Oljedirektoratet
Mike Theiss
Professor Olav Hanssens vei 10
P.b. 600
4003 Stavanger

Anke av samtykke til Hydros leteboring på brønn 7216/11-1 i Barentshavet

Vi viser til brev fra dere til Norsk Hydro med ref: OD 00/12900 /MT/GSN. Hvor dere gir Norsk Hydro samtykke til leteboring på brønn 7216/11-1. Vi viser og Hydros søknad av 31.5.2000, og vår høringsuttalelse datert 10.07.2000.

 

Bellona anker med dette samtykke til leteboring på brønn 7216/11-1, og ber samtidig om at anken får oppsettende virkning.

Våre ankepunkter er:

 

• Brudd på Stortingets forutsetninger om lik risiko

 

• Mangelfulle utredninger

 

• Kort saksbehandlingstid og høringsfrist

Stortingsmelding nr. 40 «Åpning av Barentshavet Syd for letevirksomhet» kom 17. mars 1989. En betydelig del av meldingen var viet konsekvensutredningen for de miljømessige virkningene og mulig fare for forurensing ved boreaktivitet. Denne ble lagt fram av Olje- og Energidepartementet i juni 1988 og het «Åpning av Barentshavet Syd, Troms II, Troms III og sydlig del av Finnmark Vest for petroleumsvirksomhet. Konsekvensutredning«.

Statens Forurensingstilsyn, Direktoratet for Naturforvaltning og Norsk Polarinstitutt var sterkt kritiske til oljevirksomhet i Barentshavet. I sine høringsuttalelser til konsekvensutredningen skrev de: «Materialet fra grunnlagsrapportene er ubalansert og til dels feilaktig framstilt i sammenfatningsrapporten, samt at den er oppstykket og usammenhengende og mangler en samlet vurdering«. De mente videre at et hovedtrekk ved rapporten er at den demper inntrykket av at oljevirksomheten kan medføre skade for miljøet.

Det første man må undersøke er hvorvidt prosjektet er akseptabelt ut ifra grunnleggende miljøhensyn. Det vil si konsekvenser for naturressursene sjøfugl, fisk, sjøpattedyr, bunnfauna osv. Dernest hvor vidt prosjektet er velegnet for å dempe eller øke utvinningen av fossile ressurser på norsk sokkel.

Barentshavet er et av verdens viktigste sjøfuglområder. Et oljeutslipp vil kunne få dramatiske konsekvenser for en rekke arter Norge har et internasjonalt forvaltningsansvar for. Bellona ser det helt sentralt at anken får oppsettende virkning, da tiltaket er av irreversibelt art. Departementets avgjørelse av anken vil få mindre betydning dersom leteboringen allerede har funnet sted når avgjørelsen tas.

Krav om oppsettende virkning, jf. forvaltningsloven § 42
 
Bellona krever at vedtak om samtykke til Hydros leteboring på brønn 7216/11-1 ikke iverksettes før vår klage er avgjort, jf. forvaltningsloven § 42. Vi vil til støtte for kravet om at klagen gis oppsettende virkning vise til at saken gjelder et vedtak som åpner for igangsettelse av oljeboring som vil kunne medføre irreversible natur- og miljøvirkninger. Det forhold at en slik situasjon kan oppstå og dermed ikke kan gjenopprettes dersom vedtaket iverksettes før klagen er ferdigbehandlet, er et sterkt argument for å vente med iverksettelsen til klageinstansens overprøving er foretatt. Noe annet ville gjøre klageretten illusorisk.

Vi vil videre vise til at SFT allerede har avslått en av leteboringene. SFTs og samtlige miljøfaglige høringsinstansers kritiske holdning indikerer at det er muligheter for at klagen vil få medhold, og all fornuft tilsier da at klagen gis oppsettende virkning. Det ville unektelig være nokså meningsløst om oljeboring blir gjennomført før klagen eventuelt får medhold, ettersom det da nettopp vil kunne ha skjedd en verdiforspillelse av den typen man er så oppsatt på å unngå.

Vi kan heller ikke se at samfunnets eller oljeselskapenes interesse av at vedtaket gjennomføres straks er særlig sterke i denne saken. Hva de mer allmenne samfunnsinteressene angår, skal det kun nevnes at disse er sterke i favør av miljøet. Barentshavet er oppvekstområde for våre viktigste kommersielle fiskeslag og Norge har et internasjonalt forvaltningsansvar for en rekke sjøfuglbestander som for tiden er under hardt press. På grunn av områdets sårbarhet og så lenge saken er svært kontroversiell er dette i seg selv et argument for at myndighetene bør trå uhyre varsomt før man eventuelt tillater iverksettelse av en virksomhet som vil kunne skape sterke reaksjoner og dermed også være belastende for samfunnet som helhet.

For Hydros boring har selskapet selv påpekt at de har et lengre «borevindu» før de må stoppe av hensyn til de generelle boretidsbegrensningene. Selv om vi vil bestride at man har anledning til å bore på noen av de aktuelle tidspunkt medfører dette – uansett om vi får medhold eller ei – at det fra selskapenes side ikke er avgjørende å komme i gang med boringen umiddelbart. Dette er en klar indikasjon på at man ikke har noen saklige grunner til en hurtig iverksettelse av boretillatelsene. Til gjengjeld er våre interesser som klager, av at iverksettelsen av vedtaket utsettes inntil klagen er avgjort, desto sterkere.

Til sammenligning vil vi også bemerke at for eksempel vår klage på SFTs tillatelse til deler av de forberedende byggearbeidene til Naturkrafts gasskraftverk fikk oppsettende virkning. Klagen fikk altså oppsettende virkning selv om etaten mente disse kunne gjennomføres, og de rent natur- og miljømessige konsekvensene av de fysiske inngrepene, noe planering etc., må kunne sies å være beskjedne sammenlignet med hva oljeboring vil kunne medføre.
 
Samtlige relevante argumenter taler derfor klart for at klagen gis oppsettende virkning i medhold av forvaltningsloven § 42. 
 

Ankepunkt 1: Stortingets forutsetninger
 
I følge Stortingsmelding om norsk oljevern (nr. 49, 1988-89) skal risiko i forbindelse med akutte utslipp i Barentshavet ikke være høyere enn for øvrige deler av norsk sokkel. OD har definert risiko som sannsynlighet × konsekvenser. Det betyr at jo større konsekvensene blir, desto mindre må sannsynligheten være for at risikoen skal bli den samme som resten av sokkelen. Siden miljøet i Barentshavet er mye mer sårbart, og konsekvensene ved et akutt utslipp blir så mye mer alvorlig, må Hydro og myndighetene innse at det ikke lar seg gjøre å ha lik risiko i Barentshavet som i Nordsjøen med dagens teknologi. I Stortingsmeldingen står det også at «Beredskapens omfang skal stå i forhold til miljøets følsomhet» (innledningen, avsn. 3.1).

Oljevern
 
Ved all lete- og produksjonsvirksomhet i forhold til petroleumsprodukter finnes det en mulighet for at det oppstår et akutt utslipp. Det blir laget beregninger for hvor stor sannsynlighet som finnes for et slikt utslipp, noe som blir brukt til fordel for utbyggingen.

Selv i perioder med lys hele døgnet er siktforholdene begrenset p.g.a. stor sannsynlighet for tåke og tett nedbør. For eksempel er det på Bjørnøya i gjennomsnitt kun 5 klare dager i løpet av året.

Boring med dårlige lysforhold og mye nedbør ødelegger sjansene for vellykkede oljevernaksjoner. I Fylkesplan for Finnmark 1996-99, punkt 6.5.5.6 «Næringsliv basert på ikke fornybare naturressurser» heter det blant annet: «I forbindelse med eventuelle oljeutslipp er hovedspørsmålet om oljevernberedskapen i Barentshavet og utenfor Finnmarkskysten kan bli god nok på grunn av de ekstreme klimatiske faktorene (vind, bølgehøyde, strømforhold, mørketid, isforhold) og områdets sårbare økologi».

Namsrettens avgjørelse, 1994
 
I 1994 saksøkte Bellona Statoil i forbindelse med deres leteboring med Ross Rigg på blokk 7128/4-1. Ross Rigg heter i dag Transocean Artic, og er den samme som Hydro skal bruke.

I Namsrettens kjennelse sier de: «Namsretten finner det ikke tvilsomt at effektiviteten av oljevernberedskapen er redusert i Barentshavet p.g.a. de spesielle klimatiske forhold vinterstid.». Med bakgrunn i Stortingsmelding nr. 40, og ODs definisjon av Risiko (se kap. ovenfor), AKUP-utredningene i forkant av åpningen av Barentshavet Sør og kommentarene fra Namsretten, kan Bellona ikke se at Stortingets forutsetninger ved åpningen av Barentshavet Sør for letevirksomhet er oppfylt.

I Namsrettens kjennelse skriver de også: «Namsretten må dermed gi Bellona sin tilslutning til at Stortingets uttalelser ikke bare er av politisk, men også av rettslig relevans ved vurdering av gyldigheten av utslippstillatelsen og samtykket til leteboringen.» Dette betyr at forvaltningen må vise at Stortingets forutsetninger er oppfylt. Med dette mener Bellona at det må vises at oljevernet er mer effektiv i Barentshavet for å kompensere den økte risikoen.

I uttalelse fra SFT, 19.07.00 heter det: «På beredskapssektoren har det skjedd lite utviklingsmessig som har bedret effektiviteten av det mekaniske oljevernutstyret etter at Barentshavet Syd ble åpnet»

Opptaksmulighet
 
Det første oljevernsystemet som settes ut ved et utslipp er et standard NOFO-system som består av 400 m lense, en transrecskimmer, i dette tilfellet også en hi-wax skimmer, og slepefartøy. Dette er beregnet til å kunne ta opp 2400 m3/d under ideelle forhold. Er oljen likere Nornetypen brukes en Hi-Wax skimmer og da synker mengden som kan tas opp til 1900 m3/d. Hvis det er optimale værforhold vil man i forhold til utblåsningsratene for alle brønnene da kunne ta opp 25 prosent av utslippet eller mer.

Effektivitetsberegninger
 
I tabell 2 (beredskapsanalysen s. 11) er det satt opp en tabell som skal vise hvor effektiv oljevernberedskapen er. Effektivitet defineres som en prosentvis reduksjon av oljemengden på overflaten i forhold til hva tilfellet ville vært dersom bekjempelsen ikke var foretatt. Man regner med at om sommeren er effektiviteten 69 prosent, om vinteren 34 prosent, og 51 prosent på våren og høsten. Dette er svært høye anslag i forhold til at man ikke kan regne med å få opp mer 50 prosent av oljen under optimale forhold. Det er villedende å bruke gjennomsnittstall for effekten av oljevernutstyret, fordi vi kan risikere at oljevernberedskapen overhodet ikke fungerer dersom det er dårlig vær.

Tidsbruk ved beredskapsaksjoner
 
I Tabell 1 (beredskapsanalysen s.4) er det listet opp hvor lang tid det tar for oljeselskapene å få oljevernutstyret på plass ved et akuttutslipp. Bellona reagerer på timeantallet som er oppgitt for hvor lang tid det tar før oljevernutstyret er i beredskap. Tallene som brukes er hentet fra grensene som er oppgitt veiledning til forskrift i Petroleumsloven. Andre steder i beredskapsanalysen kommer det fram at man planlegger å ha et system ved riggen. Sannsynligvis tar det mindre enn 24 timer, som oppgitt i tabellen, før systemet som er ved riggen er i funksjon.

Ut fra tabellen kan man få inntrykk av at selskapene ikke har gjort en reell vurdering av hvor lang tid det tar før beredskapen er på plass, men at man bare har skrevet av veiledningen. Vi vet altså ikke om alle tidsanslagene er mulig å nå i praksis. Det må lages en tabell som bygger på reelle vurderinger av tidsbruk ved boringene.

Konklusjon om samtykket er i tråd med Stortingets forutsetninger
 
I følge Stortingsmelding om norsk oljevern (nr. 49, 1988-89) skal risiko i forbindelse med akutte utslipp i Barentshavet ikke være høyere enn for øvrige deler av norsk sokkel. OD har definert risiko som sannsynlighet × konsekvenser. Vår gjennomgang av oljevernet, samt kommentarer fra Namsretten i Stavanger viser at Stortingets forutsetninger da Barentshavet ble åpnet for letevirksomhet ikke er oppfylt. Det er ikke vist at oljevernet er så effektivt at det oppveier de konsekvenser som kan komme av et akutt oljeutslipp.

Ankepunkt 2: Mangelfulle utredninger
 
Om mangelfulle utredninger i forbindelse med Beredskapsplanen viser vi til ankepunkt 1, og konklusjonen vedrørende mangelfulle utredninger.

Når man åpner et område for leteboring er det fordi man ønsker å finne drivverdige forekomster av olje og gass. Gjøres det et slikt funn, vil det bli et enormt press for å få startet produksjon. I letefasen er det mulig å legge tidsbegrensninger på aktiviteten. Hvis det blir produksjon i området vil det ikke bli mulig å opprettholde slike tidsrestriksjoner. Dette er det tekniske, sikkerhetsmessige og ikke minst økonomiske årsaker til. Slike begrensninger finnes også for Barentshavet.

Når det legges hundrevis av millioner kroner inn i letingen, er det en selvfølge at målet er å gjøre funn slik at det kan startes utvinning. Både oljeselskapene og staten forventer å få avkastning på kapitalen som puttes inn.

Det er ingen tvil om at miljøkonsekvensene ved drift er langt større enn ved leteboring. De kontinuerlige utslippene er mye større og strekker seg over flere ti-år. Risikoen for små og store akuttutslipp av olje er større, og i tillegg kommer en betydelig transportvirksomhet.

Konsekvensutredningene som lages i forkant av eventuell åpning tar kun for seg konsekvensene ved letevirksomheten. Det heter seg fra statens side at dersom det blir snakk om oljeutvinning, skal det lages nye konsekvensanalyser før feltet vedtas utbygd. Den andre runden i konsekvensutredningene har i realiteten ingen verdi. Man investerer ikke masse penger i et prosjekt, for så seinere å vurdere på nytt om man skal ta ut avkastningen på pengene. Vurderingen av hvorvidt produksjon er ønskelig eller ikke, må man gjøre før man begynner å bruke penger på leteboringer. Finner man et drivverdig oljefunn, er det vanskelig for Stortinget å si nei til utbygging.

Miljørisikoanalysen
 
Slik Bellona ser det har et selskap to muligheter /utgangspunkt for å lage en miljørisikoanalyse:

 

1. De kan ta utgangspunkt i de faktiske fysiske forhold med hensyn på sårbarhet og oljevernets effektivitet, og måle dette opp mot akseptkriteriene

2. De kan ta utgangspunkt i akseptkriteriene og ønske seg en hypotetisk oljevernberedskap.

Det er klart hvilket utgangspunkt Hydro og NoBaLes har brukt. De har en boring som de skal utføre, og har så laget en hypotetisk oljevernberedskap slik at boringen tilfredstiller akseptkriteriene. Hydro har ikke mulighet til å klare effektivitetskravet de har satt seg.

Sjøfugl
 
Hydro har valgt artene: lunde, polarlomvi, ærfugl, praktærfugl og storskarv som VØK.

Konsekvensanalyse olje/sjøfugl ved petroleumsvirksomhet i Barentshavet sør for 74o73’N, kom fra Direktoratet for Naturforvaltning i august 1988. Rapporten var den første konsekvensanalyse olje/sjøfugl for norske sokkelområder som i hovedsak var basert på data innsamlet spesielt for en slik utredning. Rapporten står helt sentralt i de fleste senere arbeider omhandlende sjøfugl i Barentshavet. Følgende hovedkonklusjon fremheves spesielt: «Uansett hvilke delområde eller sesong den planlagte virksomheten blir lagt til så vil svært mange bestander av internasjonal verneverdi stå i fare for å bli meget hardt rammet ved oljesøl. Bestander med pelagisk tilknytning står her i fremste rekke. Flere av disse bestandene er allerede sterkt belastet av andre årsaker, og er i alvorlig tilbakegang. Særlig kritisk er situasjonen for lomvi. Bestander av denne arten kan bli ytterligere desimert som følge av enhver situasjon med omfattende oljesøl«.

Svært små, men lagt hyppigere enn akutte oljesøl kan også forekomme. Slike utslipp, som ofte unngår registrering, representerer imidlertid en kronisk oljeforurensning til havs. Dette kan være en like stor belastning for sjøfuglbestandene som de større, men sjeldnere oljesøl (bl.a. Lane 1985)

Beskrivelsen av sjøfugl i influensområdet er basert på tilgjengelig informasjon. Det er blitt fremhevet, bl.a. av Strand-93 «konsekvensanalyse olje/sjøfugl, åpning av midtnorsk sokkel», at datagrunnlaget for fugl i åpent hav er mangelfullt. Dette gjelder også for det aktuelle området som lå inne i utredningsområdet for midtnorsk sokkel. Strand fremhever at det er spesielt for ande-, måke- og noen bestander av alkefugl at datagrunnlaget er dårlig.

Akseptkriterier og MIRA-metoden
 
I miljørisikoanalysen skriver de, side 8: «Akseptkriteriene skal være oppfylt for alle VØK og innen alle miljøskadeklassene for at risikoen skal være akseptabel, men i prinsippet er ikke kriteriene å betrakte som absolutte grenser. Dette gjelder også dersom analysen viser at miljørisikoen er godt under akseptkriteriene.».

NoBaLes har brukt MIRA-metoden for å lage miljørettet risikoanalyse. Denne metoden er utarbeidet av Det Norske Veritas (1996). Metoden som brukes i miljørisikoanalysen (MIRA) har en så forenklet beskrivelse av miljøet at den kan gi villedende informasjon.

I motsetning til de fleste andre metoder som det er naturlig å sammenligne med, går MIRA et langt skritt lenger i forsøket på å kvantifisere skadene med absoluttverdier for ressurstap og restitusjonstid, samtidig som dette kobles opp mot sannsynlighetsfordelinger av ulike utslipp pr tidsenhet. Bakgrunnen for de biologiske kvantifiseringene (ressurstap og restitusjonstid) i forhold til utslippsmengde bygger i betydelig grad på teoretiske modellstudier der en har vært (og fremdeles er) nødt til å velge inngangsverdier for en rekke avgjørende faktorer uten at det finnes støtte i et tilfredsstillende erfaringsbasert kunnskapsgrunnlag.

Positive effekter av en bestandsreduksjon må tre i kraft for at restitusjon i det hele tatt skal kunne skje. Dette kan bare skje dersom forholdene ellers ligger til rette for det, og restitusjon av skade er ikke sannsynlig i bestander som allerede er hardt presset som følge av andre negative miljøforhold. Dersom positive tetthetsavhengige effekter ikke kan forventes i en populasjon, f.eks. fordi den er kraftig redusert som følge av en annen miljøfaktor, vil restitusjon av skade være umulig. Dette kan godt være tilfelle i dag for en rekke av de sjøfuglpopulasjonene (f.eks lomvi og lunde) som hekker i norske farvann, og som finnes i risikoområdet for leteboringene.

Mangelen på erfaring er alvorlig når kvantifiseringen blir så gjennomført som MIRA legger opp til. Den meget betydelige variasjon som må forventes (men bare delvis er dokumentert) på svært mange nivå i modellgrunnlaget blir akkumulert både i de enkelte modellkjøringene og i den videre risikoanalyse.

Det faglige fundamentet for verdiene for fastsettelse av restitusjonstid i metoden er ikke gitt, tiltross for at verdiene vil være helt avgjørende for utfallet av risikoanalysen. Sårbarhetsinndelingen som er benyttet (Anker-Nilssen 1994), ble utarbeidet til prioritering i akutte oljevernsituasjoner. Den er kun ment som et rangeringsverktøy og ikke som et skaleringsverktøy. Den kan ikke benyttes i utledningen av en kvantitativ sammenheng mellom dødelighet og oljemengde slik MIRA bruker den.

Tabellverdiene for restitusjonstid i MIRA baserer seg på så mange forutsetninger og forenklinger, at muligheten for alvorlige feil er overhengende.

Metoden er ikke verifisert, og verdiene er ikke pålitelige. De resultatene som NoBaLes har kommet fram til i miljørisikoanalysen gir kun en antakelse av mulige konsekvenser, og ikke noen absolutte tall. Dette må SFT ta hensyn til.

Bruken av akseptkriterier krever gode statistiske grunnlag for vurdering av sannsynlighet for utslipp, og sannsynlig skade på VØK-arter. Dette vurderingsgrunnlaget eksisterer ikke.

Konklusjon vedrørende mangelfulle utredninger
 
Effektivitet defineres som en prosentvis reduksjon av oljemengden på overflaten i forhold til hva tilfellet ville vært dersom bekjempelsen ikke var foretatt. Man regner med at om sommeren er effektiviteten 69 prosent, om vinteren 34 prosent, og 51 prosent på våren og høsten. Dette er svært høye anslag i forhold til at man ikke kan regne med å få opp mer 50 prosent av oljen under optimale forhold. Det er villedende å bruke gjennomsnittstall for effekten av oljevernutstyret, fordi vi kan risikere at oljevernberedskapen overhodet ikke fungerer dersom det er dårlig vær. SFT skriver i sin høringsuttalelse at selskapene har vurdert beredskapen for optimistisk. Resultatet av en slik bemerkning kan kun føre til at beredskapsplanen sendes i retur, og at det lages en ny som baserer seg på realistiske prognoser.

NHydro har brukt MIRA-metoden for å lage miljørettet risikoanalyse. Denne metoden er utarbeidet av Det Norske Veritas (1996). Metoden som brukes i miljørisikoanalysen (MIRA) har en så forenklet beskrivelse av miljøet at den kan gi villedende informasjon. Sett I forhold til områdets sårbarhet, faginstansenes kommentarer ved åpning av Barentshavet, og usikkerheten i tallmaterialet, finner Bellona det uansvarlig å komme til en konklusjon at dette er miljømessig forsvarlig.

Ankepunkt 3: Kort saksbehandlingstid og høringsfrist
 
Bellona fikk 4 ukers høringsfrist, og vi har fått opplyst at andre organisasjoner har fått betydelig kortere tid. SFT fikk 12 dager til å behandle høringsuttalelsene, og samtykket ble gitt to dager etter SFTs frist for uttalelse. Med tanke på alvoret i denne saken, og områdets sårbarhet, finner Bellona det uansvarlig å ha en så kort saksbehandlingstid. Denne saken burde ha en høringsfrist på minst 8 uker. I tillegg burde SFT hatt minst 3 uker på å gå igjennom uttalelsene, da flere av disse var omfattende og tok opp mange viktige momenter. Sett i forhold til at store deler av saksbehandlingen I denne saken ble utført I et tidspunkt hvor mange har ferie, burde det vært gitt ekstra tid for grundige vurderinger. Nå har flere av høringsinstansene, og SFT, ikke fått tid til å gi en grundig vurdering av de momenter som saken inneholder.

Konklusjon
 
Med tanke på alvoret i denne saken, og områdets sårbarhet, finner Bellona det uansvarlig å ha en så kort saksbehandlingstid. Denne saken burde ha minst en høringsfrist på 8 uker. I tillegg burde SFT hatt minst 3 uker på å gå igjennom uttalelsene, da flere av disse var omfattende og tok opp mange viktige momenter.

SFT skriver i sin høringsuttalelse at selskapene har vurdert beredskapen for optimistisk. Resultatet av en slik bemerkning kan kun føre til at beredskapsplanen sendes i retur, og at det lages en ny som baserer seg på realistiske prognoser. Oljevernberedskapen er ikke god nok til å kunne tilfredsstille Stortingets forutsetninger da Barentshavet ble åpnet.

Vår gjennomgang av oljevernet, samt kommentarer fra Namsretten i Stavanger viser at Stortingets forutsetninger da Barentshavet ble åpnet for letevirksomhet ikke er oppfylt. Det er ikke vist at oljevernet er så effektivt at det oppveier de konsekvenser som kan komme av et akutt oljeutslipp.

Uansett hvilke områder av Barentshavet eller sesong den planlagte virksomheten blir lagt til, så vil svært mange sjøfuglbestander av internasjonal verneverdi stå i fare for å bli meget hardt rammet ved oljesøl. Bestander med pelagisk tilknytning står her i fremste rekke.

Barentshavet er på mange måter Europas siste villmark og har en rekke kvaliteter som gjør at det er her man sist ønsker petroleumsaktivitet. På grunn av at området ligger langt fra eksisterende produksjonsprovinser og har en høy økonomisk risikofaktor, har man imidlertid etablert særskilte ordninger og spesielt gunstige vilkår for petroleumsaktiviteten.

Å gi spesielt gunstige økonomiske vilkår for petroleumsvirksomhet i det mest sårbare området, fremfor å utnytte eksisterende ressurser bedre, kan ikke sies å være forsvarlig ressurspolitikk. Gjennomgangen i Vedlegg 1 viser at et eventuelt ønske om å øke utnyttelsen av fossile ressurser fra norsk sokkel vil bli tilfredsstilt på en bedre, mer ressursoptimal og miljøvennlig måte ved alle alternativer fremfor produksjon i Barentshavet.

Bellona ber derfor Kommunal- og Regionaldepartementet om å omgjøre samtykket til leteboring på brønn 7216/11-1.

Bellona krever at vedtak om samtykke til Hydros leteboring på brønn 7216/11-1 ikke iverksettes før vår klage er avgjort, jf. forvaltningsloven § 42. Vi vil til støtte for kravet om at klagen gis oppsettende virkning vise til at saken gjelder et vedtak som åpner for igangsettelse av oljeboring som vil kunne medføre irreversible natur- og miljøvirkninger.

 

Med vennlig hilsen

Cato Buch

 

Kopi til:
 
Kommunal- og regionaldepartementet

Statsråd Sylvia Brustad

SFT

Direktoratet for naturforvaltning

Havforskningsinstituttet

Vedlegg:
 
Miljø- og ressursforvaltningsmessige betraktninger av petroleumsvirksomhet i Barentshavet

 

---

Vedlegg 1:

 

Miljø- og ressursforvaltningsmessige betraktninger av petroleumsvirksomhet i Barentshavet

 
I dette kapittelet vil det bli vurdert hvor vidt Barentshavprosjektet er velegnet ut ifra to motsatte forutsetninger: Et ønske om å redusere utvinningstakten versus et ønske om å øke utvinningen av fossile ressurser på norsk sokkel. Det vurderes ikke hvor vidt det ene hensynet er bedre enn det andre, men hvor vidt Barentshavprosjektet er velegnet til å tilfredsstille ønsket ut ifra en helhetlig miljø- og ressursforvaltning.

Barentshavet sett i lys av et ønske om å redusere utnyttelsen av fossile ressurser
 
Det finnes en rekke virkemidler for å redusere utvinningstakten. De mest aktuelle vil være:

 

• Å ikke åpne områder for petroleumsvirksomhet

 

• Å stenge områder for petroleumsvirksomhet

 

• Å ikke gi utvinningstillatelser

 

• Å trekke tilbake utvinningstillatelser

 

• Å begrense aktivitet i tid og rom

 

• Å ikke tillate utbygginger

 

• Å forskyve invisteringer utover i tid

 

• Å innføre produksjonsbegrensninger

Å ikke åpne områder ble blant annet gjort ved vurderingen av en del nye områder på Midt-Norsk sokkel og i Skagerrak.

I 1995 trakk USAs president Bill Clinton tilbake letelisenser i sårbare områder – utenfor Alaska, North Carolina og Florida- og det ble utbetalt 1, 4 milliarder i erstatning for dette, samt varslet at han vil legge ned veto mot budsjettforslag som innebar letelisenser langs kysten til Arctic National Wildlife Refuge.

Tidsbegrensninger i tid og rom er som tidligere nevnt etablert for enkelte sårbare områder.

Utsettelse av nye felt har nylig blitt gjennomført for å dempe investeringene i norsk økonomi. Selskapene hadde heller ikke sterke motforestillinger mot dette på grunn av at det høye tempoet og presset i sektoren fordyrer prosjektene.

Norge har gjennomført produksjonsbegrensninger. Ut ifra et ønsket om å redusere utvinningstakten må dette sies å være på høy tid. Produksjonsøkningen i Norge i perioden 1990 til 1994 tilsvarte for eksempel 35 prosent av den totale produksjonsveksten utenfor OPEC, mens veksten i Storbritannia var nesten like stor. Totalt var veksten i Nordsjøen bare 15 prosent lavere enn den totale veksten i hele OPEC. På denne måten undergraver Norge internasjonalt samarbeid for å begrense oljetilførselen, og mener implisitt at alle i OPEC som eksporterer mindre olje enn Norge – alle unntatt Saudi-Arabia – egentlig tar feil når de prøver å begrense tilbudet i verden.

Denne gjennomgangen har vist at å ikke tillate letevirksomhet i Barentshavet vil være et velegnet virkemiddel for å redusere utvinningstakten.

Barentshavet sett i lys av et ønske om å øke utnyttelsen av fossile ressurser
 
Ut ifra et ønsket om å øke utnyttelsen av fossile ressurser på norsk kontinentalsokkel bør ny tilgang ut ifra en miljø- og ressursbetraktning lokaliseres gjennom (prioritert rekkefølge):

 

• Økt ressurseffektivitet i eksisterende produksjon og transport

 

• Økt utnyttelsesgrad av reservene i felt i produksjon

 

• Prosjekter i tilknytning til eksisterende innretninger

 

• Prosjekter i utbygde områder

 

• Prosjekter i ikke åpnede områder

 

• Prosjekter i sårbare områder

 

• Prosjekter i spesielt sårbare områder

Betydelig menger gass blir i dag brent i gassturbiner offshore med meget lav effektivitet og bidrar til en vesentlig andel av de norske CO2-utslippene. I 1996 var forbruket mer enn 10 TWh og forventes å stige til 14 TWh i år 2002/03.

Petroleumsvirksomhetens bidrag til de norske CO2-utslippene har økt fra 14% i 1990 til omlag 23% i 1997. I 2002 vil utslippene fra petroleumsvirksomheten være dobbelt så høye som i 1990. Det finnes en rekke tiltak for å bedre ressursutnyttelsen og redusere utslippene.

Forurensning er ressurser på avveie. Å frigjøre disse ressursene bør derfor ha førsteprioritet fremfor å øke produksjonskapasiteten med nye utbygginger.

I 1997 ble 22,6 milliarder Sm3 gass injisert på norsk sokkel, det tilsvarer hele 53,42% av den samlede mengden gass som ble eksportert. Volumet forventes å øke til 30 – 35 milliarder Sm3 I 2002.

Årsaken er primært at gass blir injisert som trykkstøtte for å produsere olje, men felt injiserte også på grunn av manglende transportløsning for gassen- enten fysisk i form av manglende rør eller på grunn av at man ikke fikk allokert et ønsket volum.

Isteden for å injisere gass for produksjon av olje er det mulig å produsere hydrogen og CO2, hvor CO2 deretter benyttes som «drivgass» i reservoaret. Hydrogenet kan deretter anvendes til en rekke andre energiformål.

I varme perioder av året er den norske gasseksporten vesentlig lavere enn på vinteren, slik at det er ledig kapasitet, og det finnes en rekke felt som kan levere betydelig mer gass enn de produserer – dette vil være tilfelle selv om den norske eksporten øker vesentlig.

I sum betyr at det finnes en rekke kilder til gass som bør utnyttes fremfor å iverksette nye utbygginger. Tiltak rettet mot oljeformål vil også kunne øke denne produksjonen betydelig.

Hvis man likevel ønsker å iverksette nye utbygginger bør disse lokaliseres i den rekkefølge som vist tidligere. For å utnytte eksisterende ressurser best mulig bør ny produksjon lokaliseres i tilknytning til – eller nærhet av – eksisterende infrastruktur. Disse befinner seg naturlig nok også i regioner med noe industriell aktivitet, i motsetning til mer «uberørte» områder.

Barentshavet er på mange måter Europas siste villmark og har en rekke kvaliteter som gjør at det er her man sist ønsker petroleumsaktivitet. På grunn av at området ligger langt fra eksisterende produksjonsprovinser og har en høy økonomisk risikofaktor, har man imidlertid etablert særskilte ordninger og spesielt gunstige vilkår for petroleumsaktiviteten.

Å gi spesielt gunstige økonomiske vilkår for petroleumsvirksomhet i det mest sårbare området, fremfor å utnytte eksisterende ressurser bedre, kan ikke sies å være forsvarlig ressurspolitikk. Denne gjennomgangen har vist at et eventuelt ønske om å øke utnyttelsen av fossile ressurser fra norsk sokkel vil bli tilfredsstilt på en bedre, mer ressursoptimal og miljøvennlig måte ved alle alternativer fremfor produksjon i Barentshavet.

Null-utslipp
 
For nye felt med selvstendige utbyggingsløsninger har myndighetene besluttet at det ikke skal tillates miljøfarlige utslipp til sjø. Esbjergkonferansen konkluderte med at miljøgiftutslippene til Nordsjøen skal stanses i løpet av en generasjon (25 år). I løpet av året vil det være ferdigforhandlet en avtale mellom myndighetene og industrien om å redusere utslippene av VOC, og avtalen vil etterhvert erstattes med krav hjemlet i forurensningsloven. For brønntesting er kravene til varighet av testene skjerpet. Selv om faklingen på norsk sokkel er beskjeden sammenlignet med for eksempel britisk sektor, mente likevel et flertall på Stortinget i forbindelse med oppfølgingen av Kyoto-avtalen at den ytterlige kunne begrenses.

Utviklingstrenden går altså mot stadig strengere krav hvor 0-utslipp blir det endelige resultat. Det ser vi også på utviklingen av miljøstrategier:

Fortynningsstrategi Þ Rensestrategi Þ Gjenvinningsstrategi Þ 0-utslippsstrategi

På sokkelen vil dette være spesielt aktuelt med tanke på konklusjonene fra et prosjekt i MILFOR-programmet som så på et framtidstilpasset virkemiddelsystem for olje- og gassvirksomheten. I rapporten fra mai i år heter det at:

«Miljøbelastningen fra norsk olje- og gassvirksomhet øker. Den totale produksjonsmengden og medførende utslipp øker ved at nye felt settes i produksjon, eksisterende felt blir eldre og volumet av produsert vann og behandlingskjemikalier øker, avfallsproblemene etter borevirksomheten er fremdeles et økende problem, og behovet for disponering av innretninger hvor produksjonen avsluttes øker». I forhold til miljømålsetningene på sokkelen het det generelt at: «Radikale tiltak må settes inn i forhold til de som hittil er tatt i bruk for å nå målene».

Det er åpenbart at bransjen må skjerpe seg dramatisk på miljøsiden for å møte konkurransen fra såkalte nye fornybare energikilder og energiteknologier. Så lenge olje og gass har en svært høy miljøkostnad sammenlignet med fornybar energi vil rammevilkårene i økende grad straffe disse. Samtidig opplever vi nå at fornybar energi har en tilsvarende reduksjon i produksjonskostnadene som gjorde at oljen fra midten av 1950-tallet overtok som ledende energibærer. Et spesielt interessant eksempel fra Ford viser skalaeffektene for produksjon av hydrogenanlegg, hvor desentraliserte hydrogenleveranser til brenselcellebiler er konkurransedyktig med bensin. Generelt har det vist seg at dersom det er et behov vil muligheten for markedsgjennombrudd være meget høy for ny teknologi selv om enkelte krever betydelig infrastruktur.

Dette er faktorer olje- og gassvirksomheten er nødt til å forholde seg til. Av og til får undertegnede høre at vi nok kan ha rett i det langsiktige perspektivet, men at man må fokusere på det kortsiktige. Slike utsagn må være foruroligende også for bransjen selv, da den i sitt vesen er langsiktig. Selv om man på norsk sokkel samlet har brukt rundt 1045 mrd. kr. fra 1970 til 1995, er anslaget for de neste 25 årene 1400 mrd. kr. Det er helt sikkert at det i dag ikke vil være særlig smart å sette pengene inn i energi- og miljømessige «veteranbiler». For øvrig må og kan de kortsiktige problemene løses i et langsiktig perspektiv.

Legger man til grunn energiselskapenes eksistensgrunnlag, hvordan forurensning kan betraktes, framtidige krav til virksomheten og konkurransesituasjonen, må man nødvendigvis konkludere med følgende:

En miljøeffektiv energibruk er framtidens energimål og rammevilkårene vil være rettet inn mot at man bruker ren energi av riktig kvalitet så effektivt som mulig. Disse prinsippene har gyldighet uavhengig av for eksempel kraftbalansen til enhver tid. Desto mer selskapenes ulike virksomheter bidrar til miljøeffektiv energibruk, jo større er sjansen for suksess og sikkerhet for investeringene.

For selskap som vil operere på sokkelen vil kunsten være å finne lønnsomme teknologiske løsninger på forurensningsproblemene, det er ingen kunst å ikke få det til. Det er ikke sikkert alle vil lykkes.

Det bør etableres et system for «Environmental Performance Evaluation» for alle beslutninger vedrørende sokkelaktiviteten. For eksempel i forbindelse med gassallokering og sammensetning av feltporteføljer. På denne måten vil ikke bare den tradisjonelle nåverdien av ulike beslutninger synes, men også miljøvirkningene. I et slikt system vil utslippseffektivitet kunne kalkuleres og premieres.

I dag opererer man på sokkelen med et «Perform or Pay»-prinsipp for CO2. Noen snakker varmt om å erstatte dette med et «Pay others to Perform»-system. Men for bransjen vil realiteten være «Perform or Die». «Energy and environmental performance» er virksomhetens eksistensgrunnlag – penger til ulike gode formål vil myndighetene uansett klare å hente ut av energibransjen.