Regulatorzy podkreślają, że wyciek z 2023 r. u wybrzeży Luizjany mógł być znacznie mniejszy, gdyby wcześniej zajęto się zagrożeniami.
W poniedziałek regulatorzy odpowiedzialni za bezpieczeństwo rurociągów zaproponowali najwyższą w historii karę po wycieku z 2023 roku, który spowodował przedostanie się do Zatoki Meksykańskiej u wybrzeży Luizjany ponad 4 mln litrów ropy naftowej.
Dla spółki, wobec której wszczęto postępowanie, kara w wysokości 9,6 mln dolarów (8,8 mln euro) najpewniej będzie tylko niewielkim kosztem.
Ta jedna kara jest zbliżona do zwykłej rocznej sumy grzywien, które Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA) nakłada co roku, wynoszącej około 7,5–9,5 mln euro.
To „najwyższa cywilna kara kiedykolwiek zaproponowana w postępowaniu dotyczącym bezpieczeństwa rurociągów”, zgodnie z komunikatem Departamentu Transportu USA oraz PHMSA.
Ale właściciel rurociągu, Third Coast, zarządza ok. 3 tys. kilometrów rurociągów, a we wrześniu spółka z siedzibą w Houston ogłosiła, że pozyskała niemal 1 mld euro kredytu.
Nawet rekordowe kary „nie mają znaczenia finansowego”
Sekretarz transportu USA, Sean Duffy, powiedział, że kara „wysyła jasny sygnał”.
„Gdy firmy nie przestrzegają zasad, nie wahamy się działać zdecydowanie.”
Dyrektor wykonawczy organizacji Pipeline Safety Trust, Bill Caram, stwierdził, że wyciek „wynikał z systemowych uchybień w całej firmie, wskazujących na zasadniczą niezdolność operatora do wdrożenia przepisów bezpieczeństwa rurociągów”, więc rekordowa kara jest uzasadniona i potrzebna.
„Jednak nawet rekordowe kary często nie mają dla operatorów rurociągów realnego znaczenia finansowego. Proponowana kwota to mniej niż 3 proc. szacowanych rocznych zysków Third Coast Midstream” – powiedział Caram.
„Prawdziwy efekt odstraszający wymaga kar, które czynią nieprzestrzeganie przepisów droższym niż ich przestrzeganie.”
Dlaczego doszło do wycieku ropy?
PHMSA podała, że Third Coast nie ustanowiła właściwych procedur awaryjnych. To jeden z powodów, dla których Narodowa Rada Bezpieczeństwa Transportu (NTSB) stwierdziła, że operatorzy nie zdołali zamknąć rurociągu przez niemal 13 godzin po tym, jak wskaźniki po raz pierwszy zasugerowały problem.
Agencja dodała, że firma nie oceniła należycie ryzyka ani należycie nie utrzymywała rurociągu Main Pass Oil Gathering o średnicy 46 cm.
Według agencji spółka „nie przeprowadziła nowych analiz integralności ani ocen po zmianie okoliczności, które wskazały na nowe i podwyższone czynniki ryzyka”.
To współbrzmi z wnioskami NTSB z raportu końcowego opublikowanego w czerwcu, w którym stwierdzono, że „Third Coast przegapiła kilka okazji do oceny, w jaki sposób zagrożenia geologiczne mogą zagrażać integralności swojego rurociągu”.
NTSB podała, że wyciek u wybrzeży Luizjany był skutkiem podwodnych osuwisk wywołanych przez zagrożenia, takie jak huragany, którymi Third Coast, właściciel rurociągu, się nie zajął, choć w branży są one dobrze znane.
Wyciek mógł być znacznie mniejszy
Rzecznik Third Coast poinformował, że firma pracuje nad odpowiedzią na zastrzeżenia regulatorów dotyczące wycieku, dlatego zaskoczyły ją niektóre szczegóły zawarte w zarzutach oraz wysokość kary.
„Po konstruktywnej współpracy z PHMSA w ostatnich dwóch latach zaskoczyły nas elementy ostatnich zarzutów, które uważamy za nieprecyzyjne i wykraczające poza dotychczasową praktykę. Będziemy je dalej omawiać z agencją” – przekazał rzecznik spółki.
Ilość ropy, która wyciekła w tym incydencie, była znacznie mniejsza niż podczas katastrofy BP w 2010 roku, gdy w tygodniach po eksplozji na platformie uwolniono 507 mln litrów ropy.
NTSB podkreśliła jednak, że skala wycieku mogła być znacznie mniejsza, gdyby pracownicy centrum sterowania Third Coast zareagowali szybciej.