EPU, Alm.del - 2009-10 - Bilag 303: Energistyrelsens rapport: "Danmarks olie- og gasproduktion og udnyttelse af undergrunden 2009", fra klima- og energiministeren

SIKKERHED OG SUNDHEDEnergistyrelsen fører sammen med Søfartsstyrelsen tilsyn med, at den gældende lov-givning om sikkerhed og sundhed i forbindelse med olie- og gasaktiviteterne bliverfulgt af de selskaber, der opererer på dansk område. Energistyrelsen samarbejderendvidere med en række andre nationale myndigheder samt nationale og interna-tionale organisationer, heriblandt offshoresikkerhedsrådet, Miljøstyrelsen og NorthSea Offshore Authorities Forum om løbende at forbedre sikkerheds- og sundheds-forholdene på offshoreanlæggene.Et højt niveau for sikkerhed og sundhed i den danske offshoresektor er af afgørendebetydning for de op mod 3.000 mennesker, der har deres arbejdsplads på offshore-anlæggene.TILSYN MED SIKKERHED OG SUNDHED PÅ NORDSØANLÆGGENEDet skal være sikkert at arbejde på de danske offshoreanlæg. Derfor lægger Energi-styrelsen hvert år gennem tilsynsbesøg og dialog med selskaberne indenfor olieindu-strien en stor indsats i at sikre, at det sikkerheds- og sundhedsmæssige niveau i dendanske sektor er blandt de højeste i Nordsøen.De sikkerheds- og sundhedsmæssige forhold på offshoreanlæggene er reguleret ihenhold til offshoresikkerhedsloven (Lov om sikkerhed og sundhed på offshore-anlæg), der omfatter anlæggenes sikkerhed samt de ansattes sikkerhed og sundhed.Offshoresikkerhedsloven har været gældende siden juli 2006, og Energistyrelsen førertilsyn med, at loven overholdes.Der er tre hovedtyper af tilsyn, nemlig strakstilsyn, projekttilsyn og driftstilsyn.StrakstilsynStrakstilsyn gennemføres i forbindelse med arbejdsulykker og større nærved hændel-ser. Ved strakstilsyn medvirker Energistyrelsen til klarlægning af hændelsesforløbet,når politiet deltager, mens Energistyrelsen selv forestår klarlægningen, hvis politietikke deltager. Det er politiet selv, der vurderer, om de skal involveres i klarlægningenaf en arbejdsulykke. Vurderer Energistyrelsen, at væsentlige bestemmelser i offshore-sikkerhedsloven er overtrådt i forbindelse med en arbejdsulykke, indstiller Energi-styrelsen til politiet, at de ansvarlige skal retsforfølges.ProjekttilsynProjekttilsynet er tilsyn med nybygninger og større ændringer af eksisterendeoffshore anlæg.DriftstilsynLangt det meste tilsyn er driftstilsyn. I den forbindelse benytter Energistyrelsenflere forskellige tilgange. Der er dels de anmeldte regelmæssige tilsynsbesøg, dels deuvarslede tilsynsbesøg og endelig de såkaldte tematilsyn. Tilsynstyperne er beskreveti det følgende.Regelmæssige tilsynsbesøgGrundstammen i Energistyrelsens sikkerheds- og sundhedsmæssige tilsyn er et årligttilsynsbesøg vedrørende driftsforholdene på alle bemandede faste- og flytbare anlæg.Under tilsynsbesøget gennemgås et på forhånd fastlagt program, se boks 4.1. Program-met omfatter bl.a. tre faste tilsynspunkter: en gennemgang af arbejdsulykker, kulbrinte-udslip og vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr.

Energistyrelsen anvender de tre nævnte kategorier som indikatorer for anlæggetsfysiske tilstand og arbejdsmiljøet på anlægget. Da de registrerede tal for indikatorerneer forholdsvis små, er det statistisk set vanskeligt at beskrive en tendens.Risikoen for ulykker på offshoreanlæggene skal i henhold til offshoresikkerhedslovenreduceres så meget, som det er rimeligt praktisk muligt (ALARP-princippet), se boks4.2. Dette gøres ved en grundig planlægning af arbejdet, ved identifikation og vurde-ring af risici og ved etablering af forebyggende foranstaltninger. Tankegangen er, atrisikoen for arbejdsulykker, arbejdsskader, udslip af kemikalier og kulbrinter samtandre uplanlagte hændelser, der kunne have ført til ulykker, kan reduceres væsentligtgennem grundig planlægning og forebyggelse.Trods grundig planlægning og risikovurdering forekommer der alligevel uplanlagtehændelser. Disse bliver registreret af selskaberne med henblik på at lære af dem, sårisici ved fremtidigt arbejde reduceres mest muligt. Er hændelserne alvorlige, eksempel-vis arbejdsulykker og større kulbrinteudslip, skal de tillige anmeldes til Energistyrelseni henhold til bekendtgørelse om registrering og anmeldelse af arbejdsskader m.v.Under tilsynsbesøgene offshore gennemgår Energistyrelsen sammen med sikkerheds-organisationen ulykker og hændelser, der kunne have ført til ulykker. Hovedformåleter at sikre, at det driftsansvarlige selskab/operatøren følger op på hændelserne oglærer af disse, så lignende hændelser undgås fremover.Ud over de tre faste tilsynspunkter gennemgås de ændringer, der har været på anlæg-get siden seneste tilsynsbesøg. Energistyrelsen informerer om relevante emner somf.eks. ændringer af lovgivningen på området, og der afholdes møder i samarbejds-organer for arbejdet med sikkerhed og sundhed på anlægget. Emner, som dukker opunder tilsynsbesøget, håndteres på stedet eller noteres og tages op efterfølgende.

ALARP-princippet og ALARP processenALARP er en forkortelse af det engelske udtryk ”As Low As Reasonably Practic-able”, der bruges indenfor arbejde med risikoanalyser.Det betyder, at risici skalnedbringes til et niveau, der er ”så lavt, som det er rimeligt praktisk muligt”.”Så lavt som rimeligt praktisk muligt” vil sige, at den opnåede risikoreduktion skalafvejes i forhold til de omkostninger, der er ved at opnå den. Desuden skal der vedvurderingen af, om det er rimeligt praktisk muligt at gennemføre forbedringer,tages hensyn til samfundets tekniske og sociale udvikling. Det svarer til arbejds-miljølovens principper.ALARP-princippet opererer med flere risikoniveauer. Risici, som er højere endden øvre grænse, er uacceptable og skal nedbringes. Alle risici over den nedregrænse skal reduceres, i det omfang dette er rimeligt praktisk muligt. Risici underden nedre grænse er på et niveau, som generelt opfattes som acceptabelt. Denneproces med at nedbringe risici til et acceptabelt niveau kaldes ALARP processen.Operationelt indebærer ALARP processen, at virksomhederne skal definere enrisikoprofil ved at fastlægge virksomhedens acceptkriterier for henholdsvis højestaccepterede risikoniveau og lavest tilsigtede risikoniveau. Alle konkrete krav oganvisninger samt grænseværdier i love og regler skal overholdes.Virksomhederne skal dernæst identificere alle sikkerheds- og sundhedsmæssigerisici. Herefter skal virksomheden vurdere, om det er muligt helt at fjerne de iden-tificerede sikkerheds- og sundhedsmæssige risici. Hvis de identificerede risici ikkekan fjernes, skal virksomheden nedbringe dem. Dette gælder også i de tilfælde,hvor lovgivningen ikke indeholder konkrete anvisninger eller grænseværdier, menalene brede og funktionelle krav.

Tilsynet og dialogen med selskaberne i forbindelse med tilsynsbesøgene skal sikre, atsikkerheds- og sundhedsforholdende på offshoreanlæggene hele tiden lever op til detdanske samfunds tekniske og sociale standarder og følger med udviklingen i samfun-det.Indtil 2006, hvor lovgivningen på området blev ændret og offshoresikkerhedsloventrådte i kraft, var Energistyrelsens driftstilsyn i højere grad lagt an som ”fabrikstilsyn”,der hvor aktiviteterne fysisk foregår. Med offshoresikkerhedsloven er fokus på ledel-sessystemerne øget, og Energistyrelsens tilsyn omfatter nu i langt højere grad heleorganisationen. Det vil i praksis sige, at et driftstilsyn på et offshoreanlæg også omfat-ter besøg på den driftsansvarlige virksomheds kontor i land før eller efter besøgetoffshore. Hermed bliver både ledelsessystemet og dets praktiske anvendelse offshorebelyst ved tilsynet.Resultatet af et tilsynsbesøg er typisk en række observerede regelafvigelser, sombeskrives i Energistyrelsens tilsynsrapport, se boks 4.3, til den driftsansvarlige virk-somhed med henstilling – og i alvorligere tilfælde påbud – om at forholdene bringesi overensstemmelse med reglerne. Den efterfølgende kommunikation og opfølgningmellem Energistyrelsen og virksomheden søges afviklet over en kort periode, såledesat tilsynet kan afsluttes før det næste regelmæssige tilsynsbesøg.

De ubemandede anlæg besøges sjældnere og primært, når der er opstillet en boreplat-form ved anlægget.Uvarslede tilsynUvarslede tilsyn gennemføres, hvor formålet med et tilsynsbesøg forspildes, hvis til-synsbesøget er varslet, eksempelvis overholdelse af hviletidsbestemmelserne, indkvar-tering og beredskab ved opmanding af anlæg, malerkampagner mv. Endvidere gennem-føres uvarslede tilsyn, hvis der anmeldes forhold, der er i strid med lovgivningen, ellerhvis hensynet til de ansattes sikkerhed og sundhed i øvrigt gør det nødvendigt.Da de danske anlæg alle er ude i Nordsøen, og transporten dertil foregår med helikop-ter, vil et uvarslet tilsynsbesøg ofte være kendt fra tidspunktet, hvor repræsentanterfor Energistyrelsen møder op i afgangshallen i Esbjerg Lufthavn.Et uvarslet tilsynsbesøg adskiller sig fra det årlige tilsynsbesøg ved, at programmetnormalt kun fokuserer på to-tre aktuelle emner.TematilsynTematilsyn med de driftsansvarlige virksomheder, se boks 4.4, er blevet udført siden2007. Et tematilsyn er et tilsyn, hvor ét bestemt emne tages op.I en redegørelse fra Arbejdsmiljørådet til Folketinget den 13. december 2005 fremlagderegeringen en prioritering af arbejdsmiljøindsatsen frem til og med 2010 med arbejds-ulykker, støj, psykisk arbejdsmiljø samt muskel- og skeletbesvær som prioriterede

Rettighedshaverener den virk-somhed eller gruppe af virksom-heder, der har en tilladelse tilefterforskning og indvinding afkulbrinter fra undergrunden.Operatørener den virksomhed,som udøver efterforskningen ellerproduktionen på rettighedshave-rens vegne. Typisk vil operatørenvære en af de virksomheder, der errettighedshaver til tilladelsen.For rørledninger er operatørenden virksomhed, der på rettig-hedshaverens eller ejerens vegnesørger for transport gennemrørledningen.Den driftsansvarlige virksom-heder den virksomhed, der haransvaret for driften af et offsho-reanlæg, en rørledning eller etspecialfartøj. For et fast anlæg erdet typisk operatøren, mens dendriftsansvarlige virksomhed forboreplatformene er de respektiveboreselskaber. For flytbare ind-kvarteringsanlæg er den driftsan-svarlige virksomhed den virksom-hed, der forestår driften af disse.

områder. Energistyrelsen har på den baggrund og i dialog med parterne i offshore-sikkerhedsrådet udarbejdet en plan for prioritering og inddragelse af alle fire emner iEnergistyrelsens tilsyn offshore. Siden 2007 har Energistyrelsen rettet fokus mod:Arbejdsulykker (2007)Støj (2008)Psykisk arbejdsmiljø (2009 - 2010)Muskel- og skeletbesvær (2010 - 2011)Det igangværende arbejde med tematilsyn om psykisk arbejdsmiljø er blevet opdelt itre faser, se boks 4.5.Fase 1 er skrivebordstilsyn, hvor Energistyrelsen rekvirerer og gennemgår den del afden driftsansvarlige virksomheds ledelsessystem, der vedrører psykisk arbejdsmiljø.Fase 2 består af et onshore tilsynsbesøg hos den driftsansvarlige virksomhed. Undertilsynet uddyber den driftsansvarlige virksomhed det uddrag af ledelsessystemet, somEnergistyrelsen har gennemgået under arbejdet i fase 1. Der fokuseres ikke kun på ele-menterne vedrørende psykisk arbejdsmiljø, men også på koblingen mellem ledelses-systemet og praksis.

Psykisk arbejdsmiljøTematilsynet om psykisk arbejdsmiljø tager udgangspunkt i arbejdstilsynetsvejledninger omkring psykisk arbejdsmiljø. Psykisk arbejdsmiljø hører underøvrige risici i §§ 14, 16 og 19 i bekendtgørelse nr. 729 af 3. juli 2009 om styring afsikkerhed og sundhed på offshoreanlæg m.v.Psykisk arbejdsmiljø skal være beskrevet i selskabets ledelsessystem og omfattermange forskellige emner som f.eks. arbejdspres, arbejdstidsmængde, monotontarbejde, arbejdsrotation, samarbejde og kommunikation. Derudover kommeremner som forholdet mellem ledelse og medarbejder i form af bl.a. ansvarsforde-ling, feedback, ledelsesmæssig støtte, prioritering og klar definition af arbejdsop-gaver, indflydelse på og forudsigelighed af eget arbejde samt efteruddannelse ogtræning. Ud over dette er uforstyrret hvile samt støj emner af betydning for detpsykiske arbejdsmiljø.En mere udførlig liste over faktorer, der påvirker det psykiske arbejdsmiljø, kanfindes i Arbejdstilsynets vejledning i psykisk arbejdsmiljø på Arbejdstilsynetshjemmeside www.at.dk.Energistyrelsen gennemførte fase 1 og 2 i tilsynet med psykisk arbejdsmiljø hossamtlige driftsansvarlige virksomheder i den danske del af Nordsøen i løbet af2009 og første kvartal af 2010. Under tilsynsbesøgene hos de driftsansvarligevirksomheders onshore kontorer blev både elementerne om psykisk arbejdsmiljøog koblingen mellem ledelsessystemet og praksis taget op.Energistyrelsen følger i fase 3 op på observationerne, der blev gjort i de to førstefaser ved at adressere emnet i forbindelse med de årlige tilsynsbesøg offshore.

Fase 3 er tilsyn omkring det psykiske arbejdsmiljø på de driftsansvarlige virksom-heders offshoreanlæg.Arbejdet med muskel- og skeletbesvær vil følge samme skabelon.TILSYN MED ALDRENDE ANLÆG OG FJERNELSE AF INSTALLATIONERProduktionen af olie fra den danske del af Nordsøen begyndte i 1972, og i 1984 blevproduktionen af gas indledt. I dag er der mere end 50 platforme, som benyttes i for-bindelse med produktionen. En platforms bærende konstruktion er normalt desig-net til en levetid på 25 år, og da en stor del af platformene er bygget i 1980erne og1990erne nærmer en del af anlæggene sig den designlevetid, de oprindeligt blevbygget til. Operatørerne af anlæggene skal derfor sikre sig, at styrken af de bærendekonstruktioner i anlæggene fortsat er i overensstemmelse med de krav, der oprindeligblev stillet.Aldrende anlægDesignlevetiden er overskredet for enkelte af anlæggene. For disse anlæg har opera-tøren genberegnet styrken og stabiliteten af den bærende struktur. Genberegningener foretaget på basis af data fra de regelmæssige systematiske undersøgelser afstrukturen over og under vandet. De regelmæssige strukturundersøgelser har væretgrundlaget for den løbende vedligeholdelse af strukturen. Energistyrelsen følger dettearbejde.Ændringer i påvirkninger fra anlæggenes fysiske omgivelser følges ligeledes. Sådanneændringer kan f.eks. være indsynkning af havbunden, som følge af indvinding fra isærgasreservoirer. Ved indsynkning af havbunden mindskes airgap’et, der er afstandenmellem platformens nederste dæk og havet. I visse tilfælde kan airgap’et blive mindreend den beregnede maksimale bølgehøjde, og der er dermed risiko for, at det nederstedæk kan blive overskyllet. For at reducere risikoen for ulykker, hvis dette skulle ske,kan platformskonstruktionen forstærkes og udstyr på det nederste dæk fjernes.Samtidigt kan der blive indført restriktioner for bemandingen på det nederste dæk,således at dækket er afspærret under storm.Det løbende vedligehold og den systematiske overvågning af strukturerne skal godt-gøre, at en forlængelse af anlæggenes driftstid udover den oprindelige designlevetid erfuldt forsvarlig. Energistyrelsen fører tilsyn med, at selskaberne gennemfører vedlige-holdet og overvågningen på betryggende vis.For platformens udstyr er der normalt ikke fastsat levetider, men udstyret skal ved-ligeholdes, så det til enhver tid er fuldt sikkerhedsmæssigt forsvarligt. Ved vedligeholdaf ældre udstyr kan der være problemstillinger om tilgængelighed af reservedele ogkompetence hos leverandører. Generelt er det mere tidskrævende at vedligeholdeældre udstyr. Energistyrelsen følger vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr i for-bindelse med tilsyn på anlæggene.Fjernelse af installationerProduktionen fra Nordsøen er faldende, og det kan forventes, at de første anlæg vilblive taget ud af brug indenfor en 10-årig tidshorisont. Det kan ske som led i en for-enkling af produktionsfaciliteterne, fordi den nuværende produktionskapacitet somfølge af faldende produktion kommer til at overstige behovet. Ligeledes kan der værefelter, som ikke kan produceres økonomisk, dvs. hvor udgifterne overstiger indtæg-terne, og hvor produktionsfaciliteterne derfor kan fjernes helt. Andre anlæg kan være

i brug frem til 2042, hvor eneretsbevillingen udløber, eller måske længere, såfremt derstadig er producerbare ressourcer.Når anlæg tages ud af brug, har staten mulighed for at overtage anlæggene på devilkår, som er angivet i de enkelte licenser. Hvis staten ikke ønsker dette, skal anlæg-gene fjernes. Det indebærer, at anlæggene først skal tømmes for olie, gas og kemika-lier. Derefter lukkes brøndene ved at sætte cementpropper i dem. Eventuelle broertil andre platforme fjernes og transporteres til land, og rørledninger fra platformenrenses, skæres over og tilproppes. Herefter skæres toppen af platformen fri og løftesover på en pram for transport til land. Derefter kan stålstrukturen, som toppen afplatformen stod på, skæres fri af de pæle i havbunden, der holder den fast. Hereftertransporteres også den til land. Efter transport til land renses anlægget endelig ogskæres op i mindre dele, så stålet kan genanvendes. Det er Energistyrelsens opgave atføre tilsyn med, at fjernelsen af anlægget udføres på en måde, så der tages hensyn tilbåde de ansattes sikkerhed og sundhed og de miljømæssige aspekter.Også rørledninger kan blive taget ud af drift. De mere end 1.800 km rørledninger pådansk område er altovervejende gravet ned i havbunden. Rørledningerne kan efterendt brug kræves fjernet, men det arealmæssigt omfattende arbejde skal vurderesi forhold til at lade de rensede rørledninger ligge under regelmæssig overvågningmed henblik på at gribe ind i tilfælde af, at dele af rørledningerne skulle blive blot-lagt på havbunden. Det er selskabernes ansvar at gennemføre overvågningen, mensEnergistyrelsen vil føre tilsyn med, at overvågningen bliver gennemført.Fremtidig brug af installationerne i NordsøenEfterhånden som olie- og gasproduktionen aftager i den danske del af Nordsøen vilinstallationerne gradvist blive overflødige i produktionsøjemed. Det kan dog værehensigtsmæssigt at bevare nogle af dem til andre formål så som f.eks. import oglagring af naturgas.I dag er de danske produktionsfaciliteter forbundet til nederlandsk infrastrukturmed en gasrørledning fra Tyra Vest til NOGAT rørledningssystemet, som ender i dennederlandske by Den Helder. Rørledningen bruges i dag til eksport af dansk gas til detnederlandske marked, men er forberedt til at kunne anvendes til import af gas. Vedafvikling af produktionsfaciliteterne skal der tages stilling til, om det vil være hensigts-mæssigt at beholde nogle af installationerne i Nordsøen, så de fremover kan benyttesi forbindelse med import af gas til Danmark. Dansk område krydses af transitrørled-ninger, som transporterer norsk gas til Tyskland, Holland og Frankrig. En fremtidigimport af norsk gas kan ske ved tilkobling til disse rørledninger eller ved en forbin-delse direkte til norske produktionsanlæg. Også her vil Energistyrelsen skulle spilleen aktiv rolle som tilsynsmyndighed.Der foregår for tiden overvejelser om mulighederne for at anvende CO2, som opfangesfra kraftværker, til at øge kulbrinteindvindingen fra eksisterende, producerende felter.Dette vil medføre en vis grad af lagring af CO2i undergrunden, og denne lagring vilblive reguleret efter CCS-direktivet. Injektion af CO2i eksisterende brønde kræverimidlertid ombygninger af anlæggene og dermed større investerinsger, se også afsnit-tet om deponering af CO2i kapitel 2:Anden udnyttelse af undergrunden.Under fremtidige vurderinger af hvad der skal ske med installationer på felter, somikke længere kan produceres økonomisk, kan alternativ anvendelse af installationerneindgå f.eks. i forbindelse med lagring af CO2i formationer i undergrunden.

OBSERVATIONER VED TILSYNSBESØG OFFSHORE 2005-2009Energistyrelsen fremlagde i december 2009 en rapport for offshoresikkerhedsrådetom de sikkerheds- og sundhedsmæssige observationer ved tilsynsbesøg på offshore-anlæg i perioden fra 2005 til og med tredje kvartal 2009.Rapporten”Gennemgang af observationer fra tilsynsbesøg offshore i perioden 2005 - 2009”blev udarbejdet for at vurdere tilsynsstrategien og identificere, om der er sikkerheds-og sundhedsmæssige forhold, som er generelle for anlæggene, hvor kritiske disse er,og hvad der er behov for særligt at fokusere på fremover. Energistyrelsen ønskededesuden at klarlægge, om der er behov for at ændre tilsynsmåden, herunder forholdetmellem tilsynsbesøg offshore og onshore samt hyppigheden af uvarslede tilsynsbesøg.Energistyrelsen identificerede gennem rapportens baggrundsanalyser, at:

•Der er sammenfald mellem typen af observationer på faste og flytbare offshoreanlæg.•Hovedparten af observationerne vedrører fysiske forhold på anlæggene (arbejds-pladsindretning og indkvarteringen mv.).•En del af disse observationer er vurderet som sikkerhedskritiske, dvs. forhold der harindflydelse på risikoen for storulykker eller personulykker.•En relativt stor andel af observationerne kan henføres til manglende styring afsikkerheds- og sundhedsmæssige risici, dvs. svigt i ledelsessystemerne.•Observationer af ergonomiske, psykiske og biologiske forhold er relativt få, hvilketmuligvis skyldes tilsynets fokus.•Ved uvarslede tilsynsbesøg observeres ikke forhold, som afviger væsentligt fraobservationer ved anmeldte besøg.•Antallet af anmeldepligtige utilsigtede udslip af kulbrintegas er faldet fra 22 udslip i2005 til tre udslip i 2009.Analysen viser, at det indenfor visse områder er hensigtsmæssigt at ændre på tilsyns-måden. Arbejdet i forbindelse med analysen endte med følgende konklusioner, somblev tiltrådt af offshoresikkerhedsrådet:

•Tilsynet skal fokusere mere på virksomhedernes ledelsessystemer for sikkerhed ogsundhed ved audit af landorganisationen, hvor systemerne etableres og vedligehol-des. Endvidere skal tilsynet følge op på systemernes anvendelse offshore.•Tilsynet skal i en periode rette fokus mod ergonomiske, psykiske og biologiskeforhold for at vurdere, om det nuværende lave antal observationer på områderne errepræsentativt for forholdene offshore.•Tilsynet skal fortsat fokusere på virksomhedernes opfølgning på utilsigtede udslip afkulbrintegas på faste anlæg med henblik på forebyggelse af disse.•Det nuværende antal af to til fem uvarslede tilsynsbesøg pr. år skal bibeholdes delsfor at dokumentere, at forhold, der observeres ved anmeldte tilsyn, fortsat er repræ-sentative, dels for at der ikke dannes myter om, at forhold først bringes i orden, nårder anmeldes tilsynsbesøg.TILSYNSBESØG 2009Energistyrelsen gennemførte 29 tilsynsbesøg offshore i 2009. Tilsynsbesøgene varfordelt med 15 besøg på bemandede faste offshoreanlæg, fire besøg på ubemandedeanlæg samt 10 besøg på flytbare anlæg, dvs. boreplatforme og beboelsesplatforme.Fem af besøgene på de bemandede anlæg blev gennemført uvarslet. De fem uvarsledetilsynsbesøg blev gennemført på platformene Dan B, Halfdan B, Harald, Tyra Øst og

Tilsyn med Siri platformenVed den årlig inspektion af Siri platformens undervandskonstruktion i 2009 blevder fundet revner i en konsol, der understøtter en brøndcaisson med en højde påca. 90 m, en diameter på 5,3 m og en vægt på 950 t.Siri platformen understøttes af tre ben, der står på en undervandstank, hvorolieproduktionen fra Siri, Nini og Cecilie felterne oplagres, før den afhentes aftankskibe. Undervandstanken har en konsol, der fungerer som udligningstank ogunderstøtter en caisson, hvor bl.a. brønde og stigrør er placeret. Det var i dennekonsol, at revnerne var opstået.På grund af risikoen for at understøtningen af caissonen skulle bryde sammen,blev produktionen på Siri, Nini og Cecilie indstillet og lagertanken tømt. End-videre blev platformens bemanding, der normalt er på op til 60 personer, reduce-ret til 12 personer, og arbejdet i brøndhovedområdet, hvor caissonen er placeret,blev underlagt restriktioner. Et særligt beredskab blev ydermere etableret.Efter en række yderligere undersøgelser af strukturen fik DONG E&P tilladelsetil igen at bemande platformen op til den normale bemanding. Energistyrelsenbetingede tilladelsen af, at risikoen ved arbejde og ophold på Siri platformensvarede til normal operation samt at evakueringsanalysen godtgjorde, at plat-formen kunne evakueres, hvis understøtningen af caissonen skulle svigte.Energistyrelsen gav også tilladelse til, at arbejdet i brøndhovedområdet medinstallation af yderligere overvågningsudstyr og forberedende arbejder til sikringaf caissonen måtte udføres. Tilladelsen blev betinget af, at der var løbende moni-tering af revnerne.Energistyrelsen gennemførte den 17. november 2009 et uvarslet tilsynsbesøg påSiri platformen. Tilsynet var specielt rettet mod overvågning af caissonen, admini-stration af restriktionerne for arbejde i brøndhovedområdet og funktionalitetenaf platformens beredskab.Tilsynet fandt intet kritisk at bemærke til moniteringen og administration afretningslinjerne for arbejde i området eller det etablerede beredskab.DONG E&P har primo januar 2010 installeret en midlertidig understøtning afkonsollen. Understøtningen kan optage vægten fra caissonen, hvis konsollenskulle svigte, og produktionen er blevet genoptaget. Understøtningen har en leve-tid på 2-12 år afhængig af, hvor meget den belastes. DONG E&P arbejder fortsatpå at finde en permanent løsning til understøtning af caissonen.

Herudover blev tre boreplatforme besøgt i henholdsvis Holland og Danmark, indender blev meddelt tilladelse til drift på dansk område.Energistyrelsen foretog tre strakstilsyn som opfølgning på arbejdsulykker i 2009.Et strakstilsyn blev udført på Energy Endeavour, mens de to andre strakstilsyn blevudført på Mærsk Resolute, se også afsnittetArbejdsskader.En oversigt over tilsynsbesøg i 2009 findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.I 2009 blev der i lighed med tidligere år sat fokus på arbejdsulykker, nærved hændelser,gaslækager og vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr samt på selskabernes ledelses-systemer. Derudover fører Energistyrelsen løbende tilsyn med beredskabet offshore.Energistyrelsen kontrollerer i den forbindelse, at de personer, der indgår i beredska-bet, har den fornødne uddannelse til den beredskabsfunktion de besidder, se boks 4.7.Vedligehold af sikkerhedskritisk udstyrEt af fokusområderne ved tilsynsbesøg er selskabernes vedligehold af det sikkerheds-kritiske udstyr. Energistyrelsens tilsyn søger at bidrage til, at de driftsansvarlige virk-somheder, se boks 4.4, prioriterer den forebyggende vedligeholdelsesindsats. Energi-boks 4.7

•Medlemmer af brandhold.•Ledere af brandhold.•Redningsbådsførere, der skal søsætte og navigere redningsbådene i en situation,hvor evakuering til havet er nødvendig.•Helikopterdæksledere, der skal assistere ved helikopter start og landing påanlæggetEt særligt H2S (svovlbrinte) kursus er påkrævet for alle ombordværende på anlæg,hvor der er potentiel risiko for eller forekomst af H2S. På de faste anlæg drejerdet sig om Gorm, Dagmar og Skjold. På de flytbare anlæg er kurset påkrævet forde ombordværende, når f.eks. boreplatformen opererer i et område, hvor der errisiko for eller kendt forekomst af H2S.I landene omkring Nordsøen samarbejdes om harmonisering af lovkravene tilden grundlæggende sikkerhedsuddannelse, og landene har indgået en aftale omgensidig anerkendelse af certifikater. I nogle af landene stilles yderligere krav, somf.eks. at kursisten tager enkelte supplerende elementer til sin uddannelse. Dermedkan et dansk certifikat for grundlæggende sikkerhedsuddannelse erhvervet i hen-hold til bekendtgørelse nr. 688 om beredskab m.v. i medfør af offshoresikkerheds-loven også anvendes i de øvrige Nordsølande.

styrelsen har derfor i forbindelse med tilsynsbesøgene offshore i 2009 undersøgt, omoperatørerne følger egne planer for vedligehold af anlæg og udstyr, herunder vedlige-hold af det sikkerhedskritiske udstyr.Sikkerhedskritisk udstyr er udstyr, der ved fejl kan medføre en alvorlig risiko for store ulyk-ker. Det omfatter blandt andet udstyr, som indgår i systemer til brand- og gasdetektion, tilnedlukning og trykaflastning af procesanlæg og til brandbekæmpelse og evakuering.Tilsynet i 2009 viste, at ikke alt vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr gennemføresrettidigt. Energistyrelsen har påtalt dette overfor den pågældende virksomhed ogfølger op på forholdet ved næste tilsynsbesøg.Energistyrelsen vil fortsat have fokus på vedligehold af sikkerhedskritisk udstyr påbemandede faste anlæg under tilsynsbesøgene i 2010.ARBEJDSSKADERArbejdsskader er en fælles betegnelse for arbejdsulykker og arbejdsbetingede lidelser.Arbejdsulykker, der sker på offshoreanlæg, skal anmeldes til Energistyrelsen, se boks4.8. Arbejdsbetingede lidelser skal indberettes til både Energistyrelsen, Arbejdstilsynetog Arbejdsskadestyrelsen af lægen, som er anmeldepligtig.ArbejdsulykkerEnergistyrelsen registrerer og behandler samtlige anmeldte arbejdsulykker på dedanske offshoreanlæg, ligesom Energistyrelsen følger selskabernes opfølgning. Allearbejdsulykker tages op på møder med sikkerhedsorganisationen på anlægget vedEnergistyrelsens første tilsynsbesøg efter ulykken. Ved alvorlige ulykker gennemførerEnergistyrelsen straksbesøg i samarbejde med politiet.Det overordnede formål med Energistyrelsens opfølgning på arbejdsulykker er, atvirksomhederne i samarbejde med sikkerhedsorganisationen lærer af hændelsen ogstyrker den forebyggende indsats på offshoreanlæggene.

Energistyrelsen har desuden modtaget en anmeldelse på en arbejdsulykke, som er sketpå et flytbart anlæg. Denne ulykke fremgår ikke af tabellerne, idet Arbejdsskadestyrelsenhar anmeldelsen under vurdering til evt. i stedet at skulle registreres som en arbejdsbe-tinget lidelse i bevægeapparatet. Afhængig af udfaldet af Arbejdsskadestyrelsens under-søgelse vil denne registrering fremgå af Energistyrelsens kommende statistikker.Den enkelte tilskadekomnes faktiske fravær fra arbejdspladsen for både faste og flyt-bare offshoreanlæg er angivet i tabel 4.2.Energistyrelsen ændrede i rapporten”Danmarks olie- og gasproduktion og anvendelse afundergrunden 2008”praksis, således at for sent anmeldte ulykker vilblive registreretbagud i det omfang de er modtaget.Således vil arbejdsulykker,der er sketi 2009, mensom anmeldes efterfølgende, blive taget med i fremtidige årsrapporter.I 2009 har Energistyrelsen modtaget en anmeldelse af en ulykke, som er hændt i 2007.Statistikken for 2007 er derfor justeret, så anmeldelsen er taget med.Arbejdsulykke med dødelig udgangEn arbejdsulykke med døden til følge indtraf den 15. november 2009 ombord påboreplatformen Mærsk Resolute. Energistyrelsen tog umiddelbart efter meddelelsenom ulykken ud til Mærsk Resolute for at klarlægge omstændighederne ved ulykkensammen med repræsentanter fra politiet og embedslægen i Esbjerg. Energistyrelsensrapport om ulykken kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.Energistyrelsens borevagtordning fik den 16. november 2009 kl. ca. 0.30 meddelelseom ulykken fra Syd- og Sønderjyllands politi. Den omkomne var ansat ved firmaetSchlumberger og arbejdede som operatør på en arbejdsopgave af kortere varighedi forbindelse med oprensning af en brønd, se boks 4.9 for baggrund om aktiviteterpå en boreplatform. Ulykken indtraf, da en sikkerhedsventil monteret på et stigrøri et område med trykbærende udstyr udløstes under tryktest af udstyret til brønd-oprensningen. På grund af udblæsningen væltede stigrøret og ramte den omkomne påhøjre side af hovedet. Vedkommende blev formodentligt også ramt af den udblæstenitrogengas fra ventilen. Der var ingen personer, som så uheldet, men et højt brag blevhørt af flere, ligesom også lyden af udsivende gas kunne høres.Selskabernes undersøgelse af ulykkenSelskabernes undersøgelser af ulykken har efterfølgende vist, at der i en trykskrivervar isat skrivepapir med fejlagtig skala, hvilket medførte, at skriveren viste et for lavttryk. Det virkelige tryk var højere, end mandskabet var klar over, nemlig 6.900 psi(475 bar) mod de aflæste 4.500 psi (310 bar). Desuden var denne skriver fejlagtigtblevet placeret i området med trykbærende udstyr ligesom skriveren fejlagtigt blevanvendt som den primære måler til aflæsning af trykket. Trykmåleren monteret påpumpepanelet burde være anvendt som den primære trykmåler. I ulykkesøjeblikketvar operatøren i færd med at aflæse skriveren. Det kunne også konstateres, atovertryks-nød-nedlukningen ikke fungerede efter hensigten.Energistyrelsens vurderingPå baggrund af selskabernes undersøgelse af ulykken har Energistyrelsen vurderet, atSchlumbergers kontrol med det udsendte mandskab og deres kvalifikationer i forholdtil selskabets egen praksis har været mangelfuld. Desuden har mandskabet tilsyne-ladende ikke modtaget de fornødne instruktioner af sikkerheds- og sundhedsmæssigbetydning for opgavens udførelse.

Aktiviteter på en boreplatformNår der skal udføres boringer til produktion af olie og gas eller til vandinjektionpå de danske olie- og gasfelter, benyttes flytbare boreplatforme. Flytbare bore-platforme anvendes også til udførelse af efterforskningsboringer. Det operatør-selskab, som står for udbygning og drift af et olie- og gasfelt, lejer en flytbarboreplatform for en periode, når der er behov for at bore nye eller reparere ældreboringer.På boreplatforme findes en mængde udstyr, som anvendes til udførelse af borin-ger. Der er også kontorer, hvileområder og sovepladser. Der arbejder omkring 100personer på en boreplatform, og borearbejdet foregår døgnet rundt.Udstyr, der anvendes til boreprocessen, består eksempelvis af lange stålrør(borerør og foringsrør), højtrykspumper til cirkulering af boremudder og cement,kraner til flytning af udstyret fra og til forsyningsskibe og rundt på boreplat-formen, boretårn, som anvendes til at løfte udstyr ind og ud af boringen med,ventilarrangementer til at regulere væskestrømme ind og ud af boringen ogforhindre udblæsninger fra undergrunden, systemer til opbevaring og rensning afboremudder og generatorer til frembringelse af den elektricitet, der anvendes påplatformen. Hertil kommer andet udstyr, som kun benyttes kortvarigt til særligeopgaver. Dette udstyr lejes derfor ind i kortere perioder til disse opgaver. Det kaneksempelvis være separatorer og pumper til brug ved en prøveproduktion af olieog gas fra boringen eller pumper og tanke til injektion af nitrogen i forbindelsemed, at boremudder skal renses ud fra en boring, inden den kan tages i brug. I for-bindelse med at sådant midlertidigt udstyr lejes og anvendes, vil der sædvanligvisogså være særligt personale ombord på boreplatformen til betjening af udstyret.Noget af det udstyr, som altid er på boreplatformen, anvendes også kun i kortereperioder, og når dette udstyr skal anvendes, vil særligt personale blive sendt tilboreplatformen for at betjene udstyret.Der findes selskaber, der er specialiseret i løsning af de specielle kortvarendearbejdsopgaver. Selskaberne udlejer typisk både specialudstyret og personalet.Schlumberger er et af de selskaber, der bl.a. har specialiseret sig i at oprense defærdigborede brønde med nitrogen, og Schlumberger sender både udstyr og per-sonale til at betjene udstyret ud til boreplatformene.

Ligeledes har Energistyrelsen vurderet, at hverken entreprenøren, operatøren ellerden driftsansvarlige virksomhed har ført det tilstrækkelige tilsyn med opstillingen afudstyret samt arbejdets risici, herunder sikret sig, at alle procedurer og andre sikker-heds- og sundhedsmæssige forhold før og under nitrogenarbejdet har været på plads.Det etablerede system med arbejdstilladelser og ”Tool Box Talk”, hvor procedurer iforbindelse med udførelsen af arbejdet samt anvendelse af sikkerhedsudstyr drøftes,har tilsyneladende været anvendt på en overfladisk måde, og den bagvedliggendedokumentation i form af risikoanalyser og tjeklister har ikke været anvendt korrekt.Energistyrelsen har på denne baggrund overdraget sagen til Syd- og Sønderjyllandspoliti med indstilling om, at der rejses tiltale mod de tre involverede selskaber, DONGE&P A/S, Maersk Drilling og Schlumberger, med krav om bødestraf.

Energistyrelsen har endvidere indledt en løbende dialog med selskaberne om de tiltag,der er blevet sat i gang på baggrund af undersøgelserne.Havarikommissionens konklusionerI forbindelse med dødsulykken blev Havarikommissionen, se boks 4.10, inddragetumiddelbart efter ulykken. Under udredningen af ulykken og i det efterfølgendeforløb havde Havarikommissionen kontakt til Energistyrelsen via en møderække.Havarikommissionens arbejde mundede ud i en selvstændig rapport, som på bag-grund af undersøgelsen af ulykken bl.a. anbefalede, at selskaberne nærmere børanalysere, om systemprocedurer med sikkerhedsaspekter er fuldt ud implementeret,og hvorledes dette i givet fald kan gøres. Desuden noterede Havarikommissionen sig,at Energistyrelsen på baggrund af ulykken vil foretage opfølgende tilsyn i relation tilselskabernes underleverandører på flytbare boreplatforme.Havarikommissionens rapport kan læses på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.UlykkesfrekvenserEnergistyrelsen beregner hvert år en ulykkesfrekvens. Ulykkesfrekvensen er antalanmeldte ulykker pr. mio. arbejdstimer.

Arbejdsulykke i forbindelse med flytning af boreplatformEn medarbejder på en boreplatform kom den 21. august 2009 til skade i forbin-delse med flytning af boreplatformen fra én position til en anden. Medarbejderenfik klemt de fire yderste fingre på en hånd og mistede efterfølgende mellem 1 og1½ cm på de tre yderste fingre.Efter positionering af boreplatformen blev hjælpefartøjerne koblet fra, og kablerog kæder, som benyttes i forbindelse med bugsering af boreplatformen, skullesamles og fastgøres på boreplatformens dæk. Kranføreren skulle udføre opgavenog blev på et tidspunkt assisteret af skadelidte. I forbindelse med hejsning af detsidste kabel fik skadelidte venstre hånd i klemme i taljeblokken, da han forsøgteat flytte et kabel fri fra en afskærmningsplade, som kablet berørte.Energistyrelsen tog ud på boreplatformen samme dag, som ulykken var sket, ogkunne konstatere, at skadelidte ikke normalt arbejdede i området, og at opgavenblev betragtet som en standard operation på trods af, at den kun gennemføres,når boreplatformen flyttes fra et sted til et andet, hvilket der normalt kan gå fleremåneder imellem.Energistyrelsen vurderede derfor, at der ikke var tale om en standardoperation,og at der efter selskabets egne procedurer burde have været udført en risikovur-dering og ”Tool Box Talk”, hvor procedurer for arbejdet tales igennem. Derudovervar placeringen af taljeblokken i en højde, der kunne resultere i, at personerkunne få hånden i klemme. Dette er alle afvigelser fra offshoresikkerhedslovensbestemmelser, hvilket Energistyrelsen har påtalt overfor selskabet.Energistyrelsen følger op på selskabernes læring af ulykken på først kommendetilsynsbesøg på boreplatformen.

Den samlede ulykkesfrekvens for både de faste og de flytbare offshoreanlæg for deseneste år er vist i figur 4.3, som også viser, at ulykkesfrekvensen i 2009 for flytbare ogfaste offshoreanlæg tilsammen var 4,5. Det er en stigning i forhold til 2008, hvor densamlede ulykkesfrekvens var 3,5.For de flytbare offshoreanlæg alene blev der i 2009 registreret fire arbejdsulykker, ogder blev leveret i alt 1,7 mio. arbejdstimer. Ulykkesfrekvensen for flytbare offshore-anlæg er derved steget fra 1,4 i 2008 til 2,4 i 2009.På faste offshoreanlæg og flytbare beboelsesplatforme, som opgøres samlet, varantallet af anmeldte arbejdsulykker 20 i 2009. De driftsansvarlige virksomheder haroplyst, at der i 2009 blev leveret i alt 3,7 mio. arbejdstimer på disse offshoreanlæg.Ulykkesfrekvensen for de faste offshoreanlæg er dermed 5,4 for 2009, hvilket også eren stigning i forhold til 2008, hvor ulykkesfrekvensen var 4,2.På grund af det relativt lille antal ulykker på offshoreanlæggene, skal der blot ganskefå ulykker til at ændre billedet fra år til år. Det er derfor udviklingen gennem enårrække og ikke udviklingen fra det ene år til det andet, der giver et indtryk af, hvor-dan billedet af ulykkesfrekvensen ser ud.Ulykkesfrekvens på landEnergistyrelsen har sammenlignet ulykkesfrekvensen på de danske offshoreanlæg medulykkesfrekvensen på land som vist i tabel 4.3.Der blev i 2008 anmeldt 48.464 arbejdsulykker for virksomheder på land. Med enarbejdsstyrke i 2008 på 2.857.565 beskæftigede (~ ca. 4,5 mia. arbejdstimer) kanulykkesfrekvensen i 2008 for samtlige 49 branchekategorier på land beregnes til 10,7anmeldelser pr. 1 mio. arbejdstimer. Beregningen er baseret på de antagelser, der erbeskreveti boks 4.11. Arbejdstilsynet har endnu ikke opgjort antal arbejdsulykkerogantal beskæftigede for 2009.Energistyrelsens beregnede ulykkesfrekvenser for 2005-2009 er vist i tabel 4.3.boks 4.11

Arbejdstilsynets opgørelse af arbejdsulykkerFor brancher på land opgør Arbejdstilsynet incidensen af anmeldte arbejdsulykkersom antal ulykkesanmeldelser i forhold til arbejdsstyrken, dvs. antal beskæftigede.Arbejdstilsynet anvender Danmarks Statistiks Registerbaserede arbejdsstyrke-statistik (RAS), som er en opgørelse af antallet af personer, der har deres primærebeskæftigelse i de pågældende brancher i november måned året før opgørelses-året. I Arbejdstilsynets årsopgørelser angives incidensen pr. 10.000 beskæftigede.For samtlige brancher på land var der således i 2008 en incidens på 170 anmeldel-ser pr. 10.000 beskæftigede.Denne incidens er ikke umiddelbart sammenlignelig med opgørelser af ulykker iforhold til antal præsterede arbejdstimer (fx pr. 1 mio. arbejdstimer). En omreg-ning fra antal beskæftigede til antal præsterede arbejdstimer kan kun være entilnærmelse, idet det forudsættes at én beskæftiget svarer til et årsværk. I omreg-ning af tallene for virksomheder på land antages det, at der er 222 arbejdsdage omåret, og at der er 7,12 arbejdstimer pr. dag svarende til et årsværk på 1.580 timer.

Arbejdsbetingede lidelserArbejdsbetingede lidelser defineres som en sygdom eller en lidelse, der er opståetefter længere tids påvirkning under arbejdet eller som følge af andre forhold på off-shoreanlægget.Lægerne har fra den 1. juli 2008 haft pligt til at indberette alle konstaterede ellerformodede arbejdsbetingede lidelser i relation til arbejde offshore til Energistyrelsen.De arbejdsbetingede lidelser skal desuden fortsat indberettes til Arbejdstilsynet ogArbejdsskadestyrelsen.For at sikre at Energistyrelsen har medtaget alle indberetninger om formodedearbejdsbetingede lidelser, som er opstået efter påvirkning under arbejdet på etoffshoreanlæg, har styrelsen afventet data fra Arbejdstilsynet. Arbejdstilsynet harafsluttet sit arbejde angående arbejdsbetingede lidelser for 2008, men har endnu ikkeoffentliggjort data for 2009.Energistyrelsen har for 2008 modtaget 15 indberetninger fra Arbejdstilsynet omformodede arbejdsbetingede lidelser, hvor en læge har vurderet, at den arbejdsbe-tingede lidelse fortrinsvist er blevet pådraget i forbindelse med arbejde på offshoreanlæg. Til sammenligning blev der indberettet 12 formodede arbejdsbetingede lidelseri 2007. Indberetningerne for 2008 er fordelt på seks høreskader, fem indberetninger afmuskel- og skeletbesvær samt fire hudlidelser/eksem.Energistyrelsen har gennem årene haft fokus på problemstillinger både i forbindelsemed støj, kemikalier og muskel- og skeletbesvær og vil fortsat fokusere på disseemner, således at antallet af formodede arbejdsbetingede lidelser offshore reduceres.Disse emner er ligeledes fokusområder i arbejdsmiljøindsatsen, som bliver prioriteret iregeringens handlingsplan frem til og med 2010.

Nærved hændelse på Mærsk ResoluteDen 6. januar 2009 skete en nærved hændelse på boreplatformen MaerskResolute, hvor topdrivet, der løfter udstyr ned i boringen, stødte sammen medden såkaldte ”bridge crane”. En ”bridge crane” er placeret over boregulvet ogbruges til at håndtere borerørene. Maersk Drilling, som er driftsansvarlig virk-somhed på boreplatformen, standsede arbejdet og igangsatte en undersøgelse afhændelsen. Selskabet kontaktede desuden leverandøren af udstyret for at under-rette om hændelsen. Leverandøren har efterfølgende fundet og rettet fejlen, somviste sig at være en programfejl.Energistyrelsen kontaktede Maersk Drilling for at sikre opfølgning på hændelsenog fik bekræftet at samtlige boreplatforme, der anvender dette program, får ret-tet fejlen, så lignende hændelser ikke vil forekomme i fremtiden.

Godkendelser og tilladelser efter offshoresikkerhedslovenDet overordnede design af et produktionsanlæg skal godkendes efter § 27 i off-shoresikkerhedsloven inden produktionsanlægget detailprojekteres og bygges.Før produktion af olie eller gas kan påbegyndes, skal anlægget have en driftstil-ladelse efter § 28 i offshoresikkerhedsloven. Tilsvarende skal et flytbart offshore-anlæg, som f.eks. en boreplatform, have en driftstilladelse, før det tages i brug pådansk område.Ved væsentlige ændringer på eksisterende anlæg skal den driftsansvarlige virk-somhed, se boks 4.4, søge om en tilladelse i henhold til § 29 i offshoresikkerheds-loven.Og slutteligt skal rettighedshaveren, se boks 4.4, ved demontering af et fast off-shoreanlæg ansøge om dette i henhold til § 31 i offshoresikkerhedsloven.

Energistyrelsen har i 2009 meddelt følgende godkendelser og tilladelser til faste ogflytbare anlæg samt en rørledning i den danske del af Nordsøen:Halfdan feltetPå Halfdan feltet er der i 2009 givet tilladelse til ændringer på Halfdan CA i for-bindelse med tilslutning af fire nye brønde.Der blev meddelt tilladelse til bemanding af Halfdan BA og Halfdan BB med op til 27personer, mens boreplatformen Energy Endeavour ligger ved HBB.Derudover blev der meddelt tilladelse til at idriftsætte det nye Halfdan BB brønd-hovedmodul. I september 2009 blev der meddelt tilladelse til ibrugtagning af enmidlertidig redningsbåd på HBA platformen. Redningsbåden skal senere flyttes oganvendes på den nye HBD platform, der forventes idriftsat i 2011. I november 2009blev meddelt en tilladelse til bemanding af op til 45 personer på Halfdan BA ogHalfdan BB, som er kapaciteten på den midlertidige redningsbåd.Derudover er der meddelt tilladelse til at etablere en 11,4 km 20” flerfase rørledningmellem Halfdan D (HDA platformen) og Dan FG offshoreanlæggene til erstatning afen beskadiget rørledning. Der blev også givet tilladelse efter § 31 i offshoresikkerheds-loven til demontering af det eksisterende beskadigede rørledningssegment.

Siri feltetPå Siri platformen blev der i august 2009 konstateret revner i en konsol, der under-støtter brøndmodulet, se boks 4.6, hvorfor bemandingen på Siri platformen blevreduceret til maximalt 12 personer. Efter at der var skabt overblik over revnernesomfang, blev der meddelt tilladelse til opmanding til normalt niveau (60 personer) påselve platformen og tilladelse til tidsbegrænset arbejde i brøndhovedområdet, hvorogså rørledningerne fra Nini og Cecilie felterne kommer ombord på offshoreanlægget.Tilladelsen til arbejdet i brøndhovedområdet blev forlænget flere gange fra oktober tilnovember 2009, idet der ikke kunne konstateres nævneværdig udvikling i revnerne iden periode revnerne havde været under observation, samt at risikovurderinger godt-gjorde, at det var sikkert at arbejde i brøndhovedområdet under nærmere givne vilkår.I december 2009 meddeltes tilladelse til installation af en midlertidig understøtningfor indvindingsrørledningerne på offshoreanlægget Siri. Den midlertidige understøt-ning vil blive placeret på havbunden.Der er blevet meddelt tilladelse til idriftsættelse af Nini B platformen i december2009, og i den forbindelse er der givet tilladelse til modifikationer på den eksisterendeNini-platform.Gorm feltetPå Gorm feltet er der i 2009 meddelt en ændringstilladelse i forbindelse med installa-tion af en kondensatseparator på Gorm F.Syd ArnePå Syd Arne er der givet to ændringstilladelser i 2009. Der er fjernet passiv brand-beskyttelse på nogle trykbeholdere og opsat sprinkleranlæg. Derudover er to eksiste-rende redningsbåde udskiftet med to nye skrogforstærkede både af samme type ogfabrikat. Redningsbådene udskiftes med henblik på at forbedre sikkerhedsforholdeneved brug samt under træning.Tyra feltet (inklusiv Harald feltet)På Tyra feltet er der meddelt fire ændringstilladelser i 2009. En tilladelse til den sidstefase af lavtryksprojektet på Harald er meddelt. Yderligere er der givet tilladelse til, atENSCO 70 kan ligge ved Harald. Der er givet tilladelse til videreudbygning af en brøndpå Tyra Øst, og endeligt er der i 2009 også givet tilladelse til flytning af redningsbåde.Dan feltetI 2009 er der for Dan feltet givet én tilladelse om væsentlige ændringer af eksisterendeanlæg efter offshoresikkerhedslovens § 29. Tilladelsen vedrører fjernelse af stigrørmed tilhørende beskyttelsesstruktur på Dan B anlægget.Via en rørledning forbandt stigrøret Dan B anlægget med Dan E anlægget, hvorkulbrinteproduktionen nu er indstillet. Rørledningen er derfor taget ud af drift, ogtilslutningen til Dan B blevet overflødig. Ud over at give plads på det i forvejen kom-pakte anlæg betyder fjernelsen af det ubenyttede udstyr, at det løbende vedligeholder blevet lettet.Flytbare anlægNoble George Sauvageau, ENSCO 70 og ENSCO 71 har fået nye driftstilladelser i2009. Mærsk Resolute har fået en ændringstilladelse i forbindelse med kombineredeoperationer på Nini-anlæggene. Senere på året har Mærsk Resolute fået en drifts-tilladelse til at arbejde ved Syd Arne-anlægget.

Forskellige myndigheders ressortområder offshoreEnergistyrelsen er ressortmyndighed for sikkerhed og sundhed på offshoreanlæg.Offshoreanlæg omfatter i den forbindelse anlæg til efterforskning og indvinding afolie og gas fra undergrunden under havbunden. Vindmølleparker på havet hører ikkeind under denne definition.Sikkerhed omfatter den indbyggede sikkerhed i anlæg og udstyr samt sikkerhedpå arbejdspladser og ved arbejdets udførelse. Sundhed omfatter sundhedsmæssigeforhold i arbejdsmiljøet og andre sundhedsmæssige forhold, dvs. også ophold påanlæggene. Offshoreanlæg er ikke omfattet af Arbejdsmiljøloven og falder dermedheller ikke ind under Arbejdstilsynets ansvarsområde.Ud over Energistyrelsen er der en række andre myndigheder, der fører tilsyn medsikkerhed, sundhed og miljø på offshoreanlæg. De vigtigste er – ud over Energi-styrelsen – nævnt nedenfor.SøfartsstyrelsenSøfartsstyrelsen er tillagt kompetence efter offshoresikkerhedsloven for følgendeområder:•Konstruktion, styrke, flydeevne, indretning og udstyr af maritim karakter på bore-platforme og andre flytbare anlæg.•Behandlingsrummets (”hospitalets”) indretning på flytbare anlæg, som f.eks. bore-platforme, herunder medicinkister.•Redningsmidler og udsættelsesarrangementer herfor på faste og flytbare offshore-anlæg.•Dykkeroperationer, herunder dykkermateriel og erhvervsdykkerarbejde.•Kompetencerne er nærmere beskrevet i en aftale mellem Energistyrelsen og Søfarts-styrelsen. Aftalen kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.Miljøstyrelsen•Udledning til havet fra offshoreanlæggene.•Beredskab i tilfælde af forurening af havet fra offshoreanlæggene, f.eks. ved olie-spild.•Miljøforanstaltninger på anlæggene som f.eks. spildbakker.Sundhedsstyrelsen•Uddannelseskrav til offshore medic (sundhedskyndig).•Behandlingsrum (”hospitalet”) på faste anlæg: Indretning og udstyr.•Radioaktive kilder (Statens Institut for Strålehygiejne).Statens Luftfartsvæsen•Helikoptersikkerhed, herunder helidæk.•Bemanding, brandbekæmpelse, kommunikationsudstyr og andet udstyr på helidæk.Syd- og Sønderjyllands Politi•Undersøgelse af alvorlige ulykker samt dødsfald på offshoreanlæg.Fødevarestyrelsen•Fødevaresikkerhed.

SAMARBEJDE OM SIKKERHED OG SUNDHED OFFSHOREEnergistyrelsen samarbejder med en lang række parter nationalt og internationalt omsikkerheds- og sundhedsmæssige spørgsmål på offshoreanlæg. En del af samarbejdeter fastsat i lovgivningen, mens andet er oprettet for at styrke Energistyrelsens rolle iarbejdet med sikkerhed og sundhed offshore. Samarbejdspartnere er arbejdsmarke-dets parter i offshoreindustrien, danske myndigheder, øvrige danske institutioner oginternationale offshore myndigheder og organisationer.Reguleringen af sikkerhed og sundhed på offshoreanlægOlie- og gasindvindingen i Danmark skaber en mængde arbejdspladser offshore, derreguleres af lov om sikkerhed og sundhed på offshoreanlæg, offshoresikkerhedsloven.Offshoresikkerhedsloven omfatter anlæggenes sikkerhed samt de ansattes sikkerhedog sundhed. Energistyrelsen fører tilsyn med, at offshoresikkerhedsloven overholdes.Offshoresikkerhedsloven afløste fra juli 2006 havanlægsloven, der havde væretgældende siden 1981.Samtidig med offshoresikkerhedsloven trådte en række nye bekendtgørelser efterloven i kraft. Imidlertid erstattede disse bekendtgørelser ikke fuldt ud de hidtidige reg-ler efter havanlægsloven. Det var derfor nødvendigt at bibeholde en række af de gamleregler midlertidigt. Disse er blevet udfaset i takt med, at nye regler er blevet udstedt.Arbejdet med udfasningen af de gamle regler forventes afsluttet i løbet af 2010.Regelarbejdet sker i samarbejde med arbejdsmarkedets parter på offshoreområdet,se boks 4.15 og 4.16.boks 4.15

Tilblivelsen af en bekendtgørelse efter offshoresikkerhedslovenFør en bekendtgørelse efter offshoresikkerhedsloven kan udstedes og træde ikraft, skal den igennem følgende proces:1) Energistyrelsen udarbejder et notat om formål m.v. med bekendtgørelsen.2) Notatet tiltrædes, evt. efter tilretninger, af Offshoresikkerhedsrådets arbejds-gruppe.3) Energistyrelsen udarbejder udkast til bekendtgørelse.4) Bekendtgørelsesudkastet tiltrædes af Offshoresikkerhedsrådets arbejds-gruppe, typisk efter en række drøftelser.5) Bekendtgørelsesudkastet tiltrædes af Offshoresikkerhedsrådet på et ordinærtmøde. Normalt uden ændringer, hvis arbejdsgruppen har været enig i sintiltrædelse.6) Udkastet sendes i offentlig høring efter en lovteknisk kvalitetssikring iEnergistyrelsens juridiske enhed.7) Eventuelle høringssvar implementeres efter en konkret vurdering i udkastet.8) Bekendtgørelsen er, efter en afsluttende lovteknisk kvalitetssikring iEnergistyrelsens juridiske enhed, nu endelig og udstedes af Energistyrelsensdirektør. I enkelte tilfælde kan bekendtgørelsen være af en sådan karakter, atden skal udstedes af klima- og energiministeren.9) Bekendtgørelsen offentliggøres i Lovtidende (www.lovtidende.dk) og iRetsinformation (www.retsinformation.dk).10) Bekendtgørelsen træder i kraft og har normalt på samme tidspunkt virkningfor dem, den vedrører. I visse tilfælde kan en senere dato for, hvornår den harvirkning, være fastsat i bekendtgørelsen.

OffshoresikkerhedsrådetI henhold til offshoresikkerhedslovens § 58 er der nedsat et offshoresikkerheds-råd, der skal medvirke ved udarbejdelsen af regler om sikkerhed og sundhed påoffshoreanlæg, følge den tekniske og sociale udvikling vedrørende offshoreanlægog drøfte øvrige forhold, der er omfattet af loven. Endvidere er det fastsat i off-shoresikkerhedsloven, at arbejdsmarkedets parter på offshoreområdet selv skalsamarbejde indbyrdes om sikkerheds- og sundhedsmæssige forhold gennem ensikkerhedsorganisation.En af Offshoresikkerhedsrådets opgaver er i samarbejde med Energistyrelsenat udarbejde regler om sikkerhed og sundhed på offshoreanlæggene, da det erfastsat i offshoresikkerhedsloven, at repræsentanter for arbejdsmarkedets parterog en række myndigheder skal medvirke ved udarbejdelse af regler efter loven.Offshoresikkerhedsrådet har derfor nedsat en arbejdsgruppe, hvor detaljernevedrørende nye regler drøftes.Offshoresikkerhedsrådet består af en formand, som udpeges af Energistyrelsen,og følgende andre medlemmer:•Fem medlemmer, som repræsenterer Landsorganisationen i Danmark (LO).•Et medlem, som repræsenterer Funktionærernes og TjenestemændenesFællesråd (FTF).•Et medlem, som repræsenterer Fællesrepræsentationen (MaskinmestrenesForening og Dansk Formandsforening).•Syv medlemmer, som repræsenterer Dansk Arbejdsgiverforening og DanmarksRederiforening i forening.•Et medlem, som repræsenterer Energistyrelsen.•Et medlem, som repræsenterer Søfartsstyrelsen.•Et medlem, som repræsenterer Arbejdstilsynet.•Et medlem, som repræsenterer Miljøstyrelsen.•Et medlem, som repræsenterer Statens Luftfartsvæsen.Medlemmerne og stedfortrædere for disse udpeges for en fireårig periode. Derskal udpeges nye medlemmer og stedfortrædere pr. 1. november 2010.Offshoresikkerhedsrådet holder fire ordinære møder om året, i marts, juni, sep-tember og december.Energistyrelsen varetager formandskab og sekretariatsfunktion for ovennævntearbejdsgruppe, hvor detaljer vedrørende nye regler drøftes. Arbejdsgruppensøvrige medlemmer er:•LO: Dansk Metal, Dansk El-forbund, CO-Industri og 3F med en repræsentanthver.•Dansk Arbejdsgiverforening og Danmarks Rederiforening i forening: MærskOlie og Gas AS, DONG Energy E&P, Hess Denmark ApS og Maersk Drilling meden repræsentant fra hver.•Søfartsstyrelsen med en repræsentant.Herudover kan repræsentanter for andre myndigheder deltage i arbejdsgruppensmøder efter behov.

Indkvartering på offshoreanlægEn af offshoresikkerhedslovens nye bekendtgørelser omhandler indkvarteringen påoffshoreanlæg.Soverum på faste offshoreanlæg, der er bygget før 1988, blev tilladt indrettet til brugfor to personer. Fra 1988 blev der i nye regler stillet krav om, at soverum på nye fasteanlæg skulle være beregnet for kun én person. Dette krav bibeholdes i det nye regel-sæt.Tilladelser og godkendelser, der er omfattet af offshoresikkerhedsloven, og som ermeddelt før loven trådte i kraft, bevarer deres gyldighed. Dvs., at eksisterende off-shoreanlæg (faste og flytbare), der havde en driftstilladelse, da offshoresikkerheds-loven trådte i kraft den 1. juli 2006, bevarer denne tilladelse. Dette betyder, at derfortsat er tilladelse til tomandskamre på faste anlæg fra før 1988.Soverum på flytbare offshoreanlæg, der er indrettet siden midten af 1992, hvor dedaværende regler om soverum på flytbare offshoreanlæg trådte i kraft, er indrettet tilhøjst to personer. Indtil da anvendte man reglerne for skibe.Forbedring af de eksisterende forholdFor så vidt angår soverum på faste offshoreanlæg bygget før 1988 har parterneselv, gennem det såkaldte Partssamarbejde for Faste Offshoreanlæg, igangsat endrøftelse af, hvordan og hvornår indkvarteringsforholdene på eksisterende fasteanlæg kan forbedres. Partssamarbejdets sammensætning kan ses under afsnittetSikkerhedsorganisationen offshore.Endvidere har Energistyrelsen i flere tilfælde stillet krav om, at topersonerskamre påoffshoreanlæg (faste og flytbare) benyttes af personer på modsat skift, således at dissepersoner sover alene.Sikkerhedsorganisationen offshorePå bemandede faste og flytbare offshoreanlæg foregår samarbejdet mellem de ansatteog ledelsen om sikkerhed og sundhed som på land gennem en sikkerhedsorganisationbestående af en række sikkerhedsgrupper og et sikkerhedsudvalg. Reglerne for arbej-det i sikkerhedsorganisationen og om rettigheder og pligter svarer stort set til de, derfindes efter arbejdsmiljøloven på land.Reglerne vil i løbet af 2010 blive erstattet af nye regler som led i udfasningen af dehidtidige regler efter havanlægsloven. Dette sker samtidig med ændring af reglerne påland, bl.a. i form af en ændring af arbejdsmiljøloven. Ændringerne er en udmøntningaf en aftale mellem Arbejdstilsynet, arbejdstager- og arbejdsgiverorganisationerne påland, den såkaldte Trepartsaftale. De nye regler for offshoreområdet vil tage de dele afaftalen ind, der er relevant for offshoreområdet. Grundlæggende giver ændringernemulighed for en mere fleksibel opbygning af sikkerhedsorganisationen samt enmodernisering af den uddannelse, sikkerhedsgruppen skal gennemgå.Som en del af tilblivelsen af de nye regler offshore drøfter parterne indholdet i detsåkaldte Partssamarbejde for Faste Offshoreanlæg, bestående af operatørerne for deproducerende felter, Mærsk Olie og Gas AS, DONG Energy E&P og Hess Denmarkpå den ene side og Dansk Metal, Dansk El-forbund, CO-Industri og 3F på den andenside. Resultatet af disse forhandlinger indgår i drøftelserne i Offshoresikkerhedsrådetsarbejdsgruppe, se boks 4.16.

Samarbejde med danske myndighederEnergistyrelsen samarbejder med en række danske myndigheder om forhold af sikker-heds- og sundhedsmæssigt betydning på offshoreanlæg. Noget af dette samarbejde erformaliseret gennem offshoresikkerhedsloven, såsom tilsynsopgaver, offshoresikker-hedsrådet og myndighedernes beredskabskomite. Samarbejdet om tilsyn er omtalti boks 4.14 i afsnittetGodkendelser og tilladelser meddelt i 2009,mens samarbejdet ioffshoresikkerhedsrådet er omtalt i boks 4.16.Myndighedernes beredskabskomitéMyndighedernes beredskabskomité skal samordne myndighedernes rednings- ogbekæmpelsesforanstaltninger i forbindelse med større ulykker eller nærved hændelserpå offshoreanlæg, eksempelvis ved brand eller eksplosion, ukontrolleret udblæsningeller spild af olie eller gas samt flyhavari på eller tæt ved et anlæg. Komitéen skalendvidere overvåge de forholdsregler, som den driftsansvarlige virksomhed for etoffshoreanlæg træffer i tilfælde af en større ulykke på anlægget.Komitéens medlemmer er udpeget af klima- og energiministeren og består af etmedlem og en suppleant fra henholdsvis Søfartsstyrelsen, Miljøstyrelsen, Syd- ogSønderjyllands Politi, Forsvarskommandoen samt Energistyrelsen. Energistyrelsen harformandskabet og sekretærfunktionen. Komitéens medlemmer kan kaldes sammenmed kort varsel og vil fungere fra beredskabslokalet, som er placeret på Holmen iForsvarskommandoens lokaliteter.Komitéen afholder jævnligt øvelser.Samarbejde med andre myndighederUdover det lovbestemte samarbejde samarbejder Energistyrelsen med en rækkemyndigheder om sikkerheds- og sundhedsmæssige spørgsmål:

Center for Maritim Sikkerhed og SundhedEnergistyrelsen er repræsenteret i Styregruppen for Center for Maritim Sikkerhed ogSundhed, som er et center under Syddansk Universitet (SDU) i Esbjerg, og som hartil formål at levere ekspertise til sikring og udvikling af den bedst mulige sundhed ogsikkerhed for søfolk, fiskere og ansatte på offshoreanlæg.Centret opfylder sit formål gennem forskning, dokumentation, rådgivning, undervis-ning og kliniske undersøgelser. Et af forskningsprojekterne drejer sig om ulykkesfore-byggelse i offshoreindustrien.Styregruppen består af medlemmer fra Søfartsstyrelsen og Energistyrelsen, Søfartensog Fiskeriets Arbejdsmiljøråd, Offshoreerhvervenes Sikkerhedsråd og SDU og har tilformål at vejlede centret i dets virke. Styregruppen mødes et par gange årligt.Yderligere oplysninger om centret og dets opgaver kan findes på centrets hjemmeside,www.sdu.dk/ist/cmss.Normer og standarderNormer og standarder er med til at øge sikkerheden på offshoreanlæg.Lovgivningsmæssigt er der i offshoresikkerhedsloven stillet krav til at anerkendte nor-mer og standarder, som har sikkerheds- og sundhedsmæssig betydning for offshorean-læggets konstruktion, indretning og udstyr, skal følges.Normer og standarder kan dog fraviges i tilfælde, hvor det er hensigtsmæssigt for atopnå et højere sikkerheds- og sundhedsniveau, eller som følge af den tekniske udvik-ling. Det forudsættes ved fravigelsen, at de sikkerheds- og sundhedsmæssige risicinedbringes så meget, som det er rimeligt praktisk muligt.Såfremt der ikke findes anerkendte normer og standarder som nævnt ovenfor, skal desikkerheds- og sundhedsmæssige risici, der er forbundet med offshoreanlæggets kon-struktion identificeres, vurderes og nedbringes så meget, som det er rimeligt praktiskmuligt.Normer og standarder anvendes især ved konstruktion og indretning af offshoreanlægog rørledninger samt for udstyr på anlæggene.Energistyrelsen støttede i 2009 i lighed med tidligere år økonomisk standardiserings-arbejde i offshoresektoren via Dansk Standard.Internationalt samarbejdeEnergistyrelsendeltager i internationalt samarbejde på en række områder, der vedrø-rer sikkerhed, sundhed og miljø på offshoreanlæg. Desuden deltager Energistyrelsen isamarbejde om miljø, se kapitel 5:Miljø og klima.NSOAFNSOAF (North Sea Offshore Authorities Forum) er et samarbejdsforum mellemNordsølandenes myndigheder omprimært sikkerhed og sundhed på offshoreanlæg.Følgende lande (med institutionerne i parentes) deltager i NSOAF:•Danmark (Energistyrelsen)•Færøerne (Jarðfeingi)•Holland (Staatstoezicht op de Mijnen)

•Irland (Department of Communications, Energy and Natural Resources )•Norge (Petroleumstilsynet)•Sverige (Sveriges Geologiske Undersøgelse)•Tyskland (Landesbergamt Für Bergbau, Geologie und Energie)•Storbritannien (Health & Safety Executive)Arbejdet i NSOAF foregår primært gennem nedsatte arbejdsgrupper og en gang årligtmødes medlemslandene til en konference, hvor de overordnede mål for arbejdet iarbejdsgrupperne aftales.Arbejdsgruppen om sikkerhed, sundhed og miljøGruppen arbejder med harmonisering af kravene til sikkerhed, sundhed og miljø påoffshoreanlæg. Derudover udveksles og drøftes erfaringer med problemstillinger ogulykker offshore. Arbejdsgruppen samarbejder også med International Association of Drilling Contrac-tors (IADC) i spørgsmål af fælles interesse såsom udarbejdelse af en 'HSE (Health,Safety and Environment) Case' (redegørelse for sikkerhed og sundhed) i forbindelsemed borearbejde. Denne redegørelse er et udgangspunkt, der skal sikre, at boreplat-forme opfylder EU-lovgivningen om et sikkerheds- og sundhedsdokument, således atboreselskaberne ikke behøver at udarbejde et helt nyt dokument, hver gang bore-platformen krydser en grænse mellem to Nordsølande, men blot kan tilføje afsnit tilopfyldelse af nationale særkrav.Derudover gennemføres der i regi af arbejdsgruppen fælles audits af sikkerhed ogsundhed på offshoreanlæg på tværs af landegrænser. Til dato er der udført firesådanne audits på udvalgte temaer, hvoraf det seneste omhandlede selskabernesledelsesmæssige supervision på anlæggene.Endelig har gruppen nedsat to projektgrupper; en om beredskab og en om indikatorerfor måling af sikkerhed og sundhed, såkaldte Key Performance Indicators (KPIs).Arbejdsgruppen om offshore træning og uddannelseDanmarkhar formandskabet for denne arbejdsgruppe, som arbejder mod en gensidiganerkendelse af sikkerhedsuddannelserne i Nordsølandene. Den gensidige anerken-delse af den grundlæggende sikkerhedsuddannelse er trådt i kraft, og arbejdsgruppenundersøger nu behovet for at udvide den gensidige anerkendelse til uddannelser forandre sikkerhedsfunktioner.Arbejdsgruppen om boringerArbejdsgruppen udveksler information og samarbejde om sikkerheds- og sundheds-forhold, der er relateret til borings- og brøndaktiviteter, herunder forhold vedrørendeforebyggelse af ukontrolleret udblæsning.Formålet er bl.a., at gruppens aktiviteter skal bidrage til vedvarende forbedring af sik-kerhed og sundhed ved boreoperationer og andre brøndrelaterede aktiviteter samtidigmed, at der arbejdes på at lette de administrative byrder for de firmaer, der arbejder påtværs af grænserne i Nordsøen.Arbejdsgruppen om EUArbejdsgruppen udveksler synspunkter og erfaringer vedr. EU-direktiver og direktiv-forslag.

Et af gruppens projekter er markedsovervågning af udstyr mv., der er omfattet afEU-direktiver, f.eks. maskindirektivet og trykbeholderdirektivet.OMHECOMHEC (Offshore Mechanical Handling Equipment Committee) er en internationalarbejdsgruppe med deltagelse af bl.a. Energistyrelsen, repræsentanter fra andre landesoffshore myndigheder (England, Norge og Holland) samt certificerende selskaber ogspecialister på området.Formålet er bl.a. at udarbejde vejledninger, der kan danne et fælles grundlag for sikker-heds- og sundhedsmæssige forhold vedrørende kran- og løfteoperationer. Offshoreindustrien kan frit anvende disse vejledninger.OMHEC har etableret sin egen hjemmeside, www.omhec.org, derindeholder infor-mationer om organisationen,kontaktpersoner i de enkelte medlemslande samt deudarbejdede vejledninger.Bilateralt samarbejdeEn gang om året mødes Energistyrelsen bilateralt med henholdsvis Petroleumstilsyneti Norge og UK Health & Safety Executive. På møderne foregår almindelig erfaringsud-veksling og drøftelse af forskellige aktiviteter landene imellem vedrørende sikkerhedog sundhed offshore.

Udledninger af CO2til luften kommer fra afbrænding af gas og dieselolie. Ved produk-tion og transport af olie og gas forbruges betydelige energimængder. Det er desudennødvendigt at afbrænde en del gas, der af sikkerhedsmæssige eller anlægstekniskegrunde ikke kan nyttiggøres (flaring). Flaring sker på alle offshore platforme medbehandlingsanlæg og er nødvendig af sikkerhedshensyn i de tilfælde, hvor anlæggeneskal tømmes for gas hurtigt.Størrelsen af udledningen fra det enkelte anlæg eller felt afhænger af produktionensstørrelse samt anlægstekniske og naturgivne forhold.Afbrænding af gas uden nyttiggørelse reguleres via undergrundsloven, mens udlednin-gen af CO2(inklusive CO2fra flaring) er omfattet af CO2-kvoteloven, der er omtalt iboks 5.1.

Forbrug af brændstofGas som brændstof udgjorde i 2009 knap 89 pct. af det totale gasforbrug offshore.De resterende godt 11 pct. er flaret. Udviklingen i forbruget af gas til brændstof påde danske produktionsanlæg er de seneste ti år vendt fra en langsom stigning frem til2007, til et markant fald især fra 2008 til 2009, se figur 5.1. Årsagen til den generellestigning er dels en stigende produktion af olie og gas, dels ældningen af felterne.Årsagen til det markante fald er dels en faldende produktion dels en effektiviserings-indsats fra operatørernes side.I de senere år er det især de stadig ældre felter, som påvirker forbruget af brændstof.De naturgivne forhold i de danske felter medfører, at energiforbrug pr. produceretton olieækvivalent (t.o.e.) stiger jo længere tid et felt har produceret. Dette skyldesbl.a., at produktionens vandandel stiger gennem et felts levetid, og at der dermedproduceres relativt mindre olie og gas i forhold til den samlede produktion. Meduændrede produktionsforhold medfører dette et stigende behov for brug af løftegasog eventuel injektion af vand for at bevare trykket i reservoiret. Begge dele er energi-krævende.Der er fra år til år ændringer i forbruget af brændstof på de enkelte anlæg, se figur5.1. Der har fra 2008 til 2009 været et markant faldende forbrug af gas til brændstofpå alle anlæg på nær Syd Arne, der ligger på samme niveau som i 2008. Siri har i enperiode været ude af drift, se afsnittetOlieproduktioneni kapitel 3:Produktion og udbyg-ningog afsnittetTilsynsbesøg 2009i kapitel 4:Sikkerhed og sundhed,og har bl.a. derforogså et markant lavere brændstofforbrug end i 2008.Udledning af CO2 ved forbrug af brændstofUdviklingen i udledningen af CO2fra produktionsanlæggene i Nordsøen siden 2000er vist i figur 5.2. Det ses, at den samlede udledning i 2009 udgjorde ca. 1,8 mio. tonsCO2, dvs. det laveste niveau i de seneste ti år og en 6,7 pct. reduktion fra 2008.

Produktionsanlæggene i Nordsøen bidrager med under 3 pct. af den samlede CO2-udledning i Danmark.De sidste ti års CO2-udledning fra brugen af gas som brændstof i forhold til kulbrinte-produktionens størrelse ses i figur 5.3. Det fremgår af figuren, at CO2-udledningenfra brændstofforbruget i forhold til produktionens størrelse er steget fra et niveaupå ca. 57 ktons pr. mio. t.o.e. i 2000 til et niveau på 78 ktons CO2pr. mio. t.o.e. i 2009.Stigningen skyldes, at nedgangen i produktionen af olie og gas har været mere mar-kant end reduktionen i brændstofforbruget, hvorfor CO2-udledningen fra brændstof-forbruget set i forhold til de producerede mængder er steget.Flaring – gasafbrænding uden nyttiggørelseFlaringen er faldet markant fra 2008 til 2009 på alle felterne på nær Harald og SydArne, hvor niveauet har været på et stabilt niveau. Årsagerne hertil kan henførestil stabile driftsforhold på anlæggene, omlægninger af driften og fokus på energi-effektivisering. Siri har desuden, som omtalt i afsnittetForbrug af brændstof,i enperiode været ude af drift.Mængden af flaret gas i perioden 1999-2008 er vist i figur 5.4. Som det fremgår affiguren er der en stor variation i flaring fra år til år. Det store udsving i 2004 skyldtesblandt andet indfasning af nye felter og indkøring af nye anlæg. I 2009 var den sam-lede afbrænding uden nyttiggørelse 85 mio. Nm�, hvilket er det laveste niveau siden1980.En del af den gas, der bruges til flaring, kan genvindes ved installation og brug afgasgenindvindingsanlæg. Sådanne anlæg findes på platforme i Norge og på Siri-platformen i den danske del af Nordsøen. Under almindelige driftsforhold opsamlesog komprimeres gas, der er ledt til flaresystemet, for at blive tilbageført til proces-anlæggene på platformen.Mængden af flaret gas afhænger bl.a. af det enkelte anlægs opbygning og ikke af denmængde gas eller olie, der bliver produceret.Udledning af CO2 ved flaringI 2009 udgjorde udledningen fra flaring 0,241 mio. tons CO2ud af en samlet CO2-udledning fra offshoresektoren på 1,813 mio. tons – dvs. 13 pct. af den samlede udled-ning. Gasmængden afbrændt ved flaring udgjorde 1,2 pct. af gasproduktionen i 2009.Hele udledningen er omfattet af CO2-kvotesystemet, se boks 5.1.Udledningen fra flaring har været faldende siden 2004 og er i 2009 reduceret med32 pct. i forhold til 2008. Kulbrinteproduktionen er i denne periode også faldet, ogafbrændingen per produceret t.o.e. er steget frem til 2007, se figur 5.5. Fra 2008 til2009 er afbrændingen per produceret t.o.e. faldet fra 15,5 ktons CO2pr. mio. t.o.e. i2008 til omkring 12 ktons CO2pr. mio. t.o.e. i 2009. Reduktionen i flaringen har altsåværet så stor, at det har mere end opvejet faldet i kulbrinteproduktionen.I bilag A findes en opgørelse over det årlige gasforbrug til brændstof på de enkelteproduktionscentre, den årlige flaring samt den beregnede CO2-udledning.

Den europæiske CO2-kvoteordningI Danmark var ca. 380 produktionsenheder pr. 1. januar 2009 omfattet af CO2-kvoteordningen, heraf syv i offshoresektoren.En offshore produktionsenhed er defineret som alle energiproducerende anlæg påalle platformene på et felt. Eksempelvis er Dan feltet defineret som en produk-tionsenhed, der omfatter alle energiproducerende anlæg på alle platformene påDan feltet.Fra 2005 har produktionsenhederne haft pligt til at overvåge, måle og indberettederes CO2-udledning. Samtidig med en udledningstilladelse har produktionsen-hederne fået godkendt en plan for overvågning og måling. Hver produktionsen-hed skal årligt i marts måned indberette sin CO2-udledning for foregående år tilEnergistyrelsen samt Kvoteregisteret. Ved udgangen af april måned returnererhver produktionsenhed kvoter svarende til CO2-udledningen.Hvis der etableres nye produktionsenheder kan der gives yderligere kvoter.Miljøministeren sendte i marts 2007 en allokeringsplan for perioden 2008-2012til godkendelse hos EU-Kommissionen. Allokeringsplanenbeskriver tildelingensstørrelse og kriterierne for tildelingen af gratis kvoter. Planen bygger på sammeprincipper som for perioden 2005-2007, nemlig historiske udledninger.Allokeringsplanen blev i august 2007 godkendt af Kommissionen og implemente-ret i dansk lov ved en ændring af kvoteloven, der trådte i kraft ved årsskiftet 2008.I 2009 blev der vedtaget en ændring af kvotedirektivet, som skal gælde fra 2013og frem. Ændringen vil bl.a. medføre, at gratiskvoter til produktionsenhederomfattet af kvotesystemet vil blive tildelt ud fra andre kriterier end hidtil og påensartet måde i hele EU. Der vil ikke længere kunne gives gratiskvoter til produk-tion af el og tildeling til eksempelvis industri vil blive baseret på fælles bench-marks inden for brancherne baseret på f.eks. de 10 pct. mest effektive produk-tionsenheder til at producere et bestemt produkt. Ændringerne vil medføre, atEU-Kommissionen vil udstede et antal forordninger i løbet af 2010 og i begyndel-sen af 2011.Yderligere information om kvoteordningen findes på Energistyrelsen hjemmeside,www.ens.dk.

med bidrag fra de danske operatører redegørelsen”Kortlægning og oplæg til initiativertil en mere energieffektiv indvinding af olie og gas”, dec. 2008.Handlingsplan for reduktion af energiforbruget offshoreKlima- og energiministeren aftalte på baggrund af redegørelsen om”Kortlægning ogoplæg til initiativer til en mere energieffektiv indvinding af olie og gas”, dec. 2008en hand-lingsplan i april 2009 med de danske operatører om en styrket indsats for at reducereenergiforbruget offshore. Der er siden aftalt et tillæg til handlingsplanen i februar2010.Handlingsplanen indeholder en række initiativer til energieffektivisering, som samletset for perioden 2006-2011 forventes at føre til et fald i energiforbruget på 3 pct.mod tidligere en forventet stigning på 1,5 pct. Der er således tale om initiativer, derforventes at føre til en samlet besparelsesindsats på omkring 4,5 pct. i forhold til 2006.Omkring en fjerdedel af de forventede besparelser skyldes reduceret flaring som følgeaf en omlægning af driften.Et af de centrale elementer i handlingsplanen er, at operatørerne har forpligtet sig tilat indføre energiledelse efter de principper, der ligger i standarden for energiledelse.Dette vil være med til at sikre, at fokus på energieffektivisering styrkes og bevaresbåde i den daglige drift og ved nye projekter.Handlingsplanen indeholder endvidere en arbejdsplan for yderligere analyser. Disseanalyser er gennemført og resultaterne af analyserne er præsenteret sammen med enstatus for gennemførelse af handlingsplanen i starten af maj 2010. Handlingsplanenforventes opdateret medio 2011.Handlingsplanen kan findes på Energistyrelsen hjemmeside, www.ens.dk.Udledning af NOxMiljøministeriet fremlagde i 2006 en teknisk økonomisk rapport om NOx-udled-ningen i Danmark bl.a. for at belyse, hvilke reduktionsmuligheder, der ville være debedste for at Danmark kunne opfylde forpligtelserne i EU-direktivet om nationaleudledningslofter (National Emission Ceiling; NEC-direktivet) i 2010 og videre frem.Folketinget vedtog den 17. juni 2008 en lov, der pålægger en generel NOx-afgiftpå luftemissioner på 5 kr. pr. kg med virkning fra den 1. januar 2010. Loven er et afflere tiltag, der skal sikre, at Danmark opfylder forpligtelserne i NEC-direktivet, ogomfatter også offshoresektoren.For nye anlæg, der skal installeres offshore, vil det af VVM-redegørelserne fremgå,at nye maskiner vil blive low-NOxanlæg, dvs. anlæg med lave NOxemissioner, idetprincipperne for Best Available Technology (BAT) og Best Environmental Practice(BEP) følges.PÅVIRKNINGER AF HAVMILJØETAl indvinding af kulbrinter i Danmark foregår i dag offshore, og selve produktionensamt boringen af brønde medfører udledninger til havmiljøet. Det er også offshore,den mest omfattende efterforskningsaktivitet med f.eks. indsamling af seismiske datahar været. Dermed bliver den marine flora og fauna udsat for påvirkninger. Energi-styrelsen varetager i samarbejde med en række andre myndigheder og organisationerbeskyttelsen af den marine natur.

Udledninger til havetFra produktion af olie og gas og boring af nye brønde udledes der kemikalie- ogolierester samt materiale fra undergrunden til havet. Desuden kan der forekommeutilsigtede oliespild.For at mindske miljøpåvirkningerne fra udledningen af kemikalierester substitueresmiljøskadelige kemikalier med mindre miljøskadelige kemikalier, hvor det er muligt.Udledningen af olierester søges også begrænset.Regulering af udledningenUdledninger til havet reguleres af havmiljøloven og miljøministerens Offshorehand-lingsplan, der bl.a. sætter mål for udledningen af olie i produceret vand, af kemikalierog af luftforurening. Danmark har gennem aftaler i den internationale havmiljø-konvention, OSPAR (se boks 5.2), forpligtet sig til at regulere udledningerne i lighedmed de øvrige medunderskrivere af konventionen. OSPAR dækker det nordøstligeAtlanterhav, herunder Nordsøen.Ifølge OSPAR konventionens krav til udledning af produceret vand har koncentra-tionen af fri olie siden 2006 ikke måttet overstige 30 mg/l. I det udledte produceredevand fra de danske felter ligger gennemsnitskoncentrationen i dag væsentligt lavere.De igangværende forhandlinger mellem landene indenfor OSPAR konventionen bevæ-ger sig mod en risikobaseret tilgang for fastlæggelse af begrænsninger for udledningen.Medlemslandene i OSPAR vedtog i 2001 en rekommandation om at nedbringe den sam-lede mængde udledt olie med 15 pct. i forhold til 2000-niveauet i perioden frem til 2006.For at leve op til dette mål iværksatte miljøministeren Offshorehandlingsplanen i 2005med en revideret plan for årene 2008-2010. I den forbindelse blev der bl.a. igangsat etudredningsarbejde for at undersøge mulighederne for yderligere at reducere udled-ningen af olie med produceret vand. Dette arbejde er i løbet af 2009 blevet videreførtmed et studie om muligheder for øget reinjektion af produceret vand til erstatning afbehandlet havvand som trykstøtte for produktionen.En af udfordringerne ved at reinjicere produceret vand i de kalkstensreservoirer, somudgør størstedelen af de danske oliefelter, er at opnå en tilstrækkelig rensning afvandet for at undgå reduktion af reservoirets ydeevne og forøget slid på udstyr. Deter planlagt at teste om reinjektion af produceret vand kan erstatte behandlet havvandsom trykstøtte for produktion.Miljøstyrelsen fører løbende tilsyn med, at operatørerne efterlever Offshorehand-lingsplanen, og sender årligt en statusrapport til Folketinget. De danske operatører(DONG E&P A/S, Hess Denmark ApS og Mærsk Olie og Gas A/S) udarbejder desudenhver især årligt en offentligt tilgængelig rapport, der redegør for miljøpåvirkningersom følge af olie- og gasproduktion i den danske del af Nordsøen.Støj fra seismiske undersøgelserEn anden miljøpåvirkning fra olie- og gasaktiviteterne er støj fra indsamling af seis-miske data. Ved seismiske undersøgelser udsender en lydkilde trykbølger, der reflek-teres af lagene i undergrunden, se boks 1.4 i kapitel 1:Efterforskning og koncessioner.Denne støj kan virke forstyrrende på havpattedyr som f.eks. hvalarten marsvin, der erbeskyttet af EU’s habitatdirektiv. Habitatdirektivet kræver bl.a. en streng beskyttelseaf samtlige arter af hvaler og delfiner. I Danmark lever marsvinet i de indre danske far-

vande og i Nordsøen, hvor hovedparten af de danske olie- og gasaktiviteter finder sted.Derfor har Energistyrelsen indført en række vilkår for indsamling af seismiske data.Energistyrelsen skal godkende alle seismiske undersøgelser, inden arbejdet går i gang.Når et selskab ønsker at indsamle seismiske data i et område, indsender selskabet enansøgning til Energistyrelsen. Inden selskabet får en godkendelse af den seismiskeundersøgelse, gennemgår Energistyrelsen i hvert enkelt tilfælde oplysningerne i ansøg-ningen om udstyr, program og udførelsesmåde. Samtidig foretager Energistyrelsenen konkret vurdering af de mulige skadevirkninger på dyrelivet i det berørte område,herunder om den seismiske undersøgelse vil kunne udføres i overensstemmelse medreglerne i EU’s habitatdirektiv.For at sikre at de seismiske undersøgelser udføres i overensstemmelse med habitat-direktivet, stiller Energistyrelsen i forbindelse med godkendelsen krav om, at selska-berne skal anvende afværgeforanstaltninger for at give havpattedyrene tilstrækkeligtid til at forlade området, inden de seismiske aktiviteter begynder.Et standard vilkår er, at selskaberne skal anvende en såkaldt soft start-procedure, nården seismiske undersøgelse skal udføres. Soft start-proceduren går ud på, at lyd-niveauet fra den seismiske luftkanon langsomt øges til det operationelle niveau. Hvisder observeres havpattedyr i en afstand mindre end 200 meter fra lydkilden skal softstart-proceduren udsættes. Soft start-proceduren skal udføres efter et sæt ”Best prac-tice” retningslinjer, der er udarbejdet af Danmarks Miljøundersøgelser (DMU).I sjældne tilfælde er lydkilden sprængstoffer i stedet for en luftkanon. I disse tilfældestilles der tilsvarende vilkår om, at små advarselssprængninger detoneres inden foren 20-30 minutters periode inden selve undersøgelsessprængningen. Når der brugesdynamit er det et vilkår, at selskabet skal observere for havpattedyr i området, indende seismiske sprængninger foretages. Hvis der er havpattedyr i området, skal spræng-ningerne udsættes.Vilkårene, der stilles i forbindelse med godkendelse af seismiske undersøgelser påhavet, er blandt andet baseret på de nyeste data og oplysninger om tilstedeværelsenaf og adfærden hos de havpattedyr, der lever i det danske offshoreområde. Energi-styrelsen revurderer og opdaterer løbene vilkårene, når der kommer ny viden omemnet – f.eks. via vilkår i tilladelser – for at sikre, at habitatdirektivets krav om enstreng beskyttelse af hvaler og delfiner bliver overholdt.Energistyrelsen modtog i slutningen af 2009 en delvis afrapportering med de fore-løbige resultater fra to overvågningsprogrammer af blandt andet marsvins adfærd ogudbredelse i den vestlige del af Nordsøen fra Mærsk Olie og Gas AS. Mærsk Olie ogGas AS får udført overvågningsprogrammerne som en del af selskabets forpligtelser iforbindelse med deres olie- og gasaktiviteter. På baggrund af rapporternes resultaterhar Energistyrelsen igangsat et arbejde, der skal afklare, om der skal yderligere tiltagtil for at sikre den bedste beskyttelse af marsvin og delfiner. Energistyrelsen har derforkonsulteret DMU og By- og Landskabsstyrelsen og afventer DMU’s vurdering afresultaterne fra de to rapporter. Revurderingen af vilkårene forventes afsluttet i løbetaf sommeren 2010.Ved redaktionens afslutning var arbejdet med at revurdere vilkårene, der stilles i forbin-delse med godkendelse af seimiske undersøgelser på havet, ikke afsluttet. Når arbejdeter færdigt, vil resultatet kunne findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.

Også ved andre støjende aktiviteter som f.eks. nedramninger i havbunden stilles dervilkår om anvendelse af soft start-procedurer m.v. Nedramninger foretages blandtandet i forbindelse med montering af forankringspæle til fastgørelse af platforme ogunder boringen af brønde, hvor ledeforingsrør, der beskytter den øverste del afbrønden, nedrammes i havbunden.HavstrategidirektivetHavstrategidirektivet skal sikre en ramme for EU’s havmiljøpolitiske foranstaltninger.Gennem havstrategidirektivet er der på EU-niveau aftalt en fælles køreplan for atsikre en god miljøtilstand på havområdet inden 2020. Havstrategidirektivet skal væregennemført i dansk lovgivning senest den 15. juli 2010. Med henblik herpå har miljø-ministeren den 21. januar 2010 fremsat forslag til lov om havstrategi.I den sammenhæng har Energistyrelsen deltaget i et analysearbejde om mulige kon-sekvenser af at implementere havstrategidirektivet i Danmark. Analysearbejdet ergennemført af By- og Landskabsstyrelsen.Integreret maritim politikDen Maritime Blåbog om en integreret EU-havpolitik blev vedtaget af EU-Kommis-sionen i oktober 2007 og efterfølgende godkendt af Det Europæiske Råd. Kommis-sionen udsendte herefter i juni 2008 retningslinjer for en integreret tilgang til hav-politikken.Udarbejdelse af en dansk integreret maritim politik blev påbegyndt i 2009 somet projekt under Søfartsstyrelsen. Det er målet at udarbejde en dansk integreretmaritim politik, som kan skabe grundlag for en vækstorienteret og miljø- og klima-mæssig bæredygtig erhvervsudvikling for de maritime erhverv. Meningen er ikke aterstatte, men at supplere de sektorbaserede politikker. Projektet skal søge at knyttede mange hensyn på det maritime område sammen, skabe en række konkrete initia-tiver og fremme koordineringen mellem myndigheder med opgaver på det maritimeområde. Under de maritime erhverv i bred forstand medregnes også energiproduk-tion offshore. Energistyrelsen har på denne baggrund deltaget i projektet og bidra-get vedrørende olie- og gasindvindingen offshore og havvindmøller. Økonomi- ogErhvervsministeriet forventer, at den integrerede maritime politik, der vil fremlæggeregeringens politik på området, udsendes i 2010.REDEGØRELSER OM VURDERING AF VIRKNINGERNE PÅ MILJØET (VVM)Olieselskaberne er gennem lovgivningen forpligtet til at mindske de miljømæssigepåvirkninger fra kulbrinteindvindingen. Derfor skal olieselskaberne ved større udbyg-ningsprojekter til indvinding af kulbrinter og til etablering af større rørledninger pådansk søterritorium og kontinentalsokkelområde udarbejde en redegørelse om vurde-ring af virkningerne på miljøet (en såkaldt VVM-redegørelse), se boks 5.3.En VVM-redegørelse omhandler forskellige emner afhængig af projektets art, dimen-sion og placering. Vurderingen behandler typisk miljøpåvirkninger fra udledningertil havet og luften, fysiske påvirkninger, eventuelle kemikalie- og oliespildsuheld,samt nedlukning og bortskaffelse af anlæg eller rørledninger. Såfremt projektet måantages, at kunne påvirke udpegede internationale naturbeskyttelsesområder, skal derderudover foretages en habitatvurdering.

VVM-redegørelsen skal i offentlig høring, inden Energistyrelsen kan godkende projek-tet. Energistyrelsen, Miljøstyrelsen samt By- og Landskabsstyrelsen samarbejder ommyndighedsbehandlingen af VVM-redegørelser.Der er udarbejdet VVM-redegørelser for alle de danske anlæg i Nordsøen.VVM-PROJEKTER I 2009Nord Stream naturgasrørledningsprojektet i ØstersøenSelskabet Nord Stream AG planlægger at etablere to parallelle 1.220 km langenaturgasrørledninger fra Vyborg i Rusland gennem Østersøen til den tyske kyst nærGreifswald, se figur 6.12 i kapitel 6:Ressourcer.Rørledningerne vil komme til at gågennem russisk, finsk, svensk, dansk og tysk havområde og er dermed et grænseover-skridende projekt. På dansk område drejer det sig om ca. 137 km for hver af rørlednin-gerne i en linjeføring øst og syd om Bornholm. Nord Stream rørledningsprojektet erogså omtalt i afsnittetGasinfrastruktur og forsyningssikkerhedi kapitel 6:Ressourcer.I forbindelse med Nord Stream projektet er der udarbejdet både en VVM-redegørelse,som fokuserer på den danske del af rørledningen, og en Espoo-VVM-redegørelse, seboks 5.4, som viser hele projektet og de eventuelle grænseoverskridende miljøpåvirk-ninger. Udarbejdelsen af Espoo-VVM-redegørelsen for Nord Stream rørledningenhar involveret alle Østersølandene, og der har flere gange undervejs været offentligehøringer om projektet som et led i processen.boks 5.4

Espoo-høringEspoo-konventionen (Konventionen af 25. februar 1991 om vurdering af virk-ningerne på miljøet på tværs af landegrænserne) er en FN-konvention, der erratificeret af Danmark og en lang række andre lande. Konventionen skal modvirkepåtænkte aktiviteters grænseoverskridende skadevirkninger på miljøet. Der stillesi den forbindelse krav om, at vurderingerne skal gennemføres allerede i projektfa-sen.Espoo-konventionen indeholder derfor bestemmelser om vurdering af virknin-gerne på miljøet (VVM), offentlig høring og samråd mellem de implicerede landefor at forhindre, mindske og overvåge mærkbare skadevirkninger på miljøet påtværs af landegrænserne.Ved en Espoo-høring gives offentligheden i alle de områder, der må antages atblive berørt af et påtænkt projekt, mulighed for at deltage i processen om vurde-ring af projektets miljøpåvirkninger, dvs. også områder beliggende i andre lande.

Det valgte alternativ er en rute, der går øst og syd om Bornholm, se figur 6.12.SØ-ruten giver samlet set den laveste risikoprofil og påvirkning af omgivelserne.Energistyrelsen modtog den 4. marts 2009 en ansøgning fra Nord Stream AG om til-ladelse til at etablere den danske del af rørledningsprojektet. Nord Stream AG er ejetaf det russiske naturgasselskab Gazprom (51 pct.), de to tyske selskaber BASF (20 pct.)og E.ON (20 pct.) og det hollandske selskab Gas Unie (9 pct.).Danmark og de andre lande omkring Østersøen har tiltrådt FN’s Havretskonvention,som fastsætter en ret til at nedlægge rørledninger på kontinentalsoklen, altså enslags fri passage. Kyststaten kan således ikke forbyde sådanne rørledninger, men kanforlange, at der tages behørigt hensyn til naturressourcer og til miljøet. Ruten skaldesuden godkendes af kyststaten. I Danmark gives tilladelse til transitrørledninger påhavet af Energistyrelsen i samarbejde med en række andre myndigheder i medfør afkontinentalsokkelloven.Ansøgningen indeholdt både VVM-redegørelsen vedrørende den danske del af pro-jektet og Espoo-VVM-redegørelsen. Begge VVM-redegørelser blev sendt i offentlighøring i 2009 i både Danmark og de øvrige østersølande. De øvrige østersølande blevbedt om at tage stilling til, om de var af den opfattelse, at den danske del af rørlednin-gen kunne påvirke miljøet i deres respektive områder. Ingen af de indkomne hørings-svar indeholdt opsættende kommentarer.Energistyrelsen gav den 20. oktober 2009 Nord Stream AG tilladelse efter kontinen-talsokkelloven til konstruktion og nedlægning af den danske del af Nord Streamnaturgasrørledningerne. For senere at kunne tage rørledningerne i drift skal selskabetdesuden søge Energistyrelsen om en driftstilladelse.Sideløbende med behandlingen af den danske ansøgning har selskabet haft ansøgnin-ger om tilladelse til Nord Stream projektet under behandling hos myndighederne iRusland, Finland, Sverige og Tyskland. Myndighederne i disse lande har ligeledes givettilladelser til rørledningsprojektet.Den danske afgørelse er blevet påklaget til Energiklagenævnet af Estonian NaturalistSociety. Ligeledes er der klaget over de tyske, svenske og finske tilladelser. Desudenhar to estiske NGO’er klaget til Europa-Kommissionen over at Danmark, Sverige,Finland og Tyskland efter deres mening ikke har overholdt og implementeret VVM-direktivet korrekt i denne sag.Et af de forhold, der er belyst i VVM-redegørelserne, er, om indstrømningsforholdenei Østersøen vil blive påvirket af at lægge rørledningerne. Der er derfor gennemført ogfremlagt en analyse af gennemstrømningsforholdene i Østersøen, hvoraf det fremgår,at rørledningen ikke vil have nogen væsentlig negativ påvirkning.Risikoen for kontakt med konventionel og kemisk ammunition, som blev dumpetefter de to verdenskrige, er også belyst i VVM-redegørelserne. Konventionel ogkemisk ammunition findes i et område øst for Bornholm. Nord Stream selskabet harderfor foretaget undersøgelser af, om nedlægning af rørledningen i området villekunne medføre forøget forurening af Østersøen fra den kemiske ammunition eller omammunitionen udgør en risiko i øvrigt. Selskabet har undersøgt den 137 km lange rutefor rørledningerne på dansk område for både kemisk og konventionel ammunition, ogder er udtaget ca. 100 prøver af havbunden. Prøverne er undersøgt både af Danmarks

Miljøundersøgelser (DMU) og af et laboratorium under universitetet i Helsinki, derer certificeret under Konventionen om Kemiske Krigsgasser. Resultaterne viser, at derkun er ringe eller ingen koncentration af kemikalier i havbunden, og konklusionener, at nedlægning af rørledningen efter den valgte linjeføring ikke vil medføre målbarpåvirkning på miljøet fra den dumpede kemiske ammunition.Desuden er hensynet til fiskeriet taget op. Det har vist sig, at selv om rørledningenikke tager skade af, at et trawl trækkes hen over den, så har de bornholmske fiskereskuttere ikke maskinkraft nok til at trække redskaberne hen over ledningen. Der erfundet en løsning ved aftale mellem fiskerne og Nord Stream selskabet, som inde-bærer, at de berørte fiskere vil få økonomisk støtte fra selskabet til at investere i nytfiskeudstyr, der gør det muligt at hæve fiskeudstyret over rørledningerne. Som ensidegevinst reducerer udstyret brændstofforbruget på fiskerfartøjerne.I nærheden af rørledningsruten er der blevet gjort arkæologiske fund af interesse forkulturarven. Nogle af disse fund, f.eks. visse skibsvrag, er beskyttet af museumsloven,hvorfor rørledningen skal gå uden om dem. Et træror fra et 1600-tals skib er blevethævet fra havbunden for at blive konserveret og senere udstillet på et dansk museum.Yderligere information kan findes på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.Hejre feltudbygningPartnerne i tilladelserne 5/98 og 1/06, se bilag G2, der udgøres af DONG E&P,Bayerngas Petroleum Danmark AS, Bayerngas Danmark Aps og Nordsøfonden, plan-lægger at påbegynde olie- og gasproduktion fra Hejre-fundet og skal derfor udarbejdeen VVM-redegørelse for den planlagte udbygning af Hejre feltet. Energistyrelsen,Miljøstyrelsen samt By- og Landskabsstyrelsen har fået en foreløbig orientering omplanerne for udbygningen.Syd Arne videreudbygningHess Danmark planlægger at videreudbygge Syd Arne feltet på den danske sokkel iNordsøen med henblik på indvinding af olie og gas. Hess har udarbejdet en screenings-rapport, der konkluderer, at den eksisterende VVM for Syd Arne feltet dækker denpåtænkte udbygning. Energistyrelsen har bedt Miljøstyrelsen samt By- og Landskabs-styrelsen om eventuelle bemærkninger til VVM screeningsrapporten. Energistyrelsenvurderer foreløbigt, at de i VVM screeningsrapporten beskrevne ændringer og deraffølgende miljøpåvirkninger ikke giver anledning til krav om en ny VVM redegørelse.

RESSOURCEREnergistyrelsen foretager hvert år en opgørelse af de danske olie- og gasreserver. Iløbet af det sidste år har Energistyrelsen gennemført et arbejde for at afklare princip-perne for den fremtidige ressourceopgørelse.ENERGISTYRELSENS KLASSIFIKATIONSSYSTEM FOR OLIE- OGGASRESSOURCEREnergistyrelsen benytter et klassifikationssystem for kulbrinter, se boks 6.1, til atopgøre Danmarks olie- og gasressourcer. Ressourceopgørelsen anvendes som grundlagfor prognoser for olie- og gasproduktionen, der igen blandt andet kan bruges til atgive et skøn over de fremtidige indtægter til staten. Formålet med klassifikations-systemet er at opgøre ressourcerne på en systematisk måde.Data til opgørelsen får Energistyrelsen fra de olie- og gasselskaber, der er operatørerpå dansk område. Nogle af operatørerne har i de senere år ændret deres klassifika-tionssystemer, så de følger SPE’s (Society of Petroleum Engineers) retningslinjer, seboks 6.2, for opgørelse af olie- og gasreserver. Det har medført, at Energistyrelsenhar valgt at ændre sit klassifikationssystem for fremtidige ressourceopgørelser. Detbetyder, at Energistyrelsens klassifikationssystem nu opdeler de danske olie- oggasressourcer i fire klasser: reserver, betingede ressourcer, teknologiske ressourcer ogefterforskningsressourcer.boks 6.1

Etklassifikationssystem for olie- og gasressourcerer et system, der gruppererkulbrintemængder efter, hvor sandsynligt det er, at de kan indvindes. Der findes idag ikke et internationalt system, som alle lande og olie/gasselskaber skal følge, såderes ressourceporteføljer direkte kan sammenlignes. Det kan derfor være sværtat få et overblik over de globale fossile brændselsressourcer.Energistyrelsen bruger et klassifikationssystem for at få et overblik over Danmarksfremtidige indtægter fra olie- og gassektoren samt til at vurdere i hvilken grad,Danmark vil være nettoeksportør eller -importør af olie og gas i fremtiden. Olie-og gasselskaberne bruger klassifikationssystemet i deres reserveopgørelser ogprognoser for bl.a. at give et skøn over fremtidige indtægter og selskabernesværdi.

Klassifikationssystemet er blevet udarbejdet på baggrund af en gennemgang af nogleaf de klassifikationssystemer, der bruges internationalt. Med i gennemgangen har væretde klassifikationssystemer, der bruges i anerkendte internationale organisationer, somFN og SPE, se boks 6.2, samt i andre Nordsølande, som Norge og Storbritannien.Gennemgangen og baggrunden for klassifikationssystemet er beskrevet i afsnittetRessource- og prognosemetodik.Ressource- og prognosemetodikEnergistyrelsen har valgt at lægge sit klassifikationssystem tæt op ad SPE's system,SPE-PRMS, se boks 6.2, da dette system er internationalt anerkendt og anvendt afflere andre landes myndigheder og mange olieselskaber. SPE’s klassifikationssystem erdesuden det foretrukne system blandt de fleste operatører på dansk område, hvorfraEnergistyrelsen får oplysninger til udarbejdelse af sine ressourceopgørelser og produk-tionsprognoser.

Internationale organisationers klassifikationssystemer for ressourcerMange lande og olieselskaber tager udgangspunkt i anerkendte internationaleorganisationers klassifikationssystemer. Blandt disse er klassifikationssystemernefra Society of Petroleum Engineers (SPE) og FN to af de vigtigste.SPE’s klassifikationssystem (SPE-PRMS)SPE er en international sammenslutning af medlemmer, som arbejder inden foreller i relation til olie- og gassektoren. SPE’s mission er at indsamle, udbrede ogudveksle teknisk viden indenfor efterforskning, udvikling og produktion af olie-og gasressourcer og relaterede teknologier til fordel for offentligheden.SPE’s klassifikationssystem Petroleum Resources Management System (SPE-PRMS) er offentliggjort i 2007 og har tre hovedklasser:

•Reserver•Betingede ressourcer•EfterforskningsressourcerDesuden er der en klasse for de mængder, der ikke kan indvindes eller som ersvære at indvinde. Denne klasse kaldes ikke-indvindelige ressourcer (unrecover-able resources).De tre hovedklasser er underinddelt i klasser, der beskriver et projekts modenhed,dvs. sandsynligheden for et udbygningsprojekts kommercialitet og fundchancenfor et efterforskningsprojekt.Yderligere oplysninger om SPE-PRMS kan findes på SPE’s hjemmeside,www.spe.org/industry/reserves.SPE-PRMS er sponsoreret af SPE, World Petroleum Council (WPC), AmericanAssociation of Petroleum Geologists (AAPG) og Society of Petroleum EvaluationEngineers (SPEE).FN’s klassifikationssystem (UNFC-2009)FN har udarbejdet et system, der senest blev opdateret i 2009. FN’s klassifika-tionssystem er udarbejdet med henblik på at klassificere ressourcer af både fossilenergi (kul, olie og gas) samt mineraler og kaldes United Nations FrameworkClassification for Fossil Energy and Mineral Reserves and Resources (UNFC-2009).Klassifikationssystemet er et mere kompliceret system end SPE-PRMS, da det erberegnet til at kunne opgøre alle typer naturressourcer, men systemet har i denseneste opdatering nærmet sig SPE-PRMS.Yderligere oplysninger om UNFC-2009 kan findes på hjemmesidenwww.unece.org/energy.

Besluttet udbygningHvis der foreligger en godkendt udbygningsplan eller dele af en godkendt plan, hvorproduktion endnu ikke er påbegyndt, kategoriseres de tilhørende reserver som beslut-tet udbygning. Dette gælder udbygning af nye felter samt videreudbygninger ogændringer af eksisterende anlæg.Sandsynliggjort udbygningKategorien omfatter udbygning af nye felter samt videreudbygninger og ændringer afeksisterende anlæg, hvor der endnu ikke foreligger en myndighedsgodkendt plan, menhvor der er stor sandsynlighed for, at disse udbygninger gennemføres.Kategorien omfatter dels udbygninger, som er beskrevet i en indvindingsplan, der erunder behandling hos myndighederne dels udbygninger, hvor der er en forventningom, at alle interne og eksterne godkendelser vil blive givet. Der er tale om udbyg-ninger, som det er hensigten at gennemføre inden for en rimelig tidshorisont, hvilketvil sige indenfor ca. fem år.Klassen reserver er reduceret i forhold til Energistyrelsens tidligere systems reserver.Dette skyldes, at det meste af kategorien mulig indvinding nu hører til i klassenbetingede ressourcer.Betingede ressourcerKlassen omfatter projekter for udbygninger af fund og nye felter eller videreudbygningaf eksisterende felter, hvor det tekniske eller kommercielle grundlag endnu ikke er påplads til en endelig beslutning om udbygning. Disse projekter er inddelt i tre kategorier:Afventende udbygningKategorien omfatter projekter med potentiale for en kommerciel udbygning, hvorder er igangværende dataindsamling (f.eks. boringer og seismisk dataindsamling) til atbekræfte en eventuel kommercialitet og som grundlag for en udbygningsplan.Uafklaret udbygningDenne kategori omfatter projekter, der menes at kunne blive kommercielle, men hvoryderligere undersøgelser skal foretages.Kategorien omfatter også projekter og udbygningsplaner, der i den nuværende økono-miske situation ikke er kommercielle, men som kan blive det i nær fremtid.Afvist udbygningKategorien omfatter udbygningsprojekter, der ikke anses for kommercielle under denuværende betingelser. Det kan være pga. manglende infrastruktur, tekniske vanske-ligheder eller at ressourcestørrelsen har et for lille produktionspotentiale. Hvis forhol-dene ændrer sig kan afviste udbygningsprojekter potentielt gennemføres.Klassen betingede ressourcer var ikke med i Energistyrelsens tidligere system. Klassenindeholder en del af kategorien mulig indvinding i det tidligere system, se figur 6.1.Teknologiske ressourcerKlassen teknologiske ressourcer er det, der tidligere blev kaldt teknologibidraget.Klassen teknologiske ressourcer er et skøn over de mængder af olie og gas, der vurde-res yderligere at kunne indvindes ved brug af ny teknologi, som for eksempel brug afCO2-injektion.

Brug af ny teknologi har gennem tiden haft stor indflydelse på Danmarks olie- oggasproduktion og bliver det også i fremtiden specielt for olieproduktionen. Energi-styrelsen har derfor valgt at bibeholde klassen teknologiske ressourcer, selvom detadskiller sig fra SPE’s system, hvor teknologiske ressourcer er en del af klassen ikkeindvindelige ressourcer (unrecoverable resources). Resten af klassen ikke indvinde-lige ressourcer bliver ikke opgjort i Energistyrelsens klassifikationssystem, da de ikkeer nødvendige i Energistyrelsens arbejde. Dette er en fortsættelse af den hidtidigepraksis.Indholdet i klassen teknologiske ressourcer er uændret og svarer til klassen teknologi-bidrag i det tidligere system.EfterforskningsressourcerKlassen efterforskningsressourcer blev i Energistyrelsens tidligere system kaldt efter-forskningsbidraget. Efterforskningsressourcer er et skøn over de mængder, der vurde-res at kunne indvindes fra nye fund og er inddelt i to kategorier, anboring af kortlagteprospekter, se boks 6.3, og anboring af yderligere prospekter.Den første kategori indeholder de i dag kendte efterforskningsprospekter, der forven-tes anboret indenfor ca. fem år.Anboring af yderligere prospekter er en skønnet ressourcemængde, der kan forventesat blive anboret på lang sigt.

En række betingelser skal være opfyldt for at få dannet et olie- eller gasfelt. Devigtigste forudsætninger er, at der findes lag, der har dannet kulbrinter (en kilde-bjergart), og at kulbrinterne bliver fanget i porøse reservoirlag, dvs. lag med mangeporer og dermed meget plads til f.eks. kulbrinter. Se også boks 1.2 i kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.Olieselskabernes efterforskning af olie og gas sker på baggrund af efterforsknings-modeller, såkaldteplays.Et play er en skematisk fremstilling af, hvordan geolog-erne forventer, at undergrunden ser ud og i hvilke overordnede niveauer, der kanvære mulighed for at finde kulbrinter. Et eksempel på et play er modellen for, atder i Central Graven i Nordsøen kan findes kalkaflejringer fra tidsperioden SenKridt fyldt med olie fra øvre jurassiske kildebjergarter. En oversigt over tidsperio-derne er vist i bilag F.I et play er der som regel områder, hvor der er forøget mulighed for at findekulbrinter. Disse områder er selvsagt specielt interessante og kaldesleadsellerefterforskningsmuligheder. Eksempler på leads er kalkaflejringerne over saltstruk-turerne i Central Graven.Viser nærmere undersøgelser af et lead, at der er mulighed for at finde tilstrække-lige mængder kulbrinter til økonomisk rentabel indvinding, kaldes det etprospekteller et efterforskningsmål. Det kan eksempelvis være de saltstrukturer, hvorseismiske data viser, at der er porøse kalkaflejringer.

Herved adskiller Energistyrelsens klassifikation sig fra SPE’s system, der opdeler efter-forskningsressourcer i prospekter, leads og plays, se boks 6.3. Energistyrelsen opgørikke efterforskningsressourcerne på grundlag af leads og plays, men skønner i stedetden ressourcemængde, der forventes anboret på lang sigt.Indholdet i klassen efterforskningsressourcer er uændret og svarer dermed til klassenefterforskningsbidrag i Energistyrelsens tidligere system.En sammenligning mellem Energistyrelsens tidligere og reviderede system med statusfor opgørelserne pr. 1. januar 2010 er foretaget og kan ses på figur 6.2. Det ses, at derer introduceret klassen betingede ressourcer, som indeholder en del af klassen reser-ver i det tidligere system, således at summen af reserver og betingede ressourcer i detreviderede system er lig klassen reserver i det tidligere system.ProduktionsprognoserPå grundlag af klasserne reserver og betingede ressourcer i klassifikationssystemet samtde samlede ressourcer udarbejdes produktionsprognoser for olie og gas, se figur 6.3.

De udbygningsprojekter, som indgår i klassen betingede ressourcer, er i modsætningtil klassen reserver karakteriseret ved, at det er usikkert, om udbygningerne vil blivegennemført.Under udarbejdelsen af prognosen (prognosticeringen) bliver der derfor foretaget enrisikovurdering af disse udbygningsprojekter således, at der for hvert enkelt projektskønnes en sandsynlighed mellem 0 og 1 for, at projektet gennemføres. Indvindingen forde enkelte projekter vægtes herefter med den skønnede sandsynlighed for udbygning.Fund indgår i klassen betingede ressourcer. De fund, som ikke indgår i en efterforsk-ningslicens, tildeles sandsynligheden 0 for udbygning. Disse fund er heller ikke tidlig-ere medtaget i prognoserne.Herved findes en vægtet sum for indvindingen, der kaldes de risikovejede betingederessourcer, og som er en del af grundlaget for udarbejdelsen af det forventede forløbog prognosen for de samlede ressourcer, se figur 6.3. Det væsentligste i forbindelsemed prognosticeringen er, at det kan forventes, at de risikovejede betingede ressour-cer vil blive produceret.RESSOURCEOPGØRELSEN I 2010De producerede mængder og de danske ressourcer opgjort efter Energistyrelsensklassifikationssystem fremgår af tabel 6.1. For gas er angivet to mængder: nettogas,der er fremtidig produktion fratrukket reinjektion, og salgsgas, der er fremtidigproduktion fratrukket reinjektion samt forbrug til brændstof og flaring (gasafbræn-ding uden nyttevirkning). I Energistyrelsens tidligere opgørelser er nettogasmængdenbrugt. For at muliggøre sammenligning med Energistyrelsens tidligere opgørelser ernettogasmængden angivet her. Salgsgas anvendes i de ressourceopgørelser, der følgerSPE’s retningslinier, hvorfor også salgsgasmængderne er vist.

af den fremtidige indvinding skyldes hovedsagelig, at der er inkluderet yderligerereserver på grund af videreudbygning af Syd Arne feltet.Skønnet for øget indvinding af olie ved hjælp af ny teknologi, der tidligere blevbenævnt teknologibidrag og nu teknologiske ressourcer, er uændret i forhold til sidsteårs opgørelse.Efterforskningsressourcerne for olie er vurderet til 45 mio. m�. Dette skøn indebæreren nedskrivning på 15 mio. m� olie i forhold til den tidligere opgørelse. Det skyldesreviderede vurderinger blandt andet på grundlag af nye boreoplysninger.For opgørelsen af nettogas skal summen af reserver og betingede ressourcer på 105mia. Nm� i 2010 sammenlignes med reserverne på 107 mia. Nm� i 2009. Produktioneni 2009 var 8,1 mia. Nm� gas, og vurderingen af den fremtidige indvinding er opskre-vet med 6 mia. Nm� således, at forskellen mellem opgørelserne er 2 mia. Nm� gas.Opskrivningen af den fremtidige indvinding skyldes hovedsagelig, at Tyra feltet forud-sættes at producere længere end tidligere forudsat.Ved estimeringen af forbruget til brændstof og afbrænding er det forudsat, at hoved-parten af procesanlæggene, eksempelvis Tyra anlægget, forventes at producere iprognoseperioden. Det samlede forbrug til brændstof og afbrænding for klassernereserver og betingede ressourcer er estimeret til 20 mia. Nm� gas.Skønnet for indvinding af gas ved hjælp af ny teknologi udgør 15 mia. Nm� og eropskrevet med 5 mia. Nm� i forhold til sidste års opgørelse. Opskrivningen skyldesmuligheden for udvikling af ny brøndteknologi.

Efterforskningsressourcerne for gas er vurderet til 30 mia. Nm� gas. Skønnet inde-bærer en nedskrivning på 15 mia. Nm� gas i forhold til den tidligere opgørelse. Detskyldes som for olien reviderede vurderinger blandt andet på grundlag af nye bore-oplysninger.Ressourceopgørelsen er grundlaget for udarbejdelse af Energistyrelsens produktions-prognoser for olie og gas.PRODUKTIONSPROGNOSER FORÅR 2010Energistyrelsen udarbejder prognoser for den forventede danske olie- og gasproduk-tion både med et fem års sigte og et 20 års sigte.Udgangspunktet for Energistyrelsens prognoser er et forventet forløb således, at det iprincippet er lige så sandsynligt, at prognosen viser sig at være optimistisk, som det ersandsynligt, at den viser sig at være pessimistisk.Energistyrelsens prognoser for produktion af olie og naturgas og de investeringer ogdriftsomkostninger, der knytter sig til produktionen, anvendes bl.a. til beregning afstatens forventede indtægter fra olie- og gasindvindingen.Endvidere anvendes prognoserne for olie- og salgsgasproduktionen sammen medEnergistyrelsens forbrugsprognoser til at vurdere, om Danmark er nettoimportør eller-eksportør af olie og gas. Danmark er nettoeksportør, når energiproduktionen over-stiger energiforbruget i en samlet energiopgørelse.Produktionsprognoserne tager, som nævnt i afsnittetReserve- og prognosemetodik,udgangspunkt i de opgjorte ressourcer. Opgørelsen bliver justeret ved, at der for debetingede ressourcer skønnes en sandsynlighed for, at udbygningsprojekterne for deopgjorte ressourcer gennemføres, se figur 6.3.For olie medfører risikovurderingen, at forskellen mellem de betingede ressourcer ogde risikovejede betingede ressourcer er omkring 30 mio. m� olie. Omkring en tredjedelaf de 30 mio. m� olie stammer fra ressourcer i fund, som ikke indgår i en efterforsk-ningslicens, mens resten er en reduktion som følge af sandsynlighedsvægtningen afudbygningsprojekterne.For nettogasmængden medfører risikovurderingen, at forskellen mellem de betingederessourcer og de risikovejede betingede ressourcer er godt 15 mio. m� gas. Omkring10 mia. Nm� gas er fra ressourcer i fund, som ikke indgår i en efterforskningslicens,mens resten af reduktionen er en følge af sandsynlighedsvægtningen af udbygnings-projekterne.Det forventede forløb, se figur 6.3, er grundlag for udarbejdelse af Energistyrelsenssåkaldte 5–års-prognose og 20-års-prognose, herunder en vurdering af Danmark somnettoeksportør/nettoimportør af olie og naturgas.For at belyse mulighederne for at forlænge Danmarks periode som nettoeksportøraf olie og naturgas ved anvendelse af ny teknologi og gennem nye fund som følge afefterforskningsaktiviteterne er der foretaget en vurdering af Danmark som nettoeks-portør/nettoimportør baseret på en prognose for de samlede ressourcer. Prognosenbaseret på de samlede ressourcer betegnes det mulige forløb, se figur 6.3.

5-års-prognoseEnergistyrelsen udarbejder en 5-års-prognose for produktion af olie og gas til brug forFinansministeriets fremskrivninger af statens indtægter. 5-års-prognosen offentlig-gøres i Energistyrelsens rapport”Danmarks olie- og gasproduktion – og udnyttelse afundergrunden”.Prognosen revideres desuden hvert efterår.OlieFor 2010 forventes olieproduktionen at blive 13,4 mio. m� svarende til ca. 230.000tønder olie pr. dag, se tabel 6.2. Det er en nedgang på 12 pct. i forhold til 2009, hvorolieproduktionen var 15,2 mio. m�. I forhold til sidste års prognose for 2010 er deten nedskrivning på 11 pct., som hovedsagelig skyldes reducerede forventninger tilproduktionen fra felterne Halfdan og Nini.For 5-års-perioden, altså fra 2010 til 2014, forventes olieproduktionen at aftage. Iforhold til sidste års prognose er skønnet for produktionen i perioden 2010 til 2014i gennemsnit nedskrevet med 10 pct. Nedskrivningen skyldes hovedsagelig risiko-vurderingen af udbygningsprojekterne, og at udbygningen af Rau fundet er blevetrevurderet.SalgsgasProduktionen af salgsgas forventes i 2010 at blive 7,0 mia. Nm�, se tabel 6.2. I forholdtil sidste års prognose for 2010 er det en nedskrivning på 15 pct., som hovedsageligskyldes reducerede forventninger til produktionen fra felterne Tyra og Tyra Sydøst.I forhold til sidste års prognose er skønnet for produktionen i perioden 2010 til 2014i gennemsnit nedskrevet med 22 pct. Også denne nedskrivning skyldes primært redu-cerede forventninger til produktionen fra felterne Tyra og Tyra Sydøst i prognose-perioden. For disse felter forventes til gengæld en produktionsforøgelse senere iprognoseforløbet.

For prognoseperioden ses, at Danmark er nettoeksportør af olie og gas, mens Danmarkfor den samlede energiproduktion og det samlede energiforbrug kun forventes at værenettoeksportør af energi til og med 2012 på grund af import af kul.Danmark forbliver i prognoseperioden nettoeksportør af olie og gas, men medfaldende mængder. Nettoeksporten af gas når et minimum i 2013.Forsyningen af Sverige med gas sker fra de danske felter i Nordsøen gennem Danmark.Da det forventede svenske forbrug overstiger den danske nettogaseksport i 2013, vilder være behov for at supplere den danske produktion fra Nordsøen med importeretgas.20-års-prognoseEnergistyrelsen udarbejder årligt en 20-års-prognose baseret på det forventede forløbfor produktion af henholdsvis olie og salgsgas.En prognose, som dækker en periode på 20 år, er mest pålidelig først i perioden, ogdet ligger i prognosens metodik, at produktionen falder efter en kort årrække. Detskyldes, at alle kommercielle udbygninger gennemføres hurtigst muligt. Der findesderfor ikke planlagte udbygninger i slutningen af prognoseperioden, selvom det må

formodes, at der også vil blive foretaget udbygninger på dette tidspunkt, hvisselskaberne vurderer, at udbygningerne er kommercielle.Det forventede forløb for olie er generelt aftagende, se figur 6.6. Dog forventes ensvagt stigende produktion i 2015 som følge af udbygning af nye felter og videreud-bygning af en række eksisterende felter. Produktionen forventes om ti år at udgøreomkring halvdelen af produktionen i 2010.Det forventede forløb fra foråret 2010 og reservebidraget fra foråret 2009 er for olievist på figur 6.6. Det forventede forløb som opgjort efter Energistyrelsens klassifika-tionssystem svarer til reservebidraget fra det tidligere brugte klassifikationssystem.Reduktionen af prognosen er hovedsagelig foretaget som følge af anvendelse afrisikovurdering af udbygningsprojekter som tidligere nævnt, se afsnittetRessource- ogprognosemetodik.Produktionsfaldet kan dog i et vist omfang blive bremset af den teknologiske udvik-ling, som kan føre til øget indvinding fra felterne og af produktionen fra eventuellenye fund som følge af efterforskningsaktiviteterne i blandt andet licenserne fra 6.udbudsrunde og fra Åben Dør området, se kapitel 1:Koncessioner og efterforskning.En forudsætning for produktion af salgsgas er i modsætning til olie, der fra Nordsøenoftest afsættes som enkelte skibslaster til den gældende markedspris, at der er indgåetkontrakter om levering. Kontrakterne kan være langtidskontrakter eller ”spot”-kon-trakter til levering i en meget kort periode.Siden salget af gas begyndte i 1984, er leverancerne af gas fra A. P. Møller - MærsksEneretsbevilling primært sket i henhold til langtidskontrakter for gassalg indgåetmellem DUC-selskaberne og DONG Naturgas A/S. Det nuværende aftalekompleksomfatter ikke et fast, samlet volumen, men en årlig mængde, der leveres så længe, deter teknisk og økonomisk forsvarligt for DUC at opretholde produktionen på detteniveau.I 1997 blev der endvidere indgået aftale om køb af gassen fra Syd Arne feltet mellemHess Denmark ApS-gruppen og DONG Naturgas A/S, og i 1998 blev der indgåetkontrakt med DONG Naturgas A/S om leverance af DONG-gruppens andel af gassenfra Lulita feltet.Endvidere er der gasproduktion som følge af eksportkontrakter gennem rørled-ningen fra Tyra Vest via NOGAT-rørledningen til Nederlandene, se også afsnittetGasinfrastruktur og forsyningssikkerhedvedrørende eksportmængder.Alle de ovennævnte bidrag er medtaget i produktionsprognosen for salgsgas. Produk-tionsprognosen for det forventede forløb for salgsgas er vist på figur 6.7. Forløbet afprognosen er generelt aftagende i lighed med olien. Dog forventes produktionen atstige markant i 2014 og 2015 som følge af udbygning af nye felter og videreudbygningaf en række eksisterende felter.Det forventede forløb fra foråret 2010 og reservebidraget fra foråret 2009 er vist forsalgsgas på figur 6.7. Den forventede produktion er reduceret markant i prognosensførste fem år og forøget i prognosens sidste del på grund af revurderingen af produk-tionsegenskaberne for den resterende del af produktionen fra Tyra og Tyra Sydøstsom nævnt i afsnittet om 5-års-prognosen. Ændringen af prognosens forløb skyldes

også, at Tyra feltet tidligere var svingproducent, således at der for en række felterinklusiv Tyra blev forudsat et jævnt aftagende produktionsprofil, hvor differensenmellem det samlede profil og de øvrige felters produktion, blev produceret af Tyra. Deændrede produktionsegenskaber medfører, at Tyra feltet ikke fremover kan udføredenne funktion. Desuden er naturgasproduktionen som for olie reduceret som følgeaf anvendelse af risikovurdering af udbygningsprojekter.Nettoeksport/nettoimport i de kommende 20 årEnergistyrelsen udarbejder prognoser for forbruget af olie og naturgas i Danmark.Prognoserne for olie- og gasproduktionen anvendes sammen med Energistyrelsensforbrugsprognoser til at vurdere, hvornår Danmark forventes at ophøre med at værenettoeksportør. Danmark er nettoeksportør, når energiproduktionen overstigerenergiforbruget i en samlet energimæssig opgørelse.Den producerede mængde olie samt det historiske forbrug er vist på figur 6.8.Endvidere fremgår det forventede forløb samt Energistyrelsens forbrugsprognosefra”Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2010”.

Energistyrelsens basisfremskrivning repræsenterer et forløb, hvor det antages, atder ikke implementeres virkemidler udover dem, der allerede er besluttet. Basis-fremskrivningen er derfor ikke en prognose for det fremtidige energiforbrug, menen beskrivelse af den udvikling, som under en række forudsætninger om teknologiskudvikling, priser, økonomisk udvikling mv. kan forekomme i perioden frem til 2030,hvis det antages, at der ikke gennemføres nye initiativer eller virkemidler.Der er markant forskel på forløbet af prognoserne for forbrug og produktion. For-brugsprognosen har et næsten konstant forløb, mens produktionsprognosen er stærktaftagende, bortset fra i 2015, hvor produktionen forventes at stige svagt. Det aftagendeforløb for produktionen skyldes, at der ikke i den viste prognose er medtaget yderligereudbygning af kendte felter med ny teknologi eller udbygning af nye fund.

Brændstofforbruget i forbindelse med produktionen skal ifølge internationale for-ordninger medregnes i opgørelsen af energiforbruget, og en prognose for brændstof-forbruget er derfor medtegnet i Energistyrelsens basisfremskrivning. Prognosen forbrændstofforbrug bliver opdateret i forbindelse med opdateringen af produktions-prognoserne. Imidlertid opdateres produktionsprognoserne og forbrugsprognoserneikke samtidigt, så det er valgt ikke at medtaget brændstofforbruget i vurderingen afDanmark som nettoeksportør/nettoimportør.Den teknologiske udvikling og eventuelle nye fund som følge af efterforskningsak-tiviteterne forventes dog at bidrage med yderligere produktion og dermed forlængeDanmarks periode som nettoeksportør af olie og salgsgas, se afsnittetNettoeksport/nettoimport baseret på de samlede ressourcer.Nettoeksport/nettoimport baseret på de samlede ressourcerEn prognose baseret på de samlede ressourcer kan opdeles i bidragene: Reserver,risikovejede betingede ressourcer, teknologiske ressourcer og efterforsknings-ressourcer, se figur 6.3.Det skal understreges, at skøn for størrelsen af både de teknologiske ressourcer ogefterforskningsressourcerne er behæftet med stor usikkerhed.Energistyrelsens skøn for de teknologiske ressourcer for olie forudsætter en forøgelseaf den gennemsnitlige indvindingsgrad på de danske felter med fem pct. point. Den

gennemsnitlige indvindingsgrad er de samlede indvindelige oliemængder i forhold tilde samlede oprindeligt tilstedeværende mængder i undergrunden.Baseret på produktionen, reserverne og de risikovejede, betingede ressourcer er dengennemsnitlige forventede indvindingsgrad for olie 23,6 pct.Antagelsen om, at det er muligt at forøge den gennemsnitlige indvindingsgrad forolie med fem pct. point, er baseret på en vurdering af den historiske udvikling. Dengennemsnitlige indvindingsgrad steg således med ni pct. point i perioden 1990 til2000. Der har ikke siden 2000 været nogen signifikant forøgelse af indvindingsgraden.Det er imidlertid meget vanskeligt at forudse, hvilke nye teknologier der fremover vilbidrage til produktionen, og at estimere hvor meget disse teknologier vil bidrage med.Hovedparten af teknologibidraget på fem pct. forventes opnået ved ibrugtagning afny teknologi til CO2injektion i de store producerende felter med vandinjektion, mensresten er mindre bidrag fra andre teknologiske tiltag. Det er forudsat, at CO2-injektionvil bidrage til produktionen fra perioden 2020-25, mens bidragene til produktionen frade øvrige tiltag vil være fordelt ud over prognoseperioden fra 2015. I forhold til sidsteårs prognose er bidraget fra andre teknologiske tiltag reduceret i prognoseperiodensførste del, idet implementeringen af disse tiltag forventes at strække sig over enlængere periode end tidligere antaget.Nye teknologier skal implementeres, mens felterne producerer, da det oftest ikke vilvære økonomisk rentabelt at indføre de nye teknologier, når et felt først er lukket.Dette indebærer, at der er et begrænset tidsrum til at udvikle og indføre nye tekno-logier i.Energistyrelsens skøn for efterforskningsressourcerne bygger på en metode der tagerudgangspunkt i de i dag kendte efterforskningsprospekter, som forventes anboret.Desuden indgår vurderinger af, hvilke yderligere prospekter, der kan forventes påvist iprognoseperioden.Prognosen for olieproduktion opdelt i de tre nævnte bidrag, det forventede forløb,de teknologiske ressourcer og efterforskningsressourcerne, er vist på figur 6.10.Endvidere er forbrugsprognosen fra”Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2010”vist.Det ses af figuren, at Danmark forventes at være nettoeksportør af olie i ni år til ogmed 2018 baseret på det forventede forløb. Perioden med Danmark som nettoeks-portør er forholdsvis sikkert bestemt for det forventede forløb, idet udviklingen iproduktionen kendes med betydelig sikkerhed og forventes at aftage markant, mensforbruget forventes at være nogenlunde konstant.Prognosen for olieproduktionen inklusiv teknologiske ressourcer og efterforsknings-ressourcer har et varierende forløb fra 2015 til omkring 2035, hvorefter skønnet forproduktionen forventes at falde. Hvis de teknologiske ressourcer og efterforsknings-ressourcerne medregnes, vil de bidrage markant til produktionen fra omkring 2020.Prognosen medfører, at Danmark efter 2020 i perioder vil være nettoeksportør ellernettoimportør af olie frem mod 2035.Prognosen for produktion af salgsgas, opdelt i det forventede forløb, teknologiskeressourcer og efterforskningsressourcer, er vist på figur 6.11. Endvidere er forbrugs-prognosen fra”Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2010”vist. Danmark forventes

GASINFRASTRUKTUR OG FORSYNINGSSIKKERHEDDanmark er i dag nettoeksportør af gas og forventes fortsat at være det frem til ogmed 2020. Gas står for en væsentlig del af den danske energiforsyning, og forsynings-sikkerheden for gas vil derfor også i fremtiden stå højt på den politiske dagsorden.Produktion af gas fra de danske felter i Nordsøen og den danske gasinfrastrukturGassen fra den danske del af Nordsøen produceres primært fra felterne Tyra, Halfdan,Dan og Tyra SØ. Disse felter står for omkring 75 pct. af gasproduktionen. På Tyraanlægget behandles gassen, inden den ilandføres.Gassen ilandføres via to rørledninger fra hhv. Tyra feltet og Syd Arne feltet tilgasbehandlingsanlægget i Nybro, se figur 6.12. Tyra rørledningen blev taget i brug i1984, mens Syd Arne rørledningen blev idriftsat i 1999. Forsyningssikkerheden blevforbedret med Syd Arne rørledningen, da det er muligt at omdirigere gasproduktionenfra Tyra anlægget til Syd Arne rørledningen. Herudover blev der i 2004 idriftsat en nyrørledning, som forbinder Tyra anlægget med F/3-platformen på nederlandsk sektor,se figur 6.12. Ledningen gør det muligt at føre gas gennem den eksisterende NOGATfig. 6.12Regionale naturgasrørledninger omkring Danmark

rørledning til Nederlandene med henblik på salg af gas til det nederlandske marked. Idag er det ikke muligt at importere gas til Danmark via rørledningen.I 2009 udgjorde salgsgasproduktionen 7,3 mia. m�, hvoraf godt 3,5 mia. m� blev anvendti Danmark og ca. 3,8 mia. m� blev eksporteret til Sverige, Tyskland og Nederlandene.Næsten 1,6 mia. m� blev eksporteret via Tyra anlægget til NOGAT rørledningen, mensca. 1,2 mia. m� blev eksporteret til Sverige. Derudover er knap 1,1 mia. m� gas ekspor-teret til Tyskland via land. Flere oplysninger om størrelsen af gasproduktionen fra dedanske felter kan ses i kapitel 3:Produktion og udbygningsamt i bilag A.Gassen transporteres i et rørledningsnet, der består af det overordnede gastransmis-sionsnet, som drives med højt tryk, og distributionsnettene med lavere tryk, der førergassen ud til forbrugerne. Gastransmissionsnettet er anlagt i starten af 1980’erne, ogbestår af ca. 800 km ledninger, 42 måler- og regulatorstationer (M/R stationer) og firemålerstationer. Hovedformålet med måler- og regulatorstationerne er at reducere gas-trykket fra op til 80 bar i transmissionsnettet til enten 40 eller 19 bar, der er de tryk,som distributionsnettene opereres ved.Der er etableret to naturgaslagre i Danmark, se figur 6.12, med en samlet kapacitet påca. 921 mio. m� arbejdsgas. Lagrene anvendes først og fremmest til sæsonudjævning,fordi naturgasefterspørgslen er størst om vinteren. Herudover anvendes lagrene tilnødlagre, hvis der sker afbrydelser i gasleverancerne. Energinet.dk disponerer årligtover 150-175 mio. m� lagergas, som skal anvendes til balancering af systemet samt itilfælde af behov for nødforsyning.Det danske gastransmissionssystem er forbundet med det tyske gastransmissions-system ved Ellund ved den dansk/tyske grænse, se figur 6.12. Herudover er transmis-sionsnettet forbundet med det svenske gassystem ved Dragør, se figur 6.12. Sverigeforsynes alene med gas via det danske gassystem.Prognose for gasproduktionen og behovet for ny infrastruktur til import af gasDanmark forventes at være nettoeksportør af salgsgas til og med 2020, se figur 6.11.Det er baseret på produktion af de opgjorte reserver og betingede ressourcer og for-brugsprognosen fra”Energistyrelsens basisfremskrivning, april 2010”.Hvis de teknologiskeressourcer og efterforskningsressourcerne, se afsnittetReserve- og prognosemetodik,medregnes, vil perioden med nettoeksport blive forlænget.Da det svenske marked forsynes med gas gennem Danmark, og markedsforhold kanføre til, at danske gasproducenter vælger at sælge dansk gas på udenlandske markeder,vil der være behov for at kunne importere gas væsentlig før 2020, hvor Danmark somnævnt forventes at blive nettoimportør.Tidspunktet for hvornår, der er behov for import af gas, afhænger således af en rækkefaktorer bl.a. forbruget af gas, priserne på det danske og de udenlandske gasmarkeder,kapaciteten i rørledningerne mellem Danmark og udenlandske markeder for gas samtomkostningerne ved transporten. Endvidere har mulighederne for at opretholde entilfredsstillende høj produktion i vinterhalvåret til at dække forbruget betydning forimporten.De kommercielle gasselskaber har en mere forsigtig forventning til de danske gasle-verancer fra Nordsøen end Energistyrelsens produktionsprognoser. Dette hængersammen med, at der i selskabernes vurderinger kun indgår den produktion, som sel-

skaberne har kontrakter på levering af. Da selskaberne indgår juridisk bindende aftalermed kunder om levering af gas, ønsker gasselskaberne fuld sikkerhed for at kunneråde over de nødvendige gasmængder til at opfylde forpligtelserne. Energistyrelsensprognose indeholder derimod også mulige, men endnu usikre leverancer fra felter, somikke er sat i produktion på nuværende tidspunkt.EU’s gasforsyningssituationEU forventes i årene fremover at blive mere og mere afhængig af gasleverancer fratredjelande.Norges eksport af gas til Europa har været stigende, senest eksemplificeret med idrift-sættelsen af Ormen Lange feltet.For at sikre gasforsyningen i medlemsstaterne har EU desuden vedtaget en række stra-tegier herunder prioriterede rørledningsprojekter, de såkaldte Trans European Net-works. Et af disse projekter er en korridor for gasimport fra Rusland til Storbritannienvia det kontinentale Nordeuropa, den såkaldte NG1 akse. Nord Stream forbindelsen,se også afsnittetVVM-projekter i 2009i kapitel 5:Miljø og klima,fra Vyborg i Ruslandtil Greifswald i Tyskland indgår i etableringen af denne korridor, se figur 6.12, og vilkunne transportere 55 mia. m� gas årligt. Det svarer til omkring 11 pct. af EU’s for-ventede årlige forbrug af gas i 2011. Selskabet bag Nord Stream forventer at begyndeetableringen af rørledningerne i 2010. Leveringen af gas begynder efter planen alle-rede i efteråret 2011, mens hele projektet skal være afsluttet i 2012. DONG Energyhar købt gas i Rusland til levering gennem Nord Stream forbindelsen. Nord Streamprojektet er anslået til at koste 7,5 mia. euro, hvilket svarer til ca. 55,8 mia. kr.Herudover arbejdes der på etablering af en transportkorridor for gas til det sydligeEuropa. Formålet med en sydlig korridor er at forbedre Europas forsyningssikkerhedved at sikre adgang til nye gasreserver, ligesom forsyningssikkerheden forbedres vedat have flere forsyningsruter i tilfælde af afbrydelser.I tillæg til import af gas gennem rørledninger arbejdes der med import af gas påflydende form, der kaldes LNG (Liquified Natural Gas). Der arbejdes med etableringaf nye og udbygning af eksisterende LNG terminaler i flere EU-lande, f.eks. Rotterdami Holland og Swinoujscie i Polen, til import af LNG fra Mellemøsten, Algeriet og andretredjelande. Muligheden for import af LNG vil ligeledes kunne medvirke til at øgeEU’s forsyningssikkerhed i forhold til i dag med relativt få transportruter for gas tilEU.Adgang til udenlandske gasreserverDanmark er geografisk velplaceret i forhold til leverancer af rørført gas. Norsk gas vilkunne leveres ved opkobling til eksisterende knudepunkter eller til en af de fem rør-ledninger, som transporterer norsk gas til kontinentet over dansk kontinentalsokkel iNordsøen, se figur 6.12. Danmarks fremtidige import af gas vil ske i konkurrence medandre europæiske lande, men der vil samtidig være behov for samarbejde med vorenabolande om udbygning af fælles infrastruktur.Et projekt, der blandt andet var planlagt til at transportere gas gennem det danskesystem, er Skanled-projektet, se figur 6.12. I april 2009 meddelte operatøren af dennorske gasinfrastruktur, Gassco, imidlertid, at partnerskabet bag Skanled-projektet harbesluttet at indstille projektet på grund af den kommercielle risiko og usikkerhedenom efterspørgsel efter gas. Skanled-projektet omfattede en offshoregasledning fra

Kårstø i Norge med afgrening til Greenland syd for Oslo og videre gennem Kattegatmed afgreninger til Göteborg-området og til Sæby.En Open Season-proces, se boks 6.4, blev i januar 2009 igangsat af Energinet.dk, derforestår driften af det overordnede danske transmissionsnet. Formålet med processener at få fastlagt de kommercielle gasselskabers behov og ønsker for transport af gasgennem det danske system.To aktører har under processen givet udtryk for et behov for leverancer fra Tysklandtil at dække det dansk-svenske behov for gas allerede fra omkring 2012/13. Energi-styrelsens produktionsprognose for gasproduktionen i Nordsøen viser ligeledes, atder er behov for import af gas, da den forventede produktion fra Nordsøen ikke kandække både det danske og svenske forbrug omkring 2012/13. Hvor store mængder,der er behov for at importere, afhænger blandt andet af hvor stor en del af den danskeproduktion, der eksporteres til Holland.Import af gas kræver etablering af ny infrastruktur. Det er således besluttet, at der skalinvesteres i en ny kompressorstation, som muliggør import fra Tyskland til Danmark.Derudover er der i foråret 2010 igangsat et analysearbejde, som en række aktørerpå det danske gasmarked deltager i. Formålet er at undersøge konsekvenserne fornordsøproducenterne ved at investere i en ny rørledning parallel til den nuværenderørledning fra Ellund til Egtved, se figur 6.12. Alternativt kan importkapacitet skabesved, at der etableres mulighed for import af udenlandsk gas via de eksisterende plat-forme og rørledninger i Nordsøen.Dette analysearbejde var ikke færdigt ved afslut-ningen af redaktionen på denne årsrapport. Information om emnet vil kunne findes påEnergistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk, når arbejdet er afsluttet.

ØKONOMIIndvindingen af kulbrinter har sammen med bl.a. energibesparelser og udnyttelsen afvedvarende energi siden 1997 bidraget afgørende til, at Danmark er nettoeksportør afenergi.Olie- og gasproduktionen har på mange måder betydning for den danske økonomi viastatens skatteindtægter, effekterne på handels- og betalingsbalancen samt via over-skuddet fra olie- og gassektorens aktører og ikke mindst som arbejdsplads for mangemennesker.VÆRDIEN AF OLIE- OG GASPRODUKTIONENVærdien af olie- og gasproduktionen bestemmes af tre faktorer: produktionensstørrelse, den internationale råoliepris samt dollarkursen.Olieprisen faldt i 2009 med knap 37 pct. i forhold til 2008. Den gennemsnitlige olieprisi 2009 var ved Brent-noteringen 61,6 US$ pr. tønde mod 97,2 US$ pr. tønde i 2008.På trods af det store fald fra 2008 til 2009 har olieprisen faktisk været stigende gennem2009. Udviklingen i olieprisen i 2009 ses af figur 7.1. Udviklingen fra slutningen af 2008,hvor olieprisen faldt, er således vendt. Faldet i den gennemsnitlige oliepris i 2008 til2009, fra det højeste niveau siden slutningen af 1970’erne, er illustreret i figur 7.2, derviser olieprisens udvikling fra 1972 til 2009.Udviklingen i olieprisen er også gengivet i € i figur 7.1. Som det fremgår af figurenøges spændet i slutningen af 2009 mellem olieprisen i US$ og €.Dollarkursen var i 2009 på 5,4 kr. pr. US$. Det er en stigning på knap 6 pct. i forhold til2008, hvor den gennemsnitlige dollarkurs var 5,1 kr. pr. US$. Dollarkursen var i 2009på niveau med kursen i 2007, men stadig væsentligt under niveauet på ca. 6 kr. pr. US$fra 2004 til 2006.Dollarkursen gennemgik store udsving i 2009 og blev svækket i slutningen af året.Mens olieprisen i US$ steg væsentligt betød den faldende dollarkurs, at stigningenfig 7.1Oliepriser, 2009, US$og EURVærdi9080706050403020100janfebmaraprmajjunjulaugsepoktnovdec

målt i € – og dermed i danske kroner – var mindre, hvilket også kan aflæses i figur 7.1,hvor spændet mellem olieprisen i € og US$ øges. Det illustrerer, at dollarkursen har enstor indflydelse på udviklingen i olieprisen i US$.Den svagt stigende dollarkurs og det markante fald i olieprisen i US$ i forhold tilgennemsnitsprisen i 2008 bevirkede, at olieprisen målt i danske kroner faldt med knap33 pct. fra 2008 til 2009. Den gennemsnitlige pris for en tønde Brent-olie var på 326,1danske kroner i 2009 mod 485,8 i 2008. Det er stigningen i dollarkursen, der bevirker,at faldet i olieprisen ikke slår fuldt igennem i danske kroner i forhold til faldet i US$.To af de bestemmende faktorer for værdien af olie- og gasproduktionen oliepris ogden producerede mængde faldt i 2009. Samtidig var stigningen i den tredje faktor,valutakursen, for beskeden til at opveje dette fald. Samlet skønnes værdien af dendanske olie- og gasproduktion i 2009 til 43 mia. kr., hvilket er et fald på 37 pct. i for-hold til året før.Ifølge de foreløbige skøn for 2009 fordeler produktionsværdien sig med ca. 31 mia. kr.på olieproduktion og 12 mia. kr. på gasproduktion.Olieproduktionens fordeling på de ti producerende selskaber i Danmark i 2009, kanses i figur 3.3 i kapitel 3:Produktion og udbygning.Energistyrelsen udarbejder på baggrund af reserveopgørelsen en produktionsprognosefor den fremtidige udvikling i produktionen, se kapitel 6:Ressourcer.I bilag D findes en detaljeret oversigt over økonomiske nøgletal fra 1972 til 2009.PRODUKTIONENS BETYDNING FOR DANSK ØKONOMIOlie- og gasproduktionen bidrager til, at Danmark er nettoeksportør af energi. Denneeksport har en positiv effekt på handelsbalancen og på betalingsbalancens løbendeposter.

I 2009 var overskuddet på 14,6 mia. kr. Hermed fastholdes et pænt niveau om end denlavere produktion og oliepris medfører et fald fra året før, hvor overskuddet er opgjorttil 27,1 mia. kr.BetalingsbalanceeffektenPå baggrund af egne prognoser for produktion, investeringer, drifts- og transport-omkostninger udarbejder Energistyrelsen et skøn for olie- og gasaktiviteternes effektpå betalingsbalancens løbende poster i de kommende fem år. Beregningerne sker påbaggrund af en række antagelser om importindholdet, renteudgifter samt selskaber-nes overskud for kulbrinteaktiviteterne.Energistyrelsens 5-års-prognose er i år udarbejdet med tre forløb af olieprisen. De treforløb beregnes med en oliepris på henholdsvis 75, 95 og 115 US$ pr. tønde og meden dollarskurs på 5,02 kr. pr. US$ for årene 2010-2012. For årene 2013 og 2014 regnes

med en dollarkurs på henholdsvis 5,25 og 5,47 kr. pr. US$. En pris på 115 US$ pr.tønde svarer til IEA’s langsigtede forventning til olieprisen (2008-priser). Forløbet på75 USD pr. tønde svarer nogenlunde til dagens niveau.Formålet med at beregne tre forløb er at illustrere betalingsbalanceeffektens følsom-hed overfor ændringer i olieprisen. Det er således kun olieprisen, som ændres i de treforløb. Beregningerne indeholder ingen dynamiske eller afledte effekterVærdien af de forskellige poster i beregningen af olie- og gasaktiviteternes effekt påbetalingsbalancen for prisforløbet på 95 US$ pr. tønde er vist i tabel 7.1. Nederst itabellen vises endvidere den beregnede effekt på betalingsbalancens løbende posterfor prisforløb på henholdsvis 75 US$ og 115 US$ pr. tønde.Ved en oliepris på 95 US$ pr. tønde skønnes olie- og gasaktiviteternes effekt på beta-lingsbalancens løbende poster at ligge på cirka 20 til 35 mia. kr. pr. år i perioden 2010-2014. Det fremgår endvidere, at en højere oliepris betyder en større effekt og omvendt.fig 7.4Fordeling af statens indtægter i 2009

Statens indtægterStaten modtager indtægter fra indvindingen af olie og naturgas i Nordsøen via direkteindtægter fra forskellige skatter og afgifter: selskabsskat, kulbrinteskat, produktions-afgift, olierørledningsafgift, dispensationsafgift og overskudsdeling.Udover de direkte indtægter fra skatter og afgifter har staten indirekte indtægter fraNordsøen gennem sin aktiepost i Dong Energy. Det skyldes, at datterselskabet DONGE&P A/S deltager i dele af olie- og gasaktiviteterne, og herigennem opnår staten indi-rekte en indtægt. Endvidere vil staten på sigt opnå en indtægt gennem Nordsøfonden.En uddybende forklaring af grundlaget for statens indtægter fra skatter og afgifter påindvindingen af olie og gas kan ses i boks 7.1.Selskabsskatten udgør med en andel på cirka 36 pct. den væsentligste indtægtskildefor staten. Fordelingen af statens skatteindtægter i 2009 er vist i figur 7.4.

Statens indtægtskilder fra olie- og gasindvindingen i NordsøenSkatter og afgifter sikrer staten en indtægt fra produktionen af olie og gas. SKAT administrerer opkrævningenaf selskabs- og kulbrinteskatten, mens Energistyrelsen tager sig af overskudsdeling samt produktions-, olie-rørlednings- og dispensationsafgiften. Desuden fører Energistyrelsen teknisk tilsyn med målingen af olie- oggasproduktionen, der indgår i grundlaget for beregningen af statens indtægter.I det følgende gennemgås statens indtægtskilder med udgangspunkt i gældende regler for 2010. Detaljeredeoplysninger findes i bilag E og på Energistyrelsens hjemmeside, www.ens.dk.SelskabsskatSelskabsskatten er statens vigtigste indtægtskilde på olie- og gasområdet.KulbrinteskatKulbrinteskatten blev indført i 1982 med det formål at beskatte ekstraordinært høje fortjenester, for eksempelsom følge af høje oliepriser.ProduktionsafgiftI ældre tilladelser indgår et vilkår om betaling af produktionsafgift eller royalty, som beregnes på grundlag afværdien af de producerede kulbrinter fratrukket transportomkostninger. Nye tilladelser indeholder ikke kravom betaling af produktionsafgift.OverskudsdelingMed virkning fra 1. januar 2004 og frem til 8. juli 2012 betaler bevillingshaverne og deres partnerne iEneretsbevillingen 20 pct. af overskuddet før skat og før nettorenteudgifter.OlierørledningsafgiftDONG Oil Pipe A/S ejer olierørledningen mellem Gorm feltet og Fredericia. Danske brugere af rørledningenbetaler DONG Oil Pipe A/S en tarif, som omfatter et fortjenstelement på fem pct. af værdien af den transpor-terede råolie. DONG Oil Pipe A/S betaler 95 pct. af fortjenstelementet videre til staten i olierørledningsafgift.DispensationsafgiftVed en undtagelse fra pligten til at tilslutte sig og transportere olie i rørledningen fastsættes vilkår om, at derskal betales en afgift til staten på fem pct. af råolie- og kondensatværdien.DONG E&P A/SUnder tildeling af tilladelser i 4. og 5. runde samt i åben dør området til og med 2004 har DONG E&P A/S enbetalende andel på 20 pct. I visse tilfælde har DONG E&P A/S suppleret denne andel ved på kommerciellevilkår at købe yderligere andele i tilladelsen. DONG E&P A/S indgår på lige fod med de andre selskaber i deenkelte tilladelser, og derfor betaler selskabet skatter og afgifter til staten. Derudover bidrager Dong Energy’solie- og gasaktiviteter til en del af det aktieudbytte, staten får fra sine aktier i Dong Energy.NordsøfondenStaten deltager gennem Nordsøfonden med 20 pct. i alle nye tilladelser tildelt fra og med 2005. Endvidereindtræder staten med 20 pct. i DUC fra 9. juli 2012. Overgangen fra overskudsdeling til statsdeltagelse betyderi princippet ikke noget for statens indtjening. Nordsøfonden er skattepligtig, hvorfor indtægterne fra stats-deltagelse fremgår flere steder, herunder i selskabs- og kulbrinteskatteindtægterne. Nordsøfondens overskudefter skat tilfalder staten. Det bemærkes dog, at Nordsøfonden først skal afvikle fondens gæld og finansiereløbende investeringer, før staten modtager overskud fra fonden. Yderligere oplysninger om Nordsøfonden kanfindes på www.nordsoeen.dk.

Statens samlede indtægter fra indvindingen af kulbrinter i Nordsøen beløber sig iperioden 1963-2009 til 257 mia. kr. i 2009-priser. Figur 7.5 viser udviklingen i statensindtægter fra 1972-2009. Den akkumulerede produktionsværdi var i perioden 685 mia.kr., mens den akkumulerede værdi af rettighedshavernes udgifter til efterforskning,udbygning og drift var 263 mia. kr.Udviklingen i 2009 har været præget af fald i produktion og oliepris. De samledeindtægter for 2009 skønnes til 24,6 mia. kr. Det er en nedgang fra rekordåret 2008 påca. 31 pct. På trods af nedgangen fastholdes indtægterne på et højt niveau.Udviklingen i de samlede skatteindtægter fordelt på de forskellige skatter og afgifter ide seneste fem år er vist i tabel 7.2.

Statens indtjening er som følge af stigningen i olieprisen vokset betydeligt siden 2003.Stigningen skyldes også, at regeringen i 2003 indgik en aftale med A.P. Møller - Mærsk,den såkaldte Nordsøaftale. Gennem en omlægning af mulighederne for fradrag betødaftalen en skærpet beskatning.Statens andel af overskuddet opgjort i indbetalingsår, skønnes i 2009 at være 63 pct.Marginalskatten er ca. 71 pct. efter de nye regler, inklusiv overskudsdeling og ca.29 pct. efter de gamle regler eksklusiv kulbrinteskat. Reglerne for kulbrintefradragbevirker, at selskaber, der beskattes efter de gamle regler, i praksis ikke betaler kul-brinteskat. Licenser, som er tildelt før 2004, beskattes efter de gamle regler.Olieindtægterne i forhold til statens samlede finanser er vist i figur 7.6. Som detfremgår, er indtægterne fra den danske del af Nordsøen markant med til at mindskestatens underskud i 2009.Skatteministeriet skønner for de kommende fem år og med et olieprisforløb på95 US$ pr. tønde, at statens samlede indtægter vil være mellem 21 og 27 mia. kr. pr.år fra 2010 til 2014. I tabel 7.3 er vist udviklingen i statens forventede indtægter forde tre olieprisforløb på 75, 95 og 115 US$ pr. tønde. Det fremgår ligeledes af tabellen,at statens andel er voksende ved stigende indtjening eksempelvis som følge af højereoliepriser. Indtægterne fra Nordsøfonden begynder at fremgå fra 2012 samtidig med,at indtægterne fra overskudsdeling udfases. Forklaringen er, at staten den 9. juli 2012via Nordsøfonden indtræder med en andel på 20 pct. i DUC.

Fremtidige skøn over selskabs- og kulbrinteskat indeholder usikkerhed om både olie-pris, produktion og dollarkurs. Hertil kommer en usikkerhed knyttet til beregninger-nes stiliserede forudsætninger med hensyn til blandt andet selskabernes finansierings-udgifter.Investeringer og udgifterPå samme måde som olieprisen har betydning for indtægterne fra indvindingen fraNordsøen, spiller rettighedshavernes indsats en stor rolle for såvel det nuværendesom fremtidige aktivitetsniveau og dermed også for de potentielle indtægter.Fordelingen af rettighedshavernes udgifter fra 1963 til 2009 er vist i figur 7.7.Udbygning og investering i nye felter udgør over halvdelen af rettighedernes samledeudgifter. Udgifterne til efterforskning, udbygning og drift inkl. administration ogtransport udgør henholdsvis 12, 55 og 33 pct. af de samlede udgifter.

EfterforskningsudgifterUdviklingen i efterforskningsudgifter fra 2005 til 2009 er vist i figur 7.8. De foreløbigetal for 2009 viser en stigning i efterforskningsudgifterne fra 2008 til 2009 på cirka52 pct. Det skyldes, at der blev foretaget flere dybe efterforskningsboringer i 2009.For 2009 vurderes de samlede efterforskningsudgifter foreløbigt til 1,25 mia. kr.I 2010-2011 forventes samlede investeringer på knap 2,1 mia. kr. Aktiviteterne vilomfatte yderligere efterforskning i koncessionerne fra 6. udbudsrunde samt bl.a.vurderingsaktiviteter i forbindelse med Svane fundet. På baggrund af de foreløbigeprognoser og budgetter forventes aktiviteterne herefter at være faldende.UdbygningsinvesteringerBlandt rettighedshavernes økonomiske forhold er investeringerne i udbygning af nyeog eksisterende felter den mest udgiftskrævende post. Investeringen til udbygnings-aktiviteter i 2009 er skønnet til 7 mia. kr., hvilket er en stigning på 1,17 mia. kr. iforhold til året før. I sammenligning med de årlige gennemsnitlige investeringer tiludbygning de sidste ti år, der har været på knap 5,5 mia. kr., er niveauet stegetmarkant. Tabel 7.6 viser investeringer i feltudbygninger i perioden 2005-2009.Størstedelen af udbygningsaktiviteterne har i 2009 fundet sted på felterne Halfdan ogNini. Udgifter til udbygning på disse felter udgør cirka 78 pct. af de samlede investe-ringer i 2009.

Energistyrelsens forventninger til udbygningsaktiviteten i perioden 2010 til 2014er vist i Tabel 7.7. Forventningerne bygger på ressourcekategorierne igangværendeindvinding, besluttet udbygning og sandsynliggjort udbygning samt en risikovejningaf de betingede ressourcer. Risikovejningen af de betingede ressourcer er foretagetfor første gang i nærværende årsrapport. Risikovejningen af de betingede ressourcerhar medført en nedskrivning af investeringsniveauet for denne klasse. Se kapitel 6:Ressourcerfor yderligere information om Energistyrelsens ressourceopgørelse.Dog har Energistyrelsen overordnet set for årene 2010-2014 opjusteret forventnin-gerne til de kommende investeringer i forhold til prognosen i den seneste årsrapport.Grunden til opjusteringen af investeringsniveauet skal hovedsageligt findes i øgetaktivitet på Tyra og Syd Arne felterne. Det øgede investeringsniveau mere end opvejerden negative effekt, som risikovejningen af de betingede ressourcer har på skønnetfor investeringsniveauet. I 2010 forventes dog en nedjustering af investeringsniveauet.Dette skyldes hovedsageligt, at Rau ikke længere er medtaget i prognosen og effektenaf risikovejningen.