Miljørisko og oljevern ved leteboring i Barentshavet, høringsuttalelse fra Bellona

a5761297642ce0532b1c24f84be1ae96.gif

 

SFT
Ann Mari Vik
PB 125
3191 Horten

13/07-2000

Høringsuttalelse fra Bellona
Miljørisiko- og Beredskapsanalyse for planlagt leteboring i Barentshavet Sør

Vi viser til brev fra dere datert 30.05.2000, ref: 2000/1203-1, med forespørsel om kommentarer til: Miljørisiko- og Beredskapsanalyse for planlagt leteboring i Barentshavet Sør 2000-2001, med høringsfrist satt til 1.07.2000. Vi viser også til møte med dere den 30.06.2000, hvor vi fikk ny frist til 10.07.2000. Vedlagt følger våre kommentarer.

 

Norsk Hydro, Statoil og Norsk Agip (heretter kalt NoBaLes) har sammen søkt om tillatelse til leteboring på brønnene: 7216/11-1 (Norsk Hydro, PL 221), 7122/7-1 (Norsk Agip, PL 229), 7019/1-1 (Norsk Agip, PL 201), 7228/7-1S (Statoil, PL 202). Boringene vil pågå fra august 2000 til april 2001, og vil bli utført med riggen Transocean Artic.

1. Innledning
 
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.

2. De enkelte leteboringene
 
PL 201 – Brønn 7122
 
Denne boringen er svært kystnær. Korteste ankomstid for olje til kysten er under tre døgn. Dersom en oljeulykke skjer og værforhold gjør at oljevernutstyret ikke fungerer kan vi regne med at 63 prosent av oljen når land (beredskapsanalysen s.14).

PL 229 – Brønn 7019 
 
Ingen av de oljeproduserende plattformene på norsk sokkel ligger nærmere land enn brønn 7019. I følge tabell s.14 i Beredskapsanalysen vil oljen allerede etter et og et halvt døgn etter en eventuell utblåsning ha nådd land. På side 4 går det fram at oljevernberedskapen for kysten ikke vil være klar før etter et og et halvt døgn, altså ikke før etter at oljen har nådd land. Dette er helt.

Boringen skal gjennomføres i oktober-november. I løpet av november forsvinner solen helt. I desember og store deler av januar er det overhodet ikke sollys i områdene der det bores. I perioder med mørke halveres opptakskapasiteten til oljevernutstyret. Likevel regner selskapene med en opptaksprosent på 41 prosent.

Denne boringen bryter med selskapenes egne akseptkriterier. Man regner med at oljevernutstyret er så bra at kriteriene likevel overholdes. Det er umulig å forutse oljevernberedskapens effektivitet, fordi dette avhenger av værforhold. Det eneste vi vet helt sikkert om dette er at det er vanskelig å fange opp mer enn halvparten av oljen uansett hvilke værforhold det er på stedet. Selskapene har sett bort fra at det er mørketid og ofte dårlig vær når de har regnet ut oljevernutstyrets kapasitet. I konklusjonen blir oljvernberedskapen sett på som en garanti for redusert skade på naturmiljøet. Dette er en feilaktig og svært kritikkverdig måte å forholde seg til oljevernberedskapen på.

Akseptkriteriene for denne boringen er brutt. Det er ikke holbart å regne at oljevernutstyret fungerer for å få det til å se ut som om de er overholdt. Denne boringen er helt klar uansvarlig. Dette kommer klart fram av miljørisikoanalysen og beredskapsanalysen.

PL 202 – Brønn 7228 
 
I den perioden denne boringen skjer er det fare for at det opptrer isfjell i området. Isfjellenes posisjon er vanskelig å varsle på forhånd og riggen vil ikke tåle et sammenstøt. Problematikken rundt isfjell er ikke engang omtalt i beredskapsanalysen.

Et utslipp fra denne boringen vil kunne nå iskanten. Hvordan dette skal håndteres er også unnlatt kommentert i miljørisikoanalysen. Dette er en svært alvorlig mangel fordi det er svært vanskelig å fange opp olje i is, det kreves spesielt utstyr å gjøre forsøk på å få opp oljen og frakttiden for utstyret er lang.

Når boringen på 202 starter er det svært få timer lyst i døgnet. Dette forverrer mulighetene for å varsle isfjell, drive beredskap i is, og effektiviteten av oljevernet i åpent hav. Kombinasjonen av isfjellfare, fare for olje i iskanten og mørke gjør denne boringen svært riskofylt. Det er uforsvarlig å bore etter olje når beredskapsmulighetene er så dårligere.

3. Miljørisikoanalysen
 
3.1 Sjøfugl
 
NoBaLes 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.

I forbindelse med åpningen av området ble det laget en AKUP-utredning (Anker-Nilsen et. al. 1988). Denne rapporten anbefaler bl.a. en borefri periode fra 1.11 – 31/3 i områder med drivtid kortere enn to døgn til de viktigste overvintringsbestandene på fastlandskysten. I følge oljedriftsberegningene vedlagt søknaden ligger spesielt Norsk Agips ene boring godt innenfor denne grensen.

3.2 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.

Blant boringene vil Norsk Agip, på lisens 201, bryte sine egne akseptkriterier. Ved å trekke inn oljevernberedskapen kommer de under kriteriene. Etter Bellonas oppfatning av meningen med akseptkriterier, finner vi det beklagelig at slike metoder brukes for å dempe beskrivelsen av konsekvenser denne boringen kan medføre. Skal det brukes akseptkriterier må man holde seg til de metoder som er valgt (OLF 1999). Dersom en boring kommer over akseptkriteriene, viser dette at konsekvensene er for store til at boringen kan gjennomføres.

4. Beredskapsanalysen
 
4.1 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. Det at det alltid finnes en mulighet blir som oftest bortforklart.

Generelt er kombinasjoner av mørketid, tåke, kulde, is og faren for ising faktorer som gjør Barentshavet til et høyrisikoområde. 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 om vinteren 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».

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 NoBaLes 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).

4.2 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 NoBaLes 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.

Bellona vil peke på tre forhold i forbindelse med NoBaLes boringer:

– Sannsynligheten for en utblåsning vil neppe være høyere enn for en leteboring på andre deler av sokkelen.
 
– Området det nå skal bores i er særlig sårbart. Dette erkjenner både NoBaLes og myndighetene.
 
– Kombinasjoner av mørketid, tåke, kulde og faren for ising vinterstid reduserer mulighetene for en effektiv oljevernberedskap drastisk.
 
Fordi området er særlig sårbart og fordi det i Barentshavet vinterstid vil være vesentlig mindre dagslys, som sterkt reduserer oljeoppsamlingsmulighetene, er derfor risikoen ved denne boringen høyere enn for øvrige deler av norsk sokkel. Dette er et brudd på Stortingets forutsetninger.

Bellona ønsker å underbygge dette med to eksempler:

Eksempel 1. Conocos boring i 1991

Fra 11. august til 8. november 1991 foretok Conoco en leteboring på blokk 7128. Conoco søkte Statens Forurensningstilsyn (SFT) om utslippstillatelse på vegne av rettighetshaverne. Statoil hadde 50% eierandel i denne lisensen.

Både Conoco på vegne av rettighetshaverne (Statoil 50%), SFT og Miljøverndepartementet poengterte at valget av boretidspunkt var satt som et kompromiss mellom områdets biologiske ressurser og hensynet til mørketiden.

SFT skriver «Tidspunktet for borestart er satt som ett kompromiss mellom den perioden de biologiske ressursene (egg, larver, yngel og fugl) var mest sårbare, og mørkeperioden som vil føre til spesielt vanskelige forhold for en eventuell oljevernaksjon«.

Miljøverndepartementet skriver «Oppstartingstidspunktet for boringen er satt som et kompromiss mellom områdets biologiske ressurser og hensynet til mørketiden».

På grunn av områdets sårbarhet ble det stilt spesielle krav til oljevernberedskapen. Fire oljevernsystemer skulle mobiliseres. System nr. 1. skulle ha en responstid på 1-2 timer. Dvs. ett oljevernfartøy ved rigg med NOFO system ombord. System nr. 2. skulle ha en responstid på 10-12 timer. System nr. 3. skulle ha en responstid på 13-20 timer. System nr. 4. skulle ha en responstid på 24 timer.

Ved NoBaLes sine boringer er det (i gjennomsnitt) lagt opp til ett system innen 24 timer (liggende ved riggen), to systemer innen 48 timer og to systemer innen 72 timer. Problemet er at NoBaLes også borer om vinteren i motsetning til Conoco som boret om høsten. Conocos oljevernberedskap var satt i forhold til miljøets sårbarhet alene og i tillegg var tidspunktet valgt for så langt som mulig å unngå mørketiden.

Eksempel 2. Hydros boring i 1992

I forbindelse med Hydros boring i Barentshavet i 1992 anbefalte SFT at det ikke ble tillatt boring etter 1. november. I SFTs oversendelse av utslippstillatelsen til Hydro den 16. juli 1992 het det:

«Avslutningspunktet (1. nov) er satt ut i fra de begrensninger dagens oljevernutstyr har i isfylte farvann og at mørkeperioden begynner i november. En tilfredsstillende oljevernaksjon er meget vanskelig å gjennomføre i mørket. Vi viser i denne sammenheng til Stortingsmelding om norsk oljevern (nr. 49, 1988-89) som sier at det vil måtte legges begrensninger på boreaktiviteten i Barentshavet, både geografisk og i tid for at området skal ha samme grad av beskyttelse som øvrige deler av norsk sokkel«.

Riktig nok skulle Hydro bore lenger nord, og ved NoBaLes sine boringer vil ikke problemet i forhold til is være like stor, men disse boringene skal også foregå om vinteren og problemene med mørketida vil da slå til for fullt. Hydro boret fra 21. juli og avsluttet 5. oktober.

4.3 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. På vinteren er det imidlertid sjelden optimale forhold.

I vinterhalvåret vil mørke, høye bølger og nedbør reduserer effektiviteten i oljevernberedskapen. I dårlig vær vil utslippet emulgere raskt og det vil bli vanskelig eler umulig å ta opp olje fra sjøen. Dette gjør at det ikke er holdbart å dimensjonere oljevernutstyret etter optimale forhold.

 

4.4 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.

4.5 Oljens reaksjoner på vannet

På grunnlag av den brønnspesifikke beregnede raten (side 6 i beredskapsanalysen) har man beregnet mengde emulsjon og fordampning av oljen. Dette ligger til grunn for antagelsene av hvor store volumer olje man må hanskes med etter en utblåsning.

Her har oljeselskapene beregnet at det ikke vil bli mer vann enn 21 prosent olje i emulsjonen på alle boringene. Dette er underlig på grunnlag av at oljeselskapene selv refererer til Sintef-beregninger som viser at olje/vannblandingen i Norne-olje kan bli omkring 50/50 (beredskapsanalysen s.13). I løpet av tre døgn med sterk vind vil maksimalt vanninnhold på 50 prosent kunne nås. Emulsjonsberegningene som ligger til grunn for beregningene er altså feilaktige. Fordampningsanslagene er mer nøkterne i forhold til det som er beregnet for Norne-oljen. Det burde imidlertid vært gjort vurderinger av de lave temperaturenes påvirkning på både fordamping og naturlig dispergering. Det er nesten femti prosent sannsynlighet for at temperaturen er under null om vinteren i Barentshavet Sør (DNMI). Også resten av året er sannsynligheten større for temperaturer under frysepunktet her enn på resten av norsk sokkel. Dette vil sannsynligvis redusere fordampningen.

I beredskapsanalysen er Norne-olje lagt til grunn. Dette kan ses på som et konservativt anslag fordi denne oljen er vanskelig å fange opp etter utslipp og krever spesialutstyr. På den annen side er Norne-oljen mindre giftig enn andre lettere oljetyper. Fordi vi ikke vet hvilke oljetyper som er i området burde man også ha tatt høyde for at oljen kan være lettere enn Norne-oljen. Dette ville sannsynligvis endret utslagene både i beredskapsanalysen og miljørisikoanalysen.

Jo kortere tid oljen har ligget på havet dess giftigere er den (Klæboe et al. 1985). Hverken beredskapsanalysen eller miljørisikoanalysen tar hensyn til dette.

Det burde vært lagt til grunn en konservativ vurdering av mulighetene for usikre strømforhold. Det er ikke regnet som sannsynlig at det vil forekomme olje i fjordområder ved en ulykke. Det er likevel usikkert om de varierende strømforholdene kan føre til at olje vil kunne drive inn i fjorder. Dersom dette skjer vil det være svært vanskelig å rense disse områdene og en rekke svært sårbare områder vil kunne bli rammet.

4.6 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.

4.7 Meteorologiske forhold

NoBaLes har ikke behandlet lysforholdene og nedbørsforholdene tilstrekkelig i utslippssøknaden. Dette er viktig for å kunne vurdere et områdets sårbarhet. NoBaLes vil bore i en periode på vinteren hvor opptaksmulighetene for olje er minimale. Dette er forhold som tilsier at man ikke kan tillate leteboringene.

Bellona ønsker å framheve det spesielle meteorologiske fenomenet som kan være til fare for en borerigg i arbeid, de såkalte polare lavtrykk. Polare lavtrykk oppstår hovedsakelig i vinterhalvåret når kald polarluft strømmer over det relativt varmere vannet. Med lavtrykket følger plutselige vinddreininger som fører til et kaotisk hav. De polare lavtrykk har vært en medvirkende årsak til en rekke skipsforlis. Over en 10 års periode er det rapportert om 70 polare lavtrykk.

4.7.1 Mørketid

Mørke reduserer muligheten for å få opp olje. I mørke kan ikke oljen på vannet ses med det blotte øyet. Ved hjelp av spesialutstyr i fly og helikoptre er det likevel mulig å se hvor oljen befinner seg. Det er en svært komplisert prosess å få opp oljen når mannskapet som styrer lensene og skimmerne ikke kan observere hvor oljen er, eller hvor mye de klarer å få opp. I mørke vil effekten av beredskapen mer enn halveres i forhold til effekten i dagslys (Haldorsen i rettskjennelse Namsretten, se side 5). Allerede i oktober er det ikke mer enn syv timer med lys i døgnet i området der det bores. I løpet av november forsvinner solen helt. I desember og store deler av januar er det overhodet ikke sollys i områdene der det bores. I begynnelsen av februar er det under fire timer med lys i døgnet, mens det mot slutten av måneden er nesten ti timer med lys i døgnet.

Mørketidsproblematikkene er bare overfladisk behandlet i beredskapsanalysen. Dette er en svært alvorlig mangel fordi mørke reduserer opptaksmulighetene sterkt.

4.7.2 Bølger

Generelt sett er vind og bølgeforholdene hardere i Barentshavet sør enn i Nordsjøen men litt roligere enn i Norskehavet og helt nord i Nordsjøen. Det er kun på Friggfeltet at sannsynligheten er høyere enn på Tromsøflaket for at det er vind over 20 meter i sekundet (DNMI). Bølgehøydene er høyere i Barentshavet enn i Nordsjøen, men litt lavere enn på de mast værharde stedene i Norskehavet (ibid). Bølgene er over 2 meter i nesten 70 prosent av tiden om vinteren og over fire meter i 25 prosent av tiden (ibid). Makshøyden på bølgene er 12 meter (ibid).

Blir bølgene over tre meter har bruk av oljevernutstyr svært liten, eller ingen effekt. Allerede ved en meter høye bølger kan det være svært vanskelig å få opp oljen (Ownes et al. 1998). I 70 prosent av tiden er altså oljvernutstyret svært vanskelig å bruke, og i minst 25 prosent av tiden har det ingen effekt. Ved svært høye bølger kan oljen dras langt ned i havmassene, noe som vil kunne påvirke livet i havet.

5. Leteboring kontra drift

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. Det er for eksempel ikke lov å bore på vinteren og våren i Barentshavet, da de fleste arter er mest sårbare på denne tiden. 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.

6. 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.

6.1 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-Arab

6.2 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.

 

6.3 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 kvaliteteffektivt 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.

7. Konklusjon

Bellona anbefaler at det ikke gis samtykke til disse leteboringene. Vi anbefaler videre at SFT sender både Miljørisikoanalysen og Beredskapsplanen i retur med bakgrunn i manglende utredninger.

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.

Oljevernberedskapen er ikke god nok til å kunne tilfredsstille Stortingets forutsetninger da Barentshavet ble åpnet.

____________________
Cato Buch