Småskala LNG i Norge

Transkript

1 Semesteroppgave TPG4140 Naturgass Småskala LNG i Norge Sigurd Jevne Rigmor Dahle Hilde-Kristin Sæter NTNU Trondheim

2 Sammendrag Selv om Norge lenge har hatt stor gassproduksjon har det tradisjonelt vært brukt svært lite gass innenlands. Hovedgrunnen til dette har vært den gode tilgangen på billig elektrisitet gjennom et svært godt utbygd kraftnett og at Norge har fått godt betalt for gassen vi har eksportert til Europa. Utover 90-tallet kom gasskraft mer og mer i fokus etterhvert som utbyggingen av vannkraft stagnerte, forbruket økte og kraftbalansen ble presset. Men ettersom bruk av gass da var ensbetydende med gasskraftverk var det liten politisk vilje til å distribuere gassen utenfor ilandføringsstedene og bruke den direkte. Fra midten av 90-tallet skjedde det gradvis en holdningsendring blant norske politikere, og vi har fram til i dag sett en økning i bruken av gass til oppvarming, i industrien og innen transportsektoren. Et viktig moment ved å legge til rette for utvidet naturgassbruk er å ha et velfungerende distribusjonssystem. Med det spredte bosetningsmønstret og den krevende topografien i Norge vil det ikke lønne seg med rørdistribusjon med mindre man har et stort marked. Dette har vi ikke i Norge i dag, og alternativer til rørdistribusjon må derfor vurderes. I denne oppgaven har vi fokusert spesielt på LNG som energibærer da LNG kan fraktes på en kostnadseffektiv måte til brukerne. Det finnes flere alternativer for å frakte LNG fra ilandføringsstedene og ut til kundene, man kan bruke båt, bil eller tog. Regjeringen ytrer i Stortingsmelding nr 9 at de i større grad vil ta i bruk naturgass til innenlands verdiskapning, de stiller seg også positive til LNG som energibærer på grunn av fleksibiliteten denne transportformen representerer. Det finnes i dag støtteordninger til infrasturktur for gass, og naturgass er fritatt for CO 2 -avgift. Enova og Sintefs tekniske rapport, Landbasert bruk av naturgass Distribusjonsløsninger [2], viser økonomiske vurderinger av frakting av LNG på båter til fire mottaksterminaler langs Vestlands- eller Østlandskysten. Analysen viser at jo større skip man benytter, jo lavere blir transportkostnaden. For å dekke et marked som kan anslåes til 140 mill m 3 LNG vil det være mest hensiktsmessig å bygge skip med med fraktekapasitet på 5000 m 3 LNG. Dette vil gi transportkostnader på rundt 40 øre/sm 3. Overgang fra tyngre hydrokarboner til naturgass medfører reduksjon i utslipp av klimagasser. Ved å substituere olje med naturgass reduserer man CO 2 -utslippet med 24 % i forhold til II

3 fyring med lett fyringsolje og med 28 % sammenlignet med tung fyringsolje. Det tilsvarende tallet for kull er 70 %. Det betyr altså betydelige CO 2 -reduksjoner ved en overgang. Kullfyrte kraftverk slipper ut inntil 9 ganger mer NOx enn gasskraftverk. Ved å benytte LNG i stedet for dieselolje i skipstransport vil man få redusert NOx- utslippene med 90 %. Man slipper også problemet med svovelutslipp siden et gasskraftverk ikke slipper ut svovel. LNG produseres fra naturgass som tas i land fra Nordsjøen og Barentshavet. Når den tas til land blir gassen renset for CO 2, vann og kvikksølv. Etter rensing blir naturgassen varmevekslet med nitrogen til en temperatur på -162 C før den sendes videre som LNG til en lagertank der den oppbevares ved atmosfærisk trykk. Det finnes pilotanlegg for lossing og lasting av LNG på Mongstad, Kollsnes og Kårstø. Alle disse anleggene har det til felles at de har store gassrørledninger fra Nordsjøen i umiddelbar nærhet, og har dermed enkel tilgang til naturgass. III

4 Innholdsfortegnelse 1 Innledning LNG og samfunn Bakgrunn 2.2 Naturgass nå 2.3 Gassmeldingen 2.4 Støtteordninger 3 Produksjon av LNG Produksjon og rensing 3.2 Nedkjøling 3.3 Lagring og lasting 3.4 LNG-terminal 4 Frakt og distribusjon av LNG LNG-skip 4.2 Mottaksanlegg 4.3 Distribusjon 5 Småskala LNG LNG-anlegg; status i dag 5.2 Kystgass 5.3 Bruk av LNG 6 Miljø Sikkerhet Diskusjon Konklusjon Kilder Vedlegg...21 Vedlegg 1; Brevveksling med Kjetil Sjølie Strand ved I.M. Skaugen/ Norgas Carriers Vedlegg 2; Brev fra Per Christiansen ved Moss Maritime a.s. IV

5 1 Innledning I denne oppgaven har vi sett på hvordan småskala LNG kan implementeres i Norge. LNG (Liquified Natural Gas) er naturgass som er nedkjølt til -162 C slik at den inntar væskefase og dermed kan lagres og transporteres ved atmosfærisk trykk. LNG har en svært høy energitetthet og dermed kan store energimengder transporteres i relativt små volum. LNG består hovedsaklig av metan som er den letteste av naturgassene, i tillegg finnes noe etan, butan og propan. Med bakgrunn i en bred enighet blant norske politikere og forskere om å sørge for mer direkte bruk av naturgass i Norge, har vi sett på ulike områder der dette kan være aktuelt. Vi har også sett litt nærmere på politikernes vilje til å legge til rette for implementering av naturgass og den samfunnsmessige utviklingen på området. Norge har nå kommet i en situasjon der vi har underskudd på elektrisk kraft og importerer mer enn vi produserer selv. Samtidig øker etterspørselen etter energi, både elektrisk og termisk. Dette kan kompenseres ved å substituere kraft med andre energikilder. Disse skal være lett tilgjengelige, konkurransedyktige på pris og helst miljøvennlige. Med de store gassreservene Norge har utenfor kysten er naturgass en aktuell energibærer som kan erstatte mye av vår bruk av elektrisitet. Etterspørselen etter LNG øker nå jevnt og trutt i Norge, men foreløpig er ikke LNG tatt i bruk i stor grad. Det finnes tre småskala produksjonsanlegg for LNG som leverer til kunder innenfor industri og transport, men vi mangler fortsatt en nasjonal handlingsplan for distribusjon av LNG. Naturgass kan tas i bruk i industri, husholdninger og i transportsektoren, det er altså mange potensielle kunder. På grunn av Norges krevende topografi og spredte bosetning vil distribusjon via rørnett være lite lønnsomt. LNG kommer da inn som et godt alternativ da det enkelt kan transporteres med skip, trailere eller tog. Oppgaven belyser aspekter ved produksjon, frakt og distribusjon av LNG, samt miljøkonsekvenser ved bruk og potensielle kunder for LNG. 1

6 2 LNG og samfunn 2.1 Bakgrunn Tidlig på 90-tallet var det et voksende fokus på gasskraft i Norge men ikke like stor interesse for direkte bruk av naturgass. Dette til tross for en betydelig gassproduksjon på norsk sokkel. Hovedgrunnen til at det har vært lav interesse for direkte bruk har vært den gode tilgangen på billig elektrisitet gjennom et svært godt utbygd kraftnett og at Norge har fått godt betalt for gassen som har blitt eksportert til Europa. Utover 90-tallet forsterket denne situasjonen seg etter hvert som gasskraft kom mer og mer i fokus etter hvert som utbyggingen av vannkraft stagnerte, forbruket økte og kraftbalansen ble presset. I denne perioden var bruk av gass nærmest ensbetydende med gasskraft og de to første gasskraftverkene ble planlagt ved to av ilandføringsstedene for gassen, Kårstø og Kollsnes. Det var altså liten politisk vilje til å distribuere naturgass utenfor ilandføringsstedene og bruke den direkte, og dermed var det heller ikke mye oppmerksomhet rundt LNG. Kun ett sted ble det bygget distribusjonsnett for naturgass, nemlig i kommunene Karmøy og Haugesund. Det var selskapet Gassnor som begynte byggingen av dette nettet i [4] Fra midten av 90-tallet skjedde det gradvis en holdningsendring blant norske politikere. Forskere og fagfolk hadde i flere år snakket varmt for å utnytte naturgass direkte som råstoff i industri, til boligoppvarming og til andre formål, og nå begynte politikerne å ta etter. I Stortingets behandling av St.meld. nr. 44 ( ) Norge som gassnasjon - bruk av naturgass i Norge, Innstilling nr. 149 ( ) står det: Komiteen går inn for at det satses på lønnsom og miljøvennlig innenlandsk anvendelse av norsk gass, også til industrielt forbruk. (...) I introduksjonsfasen kan et begrenset myndighetsengasjement være nødvendig, men også næringslivet har et ansvar for at bruken av gass i Norge tiltar etter hvert som tilgjengeligheten øker. Dette gjelder både industriell bruk, i transportsektoren og andre muligheter som gassen gir åpning for. Gassteknologiutvalget ble oppnevnt av regjeringen Stoltenberg i 2001 og har skrevet NOU Gassteknologi, miljø og verdiskaping. Der står det at 2

7 ... et hovedargument som trekkes frem i argumentasjonen for å øke bruken av naturgass i Norge, er potensialet for økt nasjonal verdiskaping. Økt innenlands bruk av naturgass innenfor for eksempel energi-, industri-, husholdning- og transportsektorene er et alternativ til å eksportere naturgass til kontinentet. Innenlands bruk av naturgass vil gi grunnlag for verdiskaping, sysselsetting, industriell og teknologisk utvikling. 2.2 Naturgass nå De velmente ønskene fra Gassteknologiutvalget er nå i ferd med å bli tatt til følge av politikerne og næringslivet. Det mest iøynefallende eksempelet er leggingen av et transmisjonsrør fra Kårstø til Stavanger og distribusjonsnettet som legges på Nord-Jæren. I mange tilfeller er imidlertid transmisjonsrør vanskelige å forsvare økonomisk og vi må se oss rundt etter andre alternativer. Norge er et langstrakt land med spredt befolkning, samtidig er den norske industrien spredt utover landet og i liten grad samlet i klynger. Dette gjør at transmisjonsrør i mange tilfeller er utelukket siden de må transportere store volumer med gass for å være aktuelle. [22, kap 4] Alternativet er å transportere naturgass i form av CNG eller LNG til kunden. I framtida kan det også bli aktuelt å transportere gass i form av hydrat (NGH). I Grenlandsområdet finner vi den største samlingen av prosessindustri i Norge og dermed et av få aktuelle mottakssteder for en rørledning. Dette området kan bli den største samling av gassforbrukere i Norge, men likevel er LNG et konkurransedyktig alternativ i forhold til rørledning. I internasjonal målestokk er uansett Grenlands teoretiske behov for gass for småskala å regne. Siden avstanden til for eksempel Kårstø er såpass stor er det vanskelig å forsvare økonomisk legging av rør der Grenland er eneste anløpssted. [22, kap 4] Siden det tar lang tid å bygge opp et marked som forsvarer bygging av rørledning kan det også være aktuelt å benytte LNG i oppstarten. Det er altså aktuelt å vente med å legge rørledning til markedet har vokst seg stort nok til at det er god økonomi i investeringen. 2.3 Gassmeldingen I 2002 kom Stortingsmelding nr 9, populært kalt Gassmeldingen. Hovedtanken i denne er at regjeringen i større grad vil ta i bruk naturgass til innenlands verdiskapning. Den tar for seg 3

8 betraktninger rundt hvordan naturgass kan tas i bruk i industri og transportsektoren og i mindre grad husholdninger. I gassmeldingen stiller regjeringen seg svært positive til LNG som energibærer på grunn av fleksibiliteten denne transportformen innebærer. Et poeng som trekkes fram er at LNG er en løsning som sammenlignet med rørledning, er godt tilpasset norske forhold siden forbruket er spredt og markedet lite. Behandlingen av gassmeldingen i Stortinget har som viktigste resultat at det er bred enighet om at det er nødvendig med statlig støtte til utbygging av infrastruktur for gass. Stortinget har valgt å ikke ta stilling til om gassrør skal prioriteres foran LNG eller motsatt. Utbyggere skal selv vurdere lønnsomheten av gassrør og LNG opp mot hverandre og så søke om støtte på bakgrunn av sine egne vurderinger. [18] De vil så bli tildelt støtte uavhengig av om de har bestemt seg for en rør- eller en LNG-løsning. I innstillingen til gassmeldingen har Stortinget også bedt Regjeringen om å utrede forskjellige alternativer til hvordan støtteordningen kan finansieres med statlig deltakelse. Gassmeldingen ser også på muligheten av å utrede opprettelsen av et statlig eierselskap for investeringer i infrastruktur. [22, kap 10] Et slikt selskap kan organiseres etter modell av for eksempel Statnett på den måten at selskapet eier og drifter et sentralnett av gassrør mens lokale energiselskaper eier og drifter lokale distribusjonsnett som de på Karmøy og Jæren. Hvordan et slikt selskap kan være involvert i infrastruktur for LNG er uklart og det er vanskelig å si hvordan dette vil påvirke om det bygges ut rør eller LNG. Spørsmålet er om et slikt selskap kan eie noen del av et LNG-distribusjonssystem, det være seg LNG-skip og tankbiler, produksjonsanlegg eller mottaksanlegg. Olje- og Energidepartementet skal ha utredningene klare til våren [18] 2.4 Støtteordninger Det finnes allerede i dag en støtteordning til infrastruktur for gass. Det ble foreslått i gassmeldingen at denne skulle forvaltes av Enova SF inntil videre og slik ble det. Enova SF er et statlig foretak som er etablert for å fremme en miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon i Norge. [1] Regjeringen ønsker å videreføre ordningen som den er i dag. Imidlertid er det flere problemstillinger som må avklares med ESA, organet som kontrollerer at EØS-avtalen følges opp av medlemslandene, før penger kan deles ut. Dette er et generelt 4

9 problem i og med at EU sitt statsstøtteregelverk forbyr å yte statsstøtte dersom den fører til konkurransevridning. Det er imidlertid muligheter for unntak fra EU sitt statsstøtteregelverk, støtte til miljøtiltak er et av dem, og det er lettere å få tillatelse til å gi investeringsstøtte enn driftsstøtte. Av andre økonomiske virkemidler kan det nevnes at naturgass er fritatt for CO 2 -avgift. Infrastruktur for naturgass er fritatt for investeringsavgift, men denne fordelen falt bort ved opphevelsen av Investeringsavgiftsloven 1. oktober [22, kap 10] Fra 2005 igangsettes ordningen med nasjonale CO 2 -kvoter og dermed vil naturgassens konkurranseevne styrkes i forhold til andre fossile energikilder siden gass har et lavere karboninnhold. 5

10 3 Produksjon av LNG Produksjon av LNG består av mange prosesstrinn. Gassen skal leveres fra en plattform og inn til land hvor den skal renses for blant annet CO 2 og kvikksølv slik at den holder de standarder som kreves og ikke ødelegger produksjonsutstyret. Den ferdige LNGen lagres så i tanker eller distribueres med skip, trailer eller tog. Figur3.1 LNG produksjonsanlegg [5] 3.1 Produksjon og rensing Før LNGen kan sendes ut til kundene, må den renses og kjøles ned. LNG produseres ved at gass med høyt trykk ankommer anlegget fra en nærliggende rørledning. Ved LNG-anlegget på Snurrevarden på Karmøy får de naturgass ved 130 bar trykk fra Statpipe-ledningen som går til Kårstø. [5] Trykket reduseres til rundt 52 bar og gassen føres videre til CO 2 -rensing. Gassen renses for CO 2 ved hjelp av en regenererbar absorbent til en renhet på 50 ppm-vol. Selve rensingen foregår ved at naturgass og kjemikaliet amin blandes i en tank ved høyt trykk og moderat temperatur. Aminet binder til seg CO 2 og separeres ut i bunnen av tanken. Aminet med CO 2 føres så videre til en tank hvor trykket er mindre og temperaturen høyere, hvor aminet og CO 2 separeres. Dette gjøres for å unngå at CO 2 skal fryse ut nedstrøms i prosessen. Etter CO 2 -rensingen blir naturgassen sendt videre til kvikksølvovervåking og absorpsjon av vann slik at gassen holder de krav som er satt. Kravene er H 2 O<1 ppm-vol og Hg<0,1 µg/sm 3. [5] Absorpsjon av vann gjøres med tørrgass som regenererbar absorbent. Varme fra 6

11 et hetoljesystem tilknyttet gassmotorens eksossystem sørger for regenerering av absorbenten og den benyttede tørrgassen brukes deretter som drivstoff i et kraft-varmeanlegg. 3.2 Nedkjøling Til slutt må gassen kjøles ned til den blir flytende for å øke energitettheten og gjøre det lettere å transportere den. Selve hovedmaskinen i anlegget er en LNG-varmeveksler, ofte kalt en kaldboks. Kjølemediet i varmeveksleren er nitrogen som kjøles ned av en kompressor for så å varmeveksle med gassen før den sendes i retur til ny nedkjøling. I kaldboksen varmeveksles naturgassen med nitrogen til en temperatur på -162 C før den sendes videre som LNG til en lagertank der den oppbevares ved atmosfærisk trykk. [5] 3.3 Lagring og lasting Den ferdigproduserte LNGen må lagres i spesielle tanker for ikke å fordampe. Disse tankene er godt isolerte og har installert last manifolds for overføring av LNG for videre transport. Last manifolds er rør med flens som kobles sammen med tilsvarende last manifolds på skipene for å overføre den flytende gassen og dampen. Til hver lastetank på skipet eller tankbilen er det to last manifolds som kobles til last manifolds på terminalen på land. Dette er fordi det alltid vil være damp igjen i tanken etter at den er tømt, og denne dampen må fjernes når ny LNG tankes slik at trykk og temperatur skal holde seg på ønsket nivå. 3.4 LNG-terminal For å få levert LNG med skip, må skipene være konstruert for å laste og losse på terminaler med forskjellig design. Mange av de eksisterende LNG terminalene er designet for store skip, noe som gjør det utfordrende å designe de små LNG skipene slik at de kan laste på disse store terminalene, og losse på små mottaksanlegg langs norskekysten. En løsning på dette har vært å ha to sett last manifolds på skipene, ett sett som heves høyt for de store LNG terminalene, og et sett for de små terminalene og mottaksanleggene.[25] 7

12 4 Frakt og distribusjon av LNG 4.1 LNG-skip Det finnes flere alternativer for å frakte LNG fra ilandføringsstedene og ut til kundene. Et alternativ er å bruke skip. Fordelen med å frakte LNG i skip framfor naturgass i rør er at skipet er mer fleksibelt slik at det kan nå flere steder langs kysten. Når man først har lagt et rør er det en temmelig permanent investering mens et skip alltid kan bygges om til andre formål når den ikke lenger behøves til det opprinnelige formålet. Figur 4.1 LNG skip[3] Det å frakte LNG i skip er relativt nytt i Norge, og det er enda ikke produsert skip i den skalaen som vil være mest hensiktsmessig for transport av LNG innad i Norge. Tanken er å frakte LNG fra Snøhvit i Hammerfest med skip til Sør-Norge. Der vil LNGen bli tatt i land og distribuert videre med lastebiler eller tog til sluttbrukerne. Enova og Sintef har laget en teknisk rapport, Landbasert bruk av naturgass Distribusjonsløsninger [2], der de har regnet på transportkostnader ved frakting av LNG på båter til fire mottaksterminaler langs Vestlands- eller Østlandskysten. Denne rapporten konkluderer med at det mest hensiktsmessige er å bruke en båt med fraktekapasitet på 5000m 3 LNG. Man har da tatt høyde for 48 rundturer i året med en samlet transport på 140 millioner Sm 3 LNG, dette gir transportkostnader på ca 40 øre/sm 3. Tall fra Moss Maritime a.s. anslår at kontraktprisen for et slikt skip vil ligge på rundt 290 millioner NOK. [26] Denne prisen er anslagsvis og avhenger byggested, standard, finansieringsordning, kronekurs, grad av subsidiering etc. Årlige driftskostnader vil sannsynligvis ligge på mill NOK, det dekker administrative- og driftsutgifter. 8

13 4.2 Mottaksanlegg Mottaksanleggene for LNG består hovedsaklig av tanker for oppbevaring av den flytende gassen. Et lokalt mottaksanlegg vil bestå av en LNG-tank der vanlig størrelse vil være på mellom 20m 3 og 120m 3 for små anlegg og opp til 450m 3 for de litt større. LNG-tanken har last manifolds tilpasset lossing av skip og eventuelt lasting av tankbiler og tanken kan være oppreist eller liggende. Utforming og plassering av tanken godkjennes av direktoratet for brann og elsikkerhet, men vanligvis gjelder samme regler for LNG-tanker som for LPGtanker (propan). [5] Før LNGen kan brukes må den fordampes til gassfase. LNGen føres til en fordamper hvor den fordampes til naturgass ved atmosfæretrykk og omgivelsestemperatur, etter behov. Fordampingen skjer ved hjelp av omgivelsesvarme eller varme fra en liten fyrkjel. Mottaksanlegget har flere sikkerhetsforanstaltninger. Det er et basseng rundt tanken for å fange opp LNGen ved en eventuell lekkasje. I tillegg tilsettes naturgassen lukt for at en eventuell lekkasje lettere skal oppdages. 4.3 Distribusjon Norge er et land med spredt befolkning og krevende topografi. I tillegg er det mange steder at man har noe, men ikke mye, kraftkrevende industri. Dette gjør det ofte ulønnsomt å legge gassrørledninger. Det er da et godt alternativ å bruke tog eller enda bedre; biler, til å frakte LNG ut til sluttbrukerne. Det brukes i dag tankbiler med kapasitet opptil 54 Sm 3. Figur 4.2 LNG tankbil [5] 9

14 Ved bulktransport er det mengden gass som transporteres som avgjør lønnsomheten, ved rørtransport er det lengden på røret som er avgjørende. Jo lengre rør jo dyrere, og et rør klarer ikke å dekke et like stort geografisk område som en bil kan. Kostnaden ved rørlegging er mellom 1200 kr/m og 3500 kr/m, alt etter hvor røret legges.[2] Det er generelt lavere kostnader ved å legge gassrør enn å strekke elkabler, og energikapasiteten er opp mot 10 ganger større. Rørene inneholder gass ved 4 bar, ved siste sluttbruker vil trykket kunne ligge under en bar. 10

15 5 Småskala LNG 5.1 LNG-anlegg; status i dag Det er bygget tre småskala LNG-produksjonsanlegg i Norge. Disse ligger på Tjeldbergodden, Karmøy og Kollsnes og må regnes som pilotanlegg. Alle disse anleggene har det til felles at de har store gassrørledninger fra Nordsjøen i umiddelbar nærhet, og har dermed enkel tilgang til naturgass. Figur 5.1 Småskala LNG Anlegget på Snurrevarden på Karmøy ble ferdigstilt i april 2003, og skal ha en årsproduksjon på tonn LNG som skal leveres til kunder lokalt. [5] De har blant annet trailere som frakter LNG til Stavanger, og fyllestasjoner for naturgass på Haugalandet. LNG-anlegget på Tjeldbergodden var det første i Norge, og det produserer årlig tonn LNG.[22] LNGen fra anlegget transporteres med tankbiler til Trondheim hvor den leveres til blant annet Ranheim papirfabrikk, en av fjernvarmesentralene til Trondheim Energiverk og til lokalbussene. LNG fra Tjeldbergodden brukes også som drivstoff på Glutra, Norges første LNG-drevne ferje. På Kollsnes har Naturgass Vest bygget et LNG-anlegg som skal produsere ca mill Sm 3 LNG som skal leveres til lokale kunder. [27] De har basert transporten på trailere og et lite LNG skip med kapasitet på 1000 Sm 3, innleid fra Knudsen OAS. Naturgass Vest har til nå signert leveringsavtaler for tonn LNG. [27] Kundene er blant andre Hydro Aluminium (Sunndal), Statoil (Ågotnes) der LNG skal brukes som drivstoff på to nye supplyskip, Sør-Norge Aluminium (Husnes), BKK Varme (Bergen) og Haukeland Universitetssykehus (Bergen). I tillegg har BKK planlagt et varmekraftverk bare noen hundre 11

16 meter fra LNG-anlegget. De vil kjøpe gass, som har blitt brukt til regenerering av absorbenten, billig og selge elektrisitet tilbake. Overskuddsvarmen blir solgt til Cod Culture som er en bedrift som skal drive oppdrett av torsk. 5.2 Kystgass Figur 5.2 Kystgass [13] Kystgass er navnet på et skipsbasert distribusjonssystem for LNG som fortsatt bare eksisterer på tegnebrettet. Slik Enova ser det for seg trenger man 2 skip til oppstarten, disse skal hver romme 5000m 3 LNG og ha en årskapasitet på 140 mill Sm 3. Disse båtene kan dekke et marked på 250 mill Sm 3, fordelt på åtte mottaksanlegg. Dette vil da ha en kostnad på 600 mill kroner og det er da ikke tatt med lokal distribusjon til kundene. Enova ser på dette som oppstarten på et naturgassmarked i Norge, og er derfor villig til å være med og støtte mottaksanlegg, lavtrykks distribusjonsnett, konverteringsutstyr og varmedimensjonert kraftvarmeverk. 5.3 Planlagte mottaksanlegg Mottaksanlegg for lagring og distribusjon av LNG har vært planlagt av flere bedrifter. Et slikt mottaksanlegg er blitt utredet i forbindelse med Mo Industripark AS, der Statoil, Norgas Carriers og Mo Industripark AS gikk sammen og utredet et alternativ for en industripark bestående av 99 bedrifter med varierende behov. [14] Ut fra deres beregninger er kai, terminal og regassifiseringsanlegg beregnet til å koste rundt 60 mill kroner, og skal da ha en lagringskapasitet på 4500m 3. Da trengs det i tillegg et system for distribusjon og konvertering bestående av rør og/eller tankbiler som vil kunne koste rundt 18 mill kroner. Samlet kostnad 12

17 for utbyggingen vil da komme på 78 mill kroner som må dekkes inn med salg av gass og eventuelle subsidier fra staten. 5.4 Bruk av LNG LNG kan brukes av både industri, private husholdninger og næringsbygg. Det egner seg til bruk i forbindelse med oppvarming, matlaging, air condition og til ulike industriformål. LNG er allerede tatt i bruk som drivstoff, for eksempel i fergen Glutra. Det er aktuelt for transportsektoren å ta i mot naturgass i form av LNG, ekspandere den og bruke den som drivstoff. Figur 5.3 Glutra Områder som i dag har LNG-forsyning er Trondheim, Bergen, Haugalandet og Nord-Jæren. Grenland er et område som har veldig stort potensiale for å ta i bruk LNG pga den store konsentrasjonen av prosessindustri som finnes der. Mo i Rana er også et aktuelt område. I Norge bor 75% av befolkningen langs kysten, men vi bor fortsatt spredt over et stort område, noe som gjør at energitettheten blir lav. [13] Erfaringer fra Europa viser at 20-30% av sluttbruket kan dekkes av gass, men på grunn av den spredte bosetningen og den lave energitettheten blir dette et urealistisk mål i Norge. I første omgang, før eventuelle gasskraftverk, vil det være mest aktuelt å substituere olje og kull med gass for Norges del. En forutsetning for at gass skal tas mer i bruk i Norge er at prisen for sluttbrukeren kan konkurrere med andre energikilder. Denne prisen bestemmes av gasspris og transportkostnadene. 13

18 6 Miljø Norge har i dag høyere forbruk av elektrisitet enn vi produserer selv og det er derfor behov for å bytte ut bruk av elektrisitet med andre energikilder. Naturgass er mer miljøvennlig i bruk enn kull og olje, disse kan i mange tilfeller substitueres med naturgass. Ved å bytte ut olje med LNG reduserer man CO 2 -utslippet med 24% i forhold til fyring med lett fyringsolje og med 28% sammen lignet med tung fyringsolje. [6] Det tilsvarende tallet for kull er 70%. Det betyr altså betydelige CO 2 -reduksjoner ved å gå over til bruk av LNG. Kullfyrte kraftverk slipper ut inntil 9 ganger mer NOx enn gasskraftverk. Ved å benytte LNG i stedet for dieselolje i skipstransport vil man få redusert NOx- utslippene med 90%. Man slipper også problemet med svovelutslipp siden et naturgass nesten er fri for svovel. Man kan også utnytte kulden i LNG når den skal fordampes på en svært energieffektiv måte. Den store temperaturforskjellen mellom LNGen og omgivelsene innebærer en stor mengde eksergi som kan utnyttes i for eksempel kjøleanlegg. På denne måten kan det spares store mengder energi. 14

19 7 Sikkerhet LNG er ikke farligere ved transport og bruk enn andre drivstoffer. Det fraktes ved minus 162 grader celsius og atmosfærisk trykk. Trykket utgjør ingen fare, mens kulden er uheldig å komme ut for. LNG er brannfarlig, men utgjør en mindre brann- og eksplosjonsfare enn andre oljeprodukter. Det som kan skje er at tankbilen kan velte, men så langt har dette ikke ført til noen store ulykker. Tankbilene har dobbel tank, så mest sannsynlig vil bare den ytterste tanken bli skadet i et velt eller en kollisjon. 15

20 8 Diskusjon Til nå har det vært vanlig å benytte LNG som en energibærer for transport av store volumer naturgass over lange avstander. På dette området er LNG udiskutabelt den mest effektive energibæreren for naturgass. Ved transport av mindre volumer gass er CNG mer vanlig enn LNG grunnet lavere investeringskostnader, og ved enda større volumer over kortere avstander er rørledninger mer normalt grunnet lavere driftskostnader. Likevel snakkes det mye om såkalt småskala LNG her i landet. LNG er bedre egnet for maritim framdrift enn CNG. Faktum er at LNG er svært godt egnet for dette formål og LNG til ferger og oljeindustriens forsyningsskip kommer til å være et stort vekstområde i Norge i årene framover.[19,20] Det er et faktum at gass er et miljøvennlig drivstoff sammenlignet med diesel, spesielt siden NOx-utslippene reduseres drastisk, og dette vil virke som en pådriver for at det raskere blir bygget flere LNG-drevne skip og ferger. Markedet for LNG vokser seg altså større og dette vil føre til at flere småskala LNG produksjonsanlegg bygges. Et annet, stort marked for LNG fra småskala produksjonsanlegg er industrien på vestlandet. Den mest hensiktsmessige måten å levere LNG til disse kundene er med LNG-båter ettersom veiene på vestlandet er smale og svingete og avstandene er forholdsvis store. Transportkostnadene for CNG vil raskt bli for høye hvis større deler av industrien på vestlandet går over til gass som energikilde. SINTEF har utviklet et småskala produksjonsanlegg for LNG som setter energieffektivitet og lave investeringskostnader i høysetet. Lave investeringskostnader skal oppnås ved å utvikle en standardløsning som planlegges bygget i transporterbare moduler slik at det kan fabrikkeres og funksjonstestes i verksted hos produsent før sluttmontasje hos bruker. Investeringskostnadene reduseres ytterligere ved å bruke standard utstyrskomponenter som anvendes i tradisjonell kuldeindustri og ved å tilpasse prosessbetingelsene slik at komponentene også kan brukes for LNG-produksjon.[28] En høy energivirkningsgrad oppnås ved å bruke et kuldemedium som består av nitrogen og flere hydrokarboner. Hvis dette anlegget blir en suksess vil det bidra til å øke konkurransedyktigheten til småskala LNG ytterligere sammenlignet med CNG. 16

21 Norsk industri som benytter seg av LPG vil ha stor nytte av å gå over til naturgass. En grunn til at for eksempel deler av industrien i Grenland fortsatt benytter LPG er at det er mye bedre tilgang på LPG enn på naturgass. Hvis denne prosessindustrien kunne gå over til naturgass ville de kunne produsere mer kostnadseffektivt og CO 2 -utslippene bli redusert. Med utbygd småskala LNG-produksjon og LNG-skip i trafikk langs kysten ville tilgangen på naturgass bli bedre og det ville være en selvfølge å konvertere til naturgass. Kystgasskonseptet innebærer at LNG skal hentes fra produksjonsanlegget på Melkøya ved Hammerfest som er ilandføringsstedet for Snøhvitfeltet. Det paradoksale er at avstanden er kortere til Zeebrugge i Belgia og Montoir i Frankrike og dermed kan kostnadene ved å importere LNG bli lavere enn ved å hente den på Melkøya. Det meste av LNG som hentes til Zeebrugge og Montoir kommer fra Algerie og noe LNG kommer helt fra Nigeria.[21] Det ville være noe merkelig dersom det er best økonomi i å indirekte importere gass fra Afrika for å bygge opp et norsk gassmarked. Norge eksporterer store mengder gass til nettopp Zeebrugge gjennom Zeepipe og til Dunkerque i Frankrike gjennom Franpipe. Det vil unektelig bli sett på som unødvendig å kjøpe dyr LNG fra en leverandør Norge faktisk selv leverer billig gass til. På bakgrunn av dette virker det langt mer fornuftig å forsøke å bygge opp en LNG-forsyning i Norge basert på selvutviklede småskala produksjonsanlegg. Dette kan medføre langt høyere investeringskostnader men kanskje er det politisk vilje til å gjøre dette. Det blir altså opp til politikerne å vurdere om vi skal ta i bruk gass for enhver pris i Norge og eventuelt til hvilken pris. 17

22 9 Konklusjon Det eksisterer et sterkt ønske fra flere hold om å ta i bruk mer naturgass i Norge, og til dette formål er LNG en aktuell distribusjonsform. Det er i ferd med å utvikles en nasjonal distribusjonsplan for LNG og denne har fått navnet Kystgass. Flere selskaper har begynt å distribuere LNG med båt, for eksempel Naturgass Vest som leverer til blant annet industri på vestlandet. LNG egner seg godt som drivstoff i marine transportmidler, det er mer miljøvennlig enn bensin og diesel, og kan på en enkel måte fraktes fra prosessanlegget til brukeren. Rent økonomisk vil frakt av naturgass vanskelig kunne forsvares økonomisk ved bruk av rør i Norge. LNG-skip eller trailere vil være mer aktuelt. Det finnes flere bruksområder for naturgass innen norsk industri. Industri vil være et av de områdene som kan oppnå best økonomi ved å ta i bruk naturgass levert i form av LNG og dermed kan mer forurensende energikilder erstattes. Den største utfordringen er å bygge opp en kostnadseffektivt infrastruktur for levering av gass i Norge. Snøhvit vil ligge langt unna det meste av industriområder, og det vil faktisk være kortere og billigere å hente gass fra Europa til Sør-Norge. Å importere gass vil ikke være i tråd med politikernes ønsker om å ta i bruk mer norsk naturgass. Det vil være opp til politikerene å bestemme hva som skal være avgjørende for å implementere utvidet bruk av naturgass i Norge, og å legge retningslinjer for en eventuell nasjonal distribusjonsplan. Småskala produksjonsanlegg for LNG i tilknytning til ilandføringssteder for naturgass kan derfor vise seg å være en fornuftig måte å bygge opp en naturgassforsyning i Norge, forutsatt at dette kan gjøres på en kostnadseffektiv måte. 18

23 10 Kilder Internettsider: Enova [1] [2]Landbasert bruk av naturgass Distribusjonsløsninger ( - publikasjoner - industri ) Statoil [3] - snøhvit Gasnor [4] [5]Temanotat nr.5; Transport og lagring av LNG: Teknikk og sikkerhet ( ) [6]Temanotat nr.6; Naturgass i stasjonære anvendelser Klimagassutslipp ( ) Gassco [7] Gassmagasinet [8]Nr , Nr og Nr ( ) Gass [9] Marintek [10] Sintef [11] Gasskonferansen i Bergen, fra denne: 2003 Statsråd Einar Steensnæs, OED [12]Innenlandsk bruk av naturgass - Status etter behandling av St.meld. nr. 9 Adm dir Eli Arnstad, ENOVA [13]"Regjeringen har foreslått å gi ENOVA ansvar for å tildele de ressurser staten setter inn i utbygging av infrastruktur for naturgass" 19

24 2001 Driftsdir Terje Lillebjerka, Mo Industripark AS og dir forretningsutvikling Hans Næss Olstad, Norgas [14]"LNG - mest kostnadseffektive distribusjonsform for naturgass i Norge?" Adm dir Grant Gundersen, Naturgass Grenland [15]"Sør-Østlandet" Adm. dir Roy Vardheim, Borealis [16]Gass til Grenland Professor Geir Owren, Institutt for klima og kuldeteknikk, NTNU [17]Gass i skip ODIN [18]Fremtidig bruk av gass Hydrogensamfunnet, Brit Skjelbreid OED ( ) [19]Naturgass Vest [20]Naturgass [21]Platts Skriftlige kilder: [22]Stortingsmelding nr.9 [23]Forelesningsnotater [24]Gemini nr 4, september 2003 [25]Brevveksling med Kjetil Sjølie Strand ved I.M. Skaugen/ Norgas Carriers. Se vedlegg 1 [26]Brev fra Per Christiansen ved Moss Maritime a.s. Se vedlegg 2 [27]LNGjournal nov/dec 2002, side 23 og 24 [28]Xergi nr 4,

25 11 Vedlegg Vedlegg 1; Brevveksling med Kjetil Sjølie Strand Hei igjen Rigmor, LNG prosessen på land, overvåkning av kvikksølv nivå og fjerning av CO2 og vann er ikke helt mitt område. Anbefaler deg å ta en titt på Statoils egen hjemmeside for Snøhvir prosjektet( der finnes det mye informasjon. Jeg fant bl.a følgende: /... Prosessen med å skille CO2 fra naturgass skjer ved at kjemikaliet amin og naturgass føres sammen i en tank ved høyt trykk og moderat temperatur. Aminet binder seg til CO2 og separeres ut i bunnen av tanken. Deretter føres dette over i en ny tank hvor trykket er mindre og temperaturen høyere. CO2 vil da bli separert og ført videre fra tanken til CO2 injeksjons-systemet..../ Ellers finnes det noen guruer på LNG i Statoil, som sikkert kan hjelpe deg hvis du tar kontakt. Geir Owren, Atle Fredheim og en som heter Kirsti Tangvik (...tror jeg) kan mye om LNG prosessen. Når det gjelder overføringen fra lagertank til skip burde jo jeg kunne litt mer, så jeg skal prøve å forklare litt. På LNG terminaler (og andre gass-terminaler) og på gass skipene har vi noe som kalles last manifolder. Dette er rør med flens på som kobles sammen for å overføre den flytende gassen og damp. Til hver last tank på skipet vil det være to manifolder, og dermed to koblinger til terminalen på land under lasting. Dette er fordi det alltid vil være damp igjen på den tomme tanken. Denne dampen må fjernes når ny LNG fylles på for at trykk og temperatur i tanken skal holde seg på ønsket nivå. (ca. -162,5 grader og tilnærmet atmosfærisk trykk) For små skala distribusjon vil det være svært små skip sammenlignet med tradisjonelle LNG skip. Små skala skip vil ha kapasistet fra m3, mens de store skipene ofte har kapasitet på ca m3. De eksisterende LNG terminalene i Europa (pluss Melkøya) er designet for de store skipene. Derfor er det en utfordring å tilpasse de små skipene til de store terminalene, samtidig som de også skal kunne levere LNG på små terminaler langs kysten. En løsning da kan være å ha dobbelt opp med last manifolder. Et sett for de små terminalene og et sett for de store LNG terminalene (dette settet må heves et godt stykke opp fra hoveddekket på det lille skipet). Data for terminalene; Store LNG terminaler (Melkøya, m.fl.) 21

26 Diameter på manifold: ca 16 inches (1 inch = 2,54 cm tror jeg) Trykk: ca 3 bar g Mindre mottaks terminaler: Diameter på manifold: ca 6-8 inches Trykk: ca 4 bar g Håper det var mulig å forstå noe av dette, litt vanskelig å forklare kort. Skal også se om jeg finner noen bilder eller skisseer som illustrer last manifolder, og laste/losse operasjoner. Sender evt. en mail med dette. mvh Kjetil Sjølie Strand Sitat rigmord@stud.ntnu.no: Hei Kjetil Kjempefint hvis du har mulighet til å hjelpe meg litt. Forstår at det er vanskelig med dokumenter som er konfidensielle, men kanskje du kan hjelpe litt alikevel. På Gasnor sine sider fant jeg et skriv om transport og lagring av LNG, men jeg synes ikke alt var like klart. Det jeg lurer på er hvordan foregår. Lurer også på hvordan overføringen fra LNG-lagertanken og til skipet foregår. Håper du har mulighet til å svare på noe av dette. Jeg har desverre ikke mulighet til å komme innom dere i Oslo. Med vennlig hilsen Rigmor Sitat kjetistr@stud.ntnu.no: Hei Rigmor, Ref. mail til Hans Næss Olstad 3.okt. Vi har litt problemer i mail-systemet vårt her på kontoret og klarer ikke sende mail til deg fra vårt domene, men heldigvis har jeg fortsatt 22

27 den gamle stud-adressen min. Jeg gikk ut fra marin i juni i år, og skrev både prosjekt og diplom for I.M.Skaugen om små skala LNG skip, og jobber nå i I.M.Skaugen / Norgas Carriers. Oppgavene mine er dessverre konfidensielle, ellers kunne du lånt dem på marin instituttet. I Skaugen har vi jobbet mye med små skala distribusjon av LNG et par år nå, og har følgelig endel informasjon rundt dette temaet, særlig for skip. Vi jobber imidlertid med andre selskaper bl.a. Statoil og kan deror ikke gi fra oss allverden, men hvis du kan spesifisere enda litt mer hva du vil vite skal jeg se hva vi kan gi deg. Hvis det passer, kan du komme innom oss her på kontoret i Oslo og ta En prat om små skala LNG. mvh Kjetil Sjølie Strand I.M.Skaugen / Norgas Carriers -----Original Message----- From: Rigmor Dahle [mailto:rigmord@stud.ntnu.no] Sent: 3. oktober :23 To: terje.lillebjerka@mip.no; hans.n.olstad@norgas.org Subject: gasskonferansen i Bergen 2003 Hei Mitt navn er Rigmor Dahle og jeg er student ved NTNU og skal i høst Skrive semesteroppgave om skipsbasert LNG distribusjon i Norge. I den anledning kom jeg over en side der det lå link til en mengde forelesningsserier holdt på Gasskonferansen i Bergen i år og deriblandt en holdt av Dere. Det jeg lurte på var om Dere har mer informasjon om dette temaet,og om Dere har mulighet til å sende det til meg. Tenker da spesielt på anlegg for lasting av LNG, mottaksanlegg for LNG og beskrivelse av skipene som brukes til å frakte LNG, men alt er av interesse. På forhånd takk! Med vennlig hilsen Rigmor Dahle 23

28 Vedlegg 2; Brev fra Per Christiansen ved Moss Maritime a.s. Hei Hilde-Kristin, Her er noen ord i full fart som svar på ditt spørsmål om LNG skip. Småskala LNG er virkelig i vinden for øyeblikket. Vi har inntrykk av at det er ganske mange som studerer det samme og at det er mange tall i sirkulasjon. Vi har sett på dette ganske inngående i flere omganger fra 1985 og utover, og du skal få noen tall av meg som riktignok er oppdatert til 2002 nivå fra ca. 10 år tilbake, men som likevel skulle gi deg en god pekepinn. Jeg tror kontraktprisen på et 5000 m3 LNG skip vil ligge mellom 260 og 290 millioner NOK. Prisen er avhengig av byggested, standard, finansieringsordning, kronekurs, grad av subsidiering etc. For bygging til vanlige betingelser i Vest-Europa ville jeg foreslå at dere bruker 290 millioner. Vanligvis amortiseres investeringen over prosjektets levetid. som kan variere fra 15 til 25 år. Dette er sikkert oppgitt i forutsetningene deres. Dere må vel også se på driftskostnadene for et slikt skip. Disse vil bestå av administrasjon, forsikringer, mannskapsutgifter, proviant, reservedeler, vedlikehold, uforutsette avbrekk og ikke å glemme drivstoff, som er dens største posten. Jeg tipper at årlige driftskostnader vil ligge mellom 20 og 25 millioner NOK. Håper dette er til nytte. Lykke til. mvh Per-E. Christiansen Moss Maritime a.s. Prof. Kohtsvei 15 P.O. Box 120 N-1325 Lysaker tel direct fax