Oljedirektoratet (OD) viser til høring av forslaget til ny forordning for metanutslipp i energisektoren.
Lovforslaget inneholder krav om overvåkning, rapportering og verifisering av data om metanutslipp i olje-, gass- og kullsektorene. Kommisjonen foreslår også regler for lekkasjedeteksjon og -reparasjon, samt forbud mot ventilering og fakling.
OD vil i høringsuttalelsen gi innspill til kravene som stilles til overvåking, rapportering og verifisering av utslipp fra olje- og gassektoren, samt kravene til lekkasjedeteksjon og -reparasjon, ventilering og fakling.
Det legges til grunn i vårt høringssvar at reguleringen vil være gjeldene i EØS og på norsk sokkel.
Om regulering på norsk sokkel
Metanutslipp fra olje- og gassaktivitet reguleres i dag gjennom flere lover: Lov om petroleumsvirksomhet (Petroleumsloven), lov om avgift på utslipp av CO2 i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen og forurensingsloven.
OD har myndighetsansvar og følger opp aktivitet som faller innenfor lov om petroleumsvirksomhet (Petroleumsloven) og lov om avgift på utslipp av CO2 i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen.
Petroleumsloven: Petroleumsloven slår fast at brenning av petroleum utover det som er nødvendig av sikkerhetsmessige grunner for normal drift ikke er tillatt med mindre departementet godkjenner dette.
· Basert på årlige søknader fra rettighetshaverne fastsetter departementet den mengde som til enhver tid kan produseres, fakles og kaldventileres. I forbindelse med de årlige søknadene vurderer og tilråder OD kvoter for OED. OD har i de senere år stilt tydeligere krav til søknadene, blant annet etterspørres strategi for fakling. Om det er behov for økt kvote utover opprinnelig tildelt vil dette måtte begrunnes i en egen søknad.
· Lov om avgift på utslipp av CO2 i petroleumsvirksomhet: avgift på utslipp av CO2 ble innført i 1991 og skal betales for brenning av petroleum og utslipp av naturgass. Avgiften på utslipp av naturgass er siden 2017 forhøyet med en faktor på 7 som en konsekvens av at effekten på klimaet er større.
Norsk regelverk setter rammer for virksomheten som selskapene skal operere innenfor. Det legges vekt på at selskapene selv skal finne løsninger innenfor disse rammene.
Overordnet vurdering av regulering
Med dagens fordeling av ansvar mellom Petroleumstilsynet (Ptil), Miljødirektoratet (Mdir) og OD, vil forslaget hovedsakelig falle innenfor Ptil og Mdir sine myndighetsområder. OD har som ressursmyndighet knyttet kommentarer til deler av lovforslaget som vil kunne føre til økte kostnader gjennom endrede krav til rettighetshaverne og økt krav til myndighetsoppfølging. Videre er det uklarheter knyttet til hvordan lovforslaget skal forstås.
Nedenfor gis en overordnet oppsummering av ODs vurdering av reguleringen:
· Norge har et velfungerende lovverk for regulering av utslipp og har svært lave utslipp av metan sammenlignet med andre land. Ifølge rapporten «Global Methane Tracker 2022» av IEA vil globale metanutslipp bli redusert med mer enn 90 prosent dersom alle land begrenser utslippene tilsvarende som Norge.
· Forslaget til ny forordning vil etter ODs vurdering medføre økte krav til overvåkning, rapportering, verifisering av data sammenlignet med dagens regelverk. Det vil medføre økte kostnader for næringen, og innebære økt krav til oppfølging fra myndighetene, uten at dette vil medføre en vesentlig forbedring ift. gjeldende praksis. Særlig kravet til å installere utstyr for lekkasjer fra «inaktive brønner» vil kunne medføre betydelige kostnader.
· I dag har man et funksjonsbasert regelverk hvor rettighetshaverne er ansvarlig for å operere innenfor rammene satt av myndighetene. Næringen følges opp blant annet gjennom tilsyn. Lovforslaget er i større grad en detaljregulering av næringen.
· Det stilles i forslaget krav til lekkasjestørrelse som skal kunne detekteres vha måleutstyr. Kriteriet er ikke presist nok definert, noe som kan gjøre det vanskelig å vite om man oppfyller kravet. Det er videre uklart hvorvidt et slikt kriterium skal gjelde under vann. Ved å stille en minimumsgrense for lekkasjedeteksjon tar man heller ikke hensyn til bruk av ny teknologi som kan føre til bedre oversikt over lekkasjer.
· Det bør etter ODs vurdering være en åpning for at man kan dokumentere eller sannsynliggjøre at tiltak er unødvendige. Dette for å unngå å sette i gang og opprettholde unødvendige aktiviteter.
Krav til monitorering og rapportering (artikkel 12)
I følge lovforslaget skal operatør årlig utarbeide rapporter som inneholder utslipp fra feltene. Disse skal inneholde direkte målinger fra utslippskildene og komplementeres av målinger for feltet som helhet gjennom overflyvninger, droner eller lignende. Dersom det er betydelige avvik mellom de to metodene er det krav om at nye målinger utføres. Det er krav til uavhengig gjennomgang av utslippsrapportene.
På norsk sokkel utarbeides årlige feltspesifikke oversikter over utslipp til luft. Dette rapporteres til Mdir (med formål om å inngå i utslippsregnskapet) og til OD (med formål om å inngå i avgiftsgrunnlaget).
Rettighetshaver Equinor Energy AS har gjennomført overflyvninger på noen felt med formål om å verifisere at metodikk for å beregne utslipp fungerer tilfredsstillende. Resultatene av dette arbeidet viser at det er godt samsvar mellom de to metodene. Formålet bør etter ODs vurdering være at man over tid utarbeider metodikk som er tilfredsstillende slik at man kan unngå å måtte utøve ekstra verifikasjoner (ala overflyvninger) som ikke tilfører verdi. Lovforslaget bør gi rom til å justere frekvens basert på resultater fra tidligere verifikasjoner.
Punkt 4 og 5 i artikkel 12 kan etter ODs vurdering forstås dithen at alle rettighetshavere må rapportere utslipp til myndighetene, også fra felt de ikke er operatør for. Dette er etter ODs vurdering unødvendig for norsk sokkel da operatøren rapporterer de totale utslippene.
Krav til lekkasjedeteksjon og reparasjon (artikkel 14)
Det fremgår av lovforslaget at operatørene skal utarbeide program for lekkasjedeteksjon og reparasjon, og at det skal utføres survey hver tredje måned (eller oftere dersom forhold knyttet til sikkerhet/lekkasjer). Myndighetene kan også anbefale at det gjøres oftere.
Det stilles krav til at det skal være mulig å detektere metanlekkasjer på 500 ppm og høyere. Videre stiller det krav til å utføre tiltak der det er lekkasjer og det stilles krav til hvor raskt dette skal utføres.
Resultat av survey inkludert lekkasjer og reparasjoner skal rapporteres til myndighetene.
En frekvens på inspeksjoner og rapportering på hver tredje måned kan etter ODs vurdering føre til økte kostnader uten at det er åpenbart at det medfører bedre oversikt over utslippene på norsk sokkel. I dag benyttes en risikobasert tilnærming hvor operatøren er ansvarlig for å vurdere inspeksjonsfrekvens. Frekvens kan både være større eller mindre. Eksempelvis vil rørledninger og havbunnsanlegg kunne ha en annen frekvens for inspeksjon enn et prosessanlegg.
Kravet til lekkasjedeteksjon (500 ppm) gir i praksis liten mening uten å spesifisere metode/instrument for å måle lekkasjen. 500 ppm angir konsentrasjonen av metan i luft og denne vil variere avhengig av flere forhold – blant annet avstand mellom måleinstrument og lekkasjepunk, vindstyrke/vindretning m.m. Under vann vil det også være vanskelig å tilfredsstille et slikt kriterium.
Flere steder på norsk sokkel er det til dels store naturlige lekkasjer av naturgass fra grunt liggende reservoarer. Denne utsivingen av gass skjer uavhengig av menneskelig aktivitet og det kreves analyser for å skille denne fra gass som kan komme fra dypere liggende reservoarer.
Det stilles krav til at lekkasjer må utbedres umiddelbart eller senest innen fem dager. Operasjoner offshore tar ofte vesentlig lenger tid å planlegge og gjennomføre enn dette. Effekten av et slikt krav vil kunne være lang nedstenging av innretninger i påvente av utbedringer. Reguleringen åpner for at om det kreves nedstengning for å kunne bytte/reparere deler så kan det utsettes til neste planlagte stans, men senest innen ett år. Planlagte revisjonsstanser på norsk sokkel er ofte sjeldnere enn dette.
Krav til fakling (artikkel 15, 16 og 17)
Det stilles krav til fakkel som har fullstendig destruksjonseffektivitet («complete destruction removal efficiency»).
Det stilles videre krav til rapportering av ventilerings- og faklingshendelser til myndighetene.
Fullstendig destruksjonseffektivitet er ikke teknisk mulig å oppnå. Destruksjonseffektiviteten er et mål på hvor stor andel av de opprinnelige hydrokarbonene som blir fullstendig eller delvis forbrent (og danner H2O, CO2, CO, NOx og HC). Forbrenningen er i virkeligheten ikke 100%, fakkelteknologien som er anvendt på norsk sokkel gir typisk en forbrenning på 98%, men vil avhenge av forhold som gasskvalitet og design av fakkel.
Krav til brønner (artikkel 18)
I lovforslaget stilles det krav til at alle inaktive brønner skal ha installert utstyr for lekkasjemonitorering av metanutslipp 18 måneder etter at regulering trer i kraft. En inaktiv brønn er definert som en olje- eller gassbrønn eller brønnområde («well site») hvor leting eller produksjon har opphørt i minst ett år. Det skal årlig rapporteres om resultatet av målingene.
Det stilles krav til medlemsland at de skal implementere en plan med avbøtende tiltak for å «remediate, reclaim and permanently plug» inaktive brønner. «Remediate» er definert som prosessen for å rense forurenset vann og grunn. «Reclaiming» er definert som prosessen for å returnere en brønn eller brønnområde tilbake til opprinnelig tilstand, dvs ha vegetasjon og grunnforhold tilsvarende slik det var før aktiviteten startet.
Det kan av ordlyden tolkes at kravene i forslaget til regulering ikke er skrevet med tanke på petroleumsvirksomhet i havet da begrepene «remediate» og «reclaiming» er mer relevante for land.
Definisjon på inaktiv brønn er etter ODs vurdering uklar: av teksten i artikkel 18 kan det forstås at definisjonen ikke omfatter brønner som er permanent plugget, men dette bør i så fall presiseres.
Det er mange brønner på norsk sokkel som er midlertidig plugget, men ikke permanent. Dette kan være fordi en planlegger gjenbruk av øvre del av brønnbanen eller planlegger annen intervensjon i brønnen.
Det stilles i norsk regelverk krav til at rettighetshaverne ivaretar integriteten på brønnene i hele brønnenes levetid - fra boring til permanent plugging, men det er ikke nødvendigvis slik at brønnene har lekkasjedeteksjonsutstyr. Dersom lovforslaget krever installasjon av dette vil det medføre kostnader. Det vil og kunne være krevende å få installert slikt utstyr innen tidsfristen.
Dersom kravet til å installere utstyr for lekkasjemonitorering gjelder for permanent pluggede brønner vil det medføre betydelige investeringer og driftskostnader. Som beskrevet tidligere er det flere steder på sokkelen naturlige lekkasjer av naturgass fra havbunnen. Her vil en lekkasje fra en brønn kunne være en avledning av en nærliggende naturlig lekkasje som uansett ville skje. Disse må ikke behandles likt som lekkasjer fra dypt liggende reservoarer grunnet mangelfullt pluggede brønner.
Det vil være en problemstilling at utstyr for monitorering ikke vil kunne skille dette fra eventuelle brønnlekkasjer.
Kristin Reitan Husebø e.f
Saksbehandler: Erik Nilsen Rundell
Lovforslaget inneholder krav om overvåkning, rapportering og verifisering av data om metanutslipp i olje-, gass- og kullsektorene. Kommisjonen foreslår også regler for lekkasjedeteksjon og -reparasjon, samt forbud mot ventilering og fakling.
OD vil i høringsuttalelsen gi innspill til kravene som stilles til overvåking, rapportering og verifisering av utslipp fra olje- og gassektoren, samt kravene til lekkasjedeteksjon og -reparasjon, ventilering og fakling.
Det legges til grunn i vårt høringssvar at reguleringen vil være gjeldene i EØS og på norsk sokkel.
Om regulering på norsk sokkel
Metanutslipp fra olje- og gassaktivitet reguleres i dag gjennom flere lover: Lov om petroleumsvirksomhet (Petroleumsloven), lov om avgift på utslipp av CO2 i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen og forurensingsloven.
OD har myndighetsansvar og følger opp aktivitet som faller innenfor lov om petroleumsvirksomhet (Petroleumsloven) og lov om avgift på utslipp av CO2 i petroleumsvirksomhet på kontinentalsokkelen.
Petroleumsloven: Petroleumsloven slår fast at brenning av petroleum utover det som er nødvendig av sikkerhetsmessige grunner for normal drift ikke er tillatt med mindre departementet godkjenner dette.
· Basert på årlige søknader fra rettighetshaverne fastsetter departementet den mengde som til enhver tid kan produseres, fakles og kaldventileres. I forbindelse med de årlige søknadene vurderer og tilråder OD kvoter for OED. OD har i de senere år stilt tydeligere krav til søknadene, blant annet etterspørres strategi for fakling. Om det er behov for økt kvote utover opprinnelig tildelt vil dette måtte begrunnes i en egen søknad.
· Lov om avgift på utslipp av CO2 i petroleumsvirksomhet: avgift på utslipp av CO2 ble innført i 1991 og skal betales for brenning av petroleum og utslipp av naturgass. Avgiften på utslipp av naturgass er siden 2017 forhøyet med en faktor på 7 som en konsekvens av at effekten på klimaet er større.
Norsk regelverk setter rammer for virksomheten som selskapene skal operere innenfor. Det legges vekt på at selskapene selv skal finne løsninger innenfor disse rammene.
Overordnet vurdering av regulering
Med dagens fordeling av ansvar mellom Petroleumstilsynet (Ptil), Miljødirektoratet (Mdir) og OD, vil forslaget hovedsakelig falle innenfor Ptil og Mdir sine myndighetsområder. OD har som ressursmyndighet knyttet kommentarer til deler av lovforslaget som vil kunne føre til økte kostnader gjennom endrede krav til rettighetshaverne og økt krav til myndighetsoppfølging. Videre er det uklarheter knyttet til hvordan lovforslaget skal forstås.
Nedenfor gis en overordnet oppsummering av ODs vurdering av reguleringen:
· Norge har et velfungerende lovverk for regulering av utslipp og har svært lave utslipp av metan sammenlignet med andre land. Ifølge rapporten «Global Methane Tracker 2022» av IEA vil globale metanutslipp bli redusert med mer enn 90 prosent dersom alle land begrenser utslippene tilsvarende som Norge.
· Forslaget til ny forordning vil etter ODs vurdering medføre økte krav til overvåkning, rapportering, verifisering av data sammenlignet med dagens regelverk. Det vil medføre økte kostnader for næringen, og innebære økt krav til oppfølging fra myndighetene, uten at dette vil medføre en vesentlig forbedring ift. gjeldende praksis. Særlig kravet til å installere utstyr for lekkasjer fra «inaktive brønner» vil kunne medføre betydelige kostnader.
· I dag har man et funksjonsbasert regelverk hvor rettighetshaverne er ansvarlig for å operere innenfor rammene satt av myndighetene. Næringen følges opp blant annet gjennom tilsyn. Lovforslaget er i større grad en detaljregulering av næringen.
· Det stilles i forslaget krav til lekkasjestørrelse som skal kunne detekteres vha måleutstyr. Kriteriet er ikke presist nok definert, noe som kan gjøre det vanskelig å vite om man oppfyller kravet. Det er videre uklart hvorvidt et slikt kriterium skal gjelde under vann. Ved å stille en minimumsgrense for lekkasjedeteksjon tar man heller ikke hensyn til bruk av ny teknologi som kan føre til bedre oversikt over lekkasjer.
· Det bør etter ODs vurdering være en åpning for at man kan dokumentere eller sannsynliggjøre at tiltak er unødvendige. Dette for å unngå å sette i gang og opprettholde unødvendige aktiviteter.
Krav til monitorering og rapportering (artikkel 12)
I følge lovforslaget skal operatør årlig utarbeide rapporter som inneholder utslipp fra feltene. Disse skal inneholde direkte målinger fra utslippskildene og komplementeres av målinger for feltet som helhet gjennom overflyvninger, droner eller lignende. Dersom det er betydelige avvik mellom de to metodene er det krav om at nye målinger utføres. Det er krav til uavhengig gjennomgang av utslippsrapportene.
På norsk sokkel utarbeides årlige feltspesifikke oversikter over utslipp til luft. Dette rapporteres til Mdir (med formål om å inngå i utslippsregnskapet) og til OD (med formål om å inngå i avgiftsgrunnlaget).
Rettighetshaver Equinor Energy AS har gjennomført overflyvninger på noen felt med formål om å verifisere at metodikk for å beregne utslipp fungerer tilfredsstillende. Resultatene av dette arbeidet viser at det er godt samsvar mellom de to metodene. Formålet bør etter ODs vurdering være at man over tid utarbeider metodikk som er tilfredsstillende slik at man kan unngå å måtte utøve ekstra verifikasjoner (ala overflyvninger) som ikke tilfører verdi. Lovforslaget bør gi rom til å justere frekvens basert på resultater fra tidligere verifikasjoner.
Punkt 4 og 5 i artikkel 12 kan etter ODs vurdering forstås dithen at alle rettighetshavere må rapportere utslipp til myndighetene, også fra felt de ikke er operatør for. Dette er etter ODs vurdering unødvendig for norsk sokkel da operatøren rapporterer de totale utslippene.
Krav til lekkasjedeteksjon og reparasjon (artikkel 14)
Det fremgår av lovforslaget at operatørene skal utarbeide program for lekkasjedeteksjon og reparasjon, og at det skal utføres survey hver tredje måned (eller oftere dersom forhold knyttet til sikkerhet/lekkasjer). Myndighetene kan også anbefale at det gjøres oftere.
Det stilles krav til at det skal være mulig å detektere metanlekkasjer på 500 ppm og høyere. Videre stiller det krav til å utføre tiltak der det er lekkasjer og det stilles krav til hvor raskt dette skal utføres.
Resultat av survey inkludert lekkasjer og reparasjoner skal rapporteres til myndighetene.
En frekvens på inspeksjoner og rapportering på hver tredje måned kan etter ODs vurdering føre til økte kostnader uten at det er åpenbart at det medfører bedre oversikt over utslippene på norsk sokkel. I dag benyttes en risikobasert tilnærming hvor operatøren er ansvarlig for å vurdere inspeksjonsfrekvens. Frekvens kan både være større eller mindre. Eksempelvis vil rørledninger og havbunnsanlegg kunne ha en annen frekvens for inspeksjon enn et prosessanlegg.
Kravet til lekkasjedeteksjon (500 ppm) gir i praksis liten mening uten å spesifisere metode/instrument for å måle lekkasjen. 500 ppm angir konsentrasjonen av metan i luft og denne vil variere avhengig av flere forhold – blant annet avstand mellom måleinstrument og lekkasjepunk, vindstyrke/vindretning m.m. Under vann vil det også være vanskelig å tilfredsstille et slikt kriterium.
Flere steder på norsk sokkel er det til dels store naturlige lekkasjer av naturgass fra grunt liggende reservoarer. Denne utsivingen av gass skjer uavhengig av menneskelig aktivitet og det kreves analyser for å skille denne fra gass som kan komme fra dypere liggende reservoarer.
Det stilles krav til at lekkasjer må utbedres umiddelbart eller senest innen fem dager. Operasjoner offshore tar ofte vesentlig lenger tid å planlegge og gjennomføre enn dette. Effekten av et slikt krav vil kunne være lang nedstenging av innretninger i påvente av utbedringer. Reguleringen åpner for at om det kreves nedstengning for å kunne bytte/reparere deler så kan det utsettes til neste planlagte stans, men senest innen ett år. Planlagte revisjonsstanser på norsk sokkel er ofte sjeldnere enn dette.
Krav til fakling (artikkel 15, 16 og 17)
Det stilles krav til fakkel som har fullstendig destruksjonseffektivitet («complete destruction removal efficiency»).
Det stilles videre krav til rapportering av ventilerings- og faklingshendelser til myndighetene.
Fullstendig destruksjonseffektivitet er ikke teknisk mulig å oppnå. Destruksjonseffektiviteten er et mål på hvor stor andel av de opprinnelige hydrokarbonene som blir fullstendig eller delvis forbrent (og danner H2O, CO2, CO, NOx og HC). Forbrenningen er i virkeligheten ikke 100%, fakkelteknologien som er anvendt på norsk sokkel gir typisk en forbrenning på 98%, men vil avhenge av forhold som gasskvalitet og design av fakkel.
Krav til brønner (artikkel 18)
I lovforslaget stilles det krav til at alle inaktive brønner skal ha installert utstyr for lekkasjemonitorering av metanutslipp 18 måneder etter at regulering trer i kraft. En inaktiv brønn er definert som en olje- eller gassbrønn eller brønnområde («well site») hvor leting eller produksjon har opphørt i minst ett år. Det skal årlig rapporteres om resultatet av målingene.
Det stilles krav til medlemsland at de skal implementere en plan med avbøtende tiltak for å «remediate, reclaim and permanently plug» inaktive brønner. «Remediate» er definert som prosessen for å rense forurenset vann og grunn. «Reclaiming» er definert som prosessen for å returnere en brønn eller brønnområde tilbake til opprinnelig tilstand, dvs ha vegetasjon og grunnforhold tilsvarende slik det var før aktiviteten startet.
Det kan av ordlyden tolkes at kravene i forslaget til regulering ikke er skrevet med tanke på petroleumsvirksomhet i havet da begrepene «remediate» og «reclaiming» er mer relevante for land.
Definisjon på inaktiv brønn er etter ODs vurdering uklar: av teksten i artikkel 18 kan det forstås at definisjonen ikke omfatter brønner som er permanent plugget, men dette bør i så fall presiseres.
Det er mange brønner på norsk sokkel som er midlertidig plugget, men ikke permanent. Dette kan være fordi en planlegger gjenbruk av øvre del av brønnbanen eller planlegger annen intervensjon i brønnen.
Det stilles i norsk regelverk krav til at rettighetshaverne ivaretar integriteten på brønnene i hele brønnenes levetid - fra boring til permanent plugging, men det er ikke nødvendigvis slik at brønnene har lekkasjedeteksjonsutstyr. Dersom lovforslaget krever installasjon av dette vil det medføre kostnader. Det vil og kunne være krevende å få installert slikt utstyr innen tidsfristen.
Dersom kravet til å installere utstyr for lekkasjemonitorering gjelder for permanent pluggede brønner vil det medføre betydelige investeringer og driftskostnader. Som beskrevet tidligere er det flere steder på sokkelen naturlige lekkasjer av naturgass fra havbunnen. Her vil en lekkasje fra en brønn kunne være en avledning av en nærliggende naturlig lekkasje som uansett ville skje. Disse må ikke behandles likt som lekkasjer fra dypt liggende reservoarer grunnet mangelfullt pluggede brønner.
Det vil være en problemstilling at utstyr for monitorering ikke vil kunne skille dette fra eventuelle brønnlekkasjer.
Kristin Reitan Husebø e.f
Saksbehandler: Erik Nilsen Rundell