INNHOLDSFORTEGNELSE. Side

Transkript

1

2

3 2 INNHOLDSFORTEGNELSE Side 1 UTVIDET SAMMENDRAG INNLEDNING MÅL OG NYTTEVERDI AV PROSJEKTET BAKGRUNN OG STATUS AKTIVITETER ORGANISERING AV RAPPORTEN NORSK VERDISKAPING BASERT PÅ NATURGASS NORGES PRODUKSJON OG EKSPORT AV NATURGASS INDUSTRIELL VIDEREFOREDLING AV NATURGASS I NORGE SYSTEMGRENSER OG ANTAGELSER ENERGIKJEDEN FRA GASS TIL ENERGI I EUROPA TRANSPORT AV NATURGASS FORBRENNING AV NATURGASS I GASSKRAFTVERK INDUSTRIKJEDEN FRA GASS TIL PLASTRÅSTOFF I NORGE MILJØKONSEKVENSER AV ULIKE CASE MILJØKONSEKVENSER AV ENERGIKJEDEN MILJØKONSEKVENSER AV INDUSTRIKJEDEN DISKUSJON AV MILJØANALYSE OPPSUMMERING AV RESULTATER BEGRENSNINGER I MILJØANALYSEN USIKKERHET KONKLUSJON AKTUELLE TEMA FOR VIDERE STUDIE KILDER VEDLEGG GASSPRODUKTER...23

4 3 1 UTVIDET SAMMENDRAG Rapporten dokumenterer resultater fra prosjektet Miljøkonsekvenser av økt industriell naturgassforedling i Norge En innledende studie. Prosjektets målsetting har vært å indikere mulige miljøkonsekvenser av økt verdiskaping basert på foredling av naturgass i Norge ved å utføre en casestudie med utgangspunkt i petrokjemisk industri. Miljøanalysen fokuserer på klimagassen CO 2. Miljøkonsekvensene av to ulike bruksområder for norsk naturgass sammenlignes: Energikjeden Fra gass til energi i Europa: CO 2 -utslipp ved transport og forbrenning av 1 MJ etan som del av levert norsk naturgass i det europeiske marked. NG utvinning og prosessering Input: 1 MJ Etan NG Transport NG Forbrenning Output: X kwh X g CO2 Figur 1: Energikjeden Industrikjeden Fra gass til plastråstoff i Norge: CO 2 -utslipp fra produksjon av polyetylen fra 1MJ etan ved petrokjemisk industri i Norge Figur 2: Industrikjeden Analysen forutsetter at: Tilstrekkelig mengde etan er tilgjengelig for petrokjemisk industri i Norge Etablering av petrokjemisk industri skjer i direkte tilknytning til anlegg for prosessering av naturgass slik at transport kan neglisjeres i industrikjede. Naturgassen som eksporteres til Europa benyttes til varme og kraftproduksjon CO 2 -utslipp i forbindelse med naturgass utvinning og prosessering er definert utenfor systemgrensene for de to kjedene. CO 2 -utslipp fra separering av etan fra naturgass er heller ikke inkludert. Det er ikke inkludert beregninger av CO 2 -utslipp knyttet til bruk, eventuell gjenvinning eller avfallshåndtering av petrokjemiske produkter. I miljøanalysen er systematikk og sporbarhet vektlagt og usikkerhetsmomenter er identifisert og diskutert. Analysen er å betrakte som en innledende studie og beregner kun CO 2 -utslipp fra prosesser nedstrøms for naturgassprosesseringen.

5 4 Beregningene i rapporten viser at CO 2 -utslipp fra transport og forbrenning av norsk naturgass i vest-europa gir et CO 2 -utslipp på ca 58 g CO 2 /MJ etan. Mengde utslipp ved produksjon av polyetylen fra etan er ca 18 g CO 2 /MJ etan. Analysen indikerer altså at CO 2 -utslipp fra Energikjeden er vel tre ganger så høyt som fra Industrikjeden og viser at bruksområde for gassen i stor grad kan påvirke CO 2 -utslipp. Viktigste årsak til dette er at noen bruksområder binder CO 2 i et fast materiale. For å vurdere den langsiktige virkningen av forskjell i CO 2 -utslipp må man også inkludere beregninger av CO 2 -utslipp knyttet til bruk av plastproduktene, eventuell gjenvinning av plasten og i avfallsfasen. Dette er ikke gjort i denne rapporten. g CO 2 / MJ Etan Energikjeden Industrikjeden Figur 3: CO 2 beregninger av ulike bruk av naturgass Foreliggende studie illustrerer at miljøanalyse er hensiktsmessig og nødvendig basis for å vurdere miljømessig konsekvenser ved økt industriell naturgassforedling i Norge. Miljøanalyse vil være et viktig supplement til tekno-økonomiske analyser av alternative verdikjeder. Aktuelle tema for mer omfattende studier er: Fullstendig Life Cycle Assessment (LCA) for konkrete case LCA som grunnlag for økonomiske betraktninger ved bruk av naturgass Miljøkonsekvenser ved høyere grad av videreforedling av petrokjemiske produkter Valg av råstoff og teknologi innen petrokjemisk industri CO 2 innfanging fra petrokjemisk industri

6 5 2 INNLEDNING 2.1 MÅL OG NYTTEVERDI AV PROSJEKTET Rapporten dokumenterer resultater fra prosjektet Miljøkonsekvenser av økt industriell naturgassforedling i Norge En innledende studie. Prosjektet ble gjennomført i perioden mars april Prosjektets målsetting har vært å indikere mulige miljøkonsekvenser av økt verdiskaping basert på foredling av naturgass i Norge ved å utføre en casestudie med utgangspunkt i petrokjemisk industri. Miljøanalysen fokuserer på klimagassen CO 2. Prosjektet bidrar til å utvikle kunnskap om hvilken påvirkning økt industriell verdiskaping basert på naturgass i Norge kan ha på miljøet. Resultatene fra prosjektet kan bidra til en mer nyansert og kunnskapsbasert debatt knyttet til økt bruk av naturgass i Norge. I tillegg vil prosjektet danne grunnlag for en mer omfattende studie for kartlegging av industrielle muligheter i Norge knyttet til innenlands foredling av naturgass. 2.2 BAKGRUNN OG STATUS Gassmarkedet har gjennomgått store endringer de siste årene. Prisnivået for gass har økt markant og det har skjedd en utvikling i retning av et mer globalt gassmarked. Dette skaper nye forutsetninger i markedene for foredlede petroleumsprodukter og konkurransesituasjonen for foredlingsindustrien. Forskningsprogrammet GASSMAKS søker å stimulere Norge til å utnytte denne nye situasjonen gjennom økt innenlands verdiskaping i naturgasskjeden. Norge er i en spesiell posisjon som en av verdens største gasseksportører. I 2006 utgjorde produksjon av naturgass 89,7 milliarder standard kubikkmeter (Sm3). Herav ble 84,6 mrd Sm3 (94,3 %) eksportert, slik at netto innenlands tilgang var 5,1 mrd Sm3. Naturgass tilsvarende 4,9 mrd Sm3 ble forbrent i energisektorene, primært innenfor olje- og gassutvinning. 0,6 mrd Sm3 (0,7 % av total produksjon av naturgass) ble brukt som råstoff i industrien (SSB, 2007). GASSMAKS vil legge et forskningsbasert grunnlag for en miljømessig forsvarlig utnyttelse av norske naturgassressurser. Mer konkret ønsker GASSMAKS å se på miljøkonsekvenser av å realisere en økning fra 1 % til 10 % i innenlands bruk av naturgass gjennom nye industriprosjekter. Prosjektet som dokumenteres i denne rapporten representerer et innledende arbeid for en slik kartlegging og analyse. 2.3 AKTIVITETER 1. Beskrive case (a) og referansecase (b) for miljøanalysen: a. Etablering av petrokjemisk industri i Norge. Foredling av etan til plastråstoff som selges videre i plastverdikjeden. b. Direkte transport av tilsvarende mengde etan som del av naturgass til kontinentet (som i dag). 2. Valg av systemgrenser og detaljeringsnivå for case og referansecase. 3. Analyse av forskjell i CO 2 fotavtrykk for case og referanse case og dokumentere metodikk.

7 6 4. Diskutere usikkerhetsnivå og peke på andre aspekter som bør vurderes nærmere i en mer omfattende studie av mulighetene knyttet til foredling av naturgass i Norge. 2.4 ORGANISERING AV RAPPORTEN Rapporten er organisert i fire deler: Del 1 omfatter Kapittel 1, 2 og 3, og gir et sammendrag av rapporten med oppsummering av prosjektets mål og aktiviteter samt en bakgrunn for prosjektet. Del 2 omfatter Kapittel 4, 5 og 6. Denne delen dokumenterer valgte systemgrenser, detaljeringsnivå og beskriver to valgte kjeder for bruk av gass; Energikjeden og Industrikjeden. Del 3 omfatter Kapittel 7 og 8 med analyse av miljøkonsekvenser for valgte kjeder og diskusjon av resultatet. Del 4 omfatter Kapittel 9 og 10 med konklusjon og anbefalinger for videre arbeid.

8 7 3 NORSK VERDISKAPING BASERT PÅ NATURGASS 3.1 NORGES PRODUKSJON OG EKSPORT AV NATURGASS Norges samlede naturgass produksjon var i 2006 på 89,7 milliarder standard kubikkmeter (Sm³) naturgass, hvorav 84,5 mrd Sm³ (94,3 %) ble eksportert til Europa. I olje ekvivalenter utgjør naturgass produksjonen (eks. NGL og kondensat) 35,2 % av Norges samlede petroleumsproduksjon (SSB, 2006). Det er forventet at Norges totale eksport av naturgass kan nå 120 milliarder Sm³ per år innen (OD, 2004). Samtidig som produksjonen av naturgass trolig vil øke, forventes det en gradvis reduksjon i oljeproduksjon. I følge prognoser vil dermed andel naturgass av total petroleumsproduksjonen øke til 50 % i (OD, 2004). Den norske gasseksporten dekker ca. 15 % av det totale europeiske gassforbruket. Størstedelen av gasseksporten går til Tyskland og Frankrike, der norsk gass utgjør om lag 30 % av totalforbruk. Fra Snøhvit feltet leveres det flytende naturgass (LNG) med skip til Spania og USA (OD, 2007). Nederland 7.8% Italia 6.7% Polen 0.5% Storbritannia 23.2% Tyskland 31.7% Danmark 0.4% Frankrike 16.6% Spania 2.6% Belgia 7.2% Tsjekkia 3.4% Figur 4: Norsk gasseksport til Europa 2006 (GASSCO, 2006) I Norge er ca. 1 % av innenlands energiforbruk basert på naturgass (2003), men gassandelen for Vest-Europa (EU15) er ca. 24 %. Det er store variasjoner de ulike europeiske landene imellom. I Sverige utgjør gass omtrent 2 % av energiforbruket, mens gassandelen i Nederland står for opp mot 50 % av energiforbruket (NVE). Omtrent 96 % av gassforbruket i Europa brukes til varme og kraftproduksjon, hvorav de resterende 4 % benyttes som råstoff i industrien (Eurostat). Det er i mange land et politisk ønske å fremme bruken av naturgass, ettersom gass blir sett på som en miljøvennlig erstatning for bruk av olje/fyringsolje og kull. Nederland er et eksempel på en nasjon med stort forbruk av naturgass basert på egne ressurser. I Nederland brukes 13,5 % av fossil brensel til ikke-energi formål, hovedsakelig petrokjemisk industri. Dette er et høyt forbruk i forhold til resten av verden, hvor bruk av fossilt brensel til ikke-

9 8 energi formål representerer 5,3 % av primær energi forsyning. (IEA, 2002). Nederland er derfor en relativt stor produsent av kjemikaler i europeisk sammenheng og står for 14 % av totale etylen produksjon (IPTS, 2002) samt 23 % av den totale ammoniakk produksjon i EU. Hovedgrunnen til dette er tilgjengelighet på råvarer til konkurransedyktig pris og innenlands naturgassressurser (Neelis et at., 2003). 3.2 INDUSTRIELL VIDEREFOREDLING AV NATURGASS I NORGE Det er et stort potensial for bruk av naturgass i industrien (KON-KRAFT, 2002). I GASSMAKS utredning (2006) er følgende tema prioritert til konvertering og bruk av naturgass: Gass til plastråstoff og plast Gass til energiprosesser og syntetisk drivstoff Gass til karbonmaterialer og metallurgiske prosesser Gass til proteiner, fett og andre næringsstoffet Arbeidet dokumentert i denne rapporten fokuserer på konvertering av gass til plastråstoff og plast. Innenlands bruk av naturgass i Norge i dag er i hovedsak knyttet til de ulike ilandføringsstedene og områdene rundt disse (Figur 5). De to største innenlandske gassbrukerne bruker gassen Figur 5: Gassaktiviteter i Norge (NVE) hovedsakelig som råvare til industriproduksjon. Metanolproduksjonen på Tjeldbergodden er basert på naturgass fra Heidrun og brukte om lag 770 MSm3 rikgass i 2003, tilsvarende et energiinnhold på ca. 8,5 TWh (NVE). Den petrokjemiske industrien i Grenland er forsynt med gassråstoff fra skip, og forbruker av om lag 1150 kilotonn våtgass (etan og propan) årlig, med et energiinnhold ca. 15 TWh (NVE). Tabell 1: Norsk petrokjemisk produksjon (SFT, 2003) Produkt og mellomprodukter Produksjonssted Tonn/år Kondensat Statoil Kårstø Metanol Statoil Tjerbergodden Etan Statoil Kårstø Ammoniakk Yara Herøya Vinylklorid VCM INEOS Eten INEOS Propen INEOS Polyeten INEOS Polypropen INEOS Formalin Dynea Lillestrøm

10 9 4 SYSTEMGRENSER OG ANTAGELSER Denne rapporten fokuserer i første rekke på miljøkonsekvenser av å forbruke en gitt mengde naturgass til petrokjemisk industri i Norge fremfor å sende den aktuelle gassen til utlandet. Miljøkonsekvensanalysen presenterer CO 2 regnskapet for definerte prosesser ved to ulike bruksområder av norsk naturgass: Systemgrensene for de to valgte kjedene er definert i samråd med oppdragsgiver og er oppsummert under. Grafisk illustrasjon av systemgrenser for kjedene er vist i Kapittel 5 og 6. I. Energikjeden Fra gass til energi i Europa CO 2 -utslipp ved transport og forbrenning av 1 MJ etan som del av norsk naturgass i det europeiske marked II. Industrikjeden Fra gass til plastråstoff i Norge CO 2 -utslipp fra produksjon av polyetylen fra 1MJ etan ved petrokjemisk industri i Norge Følgende antagelser ligger til grunn for analysen: Tilstrekkelig mengde etan er tilgjengelig for petrokjemisk industri i Norge Etablering av petrokjemisk industri skjer i direkte tilknytning til anlegg for prosessering av naturgass slik at transport kan neglisjeres i industrikjede. Naturgassen som eksporteres til Europa benyttes til varme og kraftproduksjon CO 2 -utslipp i forbindelse med naturgass utvinning og prosessering er definert utenfor systemgrensene for de to kjedene. CO 2 fra separering av etan fra naturgass er heller ikke inkludert. Det er ikke inkludert beregninger av CO 2 -utslipp knyttet til bruk, eventuell gjenvinning eller avfallshåndtering av petrokjemiske produkter.

11 10 5 ENERGIKJEDEN FRA GASS TIL ENERGI I EUROPA I denne innledende studien er analysen av Energikjeden begrenset til miljøkonsekvenser i form av CO 2 -utslipp fra norsk naturgass ved transport til og forbrenning ved konvensjonelle gasskraftverk i Europa. Naturgass består av ulike kjemiske komponenter, primært metan med varierende innhold av etan, propan og butan. Ved prosessering av naturgass er det vanlig å skille ut våtgass (etan, propan og butan) fra tørrgass (metan). Naturgass som transporteres fra Norge til Europa (salgsgass) består hovedsakelig av metan, med et mindre innhold av etan. Naturgassen som eksporteres går hovedsakelig til varme og kraftproduksjon. Det er i dag seks ulike mottaksterminaler for norsk naturgass i Europa (to i Tyskland, en i Belgia, en i Frankrike og to i Storbritannia). Ved bruk av naturgass til energiformål er tørrgass og våtgass tilnærmet likeverdig (se Tabell 2). Tabell 2: Brennverdier for etan og metan: Figur 6: Gasstransportsystem (OD, 2007) Metan Etan Nedre brennverdi (MJ/kg) 49,0 47,5 NG utvinning og prosessering Input: 1 MJ Etan NG Transport NG Forbrenning Output: X kwh X g CO2 Figur 7: Energikjeden Fra gass til energi i Europa

12 TRANSPORT AV NATURGASS Avstanden naturgassen skal transporteres er av betydning for valg av transportmetode. Gasstransport over store avstander og i store volum skjer ved hjelp av høytrykks transmisjonsrør. Det er slik norsk naturgass blir transportert fra Norge til Europa. De er to hovedårsaker til utslipp av drivhusgasser ved transport av naturgass i rør: Lekkasje av naturgass i rør, ventiler og installasjoner Forbruk av naturgass med kompresjon av gass for langdistanse transport. 5.2 FORBRENNING AV NATURGASS I GASSKRAFTVERK I nye kombinerte gasskraftverk er det ifølge operatører rapportert om virkningsgrader opptil 58,4 % (KMW, 2002), forutsatt optimal produksjon. For denne analysen er mer relevant å ta utgangspunkt i gjennomsnittlig virkningsgrad i vest-europa. I nyere beregninger (Dones et.al, 2005) er det antatt at europeisk installert kapasitet har en gjennomsnittlig virkningsgrad på 38 %. En har derfor valgt å bruke 38 % som virkningsgrad for forbrenning av naturgass i gasskraftverk i Energikjeden. 6 INDUSTRIKJEDEN FRA GASS TIL PLASTRÅSTOFF I NORGE Analysen av Industrikjeden er begrenset til å se på miljøkonsekvenser av bruk av etan til produksjon av polyetylen. Ved prosessering av naturgass er det vanlig å skille våtgass (etan, propan og butan) fra tørrgass (metan) grunnet ulike bruksområder og transportalternativer. Naturgassen som eksporteres fra Norge til Europa i rør er hovedsaklig tørrgass (metan), med et mindre innhold av etan. Petrokjemikalier er en kategori av organiske kjemikalier utvinnet hovedsaklig fra våtgass og olje raffineristrømmer som nafta og diesel. Bruk av naturgass til petrokjemisk industri medfører dermed et tydelig skille i bruk av tørrgass og våtgass, i motsetning til energiformål hvor de er tilnærmet likeverdige. Den petrokjemiske sektoren produserer et bredt spekter av produkter. Etylen er det dominerende petrokjemiske produktet, basert på globalt produksjonsvolum (IEA, 2006). Videreforedling av etylen til polyetylen (PE) utgjør ca. 60 % av det totale etylen markedet (Nexant, 2005). Europeisk etylen industri er av global betydning og tilsvarer ca 31 % av verdens etylen produksjon. Tabell 3: Kilde: International Petrochemical Information Forum 2005 Verdens Petrokjemiske Produksjon Produkt (ktonn) Asia Vest Europa Nord Amerika Sør Amerika Etylen I vest Europa blir 95 % av produsert etylen fremstilt ved dampkrakking [IPPC, 2002]. Det er to hovedkategorier av råvarer som blir benyttet ved fremstilling av etylen, dermed også polyetylen: Avledninger fra råolje (nafta, diesel, propan etc.) Avledninger fra naturgass (etan, propan etc.)

13 12 Tørrgasskomponenten av naturgass, metan, kan også benyttes men dette krever flere prosesstrinn og blir ikke vurdert i denne rapporten. Figur 8: Industrikjeden Fra gass til plastråstoff i Norge Det er variasjoner verden over i bruk av råstoff til produksjon av petrokjemiske produkter. Tilgangen på ressurser har historisk påvirket beliggenhet og valg av råmateriale. Estimering av CO 2 -utslipp ved bruk av fossilt brensel til ikke-energi formål er ikke trivielt, ettersom karbonet er innlemmet i kjemikalier som har levetid fra noen dager til tiår. Disse kjemikaliene kan medføre CO 2 -utslipp både i bruksfase og ved senere avfallshåndtering.

14 13 7 MILJØKONSEKVENSER AV ULIKE CASE Det er i dag økende bevissthet knyttet til at økende CO 2 -utslipp er en global utfordring. Derfor er det aktuelt for Norge å se på miljøkonsekvenser av alternativ videreforedling av petroleumsråvarer som naturgass. Etablering av ny industriell virksomhet i Norge basert på naturgass som råvare vil kunne påvirke både nasjonale og globale CO 2 -utslipp. Energi Material gjenvinning Produkt gjenvinning Produkt gjenbruk Utslipp til luft Råmateriale anskaffelse Material produksjon Produkt fremstilling Bruk Avfall Utslipp til vann Råmateriale Transport Transport Transport Transport Utslipp til jord Figur 9: Illustrasjon av generell livssyklus Figur 9 illustrerer en generell livssyklus som inkluderer alle material og energistrømmer i et valgt system. Life Cycle Assessment (LCA) en standardisert metodikk for helhetlig miljøanalyse som er sporbar og konsekvent. Denne rapporten omfatter ikke en fullstendig LCA av de to verdikjedene som analyseres, men det refereres til analyser som er gjennomført for prosesser som er definert innenfor verdikjedenes systemgrenser. Det er i miljøanalysen lagt vekt på CO2-utslipp i forbindelse med produksjonsfasen i de to ulike verdikjedene. Utslipp i forbindelse med konstruksjon eller avhending av nødvendige installasjoner (produksjonsfasiliteter, rør osv), er ikke inkludert grunnet et marginalt bidrag i kraftintensiv industri. For Energikjeden og Industrikjeden er det beregnet CO2-utslipp fra prosesser nedstrøms av naturgassprosessering, dvs. at CO2-utslipp i forbindelse med naturgass utvinning og prosessering ikke er inkludert. Det er ikke inkludert beregninger av CO 2 -utslipp knyttet til bruk, eventuell gjenvinning eller avfallshåndtering av petrokjemiske produkter. Rapporten evaluerer kun miljøkonsekvenser i form av CO2-utslipp.

15 MILJØKONSEKVENSER AV ENERGIKJEDEN Europas bruk av naturgass går hovedsakelig til kraftproduksjon. Konvensjonell kraftproduksjon basert på naturgass i Europa i dag har ingen form for innfangning av CO 2. Det er nasjonale variasjoner i teknologi for transport og forbrenning av naturgass innad i Europa. Norsk naturgass eksporteres til store deler av Europa (se Figur 5). Figur 10: Energikjeden I. Transport av naturgass: Energiforbruk til kompresjon av gass er antatt 1,8 % av transportert gas per 1000 km (Ecoinvent Database). Naturgass forsyning UCTE Gjennomsnittlig transport avstand Fra Russland 34 % 6000 km (Dones et al, 2005) Fra Norge 17 % 1000 km (estimat) Fra Algeri /Nord Afrika 16 % 1000 km (estimat) Fra Nederland 24 % 500 km (estimat) Fra Tyskland 5 % 500 km (estimat) Fra Storbritannia 4 % 500 km (estimat) Vektet gjennomsnitt ca km Tabell 4: Gjennomsnittlig transportavstand for gass forsyning til Europa (Dones et al, 2005). Rapporten antar en gjennomsnittlig transport avstand fra Norge til Europa (UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of electricity) på 1000 km, av et gjennomsnitt på all tilført gass på 2500 km (Tabell 4). Dette medfører en faktor på 0, 4 i forholdet mellom g CO 2 / kwh ved transport av norsk naturgass i forhold til gjennomsnittet i Europa. II. Forbrenning av naturgass: Gjennomsnittlig virkningsgrad i Europa korrigert med eksergi faktor for kombinert gassdamp kraftverk = 38 % 1 MJ Etan 0, 1056 kwh

16 15 g CO 2 / kwh Transport 50.0 Forbrenning Figur 11: Kilde: Dones et.al, 2005 Figur 11 illustrerer fordeling CO 2 -utslipp ved transport og forbrenning av naturgass i gjennomsnitt i vest Europa (UCTE), totalt 580 g CO 2 /kwh. Totale CO 2 -utslipp ved transport og forbrenning av norsk naturgass i vest-europa: 20 g CO 2 /kwh transport 530 g CO 2 /kwh forbrenning 58 (g CO 2 /MJ etan) Utslipp av CO 2 ved forbrenning er proporsjonalt med naturgassens karboninnhold, da karbon ved oksidasjon med luftens oksygen danner CO 2. CO 2 -utslippet ved forbrenning er dermed avhengig av naturgassens sammensetning, noe som kan forklare mindre forskjeller ulike kilder imellom. Det er knyttet noe usikkerhet til fordelingen av CO 2 -utslippene ettersom verdier i kilden ikke er gitt eksplisitt, men ved grafisk fremstilling (Dones et.al, 2005). Rapporten tar utgangspunkt i gjennomsnittet for Europa (UCTE) og det er nasjonale signifikante forskjeller både knyttet til transport og forbrenning. Ved inkludering av samtlige prosesser fra utvinning til forbrenning er det europeiske gjennomsnittet på 600 g CO 2 / kwh, det vil si at ca. 20 g CO 2 /kwh av CO 2 - utslippene er relatert til utvinning og prosessering (Dones et.al, 2005). Ved å omregne metan og dinitrogenoksid til CO 2 ekvivalenter gir rapporten et gjennomsnittlig utslipp på 640 g CO 2 ekvivalenter/kwh. Ved omregning til CO 2 ekvivalenter er metanutslipp i forbindelse med lekkasjer fra naturgass transport fra Russland dominerende (Dones et.al, 2005). I denne rapporten er det antatt at rør transport fra Norge hovedsaklig medfører CO 2 -utslipp i forbindelse med kompresjon, og derfor er ikke metan eller dinitrogenoksid lekkasjer inkludert. Variansen mellom gjennomsnittlig CO 2 -utslipp og CO 2 ekvivalenter indikerer utslippet av andre drivhusgasser i Energikjeden. Omregnet til g CO 2 ekvivalenter / MJ etan er gjennomsnittlig utslipp av andre klimagasser enn CO 2 i Europa i størrelsesorden 4 g CO 2 ekvivalenter / MJ etan. I litteraturen er det oppgitt ulike estimater for forbrenning av naturgass: 56, 1 g CO 2 / MJ 530 g CO 2 /kwh (IPCC, 2006) 56,0 g CO 2 / MJ 530 g CO 2 /kwh (NORSK ENERGI, 2006)

17 MILJØKONSEKVENSER AV INDUSTRIKJEDEN Mesteparten av energien som kreves til produksjon av polyetylen går med i brennkammeret for å oppnå ønsket reaksjonstemperatur for cracking av etan. Etter at ønsket temperatur for cracking er oppnådd blir gassen bråkjølt for å stoppe reaksjonen. Produktene som blir produsert i cracking er avhengig av sammensetningen til råmaterialet (f. eks. etan), forholdet mellom hydrokarboner og damp, cracker temperatur og hvor lenge hydrokarbonene oppholder seg i brennkammeret. Figur 12: Flytdiagram for Polyetylen produksjon fra etan Tabell 5: Kilde: Neelis, M; Patel, M; de Feber; Copernicus Institute, april 2003, Table 2.2, side 24 kg produkt/tonn Dampkrakking - Etylen produksjon, med etan som råvare råmateriale Høyverdige kjemikalier 842 Etylen 803 Propylen 16 Butadien 23 Aromater 0 Brensel grad produkter og tilbakestrømning 157 Hydrogen 60 Metan 61 Etan og propan 0 Andre C4 6 C5/C6 26 Tap 5 Totalt 1000 Tabell 5 gir en oversikt over andel etylen ved konvensjonell dampkrakking av etan. Brensel grad produktene blir delvis ført tilbake til brennkammer som brensel, resirkulert tilbake til raffineri eller brukt innen andre deler av petrokjemisk sektor. Parametere for dampkrakking av etan til etylen (Ren et al, 2005): 1,0 1,2 (tonn CO 2 /tonn etylen) (GJ/tonn etylen)

18 17 I målenheten (GJ/tonn etylen) er all energiforbruk allokert til produksjon av etylen. Det tas derfor ikke hensyn til eventuelle biprodukter ved produksjon av etylen fra etan, disse er da produsert uten bruk av energi. Ettersom etylenandelen fra dampkrakking av etan er så høy, er det små forskjeller om vi deler energiforbruket på alle høyverdige kjemikaler (1,0 1,2 tonn CO 2 / tonn HVC, (GJ/tonn HVC). Ved polymerisering av etylen til polyetylen (tabell 6) er det antatt en 4 % reduksjon i virkningsgrad (GASSMAKS, 2006). Det er ikke medregnet CO 2 -utslipp i polymeriserings prosess fra etylen til polyetylen. Beregnet CO 2 -utslipp ved produksjon av polyetylen ved konvensjonell dampkrakking av etan (gco 2 / MJ etan): Tabell 6: Sensitivitetstabell for polyetylen produksjon tonn CO2 / tonn etylen ### 0,8 0,9 1 1,1 1,2 GJ / tonn etylen 17 14,18 15,95 17,72 19,50 21, ,85 17,83 19,81 21,79 23, ,51 19,70 21,89 24,08 26,27 Følgende antagelser er tatt for estimat av petrokjemisk produksjon av etylen i Norge: 19 GJ etan / tonn etylen 0, 9 tonn CO 2 / tonn etylen Mengde produsert polyetylen fra etan 0,050 kg polyetylen / 1 MJ etan Mengde CO 2 -utslipp ved produksjon av polyetylen fra etan 18 (g CO 2 / MJ etan) Ved etablering av petrokjemisk industri i Norge er det antatt en produksjonsteknologi med relativ lav utslippsfaktor (0,9 tonn CO 2 / tonn etylen). I studie utført med beste tilgjengelig teknologi for etan dampkrakking (IPTS) har det blitt modellert en optimal produksjon med 0,80 tonn CO 2 / tonn etylen produsert (Neelis et al., 2005). IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories oppgir et utslipp på 0,95 tonn CO 2 / tonn etylen produsert for nasjonale CO 2 beregninger (IPCC, 2006).

19 18 8 DISKUSJON AV MILJØANALYSE 8.1 OPPSUMMERING AV RESULTATER Rapporten søker å belyse miljøkonsekvenser av alternativ bruk av norsk naturgass. Ved å gjennomføre en forenklet case studie viser rapporten at det er mulig å spore CO 2 -utslipp ved ulike anvendelse av andelen etan i norsk naturgass. Det er i forkant av studien gjort antagelser som gjenspeiler systemgrensene for utført miljøanalysen. Den studerte Energikjeden er basert på et case hvor norsk naturgass medfører CO 2 -utslipp ved å hovedsakelig benyttes som energikilde til kraftproduksjon i Europa. Den studerte Industrikjeden illustrerer hvilke potensielle CO 2 -utslipp som vil være assosiert ved etablering av petrokjemisk industri basert på norsk naturgass. Beregninger av CO 2 -utslipp fra Energikjeden er basert på en gjennomsnittlig transportlengde for norsk gass på 1000 km, og en gjennomsnittlig virkningsgrad for gasskraftverk i Europa på 38 %. Ved beregninger av CO 2 -utslipp fra Industrikjeden er det antatt en energibruk på 19 GJ etan / tonn etylen og en utslippsrate på 0,9 tonn CO 2 /tonn etylen. Figur 8 illustrerer forskjeller i CO 2 -utslipp per MJ etan i de ulikt definerte kjedene. Det er ved tolkning av resultatet viktig å presisere antagelser gjort i Kapittel 4. g CO 2 / MJ Etan Energikjeden Industrikjeden Figur 13: CO 2 -utslipp ved ulik bruk av naturgass

20 BEGRENSNINGER I MILJØANALYSEN Det er i denne rapporten kun utført en miljøkonsekvensanalyse med hensyn til CO 2 -utslipp. Dette er en forenklet miljøanalyse som ikke inkludere alle miljøpåvirkninger som er aktuelt for en helhetlig miljøanalyse (LCA). Antagelser som ligger til grunn for rapporten gjenspeiler flere av begrensningene ved miljøanalysen og understreker behovet for en helhetlig LCA studie: Måler kun karbonutslipp. Vurderer ikke totale miljøbelastning som utarming av fossilt brensel, lokal forurensning, natur inngrep av installasjoner osv. Beregning av CO 2 -utslipp er begrenset av valgte systemgrenser. Det er fokusert på produksjonsfasen til sluttproduktet i de to studerte casene. Det er ikke tatt høyde for miljøkonsekvenser ved konstruksjon og avhending av nødvendige installasjoner eller bruk og avhending av plastproduktene. 8.3 USIKKERHET Usikkerhet i kalkulert CO 2 -utslipp for Energikjeden: Det er knyttet noe usikkerhet til CO 2 -utslipp per km transport av norsk naturgass og gjennomsnittlig transportavstand. CO 2 -utslipp fra transport av naturgass vil likevel være relativt små i forhold til det totale CO 2 -utslipp per MJ etan. Det knyttes relativ lav usikkerhet til CO 2 -utslipp ved forbrenning av naturgass ettersom de kjemiske reaksjonene er godt kjent. Usikkerhet i kalkulert CO 2 -utslipp for Industrikjeden: Ved beregning av CO 2 -utslipp i forbindelse med fremstilling av polyetylen fra etan er det gjort antagelser og forenklinger i denne rapporten. Sensitivitetsmatrisen (Tabell 6) indikerer variasjon i CO 2 -utslipp ved ulik produksjonseffektivitet. Det er ikke tatt hensyn til utslipp som vil forekomme ved ulik avhending av produsert petrokjemisk produkt. Levetiden til ulike plastartikler vil kunne variere og dermed tiden karbonet er lagret i plasten Basert på nevnte antagelser er det usikkerhet knyttet til datagrunnlaget som er benyttet til å kalkulere CO 2 -utslipp for begge verdikjedene. Det er ikke gjennomført egne utslippsmålinger og rapporten påvirkes dermed av valgte kilders presisjonsnivå.

21 20 9 KONKLUSJON Norge er i en spesiell posisjon som en av verdens største gasseksportører og Europas største produsent og eksportør av naturgass. Under 1 % av produsert naturgass videreforedles i Norge. CO 2 -utslippene fra bruk av naturgass er et resultat av hvor og til hvilket formål naturgassen benyttes og forbruk av norsk naturgass påvirker både nasjonale og globale utslipp. Denne rapporten ønsker derfor å belyse miljøkonsekvenser ved ulik bruk av norsk naturgass. Det er stor forskjell mellom energiforsyningen i Norge og Europa. Norges innenlands energibehov har tradisjonelt vært dekket gjennom vannkraft mens Europa i stor grad er avhengig av fossilt brensel. 94,3 % av norsk naturgass eksporteres og forbrukes hovedsakelig innen varme og kraftproduksjon i Europa. Norsk industriell videreforedling av naturgass er i hovedsak knyttet til de ulike ilandføringsstedene og områdene rundt disse (Kapittel 3.2). Med bakgrunn i Norges tilgang på naturgass og økt de siste årenes økte etterspørsel etter petrokjemiske produkter (ECON, 2007) kan det være aktuelt å vurdere økt petrokjemisk videreforedling av naturgass i Norge. I miljøanalysen er systematikk og sporbarhet vektlagt og usikkerhetsmomenter er identifisert og diskutert. Analysen er å betrakte som en innledende studie og beregner kun CO 2 -utslipp innen definerte systemgrenser. Analysen (se Figur 13) indikerer at CO 2 -utslipp fra Energikjeden er vel tre ganger så høyt som fra Industrikjeden og viser at bruksområde for gassen i stor grad kan påvirke totale CO 2 -utslipp. Viktigste årsak til dette er at noen bruksområder binder CO 2 i et fast materiale. For å vurdere den langsiktige virkningen av forskjell i CO 2 -utslipp må man også inkludere beregninger av CO 2 - utslipp knyttet til bruk av plastproduktene, eventuell gjenvinning av plasten og i avfallsfasen. Dette er ikke gjort i denne rapporten, men er blant de aktuelle tema for videreføring av arbeidet i Kapittel 10. Foreliggende studie illustrerer at miljøanalyse er hensiktsmessig og nødvendig for å vurdere miljømessig konsekvenser ved økt industriell naturgassforedling i Norge. Miljøanalyse vil være et viktig supplement til tekno-økonomiske analyser av alternative verdikjeder.

22 21 10 AKTUELLE TEMA FOR VIDERE STUDIE Fullstendig Life Cycle Assessment (LCA) for konkrete case Denne rapporten tar får seg CO 2 -utslipp fra utvalgte prosesser innen den valgte Energikjeden og Industrikjeden. Får å få en fullstendig LCA er det nødvendig å utvide miljøanalysen til å omfatte samtlige prosesser fra vugge til grav i de ulike verdikjedene. Det vil da også være relevant å se på andre miljøeffekter enn global oppvarming LCA som grunnlag for økonomiske betraktninger ved bruk av naturgass En fullstendig LCA kan danne grunnlag for bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske analyser av de to verdikjedene. Dette vil kunne gi grunnlag for vurdering av verdiskapingspotensialet ved ulik bruk av norsk naturgass Miljøkonsekvenser ved høyere grad av videreforedling av petrokjemiske produkter Det er store verdiskapingspotensialer i videreforedling av petrokjemiske mellomprodukter. Ved økt petrokjemisk industri i Norge, må man ta stilling til hvor langt frem i verdikjeden mot ferdigprodukter en ønsker å operere. Det er potensielt store clustereffekter i forhold til samlokalisering av petrokjemisk infrastruktur. Videre vil det være aktuelt med en vurdering av petrokjemisk industri i sammenheng med annen industri med tanke på synergier og felles miljøutfordringer (f. eks deponering av CO 2 ) Valg av råstoff og teknologi innen petrokjemisk industri Det er ulike råstoff som blir brukt innen petrokjemisk produksjon verden over. Dette medfører varierende grad av energieffektivitet og ulike miljøkonsekvenser. Nye produksjonsteknologier kan åpne for bruk av alternative råstoff til petrokjemisk industri. For Norge kan det være spesielt aktuelt med en nærmere miljøanalyse av MTO (metanol til olefiner). MTO omdanner naturgass til olefiner i en to trinns prosess. Dette kan medføre at tørrgass(metan) kommer i konkurranse med råvarer som nafta og våtgass i petrokjemisk industri. Utviklingen av råvarepriser innen kull, olje/gass og elektrisitet har historisk påvirket teknologi valg for kraftproduksjon og råmateriale brukt innen petrokjemisk industri. Ettersom olje og gassprisen har steget dramatisk de siste årene, har det blir en økende interesse for kull som energikilde og råmateriale til f. eks petrokjemisk industri CO 2 innfanging fra petrokjemisk industri En vurdering av muligheter for CO 2 innfangning og lagring i forbindelse med etablering av petrokjemisk industri, kan gi viktig innspill til mulig reduksjon av CO 2 -utslipp. Ulik konsentrasjon av CO 2 i avgasser fra de to kjedene kan medføre varierende potensial og effektivitet ved CO 2 innfanging

23 22 11 KILDER Ren et al., 2005 World Bank, 2005 IPPC, 2002 IPCC, 2006 Dones et.al, 2005 NVE GASSMAKS, 2006 IEA, 2006 Neelis et al., 2005 KON-KRAFT, 2002 OD Neelis et at., 2003 IPCC, 2006 NORSK ENERGI, 2006 Ren, T., Patel, M., Blok, K., 2005: Olefins from conventional and heavy feedstocks: Energy use in steam cracking and alternative processes, Department of Science, Technology and Society, Faculty of Chemistry, Utrecht University, The chemical industry Opportunities to increase energy efficiency, to reduce greenhouse gas emission and to limit mercury discharges Concept Note EC-BREF. Integrated pollution prevention and control (IPPC) reference document on best available techniques in the large volume organic chemical industry February Lower olefins process BREF, Seville, Institute for Prospective Technological Studies (Technologies for sustainable development) European IPPC Bureau; IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Petrochemical and Carbon Black Production, Chapter 3, Page 75, Table 3.14 Dones, R., Heck, T., Emmenegger, M.F., and Jungbluth, N., 2005: Life-cycle inventories for the nuclear and natural gas energy systems, and examples of uncertainty analysis, Int J Life Cycle Anal 10 (1) (2005), pp GASSMAKS, 2006: Utredning av behov for nasjonal satsing på forskning for økt verdiskapning fra naturgass gjennom industriell foredling, Endelig rapport Gielen, D., Bennaceur, K., Tam, Cecilia., IEA Petrochemical Scenarios for : Energy Technology Perspective, Paris Neelis, M.L., Patel, M., Gielen, D.J., Blok, K., 2005: Modelling CO2 emissions from non-energy use with the non-energy use emission accounting tables (NEAT) modell KON-KRAFT, 2002: Industriell utnyttelse av gass, sluttrapport Neelis, M.L, M.K. Patel and M. de Feber, Improvement of CO2 emission estimates from the non-energy use of fossil fuels in the Netherlands, Utrecht University, Copernicus Institute/Dept. of Science, Technology and Society, Utrecht, The Netherlands, april 2003, 126 pp IPCC Guidelines for National Greenhouse Gas Inventories, Energy Combustion Norsk Energi, 2006, Miljømessige konsekvenser ved bruk av naturgass i Norge

24 23 OD, 2007 KMW, 2002 SSB, 2007 Olje og energidepartementet. Fakta Norsk Petroleumsverksemd VEDLEGG 12.1 GASSPRODUKTER Energ (MJ/Sm3) Metan Etan Propan Butan Nafta Kondensat Rikgass Tørrgass LNG Våtgass (NGL) LPG ca. 100 Kondensat >150 Tabell 7: Gassprodukter (GASSCO)

25 SINTEF Energiforskning AS Adresse: 7465 Trondheim Telefon: SINTEF Energy Research Address: NO 7465 Trondheim Phone: