >=3, 6 Rød EC50 eller LC50 <= 10 mg/l Uorganisk og EC50 eller LC50 <= 1 mg/l 7 Rød Bionedbrytbarhet < 20 % 8 Rød Andre kjemikalier Gul Figur 6: Klassifisering av kjemikalier.
Miljørapport 2009 15 Eksempelvis ble det i 1997 sluppet ut 3933 tonn røde og 228 tonn svarte kjemikalier. I 2008 er dette redusert til henholdsvis 15 tonn røde og 2 tonn svarte kjemikalier. I St.meld. nr. 26 (2006-2007), Regjeringens miljøpolitikk og rikets miljøtilstand, anses målet om nullutslipp for tilsatte kjemikalier å være nådd. Arbeidet med å redusere utslippene fortsetter, blant annet ved å se på mulighetene for å injisere produsert vann og borekaks, samtidig som substitusjonsarbeidet med tilsatte kjemikalier fortsetter som før. Myndighetene har i sin rapport Kost nytte for miljø og samfunn konkludert at offshoreindustrien slipper ut mindre enn 3 prosent av de prioriterte miljøgiftene til norske havområder, og at det ikke anbefales et generelt krav til injeksjon for virksomheten i Norskehavet og i Nordsjøen. 200 000 Grønne kjemikalier 15 000 Gule kjemikalier 150 000 10 000 100 000 50 000 5 000 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 1 500 Røde kjemikalier 50 Svarte kjemikalier 1 000 500 40 30 20 10 Gul 10,1 % Svart 0,0016% Rød 0,0118 % 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Grønn 89,9 % Figur 7: Historisk utvikling for utslipp av grønne, gule, røde og svarte kjemikalier, tonn. Figur 8: Fordeling av utslipp av kjemikalier iht SFTs fargeklasser.
16 Miljørapport 2009 4.4 Utslipp av olje Det er tre hovedkilder til driftsutslipp av oljeholdig vann fra petroleumsvirksomheten på norsk sokkel: Produsert vann: Vann som har vært i kontakt med de geologiske formasjonene i millioner av år, og som inneholder ulike uorganiske salter, tungmetaller og organiske stoffer. Selv om det produserte vannet renses før det slippes ut, vil det inneholde små rester av olje/kondensat samt løste stoffer. Fortrengningsvann: Sjøvann som benyttes i lagercellene for råolje på noen plattformer. Sjøvannet har en liten kontaktflate mot oljen og har et lavt innhold av dispergert olje. Utslippsvolumet er avhengig av oljeproduksjonen. Drenasjevann: Regnvann og spylevann fra plattformdekk som kan inneholde kjemikalierester. Utslippene av drenasjevann representerer et mindre volum av den totale mengden vann som slippes til sjø. Utslipp av olje kan også forekomme fra spylevann brukt til rengjøring av prosessutstyr, i forbindelse med uhell eller fra nedfall av oljedråper fra brenning av olje i forbindelse med brønntesting og brønnvedlikeholdsarbeid. Samlet utslipp av olje til sjø i 2008 fra produsert vann, fortrengningsvann, drenasjevann og jetting utgjorde 1650 tonn, mens det i 2007 var 1660 tonn (figur 9). I tillegg kommer akutte utslipp av olje (se kap. 4.6) som i 2008 var på totalt 164 tonn. 4.5 Effekter av utslipp til sjø miljøovervåking og forskning Olje- og gassindustrien gjennomfører en omfattende miljøovervåking for å undersøke mulige effekter av sine utslipp til sjø. Overvåkingen er blant annet basert på krav fra myndighetene. Miljøovervåking er systematisk innsamling av data ved hjelp av etterprøvbare metoder, om mulig basert på en hypotese om årsak- virkningssammenheng. Målet med miljøovervåkingen er å dokumentere miljøtilstanden og utviklingen av denne i tid og rom, som følge av menneskeskapt påvirkning eller som følge av naturlige endringer. Miljøovervåkingen utføres av uavhengige og kvalifiserte konsulenter, som Det Norske Veritas, UNIFOB, Akvaplanniva, IRIS og NIVA. Metoder, analyser og rapportering gjøres i henhold til myndighetenes krav og standarder. Miljøovervåkingen har pågått siden 70-tallet, og består i dag av sedimentovervåking og vannsøyleovervåking. Resultatene fra overvåkingen finnes på SFTs og OLFs hjemmesider. SFT vurderer resultatene av miljøovervåkingen og kan eventuelt pålegge avbøtende tiltak. SFT blir også bistått av en ekspertgruppe med marinbiologisk- og kjemifaglig bakgrunn, for tiden representert ved en marinbiolog og to kjemikere, henholdsvis fra NIVA og Havforskningsinstituttet. Dette er uavhengige fagpersoner med lang erfaring fra denne type overvåking. 6000 5000 Akutte utslipp Fortrengningsvann, drenasjevann og spyleoperasjoner Dispergert olje i produsert vann 4000 3000 2000 1000 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Figur 9: Historisk utvikling for oljeutslipp til sjø fra ulike kilder, tonn.
Miljørapport 2009 17 Fra www.sft.no: Miljøovervåkning på norsk sokkel 01.03.07 Overvåking av sjøbunnen skal påvise og kartlegge forurensning fra olje- og gassvirksomheten på norsk sokkel. Overvåkingen skal også påvise trender i utviklingen, gi prognoser for forventet utvikling, og er tilpasset den risikoen for forurensning som foreligger. Miljøovervåkingen har pågått siden tidlig på 1980-tallet i tilknytning til det enkelte oljefelt. I 1996 ble sokkelen delt inn i 11 regioner for overvåking av sjøbunnen. Undersøkelsene i den enkelte region gjennomføres hvert tredje år, og alternerer mellom regionene. Omfanget av overvåkingen relateres til offshoreaktiviteten i de enkelte regionene. Krav til overvåkningen Overvåkingen består i å ta prøver av sjøbunnen, analysere sedimentet for diverse tungmetaller og oljeforbindelser, samt å se på biodiversiteten i bunnfaunasamfunnet. Data fra overvåkingen brukes også i forbindelse med rapportering til OSPAR (Oslo-Pariskonvensjonen). Miljøovervåkingen er et krav fra SFT, og er nedfelt i forskrift om utføring av aktiviteter i petroleumsvirksomheten (aktivitetsforskriften). Dette er en del av forskrifter om helse, miljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten. Uavhengig ekspertgruppe Rapportene fra overvåkingen blir evaluert av en uavhengig ekspertgruppe. Ekspertgruppens evaluering er offentlig, og kan bestilles ved henvendelse til postmottak@sft.no. For å se på effekter av utslippene for organismer som lever i vannet, overvåkes også fisk og utplasserte blåskjell i bur i tilknytning til oljeplattformer og oljefelt. Metodene for vannsøyleovervåkingen er fortsatt under utvikling og det er ikke fastsatt et endelig program.
18 Miljørapport 2009 4.5.1 Sedimentovervåkingen Sediment- eller havbunnsovervåkingen rundt offshoreinstallasjonene skjer ved innsamling av sedimenter fra havbunnen ved bruk av redskap som grabb eller kjerneprøvetaker, som tar ut en liten del av sedimentet på havbunnen ned til 15-20 centimeter dyp. Fra 1996 ble det innført krav om regional overvåking, hvor krav til metodikk og analyse i større grad ble standardisert. Sokkelen er inndelt i elleve regioner. Hver region skal overvåkes hvert tredje år. Innsamlingen foretas i et stasjonsnett rundt installasjonene offshore samt ved regionale stasjoner som er upåvirket av utslippene (referansestasjoner). Stasjonsnettet plasseres vanligvis i fire himmelretninger rundt installasjonen i økende avstand fra utslippspunktet (250 meter, 500 meter, 1000 meter osv). Stasjonsnettet skal avspeile det forventede influensområdet, for eksempel som vist i konsekvensutredningen (KU) for feltet. For å danne seg et bilde av omfanget, ble det i region IV i 2008 samlet inn fra 232 feltspesifikke stasjoner og 32 regionale stasjoner. Dette gir et omfattende materiale, både for biologiske og kjemiske prøver. Det brukes vanligvis fartøy med dynamisk posisjonering, og alle stasjoners dyp og posisjon blir nedtegnet med stor nøyaktighet. Tallmaterialet analyseres med statistiske verktøy for å fortelle om grad av forstyrrelse. Endringer i bunndyrssamfunnet foregår også som resultat av naturlige dynamiske prosesser, som ved konkurranse og rekruttering. Operatørene rapporterer til SFT innen 1. mars året etter overvåkingen er utført. Rapportene er offentlig tilgjengelige. Data fra sedimentovervåkingen er samlet i en sentral miljøovervåkingsdatabase, MOD. Dataene er tilgjengelige for publikum og stilles også til rådighet for forskere. Resultatene fra den regionale sedimentovervåkingen fra 1996-2006 ble sammenfattet av Akvaplan-niva, sammen med DNV og UNIFOB. Konklusjonene var sammenfallende med tilsvarende overvåking utført av myndighetene på engelsk sektor og i Danmark: Påvirkningen fra utslipp av oljebasert borekaks er sterkt redusert og omfatter nå i hovedsak nærområdet for utslippet. Undersøkelser av påvirkning som følge av utslipp av borekaks fra bruk av vannbaserte borevæsker er knyttet til nærområdet fra utslippet og kan i henhold til SFTs ekspertgruppe ikke skilles nevneverdig fra effektene av installasjonen selv. 4.5.2 Vannsøyleovervåkingen Vannsøyleovervåkingen består av to hovedelementer, tilstandsovervåking og effektovervåking. Omfanget av overvåkingen skal stå i forhold til forventet risiko. Omfanget av disse undersøkelsene fastsettes av SFT, vanligvis etter forslag fra operatørene. Det er store metodiske utfordringer i å påvise forurensninger i de frie vannmasser, hvor fortynning, strøm og sjiktninger i vannsøylen har stor betydning. Vannsøyleovervåkingen ble påbegynt på 90-tallet med studier av konsentrasjonsfelt, feltstudier, utarbeidelse av spredningsmodeller og verifikasjon av disse. Første offisielle vannsøyleovervåking ble utført i 1999 på Ekofiskfeltet. Det er også utviklet miljørisikoverktøy med dose-respons betraktninger gjennom DREAM (Dose Related Risk and Effects Assessment Model). Det har også vært utprøvet ulike biomarkører. Biomarkører er målbare biokjemiske endringer i celle, vev eller organer som kan påvise at organismen har vært utsatt for eksponering. Prøvetaking gjøres fra vev eller vevsvæsker hos dyr som blåskjell eller fisk. Innsamling av
Miljørapport 2009 19 prøvemateriale kan gjøres ved fangst av villfisk eller ved å sette ut organismer i bur for kontrollert eksponering i nærheten og i økende avstand fra utslippet. Tilstandsovervåkingen skal gjelde fisk og dokumentere hvorvidt fisk fra norske havområder er påvirket av forurensning fra petroleumsindustrien. Den utføres ved fangst av villfisk (hyse, sei og torsk) og ved analyse av eventuelle oljekomponenter i fiskemuskel og måling av ulike biomarkører (som gentox og DNA-addukter). Denne overvåkingen utføres hvert tredje år, sist i 2008. Har vært utført av Havforskningsinstituttet i samarbeid med andre institutter/konsulenter. Tilstandsovervåkingen har påvist at villfisk, som hyse, viser hyppigere utslag i såkalte biomarkører (DNA addukter) i områder med stor petroleumsaktivitet sammenlignet med Egersundbanken eller Barentshavet. Tilsvarende utslag finnes ikke for andre fiskearter (sei, torsk, gapeflyndre). kunnet kobles til effekter på høyere organisasjonsnivå som for eksempel bestander. Det hevdes derfor at den økologiske relevansen av slike biomarkører kan være begrenset. OLF har gjennom støtte til Norges forskningsråds program Havet og kysten og delprogrammet PROOFNY, bidratt til over 50 prosjekter som ser på langtidseffekter av utslipp fra petroleumsvirksomheten offshore. Konklusjonene i effektovervåkingen er at det er mulig å vise at torsk og blåskjell på stasjoner noen hundre meter fra utslippspunktet har blitt eksponert for produsert vann som gir respons i noen av biomarkørene. Rapportene konkluderer med at det er en moderat negativ effekt, men at man ikke kan si hvilken betydning den har for organismene. Effektovervåkingen har de siste tre gangene vært utført på Ekofiskfeltet. Effektovervåkingen skal som et minimum omfatte fisk og blåskjell. Operatørene skal selv bidra til å utvikle metoder for effektovervåking, og etter hvert som hensiktsmessige metoder blir etablert, vil det etableres et mer standardisert program. Overvåkingen har i de senere år vært utført ved bruk av store fiskebur som plasseres på feltet i økende avstand fra utslippet og holdes der i ca seks uker for å sikre eksponering. Torsk og blåskjell har vært brukt som testorganismer. I tillegg har semipermeable-membraner (SMPD og POCIS) vært utprøvd for å måle tilstedeværelse av organiske kjemiske komponenter. De senere år har det vært gjort omfattende arbeid for å kvalifisere og teste ut ulike metoder. Arbeidet har i stor grad vært gjort ved bruk av ulike biomarkører. Bruken av biomarkører kan fortelle om eksponering for ulike forbindelser og kan muligens gi et tidlig varsel, men de har ennå ikke
20 Miljørapport 2009
Miljørapport 2009 21 4.6 Akutte utslipp Akutte utslipp defineres som ikke-planlagt forurensning av betydning, som inntrer plutselig og som er forbudt. Mulige miljøkonsekvenser av slike utslipp vil avhenge av miljøegenskaper, utslippsmengde og hvor utslippet skjer. Akutte utslipp blir klassifisert i tre hovedkategorier: Olje: Diesel, fyringsolje, råolje, spillolje og andre oljer Kjemikalier og borevæsker Akutte utslipp til luft Utslipp av olje var i 2008 fordelt på 173 hendelser, hvor bare ni utslipp var større enn én m 3. Totalt volum olje fra akutte utslipp i 2008 var 195 m 3. De siste fem årene har antall utslipp ligget på tilnærmet samme nivå, mens det var en markert nedgang fra 2002 og tidligere. Hvis man bare ser på utslippene med volum større enn 50 liter, er det en jevn nedgang også de senere år (se figur 10). Både antall kjemikalieutslipp (132) og totalt volum av disse (366 m 3 ) ligger i samme størrelsesorden i 2008 som tidligere år. Gjennomsnittsvolumet på utslippene (2,7 m 3 ) lå lavere enn for de siste ti årene. De to største akutte utslippene av olje i 2008 var en lekkasje i tilknytning til injeksjon av oljeholdig vann på Tordis, hvor samlet volum olje ble anslått til 100 m 3, og ca 50 m 3 som ble pumpet kontrollert til sjø fra Statfjord A. Her oppsto en lekkasje i et av plattformbeina i tilknytning til vedlikeholdsarbeid. Norsk Oljevernforening for Operatørselskap (NOFO) har etablert avtaler med flere forskningsinstitutter om igangsettelse av nødvendige etterkantundersøkelser innen 48 timer etter at et akutt utslipp er meldt. Disse undersøkelsene gjennomføres i henhold til en veiledning utviklet av SFT i 1999. I løpet av 40 års drift er det ikke påvist miljøskader av betydning av akutte utslipp fra olje- og gassvirksomheten på norsk sokkel. 120 100 80 60 40 20 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Figur 10: Antall akutte oljeutslipp med volum større enn 50 liter fra norsk sokkel 1998 2008.
22 Miljørapport 2009 Den norske petroleumsnæringen erkjenner klimautfordringen, og har lenge arbeidet med tiltak for å redusere sine utslipp. Resultatet av tiltakene så langt er over 40 millioner tonn unngåtte CO 2 -utslipp.
Miljørapport 2009 23 5 Utslipp til luft Utslipp til luft fra olje- og gassvirksomheten består av avgasser som inneholder CO 2, NO x, SO x, CH 4 og nmvoc fra ulike typer forbrenningsutstyr. Utslipp til luft blir i de fleste tilfeller beregnet ut fra mengden av brenngass og diesel som er brukt på innretningen. Utslippsfaktorene bygger på målinger fra leverandører, standardtall som er utarbeidet av bransjen selv ved OLF eller feltspesifikke målinger og utregninger. 5.1 Utslippskilder Hovedkildene til utslipp til luft fra olje- og gassvirksomheten: Brenngasseksos fra gassturbiner, motorer og kjeler Dieseleksos fra gassturbiner, motorer og kjeler Gassfakling Brenning av olje og gass i forbindelse med brønntesting og brønnvedlikehold Andre kilder til utslipp av hydrokarbongasser (CH 4 og nmvoc): Gassventilering, mindre lekkasjer og diffuse utslipp Avdamping av hydrokarbongasser fra lagring og lasting av råolje offshore Kraftproduksjon med bruk av naturgass og dieselolje som brensel er hovedårsaken til utslippene av CO 2 og NO x. Disse utslippene er hovedsakelig knyttet til energiforbruket på innretningene og energieffektiviteten i kraftproduksjonen. Den nest største kilden til denne type utslipp er gassfakling, som er påkrevd av sikkerhetsmessige grunner og tillatt i forbindelse med visse operasjonelle problemer. denne gassblandingen ventileres til luft etter hvert som den fortrenges av råolje i tankene. Utslippene av SO x er hovedsakelig forårsaket av forbrenning av svovelholdige hydrokarboner. Ettersom norsk gass generelt inneholder lite svovel, er forbruket av diesel den største kilden til utslipp av SO x på norsk sokkel. Operatørselskapene på norsk sokkel bruker diesel med lite svovel. Figur 11 viser utslipp til luft fra norsk sokkel sammenliknet med internasjonalt gjennomsnitt for oljeproduserende land i 2007. Norsk sokkel produserer miljøvennlig med lave utslipp til luft. 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 CO2 NOx CH4 nmvoc SO2 Internasjonalt gjennomsnitt for oljeproduserende land Norsk sokkel Figur 11: Utslipp til luft på norsk sokkel relativt til internasjonalt gjennomsnitt. 100 kg per tonn oljeekvivalenter produsert for CO 2 / kg per tonn o.e. for de andre gassene. Kilde: OGP og EnvironmentWeb. De viktigste kildene for utslipp av CH 4 og nmvoc er lagring og lasting av råolje offshore. Under lastingen av tankene fordamper flyktige hydrokarboner til tankatmosfæren og blander seg med inertgass, som er påkrevd av sikkerhetsmessige grunner. Utslipp skjer når
24 Miljørapport 2009 5.2 Utslipp av klimagasser Kyoto-protokollen omfatter utslipp av karbondioksid (CO 2 ), metan (CH 4 ), lystgass (N 2 O), perfluorkarboner (PFK-gasser), hydrofluorkarboner (HFK-gasser) og svovelheksafluorid (SF 6 ). Olje- og gassvirksomheten på norsk sokkel bidrar med CO 2, CH 4 og en ubetydelig ikke-registrert mengde N 2 O. Klimagass CO2 Indirekte CO2- utslipp CH4 Sum Utslipp (mill. tonn) GWP Utslipp i CO2- ekvivalenter (mill. tonn) 13,8 1 13,8 CH4 0,02 2,75 0,05 nmvoc 0,05 3 0,15 0,01 21 0,2 14,2 Utslipp av klimagassene CO 2, CH 4 og N 2 O blir registrert i tonn gass eller omregnet til CO 2 -ekvivalenter i henhold til deres globale oppvarmingspotensial. CH 4 -utslipp, sammen med nmvoc-utslipp, bidrar med såkalte indirekte CO 2 -utslipp. CH 4 og spesielt nmvoc, har begrenset levetid og blir oksidert til CO 2 i atmosfæren. CH 4 -utslipp har dermed en dobbel klimaeffekt, både som CH 4 og som CO 2 etter oksidasjon i atmosfæren. Indirekte CO 2 -utslipp som resultat av denne oksideringen er derfor inkludert i klimagassregnskapet. Tabell 2: Utslipp av klimagasser i CO 2 -ekvivalenter fra petroleumsindustrien i 2008, millioner tonn. Figur 12 viser at det samlede utslipp av klimagasser fra norsk sokkel i 2008 var 14,2 millioner tonn CO 2 -ekvivalenter. Samlet utslipp i 2007 var 13,8 millioner tonn. 16 14 12 Klimagass Omregingsfaktor (t gass + CO2 ekv) Kommentar 10 8 CO2 1 CH4 21 N20 310 Indirekte CO2 fra CH4 2,75 Global Warming Potential (GWP) i henhold til Second Assessment Report av Intergovernmental Panel On Climate Change (IPCC) fra 1995. Et tonn CH4 blir 2,75 tonn CO2. Dette er samme omregningsfaktor som brukes av SFT. GWP for CH4 som er beregnet for en tidsperiode på 100 år inkluderer ikke klimaeffekten av CH4 etter oksidering til CO2. 6 4 2 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Fig. 12 Utslipp av CO 2 -ekvivalenter på norsk sokkel, millioner tonn. Indirekte CO2 fra nmvoc 3 nmvoc inkluderer alle flyktige organiske forbindelser med unntak av metan. nmvoc består hovedsakelig av linære hydrokarboner (CnH2n+2). Vektandel av karbon i disse linære hydrokarboner er typisk 80-85 prosent og et tonn nmvoc blir omtrent 3 tonn CO2. Dette er samme omregningsfaktor som brukes av SFT. Tabell 1: Omregningsfaktorer
Miljørapport 2009 25 5.3. Utslipp av CO 2 Det samlede norske utslippet av CO 2 -ekvivalenter i 2008 var ifølge Statistisk Sentralbyrå (SSB) 53,8 millioner tonn, en nedgang på 2,2 prosent fra 2007. Olje- og gassindustrien sto for 26,6 prosent, noe som er en nedgang fra 2007 hvor utslippet utgjorde 29,4 prosent av de nasjonale CO 2 - utslippene. Figur 13 viser utslipp av CO 2 fra virksomheten på norsk sokkel og fordeling av utslippene i 2008 basert på kilde. Den største kilden til CO 2 -utslipp fra olje- og gassvirksomheten er turbinene på innretningene offshore. i 2008 sammenlignet med 2007. Når mengden CO 2 -utslipp likevel øker, er dette på grunn av myndighetspålagt bruk av en ny og høyere omregningsfaktor for CO 2 fra fakling offshore. Faktoren skal brukes inntil operatørene kan fastsette spesifikke faktorer for hver enkel innretning fra 2009. Den midlertidige faktoren er lite representativ for sammensetningen av fakkelgass på norsk sokkel og medfører en vesentlig overrapportering av CO 2 -utslipp fra fakkel i 2008. Figur 14 viser den historiske utviklingen for forbruk av fakkelgass og tilhørende CO 2 -utslipp. Brenngass (m3) Tonn CO2 14 1 200 000 000 3 000 000 12 10 1 000 000 000 2 500 000 8 800 000 000 2 000 000 6 4 600 000 000 1 500 000 2 400 000 000 1 000 000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 200 000 000 500 000 Motor 5,6 % Kjel 1,4 % Fakkel 18,4 % 0 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Mengde brenngass (m3) Utslipp CO2 (tonn) Utslipp CO2 (tonn) med 2007 faktor i 2008 Brønntest 0,2 % Figur 14: Historisk utvikling av forbruk av fakkelgass (m 3 ) og tilhørende beregnede CO 2 -utslipp, tonn. Turbin 74,3 % Figur 13: Historisk utvikling for direkte CO 2 -utslipp, millioner tonn, og fordeling på kilde i 2008. I 2008 var samlet CO 2 -utslipp fra virksomheten på norsk sokkel 13,8 millioner tonn (tabell 1). Dette er en økning fra 2007, da utslippet var 13,2 millioner tonn. Økningen skyldes produksjonsstart på Snøhvit og to andre felt som blant annet har medført mer fakling. I 2007 førte innkjøringsproblemer på Melkøya til uforutsett mye fakling og medfølgende utslipp av CO 2. Faklingen fra Melkøya ble redusert i 2008. Samtidig startet produksjon fra to nye offshorefelt. Det samlede forbruket av fakkelgass fra alle operasjonene viser imidlertid en nedgang på 13 prosent Figur 15 viser den historiske utviklingen for utslipp av CO 2 (direkte og indirekte) per levert volum hydrokarboner. I 2008 var spesifikt utslipp av CO 2 på 57 kg/sm 3 oljeekvivalenter levert. 60 55 50 45 40 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Figur 15: Spesifikt utslipp av CO 2, kg/sm³ o.e.
26 Miljørapport 2009 Perspektiver på klimagassutslipp fra petroleumssektoren Olje- og gassektoren står for om lag en fjerdepart av de nasjonale CO 2 -utslippene. Sektorens andel av landets samlede verdiskaping målt ved BNP er av samme størrelsesorden. Dermed blir olje- og gassektoren en viktig del av klimaløsningen. Det foreligger i dag ikke et eksplisitt krav til petroleumsnæringens bidrag for å nå målene i Klimaforliket (reduksjon på 15-17 millioner tonn CO 2 i Norge til 2020). Myndighetene benytter allerede i dag en rekke virkemidler for å regulere utslippene fra olje- og gassvirksomheten. De viktigste virkemidlene er CO 2 -avgift, Klimakvoteloven, faklingsbestemmelser i Petroleumsloven, krav om vurdering av elektrifisering i forbindelse med utbyggingsplaner, utslippstillatelser og krav til best tilgjengelig teknologi (BAT). Den norske petroleumsnæringen erkjenner klimautfordringen og har lenge arbeidet med tiltak for å redusere sine utslipp. Resultatet av tiltakene så langt er over 40 millioner tonn unngåtte CO 2 -utslipp i perioden 1990-2007 og en petroleumssektor blant de mest CO 2 -effektive i verden (figur 16). 45,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 15,0 10,0 5,0 0,0 Norge 9,2 10,1 Europa Midtøsten 11,7 Russland 14,3 Sør-Amerika 22,3 Asia/Austral-Asia 23,9 Nord-Amerika Figur 16: Klimagassutslipp per produsert fat oljeekvivalenter i ulike petroleumsprovinser i 2007, kg CO 2 per fat o.e produsert. Kilde: OGP og EnvironmentWeb. Mer enn 50 prosent av de unngåtte utslippene kom fra energieffektiviseringstiltak og redusert fakling, rundt 30 prosent kom fra lagring av CO 2 fra naturgassen på Sleipner og 20 prosent fra elektrifisering. Den årlige effekten av disse tiltakene utgjorde i 2006 en reduksjon på 4,5 millioner tonn CO 2. Over sin fulle levetid er tiltakene beregnet å ha en total effekt på over 130 millioner tonn CO 2 reduserte eller unngåtte utslipp. 26,0 Afrika 38,3 Elektrifisering av innretninger offshore med kraft fra land er et mye diskutert tema. Dette er allerede gjennomført eller vil bli gjennomført på flere felt der forholdene ligger til rette for det. Ormen Lange og Troll A er forsynt med kraft fra land. Gjøa og Valhall vil være elektrifisert i 2010. Elektrifisering vil bli vurdert for alle nye utbygginger på norsk sokkel. Besluttede og igangsatte elektrifiserings- og lagringstiltak vil innen 2010 gi årlige reduksjoner 1,25 millioner tonn. Det er i tillegg identifisert nye energieffektiviseringstiltak på 800 000 tonn årlig fra 2013. Modning av sokkelen, overgang fra olje til gass, flytting av aktivitet nordover og lengre avstander for gasstransport virker i retning økte CO 2 -utslipp per produsert enhet frem mot 2020. CO 2 -utslippene fra petroleumsindustrien vil de nærmeste årene ligge på rundt 14 millioner tonn CO 2 årlig. I henhold til prognoser for produksjonsutvikling vil sektoren, uten ytterligere nye tiltak, ha et utslipp på dagens nivå i 2020, men videre frem mot 2030 ventes utslippene å gå kraftig ned som følge av avtagende produksjon. Næringen vil imidlertid arbeide for å videre redusere utslipp av klimagasser gjennom energieffektivisering, elektrifisering, fornybar kraft og utvikling av karbonfangst og lagring (CCS). Næringen vil dessuten på årlig basis gå gjennom og konkretisere tiltak for kommende 3-5 års periode. Hovedtyngden av identifiserte tiltak i petroleumsnæringen har relativt høy tiltakskost. Hvilke tiltak som bør gjennomføres fremover må vurderes ut fra et helhetlig perspektiv med vekt på kostnadseffektivitet. Samtidig som olje- og gassindustrien er en del av det europeiske kvotesystemet fra 2008 og kjøper kvoter for 100 prosent av sine utslipp, betaler den også CO 2 - avgift. Olje- og gassindustrien ønsker alternativt å opprette et klimafond basert på avgiftsmidlene. Øremerking av CO 2 - avgiften fra petroleumsnæringen (rundt 2 milliarder kroner årlig) kan bli en mekanisme for å realisere samfunnsøkonomisk gode tiltak også i andre sektorer.
Miljørapport 2009 27 5.4 Utslipp av NO x Det samlede norske utslippet av NO x i 2008 var ifølge SSB 179 000 tonn, en nedgang på 8 prosent fra 2007. Av dette sto oljeog gassindustrien for 28,2 prosent, noe som er på samme nivå som tidligere år. Den største kilden til NO x -utslipp fra olje- og gassvirksomheten er turbinene på innretningene offshore. Figur 17 viser utslipp av NO x fra virksomheten på norsk sokkel og fordeling av utslippene i 2008 basert på kilde. I 2008 var samlede NO x -utslipp på 50 882 tonn. Dette er en reduksjon fra 2007, da utslippet var 53 996 tonn. Totalutslippene av NO x har endret seg relativt lite de siste årene. Kildefordelingen er påvirket av at utslippsfaktoren for beregning av NO x -utslipp fra fakkel ble sterkt redusert fra 2007, samtidig som det var uvanlig store faklingsmengder fra Melkøya i 2007. Dette gir en netto reduksjon i andel fra fakkel fra 6,5 prosent 2007 til 2 prosent i 2008. 60000 50000 40000 30000 20000 10000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Motor 29 % Fakkel 2 % 0,30 0,20 0,10 0,00 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Figur 18: Spesifikt utslipp av NO x, kg/sm 3 o.e. Perspektiver på utslipp av NO x Miljøavtalen om NO x mellom 14 næringsorganisasjoner og Miljøverndepartementet trådte i kraft 1. januar 2008. Avtalen regulerer næringsorganisasjonenes forpliktelser overfor myndighetene til å redusere sine samlede NO x -utslipp. Til sammen har over 500 virksomheter sluttet seg til Miljøavtalen, inkludert alle operatørselskap med ansvar for drift på norsk sokkel. Det utgjør omkring 85 prosent av antall avgiftspliktige virksomheter i Norge. Årlig rapporterte utslipp fra disse bedriftene er 91 000 tonn, hvorav vel 41 000 tonn er utslipp fra olje- og gassproduksjon. NO x -fondet får inn ca 1,8 milliarder kroner fra de tilsluttede bedriftene til tiltak over en periode på tre år. Basert på utslippene i 2008 var fondets inntekter på over 650 millioner kroner. Det største bidraget er fra olje- og gassvirksomheten, som står for ca to tredeler av inntekten. Basert på kostnadseffektiviteten i tiltakene vil fondsmidlene i første rekke gå til tiltak på eksempelvis skip og i fiskeflåten. Tiltak i olje- og gassvirksomheten har gjennomgående en høyere tiltakskost. Turbin 69 % Figur 17: Historisk utvikling for samlet utslipp av NO x (tonn) og fordeling på kilde i 2008. Figur 18 viser utslipp av NO x per levert volum hydrokarboner for perioden 1997-2008. Det spesifikke utslippet av NO x var i 2008 på 0,21 kg/sm 3 o.e. levert. I følge miljøavtalen skal næringsorganisasjonene sørge for at de årlige NO x -utslippene reduseres med målgitte antall tonn hvert år i avtaleperioden. Resultatene fra 2008 viser at for første driftsår holdes dette med meget god margin. Hvis alle tiltak gjennomføres som forutsatt i resten av avtaleperioden, vil den samlede utslippsforpliktelsen kunne overholdes. Norge vil derved oppfylle kravet til NO x -reduksjon gitt i Gøteborgprotokollen. Den vellykkete starten viser at en fondsløsning kan være en effektiv og kostnadsriktig måte å redusere samlede nasjonale utslipp. NO x -fondet kan tjene som en god modell for etablering av et eventuelt klimafond.
28 Miljørapport 2009 5.5 Utslipp av nmvoc Figur 19 viser utslipp av nmvoc fra virksomheten på norsk sokkel og fordeling av utslippene i 2008 fordelt på kilde. I 2008 var samlet nmvoc-utslipp 50 455 tonn. Dette er en nedgang på ca 33 prosent fra 2007, da utslippet var 76 194 tonn. Siden 2001 er de samlede nmvoc-utslippene redusert med mer enn 80 prosent. De betydelige utslippsreduksjonene er oppnådd som følge av investeringer i nye anlegg for fjerning og gjenvinning av oljedamp på lagerskip og skytteltankere. Den største kilden til nmvoc-utslipp fra olje- og gassvirksomheten er fortsatt lagring og lasting av olje, med omlag 68 prosent av utslippene. Denne andelen er redusert fra 82 prosent i 2007, på grunn av tiltakene på lagerskip og skytteltankere. De resterende utslippene skyldes hovedsakelig kaldventilering og diffuse utslipp. 5.6 Utslipp av CH 4 Figur 20 viser utslipp av CH 4 fra virksomheten på norsk sokkel og fordeling av utslippene i 2008 fordelt på kilde. Den største kilden til CH 4 -utslipp fra olje- og gassvirksomheten er kaldventilering og diffuse utslipp fra flenser, ventiler og diverse prosessutstyr. Det samlede CH 4 -utslippet i 2008 var 30 923 tonn, omtrent på samme nivå som i 2007. Andelen diffuse utslipp har økt i forhold til 2007. 40000 30000 20000 10000 250000 200000 150000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 100000 50000 0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Diffuse utslipp og kaldventilering 62 % Andre kilder 16 % Diffuse utslipp og kaldventilering 18 % Andre kilder 7 % Lagring 1 % Lasting 21 % Lagring 7 % Lasting 68 % Figur 20: Historisk utvikling for samlet utslipp av CH 4 (tonn) og fordeling på kilde i 2008. Figur 19: Historisk utvikling for samlet utslipp av nmvoc ( tonn) og fordeling på kilde i 2008. Det samlede norske utslippet av nmvoc i 2008 var ifølge SSB 170 660 tonn. Olje- og gassindustrien sto for 29,6 prosent av de nasjonale utslippene. De gjennomførte tiltakene offshore har ført til at de nasjonale utslippene nå er lavere enn forpliktelsen Norge har gjennom Gøteborgprotokollen for 2010. Det samlede norske utslippet av CH 4 i 2008 var ifølge SSB 208 900 tonn. Olje- og gassindustrien sto for 14,8 prosent av de nasjonale utslippene, noe som er i samme størrelsesorden som de siste årene.
Miljørapport 2009 29 5.7 Utslipp av SO x Figur 21 viser utslipp av SO x fra virksomheten på norsk sokkel og fordeling av utslippene i 2008 basert på kilde. I 2008 var samlet SO x -utslipp 520 tonn. Dette er en vesentlig reduksjon i forhold til de siste årene hvor utslippet har vært rundt 700 tonn. Den største kilden til SO x -utslipp fra olje- og gassvirksomheten er forbrenning av diesel i motorene på flyttbare innretninger. 1200 1000 800 600 400 200 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Kjel 2 % Brønntest 2 % Fakkel 1 % Turbin 20 % Motor 75 % Figur 21: Historisk utvikling for samlet utslipp av SO x (tonn) og fordeling på kilde i 2008. Det samlede norske utslippet av SO 2 i 2008 var ifølge SSB 20 239 tonn, noe som er en svak økning fra tidligere år. Olje- og gassindustrien sto for 2,6 prosent av det samlede utslippet.
30 Miljørapport 2009 Operatørens hovedmål er å produsere minst mulig avfall samt å etablere systemer slik at mest mulig avfall gjenvinnes.