Oljeboring i Barentshavet:
Betrakninger om miljø- og ressursforvaltning

I dette notatet 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.