Oversendelse av klager på utslippstillatelser

Statoil, Norsk Hydro, Esso Norge og Norske Shell har påklaget SFTs vedtak om utslippstillatelser for NMVOC ved lasting og lagring av råolje offshore. SFT anbefaler å endre kravet til innfasing av teknologi slik at kravet ved utgangen av 2001 faller bort og blir erstattet med krav om at 40 % av råoljen skal lastes og lagres med utslippsreduserende teknologi innen utgangen av mars 2003. Kravet om 70 % innfasing innen utgangen av 2003 og 95 % innfasing ved utgangen av 2005 bør opprettholdes. Det bør videre stilles krav til operatørene om dokumentasjon for at det er tatt de nødvendige skritt for å nå kravene i 2003 og 2005 innen utgangen av desember 2001. Minimumskravene til gjenvinningsteknologien som skal benyttes anbefales opprettholdt. Kravene som er stilt til teknologien skal gjelde for nye gjenvinningsanlegg.

Statens forurensningstilsyn (SFT) viser til vedtak om utslippstillatelser for NMVOC ved lasting og lagring av råolje offshore sendt ut i perioden 9. oktober til 6. november 2000. Vedtakene er sendt til operatørene for henholdsvis Statfjord, Gullfaks, Heidrun, Norne, Åsgard, Yme, Njord, Varg, Draugen, Balder og Jotun (ref. 1-11). Videre viser vi til klager på vedtakene fra operatørene datert 29. november til 4.desember 2000 (ref. 12-21) og brev mellom operatører og SFT inneholdende kommentarer til vedtakene samt tilleggsinformasjon (ref. 22-29). Vi viser også til brev fra SFT til Miljøverndepartementet (MD) datert 22.11.00.

Vedlagt følger referanselisten, nevnte klagebrev samt øvrig relevant saksdokumentasjon.

1 SFTs vedtak

Utslipp fra lasting og lagring av råolje til havs bidrar til forhøyede VOC- konsentrasjoner i atmosfæren. Økte konsentrasjoner av VOC og NO_X i atmosfæren bidrar til hyppigere og kraftigere episoder med høye ozonkonsentrasjoner. Ozonepisoder er et betydelig problem i Europa, særlig i Sør- og Mellom-Europa. Også i Norge har vi episoder med høye ozonkonsentrasjoner.

Norge har en internasjonal forpliktelse til å redusere NMVOC-utslipp i henhold til

Genève- og Gøteborg protokollene. Lasting og lagring av råolje offshore er den største utslippskilden. SFTs tiltaksanalyse for reduksjon av NMVOC-utslipp i Norge viser at det er kostnadseffektivt å installere utstyr for gjenvinning av NMVOC ved lasting og lagring av råolje offshore. Tiltakene er dessuten nødvendige om Norge skal oppfylle forpliktelsene.

Utslippstillatelser er sendt til operatørene for lasting og lagring av råolje offshore. Disse er henholdsvis Den norske stats oljeselskap a.s (Statoil) på vegne av Statfjord, Gullfaks, Heidrun, Norne, Yme og Åsgard, Norsk Hydro ASA (Hydro) på vegne av Njord og Varg, A/S Norske Shell (Shell) på vegne av Draugen og Esso Norge AS (Esso) på vegne av Balder og Jotun.

Tillatelsene er gitt med vilkår om å redusere utslippene ved å installere gjenvinningsteknologi for avdampet NMVOC. Det skal benyttes best tilgjengelig teknologi, og valgt løsning skal ha en designfaktor for reduksjon av NMVOC på minimum 78 % som gjennomsnitt over hele lasteperioden. Regulariteten skal være minimum 95 %. Det er også stilt krav til andel av olje som skal lastes og lagres med NMVOC- reduserende teknologi for årene 2001-2005. Kravet til innfasing kan også oppfylles gjennom samarbeid med andre om raskere innfasing av teknologi ved andre laste- og lagerpunkter offshore, dersom det kan dokumenteres at dette vil gi minst tilsvarende reduksjoner av NMVOC-utslipp.

2 Innhold i klagene

De 11 enkeltvedtakene er påklaget av alle operatørene bortsett fra Yme som ifølge Statoil i brev til SFT datert 24.11.00 skal stenges ned senest 01.06.01. Dette er før første målepunkt (innen utgangen av 2001) og Yme vil dermed ikke bli omfattet av vedtaket. Ingen av naturvernorganisasjonene har hatt kommentarer til vedtakene. Nedenfor er hovedpunktene i klagene fra operatørselskapene gjengitt:

Krav til utslippsreduserende teknologi:
Alle aktuelle operatører hevder at kravene til designfaktor og regularitet er for strenge og ber om at de reduseres. Statoil, Hydro og Esso hevder at kravene er stilt betydelig over det som i dag er den best tilgjengelige teknologi og at dette er i strid med forurensningsloven og IPPC- direktivet. Statoil og Shell vil akseptere en designfaktor på minimum

70 % og en regularitet på minimum 75 %.

Tidsplan for innfasing av utslippsreduserende teknologi:
Alle selskapene klager på kravet om innfasing av teknologi. Dette gjelder både kravene ved utgangen av 2001, 2003 og 2005. Statoil har fremmet alternativ tidsplan med full implementering av gjenvinningsteknologi først innen utgangen av 2010 . De andre selskapene støtter forslaget fra Statoil.

Mulighet for fleksibel innfasing av teknologi:
Hydro stiller spørsmål ved om SFT har hjemmel i forurensningsloven til å pålegge tiltak ved andre felt.

Krav til utslippsreduserende teknologi på produksjons- og lagerskip:
Statoil påpeker at teknologien knyttet til såkalte FPSO-er (Floating Production Storage and Offloading units) ikke kan installeres stegvis. Statoil ber om at krav til tiltak knyttet til lagring settes til midt i innfasingsperioden. Esso mener at tidsplanen for installering av utslippsreduserende teknologi på FPSO-er er urealistisk og uforsvarlig og ber om at tidsplanen for disse forlenges til utgangen av 2005.

Tidsplan for etablering av utslippsfaktorer:
Statoil ber om at fristen for etablering av måleprosedyrer for bestemmelse og verifikasjon av utslippsfaktorer forlenges med et år. Hydro anser at tidsfristen er urealistisk om det kreves faktiske målinger ved alle utslippspunkt.

Subjektet for pålegget:
Statoil mener SFT ikke har grunnlag for å rette pålegget om utslippsreduksjoner for NMVOC til Statoil som operatør for lastebøyene ved Statfjord- og Gullfaks-feltet. Statoil hevder at det er eieren av oljen som er rett subjekt for pålegget. Hydro har gitt sin støtte til Statoils holdning på dette punkt.

3 SFTs vurdering

3.1 Krav til utslippsreduserende teknologi
Det er stilt krav til teknologi som skal installeres for gjenvinning av NMVOC. Best tilgjengelig teknologi skal benyttes og valgt løsning skal ha en designfaktor for NMVOC-reduksjon på minimum 78 % som gjennomsnitt ved både lagring og lasting. Regulariteten skal være minimum 95 %.

3.1.1 Presisering av teknologikravene

Selskapene synes i sine klager å legge til grunn ulik forståelse av kravet til designfaktor. SFT ser at formuleringen av kravet til designfaktor i utslippstillatelsene kan ha gitt opphav til ulik forståelse blant selskapene. SFT finner derfor grunn til å presisere og tydeliggjøre dette kravet.

Kravet til designfaktor innebærer at det skal installeres et anlegg basert på best tilgjengelig teknologi og som minimum skal være designet slik at 78 % forventes å være årlig gjennomsnittlig reduksjon av NMVOC for all lasting og lagring med teknologien. Dersom en slik reduksjon viser seg ikke å bli oppnådd for enkelte felt eller i enkelte år, har ikke operatøren brutt utslippstillatelsen under forutsetning av at anlegget er kjørt optimalt. Eventuelle avvik av denne karakter skal imidlertid rapporteres og forklares. Dersom avviket blir for stort selv med optimal drift av anlegget, må det forventes en gjennomgang av teknologien med hensyn til forbedringspotensialer, og krav om tiltak kan ikke utelukkes.

Kravet til regularitet er i tråd med det som lå til grunn i det fremforhandlede utkastet til avtale om reduksjoner i NMVOC-utslippene. Regulariteten vil generelt påvirkes av situasjoner som oppstår under lasting og som gjør at anlegget ikke er i drift som forventet. Anleggene forutsettes kjørt optimalt og eventuelle avvik fra kravet skal rapporteres og forklares.

3.1.2 Krav til designfaktor og regularitet

Alle aktuelle operatører hevder at kravene til designfaktor og regularitet er for strenge og ber om at kravene reduseres. Statoil, Hydro og Esso hevder at kravene er stilt betydelig over det som i dag kan anses som beste tilgjengelige teknikker og at dette er i strid med forurensningsloven og IPPC- direktivet (EU/96/61). De fremholder i forlengelsen av dette at SFT ikke har hatt det nødvendige grunnlag for å foreta den totalvurdering som loven krever.

SFT har ved fastsettelse av designfaktor og regularitet tatt utgangspunkt i teknologi som er kommersielt tilgjengelig på markedet i dag. SFT anser at oppfyllelse av kravene ikke er urimelig tyngende vurdert ut fra kostnader og andre eventuelle ulemper oppfyllelse av kravene innebærer, sammenholdt med den miljømessige betydningen av tiltakene.

SFTs tiltaksanalyse for reduksjon av NMVOC utslipp fra 1997 (ref.30) viser at utslippsreduserende tiltak i forbindelse med lasting av råolje offshore er det mest kostnadseffektive tiltaket for å redusere utslippene av NMVOC i Norge. Videre foreligger det kostnadsestimater fra teknologileverandører (ref 31), som også operatørene er kjent med. Disse gir SFT et tilstrekkelig grunnlag for å foreta en forsvarlig vurdering av fordeler og ulemper knyttet til gjennomføring av de tiltak som SFT har stilt krav om. Kostnadene for et NMVOC-anlegg designet for 78% gjenvinning er i størrelsesorden 75 MNOK. I tillegg vil det også være en betydelig gevinst i verdien av gjenvunnet NMVOC. Ut fra de opplysningene som foreligger kan avveiningen av den miljømessige betydningen av tiltakene og kostnadene samt andre eventuelle ulemper som er forbundet med disse ikke ses å være urimelig.

Samme vurdering har også vært avgjørende for ikke å kreve at det installeres anlegg med 90 % gjenvinning offshore, da dette også er teknisk mulig, men per i dag vil medføre et mer energi- og kostnadskrevende anlegg.

Statoil og Shell gir uttrykk for at de kan akseptere en designfaktor på minimum 70 % og en regularitet på minimum 75 %.

Disse tallene er basert på resultater som er oppnådd i tester offshore med første generasjons NMVOC-anlegg. SFT vil imidlertid påpeke at dette anlegget installert på M/T Anna Knutsen er et pilotprosjekt, og at erfaringene herfra må kunne forventes å bli brukt for blant annet å oppnå forbedringer med hensyn til gjenvinning av NMVOC og regularitet i fremtidige anlegg. Nyere tester og beregninger (ref. 28) bekrefter at teknologikravene som er stilt er mulige å oppfylle med teknologi som er tilgjengelig på markedet i dag . Minimum 78 % gjenvinning av NMVOC er mulig å oppnå med anlegg som er designet med 8 barg kolonnetrykk. Basert på kostnadsestimater anser SFT at det heller ikke er urimelig høye merkostnader forbundet med installering av disse anleggene i forhold til anlegg som er designet for å gi 70 % gjenvinning. For øvrig viser også forstudier og tester med andre teknikker potensiale for å oppnå høyere gjenvinningsgrader av NMVOC enn 78 %.

Etter SFTs vurdering er kravene som er stilt til operatørene fullt ut realistiske og kan heller ikke anses urimelig tyngende. Det er videre SFTs oppfatning at kravene vil fremme optimal drift av gjenvinningsanleggene, raskere utvikling av forbedrede anlegg og utvikling av nye teknikker.

Statoil forstår vedtaket slik at det for andre og tredje generasjons VOC-anlegg ikke bare forutsettes en designfaktor på 78 %, men at disse anleggene i praksis må ligge betydelig over nivået på 78 % for å kompensere for lavere designfaktor for de første anleggene.

SFT vil presisere at teknologikravene gjelder for nye gjenvinningsanlegg. Nye anlegg skal ikke måtte kompensere for lavere designfaktor i de første anleggene. Anlegg som allerede er installert med første generasjons teknologi skal fortsatt kunne være i drift. SFT gjør imidlertid oppmerksom på at det for disse kan bli stilt krav om oppgradering av teknologi på et senere tidspunkt.

Basert på dette anbefaler SFT å opprettholde kravet om at det skal benyttes best tilgjengelig teknologi og atvalgt løsning skal ha en designfaktor på minimum 78 % som gjennomsnitt ved både lagring og lasting. Krav om regularitet på minimum 95 % bør også opprettholdes. Kravene gjelder for nye gjenvinningsanlegg.

3.2 Tidsplan for innfasing av teknologi

SFT har i utslippstillatelsene stilt krav til innfasing av gjenvinningsteknologi for NMVOC for årene 2001 til 2005, hvor 30 % av råoljen offshore skal lagres og lastes med teknologi innen 2001, 70 % innen 2003 og 95 % innen utgangen av 2005.

Alle aktuelle operatører hevder at kravene til innfasing av teknologi ikke er mulige å oppfylle, særlig kravet til innfasing innen 2001. Statoil foreslår en alternativ innfasingstakt på 15 % innen 2002, 40 % innen 2004, 60-70% innen 2006 og 95 % innen 2008-2010. Hydro hevder at utviklingen av VOC-teknologien har vært mer komplisert enn tidligere antatt og at innfasingsplanene som var forutsatt i forhandlingene mellom myndighetene og oljebransjen er forskjøvet i tid. Esso hevder SFTs krav til innfasing ikke er realistisk. Shell erkjenner at det er teoretisk mulig å oppfylle kravet om innfasing isolert sett for Draugen. De mener imidlertid kravet om innfasing må sees i en større sammenheng og er villig til å forplikte seg til innfasing slik Statoil foreslår.

I henhold til forurensningsloven har operatøren en klar plikt til å unngå forurensning. Operatørene har årlig rapportert om store utslipp av VOC ved lasting og lagring av olje uten at det verken er truffet effektive tiltak for å redusere disse utslippene eller søkt myndighetene om tillatelse til forurensningen. Gjenvinningsteknologi for VOC er allerede i drift ved enkelte felt på utenlandsk sokkel. SFT hadde derfor forventet at operatørene hadde fokusert mer på dette arbeidet også innen vedtakene forelå. Det kan også nevnes at utslippene av NMVOC til luft på norsk sokkel i 1999 var ca. 200 000 tonn, og utslippene er økende. Til sammenligning var utslippene av olje til sjø ca. 3000 tonn dette året. Det er betydelige negative miljøeffekter forbundet med disse store utslippene av VOC.

Ny informasjon SFT har mottatt tilsier at implementering av teknologi tar noe lengre tid enn det som ble lagt til grunn ved utarbeidelse av vedtakene (ref. 28). Leveringstid for gjenvinningsanlegg vil være ca 12 mnd fra bestilling (ref.28). SFT finner det derfor naturlig å endre kravet i 2000 uten at det skal gå ut over ambisjonsnivået i 2003 og 2005. Dette foreslås gjort ved at kravet i 2001 frafalles og blir erstattet med krav om at 40 % av råoljen skal lastes og lagres med teknologi innen utgangen av mars 2003. Kravene for utgangen av 2003 og 2005 bør opprettholdes. Basert på opplysninger om leveringskapasitet hos aktuelle leverandører anser SFT at kravene til innfasing er realistisk å oppnå dersom arbeidet blir gitt tilstrekkelig prioritet. Vurdert i forhold til de negative miljøeffektene VOC-utslippene anses å ha, kan kravet heller ikke ses å innebære urimelige kostnader eller ulemper for øvrig for operatørene. Det vises også til at Norges internasjonale forpliktelser i henhold til Geneveprotokollen i dag blir brutt og at det er av betydning å begrense varigheten av dette forholdet.

Statoil, Hydro og Esso legger til grunn at det er Gøteborgprotokollen som er begrunnelsen for kravene og hevder at det ikke er nødvendig med en såpass ambisiøs innfasing av krav som SFT har satt siden den skal oppfylles innen 2010.

For utformingen av SFTs krav til innfasing i årene frem til og med 2005 er det imidlertid Geneveprotokollen som primært er av betydning. I Geneveprotokollen har Norge forpliktet seg til å redusere de nasjonale NMVOC-utslippene sør for 62. breddegrad med 30 % innen 1999 i forhold til utslippene i 1989. Denne reduksjonsforpliktelsen har ikke Norge oppfylt; vi har i dette tidsrommet i stedet økt de nasjonale utslippene med ca 25 %. Forpliktelsene i Gøteborgprotokollen innebærer samme ambisjonsnivå i utslippsreduksjonene. Forskjellen består i at forpliktelsene her gjelder hele landet og at utslippsreduksjonene skal innfris innen 2010. Forholdet er således at forpliktelsene i henhold til Geneveprotokollen gjelder inntil 2010, da Gøteborgprotokollens forpliktelser overtar.

Statoil og Hydro hevder at SFT i kravet om innfasing ikke har tatt hensyn til forholdet mellom miljøgevinst og kostnader og det forhold at oljeproduksjonen synker i årene fremover. Hydro hevder det er galt og urimelig at feltene Njord og Varg, som Hydro er operatør for, har fått utslippstillatelse for NMVOC med gjenvinningskrav idet feltene går inn i sin haleproduksjon.

SFTs vedtak er basert på at det ut fra en samfunnsøkonomisk vurdering er mest kostnadseffektivt å redusere NMVOC-utslippene ved lasting og lagring av råolje offshore når en ser disse operasjonene under ett i sektoren. Kostnadseffektivitetsberegningene er knyttet til installering av gjenvinningsanlegg om bord i lasteskip og lagerskip og bestemmes ut fra hvor mye NMVOC som damper av råoljen under lasting og lagring samt kostnadene ved investering og drift av anlegget.

SFT har i sine vedtak ikke tatt stilling til hvilken løsning operatørene vil benytte for å oppfylle kravene, herunder bl.a. plassering av gjenvinningsteknologien og kontraktsforhold mellom reder og operatør. Den mest aktuelle løsningen knyttet til lasting er imidlertid å installere gjenvinningsteknologi på skytteltankerene, og at operatørens kostnader knyttet til denne vil komme i form av en tilleggskostnad til reder per oljelast lastet med gjenvinningsteknologi. Ettersom både skytteltankerene og gjenvinningsteknologien i de fleste tilfeller vil kunne benyttes andre steder på sokkelen etter endt produksjon på felt med små reserver og haleproduksjon, må kostnadene forbundet med lasting av olje antas å være uavhengig av det enkelte felts levetid.

Lager- og produksjonsskip benyttes på felt med små reserver, og de er konstruert for enkelt å kunne flyttes fra felt til felt. Om gjenvinningsteknologi er installert, er det nærliggende å anta at det vil øke mulighetene for videre bruk samt bidra til å gi økt pris ved eventuelt videre salg eller utleie. Det enkelte felts antatte levetid er således heller ikke på dette punkt avgjørende ved avveiningen av fordeler og ulemper knyttet til en gjennomføring av de pålagte kravene. Dersom Hydro likevel ikke ønsker å foreta investeringer på lagerskipene ved Varg og Njord fordi feltene eventuelt går inn i sin haleproduksjon, er det nærliggende å anta at Hydro i stedet ønsker å oppfylle kravene ved å benytte en større andel lasteskip med gjenvinningsteknologi eller oppfylle kravet ved andre felt. SFT kan ikke forskuttere levetid for felt med haleproduksjon. Om feltene vil stenge ned før første målepunkt (utgangen av mars 2003) behøver imidlertid ikke operatøren å installere gjenvinningsteknologi og heller ikke inngå avtale om innfasing av teknologi andre steder.

Det er åpnet for at feltene som har fått utslippstillatelse for NMVOC kan gå sammen om å oppfylle kravene. Et samarbeid vil totalt sett trolig gi de mest kostnadseffektive løsningene.

SFT er kjent med at flere shuttletankere skal i dokk/verkstedopphold i løpet av 2001 og i begynnelsen av 2002. SFT forventer derfor at operatørene i den forbindelse tar de nødvendige skritt for å installere NMVOC-anlegg slik at kravene som er stilt til innfasing av teknologi oppfylles.

På bakgrunn av dette vil SFT anbefale MD å endre innfasingen slik at kravet i 2001 faller bort og blir erstattet med krav om at 40 % av råoljen skal lastes og lagres med teknologi innen utgangen av mars 2003. Kravet om 70 % innfasing innen utgangen av 2003 og 95 % innfasing ved utgangen av 2005 anbefales opprettholdt. I tillegg anbefaler vi at det stilles krav til operatørene om dokumentasjon for at de nødvendige skritt for å nå kravene i 2003 og 2005 er tatt innen utgangen av desember 2001.

3.3 Fleksibel innfasing av teknologi

For å fremme de mest kostnadseffektive løsningene kan kravet til innfasing også oppfylles ved å gjennomføre en raskere innfasingstakt av utslippsreduserende teknologi ved andre produksjon- og/eller lagerskip eller andre lastepunkter til havs dersom det kan dokumenteres at minst tilsvarende reduksjoner i totale NMVOC-utslipp på norsk sokkel kan oppnås.

Hydro forstår dette slik at kravet mot Hydros felt kan oppfylles ved at disse bidrar til økt reduksjon av VOC på andre felt med større miljømessig gevinst ved bruk av teknologien, og at dette er å anse som et pålegg dersom det ikke er grunnlag for å bruke teknologien på egne felt. Hydro er usikre på om det er hjemmel i forurensningsloven for et slikt pålegg og ber om at SFT gir sin vurdering av dette.

Muligheten for fleksibel innfasing er innført fordi SFT ønsker å legge til rette for å få et best mulig resultat gjennom en kostnadsmessig best mulig løsning. SFT er imidlertid av den oppfatning at det er grunnlag for å stille de krav vi har gjort i relasjon til operatørene for samtlige aktuelle felt, herunder de som måtte gå inn i sin haleproduksjon i nær fremtid, også uten den mulighet for fleksibel innfasing det er lagt opp til. Det vises i den forbindelse til fremstillingen ovenfor under pkt. 3.2. Slik fleksibel innfasing kan dermed bare anses som en tilleggsmulighet for operatørene. På denne bakgrunn kan vi ikke se at problemstillingen Hydro tar opp aktualiseres i dette tilfellet, og vi finner derfor heller ikke tilstrekkelig grunn til å gå nærmere inn på spørsmålet her.

3.4 Innfasing av teknologi på produksjons- og lagerskip

I utslippstillatelsene er det stilt samme krav til innfasing av gjenvinningsteknologi knyttet til lagring av råolje som for lasting av råolje.

Statoil påpeker at teknologien knyttet til FPSO-er ikke kan installeres stegvis og at dette kan få urimelige konsekvenser ved at alle tiltak må innføres det første året. Statoil ber om at krav til tiltak knyttet til lagring settes til et tidspunkt omtrent midt i innfasingsperioden.

Esso mener at tidsplanen for installering av utslippsreduserende teknologi på FPSO-er er urealistisk og uforsvarlig og viser blant annet til informasjon om at verken FPSO-ene på Balder- eller Jotun er konstruert for krav til NMVOC-reduksjoner. Esso mener derfor at tidsplanen for tiltak knyttet til lagring bør forlenges til utgangen av år 2005. Videre hevder Esso at ytterligere utsettelse kan bli nødvendig dersom Esso støter på uforutsette problemer under arbeidet med å finne forsvarlige løsninger for FPSO-ene på Jotun og Balder.

SFT er klar over at installering av teknologi knyttet til lagerskip/FPSO-er ikke kan skje gradvis.Imidlertid er utslippstillatelsene og kravene utformet slik at innfasing på disse kan vente der det er hensiktsmessig såfremt kravene likevel nås gjennom å installere teknologi på skytteltankere som betjener feltet eller på andre felt.

SFT tar ikke stilling til hva som er mest kostnadseffektivt på det enkelte felt. For enkelte vil det være best å vente med tiltak knyttet til lagring, mens det for andre kan være effektivt og billigere å gjennomføre slike tiltak i en tidlig fase. Ved at innfasingskravene gjelder samlet for lagring og lasting av olje, anser SFT at muligheten for fleksible løsninger er størst og lik for alle berørte felt. Slik SFT vurderer dette vil forslagene fra henholdsvis Statoil og Esso redusere muligheten for fleksible løsninger i forhold til kravene stilt i utslippstillatelsene.

Det kan også nevnes at tiltak knyttet til lagring kan mer enn halvere NMVOC-utslippene for de fleste felt og at implementering av gjenvinningsteknologi i en tidlig fase dermed øker muligheten for fleksible løsninger ytterligere. Videre gir tiltak i forbindelse med lagring en positiv gevinst og dermed økt fleksibilitet i forhold til sluttpunktet i innfasingsperioden da det ved utgangen av år 2005 ikke skal være 100 %, men 95 % av råoljen som skal lagres og lastes med gjenvinningsteknologi. Med de ovenfor nevnte begrunnelser anbefaler SFT at kravene til innfasing av gjenvinningsteknologi knyttet til lagring av råolje opprettholdes.

3.5 Etablering av utslippsfaktorer

Ifølge vedtakene skal operatørene etablere prosedyre for bestemmelse og verifikasjon av utslippsfaktorer senest innen 1. juli 2001.

Statoil hevder at etablering av måleprosedyrer for bestemmelse og verifikasjon av utslippsfaktorer vil være vanskelige å gjennomføre innen fristen og ber om at fristen forlenges med ett år. Statoil forutsetter at det ikke stilles krav til kontinuerlige målinger og at målingene gjøres initielt og deretter legges til grunn for senere rapportering av utslipp.

Hydro mener det ikke fremgår av kravet hvilke tiltak som er nødvendig for å verifisere utslippsfaktorene. Ifølge Hydro kan det etableres modellverktøy som, kostnadseffektivt og med rimelig grad av nøyaktighet, kan benyttes som verifikasjon av utslippsfaktorer. Om det likevel kreves faktiske målinger ved samtlige utslippspunkter, anser Hydro at tidsfristen er urealistisk.

SFT legger til grunn at det er operatørene som skal foreslå nødvendige tiltak for å bestemme og verifisere utslippsfaktorer med rimelig grad av sikkerhet, herunder vurdere blant annet bruk av kontinuerlige målinger, frekvens av målinger og bruk av modellverktøy opp mot nøyaktighet og kostnader. Kravet innebærer ikke at alle utslippsfaktorer skal være ferdig verifisert innen 1. juli 2001, men at det skal være etablert måleprosedyre for både bestemmelse og verifikasjon av utslippsfaktorer innen denne fristen. SFT er kjent med at arbeidet med å få etablert prosedyrer er i gang og anser derfor at forslag til måleprosedyre bør kunne være etablert innen fastsatt frist. SFT anbefaler derfor at fristen opprettholdes.

3.6 Subjektet for påleggene

SFT har rettet pålegget om utslippsreduksjoner for NMVOC til operatørene for laste- og lagerpunkt offshore, herunder Statoil som operatør for lastebøyene ved Statfjord- og Gullfaksfeltet .

Statoil hevder at det ikke er grunnlag for å rette pålegget mot operatør for bøyene i henhold til fl § 11, jfr § 7 og 2 nr. 5. Statoil anser videre at operatørens ansvar for vedlikehold av lastepunktet er et utenforliggende hensyn. Statoil mener at det er eieren av oljen som er rett subjekt for pålegget og at det derfor også må rettes krav om utslippsreduksjoner til operatørene for de berørte tredjepartsfelt. Statoil hevder at selve lasteoperasjonene, som henholdsvis Statfjord og Gullfaks har ansvaret for, skjer tilnærmet uten forurensning. Utslippene av NMVOC skjer ifølge Statoil etter relevering av oljen til eieren. Ifølge Statoil fremstår det derfor som vilkårlig, som sterkt urimelig og som usaklig forskjellsbehandling når eieren av lastebøyen v/operatøren utpekes som eneansvarlig for pålegget. Statoil vil akseptere at det rettes et overordnet pålegg mot operatøren av lastebøyen på vegne av henholdsvis Gullfaks og Statfjord dersom det også rettes pålegg til operatørene av de berørte tredjepartsfeltene. I motsatt fall mener Statoil at vedtaket må anses ugyldig, og må endres. Hydro støtter Statoils argumenter.

Etter SFTs vurdering er det ikke tvil om at det er lasteoperasjonen ved bøyene som utløser avdampningen av NMVOC og dermed forurensningen. Den forurensende virksomhet som her er gjenstand for regulering gjennom tillatelse etter fl. § 11 er således den virksomhet som finner sted i forbindelse med lasting av olje ved bøyene og er altså uløselig knyttet til denne. Det er da i overensstemmelse med forurensningsloven (jfr. dens § 7 og § 2 nr.5) at det selskap som står for selve driften av den forurensende virksomhet er den som primært anses som ansvarlig. Det er dette selskap (operatøren) som ut fra sin rettslige og faktiske posisjon står nærmest til å gjennomføre de utslippsreduserende tiltak. At operatøren også har vedlikeholdsansvaret er trukket frem som en illustrasjon på dette forholdet, og det ligger ikke i dette at vedlikeholdsansvar alene vil være et avgjørende moment i vurderingen av hvem som skal holdes ansvarlig.

SFTs standpunkt til dette spørsmål byr etter vår oppfatning ikke på særlig tvil rettslig sett, og det var i den forbindelse naturlig å peke på at dette også har vært en klar praksis i andre saker, uten at dette i og for seg har vært tillagt utslagsgivende vekt.

3.7 Andre forhold

Rørledning på Tampen og avtagende oljeproduksjon:

Som nevnt av flere operatører vil en rørledning på Tampen redusere NMVOC- utslippene på sokkelen betydelig. I tillegg vil også utslippene av metan reduseres betydelig ved en rørledning. En rørledning på Tampen vil kunne vært et godt alternativ til å installere gjenvinningsteknologi dersom den kom raskt i drift. Imidlertid er det ennå ikke besluttet om det skal legges oljerørledning til land, og det vil eventuelt ta flere år før en rørledning kan være i full drift. Både en eventuell rørledning og avtagende oljeproduksjon vil på lang sikt redusere behovet for gjenvinningsanlegg. SFT anser imidlertid at verken en eventuell rørledning flere år frem i tid eller prognoser for fallende oljeproduksjon i årene fremover - som p.g.a. utviklingen innenfor utvinningsteknologien og av andre grunner har vist seg å være svært usikre i en rekke tilfeller - kan være bestemmende for innfasing av NMVOC-reduserende teknologi. Nødvendigheten av betydelige reduksjoner i utslippene av NMVOC ut fra miljøhensyn og hensynet til Norges internasjonale forpliktelser tilsier etter SFTs oppfatning at tiltakene må iverksettes i henhold til den tidsplan det er lagt opp til i vedtakene.

SFT vil også bemerke at skytteltankere med gjenvinningsanlegg vil kunne benyttes på andre eksisterende felt eller i tilknytning til nye utbygginger dersom rørledningen på Tampen blir et faktum.

SFT anbefaler ikke at denne usikkerheten om fremtidige løsninger legges til grunn for ytterligere utsettelse av gjennomføringen av tiltak nå.

Rutiner ved lasting og lagring av råolje:

Operatørene har fått pålegg om å ha rutiner for lagring og lasting av råolje offshore som bidrar til lavest mulig utslipp av VOC (både NMVOC og metan).

Statoil har forutsatt at det for dette skal legges til grunn kostnadsoptimale produksjons- og lasterutiner.

Det må understrekes at dette er et krav som ikke bare gjelder innenfor rammen av hva som er kostnadsoptimalt for selskapet. Kravet innebærer at rutinene skal tilpasses hensynet til lavest mulige utslipp av NMVOC så langt dette ikke medfører kostnader som må anses urimelig tyngende bl.a. vurdert i forhold til den miljøgevinst som oppnås.

4 Konklusjon

SFT anbefaler å endre noe på kravet til innfasing av gjenvinningsteknologi. De andre kravene i utslippstillatelsene bør opprettholdes, herunder kravet om designfaktor på minimum 78 % og regularitet på minimum 95 %. SFT presiserer kravet til designfaktor samt inkluderer at teknologikravene gjelder for nye gjenvinningsanlegg.

SFTs anbefaling til endrede vilkår:

Kravet til innfasing endres slik at kravet i 2001 faller bort og blir erstattet med krav om at 40 % av råoljen skal lastes og lagres med teknologi innen utgangen av mars 2003. Kravet om 70 % innfasing innen utgangen av 2003 og 95 % innfasing ved utgangen av 2005 opprettholdes. Det stilles videre krav til operatørene om dokumentasjon for at det er tatt de nødvendige skritt for å nå kravene i 2003 og 2005 innen utgangen av desember 2001.

Teknologikravene som er stilt gjelder for nye gjenvinningsanlegg.

Med hilsen

Ingrid Bjotveit (e.f.)
Direktør for Næringslivsavdelingen

Marie Nordby
Avdelingsdirektør

Vedlegg:
Referanseliste
Saksdokumenter

Kopi uten vedlagte saksdokumenter til:
Oljedirektoratet
Statoil på vegne av hhv. Statfjord, Gullfaks, Heidrun, Norne og Åsgard
Norsk Hydro på vegne av hhv. Njord og Varg
Esso Norge på vegne av Balder og Jotun
Norske Shell på vegne av Draugen

Vedlegg 1. Referanseliste 
(En rekke dokumenter er lagt ut her: http://www.sft.no/arbeidsomr/vann/nmvoc/)