Leteboring, utbygging og drift

Figur 5 viser at det i perioden 2010–2018 til sammen er boret 108 brønner i Barentshavet. Av disse er 73 letebrønner og 35 produksjonsbrønner. Etter fall i oljeprisen falt leteaktiviteten i Barentshavet i 2015 og 2016, som ellers på norsk sokkel.[1]Fotnote 1Oljedirektoratet (2018) Ressursrapport. Leting 2018. Det ble boret flest brønner i 2017, i alt 22, og 17 av dem var letebrønner. 29 av brønnene i perioden er boret i vintermånedene (november–februar), se figur 6.

Kart 9 viser brønnene boret i Barentshavet i årene 2015–2018 sammen med de særlig sårbare og verdifulle områdene iskanten, polarfronten og Bjørnøya. Kartet viser at enkelte brønner boret i perioden 2015–2018 ligger nær henholdsvis Finnmarkskysten og polarfronten. Enkelte brønner ligger nær områder hvor det kan forekomme is i lavere konsentrasjoner i noen perioder av året.

En analyse av kartdata fra HI viser at brønnene som er boret i Barentshavet, i liten grad berører sårbare bunnsamfunn med svamp og koraller.

Det forekommer sjøfugl i tilnærmet hele Barentshavet, både nær Finnmarkskysten og på åpent hav, jf. analyse av data fra SEAPOP. Det er særlig mye sjøfugl om sommeren.

Kart 10 viser at flere av letebrønnene i perioden 2015–2018 sammenfaller med områder for krykkje i sommermånedene. Borestedene overlapper ellers ikke med perioder med tett forekomst av de andre artene, men de kan bli påvirket av et uhellsutslipp av olje.[2]Fotnote 2Jf. miljørisikoanalysene for de utvalgte letebrønnene.

12.2.1 Målet om nullutslipp av kjemikalier og olje

Operatørene har behov for å bruke miljøskadelige kjemikalier både ved boreoperasjoner og under produksjonen. Miljøskadelige kjemikalier som brukes i produksjonen, skal ikke slippes ut i havet, og utslipp av olje som gir skade, skal ikke forekomme eller skal minimeres («nullutslippsmålet»). Miljødirektoratets vurdering er at nullutslippsmålet for petroleumsvirksomheten ikke er nådd for norsk sokkel generelt.[3]Fotnote 3Miljødirektoratet (2016) Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore – Status 2016. Rapport M-643/2016.

Olje og miljøgifter slippes ut til havet gjennom vann som følger med produsert olje og gass fra reservoaret (dette omtales som «produsert vann»). Aktivitetsforskriften stiller krav om maksimalt utslipp av olje per liter vann, og volumet av produsert vann er høyt, slik at utslippet av olje likevel kan være stort.[4]Fotnote 4Miljødirektoratet (2016) Arbeid mot nullutslipp til sjø fra petroleumsvirksomhet offshore – Status 2016. Rapport M-643/2016. Miljødirektoratet har påpekt at det er større usikkerhet om miljøeffekter av produsert vann i Barentshavet enn ellers på sokkelen.[5]Fotnote 5Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. På grunn av geologien i dette området kan det medføre høye kostnader å injisere vannet tilbake i reservoaret i stedet for å slippe det ut. Miljødirektoratet vurderer for tiden om det er nødvendig å skjerpe kravene i regelverket for utslipp av produsert vann i Barentshavet. Regelverksendringer er imidlertid en omfattende prosess, og direktoratet mener derfor at det bør vurderes å skjerpe kravene til utslipp av produsert vann ved utbygging av funn i Barentshavet ved å endre rammevilkårene eller vilkårene gjennom PUD-prosessen.

12.2.2 Status for utslipp av kjemikalier og olje til havet

I rapporteringen av utslipp til havet fra petroleumsvirksomheten skilles det mellom utslipp som Miljødirektoratet har gitt tillatelse til, og akutte utslipp. Tabell 3 viser at kjemikaliene som slippes ut fra felt i drift i Barentshavet innenfor rammen av tillatelsen, i hovedsak er av de minst miljøskadelige. Men det er også utslipp av miljøskadelige kjemikalier på Goliat.

I tillegg har det på Goliat i perioden 2015–2017 vært akutte utslipp av kjemikalier på til sammen 45 tonn. Disse utslippene omfatter også de mest miljøskadelige kjemikaliene. Dette er uhellsutslipp som Miljødirektoratet ikke har gitt tillatelse til. Av 35 akutte kjemikalieutslipp er 9 regnet som større.[6]Fotnote 6Ptil (2017 og 2018) RNNP Akutte utslipp 2016 og 2017. På Snøhvit var det i samme periode 14 mindre utslipp av kjemikalier. Det har vært få, og bare mindre, akutte oljeutslipp i Barentshavet.

Produksjonsutstyret på Goliat er installert under vann. Utslipp fra en undervannsutbygging kan være vanskelige å oppdage, og Petroleumstilsynet (Ptil) mener at det har vært for lite oppmerksomhet på dette.[7]Fotnote 7Ptil (2017 og 2018) RNNP Akutte utslipp 2016 og 2017. Ptil viser til at selskapene selv er ansvarlige for å vurdere om eventuelle lekkasjer er alvorlige, og for å sette mål for hva som skal detekteres, hvor raskt lekkasjen skal tettes, og rapportering. Ptils erfaring er at oljeselskapene ivaretar dette ansvaret ulikt, og dette kan bety at ikke alle utslipp blir rapportert til myndighetene. Operatørenes begrunnelse for ikke å ha utstyr som kan måle lekkasjer under vann i tråd med regelverket, er at utstyret ofte ikke er pålitelig. Miljødirektoratet opplyser at det har fulgt opp tips om underrapportering av utslipp generelt på Goliat gjennom tilsyn, men at de ikke har ikke fått dette bekreftet.

Miljødirektoratet opplyser at utslipp fra letevirksomheten ikke inngår i Miljødirektoratets offisielle oversikt over utslipp fra petroleumsvirksomheten (www.norskeutslipp.no). En gjennomgang av utslippsrapportene viser at utslippene fra letevirksomhet i Barentshavet er større eller like store som utslippene fra felt i drift.

Ifølge selskapenes rapporter er det i hovedsak de minst miljøskadelige kjemikaliene som slippes ut. Enkelte av operatørselskapene har rapportert akutte utslipp av kjemikalier og olje. Miljødirektoratet mener at selskapene i enkelte tilfeller ikke rapporterer bruk og utslipp av kjemikalier som operatøren ikke har ansett som omfattet av reguleringer.[8]Fotnote 8Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016.

Ptil rapporterte i 2017 at det i senere år har vært en tendens til et økende antall uønskede hendelser som har gitt eller kunne ha gitt akutte utslipp i Barentshavet.[9]Fotnote 9Ptil (2017 og 2018) RNNP Akutte utslipp 2016 og 2017. Det var i perioden 2013–2015 tre brønnkontrollhendelser (hendelse som i verste fall kunne ha ført til en utblåsning av olje), men ingen i 2016 eller 2017. Ptil vurderer at fare- og ulykkessituasjoner kan være underrapportert fordi selskapene ikke rapporterer mindre hydrokarbonlekkasjer.[10]Fotnote 10Ptil (2018) Oppfølging av selskapenes aktiviteter for å redusere HC-lekkasjer. Det har ifølge Ptil vært særlig mange uønskede hendelser på Goliat-feltet etter at det kom i drift.

12.3.1 Arbeidet med å forstå og redusere risiko i petroleumsvirksomheten

Med bakgrunn i sikkerhetsmessige utfordringer og alvorlige situasjoner inviterte Arbeids- og sosialdepartementet i 2016 berørte parter og myndigheter til en arbeidsgruppe for en felles vurdering og drøfting av HMS-tilstanden og -utviklingen i petroleumsvirksomheten.[11]Fotnote 11Engen-utvalget (2017) Helse, arbeidsmiljø og sikkerhet i petroleumsvirksomheten. Rapport fra partssammensatt arbeidsgruppe. Utvalget pekte blant annet på at for å forebygge ulykker er det avgjørende å identifisere, forstå og styre risiko. Operatøren er gjennom forskrifter og næringsstandarder forpliktet til å gjennomføre risikoanalyser som grunnlag for å planlegge og følge opp virksomheten. Både Ptil[12]Fotnote 12Ptil (2016) Risikobegrepet i petroleumsvirksomheten og Ptil (2018) Integrert og helhetlig risikostyring i petroleumsindustrien.  og næringen[13]Fotnote 13Norsk olje og gass (2017) Sorte svaner. Et utvidet perspektiv på hvordan forstå, vurdere og styre risiko. har pekt på at risikoanalyser som bygger på historiske data og statistiske betraktninger alene, ikke er tilstrekkelig som beslutningsgrunnlag, og at det er viktig å ha mer oppmerksomhet på usikkerhet.

Ptil har tatt initiativ til å utvikle risikobegrepet i petroleumsvirksomheten. Risiko har siden 2015 vært definert som konsekvensene av virksomheten med tilhørende usikkerhet – usikkerhet både om hvilke hendelser som kan inntreffe, hvor ofte de vil inntreffe, og hvilke skader på eller tap av menneskers liv og helse, miljø og materielle verdier de ulike hendelsene kan gi.[14]Fotnote 14Ptil (2017) Veiledning til rammeforskriften. Ptil viser til at det nye risikobegrepet bygger på et omfattende arbeid i industrien og internasjonale standarder.

Selskapene skal ifølge styringsforskriften selv bestemme hvor høy risiko de er villige til å ta når det gjelder storulykker og ytre miljø. I 2013 ble det påpekt at selskapenes kriterier for risikoaksept, til tross for teknologisk utvikling, hadde vært uendret siden tidlig på 1990-tallet.[15]Fotnote 15Arbeids- og sosialdepartementet (2013) Tilsynsstrategi og HMS-regelverket i norsk petroleumsvirksomhet. Rapport fra arbeidsgruppe. Selskapenes risikoakseptkriterier for storulykker var heller ikke blitt utfordret av myndighetene.

Ifølge Ptil er det fortsatt ulike metoder for risikoanalyser i bruk i petroleumsnæringen, og det er fortsatt behov for å videreutvikle risikoforståelsen, risikostyringen og håndteringen av usikkerhet.[16]Fotnote 16Ptil (2018) Integrert og helhetlig risikostyring i petroleumsindustrien, og intervju. Ptil legger videre stor vekt på at alle beslutninger i næringen skal ivareta kravet til forsvarlighet og kontinuerlig forbedring av sikkerheten.[17]Fotnote 17Ptil (2016) Risikobegrepet i petroleumsvirksomheten.  Ptil har følgende erfaringer fra tilsyn:

• Noen risikovurderinger er nærmest kopi av tidligere analyser og blir bare gjennomført for å dokumentere regelverkskrav uten at de inngår i en beslutningsprosess.
• Risikoanalyser blir i noen tilfeller avgrenset til å rettferdiggjøre beslutninger som allerede er tatt. 
• Det er i mange tilfeller svakheter i risikovurderingene og analyseverktøy.
• Noen risikoanalyser tar ikke godt nok hensyn til usikkerhet.

12.3.2 Miljørisikoanalyser og beredskapsanalyser

Operatøren skal gjennomføre en miljørisikoanalyse i forbindelse med søknaden om tillatelse etter forurensningsloven for å vise hvilke miljøverdier som er utsatt for risiko som følge av aktiviteten, og hvor høy risikoen er.[18]Fotnote 18Styringsforskriften, og Miljødirektoratet (2016) Veileder for innhold i søknad for tillatelse etter forurensningsloven for petroleumsvirksomhet til havs. Veileder M-593. Basert på miljørisikoanalysen og en vurdering av aksept for risiko, gjør operatøren en beredskapsanalyse for å planlegge beredskapen. Figur 8 viser de viktigste elementene i miljørisiko- og beredskapsanalysene.

Saksmappegjennomgangen viser at alle miljørisiko- og beredskapsanalysene i utvalget følger metoden som er anbefalt av Norsk olje og gass.[19]Fotnote 19OLF (2007) Guideline for Offshore Environmental Risk Analysis in Norway: The MIRA Method.[20]Fotnote 20Norsk olje og gass (2013) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser.

Miljørisikoanalyser

Miljødirektoratet opplyser at metoden for miljørisikoanalyser har mange svakheter. Ptil vurderer at arbeidet med å ta i bruk den nye risikoforståelsen er kommet lengst når det gjelder personsikkerhet, mens det på miljøområdet har vært en annen fagtradisjon som tar utgangspunkt i andre metoder for risikoanalyser. Miljødirektoratet opplyser at det i varierende grad er involvert i Norsk olje og gass sitt arbeid med å utvikle og revidere veiledere på det ytre miljø, inkludert arbeidet med ny metode for miljørisikoanalyser.

Dokumentanalysen og intervjuer viser at miljørisikoanalysene har en rekke svakheter, og at de ikke fullt ut er i tråd med det nye risikobegrepet (se 12.3.1):

• Analysene bygger på statistiske betraktninger hvor usikkerhet og kvalitative vurderinger blir omtalt i begrenset grad, selv om disse forutsetningene er avgjørende for resultatene. Det er flere eksempler på dette:
  • Ingen av analysene for letebrønner framhever boretekniske eller geologiske utfordringer. Utblåsningssannsynligheten er basert på en statistisk vurdering og varierer lite mellom letebrønnene.
  • Tilgjengelig kunnskap om geologi sammen med planlagt utforming av brønnen brukes for å forutsi et sett med utblåsningsrater. Kunnskapen om geologien er usikker, særlig for letebrønner, og dette blir i liten grad belyst i analysene og søknadene.
  • Analysene tar ikke høyde for risikoen for ekstremvær og bygger på statistiske værdata selv om brønnene ligger nær polarfronten hvor det kan være brå væromslag.
  • Noen av analysene presenterer resultatene per sesong, og ikke per måned.
• Isutbredelsen om vinteren er ikke godt nok belyst, og det er en svakhet at olje som når iskanten, behandles som olje som når land.
• Dataene for sjøpattedyr er begrenset til to arter og er ikke oppdatert siden 2010. Resultatene fra miljørisikoanalysene, som i hovedsak viser risiko for sjøfugl, kan derfor være misvisende.

Saksmappegjennomgangen viser at operatøren ikke gir noen begrunnelse for valg av risikoakseptkriteriene. Alle operatørene bortsett fra én bruker de samme kriteriene som er uavhengig av området som virksomheten foregår i. Det brukes standardformuleringer avhengig av hvilken konsulent som har gjennomført analysen. Resultatet av beregningene i miljørisikoanalysene viser i de aller fleste tilfellene at risikoen er lavere enn akseptkriteriet. For én letebrønn i utvalget var risikoen høyere enn risikoaksept. Miljødirektoratet viser i intervju til at dersom den beregnede miljørisikoen er høyere enn selskapenes miljørisikoaksept, endrer selskapene forutsetningene med mer brønnspesifikke data for å få verdier som er lavere enn selskapenes akseptkriterier. Miljødirektoratet har stilt spørsmål ved praksisen der utblåsningssannsynlighet har blitt redusert. Direktoratet mener videre at det kan være behov for tiltak for å redusere risikoen selv om den er lavere enn selskapenes akseptgrenser.

Beredskapsanalyser

Saksmappegjennomgangen, dokumentanalyse og intervjuer med Miljødirektoratet og Kystverket viser følgende forhold ved beredskapsanalysen og operatørens planlegging av beredskapen:

• Analysene er for generelle og er ikke et godt verktøy for å tilpasse beredskapen til stedsspesifikke forhold.
• Beregningene av hvor mye olje som vil slippes ut, er basert på en teoretisk middelverdi sammensatt av både svært lave og svært høye rater og ulike sannsynligheter, jf. vedlegg 1.1.
• Beregningene av hvor lenge oljeutslippet vil vare, er basert på en teoretisk middelverdi basert på kort og lang varighet avhengig av om tiltak vil kunne stanse utblåsningen.
• Operatøren planlegger i mange tilfeller beredskapen for den tiden på året da ressursbehovet er høyest, uavhengig av når brønnene er planlagt boret.
• Beredskapen planlegges for ett scenario for varighet og mengden av utslipp. Dersom utslippet blir større, må operatøren trekke inn andre beredskapsressurser som er lenger unna eller disponeres av andre aktører, og som det vil ta lengre tid å få på plass. 
• Periodene der ulike beredskapsmetodene er egnet, omtales i analysene, men antakelsene om effektivitet bygger på enkle analyser (for eksempel antakelse om en halvering av effekten fra sommer til vinter) og er mer optimistiske enn Kystverkets vurderinger. Svakhetene blir ikke godt nok synliggjort.
• Beregningene angir hvor lang tid det tar før oljen når land, og tar ikke hensyn til sjøfugl på havet.
• Analysene for letebrønnene omtaler i liten grad effekten av alternative beredskapsstrategier. Videre vurderes det i liten grad bruk av ulike former for beredskapssystemer – som dispergering (kjemisk oppløsning) av oljen fra fartøy og fly – og hva som kan gi best effekt på å bekjempe et oljeutslipp.

Resultatene presenteres per sesong, hovedsakelig sommer og vinter, noe som ikke synliggjør månedlige svingninger.

Miljødirektoratet viser til at det er viktig å vurdere konsekvensene av flere scenarioer for utslipp av olje for å kunne vurdere beredskapen. Figur 9 viser at utslippet som beredskapen planlegges etter, er betydelig lavere for letebønnene i utvalget enn for produksjonsbrønnene selv om det er større usikkerhet ved boring av letebrønner.

Arbeids- og sosialdepartementet opplyser at dersom kapsling kan være et tiltak ved brønnkontrollhendelser, skal operatøren ha tilgang til kapslingsutstyr. Saksmappegjennomgangen viser at utslippet vil vare mye lenger enn beregnet dersom utblåsningen ikke kan stanses, slik at det må bores en avlastningsbrønn.[21]Fotnote 21Å bore en avlastningsbrønn er en sentral metode for å redusere trykket i en annen brønn i tilfelle kraftig ukontrollert utblåsning. Det vil ta fra 52 til 75 døgn å bore en avlastningsbrønn for de utvalgte brønnene. Blant annet vil dette være avhengig av om det er mulig få på plass en annen rigg. Operatøren opplyser at det tar fra 7 til 21 dager før en rigg er på plass. Til sammenligning er Kystverkets verstefallsscenario for et utslipp på sokkelen 8 160 Sm³/døgn[22]Fotnote 22Omregnet fra 7000 tonn/døgn til Sm3/døgn. med en varighet på 43 døgn.[23]Fotnote 23Kystverket og DSB (2015) Beredskapsanalyse – Verstefallshendelser akutt forurensning (vurderinger og anbefalinger).

Mekanisk oppsamling av oljen er hovedstrategien, men kjemisk oppløsning (dispergering) av oljen er en alternativ metode. Saksmappegjennomgangen viser at ved tre av ti brønner i utvalget er dispergering ikke et aktuelt tiltak fordi oljen er vanskelig å dispergere, se vedlegg 1. Da er mekanisk oppsamling eneste mulighet. I slike tilfeller planlegger operatøren med flere havgående systemer for å samle opp oljen mekanisk. Kystverket påpeker i intervju at det ville gi mer fleksibilitet å kombinere ulike systemer som innebærer at mer olje vil bli samlet opp.

Intervjuer viser at det ikke finnes omforent dokumentasjon eller omforente standarder for kapasitet og ytelse av beredskapsressurser mellom myndighetene og operatørene. Aktørene utvikler data og analyser hver for seg, og inngangsdataene til beredskapsanalysene varierer. Miljødirektoratet erfarer at selskapene beregner beredskapsbehovet ulikt og får ulike resultater. For eksempel benytter ett selskap en annen modell for å vurdere beredskapsbehovet enn andre, og ifølge Miljødirektoratet gir denne modellen ofte behov for flere oljevernsystemer. Kystverket har ikke tilgang til dataene som operatørene bruker i beredskapsanalysene, og mener det ville vært en fordel med et omforent datasett og mer gjenbruk av data.

12.4.1 Miljødirektoratets saksbehandling av søknader om tillatelse etter forurensningsloven

Operatørens søknad til Miljødirektoratet om tillatelse etter forurensningsloven oppsummerer miljørisikoanalysen. Boreaktivitet i Barentshavet foregår i alle perioder av året, se figur 6. Saksmappegjennomgangen viser at flere av brønnene er boret i perioder med høy miljørisiko, se vedlegg 1. Blant de ti søknadene om utslippstillatelse i utvalget er det tre hvor operatøren vurderer miljørisikoen for leterbrønnen til å være høy.[24]Fotnote 24Mellom 40 og 120 prosent av akseptkriteriet for alvorlige konsekvenser. Risiko for skade på fuglebestander gir størst utslag i miljørisiko. Enkelte brønner er boret om vinteren, da effekten av oljevernberedskapen er betydelig dårligere enn om sommeren.

Saksbehandling

Miljødirektoratet erfarer at operatørene i liten grad planlegger og styrer aktiviteten sin for å redusere risikoen i områder uten boretidsbegrensninger i forvaltningsplanene, og at miljørisikoanalysene i liten grad påvirker planleggingen av aktiviteten.[25]Fotnote 25Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. I saker der boring av letebrønner er planlagt i perioder med høy miljørisiko, vurderer Miljødirektoratet om det er mulig å endre boretidspunktet. Operatøren har imidlertid tidfestet kontrakt med riggen som skal bore brønnen, før søknaden er sendt inn, og det er svært kostbart for operatøren å endre planene kort tid før borestart. Miljødirektoratet understreker i intervju at tidlig dialog med operatøren derfor er viktig. Operatøren tar imidlertid ikke rutinemessig tidlig kontakt for å avklare best mulig tidspunkt for boring av brønn, og i noen tilfeller først rett før søknaden blir sendt inn. Miljødirektoratet gjennomførte et dialogmøte med næringen i 2017 der det ble understreket at det er viktig at operatørene tar tidlig kontakt om planlagte boringer for å legge boringen til en periode med lav miljørisiko.

Miljødirektoratet anbefaler i veilederen for søknad om tillatelse etter forurensningsloven at søknaden sendes inn senest 15 uker før borestart.[26]Fotnote 26Miljødirektoratet (2016) Veileder for innhold i søknad om tillatelse etter forurensningsloven for petroleumsvirksomhet til havs. Veileder M-593. Dokumentgjennomgangen viser at søknadene blir sendt inn i henhold til veilederen, og at Miljødirektoratets vedtak blir gjort flere uker før borestart. Flere av vedtakene blir imidlertid påklaget. Klima- og miljødepartementet opplever ofte å komme under tidspress ved en klagebehandling. Saksmappegjennomgangen viser at flere vedtak blir fattet få dager før borestart. Klima- og miljødepartementet opplyser at det er sjelden at departementet tar en klage til følge, ettersom det anser at miljøhensyn er tilstrekkelig ivaretatt gjennom dialogen som Miljødirektoratet og operatørene har i saksbehandlingen av søknaden om tillatelse.

Det framkommer av saksmappene at Miljødirektoratet i mange saker har et oppstartsmøte med operatøren. Direktoratet stiller i enkelte av sakene oppfølgingsspørsmål til operatøren om havbunnsundersøkelser og forhold ved miljørisikoanalysen. Det framkommer ikke at Miljødirektoratet utfordrer operatøren på risikoakseptkriteriene.

Før Miljødirektoratet gir tillatelse, blir andre offentlige myndigheter og interesseorganisasjoner forhåndsvarslet og får anledning til å uttale seg. Verken Ptil eller Oljedirektoratet (OD) har gitt uttalelse til sakene i utvalget. Ptil opplyser at det ikke ser behov for å uttale seg om søknaden fordi beredskap for ytre miljø ikke faller inn under Ptils myndighetsområde.

Det framkommer gjennom intervjuer at Miljødirektoratet har begrenset geologikompetanse til å vurdere hvor mye olje som vil slippes ut ved en ulykke, og hvor lenge utslippet vil vare. Ptil har kompetanse til å vurdere hvordan brønnen kan utformes for å hindre et utslipp, mens OD har best kjennskap til geologien ved borestedet, som også er viktig for å vurdere operatørens beregning av miljørisiko. Saksmappegjennomgangen dokumenterer ikke at Miljødirektoratet har kontakt med OD, men oppstartsmøtet med operatøren kan være felles med Ptil. Miljødirektoratet viser til at ikke all saksbehandlingskommunikasjon er skriftlig. Miljødirektoratet og Ptil har faste dialogmøter hver annen måned.

Ifølge Fiskeridirektoratet kan boring skape interessekonflikt med fiskerinæringen. Saksmappegjennomgangen viser at Fiskeridirektoratet i sin uttalelse til søknad om tillatelse etter forurensningsloven beskriver fiskeriaktiviteten i området og påpeker at det ikke skal være utslipp av kjemikalier til havet. Fiskeridirektoratet er også opptatt av at innretningene forankres slik at de er til minst mulig ulempe for fiskeriene. Fiskeridirektoratet har tatt opp temaet med OD, som igjen henviser til Ptil, uten resultat. I praksis har det ifølge Fiskeridirektoratet ikke vært store konflikter, og fiskerne har flyttet seg til andre områder i perioden da det har vært boreaktivitet. Nærings- og fiskeridepartementet viser til at boring av letebrønner innebærer små arealbeslag for fiskerinæringen og kan planlegges utenom perioder med fiske og gyting.

For fisk vurderes muligheten for et oljeutslipp i nærheten av viktige gyteområder for torsk og sild som den mest alvorlige miljørisikoen. Saksmappegjennomgangen viser imidlertid at HI, som skal ivareta de ressursbiologiske vurderingene, sjelden uttaler seg om søknaden. HI opplyser i intervju at det tidligere kommenterte forhold rundt utslipp av kjemikalier i sine uttalelser. HI har imidlertid ikke tilgang til kjemikaliedatabasen som operatørene bruker. Nærings- og fiskeridepartementet har tatt opp med Klima- og miljødepartementet at HI derfor ikke har tilstrekkelig grunnlag til å gi en faglig vurdering av søknader om tillatelse til virksomhet etter forurensningsloven. At statens fremste institutt for marinbiologisk forskning ikke får informasjon om hva slags kjemikalier som slippes ut fra petroleumsnæringen, anser departementet som en vesentlig svakhet ved dagens prosess. Klima- og miljødepartementet viser til at det bare er operatøren som kan gi HI tilgang til disse dataene.

Miljødirektoratets vurdering av krav til beredskap i tillatelsen

Miljødirektoratet vurderer at den faglig mest utfordrende og ressurskrevende delen av saksbehandlingen er å vurdere miljørisiko- og beredskap ved akutt forurensning. Direktoratet må avveie miljøhensyn opp mot hvor mye det vil koste å gjennomføre tiltak. Direktoratet må også ta hensyn til at det aktuelle området er åpnet for petroleumsvirksomhet, og i dette ligger det en overordnet politisk aksept for miljørisikoen ved leteaktiviteten.

Operatøren redegjør for beredskapsløsninger i søknaden. Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet vurderer flere forhold ved beredskap mot akutt forurensning, deriblant planlagt beredskap, operasjonelle forhold og ytelse opp mot miljørisikoen.

Tillatelsen legger til grunn operatørens beregnede beredskapsbehov og plan for beredskapsløsning. Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet gjennom vedtakene stiller enkelte standardiserte krav til beredskap, blant annet at akutt forurensning skal oppdages så snart som mulig og senest innen tre timer etter at utslippet har startet. Vanligvis gir ikke Miljødirektoratet tillatelse til kjemisk dispergering av oljen, men det ber operatøren planlegge for bruk av tiltaket.

Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet har stilt skjerpede beredskapskrav ved én av letebrønnene i utvalget hvor det er særlig høy miljørisiko, se vedlegg 1. I tillegg blir det stilt skjerpede krav til responstid ved to andre brønner som ligger henholdsvis nær land og nær polarfronten. Miljødirektoratet har også begrenset tillatelsens gyldighet ved én av brønnene på grunn av sjøfugl. Miljødirektoratet opplever imidlertid at vedtak om begrensninger i tillatelsens gyldighet ofte blir påklaget av operatøren og i stor grad blir omgjort av departementet.[27]Fotnote 27Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. Direktoratet mener derfor at virksomhet kan foregå i sårbare områder med høy miljørisiko uten at aktiviteten tilpasses miljørisikoen i tilstrekkelig grad.

Beredskapen skal ikke planlegges for «en verst tenkelig hendelse», men operatøren skal kunne håndtere enhver hendelse.[28]Fotnote 28Norsk olje og gass (2013) Veiledning for miljørettede beredskapsanalyser og forurensningsloven. Miljødirektoratet stiller ikke spesifikke krav til responstid for større og mer langvarige hendelser (med lav sannsynlighet), ettersom dette ikke framgår av beredskapsanalysene. Direktoratet er imidlertid bekymret for utholdenheten av beredskapen ved en langvarig oljevernaksjon og mener at søknadene ikke belyser de operative utfordringene ved aksjoner med store mengder utstyr og personell over lang tid. Miljødirektoratet stiller krav til at operatøren i beredskapsplanen beskriver

• hvordan ytterligere oljevernressurser kan skaffes ved et utslipp som er større enn det som beredskapen er planlagt for
• utholdenhet ved en langvarig oljevernaksjon
• planer for kjemisk dispergering

Ved akutte oljeutslipp må oljens egenskaper undersøkes, og dersom disperging ikke er planlagt i operatørens beredskapsplan må operatøren søke Kystverket om tillatelse til bruk av dispergeringsmidler.

Operatørenes beredskapsplaner er ikke laget ved søknadstidspunktet, og verken Miljødirektoratet, Ptil eller Kystverket innhenter og gjennomgår beredskapsplanene i forbindelse med generell oppfølging av virksomheten. Det er heller ikke annen rapportering fra operatøren om oljevernberedskap.

Enkelte av Miljødirektoratets tilsyn med petroleumsvirksomheten i Barentshavet har vært rettet mot oljevernberedskapen og beredskapsplanene.[29]Fotnote 29Tilsyn med letebrønner eller rigg (tre i 2014, ingen i 2015, én i 2016, to i 2017 og ingen i 2018). Miljødirektoratet har ikke avdekket avvik fra regelverket, men har gitt totalt åtte anmerkninger i perioden 2015–2017 om forhold som kan bli bedre. Manglene ved beredskapsplanene gjelder mobilisering og responstid for beredskapsfartøy og manglende utfylling av skjema for bruk av dispergeringsmidler. Miljødirektoretat oppgir at det har vært få funn ved tilsyn som indikerer at beredskapsplanene ikke er oppdatert eller ikke følger kravene gitt i tillatelsen etter forurensningsloven.

For enkelte søknader mener Miljødirektoratet det ikke er mulig å stille krav som vil hindre at olje når land.[30]Fotnote 30Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. Miljødirektoratet opplever at det er vanskelig å begrunne krav utover det som operatørene har planlagt i beredskapsanalysene. Kystverket mener det er vesentlig at Miljødirektoratet gjør en grundig vurdering av forutsetninger og operative forhold i beredskapsanalysene. Kystverkets erfaring og operative kunnskap om beredskap mot akutt forurensning framheves av både Miljødirektoratet og Kystverket som relevant og viktig. Miljødirektoratet har derfor behov for spesifikke innspill fra Kystverket for å kunne vurdere forutsetningene i beredskapsanalysene og operatørens planlagte beredskap. Saksmappegjennomgangen viser at Kystverket ikke har gitt høringsinnspill i flertallet (åtte av ti) av de utvalgte letebrønnsakene. Når Kystverket har gitt innspill, gjaldt disse samarbeid mellom operatør og Kystverket i forbindelse med nærhet til russisk farvann og forventninger til operatørens beredskap. Miljødirektoratet opplyser at det ønsker tydeligere høringsinnspill fra Kystverket.

Kystverket mener at etaten kan ha en rolle som faglig støttespiller for Miljødirektoratets saksbehandling, både ved vurderingen av beredskapsanalysene og ved utformingen av krav. Kystverket mener imidlertid at denne typen støtte bør framkomme i andre fora enn offentlige høringer. Miljødirektoratet har inntil nylig ikke etterspurt Kystverkets faglige råd og samarbeid om operativ beredskap, men har bedt om tydeligere høringsuttalelser og tettere samarbeid om beredskap mot akutt forurensning i flere møter mellom etatene.

Miljødirektoratets vurdering av vilkår i tillatelsen

Operatøren redegjør i søknaden for planlagt forbruk og utslipp av kjemikalier og borekaks. Operatøren skal ifølge aktivitetsforskriften velge de kjemikaliene som gir lavest risiko for miljøskade, og skal arbeide for å skifte ut de mest miljøskadelige kjemikaliene. Operatøren redegjør i søknaden for arbeidet med å skifte ut de mest skadelige kjemikaliene. Kjemikalier som er mindre miljøskadelige, kan imidlertid bidra betydelig til miljørisiko.[31]Fotnote 31Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet legger den mengden kjemikalier som operatøren har planlagt å bruke, til grunn i tillatelsen.

Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet ikke stiller krav til utslipp av produsert vann utover aktivitetsforskriften. Operatøren redegjør i søknaden for behovet for borevæske og borekaks, og Miljødirektoratet legger dette til grunn i tillatelsen. Operatøren må gi en særskilt begrunnelse for å bruke oljebasert borevæske.

Saksmappegjennomgangen viser at riggene som brukes i boringen av brønn, enten kan være oppankret – noe som gir risiko for skade på havbunnen – eller kan holdes på plass ved motorkraft. Operatørene er pålagt å undersøke havbunnen før ny aktivitet. Resultatene fra disse undersøkelsene foreligger noen ganger for sent til å ha innvirkning på valg av rigg og hvordan boringen skal gjennomføres.[32]Fotnote 32Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. I én av brønnene i utvalget viser operatørens kartlegging at det er forekomster av sårbar svamp på havbunnen, og Miljødirektoratet stiller vilkår om at operatøren skal undersøke ankertraseen før installasjon av rigg, se vedlegg 1.

Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet for to av brønnene i utvalget, én nær polarfronten og én nær sjøfuglbestander som svømmer ut i åpent hav med ikke-flyvedyktige unger, stiller krav om registrering av sjøfugl ved boring i oljeførende lag, se vedlegg 1. Miljødirektoratet har også pekt på at det kan være aktuelt å stille krav om at det skal være en sjøfuglobservatører på riggen i områder med mye sjøfugl.[33]Fotnote 33Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. Direktoratet har ikke stilt krav om sjøfuglobservatør for brønnene i utvalget.

Operatørens egenrapportering til Miljødirektoratet for perioden 2015–2017 viser at letebrønnene i utvalget med noen unntak overholder utslippskravene som er stilt, men for flere brønner foreligger det ikke informasjon som kan sammenlignes med tillatelsen. Egenrapportering omfatter ikke miljøverdier som bunnsamfunn, fugl og sjøpattedyr.[34]Fotnote 34Miljødirektoratet (2016) Veileder for innhold i søknad om tillatelse etter forurensningsloven for petroleumsvirksomhet til havs. Veileder M-593. Klima- og miljødepartementet viser til at gjennomføringen av krav om undersøkelser om disse miljøverdiene rapporteres i egne rapporter.

En gjennomgang av tilsyn gjennomført av Miljødirektoratet i perioden 2014–2017[35]Fotnote 35Letebrønner eller rigg (tre i 2014, ingen i 2015, én i 2016, to i 2017 og ingen i 2018 per 03.08.2018). viser at utslipp til vann og kjemikalier var tema i alle tilsynene. Direktoratet har i de fleste tilsynene registrert avvik fra regelverket. Direktoratet har i mange tilsyn påpekt mangler i måleprogrammet for utslipp til havet, mens det i andre tilsyn har påpekt feilrapportering eller at virksomheten ikke forhindrer at ulovlige kjemikalier blir brukt eller sluppet ut. Sjøfugl var tema i ett tilsyn.

12.4.2 Ptils saksbehandling av søknad om samtykke til boring

Ptil skal følge opp at aktørene har relevant kunnskap om risiko ved virksomhet i nordområdene, og at rettighetshaveren arbeider systematisk med å redusere og håndtere risiko.[36]Fotnote 36Arbeids- og sosialdepartementet (2018) Tildelingsbrev 2018 – Petroleumstilsynet. 3. januar 2018. Ptil opplyser at operatørens beslutningsgrunnlag for aktiviteten den søker om samtykke til, framkommer av søknaden. Et samtykke fra Ptil innebærer at operatøren har dokumentert at HMS-aspektene er ivaretatt i henhold til regelverket. Utstedelse av et samtykke er ikke en godkjenning, men myndighetenes uttrykk for tillit til at operatøren kan gjennomføre aktiviteten innenfor regelverkets rammer og i henhold til de opplysninger som er gitt i samtykkesøknaden.

Ptil opplyser videre at det ved leteboring gir samtykke til den aktuelle aktiviteten utført av en bestemt rigg, mens det ved produksjonsboring gir samtykke til å ta i bruk en innretning til produksjonsboring som kan strekke seg over mange år. Søknad om samtykke til leteboring blir ofte vurdert som mer utfordrende å behandle fordi det finnes mindre kunnskap om reservoaret og geologien i området sammenlignet med hva som er tilfellet ved produksjonsboringer.

Innholdet i samtykkesøknaden framkommer av styringsforskriften.[37]Fotnote 37Forskrift om styring og opplysningsplikt i petroleumsvirksomheten og på enkelte landanlegg (styringsforskriften). En del av denne informasjonen er den samme som operatøren rapporterer ved søknad om tillatelse etter forurensningsloven, for eksempel en oppsummering av miljørisiko- og beredskapsanalysene og planlagt beredskap mot akutt forurensning.

Ptil opplyser at behandlingen av søknader om samtykke til leteboring i Barentshavet har høy prioritet. Ptil vurderer framstillingen av usikkerhet og operatørens risikoreduserende tiltak, og om beslutningsgrunnlaget for de planlagte tekniske og operasjonelle løsningene er godt nok til å starte aktiviteten. Ptil legger størst vekt på å vurdere sikkerhet for personell og evakueringsmuligheter og etterspør i enkelte tilfeller operatørens beredskapsplan. Ptil opplyser videre at dialog og møter med selskapene inngår i saksbehandlingen.

En gjennomgang av samtykkesøknadene til de ti utvalgte letebrønnene viser at underliggende dokumentasjon for operatørens vurderinger i mange tilfeller er referert til, men ikke vedlagt søknaden. Det er dermed opp til Ptil å etterspørre eventuell dokumentasjon for å kunne gjøre egne vurderinger. Ptil mener at det er hensiktsmessig at dokumentasjonen ikke er vedlagt. Det framgår av saksmappene at Ptil i flere tilfeller ber om grunnlagsdokumentasjonen og utfyllende opplysninger, eller at det gjennomfører et møte med operatøren for å avklare spørsmål. Saksmappegjennomgangen viser at operatøren for én av brønnene i utvalget endret utformingen av brønnen etter at Ptil mente denne ikke var robust nok. Det er gitt samtykke for alle søknadene i utvalget; i ett tilfelle stiller Ptil vilkår om utfyllende dokumentasjon.

Operatørene benytter etablert kunnskap om geologiske forhold i sammenlignbare brønner som referanse og viser videre til at en brønnspesifikk risikoanalyse vil bli løpende gjennomført under boring. En gjennomgang av samtykkesøknadene i utvalget viser at operatørene beskriver og vurderer grunnforholdene. Flere av brønnene i utvalget har grunne reservoarer eller underjordiske hulrom (karst), se vedlegg 1. Grunne reservoarer kan medføre kort tid til å reagere på en brønnkontrollhendelse, og det kan være vanskelig å bore en avlastningsbrønn; store hulrom kan føre til tap av kontroll over brønnen. Operatørene framhever imidlertid ingen av de geologiske risikofaktorene i Barentshavet som særlige utfordringer.

Ptil opplyser at det baserer seg på informasjonen som operatøren legger fram i søknaden, og at det ikke selv tolker stedsspesifikke seismiske data for å vurdere operatørens boreplaner. OD opplyser at direktoratet har den best tilgjengelige informasjonen om geologien på det planlagte brønnstedet og om geologien ved kjente brønner i nærheten som kan belyse risikoen på borestedet. Ptil etterspør som regel ikke ODs geofaglige kompetanse i saksbehandlingen av samtykke til boring, men dette er mulig gjennom etatenes samarbeidsavtale.

Saksmappegjennomgangen og intervju med Ptil viser følgende forhold ved samtykkesøknadene for de utvalgte brønnene:

• Operatørene vurderer boreriggens evne til å håndtere store bølger. Det vises hovedsakelig til automatisk overvåking av vær i sanntid og tilpasning av riggen til vinterforhold som risikoreduserende tiltak. Ptil opplyser at håndtering av is bare er en utfordring på de nordligste brønnene og i deler av året. Det er imidlertid stor usikkerhet fordi isen kan flytte seg raskt, også om sommeren. Selskapene utarbeider en handlingsplan for å håndtere is.
• Noen av riggene som brukes på norsk sokkel, kan ikke operere i Barentshavet hele året og må være rustet til å møte de stedsspesifikke forholdene, inkludert kulde. Ptil understreker at deres oppgave ikke er å kvalitetssikre operatørens vurdering av riggen. Saksmappegjennomgangen viser at samtykkesøknadene dokumenterer at innretningene er i samsvar med regelverket og kan operere i hardt vinterklima, at operatøren har verifisert og inspisert boreinnretningen, og hvordan eventuelle avvik er håndtert. I noen søknader vektlegges riggens/mannskapets erfaring med arbeid i Barentshavet som en risikoreduserende faktor. Dette gjøres da under henvisning til tidligere samarbeid eller planlagt sammenhengende borekampanje.
• Operatøren identifiserer ofte flere steder hvor det er mulig å bore en avlastningsbrønn som kan stanse en utblåsning, men konkluderer med at det vil være tilstrekkelig med én avlastningsbrønn.
• Hvor tilgjengelig og egnet en rigg er for boring av en avlastningsbrønn er et viktig tema i nordområdene. Flere samtykkesøknader er imidlertid ikke spesifikke når det gjelder hvilken rigg som vil brukes til å bore en avlastningsbrønn, og Ptil etterspør hvilke rigger som kan være aktuelle. Ptil mener at operatøren til enhver tid har god oversikt over typer rigg, beredskapsfartøy og annet beredskapsmateriell som den trenger for å håndtere en brønnkontrollhendelse eller et ukontrollert utslipp. Ptil forutsetter at operatøren ved en hendelse tidlig vil planlegge en avlastningsbrønn.

Intervju med Ptil og dokumentasjon viser at Ptil har særskilt oppmerksomhet på problemstillinger i nordområdene og har bidratt til kunnskapsutvikling. Ptil har et pågående prosjekt som skal videreutvikle tilsynets metode for systematisk å vurdere og følge opp risiko for ulykker som kan medføre akutte utslipp ved petroleumsvirksomhet i nordområdene.[38]Fotnote 38Petroleumstilsynet: Prosjekter – kunnskapsutvikling. <http://www.ptil.no/prosjekter-kunnskapsutvikling/category1268.html> [Hentedato 09.08.2018]. Næringen selv har i 2015 etablert et eget samarbeid for Barentshavet gjennom BaSEC.[39]Fotnote 39BaSEC (Barents Sea Exploration Collaboration) er et samarbeid mellom en rekke oljeselskaper om problemstillinger knyttet til petroleumsvirksomhet i Barentshavet. BaSEC har utarbeidet en rekke rapporter og skal blant annet bidra til økt samarbeid om HMS i Barentshavet, informasjonsutveksling, hensiktsmessig beredskap og standardisering.

Ptil har en koordinerende rolle og oversender deler av samtykkesøknaden til Miljødirektoratet til uttalelse. Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet ikke har hatt merknader til søknadene. Miljødirektoratet opplyser at det har forekommet at operatøren gir motstridende informasjon til myndighetene i søknadene, og at det er gjort endringer i perioden fra søknad om tillatelse etter forurensningsloven til søknad om samtykke. Dette kan være endringer i utformingen av brønnen som får betydning for hvor mye olje som vil slippes ut, og hvor lenge et oljeutslipp vil vare, og dermed for miljørisiko og beredskapsbehov. Dermed kan søknaden om samtykke inneholde ny informasjon av betydning for Miljødirektoratet. Endringer i utformingen av brønnen kommer ikke nødvendigvis fram av informasjonen som Ptil sender til Miljødirektoratet. Derfor er det ifølge direktoratet viktig med tett dialog med Ptil i saksbehandlingen.

Saksmappegjennomgangen viser at Ptil fører tilsyn med operatørenes beredskapsorganisasjon, men dette omfatter ikke beredskap mot akutt forurensning. Ptils tilsyn har oppmerksomhet på elektriske anlegg, arbeidsmiljø, ising, barrierestyring. Ingen av tilsynene har vært felles med Miljødirektoratet. Ptil opplever at felles tilsyn er arbeidskrevende, men etatene opplyser at de samordner tilsynsplanene.  

Olje- og energidepartementet koordinerer saksbehandlingen av PUD som skjer i samarbeid med Arbeids- og sosialdepartementet, OD og Ptil. Planlegging av utbygging av et oljefelt innebærer faste milepæler der rettighetshaveren først beslutter å konkretisere mulige utbyggingsløsninger, deretter velger en løsning som utredes videre, og til slutt beslutter investeringen og leverer inn PUD til Olje- og energidepartementet.[40]Fotnote 40Olje- og energidepartementet, Arbeids- og sosialdepartementet (2018) Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum (PAD). I det videre forenkles omtalen til å omfatte kun PUD.  Utbygginger med en kostnadsramme på over 20 milliarder kroner krever Stortingets tilslutning; mindre utbygginger besluttes av regjeringen.

PUD består av to deler, en utbyggingsplan og en konsekvensutredning:

• Utbyggingsplanen skal blant annet beskrive hovedtrekkene i den valgte utbyggingsløsningen, planlagt produksjonsteknologi og hovedplan for bore- og brønnaktivitet. Den skal også gi en teknisk beskrivelse av innretningen. Prosjektet skal være utviklet så langt at utbyggingskostnaden kan beregnes med rimelig sikkerhet.
• Konsekvensutredningsdelen skal omtale hvilke konsekvenser de planlagte utbyggingstiltakene vil ha for miljø, naturressurser og samfunn. Ifølge Olje- og enerigdepartementet er dokumentasjonskravene i konsekvensutredningen tilpasset miljømyndighetenes behov for opplysninger, blant annet vurderinger av beste tilgjengelige teknologi.

Figur 10 viser viktige milepæler for utbyggingen av feltene Goliat og Johan Castberg, som henholdsvis er i drift og under utbygging.

12.5.1 Myndighetenes saksbehandling i planleggingsfasen forut for PUD

Involvering av myndighetene i planleggingen (utbyggingsdelen av PUD)

Oppdatert PUD-veiledning, utgitt i 2018 av Olje- og energidepartementet og Arbeids- og sosialdepartementet, understreker at det er svært viktig at operatøren involverer myndighetene i planleggingsfasen for å få ulike problemstillinger belyst og vurdert i tidlig fase av prosjektet.[41]Fotnote 41Olje- og energidepartementet, Arbeids- og sosialdepartementet (2018) Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum (PAD). I det videre forenkles omtalen til å omfatte kun PUD. Dette omfatter også at rettighetshaveren på et tidlig tidspunkt bør avklare miljømyndighetenes behov for opplysninger til deres saksbehandling av tillatelse etter forurensningsloven. Det framgår av intervjuer at både OD og Ptil er tett involvert i planleggingen av en utbygging, og at Miljødirektoratet vanligvis ikke har kontakt med operatørene i planleggingsfasen for PUD. Ifølge Miljødirektoratet er det ingen avtaler mellom Miljødirektoratet og OD som sikrer at Miljødirektoratet blir involvert i dialogen med operatøren.

Intervju med Klima- og miljødepartementet og Miljødirektoratet og dokumentasjon viser at miljømyndighetene er opptatt av at miljøhensyn blir vurdert tidlig i planleggingsprosessen slik at de kan bli lagt til grunn ved valg av konsept for og utforming av utbyggingsløsningen. Ifølge Miljødirektoratet begrenser saksbehandlingen av en feltutbygging i henhold til petroleumsforskriften i realiteten direktoratets eget handlingsrom ved tildeling av tillatelse etter forurensningsloven. Miljødirektoratets tillatelse tildeles først i forbindelse med oppstart av produksjonen.

Miljødirektoratet ønsker å gi informasjon og tilkjennegi tydelige standpunkter tidlig i myndighetsdialogen med operatøren. Miljødirektoratet bruker derfor høringen av konsekvensutredningen til å varsle om krav ved direktoratets senere behandling av tillatelse etter forurensningsloven.[42]Fotnote 42Prop. 80 S (2017–2018) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten. Klima- og miljødepartementet har tatt opp muntlig med Olje- og energidepartementet at miljømyndighetene vil ha en tettere dialog med ressursmyndighetene i planleggingsfasen forut for innlevering av PUD. Klima- og miljødepartementet vurderer at det ikke er behov for juridiske endringer for at miljømyndigheten kan ha innsyn i dokumentasjon og delta tettere i planleggingsfasen forut for PUD.

Saksmappegjennomgangen viser at OD og Ptil deltar på hverandres møter med operatøren der det er hensiktsmessig. Ptil opplyser at det i planleggingsfasen har begrensede virkemidler for å pålegge løsningsalternativer som ikke er hjemlet i HMS-regelverket, men at det opplever at operatøren tar hensyn til faglig godt begrunnede tilbakemeldinger. Ifølge intervjuene har OD flest møter med operatøren og vurderer hvilke konsekvenser operatørens valg av løsninger har på verdiskapning og ressursutnyttelse, inkludert konsekvensene av eventuelle tiltak som Miljødirektoratet fremmer. Miljødirektoratet viser til at OD har en sentral oppgave i å være pådriver for at de tekniske løsningene som er av betydning for utslippene fra innretningen, oppfyller kravene i regelverket og er beste tilgjengelige teknologi.[43]Fotnote 43Best tilgjengelig teknologi betyr å bruke den teknologi som ut fra en samlet vurdering av nåværende og fremtidig bruk av miljøet og av økonomiske forhold, gir de beste resultater, jf. forurensningsloven. Mulig elektrifisering, deteksjonsutstyr for utslipp og rensing av borekaks og produsert vann er tema som Miljødirektoratet forventer at OD tar opp med operatøren, men direktoratet har ikke kjennskap til hvordan OD ivaretar dette ansvaret.

OD mener at forvaltningsplanen og regelverket gir en tilstrekkelig ramme og den nødvendige forutsigbarheten for at operatøren skal kunne ta miljøhensyn i et utbyggingsprosjekt. OD opplyser videre at diskusjoner om miljøhensyn som har vært viktige for valg av utbyggingsløsning for Johan Castberg, hovedsakelig har dreid seg om muligheten for elektrifisering av anlegget. OD opplyser at direktoratets pådriverrolle ikke alltid vil framkomme av dokumentasjonen, men at den kommer til uttrykk på møter med rettighetshaveren. Olje- og energidepartementet opplyser i intervju at ODs kompetanse på miljøområdet er er knyttet til mulige tekniske løsninger for å redusere utslipp. OD vurderer om rettighetshavernes løsninger er i tråd med regelverket og representerer den best tilgjengelige teknologien, og om beregninger av nytte og kostnader av miljøtiltak er gjort på en god måte.

Konsekvensutredning i forbindelse med PUD (konsekvensutredningsdelen av PUD)

Operatøren utarbeider først et forslag til program for konsekvensutredning som sendes på høring.[44]Fotnote 44Olje- og energidepartementet, Arbeids- og sosialdepartementet (2018) Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum (PAD). Deretter fastsetter Olje- og energidepartementet utredningsprogrammet, og operatøren utarbeider konsekvensutredningen som sendes på offentlig høring. Operatørens oppsummering av og kommentarer til høringsinnspillene inngår i konsekvensutredningsdelen av PUD. Olje- og energidepartementet bekrefter ved godkjennelse av PUD om operatørens utredningsplikt er oppfylt. Departementet mener at miljøhensyn er godt ivaretatt fordi ressursmyndighetenes tilbakemeldinger til operatøren ved ulike milepæler i planleggingen inkluderer forhold knyttet til miljø.

Klima- og miljødepartementet, Nærings- og fiskeridepartementet og Samferdselsdepartementet med underliggende etater er blant høringsinstansene. Klima- og miljødepartementet vurderer at det normalt ikke er behov for å kreve en egen konsekvensutredning etter forurensningsloven, og at konsekvensutredningen som gjennomføres etter petroleumsloven, som regel redegjør tilstrekkelig for de miljømessige konsekvensene av den planlagte utbyggingen, og at dobbelregulering ikke er ønskelig. Klima- og miljødepartementet ønsker imidlertid å være tettere involvert i behandlingen av konsekvensutredningen enn tilfellet er i dag.

Konsekvensutredningen skal blant annet beskrive utbyggingen og dens antatte virkninger på miljø, naturressurser og fiskerier, hvordan operatøren vil ta hensyn til konsekvenser av utslipp for dyre- og planteliv, og hvordan kravet til beste tilgjengelige teknologier skal ivaretas.[45]Fotnote 45Olje- og energidepartementet, Arbeids- og sosialdepartementet (2018) Veiledning til plan for utbygging og drift av en petroleumsforekomst (PUD) og plan for anlegg og drift av innretninger for transport og for utnyttelse av petroleum (PAD) og petroleumsforskriften. Prosessen med konsekvensutredningen må starte i tilstrekkelig god tid før innlevering av PUD, slik at eventuelle kommentarer og merknader kan innarbeides i PUD. Etter ODs vurdering legger høringsprosessen opp til at innspill skal komme tidsnok for eventuelt å bli tatt hensyn til av operatøren, og at disse vanligvis ikke innebærer endringer av selve konseptvalget. Ifølge Miljødirektoratet er det likevel en utfordring at mange avgjørende valg for utbyggingsløsning og teknologier allerede er tatt når konsekvensutredningen høres.[46]Fotnote 46Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. For Goliat og Johan Castberg gikk det henholdsvis 33 og 54 dager fra fristen for høring av konsekvensutredningen til operatøren innleverte PUD til departementet, jf. figur 10.

En gjennomgang av operatørens oppsummering av høringsinnspill til stortingsproposisjonene for utbyggingen av Goliat- og Johan Castberg-feltene viser at operatøren i all hovedsak kommenterer innspillene ved å redegjøre for valgte løsninger og gi informasjon, eller ved å henvise til senere myndighetsprosesser. Miljødirektoratet opplever at konsekvensutredningene i for liten grad viser til miljøkonsekvenser av ulike alternative utbyggingsløsninger og teknologivalg.[47]Fotnote 47Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016.

Miljødirektoratet mener i sin høringsuttalelse til konsekvensutredning for Johan Castberg-feltet at selv om operatøren er mottaker, er innspillene også rettet mot Olje- og energidepartementet, som skal legge saken fram for Stortinget.[48]Fotnote 48Miljødirektoratet (2017) Kommentarer til konsekvensutredning for Johan Castberg. 18. september 2017. Miljødirektoratet peker på at noen av deres kommentarer til konsekvensutredningen er viktige for direktoratets senere myndighetsutøvelse ved tillatelse etter forurensningsloven. Gjennom sitt høringssvar ønsker direktoratet at operatøren blir tidlig kjent med direktoratets forventninger og kan sørge for nødvendige tiltak på en kostnadseffektiv måte. I sin høringsuttalelse peker Miljødirektoratet blant annet på følgende:

• Operatøren bør bedre belyse faktorer som kan påvirke miljørisikoen.
• Den potensielt høye utslippsmengden av olje under produksjonsboring er problematisk og utgjør en betydelig miljørisiko for sjøfugl dersom store mengder av oljen når land.
• Konsekvensutredningen synliggjør ikke hvordan en oljevernaksjon med et stort antall beredskapssystemer i praksis vil la seg gjennomføre.
• Lokal lekkasjedeteksjon er den beste tekniske løsningen for å oppdage lekkasjer av olje og forurensninger under vann tidlig.
• Reinjeksjon i reservoaret og rensing er den beste miljøløsningen for å håndtere produsert vann. Miljødirektoratet mener at best tilgjengelig renseteknologi tilsier at direktoratet i tillatelsen etter forurensningsloven kan komme til å sette en lavere grenseverdi enn maksimumskravet i regelverket. Tilsvarende må operatøren også ta høyde for at direktoratet vil stille vilkår for å redusere utslipp av et miljøfarlig stoff.

Miljødirektoratet ber i høringsuttalelsene til konsekvensutredningen om tilleggsinformasjon eller peker på mangler i konsekvensutredningen. Direktoratet har imidlertid ikke innsyn i hvordan disse blir håndtert av operatøren og fulgt opp av ressursmyndighetene før utkast til regjeringsbeslutning eller stortingsproposisjon legges fram. I dette utkastet er kommentarer til høringsuttalelsene vedlagt.

HMS-regelverket er i stor grad funksjonsbasert. Arbeids- og sosialdepartementet mener imidlertid at det er viktig å fastsette konkrete vilkår i PUD dersom regelverket ikke er godt nok til å oppnå det departementet ønsker, og at konkrete vilkår er en god måte å påvirke innholdet i PUD på. For eksempel har det vært viktig med vilkår i tilfeller der operatøren har gått bort fra å installere utstyr for å oppdage lekkasjer. Miljømyndighetene foreslo ved godkjenning av PUD for Johan Castberg at Olje- og energidepartementet skulle stille vilkår stille vilkår om lekkasjedeteksjon. Høringsuttalelsen om lekkasjedeteksjon var formulert i samråd med Ptil. Videre foreslo Miljødirektoratet at produsert vann skal injiseres i reservoaret. Klima- og miljødepartementet opplyser at det kan bli utfordrende for Miljødirektoratet å bruke tillatelsen etter forurensningsloven til å stille strengere krav enn det operatøren har planlagt for på tidspunktet da søknaden foreligger.

Miljømyndighetene mener i høringsuttalelsene for Goliat-utbyggingen at konsekvensutredningen dekker de viktigste forholdene når det gjelder ytre miljø, og at den valgte utbyggingsløsningen er den miljømessig minst belastende.[49]Fotnote 49St.prp. nr. 64 (2008–2009) Utbygging og drift av Goliatfeltet. Miljømyndighetene trekker fram flere forhold som operatøren må ta hensyn til i sine utbyggingsplaner for å kunne få tillatelse etter forurensningsloven, blant annet må operatøren

• kunne dokumentere reinjeksjon og rensing av produsert vann
• sikre at også boreinnretningen oppfyller krav til nullutslipp til havet for at både regulære utslipp og akutt forurensning skal minimeres
• oppdatere miljø- og beredskapsanalysene

I høringen for Goliat-feltet kommenterer Ptil at konsekvensutredningen i noen grad redegjør for vurderinger og tiltak for å redusere sannsynligheten for akutte utslipp, og at det forventer at det samlede bildet av operatørens vurderinger og sannsynlighetsreduserende tiltak vil komme fram i PUD. Ptil vil da saksbehandle operatørens tiltak i PUD.

6.5.2 Godkjenning av PUD

Olje- og energidepartementets godkjenning av PUD forutsetter i praksis Arbeids- og sosialdepartementets anbefaling. Ifølge Arbeids- og sosialdepartementet blir de to departementene vanligvis enige. Ved uenighet må saken avgjøres politisk. I stortingsproposisjonene for godkjenning av PUD for Goliat- og Johan Castberg-feltet gjengis Arbeids- og sosialdepartementets vurdering av PUD under henvisning til Ptils vurdering.[50]Fotnote 50Prop. 80 S (2017–2018) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten. St.prp. nr. 64 (2008–2009) Utbygging og drift av Goliatfeltet.

OD vurderer om operatørens avbøtende tiltak for å begrense utslipp til havet er tilfredsstillende. ODs vurdering og anbefaling til Olje- og energidepartementet er – i motsetning til Ptils vurdering – inkludert i proposisjonen for Johan Castberg-feltet og omtaler undergrunnen, utbyggingsløsningen, utslipp og miljø, og økonomi. OD viser i intervju til at direktoratet ikke har vurdert særskilt Miljødirektoratets forslag om å stille vilkår for injeksjon av produsert vann ved Castberg-utbyggingen, og til at det forholder seg til utslippsgrenser gitt i HMS-regelverket. Olje- og energidepartementet påpeker at regelverket må være utgangspunktet for myndighesutøvelsen, og at en myndighet ikke kan kreve at en privat aktør velger løsningers som ivaretar lavere grenseverdier enn dette.

Olje- og energidepartementet opplyser at utkast til stortingsproposisjon med anbefaling om godkjennelse og eventuelle vilkår sendes på høring i berørte departementer før den behandles i regjeringen. I denne høringsrunden har departementene anledning til å avklare eventuelle uenigheter, eller de kan legge disse uenighetene fram for regjeringen, som veier ulike hensyn opp mot hverandre.

Saksmappegjennomgangen viser at Olje- og energidepartementet og Klima- og miljødepartementet hadde et møte for å drøfte behovet for vilkår ved godkjenning av PUD for Johan Castberg-feltet. Ifølge Olje- og energidepartementet er det imidlertid ikke hensiktsmessig å stille vilkår om enkelte tiltak som allerede ligger i PUD, ettersom rettighetshaverne plikter å gjennomføre det som er beskrevet. For eksempel bekreftet operatøren i PUD at det ville bli installert utstyr for lekkasjedeteksjon.[51]Fotnote 51Prop. 80 S (2017–2018) Utbygging og drift av Johan Castberg-feltet med status for olje- og gassvirksomheten. Miljødirektoratet viser både i høringsuttalelsen og i intervju til at det flere ganger har opplevd at operatøren har endret tekniske løsninger sammenlignet med de som var forutsatt i konsekvensutredningen, eller at operatøren ikke etterkommer forsikringene gitt i svar til høringsinnspillene. Direktoratet mener at det er et problem at det ikke alltid er samsvar mellom det som operatøren legger fram i konsekvensutredningen, beslutningsgrunnlaget for å godkjenne PUD og løsningen som realiseres. Ifølge Klima- og miljødepartementet er det Olje- og energidepartementets ansvar å følge opp at rettighetshaver faktisk gjennomfører planlagte løsninger framlagt i PUD og konsulterer andre myndigheter dersom det er endringer av betydning.

Dokumentasjonen i saksmappen viser at Klima- og miljødepartementet reagerte på at Miljødirektoratets høringsuttalelse om lekkasjedeteksjon og håndtering av produsert vann på Johan Castberg verken er kommentert av Olje- og energidepartementet i proposisjonen eller av operatøren i gjennomgangen av uttalelsene i vedlegget til proposisjonen. Olje- og energidepartementet vurderte imidlertid at høringsuttalelsen gikk utenfor formålet med høringsrunden, og at forslag om vilkår eventuelt må komme fra Klima- og miljødepartementet. Olje- og energidepartementet innarbeidet enkelte kommentarer fra Klima- og miljødepartementet i stortingsproposisjonen, men ønsket ikke å stille vilkår om enkelte avbøtende tiltak som allerede lå i PUD.

12.6.1 Samtykke til å ta i bruk innretningen

Før en produksjonsinnretning kan tas i bruk for første gang og produksjonen kan starte opp, må rettighetshaveren søke om samtykke fra både OD og Ptil. Myndighetene skal gjennom vurdering av samtykkesøknaden følge opp at rettighetshaveren gjennomfører aktivitetene sine i tråd med regelverk og tidligere vedtak. For OD innebærer samtykke at det kontrollerer at de ressursrelaterte vilkårene og forutsetningene stilt i forbindelse med PUD, er oppfylt, mens Ptil følger opp at bruk av innretningen oppfyller regelverkskrav på HMS-området.

OD gir sitt samtykke til oppstart av en innretning under forutsetning av Ptils samtykke og Miljødirektoratets tillatelse etter forurensningsloven. OD gir samtykke til oppstart når operatør og partnerskap kan bekrefte at utbyggingsprosjektet er gjennomført, klar til oppstart, og at relevante vilkår er oppfylt. OD opplyser at hver myndighet har ansvar for å følge opp vilkårene i PUD i henhold til det regelverket den forvalter. Klima- og miljødepartementet understreker at Olje- og energidepartementet har ansvar for å følge opp at selskapene faktisk gjennomfører løsningene framlagt i PUD, og for å konsultere andre myndigheter dersom det er endringer av betydning.

Ptil opplyser at det ved samtykke til igangsetting av drift vil kunne basere samtykkebehandlingen på erfaringer fra tilsyn i planleggings- og byggefasen. Selve samtykkesøknaden utgjør dermed en mindre, men sentral del av tilsynets beslutningsgrunnlag for å samtykke til at en innretning tas i bruk eller drift settes i gang. Riksrevisjonens undersøkelse av Petroleumstilsynets oppfølging av helse, miljø og sikkerhet i norsk petroleumsvirksomhet viser at operatøren på Goliat-feltet sendte søknad om samtykke til oppstart i februar 2015. Dette var samtidig som plattformen forlot verftet i Asia.[52]Fotnote 52Dokument 3:6 (2018–2019) Riksrevisjonens undersøkelse av Petroleumstilsynets oppfølging av helse, miljø og sikkerhet i norsk petroleumsvirksomhet. I forbindelse med samtykkesøknaden gjennomførte Ptil fem tilsyn med områder der det tidligere hadde vært til dels store utfordringer, og det hadde møter med operatøren. I tillegg ba Ptil partneren i utvinningstillatelsen om å vurdere beslutningsgrunnlaget som operatøren la til grunn for oppstart av Goliat-plattformen. Ptil ga sitt samtykke under forutsetning av at avtalte aktiviteter ble gjennomført, og at partneren i rettighetshavergruppen bekreftet at oppstart var forsvarlig. Miljødirektoratet ga tillatelse etter forurensningsloven og OD samtykket til oppstart av Goliat-feltet 20. januar 2016. Under Ptils tilsyn i 2018 med beredskapen både på Goliat-plattformen og på boreinnretningen ble det påvist flere avvik hos både operatør og riggselskap, blant annet innen følgende områder:

• planlegging og risikostyring av bore- og brønnoperasjoner
• gjennomføring av systematisk beredskapstrening av alle innsatsgrupper
• trening av og øvelser for brønn- og borepersonell.[53]Fotnote 53Ptil (2018) Rapport etter tilsyn med ENI Norge AS og Transocean sin planlegging og gjennomføring av bore/brønnoperasjoner og beredskap på Songa Enabler.

Som forbedringspunkt trakk Ptil fram mangelfull læring etter brønnkontrollhendelser.

12.6.2 Miljødirektoratets saksbehandling av tillatelse etter forurensningsloven for Goliat-feltet

Figur 10 viser at saksbehandlingen av tillatelse etter forurensningsloven for Goliat-feltet foregikk fra januar 2015 til januar 2016, det vil si seks år etter at PUD ble godkjent. Miljødirektoratets mulighet til å stille strenge vilkår utover det som selskapene selv planlegger, er ofte i realiteten begrenset av faktorer som kostnader og sikkerhet.[54]Fotnote 54Miljødirektoratet (2016) Petroleumssektoren og hensynet til marint miljø. Rapport M-621/2016. Selv om direktoratet mener at en utbyggingsløsning ikke ivaretar miljøkrav på best mulig måte, er det ifølge intervju i praksis umulig å ikke gi tillatelse etter forurensningsloven eller å stille det Miljødirektoratet mener er nødvendige krav.

I tillatelsen etter forurensningsloven legger direktoratet til grunn operatørens beregning av bruk og utslipp av kjemikalier. De mest miljøskadelige kjemikaliene skal bare brukes i lukkede systemer. Unntaket er brannskum, hvor operatøren argumenterer med at det er nødvendig å bruke den mest miljøskadelige kjemikalietypen fordi dette er det eneste som vil fungere i sterk kulde. Kravene til andre utslipp følger av HMS-forskriftene. Direktoratet vurderer den valgte løsningen for utslipp av olje gjennom produsert vann som beste tilgjengelige teknologi.

I høringsuttalelsene til konsekvensutredningen for Goliat-utbyggingen viser Miljødirektoratet til at det forventer at best tilgjengelig teknologi brukes for å redusere utslipp, og at operatøren redegjør for utslipp av produsert vann og utslippsreduserende tiltak når den søker om tillatelse etter forurensningsloven, se vedlegg 2. Miljødirektoratet konstaterer i vedtaket sitt for tillatelse etter forurensningsloven at det installerte rensesystemet på Goliat er i henhold til best tilgjengelig teknologi. Direktoratet viser videre til at det har stilt krav til system for overvåking av eventuelle lekkasjer.

Beredskapen planlegges etter et tenkt utslipp fra produksjonsboring. Dette er den hendelsen som vil kunne ha de største miljøkonsekvensene. I tillatelsen etter forurensningsloven stiller Miljødirektoratet krav til blant annet beredskapsressurser og kapasitet. Operatøren skal kunne starte arbeidet med mekanisk oppsamling og dispergering av oljen innen to timer. Operatøren skal også kunne gjennomføre en strandrensingsaksjon. Miljødirektoratet stiller også krav til at beredskapsplanen skal ta høyde for aksjoner for å håndere olje utover dimensjonerende scenarioer.[55]Fotnote 55Miljødirektoratet (2016) Tillatelse etter forurensningsloven til boring av produksjonsbrønner på Goliatfeltet PL 229. Miljødirektoratet viser til at beredskapsplanen skal omtale bekjempelse av verste utslippsscenario. Miljødirektoratet krever at tilgjengeligheten av ressursene skal inngå i planen og kartlegges regelmessig.

Saksmappegjennomgangen viser at Miljødirektoratet har gjennomført tre tilsyn med Goliat / landorganisasjonen til Goliat (i 2014, 2016 og 2017). Miljødirektoratet har ikke gjennomført tilsyn med oljevernberedskapen på Goliat etter at feltet kom i drift.