5 - Tiltaksanalyse for utvalgte felt
Klimatiltak vurderes ofte ved hjelp av tiltakskostnader og størrelse på utslippsreduksjonene.
Tiltakskostnader er en forenklet nyttekostnadsanalyse der det settes verdi på virkninger av tiltak for å redusere utslipp og kostnadene ved tiltaket estimeres. Jo lavere tiltakskostnad, desto mer kostnadseffektivt er tiltaket.
5.1 Tiltakskostnadsmetodikk
Tiltakskostnaden er uttrykt som netto samfunnsøkonomisk kostnad per tonn CO₂ redusert som følge av tiltaket. Den beregnes ved at flest mulig virkninger av kraft fra land tallfestes i kroner og øre, og deles på utslippsreduksjonene.
I denne rapporten er både direkte økonomiske effekter og nytten av utslippsreduksjonene diskontert. Tiltakskostnadene er utarbeidet på samme måte som i kraft fra land-rapporten fra 2008. Dette er også samme metodikk som normalt brukes av rettighetshaverne på sokkelen.
En oversikt over de mest sentrale forutsetningene som ligger til grunn for beregningene finnes i Vedlegg C - Forutsetninger for beregning av tiltakskostnader. Tiltaksanalysen viser merkostnadene som tiltakene påfører samfunnet. Framtidige virkninger er neddiskontert med fem prosent reell rente.
Analysen er gjort før skatt og tar ikke hensyn til selskapenes kapitalkostnader eller andre bedriftsøkonomiske forhold. Kvoter og CO₂-avgift er ikke tatt med i analysen. En antar gjerne at forventet kvotepris og avgiftsnivå utrykker den samfunnsøkonomiske verdien av utslippsreduksjonen. Da vil en tiltakskostnad som er lavere enn summen av disse indikere at prosjektet er samfunnsøkonomisk lønnsomt.
Tiltakskostnadene påvirkes mest av utslippsreduksjonene, investeringskostnadene, kraftpris og inntekter på grunn av frigjort gass. Jo større utslippsreduksjoner og lavere investeringer, desto lavere blir tiltakskostnadene.
Høyere kraftpris vil øke tiltakskostnaden, mens økt mengde gass frigjort til salg vil redusere tiltakskostnaden. Tiltakskostnaden påvirkes også av diskonteringen. Dersom diskonteringsrenten økes, for eksempel til syv prosent, blir tiltakskostnadene noe høyere.
Metodikken som er benyttet skiller seg fra den som ble brukt i Klimakur 2030. For å sikre sammenliknbare tall med Klimakur2030, er tiltakskostnadene også beregnet med samme metodikk som ble brukt i det arbeidet.
Tabeller med tiltakskostnader som er sammenliknbare med Klimakur2030 finnes i Vedlegg D – Tiltakskostnadsberegninger med samme metode som i Klimakur2030.
5.2 Prosjekter som inngår i analysen
For å samle informasjon til tiltaksanalysen ble det sendt ut en forespørsel om dokumentasjon til operatørselskapene. De ble bedt om å rapportere kraft fra land-prosjekter som de utreder eller har utredet på felt i drift.
Dokumentasjonen skulle ikke inkludere prosjekter som er vedtatt eller satt i drift. Feltene med mindre enn tre års gjenværende levetid ble av Oljedirektoratet vurdert som uaktuelle for kraft fra land fordi det ikke er nok tid til å bygge om innretningene før de stenges ned. Dette gjelder Heimdal, Knarr, Gyda og Veslefrikk.
Det ble heller ikke bedt om egne innrapporteringer for tilknyttede felt, som hovedsakelig er undervannsutbygginger. Disse har ikke eget kraftgenererende utstyr, og får kraft fra land dersom vertsinnretningen får det. De er derfor rapportert sammen med vertsinnretningen.
Innrapporteringen er basert på selskapenes mest oppdaterte utredninger. Det er ikke gjort nye utredninger i forbindelse med innrapporteringen.
Den eldste utredningen som er rapportert er fra 2012. De fleste er imidlertid av nyere dato. Arbeidet som ligger bak utredningene varierer i omfang. Modenheten, det vil si hvor nært prosjektet er investeringsbeslutning, varierer også. Derfor har prosjektene ulik grad av usikkerhet i kostnadsestimatene.
Selskapenes innrapporteringer er lagt til grunn for analysen uten videre tilpasninger. Det ble rapportert prosjekter på følgende felt og innretninger: Johan Castberg, Melkøya landanlegg⁸, Skarv, feltene i Halten-området (Åsgard og Heidrun), Draugen, Njord, Troll B, Troll C, Brage, Oseberg, Oseberg Sør, Alvheim, Balder, Sleipner Øst⁹, Yme, Ula og Ekofisk.
Kraft fra land til disse feltene gir også kraft fra land til tilknyttede felt. Feltene, med tilknyttede felt og prosjektstatus er vist i Tabell 5.1.
Figur 5.1 viser feltene og innretningen som inngår i analysen og de som har eller har vedtatt kraft fra land. I de følgende kapitlene presenteres resultatet fra tiltaksanalysen, der Oljedirektoratet har beregnet tiltakskostnader for prosjektene som er rapportert inn. Prosjektene er sortert i henhold til prosjektstatus.
Tabell 5.1 Felt der det er rapportert kraft fra land-prosjekter, tilknyttede felt og prosjektstatus.
5.3 Modne prosjekter i planleggingsfasen
For seks av innretningene er det rapportert modne prosjekter i planleggingsfasen. Det vil si at det arbeides med prosjektene, og en investeringsbeslutning kan være relativt nært forestående. Dette gjelder for Troll B, Troll C, Oseberg Feltsenter, Oseberg Sør, Sleipner Øst og Melkøya landanlegg.
Prosjektene kjennetegnes ved at det er gjennomført grundige tekniske studier, og det foreligger kostnadsestimater med en usikkerhet på +/- 30 prosent eller mindre, noe som er forholdsvis detaljert for så store og komplekse prosjekter.
Dette betyr at rettighetshaverne har god kunnskap om hva prosjektet kommer til å koste, hvilke tekniske løsninger som trengs og hvor store ombygginger som kreves på innretningene. Under følger en kort omtale av prosjektene.
Nettinvesteringene som kreves på land er beskrevet i kapittel 6. Troll ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. Feltet er bygd ut i faser med til sammen tre innretninger. Troll A er bunnfast og har hatt kraft fra land siden oppstart. Troll B og C er flytende, fastankrede innretninger, tilknyttet flere bunnrammer. Figur 5.2 viser Troll C-innretningen.
Figur 5.1 Felt og innretninger som inngår i analysen (svak farge). I tillegg vises de som har kraft fra land, og de som har vedtatt kraft fra land (sterk farge).
Figur 5.2 Troll C. (Foto: Øyvind Hagen, Equinor)
Kraft fra land til Troll B og C planlegges i første omgang med overføring av opp til 116 MW i en 80 km lang kabel fra Kollsnes til Troll B, og 83 MW videre i en 17 km lang kabel til Troll C. Dette dekker hele kraftbehovet på Troll C og deler av kraftbehovet på Troll B.
Det legges også opp til at hele kraftbehovet på Troll B kan dekkes med kraft fra land på et senere tidspunkt. Derfor er anlegget dimensjonert for å kunne hente 170 MW fra land. Troll B bruker en frekvens på 60 Hz mens Troll C bruker en frekvens på 50 Hz. Dermed vil prosjektet kreve frekvensomforming.
Rettighetshaverne har søkt Olje- og energidepartementet om konsesjon etter energiloven om kraftforsyning fra land. Norges vassdrags- og energidirektorat har gitt positiv innstilling til søknaden, men anbefalte at det settes vilkår om at strømforbruket på innretningene kan kobles ut når kraftnettet på land er hardt belastet, ved feil eller vedlikeholdsarbeid. Dette fordi det er manglende kapasitet i kraftnettet på land.
Oseberg Feltsenter og Oseberg Sør ligger i den nordlige delen av Nordsjøen. Oseberg Feltsenter består av flere innretninger med en frekvens på 60 Hz. Oseberg Sør ligger like sør for Oseberg Felt senter og er bygd ut med en integrert stålinnretning, og en frekvens på 50 Hz. Det planlegges kraft fra land til Oseberg Feltsenter og Oseberg Sør i forbindelse med at det legges til rette for lavtrykksproduksjon på Oseberg.
Prosjektet innebærer felles landanlegg med prosjektet for kraft fra land til Troll B og C. Det planlegges å dekke et kraftforbruk opp til 100 MW. Kraft en skal overføres som vekselstrøm, med en frekvens på 50 Hz, i en 120 km lang kabel fra Kollsnes til Oseberg. Kraften som skal brukes på Oseberg Feltsenter omformes til 60 Hz, mens kraften som skal til Oseberg Sør sendes videre som 50 Hz i en kabel fra Oseberg Feltsenter.
Rettighetshaverne har søkt Olje- og energidepartementet om konsesjon etter energiloven om kraftforsyning fra land. Norges vassdrags- og energidirektorat har gitt positiv innstilling til søknaden, men anbefalte at det settes vilkår om at strømforbruket på innretningene kan kobles ut når kraftnettet på land er hardt belastet, ved feil eller vedlikeholdsarbeid. Dette fordi det er manglende kapasitet i kraftnettet på land.
Sleipner Øst ligger i den midtre delen av Nordsjøen. Feltet er bygd ut med en bunnfast betongplattform. Kraft fra land til Sleipner Øst er aktuelt i forbindelse med områdeløsningen på Utsirahøgda. Prosjektet omfatter en 28 km lang vekselstrømkabel med overføringskapasitet på inntil 45 MW som legges fra Gina Krog til Sleipner Øst. Modifikasjonene som må gjøres på Sleipner Øst inkluderer ny transformator og nytt høyspent elektroutstyr.
Figur 5.3 Melkøya landanlegg. (Foto: Harald Pettersen, Equinor)
Melkøya landanlegg er prosesseringsanlegget for gassen fra Snøhvit-feltet i Barentshavet. Anlegget har i dag fem gassturbiner med varmegjenvinning som dekker kraftbehovet på 200 MW og varmebehovet på 140 MW. I tillegg er det en kabel til kraftnettet på land som kan levere inntil 50 MW.
Dette er et tiltak for å redusere CO₂-utslippene, som gjør at anlegget kan driftes med fire turbiner mesteparten av tiden. Kraft fra land til Melkøya krever rundt 300 MW, i tillegg til dagens 50 MW. For å opprettholde produksjonen fra Snøhvit-feltet må anlegget ha økt kompresjon for å transportere gassen fra Snøhvit og inn til Melkøya. I første omgang vil kompresjonen skje på land. Senere installasjon av subsea-kompresjon kan føre til økt kraftbehov ut i tid.
Det er ikke nok overføringskapasitet til området i dag. En nødvendig forutsetning for prosjektet er derfor blant annet å bygge en ny overføringslinje fra Skaidi til Hammerfest, og videre til Melkøya. Det er estimert et betydelig anleggsbidrag i forbindelse med dette. Melkøya landanlegg er vist i Figur 5.3.
Figur 5.4 viser tiltaksanalysen for de modne prosjektene i planleggingsfasen. Den horisontale aksen viser tiltakskostnad. Den vertikale viser gjennomsnittlig utslippsreduksjon per år. Alle prosjektene i denne kategorien har tiltakskostnader under 1500 NOK per tonn CO₂.
Melkøya landanlegg har den høyeste tiltakskostnaden i kategorien. En av årsakene er at gassen som frigjøres ikke kan selges før senere fordi det ikke er ledig kapasitet til å behandle den i anlegget. I analysen antas det ledig kapasitet fra 2037. Inntektene fra økt gassalg forskyves derfor ut i tid.
Utslippsreduksjonene som følger av disse prosjektene varierer fra i underkant av 0,15 millioner tonn CO₂ per år i gjennomsnitt for Sleipner Øst, til rundt 0,7 millioner tonn per år i gjennomsnitt for Melkøya land anlegg. Totalt summerer de seg til om lag 1,7 millioner tonn CO₂ per år.
Dersom alle disse prosjektene vedtas kan over 50 prosent av produksjonen på norsk sokkel komme til å bli drevet med kraft fra land midt på 2020-tallet. De unngåtte utslippene som følge av at felt og innretninger får kraft fra land anslås i så fal å øker til rundt 4,9 millioner tonn CO₂ per år. Dette er de mest modne prosjektene i analysen. Derfor er det rimelig å anta at de tekniske løsningene som er beskrevet ikke kommer til å endre seg betydelig før en eventuell investeringsbeslutning.
Prosjektene utredes videre fram mot en eventuell investeringsbeslutning, noe som fortsatt kan gi endringer i kostnader og estimerte utslippsreduksjoner.
Figur 5.4 Tiltaksanalyse for modne prosjekter i planleggingsfasen.
5.4 Umodne prosjekter i planleggingsfasen
To av rapporteringene handler om umodne prosjekter i planleggingsfasen. Det vil si at det er gjort overordnede studier av kraft fra land og prosjektene pågår, men er relativt langt unna en investeringsbeslutning. Dette gjelder for Draugen, og for Halten-området, som omfatter feltene Åsgard og Heidrun med tilknyttede felt.
Både løsningene som beskrives, de tekniske studiene og kostnadsestimatene er betydelig mer usikre for disse prosjektene enn for de modne. Tiltakskostnadene kan gå både opp og ned, i tråd med at både kostnader og utslippsreduksjoner endres. Kostnadene avhenger av hvilke tekniske løsninger som kan tas i bruk.
Utslippsreduksjoner henger sammen med hvor mange felt og innretninger som blir inkludert i løsningen, og hvor store deler av kraftbehovene som skal dekkes med kraft fra land.
Under følger en kort omtale av prosjektene slik de ble rapportert.
Halten-området er et område i Norskehavet som blant annet omfatter feltene Heidrun og Åsgard. Heidrun kom i produksjon i 1995 og er bygd ut med en flytende innretning som er forankret med stag. Åsgard startet produksjonen i 1999 og består av flere innretninger, der kraften fra land eventuelt skal gå til den fastankrede flytende innretningen Åsgard B, som er vist i Figur 5.5.
Prosjektet som er rapportert er en områdeløsning som omfatter Åsgard, Heidrun og de tilknyttede feltene (Mikkel, Morvin, Trestakk, Maria og Dvalin). Dette gir lavere investeringskostnader enn kraft fra land løsninger til feltene hver for seg.
Figur 5.5 Åsgard B. (Foto: Øyvind Hagen, Equinor)
Operatørene har vurdert at eksisterende innretninger i området ikke har tilgjengelig plass og vektkapasitet til å installere en omformer. Derfor er det rapportert en løsning med vekselstrøm. Avstanden til Heidrun fra mulig tilknytningspunkt på land er ca. 200 km.
Prosjektet slik det er rapportert inn har en tiltakskostnad mellom 1000 og 2000 NOK per tonn CO₂. Den gjennomsnittlige utslippsreduksjonen er rundt 0,22 millioner tonn CO₂ per år.
Den beskrevne løsningen er bare en av løsningene som studeres for Halten-området. Ettersom prosjektet modnes videre kan det tenkes at flere felt blir inkludert i områdeløsningen. I så fall må mer kraft overføres fra land, noe som kan føre til at kraften må overføres som likestrøm. Dersom eksisterende innretninger fortsatt vurderes å mangle plass og vektkapasitet medfører dette at det må bygges en ny omformerinnretning offshore.
Store kraftmengder overføres da fra land som likestrøm til omformerinnretningen. Derfra fordeles kraft som vekselstrøm til innretningene som er inkludert i områdeløsningen.
Draugen kom i produksjon i 1993 og er bygd ut med en bunnfast betonginnretning i Norskehavet. Innretningen er vist i figur 5.6. Prosjektet som danner grunnlag for rapportering av kraft fra land til Draugen ble initiert i 2019.
Studiene som er utført er grove og har relativt stor usikkerhet. Kraftforbehovet er på inntil 40 MW, overføringsavstand er ca. 130 km og løsningen som er studert er basert på vekselstrøm. På Draugen brukes elektrisitet med frekvens på 60 Hz. Dette medfører et behov for frekvensomformer plassert enten på land eller på Draugen-innretningen. Draugen er et av få felt der det er rapportert at hele kraftbehovet kan dekkes fra land.
Figur 5.6 Draugen. (Kilde: OKEA)
Det studeres samtidig muligheten for at kun deler av kraftbehovet dekkes. Prosjektet slik det er rapportert inn har en tiltakskostnad på under 1000 NOK per tonn CO₂. Den gjennomsnittlige utslippsreduksjonen er rundt 0,2 millioner tonn CO₂ per år.
Som for Halten-området kan det tenkes at løsningen endres ettersom prosjektet modnes videre. Nærheten mellom Halten-området og Draugen gjør det også mulig å inkludere Draugen i en framtidig utvidet områdeløsning.
5.5 Prosjekter som er lagt bort
Det er rapportert seks kraft fra land-prosjekter som er lagt bort. Mange er kostbare sammenliknet med utslippsreduksjonen som oppnås, og det er tekniske utfordringer med flere av dem. Rettighetshaverne har derfor lagt bort prosjektene.
Det utelukker imidlertid ikke at forutsetningene kan endre seg, og at det kan bli aktuelt med kraft fra land på feltene i framtiden. I så fall vil det måtte gjøres nye utredninger.
Under følger en kort omtale av prosjektene.
Skarv ligger i Norskehavet. Feltet startet produksjonen i 2013 og er bygd ut med en FPSO knyttet til flere havbunnsrammer. Det er sett på kraft fra land til Skarv både som vekselstrøm og likestrøm. Det er kostnadene for likestrøm som er rapportert inn og som er grunnlaget for tiltakskostnadsberegningene.
Prosjektet innebærer overføring av 100 MW i en 240 km lang kabel fra Mosjøen. Løsningen krever teknologikvalifisering av likestrømoverføring gjennom en dreieskive. Usikkerheten rundt dette er ikke tatt hensyn til i kostnadsestimatene.
Prosjektet ble vurdert av Aker BP i 2018. Det har en tiltakskostnad på mellom 2000 og 3000 NOK per tonn CO₂, og de gjennomsnittlige utslippsreduksjonene er i underkant av 0,3 millioner tonn CO₂ per år.
Njord er en halvt nedsenkbar produksjonsplattform i Norskehavet som startet produksjonen i 1997. Løsningen som har blitt rapportert er basert på kraft fra land via Draugen i en 30 km lang vekselstrømkabel. Alle kostnader som er rapportert for Njord forutsetter en samordnet løsning med Draugen.
Dette er ikke inkludert i rapporteringen for Draugen. Kostnadene som er rapportert for Njord antas derfor å være underestimerte, og prosjektet er ikke inkludert i analysen i denne rapporten.
Prosjektet ble vurdert og lagt bort av Equinor i 2019. Det tas imidlertid høyde for en mulig framtidig kraft fra land-løsning i forbindelse med en pågående ombygging av Njord-innretningen.
Brage ligger i den nordlige delen av Nordsjøen, ti kilometer øst for Oseberg. Feltet kom i produksjon i 1993 og er bygd ut med en bolig- bore- og produksjonsinnretning. Kraft fra land-prosjektet på Brage er avhengig av at det er overskuddskraft på Oseberg eller en annen innretning i området, som kan overføres til Brage.
Det er usikkert om dette er tilfelle. Løsningen har i tillegg høye investeringskostnader, og moderate utslippsreduksjoner på grunn av relativt kort gjenværende levetid.
Prosjektet ble vurdert av Wintershall DEA og Equinor, som operatør for Oseberg, i 2019. Det bygger på svært usikre forutsetninger når det gjelder tilgang på kraft, og er derfor ikke inkludert i analysen i denne rapporten.
Alvheim ligger i den sentrale delen av Nordsjøen. Feltet er bygd ut med en FPSO tilknyttet flere havbunnsrammer og startet produksjonen i 2008. Kraft fra land til Alvheim innebærer overføring av 44 MW vekselstrøm i en 180 km lang kabel. Vurderingene forutsetter en total ombygging av dreieskiven og det innebærer at FPSO-en må tas til land. Da må produksjonen utsettes.
Prosjektet ble vurdert av Aker BP i 2019. Det har en tiltakskostnad i underkant av 4000 NOK per tonn CO₂, og de gjennomsnittlige utslippsreduksjonene er i overkant av 0,2 millioner tonn CO₂ per år.
Ula ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, ca. 250 km fra land. Utbyggingen består av tre bunnfaste innretninger for produksjon, boring og innkvartering. Produksjonen på Ula startet i 1986. For Ula legges det til grunn at hele kraftbehovet dekkes med kabel fra Lista.
Selv om effektbehovet er moderat på 50 MW, er det valgt likestrøm på grunn av den lange avstanden til land. Dette fører til store investeringskostnader for relativt små reduksjoner i CO₂-utslipp.
Prosjektet ble vurdert av Aker BP i 2018. Det har en tiltakskostnad rundt 2000 NOK per tonn CO₂, og de gjennomsnittlige utslippsreduksjonene er i overkant av 0,2 millioner tonn CO₂ per år.
Ekofisk-området ligger i den sørlige delen av Nordsjøen, ca. 260 km fra land. Området omfatter feltene Ekofisk, Eldfisk og Embla, som alle er bygd ut med bunnfaste innretninger, og Tor som er under re-utvikling med havbunnsrammer. Ekofisk, Eldfisk og Embla startet produksjonen i henholdsvis 1972, 1979 og 1993. Produksjon på Tor skal etter planen starte i 2020.
Den store avstanden til land gjør at studier av kraft fra land til Ekofisk-området er basert på likestrøm med en omformerstasjon på Lista. På Ekofisk må det installeres en omformerstasjon på Ekofisk 2/4 Z-innretningen, der det er avsatt plass og vektkapasitet for slikt utstyr. Kabelen fra land er ca. 300 km og skal dekke et kraftbehov på inntil 80 MW. Invest eringskostnadene er relativt høye, selv om det skal overføres begrensede mengder kraft.
Utslippsreduksjonene er forholdsvis små, fordi prosjektet kun omfatter at en mindre del av kraftbehovet skal dekkes fra land. Bakgrunnen for dette er at anleggene i Ekofisk-området hovedsakelig er basert på direkte drift av kompressorer og vanninjeksjonspumper slik at kraft fra land krever store ombygginger offshore.
Prosjektet ble vurdert av ConocoPhillips i 2012. Vurderingene holder relativt høy kvalitet, men er ikke oppdatert når det gjelder omformerteknologi og kostnadsnivå. Dette er den eldste vurderingen i analysen. Flere av feltene i Ekofisk-området forventes å ha lang gjenværende levetid, og det arbeides for å redusere utslippene i området.
I 2019 ble det ferdigstilt et samkjøringsnett mellom alle innretningene for å utnytte turbinene med laveste utslipp best mulig. Det pågår også to studier av utslippsreduserende tiltak, som etter planen skal være ferdig i løpet av 2020.
Den første studien er en oppdatering av Kraft fra Land-vurderingene fra 2012, som blant annet skal ta høyde for teknologi-utvikling innenfor omformerstasjoner. Den andre studien ser på en tilkobling av to til tre vindturbiner til Ekofisk. Hensikten er å erstatte deler av det kraftproduserende utstyret når vindforholdene tillater det.
5.6 Prosjekter som var en del av nylig leverte utbyggingsplaner
Tre av prosjektene som er rapportert ble utredet i forbindelse med nylig leverte utbyggingsplaner som nå er godkjent av myndighetene. Dette gjelder for Johan Castberg, Balder og Yme. Slike utredninger er et krav i forbindelse med nye utbygginger og større ombygginger.
Kraft fra land-prosjektene på disse innretningene er teknisk utfordrende og har rapportert høye kostnader og relativt små utslippsreduksjoner. Kraft fra land ble derfor ikke valgt for noen av utbyggingene. Under følger en kort omtale av prosjektene slik de ble utredet i utbyggingsplanene.
Johan Castberg er under utbygging i Barentshavet. Feltet bygges ut med en FPSO knyttet til flere havbunnsrammer. Figur 5.7 viser en illustrasjon av FPSOen. Castberg er lokalisert 240 km fra et potensielt tilkoblingspunkt for kraft fra land.
I forbindelse med utbyggingsplanen ble det bestemt at feltet ikke skulle ha kraft fra land fra oppstart, men at innretningen skulle klargjøres for å kunne dekke deler av kraftbehovet med kraft fra land i framtiden. Dette inkluderer mulighet for å overføre kraft gjennom dreieskiven og at det er avsatt plass om bord. Prosjektet omfattet en overføring av 50 MW som vekselstrøm for å dekke deler av kraftbehovet.
Figur 5.7 Johan Castberg FPSO. (Foto: Equinor)
Overføringsavstanden er betydelig lengre enn det som er kvalifisert teknologi for vekselstrøm. Derfor er det nødvendig med nye løsninger, blant annet for å redusere tap i overføringen. Dette vil kreve teknologikvalifisering. I operatørens innrapporteringer legges det til grunn at denne kvalifiseringen er gjennomførbar.
Den store avstanden til land gjør at kabelkostnaden blir høy. Prosjektet har en tiltakskostnad mellom 4000 og 5000 NOK per tonn CO₂, og de gjennomsnittlige utslippsreduksjonene er rundt 0,1 millioner tonn CO₂ per år.
Balder ligger i den sentrale delen av Nordsjøen. Feltet produseres i dag via Balder FPSO, tilknyttet flere bunnrammer og den bunnfaste innretningen Ringhorne. Produksjon på Jotunfeltet er avsluttet og Jotun FPSO, som har vært en integrert del av produksjonen på Balder og Ringhorne, vil bli oppgradert og levetidsforlenget og satt i drift på Balder høsten 2022.
Kraft fra land til Jotun FPSO på ny lokasjon ble vurdert i forbindelse med videre drift på Balder i 2018. Kraft fra land ble ikke valgt, men Jotun FPSO blir tilrettelagt for mulig fremtidig inntak av en kabel gjennom dreieskiven med kapasitet opptil 30 MW. Prosjektet har en tiltakskostnad i underkant av 3000 NOK per tonn CO₂, og de gjennomsnittlige utslippsreduksjonene er i overkant av 0,1 millioner tonn CO₂ per år.
Yme ligger i den sørlige delen av Nordsjøen. Feltet er under gjenutbygging og produksjonen skal etter planen starte igjen i 2021. Utbyggingen av Yme baserer seg på leie av en oppjekkbar innretning med bore- og prosesseringsanlegg. Avstand fra mulig tilknytningspunkt på land er ca. 125 km, og kraftbehovet på 56 MW ville blitt overført som vekselstrøm.
Med relativt små produserbare volum har Yme en tilsvarende kort produksjonshorisont som bidrar til høye tiltakskostnader. Vurderingene som inngår i analysen ble gjort av Repsol i forbindelse med utbyggingsplanen som ble levert i 2017, og er svært overordnede. Prosjektet har en tiltakskostnad på nærmere 8000 NOK per tonn CO₂, og de gjennomsnittlige utslippsreduksjonene er i underkant av 0,1 millioner tonn CO₂ per år.
5.7 Felt og innretninger som ikke er inkludert i analysen
Det er en del felt med innretninger der kraft fra land av forskjellige grunner per i dag ikke er vurdert å være aktuelt. Dette gjelder innretninger på Snorre, Gullfaks, Statfjord, Norne, Aasta Hansteen, Grane, Kvitebjørn og Valemon, Visund, og Kristin, samt tilknyttede felt.
Avhengig av framtidig modning, levetidsforandringer mulighet for områdeløsninger og utvikling av ny teknologi kan kraft fra land, eller andre lavkarbon-løsninger til disse feltene og innretningene bli aktuelt i framtiden. Under følger en beskrivelse av hvorfor kraft fra land så langt ikke har blitt vurdert som aktuelt her.
Det ble studert kraft fra land i forbindelse med en videreutvikling av Snorrefeltet i 2016. Løsningen ble valgt bort på grunn av høye tiltakskostnader og begrenset plass og vektkapasitet på innretningene. For Gullfaks har kraft fra land blitt vurdert, men ikke funnet regningssvarende av operatøren.
I 2019 ble det besluttet at deler av kraftbehovet på Snorre og Gullfaks skal dekkes med havvind gjennom Hywind Tampen-prosjektet. Dette er et tiltak for å redusere CO₂-utslippene fra feltene. Det er begrenset plass og vektkapasitet på innretningene, og det gjør det vanskelig å installere kraft fra land på et senere tidspunkt.
For Statfjord har levetiden lenge vært svært usikker. Dette har gjort det vanskelig å tallfeste de potensielle utslippsreduksjonene som følge av kraft fra land. Det er nå tatt beslutning om å jobbe for forlenget drift av alle de tre innretningene på feltet, men det er usikkert hvor lenge driften kan forlenges. Usikkerhetene gjør at operatøren inntil videre avventer å studere kraft fra land til Statfjord.
Norne er en FPSO som ligger ca. 200 km fra land. Innretningen er utstyrt med en dreieskive, som ikke er forberedt for kraftoverføring. Dersom Norne skulle fått kraft fra land ville det derfor krevd betydelige, og kostbare ombygginger.
Kraft fra land til Aasta Hansteen ble studert i forbindelse med utbyggingsplanen. Løsningen ble forkastet på grunn av den lange avstanden til land på om lag 270 km, og høye kostnader. Det ble derfor besluttet å ikke forsyne Aasta Hansteen med kraft fra land. Innretningen er heller ikke forberedt for at kraft fra land kan tas i bruk i framtiden.
Det er begrenset plass og vektkapasitet på Grane, og feltet ligger relativt langt fra land, med en avstand på ca. 150 km. Om lag halvparten av kraftbehovet på Grane er i tillegg knyttet til direktedrevet utstyr, som er dyrere å erstatte med kraft fra land enn tilfellet er for elektrisitetsproduksjon. Summen av dette gjør at operatøren så langt ikke har vurdert kraft fra land til Grane som en aktuell løsning. Ytterlige vurderinger kan sees i sammenheng med området forøvrig.
Kraft fra land til Visund, Kvitebjørn og Valemon har tidligere blitt vurdert i kombinasjon med Troll B og C. Dette ble valgt bort da det ikke er nok overføringskapasitet til å dekke Visund, Kvitebjørn og Valemon i den valgte vekselstrømløsningen. Likestrøm er ikke mulig på Troll B og C siden dette er flytende innretninger, og det ikke er kvalifisert dynamiske kabler for likestrøm.
Kraft fra land til Troll B og C planlegges med felles landanlegg sammen med Oseberg Feltsenter og Oseberg Sør på Kollsnes. Kapasitet til Visund, Kvitebjørn og Valemon er ikke tilgjengelig i dette landanlegget.
Kristin ligger langt fra land, og en egen kraft fra land-løsning til feltet er vurdert å være kostbar. Feltet inngår ikke i kraft fra land prosjektet som er rapportert for Halten-området, men kan bli vurdert som en del av en mulig utvidet områdeløsning, når Halten-prosjektet modnes videre.
5.8 Begrensninger og usikkerhet i analysen
Rapporten bygger på arbeid som er gjort eller pågår i industrien for å utrede kraft fra land til eksisterende innretninger. Den gir et oversiktsbilde, og den er ikke på et detaljnivå som trengs for å ta beslutninger om gjennomføring av tiltak.
Rapporten gir en overordnet samfunnsøkonomisk vurdering av ulike kraft fra land-prosjekter. Vurderingene er basert på dokumentasjon om prosjektene som selskapene har rapportert inn. Både alder og detaljeringsgrad på dokumentasjonen varierer. Den eldste dokumentasjonen stammer fra 2012. Kostnadene er omregnet til dagens kroneverdi, men også markedsforhold og tilgjengelig teknologi har utviklet seg.
Selskapene tar beslutninger på et bredere og mer detaljert grunnlag enn det som er rapportert inn i forbindelse med denne rapporten. Usikkerhet og risiko knyttet til sentrale størrelser påvirker også beslutningene. I tillegg tar selskapene sine beslutninger basert på lønnsomhet etter skatt. Dette kan føre til at selskapenes vurderinger ikke er i overenstemmelse med vurderingene i rapporten. Tiltaksanalysen avhenger av de totale potensielle utslippsreduksjonene som følge av tiltakene.
Dette henger tett sammen med den forventede gjenværende levetiden på innretningene. Levetiden påvirkes blant annet av innretningenes tekniske tilstand, priser og markedsforhold framover i tid. Analysen legger til grunn levetiden som selskapene har rapportert inn. Disse innrapporteringene er beheftet med betydelig usikkerhet. Dokumentasjonen inkluderer varierende grad av samordning mellom felt og innretninger.
Ett eksempel er Draugen og Njord, der tallene for Njord forutsetter kraft fra land via Draugen. Draugen har derimot ikke rapportert inn den samme gjensidigheten. Ekofisk-området og Ula har ikke rapportert en samordnet løsning, selv om dette ville vært naturlig. I Halten-området er det rapportert en samordning mellom Åsgard og Heidrun, men det vurderes også alternative løsninger for området.
I kraft fra land-rapporten fra 2008 ble områdeløsninger for kraft fra land lagt til grunn. En årsak til dette er at kostnadene ved å etablere infrastruktur deles mellom flere innretninger. Områdeløsningene var da en metode for å redusere tiltakskostnadene. De store områdeløsningene, som ble beskrevet i 2008-rapporten, krevde likestrøm på grunn av et stort kraftbehov og lange avstander. Siden vekselstrøm, som gjerne er rimeligere, nå kan brukes til å overføre mer kraft over lengre avstander enn i 2008, blir de potensielle samordningsgevinstene mindre.
Noen ganger kan imidlertid samordning fortsatt være en måte å redusere tiltakskostnadene, som i Halten-området. Petroleumsinnretninger er avhengig av stabil tilgang på kraft. I områder der innretningene kan miste kraftforsyningen i perioder, for eksempel ved feil eller utkoblinger i nettet, er dette en vesentlig usikkerhetsfaktor.
En konsekvens kan være at alternativ kraftforsyning må beholdes og vedlikeholdes, noe som fordyrer kraft fra land-løsningen og kan redusere utslippsreduksjonene. Effekten av dette er i varierende grad tatt med i beregningene. Når petroleumsinnretninger skal stenges ned, ligger det et krav om at innretninger, utstyr og infrastruktur skal fjernes. Kostnaden ved fjerning av utstyr for kraft fra land er ikke inkludert i analysen. Tiltaksanalysen tar ikke hensyn til hva som skjer hvis mange kraft fra land-prosjekter skal gjennomføres samtidig.
Etterspørselen etter elektriske kabler og andre sentrale komponenter har økt som følge av havvindprosjekter verden over. Dette har gjort at kapasiteten i markedet har økt. Samtidig kan store bestillinger, dersom mange felt skal få kraft fra land samtidig, medføre lange leveringstider og kostnadsøkninger.
Fotnoter
⁸ Melkøya landanlegg er et landanlegg som drives med gassturbiner. Dersom anlegget får kraft fra nettet defineres det i denne rapporten som kraft fra land.
⁹ 9. juni leverte rettighetshaverne en endret utbyggingsplan til myndighetene som beskriver en løsning der Sleipner Øst får kraft fra land via Gina Krog.