Tiltaket innebærer å redusere CO₂-utslippene knyttet til forbrenning av gass i turbiner på innretninger offshore eller på landanlegg, ved å legge om til drift med kraft fra strømnettet eller via en havvindpark.

Det er flere elektrifiseringsprosjekter under vurdering:

Områdeløsning i Haltenbanken

Det ses på en områdeløsning for Haltenbanken i Norskehavet med overføring av kraft fra land til Heidrun og videre til Kristin, Åsgard B og Skarv for en del-elektrifisering av innretningene. Prosjektet har reservert 171 MW kapasitet i nettet med tilknytning nær Namsos. Prosjektet kan redusere utslippene med sirka 600 000 tonn CO₂ per år. Rettighetshaverne arbeider mot en eventuell investeringsbeslutning i første kvartal 2026 og tilhørende oppstart fra 2030.

Områdeløsning i Tampenområdet

Det ses på en områdeløsning i Tampenområdet i Nordsjøen for en del-elektrifisering med kraft fra land for Snorre og Gullfaks. Prosjektet omfatter nettilknytning, strømkabel fra land til Snorre A og videre til Snorre B og Gullfaks C. Prosjektet har ikke fått tildelt kapasitet i kraftnettet og står i kø for en tilknytning på 180 MW. Prosjektet har et potensial for å redusere utslippene med ca. 490 000 tonn CO₂ per år. Rettighetshaverne arbeider mot en eventuell investeringsbeslutning i første kvartal 2026 og tilhørende oppstart fra 2030.

Områdeløsning i Grane/Balder-området

Det ses på en områdeløsning i Grane/Balder-området med en omlegging til delvis drift med kraft fra land kombinert med forsert gassproduksjon. Prosjektet omfatter en transformatorstasjon på Haugalandet, strømkabel til en ny plattform på Granefeltet og kraftkabler videre til Balder/Ringhorne. Rettighetshaverne har reservert 120 MW kapasitet i kraftnettet og har inngått avtale med Statnett om betaling av anleggsbidrag for oppgradering av kraftnettet mellom Blåfalli og Gismarvik. Prosjektet kan redusere utslippene med ca. 320 000 tonn CO₂ per år.  Rettighetshaverne arbeider mot en eventuell investeringsbeslutning i første kvartal 2026 og tilhørende oppstart fra 2030.

Kårstø gassbehandlingsanlegg

Ser på elektrifisering av en kompressor. Prosjektet har reservert kapasitet i nettet og inngått en avtale med Statnett om betaling av anleggsbidrag for oppgradering av kraftnettet mellom Blåfalli og Gismarvik. Prosjektet på Kårstø arbeider mot en eventuell investeringsbeslutning i fjerde kvartal 2026.

Ekofiskområdet

I Ekofiskområdet er det et større prosjekt som ser på tilknytning til havvind. Det ses på en løsning med elektrifisering via havvindparken i Sørlige Nordsjø II samt tilhørende kraftkabel til land.

For Ekofiskområdet er avstanden til Sørlige Nordjø II betydelig kortere enn nærmeste tilkoblingspunkt på land. En kobling mot havvindparken til Ventyr vil muliggjøre overføring av vekselstrøm i stedet for likestrøm, slik at de unngår kostbare og arealkrevende omformere offshore. ConocoPhillips ser på flere mulige størrelser for tiltaket, blant annet en medium løsning på 100 MW som vil kunne redusere utslippene med om lag 280 000 tonn CO₂/år fra 2032.

Sleipner

Det pågår også et arbeid med å vurdere lavtrykksproduksjon vha. elektrisk dreven kompressor på Sleipner. Sleipner er delelektrifisert. Rettighetshaverne vurderer lavtrykksproduksjon for å øke utvinningen. I den forbindelse ses det på å installere en elektrisk dreven kompressor som vil redusere utslipp. Prosjektet vil benytte ledig kapasitet i eksisterende kraftinfrastruktur til Utsirahøyden.

Tilgang på kraft i landnettet er en forutsetning for tiltaket. Kraftbehovet for prosjektene (uten Ekofisk) utgjør omtrent 3 TWh i 2035. Nye kraft fra land-prosjekter er avhengig av at det er tilgjengelig kapasitet i et egnet tilknytningspunkt på land, og det kan være behov for tiltak i kraftnettet. Videre er nye utbygginger eller større ombygginger på felt i drift avhengig av at myndighetene godkjenner planene.

Bedriftsøkonomisk lønnsomhet vil blant annet avhenge av kostnadene knyttet til ombygging, størrelsen på unngåtte CO₂-kostnader, verdien på gassen som kan selges til markedet og feltets gjenværende levetid. Kostnadene knyttet til en ombygging vil være feltspesifikke og avhenger av avstand til land, hvor mye kraft som skal overføres, prisen på kraft og grad av ombygging av eksisterende innretning (antall turbiner, andel direkte drevent utstyr og lignende). Utvikling i teknologi gjør at det i dag er mulig å overføre mer kraft ved bruk av vekselstrøm sammenliknet med tidligere, noe som har bidratt til en reduksjon i kostnadsestimatene for enkelte prosjekter.

Anslag på bedriftsøkonomisk tiltakskostnad (både diskontering av kostnader og CO₂-volum) varierer mellom 2 000–6 000 kr/tonn.

Investeringene må godkjennes av rettighetshaverne i utvinningstillatelsene og selskapene kan ha ulik betalingsvilje for klimatiltak.

Samfunnsøkonomisk tiltakskostnad: Felles for de omtalte tiltakene ovenfor er at de er på om lag samme modenhetsnivå. Anslag på samfunnsøkonomisk tiltakskostnad varierer mellom 700–3 500 kr/tonn.

Tiltakskostnaden er basert på informasjon fra operatørene. Vi har ikke gjort egne beregninger av samfunnsøkonomisk tiltakskostnader.

Tiltaket vil bidra til måloppnåelse under Gøteborgprotokolen og NEC-direktivet gjennom utslippsreduksjoner av NOx.

Tiltaket vil føre til redusert støy og bedre arbeidsmiljø offshore.

Tiltaket omfatter prosjekter som rettighetshaverne på sokkelen utreder. Disse er av ulik modenhet, og ingen er per i dag besluttet gjennomført.

Tiltaket er helt eller delvis overlappende med tiltaket P02 Offshore gasskraftverk med CCS da begge tiltakene reduserer utslippene fra forbrenning av gass i turbiner.

Det er flere felt med relativ lang levetid som av ulike grunner ikke har rapportert prosjekt for ombygging til kraft fra land. Det er grunn til å anta at det for flere av disse innretningene, vil være teknisk gjennomførbart å bygge om dersom rammebetingelser for øvrig tilsier at det er hensiktsmessig.

Informasjon for fire av de fem prosjektene er hentet fra operatørenes rapportering til Sokkeldirektoratet i forbindelse med arbeidet med NB2025, beskrivelser gitt i Prop. 1 S for Energidepartementet Prop. 1 S (2024–2025) og informasjon fra selskapene, se bl.a. Elektrifisering - Equinor.

For Ekofiskprosjektet er informasjonen innhentet i møter med ConocoPhillips i forbindelse med utarbeidelse av denne rapporten.

Tiltaket går ut på å ta i bruk en egen innretning med gasskraftverk og karbonfangst- og lagring (CCS) for å elektrifisere eksisterende petroleumsinnretninger (dvs. etablering av en energihub med CCS). Et gasskraftverk kan også etableres på eller ved land.

Alle deler av dette tiltaket er basert på kjent og tilgjengelig teknologi – elektrifisering av utstyr på offshore innretninger, kraftoverføring i kabel til en eller flere innretninger, etablering av en ny innretning og karbonfangst- og lagring. Men, løsningen i sin helhet, har ikke blitt gjennomført offshore før.

Det vil være høyere kostnad ved denne løsningen enn ved elektrifisering ved bruk av kraft fra land. Sistnevnte foretrekkes derfor av operatørene, og det er ingen rettighetshavere som i dag studerer energihub med CCS. Kostnaden ved å elektrifisere utstyret på de aktuelle innretningene vil være den samme som ved bruk av kraft fra land. Forskjellen i kostnad ved løsningen "offshore gasskraftverk med CCS" vil derfor være kostnader knyttet til kraftproduksjon med CCS og infrastruktur.

Et gasskraftverk på en egen innretning (en hub), vil kunne bruke den samme gassen som brukes til energiproduksjon på innretningene i dag, men vil produsere kraft med en høyere virkningsgrad enn hva som er mulig å få til med dagens gassturbiner.

Større investeringer må godkjennes av rettighetshaverne i utvinningstillatelsene og selskapene kan ha ulik betalingsvilje for klimatiltak. Løsningen med et offshore gasskraftverk med CCS er kanskje også først og fremst aktuell for områder hvor flere innretninger er aktuelle for elektrifisering. Ved å kunne forsyne flere innretninger med kraft, vil infrastrukturkostnaden kunne fordeles på flere. Samtidig vil det skape et behov for koordinering mellom flere parter – og en investeringsbeslutning hos en part kan være avhengig av at flere lisenser beslutter å gjennomføre tiltaket.

Det er i dag ikke gitt at slike prosjekt vil få tilgang på CO₂-lager, eller hva dette vil koste. Samtidig kan man kanskje oppnå synergier i et slikt prosjekt dersom en operatør uansett vurderer å utvikle et lager i nærheten.

Mulige virkemidler

Kraft fra land foretrekkes av aktørene. For dette tiltaket er tilgang på kraft en forutsetning. Å elektrifisere med kraft fra et offshore gasskraftverk med CCS er først og fremst aktuelt for lisenser som ikke får tilgang på kraft fra land.

Samfunnsøkonomiske virkninger er ikke vurdert for dette tiltaket.

Tiltaket er helt eller delvis overlappende med tiltaket P01 Elektrifisering i petroleumssektoren. I begge tiltakene elektrifiseres hele eller deler av energiproduksjonen på aktuelle innretninger, men kraften i dette tiltaket produseres av et gasskraftverk med karbonfangst- og lagring plassert på en egen innretning.

Utslippsreduksjonspotensialet er beregnet med utgangspunkt i innretninger som operatørene vurderer er aktuelle for kraft fra land i sin rapportering til Sokkeldirektoratet i NB2025. Her har operatørene vurdert et omfang av elektrifisering på innretningene som vil kunne la seg gjennomføre innen 2035. Videre er det lagt til grunn en fangstgrad på 95 prosent.

Det er flere felt med relativ lang levetid som av ulike grunner ikke har rapportert prosjekt for ombygging til kraft fra land. Det er grunn til å anta at ombygging vil være teknisk gjennomførbart for flere av disse innretningene– og da kanskje også en løsning med kraftforsyning fra et offshore gasskraftverk med CCS.

Tiltaket er kanskje først og fremst aktuelt som en områdeløsning.

Tiltaket innebærer innfasing av fem aktive VOC-gjenvinningsanlegg på skytteltankere i perioden 2030-35, hvor gjenvunnet VOC (rest-NMVOC og metan) kan utnyttes til energiformål.  

Utslipp av NMVOC fra lasting av råolje til skytteltankere på norsk sokkel, har siden 2002 blitt regulert gjennom krav i tillatelser etter forurensningsloven. Kravene er i utgangspunktet gjort gjeldende for hvert enkelt lastepunkt, men er formulert likelydende og åpner for at operatørene på sokkelen kan gå sammen om å overholde dem. Utslippsgrensen for NMVOC har med virkning fra 2021 vært på 0,45 kg/Sm3 lastet olje. For å sikre at kravene overholdes, har operatørene etablert VOC Industrisamarbeidet (VOCIC). VOCIC finansierer tiltak og besørger også felles årlig utslippsrapportering til Miljødirektoratet. På denne måten reduseres de samlete kostnadene for bransjen som helhet.  

For å overholde dagens utslippskrav, har rederiene med finansiering fra VOCIC installert VOC-reduserende teknologi på alle skytteltankere som opererer på norsk sokkel. Grovt regnet har om lag halvparten av de sirka 20 skipene installert såkalt aktiv reduksjonsteknologi (kondensasjonsteknologi), som teoretisk kan oppnå tilnærmet 100 prosent virkningsgrad ved optimal drift, mens de andre skipene, som har enklere løsninger (passiv reduksjonsteknologi), oppnår en virkningsgrad i området 15–28 prosent. Teknologien bidro til et netto unngått utslipp på 64 690 tonn CO2-ekvivalenter i 2023.

Investeringskostnader og driftskostnader er høye for aktive VOC-gjenvinningsanlegg. VOCICs kostnader ved å overholde dagens utslippskrav beløp seg til ca. 317 millioner kroner i 2023, og budsjetterte kostnader er på 526 millioner kroner i 2024 (informasjon innhentet fra VOCIC). Dersom man legger til grunn at all gjenvunnet LVOC ble utnyttet som erstatning for MGO/LNG eller annen fossil energibærer som omtalt ovenfor, tilsvarer dette en kostnad på 4 903 kr/tonn CO2-ekv. for å overholde dagens krav. 

Vi legger til grunn at merkostnaden ved å fase inn nye samt tidligere demonterte og preserverte aktive VOC-gjenvinningsanlegg på eksisterende skip vil ligge på tilnærmet samme nivå som angitt ovenfor: i overkant av 15 000 NOK/tonn redusert NMVOC (tilsvarende 5 000 kr/tonn CO2-ekv.) som årlig gjennomsnitt for tiltakets levetid. Levetiden for nye aktive VOC-gjenvinningsanlegg (nybygg) antas å være minst 20 år. De kan flyttes uavhengig av skipets alder. Levetiden til tidligere demonterte og preserverte VOC-anlegg antas å være minst like lang som gjenværende levetid for skipet det settes på. For VOCIC vil den beregnede merkostnaden komme på toppen av de kostnadene som de allerede har per i dag med å overholde gjeldende krav i tillatelsene. 

Dersom det ikke oppnås en så stor nettoreduksjon som er lagt til grunn i tiltaket, vil tiltakskostnaden kunne bli dertil høyere. For å oppnå full effekt av tiltaket, må de nye aktive VOC-gjenvinningsanleggene fases inn på skip med teknologi som har lav VOC-gjenvinningsgrad. 

Flere skip med aktiv reduksjonsteknologi har i løpet av de siste årene blitt tilbakelevert til sine respektive eiere, og er helt eller delvis faset ut av norsk sokkel. Det er forventet at tilbakeleveringer og utfasing på grunn av alder av skip med slike anlegg, vil skje også i de kommende årene. Disse forholdene kan redusere effekten av tiltaket, og styres av avtaler og kontrakter utenfor VOCICs kontroll. VOCIC har per i dag to kondensasjonsanlegg som tidligere er blitt demontert fra skip som ikke lenger er i bruk på norsk sokkel. Disse anleggene er lagret og vedlikeholdt med tanke på mulig framtidig ettermontering på skip som ikke har aktive VOC-gjenvinningsanlegg og planlegges brukt på norsk sokkel. 

Forsinket innfasing av nye aktive VOC-gjenvinningsanlegg og operasjonelle problemer med anleggene, har betydning for når tiltaket får full effekt. Flere av de nye skytteltankere som er satt i drift på norsk sokkel de siste 3–5 årene, har aktive VOC-gjenvinningsanlegg designet for 100 prosent gjenvinningsgrad, hvorav anslagsvis 80 prosent gjenvinnes som VOC i væskeform (LVOC) for bruk til oppdekning av energibehov på skipene og de resterende 20 prosentene, som ikke lar seg kondensere, forbrennes i kjeler eller turbiner. Det har imidlertid vist seg å være krevende å optimalisere driften av disse anleggene. Dels har det vært forsinkelser i ferdigstillelse og igangkjøring av anleggene, og dels har det vært tekniske og operasjonelle problemer både med utnyttelsen av gjenvunnet LVOC og forbrenningen av ikke kondenserbar VOC. 

Aktivitetsnivået på sokkelen vil også ha betydning for innfasing av nye skip med integrerte VOC-gjenvinningsanlegg. Det er stor usikkerhet i aktivitetsnivået på norsk sokkel fram mot 2030 og 2035, og dermed hvor mange skip som trengs. Tiltaket er basert på at lastet volum opprettholdes på dagens nivå i tiltaksperioden. Totalt bøyelastet volum av råolje i 2023 viser en nedgang på 10 prosent fra 2022. Nedgangen i utslippet av NMVOC var på 30 prosent sammenliknet med 2022, mens utslippet av metan er redusert med 56 prosent. 

Dagens kravstilling etter forurensningsloven bidrar til å oppfylle forpliktelsen som følger av Gøteborgprotokollen. For å få utløst ytterligere tiltak, vil en mulighet være å innskjerpe gjeldende utslippsgrense i tillatelsene. En slik innskjerping vil innebære at utslippsgrensen blir strengere enn det som til nå har vært ansett som beste tilgjengelige teknikker (BAT). For å gi operatørene (VOCIC) rimelig tid og mulighet til å innrette seg etter nye krav, bør kravstillingen være forutsigbar. Dette hensynet kan for eksempel ivaretas ved en gradvis innskjerping av utslippsgrensen fram mot 2030. Gode erfaringer med dagens regulering, tilsier at prinsippet med felles gjennomføring bør videreføres ved eventuell innskjerping av krav i tillatelsen. 

Et annet mulig virkemiddel er å ilegge avgift på utslipp av metan og NMVOC fra råoljelasting. For at en slik avgift eventuelt skal bli virkningsfull som et selvstendig alternativt virkemiddel til dagens regulering etter forurensingsloven, må den sannsynligvis settes høyere enn summen av de totale kostnadene VOCIC har per i dag for å overholde gjeldende utslippskrav og merkostnadene ved å installere effektiv teknologi på nye skip. 

I tillegg til de økonomiske virkningene som er beskrevet under barrierer, vil tiltaket bidra til å sikre framtidig måloppnåelse under Gøteborgprotokolen og NEC-direktivet gjennom utslippsreduksjoner av NMVOC. Nytten av denne virkningen er ikke kvantifisert. 

Utslippsreduksjonspotensialet er basert på at ett VOC-gjenvinningsanlegg settes i drift i 2030 og at ytterligere fire anlegg settes i drift i perioden 2030–35. Vi har videre lagt til grunn at all gjenvunnet VOC (rest-NMVOC og metan) erstatter bruk av marin gassolje (MGO) og LNG som drivstoff på skipene eller til erstatning for annet fossilt brensel med en pris tilsvarende MGO/LNG. For hvert gjenvinningsanlegg som settes i drift, har vi lagt til grunn at det oppnås en årlig reduksjon på 6 000 tonn CO2-ekv. Dette er basert på en anslått reduksjon på 80 tonn per lasting og 15 lastinger per skip per år. 

VOC-gjenvinningsanleggene som forutsettes brukt, vil under optimale driftsbetingelser ha en teoretisk virkningsgrad på 100 prosent ved en kombinasjon av kondensasjon og forbrenning av restluft fra kondensasjonsprosessen. Som en konservativ tilnærming, har vi lagt til grunn at en i praksis vil kunne oppnå 95 prosent virkningsgrad. Tiltaket forutsetter også at gjenvunnet VOC kan utnyttes til energiformål, og at anleggene som installeres vil erstatte enklere løsninger med 15–28 prosent virkningsgrad.  

Utslippspotensialet som er angitt for tiltaket er oppdatert i forhold til Klimakur 20302, ved at ny informasjon om tidspunkter for forventet innfasing av skip med VOC-gjenvinningsanlegg er lagt til grunn. 

Tiltakskostnader, innfasing og reduksjonspotensial er basert på opplysninger fra VOC Industrisamarbeidet (VOCIC). 

Tiltaket er et samletiltak og omfatter driftsoptimalisering, installering av utstyr for å sende avgasser fra ulike utslippskilder i retur til prosessen (gjenvinning) eller til fakkel hvor avgassen brennes eller gjenvinnes i stedet for å ventileres direkte ut til atmosfæren. Dette er løsninger som er implementert på en del eksisterende innretninger i dag, og tiltaket benytter derfor kjent teknologi. 

Kaldventilering av metan og NMVOC reguleres i dag gjennom utslippsgrenser fastsatt i tillatelser etter forurensningsloven. Utslippsgrensene skal som hovedregel være basert på beste tilgjengelige teknikker (BAT), og vil variere fra felt til felt basert på hva som er sikkerhetsmessig, teknisk og økonomiske gjennomførbart. Utslippsgrensene inkluderer også diffuse utslipp (lekkasjer fra utstyrskomponenter). Omtrent 80 prosent av kaldventileringsutslippet på norsk sokkel, er omfattet av CO2-avgift. Avgiftssatsen på naturgass som slippes uforbrent ut til luft ("metanavgift") på sokkelen, er 16,89 kroner per Sm3 i 2024.

For noen av kildene vil sikkerhet og tekniske forhold være avgjørende for om tiltak kan gjennomføres eller ikke, som for eksempel at det ikke er teknisk mulig å rute gassen til fakkel på grunn av for høyt fakkeltrykk, eller at det ikke er mulig å gjenvinne gassen til prosess på grunn av høyt oksygeninnhold.  

For eksisterende innretninger vil kostnadsnivået ved ulike tiltak variere betydelig fra prosjekt til prosjekt. Tiltakene vil kreve større eller mindre ombygginger, og mange av tiltakene må gjennomføres under driftsstans. Ved å tilrettelegge for gjenvinningstiltak i designfasen, vil utslippene av metan og NMVOC fra nye innretninger kunne reduseres vesentlig til lavere kostnader. Men, det kan være innretningsspesifikke unntak. For nye innretninger vurderes gjenvinning å være BAT. 

Bedriftsøkonomisk lønnsomhet vil blant annet avhenge av utslippenes størrelse, kostnadene knyttet til ombygging, unngåtte CO2-kostnader, verdien på gassen som kan selges til markedet og feltets gjenværende levetid. Kostnadene knyttet til en ombygging vil være innretnings-/feltspesifikke. Tiltak som krever kaldt anlegg, vil tidligst kunne gjennomføres i forbindelse med en revisjonsstans. 

Større investeringer må godkjennes av rettighetshaverne i utvinningstillatelsene og selskapene kan ha ulik betalingsvilje for klimatiltak. 

Prioriteringer og konkurranse med andre prosjekter, begrensninger knyttet til hvor mange prosjekter som kan gjennomføres hvert år på en innretning og at tiltak må gjennomføres under driftsstans, kan ha betydning for når tiltak blir gjennomført og at innfasing av tiltak tar tid. 

Miljødirektoratet kan innskjerpe gjeldende utslippsgrenser for å oppfylle nasjonale mål og internasjonale forpliktelser, eller dersom det foreligger andre særlige grunner for dette ut fra en helhetlig vurdering av fordeler og ulemper ved tiltaket. En slik innskjerping vil innebære at utslippsgrensene blir strengere enn det som til nå har vært ansett som BAT på den enkelte innretning eller felt. Ved en innskjerping av utslippsgrenser i medhold av forurensningsloven, gis operatørene rimelig tid og mulighet til å innrette seg etter nye utslippsgrenser for blant annet å kunne tilpasse tiltaksgjennomføring til planlagte revisjonsstanser.  

I tillatelser etter forurensningsloven er det stilt krav om at operatøren ved utskifting eller installering av utstyr som har betydning for utslipp til sjø og luft, skal velge løsninger som anses som BAT for å motvirke forurensning. Dette inkluderer større modifikasjoner og/eller innfasing av nye ressurser til eksisterende innretninger. Vilkåret kan utvides slik at operatørene ved større modifikasjoner og/eller innfasing av nye ressurser blir forpliktet til å vurdere om tilgjengelige klimatiltak kan implementeres uten vesentlig merkostnad, samt plikter å legge til rette for at mer klimavennlige løsninger kan tas i bruk når disse blir tilgjengelige.  

Miljødirektoratet kan innskjerpe kravene til måling og beregning av utslipp. Dette kan bidra til å forbedre kvaliteten på kvantifiseringsmetodene som benyttes for å bestemme utslippene av metan og NMVOC fra kaldventilering på sokkelen, samt bidra til økt fokus på kilder og utslippsreduserende tiltak. Utslipp av metan og NMVOC kvantifiseres i dag basert på kildespesifikke beregningsmetoder (generiske og/eller innretningsspesifikke metoder). Miljødirektoratet kan stille nærmere krav til målinger og beregninger av utslipp etter aktivitetsforskriften § 70.  

Direkte utslipp av metan og NMVOC fra kaldventilering rapporteres i dag i henhold til Offshore Norges rapporteringsretningslinje 044-Anbefalte retningslinjer for utslippsrapportering og vedlegg B – håndbok VOC-utslipp, se også Miljødirektoratets Retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomhet til havs (M-107). Rapporteringen omfatter også utslippsreduserende tiltak, altså tiltak som er gjennomført i rapporteringsåret samt besluttede/planlagte tiltak. 

EUs forordning om reduksjon av metanutslipp fra energisektoren (metanforordningen) som trådte i kraft 4. august 2024, stiller krav til reduksjon av metanutslipp, herunder plikt til å reparere lekkasjer og restriksjoner for kaldventilering. Metanforordningen fastsetter også regler for nøyaktig måling, kvantifisering, overvåking, rapportering og verifikasjon av metanutslipp i sektoren. Forordningen får også anvendelse på metanutslipp som skjer utenfor EU, gjennom informasjonskrav til importører av olje og gass. Det er foreløpig ikke tatt stilling til om forordningen er EØS-relevant.  

Samfunnsøkonomiske virkninger er ikke vurdert for dette tiltaket. Tiltaket vurderes å kunne ha en positiv helseeffekt forbundet med redusert eksponering av NMVOC (blant annet benzen) om bord på innretningene. 

Miljødirektoratet har nedjustert reduksjonspotensialet etter Klimakur 2030, se rapporten Klimatiltak i Norge mot 2030¹. Nedjusteringen er basert på innrapportering av gjennomførte og besluttede tiltak fra operatørene som del av årsrapporteringen til Miljødirektoratet. Tiltakene omfatter blant annet gjenvinnings- og prosessoptimaliseringstiltak. Mer utfyllende informasjon om tiltaket finnes i Klimakur 2030. 

Vi har ikke oppgitt mulige utslippskutt for dette tiltaket, fordi reduksjonspotensialet er forutsatt inkludert i prognosen som er utgangspunkt for utslippsframskrivingen (NB2025).

Informasjon om gjennomførte og besluttede tiltak er basert på informasjon fra operatørene til Miljødirektoratet. 

Tiltaket er et samletiltak og omfatter blant annet driftsoptimalisering, gjenvinningsløsninger og reduksjonstiltak knyttet til lagring og lasting av råolje og petroleumsprodukter. Hovedkildene til utslipp av metan og NMVOC fra petroleumsanlegg på land er prosessutslipp, lasting av råolje og andre petroleumsprodukter, avdampning fra tankanlegg og uforbrente utslipp fra turbiner, kjeler, prosessovner og fakler. 

Utslipp av metan og NMVOC fra landanleggene reguleres gjennom utslippsgrenser fastsatt i tillatelser etter forurensningsloven. Utslippsgrenser skal som hovedregel være basert på BAT, og vil variere fra anlegg til anlegg basert på hva som er sikkerhetsmessig, teknisk og økonomiske gjennomførbart. 

EUs industriutslippsdirektiv (IED) er gjennomført i norsk rett gjennom forurensningsforskriften kapittel 36. Virksomheter som er omfattet av direktivet skal reguleres med utgangspunkt i hva som anses for å være de beste tilgjengelige teknikker (BAT). For petroleumsanleggene på land gjelder BAT-konklusjonene gitt i "Decision 2014/738/EU" for olje- og gassraffinerier datert 9. oktober 2014. Samletiltaket omfatter også tiltak som må gjennomføres for å oppfylle BAT-krav i "Decision 2014/738/EU". Miljødirektoratet fastsetter vilkår i tillatelsen etter forurensningsloven i tråd med BAT-konklusjoner som gjelder for virksomheten.  

For eksisterende anlegg vil kostnadsnivået ved ulike tiltak variere betydelig, avhengig av type tiltak og kompleksitet. Flere av tiltakene krever større eller mindre ombygginger, og mange av tiltakene må gjennomføres under driftsstans. Ved å tilrettelegge for gjenvinningstiltak i designfasen, vil utslippene av metan og NMVOC fra nye prosessenheter/-anlegg kunne reduseres vesentlig til lavere kostnader. 

Bedriftsøkonomisk lønnsomhet vil blant annet avhenge av kostnadene knyttet til ombygging og/eller installering av gjenvinningsløsning, unngåtte CO2-kostnader, verdien på gassen som eventuelt kan selges til markedet eller benyttes internt på anlegget og anleggets gjenværende levetid. Kostnadene knyttet til en ombygging vil være anleggsspesifikk. Tiltak som krever kaldt anlegg, vil tidligst kunne gjennomføres i forbindelse med en revisjonsstans. 

For noen av kildene vil sikkerhet og tekniske forhold være avgjørende for om tiltak kan gjennomføres eller ikke, som for eksempel at det ikke er teknisk mulig å rute gassen til fakkel på grunn av for høyt fakkeltrykk, eller at det ikke er mulig å gjenvinne gassen til prosess på grunn av høyt oksygeninnhold. 

Prioriteringer og konkurranse med andre prosjekter, begrensninger knyttet til hvor mange prosjekter som kan gjennomføres hvert år på anlegget, og at tiltak må gjennomføres under driftsstans, kan ha betydning for når tiltak blir gjennomført og at innfasing av tiltak tar tid. 

Petroleumsanleggene på land er ikke underlagt CO2-avgift i dag ("metanavgiften" på sokkelen), med unntak av Hammerfest LNG. Direkteregulering av utslipp i kombinasjon med andre virkemidler som CO2-avgift, kan bidra til økt oppmerksomhet og bevisstgjøring om egne utslipp og tiltaksmuligheter. Innføring av CO2-avgift vil også være et insentiv til å forbedre kvantifiseringsmetodene som benyttes for å bestemme utslippene av metan og NMVOC på landanleggene. 

Miljødirektoratet kan innskjerpe gjeldende utslippsgrenser for metan og NMVOC for å oppfylle nasjonale mål og internasjonale forpliktelser, eller dersom det foreligger andre særlige grunner for dette ut fra en helhetlig vurdering av fordeler og ulemper ved tiltaket. En slik innskjerping vil innebære at utslippsgrensene blir strengere enn det som til nå har vært ansett som BAT på det enkelte anlegget. Ved en innskjerping av utslippsgrenser i medhold av forurensningsloven, gis landanleggene rimelig tid og mulighet til å innrette seg etter nye utslippsgrenser for blant annet å kunne tilpasse tiltaksgjennomføring til planlagte revisjonsstanser. 

I tillatelser etter forurensningsloven er det stilt krav om at det ved utskifting av utstyr, skal tas i bruk utstyr som tilfredsstiller krav til bruk av BAT. Kravet kan utvides og presiseres slik at virksomhetene ved større oppgraderinger eller modifikasjoner blir forpliktet til å vurdere om tilgjengelige klimatiltak kan implementeres, samt legger til rette for at mer klimavennlige løsninger kan tas i bruk når disse blir tilgjengelige. 

Krav til kvantifisering og rapportering av utslipp av metan og NMVOC fra landanleggene er fastsatt i tillatelser etter forurensningsloven. Miljødirektoratet kan innskjerpe kravene til måling og beregning av utslipp. Dette kan bidra til å forbedre kvaliteten på kvantifiseringsmetodene som benyttes for å bestemme utslippene av metan og NMVOC på landanleggene. Anleggene benytter i dag kildespesifikke kvantifiseringsmetoder, som i hovedsak er basert på beregningsmetoder, målinger og/eller kombinasjon av målinger og beregningsmetoder. 

Miljødirektoratet har i 2023, på oppdrag av Klima- og miljødepartementer, fått gjennomført en nærmere gjennomgang av kvantifiseringsmetodene som benyttes på landanleggene. Gjennomgangen inkluderer anbefalinger om kildespesifikke kvantifiseringsmetoder, samt forslag til rapporteringsretningslinje på kildenivå. Endelig rapporteringsretningslinje vil tidligst være på plass i 2025/2026. En tilsvarende retningslinje finnes i dag for petroleumsvirksomheten til havs. 

Petroleumsvirksomheten til havs har krav om årlig rapportering av utslippsreduserende tiltak som er gjennomført i rapporteringsåret samt besluttede/planlagte tiltak, se Retningslinjer for rapportering fra petroleumsvirksomheten til havs (M-107).¹ Innføring av tilsvarende krav til landanleggene, vil bidra til økt fokus på utslippsreduserende tiltak og måloppnåelse. 

EUs forordning om reduksjon av metanutslipp fra energisektoren (metanforordningen) som trådte i kraft 4. august 2024, stiller krav til reduksjon av metanutslipp, herunder plikt til å reparere lekkasjer og restriksjoner for kaldventilering. Metanforordningen fastsetter også regler for nøyaktig måling, kvantifisering, overvåking, rapportering og verifikasjon av metanutslipp i sektoren. Forordningen får også anvendelse på metanutslipp som skjer utenfor EU, gjennom informasjonskrav til importører av olje og gass. Forordningen vil omfatte gassprosesseringsanleggene Kollsnes, Kårstø, Nyhamna og Hammerfest LNG, og sannsynligvis oljeterminalene på Mongstad og Sture. Det er foreløpig ikke tatt stilling til om forordningen er EØS-relevant. 

Samfunnsøkonomiske virkninger er ikke vurdert for dette tiltaket. Tiltaket vurderes å kunne ha en positiv helseeffekt forbundet med redusert eksponering av NMVOC (blant annet benzen) på landanleggene. 

Utslippsreduksjonspotensialet som er identifisert for petroleumsanleggene på land, er i hovedsak basert på utredninger av tiltaksmuligheter fra landanleggene i 2019 i forbindelse med Klimakur 20302. Kun mindre justeringer er gjennomført, basert på informasjon fra landanleggene. Potensialet som ble identifisert i Klimakur 2030 har stor usikkerhet. Dette skyldes blant annet usikre utslippstall. Grunnlaget for kvantifisering og rapportering av utslipp av metan og NMVOC fra landanleggene er imidlertid endret i løpet av de siste 3–4 årene, ved at anleggene har gått over til kildespesifikke måle- og beregningsmetoder. Det har også vært, og er en utvikling, når det gjelder målemetoder.  

Det pågår også standardiseringsarbeid i regi av EU. Vi viser i denne sammenheng til VOC-målestandarden som ble ferdigstilt i 2022 og EUs metanforordning. Etablering av retningslinje for rapportering av utslipp av metan og NMVOC på kildenivå for landanleggene, vil bidra til å bedre datagrunnlaget og redusere usikkerheten i utslippstallene i utslippsregnskapet og reduksjonspotensialet som identifiseres for landanleggene. Reduksjonspotensialet knyttet til landanleggene vil bli oppdatert i forbindelse med neste års rapport Klimatiltak i Norge (2026).  

Tiltaksmuligheter knyttet til reduksjon av metan og NMVOC ved oljeraffineriet på Mongstad er av praktiske årsaker inkludert i tiltaksarket for petroleumsanlegg på land. Prosessutslipp fra oljeraffineriet inngår imidlertid i sektoren "Industri og bergverk".  

Informasjon om tiltaksmuligheter er i hovedsak basert på utredninger fra landanleggene i forbindelse med Klimakur 2030. Der finnes også mer utfyllende informasjon om tiltaket.