NORSKEKYSTEN LNG UTVIKLING AV INFRASTRUKTUR FOR LNG SOM DRIVSTOFF I NORGE

Transkript

1 NORSKEKYSTEN LNG UTVIKLING AV INFRASTRUKTUR FOR LNG SOM DRIVSTOFF I NORGE En gjennomgang av status og utviklingstrekk i markedet for LNG som drivstoff med vekt på tilgjengelighet for LNG og utbygging av infrastruktur. Endelig versjon per

2 Bjørn Engmo og Roy Kenneth Skår driver vedlikehold på LNG-fabrikken til Skangas i Risavika ved Stavanger. Foto: Skangas Forsidebilde: Bunkring av LNG på Polarbase i Rypefjord utenfor Hammerfest. Selv om det er vinter og snø, gjør den nedkjølte slangen og utstyret at fuktigheten i lufta kondenserer, og det oppstår ekstra mye frostrøyk. Foto: Barents Naturgass 2

3 Prosjektet LNG infrastruktur i Norge er initiert og ledet av Energigass Norge. I tillegg har følgende vært partnere i prosjektet og representert i prosjektets styringsgruppe: Norsk Gassforum Norsk Havneforening Barents Naturgass Skagerak Naturgass Gasnor Skangas Short Sea Promotion Center Norges Lastebileier-Forbund Fraktefartøyenes Rederiforening Norsk Gassforum, Norsk Havneforening og Energigass Norge har utgjort prosjektets arbeidsgruppe. Medlemmer av Norsk Gassforum har vært vertskap for samlingene og stått for invitasjon og praktisk gjennomføring, med unntak av samlingen i Oslo hvor Norsk Havneforening var vertskap og i Grenland hvor Grenland havn og Vekst i Grenland tok imot oss. LNG utvalget i Energigass Norge og styret i Norsk Gassforum har fungert som referansegrupper underveis i arbeidet. LNG-utvalget i Energigass Norge består av medlemmer i foreningen som har interesse for LNG og er en møteplass for leverandører, sluttbrukere, transportører, teknologileverandører og tjenesteytere. Styret i Norsk Gassforum består av fylkesordførere fra fylkeskommunene som er medlemmer. Problemstillinger og funn er fremlagt og diskutert i disse to grupperingene underveis i prosjektet. I rapporten beskriver vi i hovedsak LNG. Det presiseres at dette gjelder metan som er hovedbestanddelen i naturgass, og at dermed alt som gjelder LNG også gjelder biogass som også består av metan. Rapporten er delt inn i fem hoveddeler: Hovedfunn Innledning med beskrivelse av arbeidsmetode Gjennomgang av dagens marked Forslag til oppfølging og videre arbeid Vedlegg Vi lanserer begrepet «Norskekysten LNG» både som en synliggjøringav dagens infrastruktur for LNG til drivstoff i Norge, og en visjon av hva denne infrastrukturen kan bli. Prosjektet har mottatt støtte til gjennomføringen fra Transnova/Enova. Avaldsnes 10. november 2015 Tore Woll Daglig leder Energigass Norge Ole Svendgård Prosjektleder 3

4 INNHOLDSFORTEGNELSE 1. INNLEDNING HOVEDFUNN LNG SOM DRIVSTOFF PÅ SKIP Naturgass i Norge Småskala LNG LNG som drivstoff på skip TRADISJONELLE DRIVSTOFF TIL SKIP Produkter Markedsvolum Aktører Distribusjonsform og lokaliteter MARKED FOR LNG SOM DRIVSTOFF Tilgang på småskala LNG LNG-infrastruktur Bruk av LNG og markedsutvikling Priser, kostnadselementer og lønnsomhet STRUKTURELLE FORHOLD I MARKEDET Leverandører og konkurranse Eierskap og drift av infrastruktur Kulturforskjell og informasjonsmangel LNG SOM DRIVSTOFF I TUNGE KJØRETØY Utvikling av kjøretøy Utbygging av LNG fyllestasjoner REGELVERK OG KOMPETANSE Dagens regelverk Videre utvikling av regelverket Kompetansekrav Forslag til opplæring MILJØEFFEKTER Klima- og miljøgevinst ved bruk av LNG Biogass Nye teknologier MULIGE TILTAK OG VIDERE ARBEID VEDLEGG 1: STATUS OG PLANER FOR LNG INFRASTRUKTUR Vedlegg 2: Skip med LNG som drivstoff, i drift og i ordre

5 1. INNLEDNING Naturgass i form av LNG (Liquefied Natural Gas) har de siste 15 årene vokst frem til å bli et reelt alternativ til tradisjonelle drivstoff for skip. Produktet er tilgjengelig, teknologien finnes og brukererfaringene er gode. Teknisk sett er LNG etablert som drivstoff, men LNG er fremdeles ikke etablert markedsmessig på linje med tungolje og marin gassolje. Antall LNG-drevne skip og tilgjengelighet er fortsatt begrenset og markedsutviklingen er ennå i en tidlig fase. Manglende tilgjengelighet og mangel på infrastruktur for LNG er pekt på som hindringer for videre utvikling. Flere mener også at infrastrukturen er for lite utbygd og at dette begrenser økt bruk og videre utbredelse. Det har også vært diskusjoner omkring strukturelle forhold i bransjen. I dette prosjektet har vi sett nærmere på status og utvikling i markedet for LNG som drivstoff på skip i Norge, og spesielt på utbygging av infrastruktur. Det er søkt belyst forhold rundt aktører, organisering, geografisk fordeling, holdninger og trender. Informasjonsinnhentingen har i stor grad vært kvalitativ og dialogbasert. Et hovedelement har vært gjennomføring av prosessmøter (workshops) ulike steder i landet der ulike aktører og interessegrupper er blitt invitert for å dele informasjon og synspunkter. I tillegg til prosessmøtene er det gjennomført møter og samtaler med interessegrupper og enkeltaktører. Det er gjennomført syv regionale prosessmøter lokalisert til Narvik, Trondheim, Ålesund, Bergen, Haugesund, Oslo og Grenland med inviterte deltakere. Det har til sammen vært 115 deltakere på disse samlingene (noen har deltatt på flere møter og er telt flere ganger). Aktørgrupper som har deltatt på prosessmøtene er sluttbrukere av naturgass (rederi, lastebileiere, industri), gasselskaper (LNG leverandører og biogassaktører), havner (og andre arealdisponenter), organisasjoner som Maritimt forum osv, premissgivere i form av vareeiere og innkjøpere av transporttjenester, regionale utviklingsaktører som kommuner og fylkeskommuner, og kompetansemiljø som skoler, FoU-institusjoner og konsulentmiljøer Forut for og parallelt med arbeidet i dette prosjektet, har andre utført kvantitative studier av LNG som drivstoff for skip, for eksempel omkring pris og konkurranseforhold mellom energibærere, forbruksvolum og markedspotensial, og utslippstall og miljøpåvirkning. Spesielt kan nevnes studier utført av NOx-fondet (se -og-programmer/nox-fondet/), studien «North European LNG Infrastructure Project. A feasibility study for an LNG filling station infrastructure and test of recommendations.» fra Danish Maritim Authority i 2011, og studien «Miljøtiltak for maritime sektor» utført av DNV DL for Klima- og miljødepartementet i

6 MF Barøy bunkrer LNG i Løddingen i Ofoten en vakker sommerdag. Barøy er en av fergene i Vestfjorden-sambandet som driftes av Torghatten Nord. Foto: Barents Naturgass 6

7 2. HOVEDFUNN Hovedfunnene fra prosjektet er 1. Markedet for LNG er fremdeles lite og umodent Selv om det er 15 års driftserfaring med LNG som drivstoff på skip i Norge, er antallet brukere og omsatt volum fortsatt begrenset. I 2014 ble det omsatt 1,6 TWh LNG som drivstoff til skip, mens det ble omsatt 18 TWh tradisjonelle drivstoff. Det er fortsatt få leverandører av LNG, og selskapene er i hovedsak små med begrenset geografisk utbredelse. Dette gir relativt liten konkurranse og dynamikk i markedet. For at dagens marked skal utvikle seg til et modent marked med flere konkurrerende leverandører som leverer over hele landet, må antall brukere og omsatt volum økes slik at det er grunnlag for flere og større leverandører. 2. Gitt dagens markedsvolum, er infrastruktur for LNG og forsyning tilfredsstillende Utgangspunkt for dette prosjektet var å undersøke om LNG-infrastrukturen er en flaskehals for videre utvikling av LNG som drivstoff på skip. Infrastrukturen for LNG er ikke ferdig utbygd, og videre utbygging er nødvendig for at LNG som drivstoff i skip skal bli et modent marked, men etableringen av nye terminaler må skje i takt med økt etterspørsel. Det er ikke hensiktsmessig å bygge ferdig infrastrukturen før bruken er på plass, men å forberede infrastrukturbygging gjennom å utrede muligheter, identifisere lokaliteter og prosjektere anlegg vil bidra både til å synliggjøre muligheter for potensielle brukere og korte ned utbyggingstiden når etterspørselen kommer. 3. Det er god tilgang på småskala LNG På grunn av at det har vært en barriere mellom småskala og storskala LNG, har det blitt bygget egne småskala produksjonsanlegg for LNG i Norge. Anleggene har begrenset produksjonskapasitet og det er derfor stilt spørsmål ved om det er tilstrekkelig tilgang på LNG til et voksende drivstoffmarked. Det er nå etablert småskala uttak fra flere storskala LNG-terminaler som sikrer tilgang på LNG til småskala bruk. Gjennom import fra terminaler i Europa vil det derfor være god tilgang på LNG i småskala volum selv om det ikke bygges ny produksjonskapasitet for småskala LNG i Norge. 4. Strukturelle forhold Det har vært reist spørsmål om det er strukturelle forhold innen gassbransjen, slik som manglende konkurranse og monopoldannelse, som har gitt kunstig høye priser på LNG. Det er så langt en begrenset konkurranse mellom LNG-leverandørene ved at de fleste opererer innen et begrenset geografisk område. Dette skyldes at leverandørene er små selskaper og at det totale markedet for LNG er begrenset, mer enn at ett selskaps investeringer i ett område blokkerer leveranser fra andre. Det er ingen begrensninger i hvem som kan eie og drive infrastruktur for LNG. Dermed kan både gassleverandører, gassbrukere og rene infrastrukturaktører etablere og operere en LNG-terminal. Videre har alle leverandørene av LNG et fleksibelt grensesnitt i forhold til hvordan og til hvem LNG leveres. Distribusjon av naturgass i Norge er utviklet fra lokale initiativ basert på lokal muligheter i form av tilgang på gass og nærliggende brukere. Investeringer i å bygge opp et marked og 7

8 en forsyningsstruktur i et område gir et geografisk betinget konkurransefortrinn, men dette betyr ikke at det etableres en monopolsituasjon eller at andre leverandører ikke vil etablere seg i samme området etter hvert som markedet vokser. Den største begrensningen for direkte konkurranse mellom LNG-leverandører er at det totale markedet er lite. Det viktigste elementet for å få større dynamikk og konkurranse er at antall brukere og omsatt volum øker. Selskapenes geografiske nedslagsfelt vokser med et voksende marked og vi ser nå antydningen til at de første selskapene får en landsdekkende virksomhet. En videre vekst i LNG-markedet som tillater flere selskaper å drive reell konkurranse over hele landet er viktig for dynamikken i markedet og troverdigheten ovenfor brukere av LNG både når det gjelder pris og leveringssikkerhet. 5. Den totale lønnsomheten for LNG som drivstoff på skip er fortsatt en utfordring Det er fremdeles en utfordrende lønnsomhet i verdikjeden for LNG, men gode muligheter for bedret lønnsomhet ved økning i antall brukere og omsatt volum. LNG har nådd et omfang og erfaringsgrunnlag hvor det teknisk sett har bevist sin rolle som drivstoff på skip, men økonomisk er det fremdeles i en introduksjonsfase hvor man kan forvente bedret lønnsomhet med økt utbredelse. Byggekostnadene for LNG-skip er høye på grunn av at det bygges få skip. Forsyning og infrastruktur utgjør en høy andel av brukerens LNG-pris på grunn av begrenset gjennomstrømming, og det er muligheter for effektivisering av bunkringsprosedyrer og besparelser i vedlikehold av skip. Økt bruk er viktig for økt lønnsomhet, og dermed bedret konkurranseforhold mot tradisjonelle drivstoff. Det vil fremdeles være behov for incentivordninger for å oppnå dette. Insentiver og støtteordninger, og spesielt NOx-fondets støtte til bygging av LNG skip, har vært vesentlig for utviklingen av LNG som drivstoff til skip. At tilsvarende ordninger opprettholdes, vil være vesentlig for den videre utviklingen av LNG-markedet. 6. Potensielle brukere mangler informasjon De som allerede bruker LNG har god kunnskap, er gjennomgående positive og melder i hovedsak om gode erfaringer med bruken av LNG. Potensielle brukere av LNG ser imidlertid ut til å mangle informasjon om LNG og status for LNG-markedet. Dette kan føre til at opplevd usikkerhet og vurdert risiko øker, og at LNG ikke blir tatt med som alternativ i en beslutningsprosess. Den enkelte aktør må avgjøre om LNG er teknisk og økonomisk hensiktsmessig for sin bruk, men det er viktig at alle aktører har tilstrekkelig informasjon til at LNG blir vurdert som reelt alternativ. 7. Det er manglende transparens i prisdannelse og prismodeller Blant potensielle brukere av LNG er det usikkerhet omkring hva som er prisen for LNG, hvordan denne prisen er oppbygd og hvordan prisutviklingen for LNG kommer til å bli. Det er stor forskjell på prisdannelse for tradisjonelle drivstoff som i hovedsak er børspriser, og prisen på LNG som blant annet reflekterer kostnaden for forsyning og infrastruktur. Det er også forskjell på kjøpsprosessen hvor tradisjonelle drivstoff kan omsettes som enkeltbunkringer på kort varsel, mens LNG oftest omsettes med lange avtaler som reflekterer investering i oppbygging av infrastruktur for forsyning. Det kan gjøres mer for å informere potensielle brukere om prisdannelse og prismekanismer for på den måten å redusere usikkerhet og bedre brukes beslutningsunderlag ved valg av drivstoff. 8. Regionale utviklingsaktører er positive og interessert Bruk av naturgass i Norge har i stor grad blitt initiert av ulike aktører som har arbeidet for regional utvikling og verdiskaping. I dette prosjektet har vi registrert fortsatt stor interesse og engasjement hos kommuner, fylkeskommuner, interesseforeninger og havner. For en videre utvikling er det viktig å kunne kombinere regionale muligheter, for eksempel å kombinere industriell bruk av LNG med bruk av LNG som drivstoff i skip. De regionale utviklingsaktørene kan derfor spille en viktig rolle i å legge til rette for, initiere og drive frem videre utvikling. 8

9 9. Bruk av LNG som drivstoff til tungtransport er umodent og ligger et stykke fram i tid Det er flere lastebilprodusenter som utvikler løsninger med LNG som drivstoff for langtransport, men dette er foreløpig lite utbredt. Gass som drivstoff er mest aktuelt i regionale flåter som busser og distribusjonsbiler og da i form av trykksatt gass (CNG). 10. Transport med tankbil er en viktig del av infrastrukturen Det er mye oppmerksomhet rundt faste LNG-terminaler hvor skip kan bunkre direkte, men mye av transporten og bunkringen skjer med tankbiler som er en viktig del av forsyningssystemet. Transport av LNG med tankbil er fleksibelt, skalérbart og i mange tilfeller den mest økonomiske løsningen. Bruk av tankbil gir lavere investeringskostnader når en starter leveringene til et nytt sted, og gir mulighet for leveranser i alle havner. Ved økende bruk vil det være hensiktsmessig å etablere flere faste terminaler. 11. Økende behov for opplæring for å opprettholde sikkerheten på et fortsatt høyt nivå Opplæring av personell i håndtering av LNG skjer i stor grad internt hos den enkelte aktør. Et økende antall aktører, flere bunkringssteder og hyppigere endringer av leverandører vil stille større krav til kompetanse som sikrer at personer hos leverandør, transportør og mottaker følger de samme prosedyrene ved overføring av LNG. Det kan derfor bli økt behov for å samordne opplæringsplaner. 12. Regelverket må utvikles videre Utviklingen av regelverket startet samtidig som at det første LNG-drevne skipet ble tatt i bruk i år 2000, og både tekniske løsninger og regelverk har vært under kontinuerlig utvikling siden. Det er fortsatt behov for videre utvikling av regelverk som både ivaretar sikkerhet og legger til rette for effektive og lønnsomme operasjoner. 13. Biogass etterspørres som drivstoff på skip Biogass er klimanøytralt og kan teknisk sett erstatte naturgass, men produksjonen er foreløpig liten. Biogass etterspørres aktivt, bla i fergeanbud, og det er tilgjengelige volum som nå er begrensningen. Etablert infrastruktur og bruk av naturgass legger til rette for at produksjon av biogass har et marked. 14. Usikkerhet rundt framtidige rammebetingelser Investeringer i skip har lang tidshorisont. Endringer i gjeldende rammevilkår skaper derfor usikkerhet hos redere og brukere. Under samlingene som er gjennomført i dette prosjektet er det registrert en uro for hvordan den videre satsingen på LNG blir. Ønsker myndighetene dette tiltaket, hva med mye energiformer, vil fortsatt LNG ha en plass? En av Norleds ferjer i Ryfylkesambandet, bunkrer LNG i Stavanger havn. Foto: Skangas 9

10 3. LNG SOM DRIVSTOFF PÅ SKIP Hovedbestanddelen i naturgass er metan (kjemisk tegn CH4). Metan er en fargeløs og brennbar gass som dannes i naturen ved forråtnelse av organisk stoff uten tilgang på oksygen. Den største kilden for metan er utvinning fra gass og oljefelt over hele verden der gass fra organisk materiale som ble brutt ned for flere millioner år siden, har samlet seg opp. Metan som er produsert av organisk materiale som er yngre enn hundre år, betegnes som biogass. Metan kan distribueres på flere måter. Den vanligste måten er i rør, der en ved hjelp av trykk «presser» gassen gjennom et rørnett frem til bruker. Metan kan også komprimeres på stål- eller komposittflasker og betegnes da som CNG compressed natural gas for naturgass og CBG Compressed Biogas for biogass. Normalt trykk for CNG/CBG er bar. CNG er den vanligste lagringsformen for naturgass brukt som drivstoff i busser og andre kjøretøy. Metan kan også distribueres i flytende form og betegnes da som LNG Liqufied Natural Gas eller LBG - Liqufied Biogas. LNG/LBG er metan som er kjølt ned til gassens kokepunkt som er minus 163 o C. Når gassen kjøles ned til kokepunktet, kondenserer den, og går fra gassform til væskeform. For å forbli i denne tilstanden transporteres og oppbevares LNG/LBG i isolerte tanker. Naturgass blir flytende ved nedkjøling til -163 o C. Hensikten med både komprimering og kondensering av gassen, er å minke volumet. Enkelt sagt tar metan i fri form stor plass (bruker den plassen som er tilgjengelig). Ved å komprimere gassen til 200 bar, «minker» gassen 150 ganger, mens ved kondensering reduseres den 600 ganger. Det betyr at 1 liter CNG/CBG blir 150 liter gass, mens 1 liter LNG/LBG blir 600 liter gass når gassen varmes opp til 20 o C ved atmosfærisk trykk. Rent fysisk betyr både komprimering og kondensering at molekylene presses tettere sammen og gassens tetthet og vekt øker. Distribusjon av metan i form av LNG/LBG gjør det praktisk og økonomisk mulig å transportere gassen på tank, samt å lagre gassen i tankanlegg og i drivstofftanker. 3.1 Naturgass i Norge Mens naturgass i store deler av Europa er blitt en viktig del av den primære energiforsyningen med et bredt utbygd distribusjonsnett og høy andel av energiforbruket, har naturgass i Norge i første rekke vært et eksportprodukt fra offshoresektoren. Eksporten av naturgass fra Norge startet i 1977 og var i 2014 på over 100 milliarder standardkubikkmeter (Sm 3 ). 1 Det har i Norge vært liten interesse for å bygge ut infrastruktur for distribusjon av naturgass. Det er ikke noen av de store petroleumsaktørene, eller andre større aktører, som har engasjert seg i å levere naturgass til brukere i Norge på linje med tradisjonelle petroleumsprodukter. Statoil har hatt noen initiativ, for eksempel ved å bygge LNG-fabrikken på Tjeldbergoden, og har hatt eierposter i lokale selskaper, men aldri tatt en aktiv eller ledende rolle. Shell har vært en leverandør av naturgass til noen av de norske selskapene og inntatt en rolle som eier, men har ikke engasjert seg gjennom sin distribusjonskjede for petroleumsprodukter. Naturgass ble for første gang tatt i bruk i Norge i 1994 da Gasnor etablerte et avtak for gass på Karmøy i Nord-Rogaland fra eksportrørledningen Statpipe fra Kårstø-anlegget. Gasnor var da et nyetablert lokalt selskap basert på lokalt initiativ og eierskap. Dette er et mønster som har preget utviklingen av naturgass også andre steder i Norge, og som fremdeles legger 1 Nøkkeltall fra Gassco 10

11 føringer i gassmarkedet. All utvikling har vært basert på lokale initiativ og muligheter som er utviklet gjennom etablering av nye, lokale selskap. Lokalisering og geografisk utbredelse har dermed også blitt bestemt av hvor det har vært tilgjengelig naturgass. De regionene hvor naturgass er blitt tatt i bruk er Haugesundsområdet med videreføring til Stavangerregionen, Bergensområdet, Tjeldbergodden og Hammerfest. Det ilandføres også naturgass til Aukra i Møre og Romsdal, men en har ennå ikke lykkes med å få til lokal distribusjon av denne gassen i større skala. 3.2 Småskala LNG LNG har lenge vært et produkt i internasjonal energihandel, men kun i storskala volumer. Det vil si laster og kapasiteter for tankfartøyer i størrelsesorden m 3 som lastes og losses på terminaler som er tilpasset slike skipslaster. Dette er en effektiv måte å frakte naturgass på når det er lange avstander mellom produksjonsstedet og markedet. Den siste distribusjonen ut til sluttkunde skjer i gassform gjennom det etablerte rørnettet. Dette er imidlertid ikke egnede størrelsesforhold når LNG brukes som drivstoff på skip der tankkapasiteten typisk er 250 m 3. Da må transport og lagringskapasitet være tilpasset i volum. Det er derfor en vesentlig forskjell mellom storskala LNG som er tilpasset frakt mellom kontinenter, og småskala LNG som er tilpasset distribusjon av gass til sluttbrukere. Norge er et land med høye fjell, dype fjorder, spredt befolkning, og med energikrevende storindustri spredt over hele landet. Utbygging av rørnett for å distribuere naturgass er derfor en krevende og ofte lite lønnsom løsning. Det norske systemet med småskala LNG i form av små LNG-fabrikker, tankbiler for LNG og små LNG-terminaler, ble derfor utviklet som en alternativ metode for å kunne levere naturgass til aktuelle brukere over hele landet. Det startet i 1998 med Statoil sitt forsøksprosjekt på Tjeldbergodden. Fra fabrikken på grensen mellom Nordmøre og Sør-Trøndelag, ble LNG kjørt med tankbil til brukere i Midt-Norge. LNG fra Tjeldbergodden var også grunnlaget for etablering av verdens første gassdrevne passasjerskip, MF «Glutra». Senere har Gasnor bygd LNG-fabrikk på Snurrevarden på Karmøy mens Naturgass Vest (senere fusjonert med Gasnor) bygde LNG-fabrikk i Kollsnes Næringspark på Sotra nord for Bergen. Det foreløpig siste produksjonsanlegget for småskala LNG som er bygd i Norge er Lyse-konsernet sin fabrikk i Risavika ved Stavanger som sto ferdig i De første produksjonsanleggene (Tjeldbergodden og Snurrevarden) ble kun bygd for LNG-transport med tankbil, mens produksjonsanleggene på Kollsnes og i Risavika også er bygd for sjøtransport. 3.3 LNG som drivstoff på skip Det er utviklingen av det norske systemet for distribusjon av naturgass i form av småskala LNG som har gjort det mulig å bruke LNG som drivstoff på skip. Det har lenge blitt produsert store gassmotorer etter samme konsept som skipsmotorer. Disse ble brukt i landanlegg til å produsere strøm og ble forsynt fra gassnettet, og de er blitt brukt på tankskip for gass hvor de er blitt forsynt fra lagertankene om bord. For å kunne bruke gassmotorer på andre skip må det være et drivstofflager som inneholder nok energi, og leveransen av drivstoffet til skipet må være tilpasset dette volumet. Små lagertanker for LNG og en infrastruktur for å transportere LNG i mindre mengder la grunnlaget for dette. Det første skipet med LNG som drivstoff var fergen MF «Glutra» som ble satt i drift over Moldefjorden i år På de 15 årene siden Glutra kom er det bygget 70 LNG-drevne skip, og det er i størrelsesorden 80 skip som planlegges bygd. Det viser at LNG er etablert som drivstoff for skip, men utbredelsen er fremdeles begrenset i forhold til tradisjonelle drivstoff for skip. 11

12 Norlines nye fraktefartøy, MS «Kvitbjørn», som frakter gods langs norskekysten, sammen med søsterskipet MS «Kvitnos». Begge fartøyene bruker LNG som drivstoff. Foto: Norlines 12

13 4. TRADISJONELLE DRIVSTOFF TIL SKIP LNG som drivstoff for skip kommer som et nytt produkt inn i et eksisterende marked for skipsdrivstoff med godt etablerte produkter, markedsaktører og infrastruktur. Det er så langt ingen av de eksisterende selskapene i dette markedet som har satset på LNG. Enkelte av de store aktørene som Shell og Statoil har engasjert seg på konsernnivå, men da uten å integrere engasjementet innen LNG med sin eksisterende aktivitet innen tradisjonelle drivstoff. Som et underlag for å forstå mekanismene i det eksisterende drivstoffmarkedet er det gjort en gjennomgang av aktivitet, aktører og infrastruktur innen forsyning av tradisjonelle drivstoff til skip. 4.1 Produkter Et generelt internasjonalt begrep for drivstoff til skip er «bunker». Ordet kommer fra tiden da det ble brukt kullfyring, og var betegnelsen på kullageret om bord i skipet. Etter overgangen til oljeprodukter har begrepet levd videre som betegnelse på drivstofflageret, men benyttes også i former som «bunkeroil» om selve drivstoffet og «bunkering», eller «bunkring» på norsk, om prosessen å forsyne skipet med drivstoff. Det finnes en rekke typer og kvaliteter av oljeprodukter, eller bunkers, som benyttes som drivstoff på skip. Drivstoffene spesifiseres etter sammensetning, viskositet, svovelinnhold osv. Det er utarbeidet en ISO-standard, ISO 8217:2012 Specifications of marine fuels, som definerer ti kategorier for drivstoff til maritime formål. En viktig forskjell mellom drivstoffene er innholdet av raffinerte og uraffinerte bestanddeler. Uraffinert, eller «Residuals», er bestanddeler i fra råoljen som er igjen når lettere stoffer som Nafta og Diesel er tatt ut i raffineringsprosessen. Innholdet av svovel i de ulike drivstofftypene har fått stor betydning etter at IMO 2 kom med internasjonale begrensninger for svovelutslipp fra skip. Svovelinnholdet avhenger av hvilken råolje som er brukt og av raffineringsprosessen. Frem til 2012 var den maksimale grensen for svovelinnhold i drivstoff til skip på 4,5%. Etter 2012 er grensen 3,5% og det er varslet at grensen internasjonalt skal ned til 0,5% fra Det er også etablert egne soner i Østersjøen, Nordsjøen og rundt Nord-Amerika, kalt ECA Emission Control Area, hvor svovelinnholdet i drivstoffet ikke skal overstige 0,1%. Til sammenligning har det i EU og Norge vært en maksimal grense på 0,005% svovel i autodiesel fra Det er dermed en vesentlig forskjell mellom svovelinnholdet i drivstoffprodukter som brukes til kjøretøy på land og de som benyttes i skip. Hovedtyper av marine drivstofftyper er: HFO (Heavy fuel oil) som hovedsakelig er residual olje (uraffinert). Betegnelsen omfatter i hovedsak alle oljetyper med viskositet 380 og høyere. 2 Internationale Maritime Organisation IFO (Intermediate fuel oil) er en veldig vanlig bunkeroljetype, blandet opp noe med destillat. Et tall bak angir viskositeten; IFO380 har for eksempel høyere viskositet enn IFO180. Lavere viskositet betyr samtidig større andel destillat. 13

14 MSD (Marine Special destillat) er et raffinert produkt og en «lett tungolje» (en dieselvariant med mye voksinnhold) som trenger oppvarming. Inneholder 0,2 0,25% svovel. MDO (Marine diesel oil). Populært kalt diesel. Blanding av destillat og tungolje, men inneholder mer destillat enn IFO. MGO (Marine gas oil). Dette produktet er laget kun av destillat, og er ikke blandet med tungolje. Tilsvarer i hovedsak tradisjonell fyringsolje for landbasert bruk, og inneholder mer svovel enn vanlig veidiesel. Svovelinnholdet kan være 0,1% eller 0,05%. Hovedproduktet i Norge er MGO (Marine gas oil) som er tilgjengelig rundt hele kysten. I tillegg til MGO er MSD tilgjengelig i Bergen og Ålesund. Tungolje (HFO) er avviklet som produkt i Norge og tilbys ikke lenger i noen norske havner. Det er fremdeles mange fartøy i internasjonal fart som benytter tungolje, men disse bunkrer i andre land. Som mengdeenhet for oljeprodukter benyttes både vekt (tonn) og volum (m 3 ). Egenskapene i form av egenvekt og energiinnhold for de ulike drivstoffproduktene varierer og er oppgitt i de respektive produktdatablad. Statistisk Sentralbyrå (SSB) benytter følgende verdier: 3 Energibærer Teoretisk energiinnhold Tetthet Råolje 42,3 GJ/tonn = 36,0 GJ/m 3 0,85 tonn/m 3 Diesel-, og lett fyringsolje 43,1 GJ/tonn = 36,2 GJ/m 3 0,84 tonn/m 3 Tungdestillat 43,1 GJ/tonn = 37,9 GJ/m 3 0,88 tonn/m 3 Tungolje 40,6 GJ/tonn = 39,8 GJ/m 3 0,98 tonn/m 3 For Marine Gassolje (MGO), som er det mest utbredte produktet i Norge, oppgir Statoil følgende verdier i sitt produktdatablad: 4 Densitet (tetthet) 855 kg/m 3 Svovelinnhold 0,05 % Nedre brennverdi 42,8 MJ/kg 4.2 Markedsvolum DNV GL har gjort en studie av skipstrafikk og drivstofforbruk i norske farvann (DNV GL, Report No ). Studien kommer frem til at forbruket av drivstoff i norsk farvann i 2013 var på 2,3 millioner tonn. Av dette var 1,3 millioner tonn forbruk i innenrikstrafikk, 0,5 millioner tonn forbruk knyttet til utenrikstrafikk og 0,35 millioner tonn var brukt i gjennomgangstrafikk som ikke stoppet ved en norsk havn. 0,16 millioner tonn var annen bruk som for eksempel i forbindelse med havneopphold. Det er ikke direkte sammenheng mellom hvor mye drivstoff som brukes av skip i norsk farvann, og hvor mye drivstoff som selges ut fra norske havner. Norge har høye avgifter og dyrere drivstoff i forhold til andre land, og de som kan bunkrer derfor i stor grad utenfor Norge. Det norske markedet for drivstoff består dermed i stor grad av skip som ikke går i internasjonal fart. Ifølge Statistisk Sentralbyrå ble det i 2014 solgt m 3 marin gassolje (MGO) og m 3 tungdestillat og tungolje (HFO). I statistikken blir det angitt følgende volumer til sjøfart og offshorevirksomhet: 5 Marine gassolje Innenriks sjøfart Utenrikds sjøfart Utvinning av råolje og naturgass, inkl. tenester Tall i 1000 liter (=1 m 3 ). Tungdestillat og tungolje 3 Statistisk Sentralbyrå (SSB) Energiregnskap og energibalanse, 2014, definisjoner. Publisert 6. mai Statoil Norge AS; Produktdatablad Statoil Marine Gassolje Lavsvovlig. 5 Kilde: SSB.no 14

15 Både marin gassolje og tungdestillat kan benyttes til drivstoff på skip og til stasjonære formål som i industri og på offshoreinstallasjoner. Det er vanlig at oljeselskapet som oppdragsgiver kjøper inn drivstoff til supplyfartøyene som de har i tjeneste. Innen kategorien «Utvinning av råolje og naturgass, inkl tenester» kan det derfor være både stasjonært bruk som for eksempel drift av generatorer på plattformer, og drivstoff til fartøy som leverer tjenester til plattformene. Personer i drivstoffbransjen som vi har hatt kontakt med, anslår at det totalt leveres mellom to og tre millioner m 3 bunkers årlig, men at det ikke finnes eksakte tall på dette. Det blir også hevdet at det er feil i den offentlige statistikken fra SSB, og at det er vanskelig å vite størrelsen på markedet for drivstoff til skip i Norge. Statistikken og de beregninger som er gjort gir allikevel en indikasjon på markedsvolumet for drivstoff til skip i Norge. DNV GLs beregning av forbruk i innenriks trafikk pluss uspesifisert forbruk på 1,346 millioner tonn for 2013 omregnes til omkring 1,73 millioner m 3 og er i samme størrelsesordens som SSB sin statistikk for 2014 på totalt 1,8 millioner m 3. 1,8 millioner m 3 MGO tilsvarer en energimengde på 18 TWh eller 2,88 millioner m 3 LNG og kan indikere det årlige markedet for tradisjonelle drivstoff til skip i Norge. 4.3 Aktører Det er et fåtall hovedleverandører av drivstoff til skip i Norge. Statoil Fuel & Retail har mer enn halvparten av markedet, Norske Shell, Esso Norge og Uno-X Gruppen resten. Markedsandel Marine gassolje / tungdestillat 6 Statoil Fuel & retail 58,0 % Shell 26,3 % Esso 9,2 % Uno-X Energi 6,4 % Andre 0,1 % Oljeselskapene leverer både direkte til sluttkunder og til distributører. Bunker Oil er en av aktørene som henter produkter fra flere av oljeselskapene, blant annet Shell og Esso (Exxon Mobil). Bunker Oil kjøper fra de store, og har egne tankanlegg og bunkringsbåter for leveranse til sluttbrukerne. Det er også en rekke mindre distributører som driver tankanlegg. 6 Kilde: Norsk Petroleumsinstitutt 7 Kilde: Norsk Petroleumsinstitutt 4.4 Distribusjonsform og lokaliteter Oljeselskapene har flere typer tankanlegg for lagring og salg av oljeprodukter. I tillegg til raffineriene Slagen og Mongstad, opererer oljeselskapene med tre typer tankanlegg: 7 Hovedanlegg eller terminaler som har de fleste produkttyper og normalt forsynes med båt direkte fra raffineri. Distribusjonsanlegg som forsynes med båt fra raffineri eller fra hovedanlegg. Kyststasjoner eller subtankanlegg som leverer marin gassolje til båter. Subtankanleggene forsynes også med båt, men drives av selvstendige forhandlere. Selskapene eier også større lagertanker på servicebasene for offshorevirksomheten. Disse drives av serviceselskapene. Det er stor grad av samarbeid om drift av tankanlegg mellom selskapene, og flere av selskapene har avtaler om å distribuere produkter fra hverandres anlegg. Økt alder på tankanleggene og skjerpede krav til sikkerhet, har gjort at det er blitt mer samarbeid mellom aktørene. Strengere krav har gjort det nødvendig å investere i anleggene og selskapene har valgt å samarbeide om å investere i de anleggene som har hatt best forutsetninger, istedenfor at alle anlegg oppgraderes. 15

16 Drivstoff til skip leveres enten ved at skipet bunkrer direkte fra faste drivstoffanlegg, eller at drivstoff leveres til skipet med bunkringsbåt eller tankbil. Dette avhenger av type skip og hvilken rute skipet går i. Ropax-fartøy som for eksempel Hurtigruta og Colorline får som regel drivstoff levert med bunkersbåt samtidig som øvrig lasting og lossing pågår. Offshorefartøy får levert alle tjenester ved kai på offshorebasene. Mindre fraktefartøy og fiskebåter kan i en del tilfeller hente bunkers direkte fra bunkersanlegg. Det er omkring 30 tankanlegg av en viss størrelse langs kysten, i tillegg til flere mindre. I de viktigste bunkershavnene er det flere tankanlegg. Det er også et knippe bunkersbåter og produkttankere som leverer drivstoff til skip og til tankanlegg. Flertallet av bunkersbåter har base langs kyststrekningen mellom Bergen og Ålesund. Bergen, Ålesund og Tromsø er de viktigste bunkershavnene i Norge. Bergen har stor aktivitet og forsyner alle typer kunder. Regionen har flere bunkersanlegg og bunkersbåter stasjonert. Og alle de større bunkersleverandørene er til stede i området. Ålesund har mange fiskebåter som både bunkrer fra kai eller bunkringsterminal, eller får levert drivstoff med bunkersbåt. Det anslås at 80 prosent av havfiskeflåten bunkrer i Ålesund. Tromsø er også en viktig bunkershavn med økende leveranser, også til fiskeflåten. Ser vi på resten av kysten nordfra og sørover, så er det fra Kirkenes en del leveranser av drivstoff til fiskeri, noe til russiske skip og noe til offshore seismikkaktivitet. I Honningsvåg har det tidligere vært leveranser av tungolje til flåten i Barentshavet. Fra Hammerfest leveres det drivstoff til offshoreflåten. Harstad ligger ved stamleden og er et naturlig bunkringssted for skipstrafikk langs kysten. Harstad har også en del leveranser av drivstoff til fiskeflåten. Bodø er en liten bunkershavn, men det leveres drivstoff til fiskeri og transport. I Sandnessjøen forsynes offshoreaktivitet og fiskeri. Videre sørover er det to oljetankanlegg i Trondheim, men det er en begrenset bunkersaktivitet i Trondheim havn. I Kristiansund er det forsyning av offshoreaktivitet ut fra Vestbase. Det er også en del offshorevirksomhet som forsynes fra Haugesund selv om det ikke er fast base her. Det er to bunkersanlegg i Stavanger som hovedsakelig leverer til offshorevirksomhet. Her leveres størstedelen av volumet direkte fra bunkersanlegg til supplyfartøy som får alle tjenester levert på samme sted. Det er lite salg av bunkers på sørøstlandet og i Oslofjorden. Det meste av skipstrafikken her anløper også store havner i Europa og bunkrer heller drivstoff der på grunn av lavere priser enn i Norge. Oversikt tankanlegg Oversikten under over tankanlegg for tradisjonelle drivstoff til skip angir hvor anleggene er lokalisert, hvem som driver dem, hvilke selskaper som markedsfører produkter fra anlegget og hvilke produkter som er tilgjengelig. Oversikten viser de største eller viktigste anleggene langs kysten, og er basert på publisert informasjon. Dette er ikke en fullstendig oversikt over alle anlegg, og det er bare de største leverandørene som er oppført. 16

17 Sted Anleggsnavn Opereres av Brukes av Produkt Statoil Shell Esso BunkerOil MGO MSD Fredrikstad Rolvsøy tankanlegg Esso X X Oslo Sjursøya X X X X Tønsberg Slagentangen Esso X X Kristiansand Kolsdalsodden Statoil X X X Egersund H E Seglem & sønner X Stavanger Dusavika Norsea AS X X Stavanger Tananger Norsea AS X X X X Haugesund L Storesund & Sønner X X Haugesund Lillesund Shell X X X Bergen Ågotnes CCB X X Bergen Mongstadbase X X Bergen Skåleviken lager Esso X X X X Bergen Stamneset Bunker Oil X Florø Fjord Base Sundfjord Drift X X Florø Florø Bil & Havneservice X Måløy Gotteberg Brødrene Tennebø X X X Ålesund Osholmen Mørebunkers Ålesund Larsgården Shell X X X X X Ålesund Hessa Tankanlegg Bunker Oil X Kristiansund Vestbase Norsea AS X X Trondheim Høvringen Esso X X X Trondheim Fagervika Statoil X X Sandnessjøen Horvneset Helgelandsbase X X X Bodø Vestervika Depo Shell X X X X Sortland X X Harstad Gangås Statoil / shell X X X X Tromsø Bunker Oil X Tromsø Skjelnan Statoil X X X X Alta Amtmannsnes X X Hammerfest Polarbase Polarbase X X Hammerfest Bunker Oil X Båtsfjord Bunker Oil X Honningsvåg X X Kirkenes Prestøya Shell X X X Det presiseres at oversikten ikke er uttømmende ift de mindre bunkersanleggene langs kysten. 17

18 Supplyskipet MS «Normand Arctic» bunkrer på CCB-basen på Sotra utenfor Bergen. Foto: Gasnor 18

19 5. MARKEDET FOR LNG SOM DRIVSTOFF Det totale markedet for LNG som drivstoff er fremdeles lite med hensyn til antall leverandører og brukere, omsatt volum og utbygd infrastruktur. For at LNG skal bli et produkt på linje med tradisjonelle drivstoff må antall brukere og omsatt volum vokse. Dette krever videre utbygging av infrastruktur og forsyningsløsninger, og det krever tilgang på småskala LNG. 5.1 Tilgang på småskala LNG Den totale produksjonskapasiteten for småskala LNG i Norge er rundt tonn per år som tilsvarer en energimengde på 6,3TWh. 8 Uttak av småskala LNG fra Melkøya er ikke inkludert i dette. Produsert LNG benyttes både til industrielle formål og til drivstoff. Det meste distribueres i Norge, men en del eksporteres også til andre land, spesielt Sverige og Finland. Etter hvert som antallet kunder og levert volum har økt, uten at det har blitt lansert planer for å utvide produksjonskapasiteten, er det blitt stilt spørsmål om den fremtidige tilgangen på småskala LNG i Norge. LNG som produkt og transportform har stor utbredelse internasjonalt og vokser i omfang, men dette er storskala volumer og det har vært teknisk og økonomisk vanskelig å overføre LNG fra storskala til småskala volumer. Dette er også årsaken til at det er blitt bygd egne småskala produksjonsanlegg for LNG. Det kan også produseres flytende metan fra biogass, også kalt LBG (Liquified Biogas), men det har så langt vært begrenset tilgang på biogass i flytende form. LNG-fabrikken på Melkøya ved Hammerfest er en stor kilde for LNG i Norge, men anlegget er et storskala anlegg. Det er blitt lagt til rette for at LNG kan hentes fra Melkøya med tankbil, men det er så langt ikke mulig å hente ut LNG med småskala skip. LNG-produksjonen på Melkøya er bygd opp for å eksportere naturgass i form av LNG fra Snøhvit-feltet i Barentshavet med LNG-tankskip til mottaksterminaler over hele verden. Ett av skipene som benyttes er «Artic Princess» som er 288 meter langt og med en lastekapasitet på m 3 LNG. Med kaianlegg og fyllearmer som er tilpasset slike skip er det ikke mulig å hente LNG med småskala LNG-fartøy som for eksempel «Coral Methane» som har en lastekapasitet på 7500 m 3 LNG. For at det skal bli mulig, må det bygges et tilpasset kaianlegg og lastearm. det er ikke registrert planer om dette, men en slik tilrettelegging vil kunne gi ny og økt dynamikk i det norske småskala LNG-markedet. 8 Regnet med 1362 Sm 3 naturgass per tonn LNG og 10,4 kwh per Sm 3 9 GDF SUEZ pressemelding Fluxys Belgium pressemelding I Nord- Europa er det bygget opp flere importterminaler for LNG, som for eksempel i Zebrügge, GATE-terminalen ved Rotterdam og Isle of Grain i England. Terminalene er bygget for å importere naturgass i form av LNG som distribueres videre til sluttbrukerne i gassform i rørnettet. Dette er storskala-terminaler, og på samme måte som på Melkøya er det ikke uten videre teknisk eller økonomisk mulig å hente ut LNG i mindre volum. Kaier og lastearmer er ikke tilpasset mindre skip, og høye terminalavgifter og strenge adkomstreguleringer har gjort det vanskelig å benytte disse terminalene som kilde for småskala LNG. Med økende etterspørsel etter LNG levert i mindre volum både i Norge, i Norden og Europa har mulighetene bedret seg og det kan nå se ut som at importterminalene legger til rette for å bli kilde for småskala volumer. Både Gasnor 9 og Skangas 10 skal nå ha fått på plass avtaler slik at LNG kan hentes ut med småskala fartøy fra Zeebrügge. 19

20 Det er også aktivitet ved andre LNG-terminaler for å legge til rette for småskala-volumer av LNG. GATE-terminalen i Rotterdam med kapasitet på m 3, bygges nå ut for å levere LNG i småskala-volum fra , og Grain LNG på Isle og Grain i England med en kapasitet på én million m 3, planlegger å legge til rette for fylling av småskala LNG-fartøy fra samme år 12. Grain LNG har tidligere lagt til rette for fylling av LNG-trailere for distribusjon på land. Muligheten for å ta ut LNG i småskala volum fra importterminaler i Europa sikrer tilgangen på LNG for å forsyne fremtidig vekst i småskalamarkedet selv om produksjonskapasiteten i Norge ikke utvides. 5.2 LNG-infrastruktur Med LNG-infrastruktur mener vi utstyr og anlegg innen transport, lagring og bunkring. Det vil si det som skal til for å levere naturgass i form av LNG om bord i skipet til bruk som drivstoff. Transport av LNG fra kilden til brukerstedet skjer med småskala LNG-tankfartøy og tankbiler. Underveis og eventuelt på bunkringsstedet mellomlagres gassen i LNG-terminaler. Transportformer Fra LNG-fabrikkene og de store terminalene transporteres gassen med mindre tankbåter og/eller tankbiler. Tankbåtene har lastekapasiteter i området 1000 til m 3 LNG. Det første fartøyet som ble tatt i bruk av denne typen var MT «Pioneer Knutsen» i Med en lastekapasitet på 1100 m 3 er dette verdens minste LNG-tanker. Båten ble bygget av rederiet Knutsen OAS i Haugesund, og leid inn av Naturgass Vest for å distribuere LNG fra fabrikken på Kollsnes. Avtalen ble videreført av Gasnor etter fusjonen med Naturgass Vest. Senere er skipene «Coral Methane» og «Coral Energy» satt i drift. «Coral Methane» går i charter for Gasnor og «Coral Energy» på kontrakt med Skangas. Det er flere småskala fraktefartøy under bygging, både med tanke på å forsyne regionale depotterminaler og for direkte bunkring av skip. Terminalene i Mosjøen og på Øra i Fredrikstad er eksempler på anlegg som forsynes med skip. Disse terminalene tjener både som forsyning av nærliggende industri og som depot for videre transport med tankbil. I dag er tankbil den mest utbredte distribusjonsformen. Med bil kan LNG leveres på enhver kaifront i Norge som oppfyller sikkerhetskravene. I en situasjon hvor LNG-markedet er under oppbygging er tankbil en hensiktsmessig distribusjonsmetode fordi det er mulig å transportere relativt små volum over lange avstander på en effektiv måte. Leveringsstedet er fleksibelt og LNG kan tilbys over et stort område. Tankbilene har forholdsvis lav investeringskost og kapasiteten kan enkelt tilpasses behovet. Tankbiler kan også levere direkte til skipet og man unngår dermed investeringen i en mer kostbar bunkringsterminal ved kai der det er små leveranser. LNG-terminaler Med LNG-terminaler menes fast oppsatte tankanlegg for mellomlagring og levering av LNG til brukere. I Norge er det bygget en rekke LNG-terminaler i størrelse m 3. De fleste av anleggene er bygget for å forsyne industribedrifter, og størrelsen er tilpasset distribusjon med bil og forbruksvolumet hos den enkelte bruker. Det er pr 2015 bygget 21 LNG-terminaler som brukes til, eller er forberedt for, bunkring av skip. Alle disse ligger ved kai, men noen har en plassering og en kapasitet som er tilpasset ett skip eller samband, og som derfor er lite egnet for bunkring av andre skip i rute langs kysten. 11 GATE Terminal pressemelding National Grid pressemelding

21 Planlagt / under bygging Industriterminal forberedt for bunkring Bunkringsterminal Kapasitet lager i m 3 Sted Eier Kommentar Hammerfest Polarbase Barents Naturgass 250 X Lødingen Rødholmen Barents Naturgass 250 X Moskenes Moskenesvågen Barents Naturgass 150 X Bodø Burøya Barents Naturgass 130 X Mosjøen Elkem Gasnor X Bjugn Valsneset Marine Harvest 750 X Hitra Hitra kysthavn Gasnor X Under planlegging Ikke tidfestet Kristiansund Vestbase Vestbase 400 X Sunndalsøra Hydsro Sunndalsøra Gasnor X Ålesund Bingsa Naturgass Møre X Florø Saga Fjordbase Saga Fjordbase 500 X Høyanger Hydro Høyanger Metallverk Gasnor 400 X Mongstad Mongstadbase Gasnor X Under bygging Ferdig 2016 Ågotnes Coast Center Base Gasnor 500 X Stord Eldøyane SKL Naturgass 100 X Os Haljem Gasnor X Primært fergeterminal Husnes Hydro Husnes Gasnor 500 X Karmøy Karmsund havn Gasnor X Under planlegging Ikke tidfestet Stavanger Risavika Skangas X Forsynes fra LNG produksjonen i Risavika Lista Elkem Lista Gasnor 750 X Kristiansand Kristiansand havn Gasnor 700 X Under planlegging Ikke tidfestet Porsgrunn Herøya Skagerak Naturgass X Sandefjord Jahrestranda Næringspark Skagerak Naturgass 250 X Drammen Lierstranda Skagerak Naturgass 150 X Fredrikstad Øra Skangas X 21

22 Bunkring Det siste leddet for å levere LNG om bord i skipet er selve bunkringen, det vil si fyllingen av LNG på skipets drivstofftanker. Dette er ofte grensesnittet mellom leverandør og bruker, og det er også grensesnittet mellom lovverket som gjelder håndtering av gass på land og lovverket som gjelder skipet. Det er tre forsyningsmetoder som benyttes for å levere drivstoff til skip. Skipet kan få drivstoff direkte fra et tankanlegg på land, enten ved at skipet oppsøker en kai dedikert for bunkring, eller ved at det er tilrettelagt bunkringsløsning på samme kai hvor også andre operasjoner utføres. Drivstoff kan leveres direkte fra tankbil, eller det kan benyttes lekter eller bunkringsbåt. Slik bunkring skjer som oftest når skipet ligger til kai, men det kan også skje bunkring mens skipet er i sjø. Direkte bunkring av LNG fra bunkringsskip eller bunkringslekter er lite benyttet foreløpig, men vil bli mer vanlig slik det er for tradisjonelle drivstoff til skip. I Stockholm havn har AGA er eget bunkringsfartøy som forsyner finlandsferjen «Viking Grace» med LNG. Skangas og Shell har satt i gang bygging av egne bunkringsfartøy for LNG. Levering og direkte bunkring fra tankbil er mye brukt. Dette er en fleksibel løsning med hensyn til leveringssted slik at bunkring kan tilbys på steder der det ikke er fast terminal, og man kan spare investeringer i tidlig fase når levert volum er lite. Men tankbiler har sine naturlige begrensninger. En tankbil rommer ca 50 m 3 LNG, og for bunkringer over 100 m 3 trengs det mer enn to tankbiltransporter. 50 m 3 bunkret fra tankbil tar ca 1,5 time. Hvis man må ha flere tankbillast, tar bunkringen lang tid på grunn av at ny bil må tilkobles. Hvis man bare har én tankbil tilgjengelig, må denne bilen hente flere lass, noe som gjør at bunkringen tar enda lengre tid. For bunkringsoperasjoner med et volum over 100 m 3 eller for lokaliteter hvor bunkring skjer regelmessig, gir bunkring direkte fra en fast bunkringsterminal en mer effektiv og robust forsyning. Noen fartøystyper, for eksempel mindre fraktefartøy, kan gå til en egen kai kun for å fylle drivstoff, mens for andre fartøy som for eksempel store RoPax-ferjer må bunkring skje ved samme kai som annen lasting og lossing. Hvilken leveringsløsning som er mest hensiktsmessig, avhenger blant annet av levert mengde pr bunkring. For m 3 fungerer levering med bil For m 3 kan det bunkres fra fast anlegg For bunkringsvolum over 500 m 3 er bunkringsbåt beste løsning Status og videre utvikling Bruk av LNG som drivstoff har fremdeles en kort historikk sett i forhold til tradisjonelle drivstoff, og infrastruktur og forsyningsløsninger er langt fra ferdig utbygd. Dette er ikke et ferdig utviklet marked, men et marked hvor det fremdeles er behov for mye utvikling og investering. Markedet har utviklet seg slik at det nå er mulig å få levert LNG over hele landet, og alle som ønsker LNG, får tilbud om det. Det bygges også opp nye, faste forsyningsløsninger der det er grunnlag, men det er fremdeles ikke slik at et rederi kan bestille et nytt skip med LNG som drivstoff og ta for gitt at det er en ferdig forsyningsløsning for LNG på de stedene skipet skal anløpe, slik det ville vært for et skip med MGO som drivstoff. Det er naturlig å se for seg at distribusjon av LNG som drivstoff til skip utvikler seg i retning av dagens distribusjon av tradisjonelle drivstoff. Det vil si til en situasjon hvor LNG er tilgjengelig og tilbys av flere leverandører i alle større havner. Det betyr blant annet flere faste bunkringsterminaler langs skipsleia og i sentrale havner. Hva må så komme først, etterspørsel eller forsyning? Ingen vil bygge LNG-skip før gass er tilgjengelig der skipet skal operere. Ingen private aktører kan heller ta den den økonomiske risikoen ved å bygge ut infrastruktur før det er en etterspørsel av LNG. Løsningen er fortsatt en stegvis utvikling hvor bruk og forsyning utvikles parallelt, og hvor både kunder og leverandører må ta en viss risiko og dermed ekstrakostnad. 22