Layout: LOs Organisasjons- og Informasjonsavdeling Trykk:Aktietrykkeriet AS. Utgitt av Landsorganisasjonen i Norge og Arbeiderpartiet.

Transkript

1 Layout: LOs Organisasjons- og Informasjonsavdeling Trykk:Aktietrykkeriet AS Utgitt av Landsorganisasjonen i Norge og Arbeiderpartiet juli 2001

2 Innholdsfortegnelse Side Forord. 3 Kapittel 1: Utvalgets konklusjoner - 5 En samlet strategi for økt bruk av naturgass i Norge Kapittel 2: Gassmarked og ressurser 12 Bruk av gass i dagens markeder Kapittel 3: Gass som regional drivkraft 20 Kapittel 4: Bruk av gass i verdikjeden 35 Kapittel 5: Økt bruk av naturgass i Norge 44 Potensiale for positivt miljøbidrag Kapittel 6: Forskning og utvikling - viktig premiss for et større 63 positivt miljøbidrag fra naturgass Kapittel 7: Økonomiske rammebetingelser, gassøkonomi og 69 infrastrukturens rolle for verdiskaping i Fastlands-Norge Forord Norge har siden 1971 utvunnet olje fra den norske Naturgass som ressurs kontinentalsokkelen. Etter 30 års produksjon er Norge i dag den sjette største oljeprodusenten og den tredje største oljeeksportøren i verden. Norge har eksportert naturgass til Europa siden 1977 og er en dominerende aktør i de europeiske gassmarkedene. Også i framtiden vil mesteparten av norsk olje- og gassproduksjon bli eksportert, men de siste årene er det vokst fram en økende interesse for å benytte gassen også i vårt eget land. Gassen er en unik natur-ressurs. LO og AP ønsket å belyse hvilke muligheter som finnes samt utvikle en samlet strategi for bruk av naturgass. Et utvalg ble derfor satt ned i november Utvalget fikk følgende mandat: økt verdiskaping gjennom produktutvikling med gass som råstoff se på hvilke tiltak som må gjøres for å få rørledninger inn i strategiske områder langs kysten mer bruk av gass/hydrogen innen transport en mer miljøvennlig energipolitikk peke på områder som er viktige for at Norge kan være ledende i årene framover, blant annet for å styre forskningen i rett retning. Utvalgets utgangspunkt er at det finnes tre hovedområder som gir verdiøkning og store miljøgevinster: energiformål, til transportsektoren og til industrielle formål. Arbeidet i utvalget har i stor grad vært preget av ønsket om å legge fram konstruktive og realistiske forslag som raskt kan resultere i økt bruk av naturgass i Norge. I tillegg har det vært stort fokus på hvordan slike tiltak kan settes i gang samtidig som vi skal oppfylle miljøforpliktelsene våre. Utvalget legger med dette fram sin innstilling. En oversikt over anbefalingene fra utvalget er samlet i kapittel 1. Arent M. Henriksen har ledet arbeidet. I tillegg har følgende personer deltatt: Merethe Storødegård, Magne Rommetveit, Anne Blaker, Alf E. Jakobsen og Gunn Karin Gjul fra Arbeiderpartiet. LO har vært representert med følgende personer: Gerd-Liv Valla, Lars Anders Myhre, Liv Christiansen, Knut Weum og Erik Bratvold. 2 3

3 Eystein Gjelsvik (LO), Stein Lier-Hansen (Miljøverndepartementet) og Bjørg Sandal (Olje- og energidepartementet) har vært sekretariat for utvalget. Utvalget har hatt utstrakt kontakt med de ulike gassmiljøene rundt om i Norge. Dette har vært svært nyttig og har bidradd positivt til arbeidet. En stor takk til alle som har bidradd med innspill, både i form av konstruktive møter, med skriftlige innspill eller som diskusjonspartner. Oslo, 5. juli 2001 Utvalgets konklusjoner - En samlet strategi for økt bruk av naturgass i Norge Bakgrunn Utvalgets oppgave er å meisle ut en strategi for økt bruk av naturgass i Norge. Målet er å utvikle virkemidler som kan bidra til økt verdiskaping, sysselsetting og næringsaktivitet, samtidig som vi oppfyller våre miljøforpliktelser.vi har undersøkt status for utnyttelse av naturgass i Norge gjennom kontakt og diskusjoner med de miljøer som arbeider med dette i Norge i dag. Det inkluderer olje- og gasselskaper, forskningsmiljøer, lokale, regionale og landsomfattende nettverk av bedrifter og organisasjoner. Disse har bidratt med verdifull erfaring og informasjon og har vært nyttige samtalepartnere. En del av de skriftlige bidragene vi har mottatt, er samlet i vedlegg. Norge er en ung gassnasjon. Likevel har vi nå produsert naturgass for eksport i 24 år, og Norge er vokst fram til å bli den 3. største produsenten av naturgass i Europa 1 og er nå den største eksportøren utenom Russland. Norge hadde i pst av produksjonen i Europa. Når det gjelder forbruk av naturgass er Norge i den spede begynnelse. Vi bruker under 1 pst av det totale forbruket i Europa. 1 Andre europeiske land 25 % Nederland 21 % Produksjon av naturgass, Europa 1999 Norge 18% Storbritannia 36 % Storbritannia 21 % Norge 1 % Nederland 9 % Andre europeiske land 69 % Forbruk av naturgass, Europa BP statistical review of World energy, 1999.Tidligere Sovjetunionen er ikke med i Europa 5

4 6 Prognosene tilsier at vi innen ti år kan bli den største produsenten i Europa, da både Nederland og Storbritannia har begrensete reserver og er på en fallende trend. Norge har alt kontraktfestede leveranser på drøyt 70 mrd.sm 3. Det er ventet større salg på basis av økt etterspørsel i Europa. Bruk av naturgass i Norge har lange tradisjoner, men er fortsatt på et beskjedent nivå. Det er utviklet små lokale markeder rundt landfallstedene Kårstø i Rogaland, Kollsnes i Hordaland og Tjeldbergodden på Nord-Møre. I Grenland er det petrokjemisk industri. Den virkelighet vi står over for preges av mangel på offensive planer på nasjonalt nivå. Industrien kan bedre sin konkurranseevne ved å benytte naturgass, men mangler tilgang på ressursen. Konkurrentene i Europa har slik tilgang og kan øke sin produksjon, sysselsetting og verdiskaping ved å bruke norsk gass. Dette har også stor nasjonaløkonomisk betydning. Energisektoren er verdens største næring, og ikke noe land kan være økonomisk ledende uten en vel fungerende energisektor der forbrukerne og næringslivet tilbys rett energiform til konkurransedyktig pris. Slik tankegang lå til grunn for elektrifiseringen av Norge i det forrige århundre, og naturgassen har en liknende rolle i vår tid. Erfaringene fra OPEC-land som har satset utelukkende på å leve av olje-og gassutvinning, viser at dette gir lav vekst og svak økonomisk utvikling. (figur 2) Av hensyn til konkurranseevnen til norsk industri og næringsliv er det behov for å skille bruken av oljepengene fra opptjeningen av dem. Petroleumsfondet er et virkemiddel for å få det til. Petroleumsfondet bidrar imidlertid ikke aktivt til norsk verdiskaping. Regjeringen legger opp til økt bruk av oljepenger i langtidsprogrammet for Det aktualiserer behovet for en mer aktiv stat, med bl.a. utbygging av infrastruktur og økt satsing på FOU. Dermed skapes en helhetlig politikk for verdiskaping, sysselsetting og næringsutvikling. Den lave bruken av naturgass i Norge kan forklares ved at vi bor spredt og ved at vi bruker el-oppvarming i våre boliger samt at vi har en industri basert på fossekraft. Når vi ikke lenger kan basere ny boligbygging og industriutvikling på vannkraften, må vi finne alternative løsninger i et stramt kraftmarked. Utvalgets konklusjoner - Sju elementer i en nasjonal strategi Utvalget mener at det må utvikles en nasjonal strategi for bruk av naturgass i Norge. Eksport skal ikke lenger være enerådende, og tilgangen på ressursen er mer enn rikelig for å tilfredsstille behovet for både eksport og økt innenlandsk bruk. En strategi for økt bruk av naturgass i Norge må bygge på klarlegging av ambisjonsnivå og tidsperspektiv. I tillegg til det tidsperspektivet som brukes for økonomisk planlegging, bør vi ha et mer langsiktig perspektiv. Utvalgets forslag er på makronivå og har som formål å etablere de sentrale rammebetingelsene for en utvikling som beskrevet nedenfor. Utvalget legger med dette fram sine konklusjoner og forslag i følgende 7 punkter. 1. Innenlands bruk av naturgass bør utgjøre omlag 10 pst. av samlet produksjon innen ti år. Norge som gassnasjon vil fortsatt eksportere størsteparten av gassen direkte. Som et viktig potensial for økt verdiskaping i Norge bør vi i tillegg ta sikte på å anvende en viss mengde innenlands. Dette målet kan tilsi et forbruk på 7-9 mrd. sm 3 i løpet av ti år, eller om lag en femdobling av det nåværende nivået. Dette er en ambisiøs målsetting som forutsetter en kraftig utbygging av nødvendig infrastruktur som rørtransport, lagring, styring og logistikk. Gjennom slike tiltak vil en legge til rette for bruk av naturgass industrielt, innenfor samferdsel, i prosessindustrien, i husholdningene og for produksjon av elektrisk kraft Tørrgassystem Rikgassystem 2. Det etableres et statlig selskap som investerer i infrastruktur for transport og distribusjon av naturgass. Infrastruktur og distribusjon av naturgass er en sentral faktor for å lykkes med økt verdiskaping, industriell utvikling og ambisiøse miljømål. Det må legges opp til at slike investeringer skjer i lokale og regionale prosjekter sammen med private og eventuelt andre offentlige aktører. Med et tidsperspektiv på 10 år og med utgangspunkt i aktuelle investeringsprosjekter, har vi et grunnlag for en vurdering av kapitalbehovet til et slikt selskap (AS Gasstransport). Dette er St.Fergus England Dunkerque TRANSPORTSYSTEMER Shetland Frankrike Zeebrügge Statfjord Belgia Gullfaks Nederland Danmark Emden Tyskland Norge Norne Hid Sverige Merknad. Figur som viser dagens transportnett som en strøm nedover, mot en mer balansert visjon med tegnete strømmer inn i Norge. 7

5 8 investeringer som har lav lønnsomhet på kort sikt og innslaget av egenkapital bør være minst 40%. Selskapet skal være et nasjonalt infrastrukturselskap som investerer i gassregioner og som opptrer som aktiv eier og utvikler. Det skal delta i oppbyggingen av og investere i regionale infrastrukturselskaper sammen med regionale aktører. Selskapet må være aktiv når det gjelder markedsutvikling og industriutvikling. De beregninger utvalget har fått utført, peker mot et kapitalbehov på om lag 4 milliarder kroner for selskapet. Utvalget legger til grunn at de virkemidler som her er skissert er i samsvar med EØS-avtalen og konkurransereglene. Følgende prosjekter er mest aktuelle som satsingsområder for selskapet: Grenland med åpning mot det sentrale Østlandet, Stavanger Bergen Midt-Norge. Utvalget vil peke på at tilgang til mer naturgass til Grenland ikke må gjøres avhengig av eventuell eksport til Polen eller andre land. For Hammerfest er beslutningen omkring Snøhvit-utbyggingen avgjørende. På Melkøya like utenfor Hammerfest planlegger lisensen å føre i land gassen og bygge et LNG-anlegg. På sikt kan innfasing av nye gassfelt gi grunnlag for bruk av naturgass i regionen. På Helgeland er tidshorisonten noe lengre, selv om det fins aktuelle gassfelt som Skarv, som planlegges satt i drift i Store gassfunn utenfor kysten bør ilandføres for prosessering slik tradisjonen har vært i norsk petroleumspolitikk, og dermed danne grunnlag for bruk av naturgass i regionen. Forutsatt en slik ilandføring, er det en oppgave for selskapet å bidra til infrastrukturutbygging i regionen. 3. Økt bruk av naturgass tilrettelegges innenfor rammen av våre klimaforpliktelser. Satsingen må skje innenfor rammer som bidrar til at Norge kan oppfylle våre miljøforpliktelser. Særlig viktig blir hensynet til klimaforpliktelsene og nødvendigheten av reduserte utslipp som skader helse og miljø. Disse miljømålene må ses i sammenheng. Utvalget legger til grunn at Norge skal oppfylle sine Kyoto-forpliktelser selv om denne avtalen ikke ratifiseres med det første. Dette innebærer at den offensive satsingen for økt bruk av naturgass i Norge skal skje innenfor totalrammer som hindrer økte utslipp av klimagasser. På kort sikt kan dette sikres gjennom økt bruk av naturgass som erstatning for mer forurensende fossilt brensel (jfr punkt 4 under), en troverdig kombinasjon av nasjonale tiltak og felles gjennomføring av tiltak med andre industrialiserte land samt økt vekt på kvotehandel som et fleksibelt og styringseffektivt virkemiddel utviklet med sikte på å hindre tap av arbeidsplasser og karbonlekkasje. 4. En aktiv overgang til mer miljøvennlig bruk av naturgass Utvalget vil særlig peke på nødvendigheten av en målrettet politikk med sikte på økt bruk av naturgass innenfor samferdsel, med spesiell vekt på ferger, supplybåter og busser, samt bruk av naturgass som erstatning for kull og olje i industrielle prosesser som damping, tørking og oppvarming. Potensialet for økt miljøeffektivitet ved overgang til naturgass er stort. Når tilgangen er på plass, krever en effektiv utløsning av potensialet at staten legger til rette gjennom pilotprosjekter, en mer treffsikker avgiftspolitikk, stimulerende tilskudd og konkrete krav. Videre må det sikres at kommuner og fylkeskommuner motiveres for energiplanlegging som sikrer optimal energieffektivitet, eksempelvis økt bruk av naturgass til oppvarming. Utvalget vil peke på at dette er viktige tiltak for å sikre betydelige framskritt i arbeidet med å redusere utslippene av sot og partikler, svovel- og nitrogenforbindelser, samt flyktige miljøgifter. Dette er nødvendig for å sikre sunnere bymiljøer, redusere faren for sur nedbør og nedsatt livskvalitet for en rekke mennesker bl a på grunn av allergiplager. 5. Økt offentlig prioritet til elektrifisering av Nordsjøen - som et miljøprosjekt i særklasse. Elektrifisering av Nordsjøen, til erstatning for lite effektive gasskraftverk på den enkelte plattform, vil raskt føre til betydelig reduksjon av utslipp av både CO 2 og NO X. Et gasskraftanlegg på land vil dekke et betydelig behov som erstatning for små verk på sokkelen. Utvalget viser til potensialet som ligger i dette gjennom to aktuelle prosjekter; a) BPs prosjekt som er under planlegging i britisk og norsk sektor vil gi en årlig reduksjon av CO 2- utslipp på totalt 7 millioner tonn, derav 4 i britisk og 3 i norsk sektor basert på et gasskraftverk på land med en energieffektivitet på ca 50%. b) elektrifisering av Troll/Oseberg - Tampen aksen, basert på el-kraft fra et CO 2 -fritt hydrogenverk med gass fra Kollsnes/Sture vil gi en årlig reduksjon av CO 2 -utslipp i Norge på 3 millioner tonn. c) Mongstad har landets største enkeltutslipp av CO 2. Et kombinert kraftvarmeanlegg vil kunne benytte varmen ved raffineriet og sende kraft til feltene offshore. Virkningsgraden blir beregnet til 80-90% ved en slik løsning og energiproduksjonen vil være MW. For å videreutvikle og energiøkonomisere den petrokjemiske industrien på Mongstad mangler en tørrgassforbindelse. 9

6 Utvalget vil påpeke at anslagene for prosjektene a) og b) alene tilsvarer ca 50% av de estimerte Kyoto-forpliktelser. Utvalget mener at elektrifisering av Nordsjøen må prioriteres og stimuleres gjennom offentlig tilrettelegging. I tillegg til betydelige miljøgevinster vil det også gi en viktig stimulans for norsk leverandørindustri og for videre teknologisk utvikling. 6. Det etableres et selskap for utvikling av miljøvennlig energiteknologi. For å styrke innovasjonen og utviklingen av miljøvennlig energi basert på naturgass, må det opprettes et selskap som sikrer at den nødvendige teknologiutviklingen forseres og gjøres kommersiell. Dette selskapet skal alene og sammen med andre miljøer initiere FOUprosjekter, produktutvikling og kommersialisering av teknologi som sikrer en optimal miljøvennlig utnyttelse av naturgass til ulike energiformål. Selskapet bør ha en solid kapitalbase, anslagvis 4 milliarder kroner. Innovasjonsselskapet må spesielt ha fokus på følgende satsingsområder: b) sikre gjenfangst av CO 2 etter forbrenning av naturgass i et moderne gasskraftanlegg. Disse områdene må prioriteres. D. Utvikling av moderne infrastruktur for å sikre tilgjengelighet for hydrogen til samferdsel, samt sikre kapasitet for tilbakeføring av utskilt/gjenfanget CO 2 til en miljømessig trygg deponering/bruk. 7. Økt utnyttelse CO 2 som et industrielt bi-produkt uten negative miljøkonsekvenser CO 2 er et biprodukt som kun er et miljøproblem dersom det kommer på avveie. Innenfor videreforedling av næringsmidler et f eks CO 2 en innsatsfaktor, og det er påvist store potensial for utnyttelse av CO 2 industrielt med basis i bruk av anorthositt som råstoff for bl a aluminiumsoksyd, magnesiumsoksyd, ammoniakk og salpetersyre. Dette er muligheter som i tiden framover må vurderes nøye og som kan utløse en virksomhet som muliggjør bruk av CO 2 innenfor industriell verdiskaping i et betydelig omfang. Dette som et alternativ til deponering i geologiske formasjoner. A. Pilotanlegg for forurensingsfrie gasskraftverk Selskapet skal initiere og delta i etablering av et eller to demonstrasjons-/pilotanlegg for tilnærmet forurensingsfrie gasskraftverk. Det må ha som målsetting å etablere demonstrasjons- /pilotanlegg innen B. Naturgass som bro til et framtidig hydrogensamfunn. Flere av de miljøene som utvalget har vært i kontakt med har pekt på perspektivene som ligger i visjonen om hydrogensamfunnet som framtidas modell for et bærekraftig samfunn.veien dit er lang, men økt vekt på foredling av naturgass til hydrogen vil gjøre veien kortere. Hydrogen som drivstoff, særlig innenfor samferdsel, er i økende grad et satsingsområde, og naturgass vil være det viktigste råstoffet for en slik utvikling. Hydrogen produsert fra naturgass vil også kunne danne grunnlaget for en miljøvennlig og omfattende produksjon av elkraft gjennom "hydrogen kraftanlegg". I dette tilfelle er det mest snakk om kommersialisering av langt på vei verifiserte teknologier, der leverandørindustrien må stimuleres til utvikling av gode løsninger. C. Teknologiutvikling for å kunne; a) utnytte hydrogen til kommersiell elkraftproduksjon og 10 11

7 2Gassmarked og ressurser. Bruk av gass i dagens markeder 2.1 Europeisk forbruk av gass De europeiske gassmarkedene har opplevd en sterk vekst i gassforbruket de siste tiårene. I løpet av 1990-tallet vokste forbruket med over 3% p.a, mens det totale energiforbruket i denne perioden vokste med under 1% p.a. Forbruket av naturgass i Europa 1 er for år 2000 anslått til ca. 400 mrd m3. Figuren under viser hvordan forbruket i Europa i 1998 fordelte seg på de forskjellige landene. Fig 2.1: Europeisk gassforbruk, ,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 i forhold til fyringsolje og kull. Gass har blitt lavere beskattet enn for eksempel fyringsolje. Naturgass er mer miljøvennlig enn andre fossile energikilder. I Europa er gass blitt mer tilgjengelig ettersom det er bygd ny infrastruktur for gass. Veksten i etterspørselen etter gass til kraftproduksjon har vært størst (ca. 10 % p.a). Innenfor kraftsegmentet har naturgass særlig blitt mer konkurransedyktig fordi nye gasskraftverk har blitt betydelig mer kostadseffektive. Mens veksten i gassforbruket i Vest-Europa har vært betydelig, har Sentral- og Øst-Europa i samme periode opplevd svært liten vekst i forbruket av gass. Dette har påvirket importen av gass fra det tidligere Sovjetunionen, som er den største leverandøren av gass til Europa. Det er forventet at veksten i det totale europeiske forbruket av gass også i de neste to tiårene vil bli betydelig. Det internasjonale konsulentselskapet WEFA har for eksempel anslått at forbruket vil vokse med mer enn 50 prosent innen Forsyning av gass til Europa De europeiske gassmarkedene blir i hovedsak forsynt med gass fra fem land: Norge, Russland, Algerie, Nederland og Storbritannia. 10,0 0,0 Av figuren går det fram at noen få land står for det meste av forbruket. De 7 største forbrukerlandene står for om lag 80 % av det totale gassforbruket. Norsk gassforsyning Norge har en svært sentral beliggenhet i forhold til hvor de største markedene for gass i Europa befinner seg. Det meste av den norsk gassen blir solgt til Tyskland, Frankrike, Nederland og Belgia, hvor norsk gass er svært konkurransedyktig. Det er også store variasjoner i hvor stor andel av bruttoenergiforbruk i de forskjellige landene som blir dekket av naturgass. I Nederland utgjør gass nærmere 50% av bruttoenergiforbruk, mens i Sverige er andelen rundt 2%. Årsakene til variasjonene mellom land kan dels forstås på bakgrunn av forskjeller i nasjonal energipolitikk og dels ut fra kostnadene ved å gjøre gass tilgjengelig i forhold til andre energibærere. Fordi det er betydelige kostnader knyttet til utbygging av infrastruktur for gass, er også forhold som befolkningstetthet og topografi viktige faktorer som påvirker kostnadene og dermed mulighetene til å anvende gass i energisystemet. Den norske eksporten av gass var i år 2000 på omlag 50 mrd m3 og utgjør mer enn 10% av forbruket i Europa. I henhold til de gassalgsforpliktelsene som norske gasselgere har inngått, vil de norske forpliktelsene øke til i overkant av 70 mrd m3 pr år i Fig 2.2: Norske inngåtte gassalgsforpliktelser fordelt på land Mrd Sm Veksten i gassforbruket i Europa har de siste ti årene vært betydelig i alle markedssegmentene (husholdning/tjenesteytende næring, industri og kraftproduksjon), men det har vært betydelige variasjoner mellom segmentene.veksten i det vesteuropeiske forbruket kan generelt forklares ut fra at naturgass økonomisk sett er svært konkurransedyktig Europa er her definert som de europeiske land ekskl. tidligere Sovjetunionen. Tyskland Storbritannia Frankrike Nederland Belgia Østerrike Spania Italia Tsjekkia Polen Norge 13

8 I henhold til de inngåtte forpliktelsene er det forventet at norsk gass vil komme opp i en markedsandel på nærmere 30 % i Tyskland og nærmere 40 % i Frankrike. På bakgrunn av markedssituasjonen og ressurssituasjonen på norsk sokkel, er det ventet at den norske eksporten av gass blir betydelig større enn det nivået som er vist i figuren. Storbritannia vil i framtida bli et viktig marked for norsk gass. Her ventes forbruket av gass å øke samtidig som egenproduksjonen av gass i løpet av noen få år vil gå ned. Den 1. oktober 2001 blir en ny rørledning fra norsk sokkel til Storbritannia (Vesterled) ferdigstilt. Rørledningen vil koble det norske gasstransportsystemet til det britiske gassmarkedet, og dermed øke eksportmulighetene for norsk gass. Det er også ventet at en framtidig utbygging av det nest største påviste gassfeltet på norsk sokkel, Ormen Lange, vil bli bygd ut særlig med tanke på eksport til Storbritannia. Denne utbyggingen vil kunne føre til at det blir etablert en ny rørforbindelse til Storbritannia. På sikt (5 til 10 år) ventes Storbritannia å bli et av de viktigste markedene for norsk gass. Polen ansees også for å være et svært interessant marked for norsk gass. For tiden forhandles det om salg av 5 mrd sm3 gass p.a. til Polen. Et slikt salg vil eventuelt kreve en ny rørforbindelse. Forsyning av gass fra andre land enn Norge Russland har de største gassressursene i verden og er den største leverandøren av gass til Europa. Det aller meste av gassen kommer fra områder i Vest-Sibir som ligger mer enn 4,000 km fra det europeiske markedet. Det er derfor betydelige kostnader knyttet til transport av gassen til Europa.Veksten i gasseksport fra Russland er i stor grad avhengig av at det bygges ny transportkapasitet, og dette vil være svært kostnadskrevende. Gass fra Algerie er mest konkurransedyktig i det sørlige Europa. I 2000 var eksporten til Europa på om lag 60 mrd m 3. Algerie har store gassressurser (om lag 3,700 2 mrd m 3 ) som gjør at landet også i de neste tiårene vil være en svært viktig leverandør av gass til Europa. I Nederland er mye av gassressursene konsentrert i Groningen-feltet. De totale reservene er anslått til mrd m 3. Med et betydelig hjemmemarked er det ventet at eksporten fra Nederland pga. ressurssituasjonen vil avta en gang etter Storbritannia er den nest største produsenten av gass i Europa, men det meste av gassen brukes i hjemmemarkedet. Med et antatt ressursgrunnlag på mellom 700 og mrd m 3 kan reservene ut fra dagens produksjonsnivå vare i om lag 7 år. Det er imidlertid et potensiale for å gjøre nye gassfunn på britisk sokkel. Det er særlig i områdene vest av Shetland hvor det eksisterer et betydelig potensiale. Kostnadene ved å bygge ut nye felt i dette området samt å bygge nye rørledninger for å frakte gass til det britiske markedet, er imidlertid antatt å være relativt store. Dette gjør det usikkert hvor mye gass en kan forvente blir produsert derfra. 2.3 Strukturelle endringer i de europeiske gassmarkedene Aktørbildet i de europeiske gassmarkedene er preget av at det er liten grad av konkurranse innen produksjon, transmisjon (overføring) og distribusjon av gass. For tiden er imidlertid markedene for gass i Europa inne i en periode preget av strukturelle endringer. En viktig driver i denne utviklingen var innføringen av Gassmarkedsdirektivet. Direktivet omfatter først og fremst nedstrømsvirksomheten, men vil også kunne påvirke oppstrømsvirksomheten. Det er vanskelig å vurdere hvor raskt markedene for gass i Europa vil bli åpnet opp for økt konkurranse. De forventede konsekvensene av økt konkurranse nedstrøms er at pris til sluttbruker vil bli redusert og at forbruket av gass vil øke. Det er vanskelig å forutse hvilke konsekvenser redusert sluttbrukerpris vil få for den prisen som oppnås for norsk gass på ilandføringsterminalene. 2.4 Rørgass og LNG Det aller meste av det europeiske gassforbruket dekkes av gass som transporteres i rørledning. Transport av gass i rørledning er den mest kostnadseffektive løsningen over korte og mellomlange distanser. Over lange avstander er LNG den mest økonomiske måten å transportere gass på. Kostnadene knyttet til LNG-teknologien har imidlertid de siste årene blitt redusert, noe som, har gjort LNG mer konkurransedyktig. Dette har bidratt til at gass fra nye områder som Nigeria,Trinidad og Tobago har fått innpass i Europa.Volumene er imidlertid lave foreløpig, og en forventer at leveranser av LNG kun vil dekke en beskjeden del av gassforbruket i Europa de kommende årene. 2.5 Ressursgrunnlaget på norsk sokkel Total mengde utvinnbar gass på norsk sokkel (inkludert produsert volum) er i størrelsesorden 7000 mrd. sm 3. Så langt er det produsert 677 mrd m 3 som tilsvarer omlag 10 %. Ut fra de store volumene som antas å være på norsk sokkel, og ut fra at kun en liten del av ressursene er produsert så langt, er det grunn til å tro at gassvirksomheten vil ha en svært langsiktig horisont, kanskje opp mot 100 år Kilde:Wefa 15

9 Ressurser På norsk sokkel er 45 felt i produksjon, mens det foreligger godkjente utbyggingsplaner for ytterligere 7 felt. Av de feltene som er i produksjon, ligger 40 av disse i Nordsjøen mens resterende fem felt ligger i Norskehavet. De totale gjenværende ressursene er anslått til å være i størrelsesorden 6350 mrd sm 3. Dette tallet kan deles opp i gassreserver i eksisterende felt, funn, upåviste gassressurser og forventet framtidig økt utvinningsgrad. Gassreserver i eksisterende felt er i dag beregnet til 2200 mrd. sm 3, mens den totale utvinnbare gassmengden i funn på norsk sokkel er estimert til 1250 mrd. sm 3. Upåviste gassressurser forventes å være i størrelsesorden 2400 mrd. sm 3. Ressurs- og salgssituasjonen Norske selgere av gass har inngått store langsiktige gassalgsavtaler som innbærerer at norske gassalgsforpliktelser vil øke til mer enn 70 mrd m 3 pr år rundt De langsiktige kontraktene er inngått på bakgrunn av at det er påvist tilstrekkelige mengder gass til å sikre at forpliktelsene kan oppfylles. Figuren under viser de totale gassressursene på 6350 mrd m 3 fordelt på inngåtte leveringsforpliktelser, ressurser i umodne områder uten infrastruktur, upåviste ressurser og hvor store ressurser vil være ledig for nye salg. Fig 2.3:Totale gassressurser og inngåtte gassalgsavtaler 16 % 23 % Inngåtte leveringsforpliktelser Umodne ressurser, områder uten infrastruktur mrd. sm 3 umodne ressurser eller ligger i områder uten infrastruktur, mens anslaget for uoppdagede ressurser er 2400 mrd m 3. Det vil altså være om lag 1450 mrd. sm 3 gass ledig for nye salg. Med andre ord vil det utfra ressurssituasjonen på norsk sokkel være et betydelig grunnlag for utbygging av nye felt og for inngåelse av nye gassalg. Dette bildet vil endre seg etterhvert som en gjør nye gassfunn. Hensynet til god ressursforvaltning vil legge føringer for hvor raskt de ledige gassressursene bør produseres. Den totale produksjonen av gass på kontinentalsokkelen bestemmes i hovedsak av de gassalgsforpliktelsene som er inngått og ut fra behovet for gass til injeksjon i felt for å øke utvinningsgraden av olje. Ingen av de norske feltene som leverer gass er rene gassfelt, men inneholder i varierende grad en kombinasjon av gass og væske. Utvinningsgraden varierer sterkt fra felt til felt og er avhengig av bla. trykkforhold i reservoaret. For å oppnå en høy grad av oljeutvinning, er det i enkelte tilfeller nødvendig å beholde gassen i feltet til størstedelen av oljen er produsert. I andre tilfeller vil injeksjon av gass fra andre felt for å opprettholde trykket i reservoaret, være gunstig for å øke oljeutvinningen. Det forventes at en vesentlig del av gassen som produseres på kontinentalsokkelen, vil bli injisert for å øke oljeutvinningen. Rundt pst. av den injiserte gassen kan reproduseres senere og dermed gjøres tilgjengelig for salg. Gass i 100 år Over halvparten av de påviste gjenværende petroleumsressursene som befinner seg på kontinentalsokkelen, er naturgass. Av denne grunn vil gass spille en stadig viktigere rolle i den norske petroleumsvirksomheten. Produksjonen av gass utgjør i dag om lag 20 pst. av den totale petroleumsvirksomheten, men denne andelen vil øke utover i tid. Fig 2.4:Total petroleumsproduksjon 24 % 37 % Ressurser ledige for nye salg Antatte upåviste ressurser 300 NGL/kondensat Gassproduksjon 250 Oljeproduksjon 200 Ut fra ressurssituasjonen på norsk sokkel er det grunnlag for økt eksport på lengre sikt utover de mengdene gass som allerede er bundet opp av de langsiktige gassalgsavtalene. Norske selgere har så langt inngått langsiktige leveringsforpliktelser overfor kjøpere på kontinentet for i størrelsesorden 1500 mrd. sm 3. Av de totale ressursene er

10 Det er forventet at gassressursene på norsk sokkel vil vare i år fra nå utfra den nåværende gassproduksjonen. Fram til dags dato regner man med at kun 10% av gassressursene på norsk sokkel er produsert. Videre antas det at hele 34% av gassressursene på norsk sokkel fremdeles ikke er påvist. Figur 2.5 Mulige bruksområder for naturgass Kraft/varme Husholdning Drivhus Servicenæringer ENERGI Industri På bakgrunn av ressurssituasjonen og ut fra at markedsbehovet for gass forventes å være sterkt voksende, særlig i Storbritannia, vil norsk sokkel også i framtida framstå som et svært attraktivt område å engasjere seg i, både for eksisterende og nye selskaper. Kjølevann -Fiskeoppdrett PRODUKTER TRANSPORT LNG/CNG -Ferjer, supply båter bil/buss/taxi 2.6 En norsk kjemperessurs Norge har i en årrekke forvaltet naturressurser, både vannkraft og oljeog gassressursene. I dag er situasjonen at det europeiske markedet etterspør mer gass, samtidig som den norske gassproduksjonen er økende. Norge har med andre ord en betydelig naturressurs som må forvaltes til beste for innbyggerne og for nasjonen. Størstedelen av norsk gass vil også i framtida bli eksportert. Til tross for dette er det klart at bruk av gass i Norge byr på betydelige muligheter, både innen energiforsyning, innen transportsektoren og som innsatsfaktor i industriell sammenheng. Per i dag fordeler den innenlandske bruken av naturgass seg slik: - Industrielle formål: cirka 700 millioner standard kubikkmeter (91 % av det totale forbruket) - Energiformål: cirka 55 millioner standard kubikkmeter (7,1 prosent av det totale forbruket) - Transportformål: cirka 15 millioner standard kubikkmeter (1,9 prosent av det totale forbruket). I tillegg kommer bruken av etan som per i dag utgjør cirka 600 millioner standard kubikkmeter. Legger vi dette volumet på toppen av industriens forbruk, står industrien for i alt cirka 95 prosent av landets samlede forbruk av naturgass, mens energiformål utgjør cirka 4 prosent og transport cirka 1 prosent av det samlede forbruket av naturgass i Norge. Industrigasser - Oksygen, nitrogen argon, hydrogen Metanol Ammoniakk Proteiner -Drivstoff -lim -Kunstgjødsel -Fiskefor Erfaringene viser at når gassen gjøres tilgjengelig, øker gassforbruket og fortrenger andre energikilder. Denne erfaringen har en gjort i flere av de europeiske landene, for eksempel i Tyskland, Danmark, Frankrike og Nederland. Oversikten under viser gassforbruket i noen utvalgte europeiske land, fordelt på industri, transport og husholdninger/tjenesteyting. Alle tall i millioner tonn oljeekvivalenter tall. Figur 2.6 Gassforbruk i noen europeiske land Plastråstoffer Industri Transport Husholdninger, Totalt tjenesteyting Belgia 4,45 0 4,89 9,34 Danmark 0,88 0 0,98 1,86 Finland 1,46 0,02 0,06 1,54 Frankrike 14, ,29 31,36 Tyskland 20, ,94 53,12 Italia 16,27 0,29 20,59 37,15 Nederland 8, ,24 23,58 Norge 0,5 0 0,01 0,51 Portugal 0,22 0 0,08 0,3 Spania 7,23 0,01 2 9,24 Sverige 0,24 0 0,17 0,41 Storbritannia 14, ,66 51,44 kilde: IEA: "Energy Balances of OECD Countries , 2000 Edition" 18 19

11 3Gass som regional drivkraft Utvalget har besøkt de framvoksende gassregionene i Norge. Områdene har presentert eksisterende anlegg og sine planer og prosjekter. I alle områder har vi møtt en sterk entusiasme og drivkraft for å ta i bruk gass i større grad enn i dag. Regionene preges av et bredt regionalt samarbeid der industri, energiselskaper, kommuner og fylkeskommuner inngår. Industrien representerer de største (potensielle) kundene. I ett tilfelle har vi også møtt en energileverandør som gasskunde, Lyse Energi. Ellers opptrer selskapene som tilbydere og transportører av gass ut fra de eksisterende landfall, Kårstø, Kollsnes og Tjeldbergodden. Dersom Snøhvit-utbyggingen godkjennes,vil vi få et fjerde landfall i Hammerfest. Med dette vil en milepæl i norsk petroleumshistorie være nådd. Nord-Norge er for alvor trukket med, noe som vil få stor betydning i Hammerfest-regionen, fylket og landsdelen. De kommunale myndigheter både i fylkene og på lokalplan er svært aktive partnere. De ser gassen som den mest positive drivkraften for lokal og regional næringsutvikling, og dermed grunnlag for bosetting og velferd. Utbyggingsplanene krever samordning og planlegging av arealer, tomter, veier og annen infrastruktur. Flere har kommet svært langt i dette arbeidet og det foreligger arealer og infrastruktur som er klar til bruk flere steder. Vi opplever det regionale samarbeidet som svært positivt, og et nødvendig grunnlag for å komme videre. Det er imidlertid ikke tilstrekkelig for å få i gang en optimal samlet utvikling. Det trengs en overordnet strategi for økt bruk av naturgass. Regionene er i et visst monn i konkurranse med hverandre. Det gjelder både om å tiltrekke seg landfall, og om å bli utgangspunktet for videre transport til andre landsdeler og naboland. I denne sammenheng er det en nasjonal oppgave å samle seg om prinsippene for slike valg, og peke på de mest realistiske alternativene der vi har grunnlag for det. På den måten kan vi unngå å havne på løsninger som er samfunnsøkonomisk ulønnsomme i egentlig forstand, i det et bedre alternativ kunne vært realisert. På tross av at det er 16 år siden det første landfallet ble etablert på Kårstø, og mye positivt er skjedd rundt landfallstedene, må vi erkjenne at utviklingen er kommet svært kort. I beste fall kan det sies at vi totalt bruker 1,6 mrd sm 3 gass i Norge. Da har vi tatt med etanfabrikken på Kårstø. Produksjonen herfra fraktes på skip til bl.a. Grenland. Uten den er vi på drøyt halvparten, og unntar vi metanolfabrikken på Tjeldbergodden, er forbruket svært beskjedent og knyttet til lokal utnyttelse ut fra landfallene. Dette er imidlertid den eneste erfaringen vi har med å utvikle gassmarkeder i Norge, og som sådan nyttig erfaring å bygge på. Den trege utviklingen kan forklares ved at landfallene er valgt ut fra eksportbehovene, ikke ut fra bruk av naturgass på land. Stedene ligger dels langt fra folk og industri, og det kreves betydelige investeringer i rør for å utvikle markedene. Utviklingen er kommet lengst i området rundt Kårstø, der gassen ble ført i land i Her kom en først i gang. I Hordaland, som fikk ilandføring mange år senere (1996), startet distribusjon av naturgass våren Tjeldbergodden (1997) er begrenset til bruk på industriområdet på stedet. Sammenlikner vi dette med Europa, der gassforbruket er økt til over 20 pst av energiforbruket og er den raskest voksende energibæreren, blir forskjellen paradoksal. Norge er det eneste landet i Europa uten gassnett av betydning (jfr. fig 2.1). Dette må ses i sammenheng med at vi historisk har satset på vannkraft som energibærer til oppvarming, og at vi også har en industri bygd på vannkraft nær fossefallene. Når videre vannkraftutbygging nærmest er stanset opp, samtidig som vi er nettoimportører av kraft i en normalsituasjon, blir mangelen på gasstilknytning mer alvorlig. Det er imidlertid nå en økende oppmerksomhet rettet mot disse manglene ved vår infrastruktur, og deltakerne i regionale samarbeidsprosjekter samler kreftene for å få i stand en bedre utvikling. Vi vil i dette kapittelet beskrive de gassregionene som avtegner seg, i rekkefølge langs kysten fra sør til nord. Dette er regionene slik de kan utvikle seg med utgangspunkt i eksisterende og planlagte landfall. På lengre sikt kan disse knyttes sammen til et sammenhengende nettverk. Regionene er: Grenland (med forgreining videre til Oslofjordområdet) Kårstø (Nord-Rogaland eller Haugaland med rør til Stavangerområdet) Kollsnes, Mongstad med Hordaland (og mulig tilknytning sørover til sammenknytning til en stor Vestlandsregion) Tjeldbergodden med Nordmøre og Trøndelag Helgeland Hammerfest Av disse er Kårstø kommet lengst, mens Grenland og Helgeland er på planleggingsstadiet. Begge disse stedene er avhengige av utvikling av nye rør til havs og ilandføring. I Grenland vil et grenrør koplet til en ny ledning til Polen kunne være lønnsomt ut fra identifiserte kunder, men det er også aktuelt med en egen ledning fra EUROPIPE

12 22 Utvalgets standpunkt er at gass til Grenland ikke kan gjøres avhengig av usikker eksport i østerled. Helgeland trenger forsyninger fra felt som ikke er besluttet utbygd utenfor kysten, og prosjektets lønnsomhet avhenger bl.a. av videre eksport til den botniske regionen og Baltikum. De øvrige steder har betydelige utbyggingsmuligheter ut fra eksisterende landfall, men Tjeldbergodden trenger mer gass for å utnytte potensialet. Regionene er på denne måten forskjellige, men det er også fellestrekk knyttet til bruk av gass til energi-, industrielle- og transportformål. I framstillingen legger vi vekt på det som særpreger regionene. Vi har her trukket fram de viktigste momentene vi har fått fra eget inntrykk og arbeid og fra bidrag vi har fått fra regionene, som er samlet i vedlegg bak. Disse vil være nyttige supplement til den korte framstillingen her. Grenland Grenland utgjør et av landets eldste og største industrisentra, med 10 pst av eksporten fra Fastlands-Norge og 6 pst av verdiskapingen. Området strekker seg fra Langesund til Skien og er konsentrert rundt store industrianlegg som Rafnes og Herøya ved Frierfjorden er direkte sysselsatt i industrien, og 650 arbeider med forskning og utvikling i Hydro og Borealis (petrokjemi), samt i private forskningsinstitusjoner, i sykehus og ved Høgskolen i Telemark. Det bor mennesker i Grenland. Prosessindustrien i Grenland utviklet seg tidlig på 1900-tallet med utgangspunkt i gjødsel-produksjon hos Norsk Hydro. På 1970-tallet ble det utviklet petrokjemisk industri basert på gass fra Nordsjøen, der transport av etan ble stilt som vilkår for landing av gassrør til Teesside. Etter at forsyningen av etan fra Ekofisk tok slutt, leveres etan nedkjølt som væske med skip fra Kårstø. Prosessindustrien konkurrerer med sine produkter på verdensmarkedet. En av konkurransefaktorene er størrelsen av anleggene, og industrien i Grenland har hele tiden bestrebet seg på å være av internasjonalt format i så måte. De siste 15 årene har anleggene hovedsakelig gjennomgått moderniseringer og vedlikehold uten at det har vært gjort avgjørende store teknologiske løft. Utviklingen hos konkurrentene har vært stor, og storskalafordelene i Grenland er derfor ikke lenger tilstede i samme grad som tidligere. Det er 7 store industrienheter i Grenland. Borealis (Polyetylen(PE) og polypropylen(pp)), Noretyl (etylen og propylen) og Hydro Polymers (VCM, klor og PVC) utgjør den petrokjemiske industrien som bruker gass (etan og LPG) som råstoff. I tillegg blir gass brukt i Hydro Agri sin ammoniakkproduksjon. Anleggene er vel integrerte med hensyn på utnyttelse av synergieffekter og det ligger godt til rette for videre utvikling dersom gasstilførselen økes. Andre faktorer som er viktig for en videre satsing finnes også i Grenland: Relevant kompetanse, FoU, øvrig råstofftilgang og et internasjonalisert miljø. I stor grad er også øvrig infrastruktur på plass. Noe minus er det på vegstandard, men tilgang til skips- og fly-tjenester er svært bra. Tilførsel av naturgass vil være en nøkkelfaktor for å utløse de investeringer som må til for igjen å bli tilstrekkelig kostnadseffektive og konkurransedyktige. Eksisterende avtaler om leveranser fra Kårstø (etan), og propan og butan fra Sture og Mongstad dekker dagens behov, men ikke utvidelsene. Det er planer om ny cracker på Rafnes, noe som vil doble produksjonskapasiteten, økning av klor/vcm-kapasiteten, og nær tredobling av polyetylenproduksjonen. Det er ikke planer om å utvide ammoniakkproduksjonen, men den vil ikke kunne fornyes uten direkte tilgang på tørrgass, som er betydelig billigere enn den våtgassen som i dag brukes som råstoff. Det synes nokså klart at framtiden for industriklyngen i Grenland henger nær sammen med tilførsel av gass. Også Norcem (sement) og Union (papir) har behov for gass som energikilde.ved å velge en slik løsning kan en redusere utslippene betydelig. Telemark Gassforum er dannet som en allianse og pådriver for ilandføring av gass til Grenland. Forumet peker på at det er to typer gass som trengs til Grenland. Det trengs naturgass som råstoff til ammoniakkfabrikken på Herøya og for videre utvikling av Grenland til en gassregion. Det trengs etan (våtgass) til videre utvikling av petrokjemianleggene på Rafnes. Regionen har altså behov for både våt- og tørrgass. Disse kan normalt ikke fraktes i samme rør. Etan kan fortsatt leveres med skip, men ikke tørrgass. Et alternativ som er ønsket og som utredes av industrien, er eget rør for etan fra Kårstø. Et eventuelt etanrør fra Kårstø til Grenland antas å koste i underkant av 2,5 mrd. kr med de mengder som kan være aktuelt for den mulige utvidelsen av cracker og plastfabrikkene. Det viktigste for Grenland er likevel etter utvalgets syn, å få fram tørrgassledning. Dersom begge rørene skal bygges, er det viktig å legge dem i samme trase over land fra kysten og inn. 23

13 Den kartlagte etterspørselen etter tørrgass er : tabell 3.1. Identifiserte gassbehov i Grenland N II,Ammoniakkfabrikken Herøya Norcem, Brevik Mg, Herøya Øvrig næring og industri Kjeler Herøya Sum 470 Mill sm3 110 Mill sm3 30 Mill sm3 100 Mill sm3 30 Mill sm3 740 Mill sm3 Denne bruken vil erstatte våtgass, kull og fyringsolje. Til sammen gir de reduserte CO 2 utslipp på 310 kt. På den annen side vil industriutvidelsene med økt bruk av etan øke utslippene med 190 kt. Likevel blir det en total utslippsreduksjon på 120 kt. Det skjer med en betydelig økt bruk av både våt- og tørrgass, og er en god illustrasjon på miljøgevinstene ved bruk av gass. De lokale miljøgevinstene er enda større med betydelig reduksjon av NO X, svovel og partikkelutslipp. Ut over dette kan en med etablering av lokalt distribusjonsnett etter hvert utvide gassbruken til husholdninger, fjernvarme, transport, tjenesteyting og småindustri. Med den store befolkningen er det her et betydelig potensial. Det største potensialet ligger imidlertid ved bruk av gass til kraftproduksjon, enten i kraftvarme eller som ren kraft. Dette alene vil trolig bringe totalvolumet opp i en størrelse som gir kostnadsdekning for en rørledning fra et tilknytningspunkt på en eksportrørledning gjennom Skagerak. Telemark Gassforum har imidlertid ingen konkrete planer om gasskraftverk. Kostnadene for et landfallsrør med tørrgass til Grenland (1 mrd kr) er estimert med en kapasitet på om lag 2 mrd. sm 3 for alternativet der det blir en grenledning fra en eventuell gassrørledning til Polen. Det blir andre kostnader dersom andre aktuelle traséer realiseres. Gass til Grenland bør etter utvalgets mening ikke bli avhengig av om en rørledning til Polen realiseres. Forutsetningen for gassrør til Grenland er at industrien betaler tilsvarende tariffer som konkurrentene på kontinentet. Med en last på 1,5 mrd sm3 gir det halvparten så høy transporttariff som med den last forumet har lagt til grunn initialt, jfr tabell 3.1. Dersom røret skal realiseres er derfor valget ett av følgende: Øke energiproduksjonen ved f eks et gasskraftverk i tillegg til de eksisterende planer når en miljøgunstig teknologiløsning kan realiseres Myndighetene tar del i investeringen på basis av et langsiktig avkastningsmål I tillegg bør myndighetene sørge for at røret blir stort nok til at nye kunder kan knytte seg til. Dette tilsier et rør som har langt høyere kapasitet enn det initiale behovet. Et rør på om lag 5 mrd sm 3 vil ha et stort langsiktig økonomisk potensial, og kostnadene øker nokså lite i forhold til dette. En kan imidlertid ikke vente at private investorer eller kundene via høyere tariffer vil dekke en slik merkostnad. 1 En slik satsing på gassrør til Grenland vil skape utviklingsmuligheter for næringslivet i hele regionen. På lang sikt ligger det et stort potensial i videreføring av ledning over land mot Oslofjordregionen. Egne grenrør i fjorden kan også være et alternativ, som vil gi en noe annen kostnadsfordeling. En ledning på land øker antallet brukere, men også kostnadene da legging på land nå regnes som dobbelt så dyrt som til vanns. (Dette sier mye om teknologisk og samfunnsmessig utvikling. For år siden var forholdet omvendt). Utvalget har ikke vurdert dette nærmere. 3.2 Rogaland. Gassregionen i Rogaland er under utvikling med utgangspunkt i Kårstø, der gass fra Statfjord/Tampen-området og Åsgårdledningen landes og prosesseres slik at våtgassene skilles ut, og tørrgassen (metan) eksporteres videre til Kontinentet. Våtgassen skipes ut til innenlands bruk i Grenland og til kundene på eksportmarkedet. Gasnor har bygd ut et lokalt nett som forsyner industri og brukere på Karmøy og i Haugesund. Det er bygd 30 km lavtrykksledning med et forbruk i år 2000 på 38,9 mill sm 3. Det er også etablert fyllestasjoner for transportbrukere. Blant brukerne er Hydro Aluminium Karmøy, regionens største arbeidsplass, som bruker gass til videreforedling og oppvarming og dermed har redusert CO 2 utslippene med ca 2 tonn per time. Karmsund fiskerihavn er et lokalt industrieventyr basert på gass der til sammen 1 milliard kroner er investert. Det gir 600 arbeidsplasser der 150 er nye. Gassen har dels erstattet bruk av fyringsoljer med betydelige driftsmessige, miljømessige og økonomiske gevinster. 24 Gasnor har kunnet benytte seg av nærheten til Statpipeledningen som går over Karmøy. Det eneste synlige inngrepet er noen skilter som viser 1 Problemstillingen er drøftet i en utredning for industrikraft Midt-Norge knyttet til Skogn-ledningen 25

14 26 hvor ledningene er gravd ned. Selve sårene etter de store høytrykksrørene, som går over land, er ubetydelige sammenliknet med kraftledninger. I 2001 skal det bygges ytterligere 4 km rør. Ellers planlegges og vurderes flere utvidelser av virksomheten: Mindre kraftvarmeanlegg, produksjonsanlegg for LNG på Kårstø som kan forsyne ferger og stasjonære brukere, naturgassdrevet varmepumpe, samt utvikle boliggass i samarbeid med Shell. De samlete miljøgevinstene viser reduksjoner av CO 2 utslipp med tonn per år, SO 2 med 400 tonn og NO X med 138 tonn. I tillegg kommer reduserte partikkelutslipp med betydelig lokal helsegevinst. Det er bygget ut store industriparker med tilgang på gass i området. I tillegg til Karmsund fiskerihavn er det lagt ut 50 dekar ved Vestheim ved Bygnes på Karmøy. På fastlandet er det også planlagt en stor industripark De største perspektivene er likevel knyttet til et nytt sprang i sammenknytningen av fylket til en stor gassregion. Mest konkret er det under prosjektering en gassledning fra Kårstø til Stavangerområdet i regi av Lyse Energi. Dette er et 30 km høytrykksrør over fjorden.videre er det planlagt et lavtrykks distribusjonsnett og en energipark i Stavanger-området. Lyse-konsernet har opprettet datterselskapet Lyse Gass, og bestemt seg for å gjennomføre satsingen. Lyse gjennomfører planene ut fra en langsiktig strategi. Røret er anslått til å koste mellom 250 og 300 millioner NOK. Eierne som er kommuner i midtre og sørlige Rogaland, vil ha alternative energibærere for sikring av energiforsyning i framtida, samt gass til mangfoldig bruk bl.a. i forbindelse med utbygging av en energipark. I denne strategien ser en på total lønnsomhet for regionen også uten utbygging av gasskraft. Det legges imidlertid ikke skjul på at en utbygging av kraftvarmeverk vil øke lønnsomheten og føre til betydelige miljøgevinster. Kraftoverføringsledningene er nær sprengt og en ny kraftoverføringsledning er svært miljøbelastende og omstridt. Dette vil unngås med et lokalt kraftverk, der en i kraftvarme kan oppnå pst energiutnyttelse. Dette sammenliknet med 58 pst i rene gasskraftverk av moderne type (combined cycle). Lyse ønsker også å delta i muligheten til å forsyne olje- og gassfelt med elektrisk kraft fra land. Elkraften produseres i dag på plattformene fra mindre gasskraftverk med en utnyttelsesgrad rundt 25 pst. Andre gevinster ved et landbasert kraftvarmeverk i Stavangerregionen er knyttet til samlokalisering av forsyningsnettene for el, gass og varme i ett nett, der Lyse er i nøkkelposisjon. En slik samlet regulering (multiutility) gir lavere kostnader og mindre inngrep. Den siste utvidelsesmuligheten er nordover fra Haugesund. Her ligger trekantkommunene i Sunnhordaland nær med gode veiforbindelser, med Stord som det største industristed som kan nyttiggjøre seg gass. I så fall vil en kunne se for seg dekning av en befolkning på innbyggere, og gassnettet i Rogaland kan knyttes sammen med nettet fra Bergensområdet Hordaland Kollsnes er et av verdens største gassbehandlingsanlegg og er på størrelse med Kårstø. Kapasiteten er på tre ganger vannkraftproduksjonenen i Norge, og i år 2000 ble 25 mrd sm 3 gass fra Trollfeltet behandlet. Fra Kollsnes går eksportledninger i fire rørsystemer til Europa, Statpipe, Europipe I, Zeepipe og Franpipe. Eksporten vil øke i kommende tiår, og en klargjør nå for å ta imot gass fra Kvitebjørn. Kollsnes er knyttet til Mongstad-raffineriet gjennom Vestprosess med rørledning for våtgass og kondensat. Fra 1999 er det levert gass i rørledning til Kollsnes næringspark der Naturgass Vest er kjøper av gassen. Naturkraft har konsesjon for bygging av gasskraftverk både her og på Kårstø. Tomtene er klargjort, men utbyggingsbeslutning er ennå ikke tatt av eierne Statoil, Hydro og Statkraft. Raffineriet på Mongstad er et moderne, høyt oppgradert raffineri med kapasitet på 10 mill tonn per år, og eies av Statoil og Shell i forholdet 79/21 prosent. Råoljeterminalen har stor lagerkapasitet. Kondensat og våtgass fra Kollsnes og Sture prosesseres til propan, butan og nafta. I tillegg mottar raffineriet råolje fra Troll B og C. Sture mottar olje og kondensat fra Oseberg og Troll. Mongstad har Norges største havn målt i tonnasje med 2000 anløp per år. Det foregår betydelig FOUvirksomhet knyttet til driften. For å videreutvikle den petrokjemiske industrien på Mongstad, mangler en tørrgassforbindelse. Mongstad har et betydelig CO 2 utslipp, det største i landet. Man mangler muligheter for å spare energi og det går mye til fakling, med dårlig energiutnyttelse. Et kombinert kraftvarmeanlegg kunne benytte varmen ved raffineriet og sende kraft til feltene og derigjennom spare betydelige utslipp. Naturgass Vest har bygget ut et distribusjonssystem som leverer CNG (komprimert naturgass) med trailer fra et kompressoranlegg på Kollsnes i Øygarden til en rekke brukere i Bergensområdet. Blant annet forsynes Haukeland sykehus, ca 2000 boliger og foreløpig 40 gassbusser og en rekke andre kjøretøyer. Foreløpig er 15 % av Bergens oljeforbruk 27

15 erstattet av naturgass. Gassbussprosjektet er til nå fullfinansiert for 80 gassbusser og to bussfyllestasjoner. Naturgass Vest har under prosjektering en gassledning til Bergen. Den vil stå ferdig i år 2003 under forutsetning at det oppnås tilfredsstillende finansiering. Investeringen er beregnet til å koste 250 mill kr, og en har foreløpig mottatt statsstøtte på 20 mill. Gassforsyning til Bergen kan omfatte innbyggere. Ledningen er starten på Vestlandsrøret, som skal føres videre sørover vestlandskysten. I tillegg har Naturgass Vest vedtatt å bygge et LNG-anlegg for distribusjon av naturgass til ferger, supplyskip og industristeder på Vestlandet. Investeringen er beregnet til ca 100 mill kr. Hordaland olje- og gassenter (HOG) er etablert med 16 kommuner som deltakere og skal være pådriver for å utnytte gassressursene i samarbeid med industri og samferdsel. I fylket er sysselsatt i olje- og gassvirksomhet og er, etter Rogaland, landets viktigste i så måte.aker Stord er landets største verft for bygging av offshoreinstallasjoner. Fergeselskapet HSD som blant annet driver landets største fergesamband mellom Halhjem og Sandvikvåg, har flere store ferger som ønskes konvertert til gass. Dette krever både fabrikkanlegg for LNG og mottaksanlegg langs kysten. Miljøgevistene er store, spsesielt når det gjelder NO X -utslipp. Det samme gjelder Boknasambandet i Rogaland og flere andre. Utvalget viser her til avsnittet om bruk av gass i transport i kapittel Midt-Norge Tjeldbergodden i Aure kommune på Nord-Møre ble besluttet utbygd i 1992 som landingspunkt for den assosierte gassen fra Heidrun-feltet etter en lang lokaliseringsdebatt. Industrianleggene startet opp i Alternativet, reinjisering av gassen, ville nok vært det mest økonomiske for lisensen, men det ville medført betydelig ressurstap. I den forstand var gassen tilnærmet gratis. Heidrun er nå knyttet opp til eksportrørledningen sørover fra Åsgård til kontinentet via Kårstø, og gassen har fått alternativ-verdi. Kostnadene var knyttet til bygging av ilandføringsledningen. Denne har en kapasitet på 2,2 mrd sm 3, lengde på 253 km, dimensjon 16 og kostet 0,9 mrd kr. Den viktigste avtakeren av gass er metanolfabrikken som mottar rundt 700 mill sm 3 gass per år. Øvrig bruk av gass er knyttet til en luftgassfabrikk, et lite LNG-anlegg og en mindre fabrikk for produksjon av bioprotein.tjeldbergodden har etter hvert utviklet seg til et laboratorium for bruk av gass i liten skala. Det er klargjort betydelige industriarealer slik at det er tilrettelagt for videre utnyttelse av gass i området. Opprinnelig var det planlagt et gasskraftverk som ville gitt full utnyttelse av kapasiteten i rørledningen. Dette møtte stor motstand politisk og fra miljøbevegelsen, og ble ikke realisert. Isteden er det nå planlagt et kraftvarmeanlegg i tilknytning til Norske Skogs fabrikk i Skogn, som trenger både kraft og varme til en kapasitetsutvidelse. Skogn konkurrerer med andre lokaliseringer i Europa om en ny papirmaskin, og tilgang til gass vil være en betydelig konkurransefordel for Skogn. Selskapet Industrikraft Midt-Norge har fått konsesjon og utslippstillatelse for kraftvarmeverket og godkjent konsekvensutredning for en gassrørledning i Trondheimsfjorden fra Tjeldbergodden til Skogn. Tillatelsene er anket. Skogn-prosjektet er en samlet industriplan, hvor utnytting av naturgass står sentralt. Hvis både papirfabrikken, kraftvarmeverket og gassrørledningen blir bygd ut, blir dette en av de hittil største investeringene i norsk fastlandsindustri (utenom olje). Samlet investering kan bli ca. 9 milliarder kroner. Av dette utgjør kraftvarmeverket 3,6 mrd, rørledningen 1,3 mrd og ny papirmaskin ca. 4 milliarder. Integrering med en varmekrevende papirfabrikk gir en bedre energiutnyttelse enn et frittstående gasskraftverk. Papirfabrikken i Skogn vil årlig kunne utnytte like mye overskuddsvarme som det totale varmebehovet i Bergen by (ca. 1 TWh). Årlig forbruk av gass i Skogn blir ca. 1,1 mrd sm 3. En 160 km lang gassrørledning fra Tjeldbergodden til Skogn vil passere 70 80% av befolkningen og næringslivet i Trøndelagsfylkene, inkludert Trondheim by. Dette tilsvarer en befolkning på mennesker, som etter hvert kan få tilgang på naturgass med basis i et hovedrør i Trondheimsfjorden. Dette vil ha en betydelig positiv effekt på næringsutviklingen i hele regionen. Det arbeides med planer for flere grenrørledninger, blant annet til Orkanger, Trondheim, Fosen og Verdal. Disse planene er nærmere beskrevet i vedlegget om Gassregion Midt-Norge. Selskapet Naturgass Trøndelag leverte i mars 2001 en forhåndsmelding om lokalt nett for naturgass i Trondheim, og har inngått intensjonsavtale om salg av gass til de fleste større energibrukere i Trondheimsområdet. Planen er å starte utbygging av kraftvarmeverk i Skogn og rørledning i Trondheimsfjorden i 2002, med produksjonsstart i Utbyggingsplanen må betegnes som realistisk, noe som kan bety at området langs Trondheimsfjorden kan bli et av de første større og tett befolkede området i landet som får tilgang på naturgass

16 Det er størrelsen på prosjektet i Skogn som åpner for en relativt snarlig distribusjon av naturgass i Trøndelag. Selv med mange andre gassbrukere vil Industrikraft Midt-Norge i mange år stå for en dominerende del av gassvolumet som fraktes i transportsystemet, og dermed bidra til å redusere transporttariffer til andre brukere. Med økt ilandføring av gass i en senere fase kan man se for seg en utvikling med langt større foredling av gass både i Møre og Romsdal og Trøndelag samt mulig videreføring østover. Dette er trolig en utvikling som vil gå i faser, slik som beskrevet i notatet om Gassregion Midt- Norge. Industrikrafts utgangspunkt er at de kan bygge rørledning fra Tjeldbergodden og til Skogn selv, og må gjøre det, hvis ingen andre gjør det. Det blir i så fall en rørledning tilpasset deres behov, og som ikke tar høyde for annen bruk av naturgass. Industrikraft foretrekker imidlertid at andre tar hele eller deler av investeringen i rørledning, og samtidig tar høyde for annen bruk av gass i regionen, dvs grenrør til flere steder enn Skogn. Det er undertegnet en intensjonsavtale mellom Industrikraft Midt-Norge, Naturgass Trøndelag og SIVA for å utrede muligheter for organisering og finansiering av transportsystemet; med mål om å gi billigst mulig gass til flest mulig brukere i regionen. Ut fra et regionalt og samfunnsmessig perspektiv er det viktig å sørge for at rørledningen i Trondheimsfjorden utvikles til et bred infrastruktur for hele regionen, og ikke bare et gassrør til industrien i Skogn. Selskapet Stamgass er etablert med norske, svenske og finske partnere med sikte på å legge en eksportledning fra Skogn og videre over land til Østersund og Sundsvall og over Bottenviken til Kristinestad i Østerbotten (Vest-Finland). Det trengs et 20 rør hele veien for at prosjektet skal kunne gjennomføres. Det betyr at røret fra Tjeldbergodden til Skogn må utvides i forhold til det planlagte prosjektet. Røret Skogn-Finland, 637 km, planlegges bygd når kontrakter med finsk industri er klar. Total kostnad for et rør fra Haltenbanken til Finland, 995 km, er beregnet til snaut 8 mrd kr. Dette er nok fortsatt et umodent prosjekt. Prosjektet illustrerer imidlertid at det kan være korttenkt å bygge et lite rør til Skogn begrenset ut fra lokale behov. Dersom prosjektet gjennomføres, blir gassen til brukerne i Trøndelag billigere. Trøndelag (særlig rundt Trondheim) har i dag mange virksomheter som benytter olje og diesel til energiformål. Det er et betydelig potensial for lokale miljøforbedringer ved å gå over til naturgass. SINTEF Energiforskning, ICG og Ernst & Young har i en studie beregnet miljøeffektene ved en kortsiktig realiserbar overgang fra olje og diesel til gass. Disse utvidelsesplanene kan heller ikke gjennomføres på basis av Heidrunledningen. Landing av gassen fra Ormen Lange eller andre felt er en nødvendig forutsetning. Det er derfor av avgjørende nasjonal og regional betyding at en vurderer disse mulighetene før det tas beslutning i Ormen-lisensen. 30 Tabell 3.2 Summert effekt av overgang til naturgass i Nord- og Sør- Trøndelag på utslipp med lokal miljøvirkning. Forutsatt realistisk nivå på overgang fra olje og diesel til naturgass (kilder: SINTEF Energiforskning, ICG, Ernst & Young; SFT) NOx SO 2 Partikler Utslipp Skogn Effekt av naturgass, Nord- og Sør-Trøndelag Sum,Trøndelag I tillegg er det egne utvidelsesplaner på Tjeldbergodden. Det omfatter piggvar,- alge- og utvidet LNG-produsjon, utblokking av metanolfabrikken med utvidet produksjon, bioprotein og gasskraftverk m.v. jfr dokumentasjon fra Multienergi. Maksimalt kan en avta hele gassforsyningen til Tjeldbergodden i dag om alle planene realiseres. Det er imidlertid en rekke økonomiske og praktiske forutsetninger som må på plass for at det skal skje. Planene illustrerer imidlertid et betydelig potensiale for utvidet industriell og FOU-virksomhet Helgeland/Nordland Nordland er ett av våre største industrifylker, med mye prosessindustri fra Narvik i nord til Sandnessjøen i sør der det også er en forsyningsbase knyttet til Norne-feltet. Mest konsentert er industrien i området mellom her og Rana, derfor antas at Helgeland med et felles arbeidsmarked på er å anse som det mest aktuelle landingsområde for ilandføring av gass. Nordland er i dag blant de fylker som har størst produksjon, forbruk og eksport av vannkraft. Statkraft er her en betydelig aktør på produksjonsiden, mens Elkem og Fundia er blant de store forbrukere. God tilgang på energi er ved siden av fiskeri den vesentligste faktor for næringsliv og bosetting i fylket. Steder som Mo i Rana, Glomfjord, Mosjøen, Narvik, Kjøpsvik, Sørfold og Fauske har hjørnesteinsbedrifter med en betydelig eksportrettet produksjon, noe som gir store regionale ringvirkninger. Nevnte bedrifter er prosessindustri der kompetanse knyttet til anvendelse av energi og drift av produksjonssystemer er høy. 31

17 Tilgang på gass Problemet for fylket har hittil vært mangel på naturgass fordi Norne er knyttet til gassledningen fra Åsgard og sørover. Det foreligger informasjon om gassfunn i Norskehavet nord for Heidrun som indikerer gassvolum i størrelse mrd. sm 3. De største av disse er : Tabell 3.3. Felt Lisens Operatør Reserver, mrd. sm 3 Belladonna /6-1 Exxon/Mobil Snadd /5-3 BP Luva /10-1 BP 40 Skarv /5-1 BP 30 Dette betyr at det er nok gass til å kunne tenke seg en ilandføring til Nordland og eventuelt videreføring til Sverige og Finland. Fylket besitter mye industriell kompetanse, men mangler lokalt konsentrerte markeder. En kan si at det fins en industriklynge basert på kraftkrevende prosessindustri og metallindustri, men denne er ikke basert på gassbruk. Det er dermed et potensial for overgang til bruk av gass. Det lokale behovet for gass er lite utredet. Utvalget kjenner til anslag som viser at det fins et konvertibelt energiforbruk som tilsvarer om lag 50 mill sm 3 gass. Det føres også samtaler mellom kraftkrevende industri og BP om leveranse av 2 Twh (Skarv). Landing av gass i fylket vil bli mer attraktivt om en klarer å skaffe kunder til en eksportledning østover til Vester- og Østerbotten og videre mot Baltikum. Dette prosjektet konkurrerer med Stamgas sitt prosjekt i Midt-Norge og flere andre alternativer. En har identifisert et marked på 200 mill sm 3 i Sverige og 250 i Finland. Dersom en kan oppnå et marked i Baltikum der det er behov for å erstatte farlige kjernekraftverk med gassfyrt el, vil en kunne nå opp i kritisk last. Transportavstanden er imidlertid lang, og tilbudet av russisk gass gjør priskonkurransen hard. Selv om de baltiske land sterkt ønsker å gjøre seg mindre avhengig av russisk gass, spørs det om de har råd til å bære merkostnadene, jfr. forhandlingene som pågår om salg av gass til Polen. Nordlandfylket understreker at en ilandføring i Nordland må velges av industrielle og distriktspolitiske årsaker, og at LNG ikke er noe alternativ. Fylket mener at dersom nye gassfunn gjøres utenfor kysten, må produksjonen ilandføres i fylket. Med de funn som i dag er aktuelle for utbygging, er Statoils og andre selskapers strategi å føre gassen sørover i eksisterende rør. Oppsummert kan en si at det er flere resssursmessige, økonomiske og politiske forutsetninger som må på plass før ilandføring av gass kan bli gjennomført i Nordland. I Nordland/Helgeland er derfor tidshorisonten for utbygging av gassnett noe lengre enn i Sør- og Midt- Norge. Utvalget mener at store gassfunn utenfor kysten bør ilandføres for prosessering. Det vil danne grunnlaget for bruk av gass i regionen. Forutsatt en slik ilandføring, er det en oppgave å bidra til infrastrukturutbygging i regionen. Innspill til utvalget fra fylket Gass til Nordland er gjengitt i vedlegg Hammerfest Forutsatt at det fattes vedtak om å bygge ut Snøhvit-feltet, synes det klart at Melkøya ved Hammerfest vil bli landingssted for gassen, med tilhørende storskala LNG-fabrikk for eksport. Snøhvit-området består av Snøhvit,Albatross og Askeladd og ble funnet i perioden Ressursene består av 311 mrd sm 3 gass og 71 mill sm 3 olje. Opprinnelig var det 7 lisenser, 7 partnere og 2 operatører. Disse er nå samlet i en enhet med Statoil som operatør. Statoil (34 pst) og SDØE (30) TotalFinaElf (18) og Hydro (10) er største eiere. Statoil har inngått avtale om salg av en 12%-andel til Gaz de France. Den tekniske utbyggingsløsningen er full undervannsutbygging med trinnvis innfasing av feltene og flerfase transport til land i et rør på 170 km. Anlegget blir fjernstyrt fra land. Landanlegget på Melkøya blir et kompakt prosessanlegg. LNG-fabrikken får en kapasitet på 5,67 mrd. sm 3 per år. Fire skip med anløp hver dag vil frakte produktet til kundene i (trolig) USA, Spania og Portugal. Et femtitalls arkeologer finkjemmer nå Melkøya med kam slik at intet skal gå til spille av arkeologisk verdi. Plan for utbygging og drift (PUD) planlegges til sommeren Etter planene vil utbyggingen starte opp i 2002 med ferdigstillelse i 2006, 25 år etter første funn. I utbyggingsfasen blir det 1000 til 1200 sysselsatte på det meste. Det blir litt av en utfordring for en by med vel 9000 innbyggere og 4000 sysselsatte. I driftsfasen blir det bemanning på Dette viser at mulighetene for å få ytterligere sysselsettingseffekter på sikt, ligger i at det utvikles tilknyttet industri. De samlede investeringer i Snøhvit-prosjektet er anslått til ca. 30 milliarder kroner. De norske vare- og tjenesteleveransene i første fase er beregnet til 10 milliarder kroner, mens de regionale leveransene vil være ca. 600 millioner kr. I tillegg til en driftsorganisasjon på

18 årsverk er det beregnet hos underleverandører og konsumgenererte virkninger med 150 årsverk. I de kommunale planene inngår det foruten oppgaver knyttet til vanlig infrastruktur m.v., offensive planer knyttet til oppdrett av smolt med utnyttelse av kjølevannet fra Melkøya og kombinerte kraftverk. Her omtales det såkalte Sørøya-egget på naboøya Sørøya (tre ting på en gang). Prosjektet er utredet av Statkraft og bygger på en ide om å utnytte eksisterende vannkraft i samband med et kraftvarmeanlegg fyrt på gass. Vannet fra kraftverket benyttes til kjølevann i gasskraftverket. Kjølevannet benyttes i et smoltanlegg for torsk eller laks. Dette gjør øya selvforsynt med kraft og en sparer overføringskostnader. Avgassen fra gassturbinen benyttes til tørking av fisk. CO 2 fra anlegget kan i tillegg brukes til drivhus. Analysen viser lønnsomhet med en internrente noe over 10 pst. Modellen krever tilgang på fjord, lokalt kraftverk ved fjord, interesse for fiskeoppdrett, kapital og risikovilje. Sist men ikke minst kreves det tilgang på gass. Statkraft anslår at det fins om lag 100 slike kraftverk og 40 egnete steder, og mener at det minst kan bygges 10 slike anlegg langs kysten. Utvalget er, som folket lokalt, imponert og glad over at Snøhvit synes å være kommet ut av dvalen. Den viktigste enkeltfaktor har nok vært bedre markedsutsikter for LNG, men teknologisk utvikling, bedre rammebetingelser og lokale pådrivere har også vært viktig. Utbyggingen alene ser ut til å kunne gi kraftige vekstimpulser, særlig under anleggsfasen. Det er viktig at området klarer å utnytte potensialet for tilknyttet virksomhet når den er over. De kommunale myndighetene står over for store utfordringer med hensyn til styring og tilpasning. Det vil kunne bli behov for ny flyplass, da den nåværende ikke har tilstrekkelige utbyggingsmuligheter til å ta større fly, noe som vil redusere reisekostnadene betydelig. De viktigste konklusjonene av denne regionale gjennomgangen er trukket i sammendraget. Utvalget vil imidlertid påpeke at arbeidet med utvikling av gassregioner i Norge er kommet betydelig lenger på de siste fem år, og at dette forespeiler en lysere framtid for bruk av gass i Norge. Muligheten for å arbeide seg ut av en europeisk jumboplass som gassbruker er absolutt til stede. Bruk av gass i verdikjeden. 4.1 Hovedområdene Gass kan inngå i verdikjeden i samfunnet på flere måter: 1. Gass som energibærer ved a) Direkte bruk til matlaging, oppvarming og drivstoff b) Omforming til elkraft med varme som biprodukt I Europa brukes gass på begge måter i husholdninger og industri gjennom et omfattende distribusjonsnett. Om lag 20 pst (sjekk) brukes til kraftproduksjon, resten går til direkte bruk som gir høyest energiutnyttelse. Gass som industriråstoff Viktige industrier i Norge som kan utnytte naturgass: petrokjemisk kjemisk næringsmidler metallurgisk jern og stål keramisk papir oppdrett av fisk og sjømat I industrien brukes altså gass både som råstoff, varme og energikilde, samt indirekte gjennom kraftmarkedene. I transport brukes gass som drivstoff omformet i mer komprimerte former som LNG og CNG, og mer foredlet gjennom produkter som metanol og hydrogen. I husholdningene brukes gass direkte til matlaging og oppvarming, og indirekte som elkraft. Verdiskapingen fra gassen varierer med bruk og sektor for anvendelse. Høyest pris som energibærer får gassen i husholdningene, dels fordi det koster mer å utbygge et finmasket distribusjonsnett, dels gjennom de fordeler den gir forbrukeren som energikilde. I disse segmentene brukes det også mest avgifter. Prisen er lavest til storforbrukere og til kraftsektoren. Jo mer foredlet gassen er, jo høyere bidrag gir den til BNP, sysselsetting og verdiskaping. Gassen kan dessuten få stor betydning gjennom sitt bidrag til dannelsen av næringsklynger. For norsk industri vil det bety et tap av konkurranseevne å ikke ha tilgang til gass. Dette er også nærmere omtalt i kapittel

19 Selv om gasstilgangen i dag er begrenset, fins det flere forskningsmiljøer og industriforetak med høy kompetanse om temaet. Gass er intet nytt for norske industrimiljøer, men bruk av norsk naturgass er av ny dato og bare i sin spede begynnelse. Gjennom sin sentrale rolle i produksjon, eksport, rørtransport, prosessering og petrokjemisk industri i Norge er Statoil det største miljøet for bruk av gass i Norge i dag. Gassen utnyttes også industrielt av Hydro og Boeralis i Grenland, og Conoco er deltaker gjennom metanolproduksjonen på Tjeldbergodden. LNG er særlig knyttet til ferger og annen båttrafikk i faste ruter. CNG og LNG brukes til gassdrevne busser som er kommet i gang i Trondheim, Bergen og på Karmøy. Gass brukt i transport er også knyttet til petrokjemisk industri gjennom videreforedling. Gassen transformeres i den forbindelse til væskeform, som er mer konsentrert og praktisk. Både metanol og hydrogen kan utnyttes til slike formål. Utvalget har gjennomført en serie møter med sentrale industrielle aktører og forskningsinstitusjoner, deriblant Statoil, Hydro, SINTEF, og NFR. Utvalget har også vært i kontakt med PIL, SIVA, IFE, Bellona og flere aktører som driver med industriell utnyttelse av gass regionalt som omtalt i kapittel 3. Industrien har behov for to typer av energi, som varme og damp til prosesser og som kraft til å drive elektrisk utstyr, samt direkte bruk som drivstoff til motorer. Dette er skjematisk framstilt i fig 4.2. Gassen kan da brukes lokalt i direkte bruk til fyring, eller til å produsere kraft og varme i større eller mindre skala, tilpasset det lokale behovet. Dette fordrer tilgang på gass via et distribusjonssystem. Dette foregår i Europa (og i andre industrialiserte regioner i verden som Nord-Amerika, Australia og Japan) med vel utbygd forsyningsnett, der Norge er en av de fire store produsentene. Utnyttelsesgraden av energien er større i direkte bruk og i kraftvarme, opp til pst. Denne energikilden må gjøres tilgjengelig også i Norge. Det gir enda høyere utnyttingsgrad enn ved eksport til tilsvarende formål på grunn av lavere overføringstap som oppstår ved transport. For at en skal nå opp i den høyeste virkningsgraden må det være et lokalt marked for avsetning av varme eller damp. (Fig 4.2) 4.2 Gass som energibærer Gass som energibærer vil spille en hovedrolle i lang tid framover. Reservene av olje og gass på norsk sokkel har økt jevnt og trutt de siste 30 år, på tross av at uttaket har økt betydelig. Det gjelder både i verdensmålestokk og i Norge. Det betyr at utvinningsnæringen stadig er i stand til å finne og nyttiggjøre seg nye ressurser, det i en takt som hele tida skyver endepunktet fram i tid.vi har større gjenværende reserver på norsk sokkel enn da vi begynte for 30 år siden, jfr kapittel 2. Særlig gassreservene er store. I figur 4.1 er markedsandelene for de ulike energibærerne framstilt. I Vest-Europa hadde naturgassen en andel på 31 pst av energiforbruket i industrien i 1999, og denne andelen har steget fra 21 pst. siden (Fig 4.1) Kilde: Statoil Den siste muligheten er forsyning av kraft fra sentrale store verk som er planlagt ved Kårstø og Kollsnes. Disse gir snaut 60 pst energiutnyttelse når varmen ikke tas i bruk, og med bruk av kjølevannet øker virkningsgraden.til sammenlikning er gjennomsnittlig virkningsgrad i EU rundt 40 pst og i verden 30 pst. Kraftverket i Skogn er planlagt som et stor kraftvarmeverk og fordi det er direkte tilknyttet en papirfabrikk blir utnyttelsesgraden nærmere 70%.. Både gass og andre fossile energibærere kan brukes som råstoff i slike kraftverk, også biomasse. Gassen vinner imidlertid stadig større markedsandel på grunn av sine økonomiske og miljømessige fordeler. Gassens høyere virkningsgrad gjør at en i år 2000 får halvparten så store utslipp i sentrale kraftverk med gass sammenliknet med hovedalternativet, kull, med dagens beste teknologi. Olje faller i mellom, men taper i priskonkurransen. 36 Kilde: Statoil 37

20 (Fig 4.3 og 4.4) Over hundre år som industrinasjon - Teknologi- og kapital- samarbeid internasjonalt med utvikling av egen teknologi, kompetanse og verdiskapning som resultat Kilde: Statoil Gjennom denne historien er det bygget opp en industri basert på disse fortrinnene som særlig har vært knyttet til vannkraften. Når denne blir et kanpphetsgode med etter hvert høyere pris, vannes dette fortrinnet ut.tilgang på naturgass vil være en nøkkelfaktor for å viderutvikle og bevare fortrinnene. Dette illustreres gjennom de innspill utvalget har gjengitt i vedleggene fra de ulike regionene og industrimiljøene. De store industriklyngene som fins langs kysten vil kunne trues dersom slik tilgang ikke bygges ut. Moderne industri er preget av store anlegg, og må modernisere og utvide samtidig, slik det er planer om i aluminiumsindustrien og i treforedling. Skal disse stordriftsfordelene realiseres i Norge kreves det en offensiv strategi og tilrettelegging, der tilgang på gass er en nøkkelfaktor. Dette er en viktig bakgrunn for utvalgets strategi og konklusjoner i kapittel 1. Tabell 4.1 gir en oversikt over hvilke industrigrener som bruker gass som råstoff, og hva produktene er, og hvor dette foregår i Norge i dag. Vi bruker gass i produksjon av ammoniakk for bl.a. gjødsel og i petrokjemisk industri i Grenland og på Tjeldbergodden. Metallurgisk og kjemisk industri kan bruke gassen som hjelperåstoff. Eksempel på dette er Hydro aluminium Karmøy som er nærmere omtalt nedenfor. Kilde: Statoil To prinsippskisser av gassfyrte kraftvarmeverk er gitt i fig 4.3 og 4.4. I det ene (Kårstø) brukes varme og damp til prosessanlegget og kraft til å drive kompressorer som trengs for å skyve gassen til eksportmarkedene. Dette anlegget har en utnyttelsesgrad på (70) pst. I det andre brukes varme og damp til tørking og kraft til mekanisk bearbeiding av trevirke i papirproduksjon. Her brukes også gassen direkte til infrarød gasstørking og annen tørking. 4.3 Industriell bruk av gass som råstoff Norge har fortrinn som industrinasjon Vi er meget rike på naturressurser:vann og fossefall, skog, mineraler og bergarter, fisk, olje og gass Vi har lang erfaring som internasjonal aktør - Skipsfart - Handel, deriblant eksport av mineraler og stein, trelast, isblokker, fisk, olje og gass, porselen 38 39