Rapport Kraft fra land til Utsirahøyden

Størrelse: px
Begynne med side:

Download "Rapport Kraft fra land til Utsirahøyden"

Transkript

1 Rapport Kraft fra land til Utsirahøyden FORELØPIG

2 Prosjekttittel: Kraft fra land til Utsirahøyden Kunde: Energi Norge Dato Status Ansvarlig Godkjent av Klassifisering Utkast v5 Geir Husdal Tom Dagstad Åpen Utkast v4 Geir Husdal Tom Dagstad Åpen Utkast v3 Geir Husdal Tom Dagstad Fortrolig Utkast v2 Geir Husdal Tom Dagstad Fortrolig Utkast v1 Geir Husdal Tom Dagstad Fortrolig Emneord: Kraft fra land, Utsirahøyden

3 Sammendrag Denne rapporten omhandler tiltakskost ved bruk av kraft fra land til å drive feltene Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog på Utsirahøyden. Tiltakskost er beregnet etter samme metode som ble benyttet i OD sin rapport «Elektrifiseringsvurderinger for midtre Nordsjø» fra 2012 (Ref 3). Rapporten er basert på et konsept med overføring av 200 MW kraft i kabel fra Kårstø til stigerørsplattformen på Johan Sverdrup i en fase (samlet utbygging). Det er også beregnet tiltakskost for en faset utbygging med 80 MW i fase I og med 120 MW som et alternativ i en seinere fase II. Det er forutsatt at kraft fra land kun skal dekke elektrisk energibehov. Varmebehov er antatt dekket av gassfyrte kjeler. De utførte beregninger viser at: kraft fra land til de fire feltene på Utsirahøyden med samlet utbygging har en estimert tiltakskost på ca. 40 NOK/tonn reduserte CO 2 -utslipp. Dette er markant under dagens CO 2 - kost, og følsomhetsberegninger viser at denne konklusjonen er robust. samlet utbygging med 200 MW i fase I gir vesentlig lavere tiltakskost enn faset utbygging med 80 MW i fase I og deretter 120 MW i en fase II tre år etter fase I. fase II av en faset utbygging med kraft fra land vil få en tiltakskost på ca. 320 NOK/tonn. Tiltakskost for fase II er mer følsom for endringer i forutsetningene. Dette kan svekke mulighetene for kraft fra land i denne fasen dersom en faset utbygging blir valgt. tilknytning av nye kraftkrevende utbygginger på Utsirahøyden, innenfor kapasiteten på 200 MW, vil ytterligere redusere tiltakskost og styrke prosjektets økonomi. Følsomhetsberegninger som er foretatt med henholdsvis 40 % høyere investeringskost for kraft fra land, 40 % høyere kraftpris, 40 % lavere gasspris og en kombinasjon av 40 % høyere investeringskost og 40 % høyere gasspris viser at konklusjonen er robust. En sammenligning med kostnadene for bygging og installasjon av kraft fra land til Valhallfeltet viser at investeringskostnadene som er estimert som grunnlag for tiltakskostberegningene er realistiske innenfor en rimelig grad av nøyaktighet. Tiltakskosten i denne rapporten er lavere enn den som fremgår av OD sin 2012-rapport. Dette skyldes: At det denne gang er benyttet oppdaterte kraftprofiler fra Statoil sin rapport «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11), mens det i OD-studien ble benyttet flate profiler (samme kraftbehov hvert år). At prisen på elektrisk kraft i denne studien er basert på markedspris med 10 års horisont, ca. 30 % lavere enn den som ble benyttet i OD-rapporten. Kraftprisene benyttet i denne rapporten er grundig dokumentert. At mottaksstasjonen på sokkelen plasseres i egen modul på stigerørsplattformen på Johan Sverdrup og ikke på egen plattform som forutsatt i rapporten for OD. At det i denne rapporten ble tatt hensyn til at Edvard Grieg og Gina Krog-feltene skal være tilrettelagt for kraft fra land, mens det i OD-rapporten ble antatt at også lokal gasskraft var en opsjon.

4 Innhold 1 Innledning Metode for beregning av tiltakskost Status Utsirahøyden Forutsatt utbyggingskonsept for scenariene Utbyggingskonsept Scenariobeskrivelser Forutsetninger Beregningsresultater Kostnadsdata Tiltakskost Følsomhetsberegninger Tiltakskostens robusthet Økt kraftbehov (nye felt) Andre oppsider ved kraft fra land til Utsiraområdet Vurdering og diskusjon av resultatene Konklusjoner Forkortelser Referanser Vedlegg

5 1 Innledning Kraft fra land (KFL) som alternativ til eller erstatning for lokal gasskraft på sokkelen er et tiltak som i vesentlig grad kan bidra til at Norge når sine klimaforpliktelser. En studie gjennomført av Norsk olje og gass i 2007 (Ref 1) viste at mens ombygging av eksisterende innretninger til KFL ville bli kostbart med tiltakskost fra ca NOK/tonn CO 2 og oppover, kan KFL ved bygging av nye innretninger gi tiltakskost som er konkurransedyktig med CO 2 -kostnaden. Flere beslutninger som er tatt de siste år om å bygge ut nye felt med KFL underbygger dette. I løpet av de siste åra har to nye feltinnretninger startet opp olje- og gassproduksjon med KFL (nye Valhall og Gjøa) og to nye felt bygges nå ut med KFL (Martin Linge og Goliat). Troll A ble bygget ut med KFL i 1996, supplert med ny kraftkabel i 2006 for å levere kraft til gasskompresjon. Nye kabler blir nå installert for å drive nye kompressorinstallasjoner. Det er ikke funnet informasjon som indikerer at KFL var forretningsmessig ufordelaktig for disse prosjektene. Tvert i mot sier noen av operatørene at kraft fra land var et konkurransedyktig alternativ til lokal gasskraft. Mot denne bakgrunn var det forventet at KFL ville bli den foretrukne løsning for de fire felt det nå planlegges utbygging for på Utsirahøyden (Johan Sverdrup, Edvard Grieg, Ivar Aasen og Gina Krog). Dette skyldes at Utsiraområdet har store energibehov, lang produksjonstid og muligheter for reduksjon av store CO 2 -utslipp ved bruk av kraft fra land. I tillegg ligger feltene samlet slik at de dominerende kostnadselementene (omformerstasjon på land, kraftkabel til sokkelen og mottaksstasjon på sokkelen med omformer til vekselstrøm) kan deles på flere felt og innretninger. En studie utført av add novatech for Oljedirektoratet i 2012 bekreftet dette (Ref 3). Studien vurderte tekniske muligheter, kostnader og innsparingspotensialer, og tiltakskostnader for en samordnet system for leveranse av kraft fra det norske nettet til feltene på Utsirahøyden. De tekniske løsningene som kreves er basert på moden, utprøvd teknologi og på tekniske og kostnadsmessige erfaringer som industrien har høstet gjennom tidligere KFL-prosjekter. Følsomhetsanalyser viste tiltakskost mellom 275 og 555 NOK/tonn CO 2 (412 NOK/tonn CO 2 for hovedcase). På initiativ fra OED opprettet operatørselskapene for de aktuelle feltene på Utsirahøyden fellesfellesprosjektet «Utsira elektrifiseringsprosjekt» (UHPH). Dette prosjektet har utredet kraft fra land i perioden september 2011 til desember I en statusrapport levert OED 19. desember 2012 (Ref 7) konkluderte prosjektet med at tiltakskost for samlet elektrifisering lå mellom 300 og 600 NOK/tonn CO 2, men at det fremdeles er store usikkerheter i forutsetningene for beregningene. Statoil opplyste på sin pressekonferanse 12. februar, 2014 (Ref 9) at de planlegger en utbygging av Johan Sverdrup feltet i flere faser der fase I skal være til oppstart seint i 2019 og fase II ca. tre år seinere. De planlegger med kraft fra land i fase I gjennom en 80 MW kabel. Det vil i fase II bli vurdert muligheten av en ny kabel på 120 MW som alternativ til gasskraft. De vil i forbindelse med fase II også vurdere en mulig kraftforsyning til andre felt på Utsirahøyden. OED har i sin pressemelding 21. februar, 2014 (Ref 10) opplyst at selskapene i prosjektet (UHPH) har vurdert flere alternativer for kraft fra land i løpet av 2013, både et konsept med 300 MW og dobbel kraftforsyning (2x100%) til 16 BNOK i investeringer og et enklere konsept med 200 MW (1x100%) til 13,3 BNOK i investeringer. På grunn av kraftig rapporterte kostnadsøkninger ble det behov for videre studier og valg av konsept ble utsatt. Videre har Statoil i sin rapport «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11) presentert grunnlaget for sine beslutninger. Tiltakskost gitt av Statoil/OED i de tre overnevnte referanser avviker substansielt fra de resultater som fremkom av studien for OD i 2012 og som langt på vei ble bekreftet av UHPH sin statusrapport fra desember På denne bakgrunn har Energi Norge bedt add novatech utarbeide denne rapporten som skal belyse en del forhold knyttet til kraft fra land til feltene på Utsirahøyden. Som grunnlag for denne analysen har add novatech kun tilgang til den informasjonen som er kjent for offentligheten og gitt i denne rapporten referanser. Vi tror likevel at rapporten vil kunne klarlegge en del av de spørsmål og uklarheter som nå preger den offentlige debatt. 1

6 2 Metode for beregning av tiltakskost Tiltakskost er det begrep som brukes av norske myndigheter for å sammenligne og rangere tiltak for å redusere klimagassutslippene. For energi- og petroleumsrelaterte prosjekter benyttes nåverdimetoden der tiltakskostnaden (TK) er beregnet etter følgende formel: TK = Diskontert kontantstrøm over prosjektets levetid/restlevetid Diskontert utslippsreduksjon over prosjektets levetid/restlevetid I kontantstrømmen inngår normalt: Alle investeringskostnader for Kraft fra land (KFL) minus alle investeringskostnader for lokal gasskraft (LGK) Kostnader for kjøp av strøm fra nettet på land Inntekter ved salg av frigjort brenngass ved kraft fra land minus nedstrøms transportkostnader (transporttariffer) Kostnader for utslipp av NO X ved kraft fra land minus tilsvarende kostnader for LG Andre driftskostnader ved KFL minus andre driftskostnader for LG-løsningen Utslippsreduksjonen omfatter reduksjon av klimagassutslipp (i dette tilfellet CO 2 ) over tiltakets levetid. CO 2 -kostnadene er summen av CO 2 -avgiften og kvotepris på CO 2 og inngår ikke i tiltakskostberegningene. CO 2 -avgiften for 2014 er 0,98 NOK/Sm 3 gass brenngass. Sammen med kvoteprisen utgjør CO 2 -kosten omtrent 450 NOK/tonn i Dersom tiltakskosten er under 450 NOK/tonn er tiltaket vurdert å være samfunnsøkonomisk lønnsomt. Klimakur, supplert med andre studier, viser at dersom klimamålsetningen skal nås, må det også gjennomføres tiltak med tiltakskost over 450 NOK/tonn CO 2. Utslipp av CO 2 knyttet til produksjon av elektrisk kraft som leveres fra nettet på land er ikke inkludert i tiltakskostanalysen. For elektrisitetsproduksjon som fører til utslipp av CO 2 er det forutsatt at CO 2 -kostnaden er inkludert i prisen på elektrisitet og at utslippene belastes klimaregnskapet i det land utslippene skjer. 2

7 3 Status Utsirahøyden Utsirahøyden ligger mellom Sleipner og Balder og består av følgende felt: Johan Sverdrup: Edvard Grieg: Ivar Aasen: Gina Krog: Stort oljefelt operert av Statoil. Feltet er i konseptutviklingsfasen. PUD planlegges i Olje-/gassfelt under utbygging, operert av Lundin. Feltet skal være klar til oppstart PUD ble godkjent med lokal gasskraft fra start og krav om tilrettelegging for KFL når felles overføringssystem er på plass. Olje-/gassfelt under utbygging operert av Det norske oljeselskap. Feltet bygges ut med kraftforsyning fra Edvard Grieg. Olje-/gassfelt under utbygging, operert av Statoil. Feltet bygges ut med lokal gasskraftforsyning og skal være klar for produksjon i Det er krav i PUD at produksjonsinnretningen skal tilrettelegges for kraft fra land når felles overføringssystem er på plass. 4 Forutsatt utbyggingskonsept for scenariene 4.1 Utbyggingskonsept Tiltakskost er beregnet for følgende hovedscenarier: Sc. 1 Sc. 2 Faset utbygging med 80 MW kraftforsyning til Johan Sverdrup i fase I (oppstart i 4 kvartal 2019) og deretter 120 MW i fase II (tre år seinere) til Johan Sverdrup og videre til Utsirahøyden (UH). Dette er konseptet som ble presentert av Statoil (Ref 9). Samlet utbygging med 200 MW fra start (2019) med KFL til alle fire felt på UH. Begge scenarier er basert på følgende utbyggingskonsept: Kraft forutsettes tatt fra 300 kv nettet på Kårstø gjennom samme oppkoplingssental som i dag benyttes for gassterminalen. Sentralen utvides med nytt koblingsanlegg. 300 KV kabler strekkes fra oppkoplingssentralen 4 km til ny omformerstasjon på Haugsneset. 200 km likestrøms kabelsystem 1, inkluderer fiberoptisk kabel, legges fra omformerstasjonen til mottaksstasjon på Utsirahøyden. Kablene graves ned. Mottaksstasjon med omformer og trafo installeres på Utsirahøyden. Følgende er vurdert: Mottaksstasjonen plassert i separat modul på Johan Sverdrup. For scenario 1 forutsettes én modul på stigerørsplattformen for fase I (80 MW) og en modul på en annen plattform for fase II (120 MW). For scenario 2 (200 MW) forutsettes mottaksstasjonen plassert i egen modul på stigerørsplattformen. I tråd med det som har vært praksis ved andre kraft fra land prosjekter (Valhall, Gjøa, Martin Linge) er det forutsatt at ett overføringssystem har tilstrekkelig pålitelighet, dvs. én 100% omformer og trafo på landstasjon, ett 100% DC kabelsystem (2 kabler) fra land og én 100% omformer og trafo på mottaksstasjonen på sokkelen. Vekselstrømskabler installeres mellom Johan Sverdrup og feltene Edvard Grieg og Gina Krog og Gudrun for scenario 2. Installasjon av gassturbindrevne generatorsett med avgasskjeler på Johan Sverdrup bortfaller ved KFL. Tilsvarende bortfaller behovet for å legge separate fiberoptiske kabler fra land til feltene på Utsirahøyden. Gassfyrte kjeler installeres på Johan Sverdrup som erstatning for avgasskjelene. Tilsvarende forutsettes det en gassfyrt kjel på Edvard Grieg for å dekke varmebehovet der fra det tidspunkt KFL er tilgjengelig. 1 Kabelsystemet vil inneholde én kabel dersom monopolart system velges og to kabler om bipolart system (+/-) velges. 3

8 4.2 Scenariobeskrivelser Investeringskostnader, driftskostnader, utslippsreduksjoner og tiltakskost er beregnet for følgende scenarier: Referansescenario. Lokal gasskraft (LGK) Referansescenariet brukes kun som basis for å beregne tiltakskost for utbyggings-scenariene med kraft fra land, dvs. forskjeller i investerings- og kostnader mellom KFL og LGK. Scenario 1. Faset utbygging med kraft fra land Fase I, 80 MW kraftoverføring med oppstart tidligst Q og fase II, 120 MW kraftoverføring med oppstart tidligst Q Dette scenariet er det samme som Statoil har lagt til grunn for sine planer som ble presentert i pressekonferansen (Ref 9) og som danner grunnlag for tiltakskost gitt i Statoil sin rapport om KFL til Utsirahøyden (Ref 11). Det forutsettes i dette scenariet at det i fase I preinvesteres for fase II i koplingsstasjonen mot nettet på Kårstø, i kabelsystemene mellom koplingsstasjon og omformerstasjonen på Haugsneset og i alle grunnlagsinvesteringer, infrastruktur og bygninger etc. på omformerstasjonen. I fase II inngår omformer og trafo på Haugsneset, eget kabelsystem fra Haugsneset til Johan Sverdrup og egen mottaksstasjon installert som modul på egen plattform på JS, dvs. dobbelt utstyr på omformerstasjonen, dobbelt kabelsystem og dobbel mottakerstasjon på JS. Tiltakskost for Scenario 1 er beregnet for forsyning av KFL til alle felt på Utsirahøyden. Det er også beregnet tiltakskost bare for fase II, dvs. den beslutningssituasjonen en står i etter at fase I er på plass. Scenario 2. Fullt utbygget kraft fra land fra start Full utbygging av KFL med 200 MW i én fase med oppstart Q med forsyning kun til alle fire felt på Utsirahøyden. 5 Forutsetninger Beregning av tiltakskost er utført etter samme modell som ble benyttet i Ref 3. Det er delvis benyttet samme forutsetninger, men der ny informasjon foreligger er forutsetningene oppdatert. De viktigste kildene til slik oppdatering har vært: Utsirahøydens Elektrifiseringsprosjekts statusrapport (Ref 7) Informasjon som fremkom i Statoil sin pressekonferanse (Ref 9) OED sin pressemelding (Ref 10) Statoil sin rapport «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11). De viktigste endringer er: Utbyggingsplan og overført mengde elektrisk kraft for de enkelte utbyggingsfaser er endret til å reflektere informasjon gitt i ovenfor nevnte kilder. Prognoser for kraft- og energibehov på Johan Sverdrup og Utsirahøyden samlet er oppdatert til dagens offentlig tilgjengelige informasjon. I OD-studien (Ref 3) ble det antatt samme energibehov for alle år. Prognosene som er benyttet i denne studien er hentet fra «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11). Figur 1 viser profilen for alle fire felt på Utsirahøyden (blå strek) og «Project input incl. Third party» med gul strek. Rød strek markerer maksimal kapasitet av vurdert kraft fra land system. 4

9 Figur 1 Kraftprofil for Utsirahøyden. Skalert fra kilde Ref 11. Priser på elektrisk kraft og salgspris på frigjort brenngass. I OD-studien ble fast kraftpris (0,45 NOK/kWh) og fast kraftpris (1,91 NOK/Sm 3 ). I denne studien er det benyttet fast kraftpris på 0,32 NOK/kWh fram til 2024 og deretter årlig økning på 0,5%. For gasspris er det benyttet 1,81 NOK/Sm3 i 2020 og deretter årlig økning på 0,5%. Begrunnelse for disse valg er gitt i Vedlegg 1. Denne rapporten forholder seg til at Edvard Grieg og Gina Krog plattformene blir bygget ut med lokal gasskraft og vil være tilrettelagt for KFL når dette er tilgjengelig. Deler av investeringskostnadene i disse anleggene er derfor holdt utenfor tiltakskostberegningene (regnes som «sunken cost»). Dette var ikke tilfelle i 2012 da OD-rapporten ble laget. Det er i rapporten forutsatt at det er plass til en 200 MW mottaksstasjon med omformer på stigerørsplattformen. Dersom det ikke er plass her, vil plassen som frigjøres ved ikke å ha gassturbiner være tilstrekkelig. En 200 MW mottaksstasjon vil kreve ca. 40 m x 20 m areal som er den samme plassen som 3 gassturbiner av typen GE LM2500+ (ca. 90 MW) krever. For alle investeringer er kostnader fordelt over de fire siste år før oppstart etter følgende nøkkel: 10%, 20%, 40% og 30%. 5 % diskonteringsrente er benyttet. Alle tiltakskostberegningene i rapporten går fram tom Forutsetningene er nærmere redegjort for i Vedlegg 1. 6 Beregningsresultater Dette kapittel inneholder beregningsresultater for de enkelte analysene. Investeringskostnadene er beregnet etter to forskjellige metoder: For anleggene på land og sjøkabler er det tatt utgangspunkt i kostnader som er benyttet i OD-studien (Ref 3) og indeksjustert fra 2012 til Disse kostnadene er basert på priser innhentet fra leverandører. Da leverandører av slike store anlegg er få og prisene varierte en del mellom disse, ble gjennomsnittspriser benyttet. Det ble påplusset 30% for usikkerhet og påplusset kostnader for operatørens prosjektledelse og administrasjon. For mottaksstasjonen på sokkelen et det benyttet en faktorestimeringsmetode basert på utstyrsvekt og utstyrskostnad, igjen basert på informasjon hentet inn i OD-studien, justert 5

10 til 2014 data. For gassturbiner er det tatt utgangspunkt i priser og vekter for GE LM gassturbindrevne generatorsett. Underlaget for beregningene finnes i Vedlegg 3. Fordi det er usikkerheter knyttet til forutsetningene, er det også usikkerheter og unøyaktigheter knyttet til resultatene. Det er derfor gjennomført følsomhetsanalyser for å teste ut robustheten av beregningene. Resultatene av disse er gitt i kapittel 7 I tillegg er resultatene diskutert i kapittel 8. Det er viktig at resultatene ses i sammenheng med følsomhetsberegningene og diskusjonene. 6.1 Kostnadsdata Tabell 1 gir en oversikt over akkumulert CAPEX over levetiden for de enkelte scenarier. Underlag for disse beregningene er grundig beskrevet i Vedlegg 3 til denne rapporten. Tabell 1 Akkumulert CAPEX for kraft fra land (MNOK, nominelle tall) CAPEX-element Scenario 1 - Faset utbygging Fase I + II MW Fase I 80 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Fase II 120 MW 200 MW Landanlegg DC-overføring Plattformanlegg, Johan Sverdrup Kabler og plattformanlegg til omkringliggende felt KFL investeringer Fratrekk turbogeneratorer Fratrekk separat fiberoptisk kabel Økt regularitet på Gina Krog Investeringsbortfall ved kraft fra land Netto investeringskost ved kraft fra land Merk: I tabell 1 og etterfølgende tabeller er kostnader presentert som positive tall. Negative tall betyr inntekter eller bortfall av kostnader sammenlignet med lokal gasskraft. Tabell 1 viser at samlet utbygging med 200 MW i ett prosjekt krever lavere investeringer enn en faset utbygging med MW. Årsakene til dette fremgår av Vedlegg 3. Her finnes også grunnlag og dokumentasjon av beregnet investeringskost. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for kraft fra land er vist i tabell 2. Negative tall betyr lavere kostnader for KFL-scenariene enn for referansescenariet med lokal gasskraft. 6

11 Tabell 2 Akkumulerte drifts- og vedlikeholdskostnader for KFL (MNOK, nominelle tall) OPEX-element Fase I + II MW Scenario 1 - Faset utbygging Fase I 80 MW Fase II 120 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Hele UH 200 MW Kjøp av kraft Salg av frigjort brenngass Frigjort NO X -avgift Drift og vedlikeholdskostnader, KFL Innsp. D&V-kostnader, gassturbiner Administrasjon av KFL Netto Driftskostnader Det fremgår av tabellen at kraft fra land medfører betydelige innsparinger i driftskostnadene sammenlignet med lokal gasskraft for alle kraft fra land-scenariene. Når tabell 2 viser negative netto driftskostnader kommer det av følgende forhold som fremgår klart av tabellen: 1. Inntekter fra salg av frigjort brenngass pluss lavere NOx-kostnader ved KFL-løsningen er mye høyere enn kostnadene for kjøp av elektrisk kraft fra nettet. 2. Drifts- og vedlikeholdskostnadene for KFL-løsningen er lavere enn for lokal gasskraft. 6.2 Tiltakskost Tabell 3 gir oversikt over nominell og neddiskontert kontantstrøm og reduksjon av CO 2 -utslipp akkumulert over levetiden (fram til og med 2059), samt tiltakskost for de enkelte scenariene. Tabell 3 Akkumulert og neddiskontert kontantstrøm, utslippsreduksjoner og tiltakskost Element Fase I + II MW Scenario 1 - Faset utbygging Fase I 80 MW Fase II 120 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Hele UH 200 MW Nominell kontantstrøm (MNOK) Nominell reduksjon av CO 2 -utslipp (mill tonn) 24,3 14,5 9,8 25,8 Neddiskontert kontantstrøm (MNOK) Neddiskonterte CO 2 -utslipp (mill tonn) 8,2 4,4 3,7 9,1 Tiltakskost (NOK/tonn) Kontantstrømmer er summen av investeringskostnader (CAPEX) og drifts- og vedlikeholdskostnader (OPEX). 5% diskonteringsrente er benyttet for å neddiskontere kontantstrøm og CO 2 -utslipp til Det fremgår av tabellen at tiltakskosten for samlet utbygging med 200 MW til Utsirahøyden er betydelig lavere enn CO 2 -kostnaden. Også tiltakskost for faset utbygging av KFL er lavere enn CO 2 - kostnaden, men høyere enn for samlet utbygging. 7

12 Tabellen viser også at fase II i Scenario 1 (120 MW) kommer ut med høyere tiltakskost enn fase I. Dette kommer av at fase II, bare vil dekke den del av kraftprofilen som overskyter 80 MW over prosjektets levetid, mens investeringene i fase I dekker alt kraftbehov opp til 80 MW over levetiden. 7 Følsomhetsberegninger 7.1 Tiltakskostens robusthet For å sjekke robustheten av tiltakskostberegningene er det kjørt fem sensitivitets-beregninger. 1. Øke kostnaden for KFL-investeringene med 40%. Ingen endring i kostnadsbesparelser. 2. Øke kraftprisen med 40%. 3. Redusert gasspris med 40%. 4. En kombinasjon av sensitivitet 1 og % diskonteringsrente Resultatet er vist i tabell 4. Tabell 4 Tiltakskostens robusthet (NOK/tonn) Element Fase I + II MW Scenario 1 - Faset utbygging Fase I 80 MW Scenario 2 - Samlet utbygging Fase II 120 MW 200 MW Base case % økning i KFL-investeringer % økning i kraftpris % reduksjon i gasspris % økning i både KFL-investeringer og kraftpris % diskonteringsrente Tabellen viser at tiltakskost for samlet utbygning i en fase til hele Utsirahøyden (scenario 2) er under eller på nivå med dagens CO 2 -kost selv ved kraftig økning av disse kostnadselementene. Tabellen viser også at tiltakskost for scenario 1 er mer følsom for endringer i forutsetningene enn scenario Økt kraftbehov (nye felt) I kraftprofilen på side 6 i «Johan Sverdrup Field Power Solutions» (Ref 11) er det inkludert et profilelement som kalles «Project input incl. Third party». Inkludering av dette elementet gir et vesentlig høyere kraftforbruk over hele levetiden enn den basisprofilen som er benyttet i hovedberegningene i denne rapporten. Effekten av dette tillegget på tiltakskost er beregnet, basert på den forutsetning at tillegget er forårsaket av et annet potensielt felt på Utsirahøyden. Den totale kraftprofilen som inkluderer tillegget overskrider kapasiteten til et KFL-system på 200 MW. Dette løses ved at kraft fra land leverer all kraft til feltene på Utsirahøyden opp til 200 MW, mens de allerede installerte gassturbinene på Utsirahøyden (2 på Edvard Grieg og 1 på Gina Krog) leverer kraft til overskytende behov gjennom de allerede etablerte vekselstrøms-kabelsystemer mellom feltene (i praksis vil dette bety at turbogeneratorene på Edvard Grieg og Gina Krog leverer kraft til eget behov). Total installert kapasitet med disse turbinene er ca. 90 MW, hvilket er mer 8

13 enn nok. Et slik tilleggsressurs vil medføre en enda bedre utnyttelse av grunninvesteringene i KFLprosjektet. Etter som en ikke har annen informasjon enn det totale kraftbehovet er det forutsatt at tilleggsbehovet er representert ved et felt lokalisert ca. 60 km fra Johan Sverdrup og med kostnader til likestømskabel lik den til Gina Krog. I henhold til den totale kraftprofilen er kraftbehovet ca. 60 MW på det høyeste. Dette innebærer at tre gassturbiner tilsvarende GE LM2500+ må benyttes ved lokal gasskraft. Ved kraft fra land er det antatt at kun en turbin installeres. Tiltakskost for dette scenariet er vist i tabell 5 sammen med samme sensitiviteter som for de andre scenariene. Tiltakskost er her beregnet kun for en samlet utbygning. Tabell 5 Tiltakskost for KFL til Utsirahøyden ved inkludering av nytt felt Case Tiltakskost NOK/tonn CO 2 Base case inkludert 3 rd party 32 40% økning i KFL-investeringer % økning i kraftpris % reduksjon i gasspris 326 8% diskonteringsrente % økning i KFL-investeringer og kraftpris 520 Beregningene viser at tillegg av nye felt med betydelig kraftbehov vil styrke tiltakskosten for 200 MW kraft fra land til Utsirahøyden. 7.3 Andre oppsider ved kraft fra land til Utsiraområdet 200 MW kraft fra land har ytterligere oppsider som ikke kan utnyttes dersom det velges en faset utbygging og valg av gasskraft i fase II. Økt produksjonsregularitet for Edvard Grieg og Ivar Aasen-feltene I likhet med Gina Krog-feltet er også Edvard Grieg og Ivar Aasen feltene bygget ut med den forutsetning at de skal få kraftforsyning fra land. Den midlertidige lokale gasskraftforsyningen med to gassturbindrevne generatorsett plassert på Edvard Grieg og kabel til Ivar Aasen gir dårlig redundans. Dersom lokal gasskraft blir valgt for fase II på Johan Sverdrup, vil Edvard Grieg/Ivar Aasen måtte leve med dagens løsning ut levetiden. Dette vil resultere i reduksjon eller stans i produksjonen når den ene av gassturbinene er nede for vedlikehold eller er ute av drift av annen årsak. 200 MW kraft fra land fra dag 1 vil eliminere dette problemet. Tilknytning av Gudrun til KFL Gudrun-feltet vil få sin kraft gjennom en 20 MW kabel fra Sleipner A. Ved å forlenge KFL med en kabel på 60 MW fra Johan Sverdrup til Gudrun vil en ikke bare kunne forsyne Gudrun med kraft fra land. En vil også kunne benytte den eksisterende kabelen til å forsyne Sleipner A med opptil 20 MW kraft fra land. Til sammen vil dette erstatte kraft fra opp til to gassturbindrevne generatorsett på Sleipner A. Ettersom gassturbinene på Sleipner A er SAC-turbiner med høye utslipp av NO X, vil tiltaket også gi signifikante reduksjoner i NO X -utslippene på sokkelen. En bieffekt av KFL er bedre pålitelighet og regularitet av kraftforsyningssystemet til både Gudrun og Sleipner. Nedstenging av en turbogenerator på Sleipner A ved dagens planlagte opplegg vil kunne medføre at Gudrun får for lite kraft til å kunne opprettholde produksjonen. Kraft fra land vil eliminere slike situasjoner. 9

14 Ytterligere reduksjon av bemanningen på Johan Sverdrup. I tiltakskostberegningene er drift og vedlikehold forutsatt til 2% av investeringskostnadene for KFLutstyret (statisk utstyr), mens tilsvarende for gassturbindrevne generatorer (roterende utstyr) er satt til 4% av investeringskostnadene. Gassturbiner er blant det aller mest drifts- og vedlikeholdskrevende utstyr på sokkelinnretningene. Dette innebærer at det kan være potensialer for enda større besparelser ved å gå over til KFL. Andre operatørselskaper som opererer KFL eller skal starte med dette arbeider aktivt for å få ned bemanningen på sokkelen. For Martin Linge feltet, som er under utbygging med KFL, planlegger Total en meget lav normalbemanning på innretningen, noe som KFL er en viktig bidragsyter til. Bedre sikkerhet Ved kraft fra land vil antall potensielle tennkilder på innretningen og risikoeksponeringen reduseres. Tilsvarende vil lavere bemanning medføre at færre personer blir eksponert for potensielle ulykker både på plattformen og i helikopteret En faset utbygging av kraft fra land der fase II blir bygget ut med lokal gasskraft vil ikke muliggjøre alle disse gevinstene. 8 Vurdering og diskusjon av resultatene Beregningene viser at samlet utbygging av 200 MW kraft fra land til de fire feltene på Utsirahøyden har en tiltakskost langt under dagens CO 2 -kost. Følsomhetsberegninger viser at denne konklusjonen er robust. Beregningene viser også at full samlet utbygging med 200 MW fra start gir lavere tiltakskost enn faset utbygging (80 MW MW). Følsomhetsberegningene viser at samlet utbygging kommer best ut også ved betydelige endringer i investeringskostnader og kraftpris. Studien har også vist at kraft fra land åpner opp for nye muligheter som vil styrke tiltakskost og prosjektøkonomi og som ikke vil være tilgjengelig ved en faset utbygging med gasskraft i fase II. Tallene som presenteres i denne rapporten avviker til dels fra tilsvarende tall som er kommet fra andre kilder. Årsakene til dette er ikke kjent, men kan være store forskjeller i estimatene for investeringskostnader og/eller store forskjeller i anvendt kraft- eller gasspris. Disse forhold reiser derfor følgende spørsmål: 1. Hvor sikre er estimatene for investeringskostnadene? 2. Hvor sikre er forutsetningene for kraftpris og gasspris? Hvor sikre er estimatene for investeringskostnadene? Kostnadsestimater er alltid usikre, spesielt når de utføres på et så spinkelt grunnlag som i denne rapporten. Den beste måten å kvalitetssikre kostnadsdata på i slike studier, er å sammenligne med gjennomførte prosjekter. Det er derfor foretatt en sammenligning med kraft fra land til Valhall. Dette prosjektet har mange likhetspunkter med fase I i scenario 1: omtrent samme effekt og 47 % lengre kabel. Dessuten er brutto investeringskostnader publisert. Disse var 1,8 BNOK og det er bekreftet at prosjektet ble gjennomført innenfor budsjettet 2. Sammenligning av brutto investeringskostnader for scenario 1a (fase I: 80 MW) med tilsvarende tall for Valhall, justert for omfang og kostnadsutvikling viser at estimatet over investeringskostnadene presentert i denne rapporten er ca. 5 % høyere enn tilsvarende tall for 2 Samtale med Sverre Gilje, BP 10

15 Valhall. Selv om det alltid vil være unøyaktigheter i slike sammenligninger samsvarer beregningene i denne studien rimelig godt med erfaringstall fra Valhall og indikerer at investeringskostnadene er realistiske. Sammenligningen med Valhall er gitt i Vedlegg 5. Følsomhetsberegningene viser også at prosjektet (Scenario 2, KFL til Utsirahøyden) har tiltakskost under CO 2 -kost, selv ved 40 % tillegg i investeringskostnadene. Dette viser at selv om det er usikkerhet i kostnadsberegningene er prosjektet robust. Hvor sikre er forutsetningene for kraftpris og gasspris? Forutsetningene for fremtidig kraftpris benyttet i denne studien er godt dokumentert og beskrevet i Vedlegg 1. I tidligere studier som Klimakur, OD-rapporten og UHPH sin statusrapport er det benyttet vesentlig høyere kraftpris (ca. +30% eller mer). Ettersom det her er snakk om mange år inn i fremtiden er usikkerheten selvsagt stor for perioden etter Gassprisen representerer også et usikkerhetselement, ikke bare knyttet til utvikling av markedsprisen, men også hvordan operatørene klarer å selge gassen sin (vil det være gjennom eksisterende gass-salgskontrakter med etablerte prisingsmekanismer, eller blir det helt nye kontrakter?). Ingen bør ha bedre innsikt i dette enn operatørene selv. I UHPH-prosjektet ble det benyttet en gasspris på 1,91 NOK/Sm 3, mens det i dette prosjektet er forutsatt en gasspris på 1,81 NOK/Sm 3. Som referanse er gjennomsnitts importpris av gass til EU ca. 2,70 NOK/Sm 3 3. Sammenligning med OD-studien fra 2012 Resultatene fra denne studien viser lavere (bedre) tiltakskost enn den som ble beregnet i OD studien fra 2012 (Ref 3), selv om det er brukt samme beregningsmetode og til en viss grad de samme forutsetningene. Det er flere grunner til dette. De viktigste er: Det er i denne studien benyttet lavere kraftpris (0,32 NOK/kWh fram til 2024, deretter svakt stigende) mot 0,45 NOK/kWh flatt i hele perioden i OD-studien. Denne oppdateringen er gjort for å reflektere bedre dagens forventede priser på kraft i årene framover. Forventinger rundt framtidens kraftpris er redegjort for i Vedlegg 1. I OD-studien ble det forutsatt at mottaksstasjonen ble plassert på egen plattform. Dette er ikke tilfellet i denne oppdaterte studien, hvor mottaksstasjonen antas plassert i egen modul på stigerørsplattformen på Johan Sverdrup. Det er i denne studien forutsatt at Edvard Grieg og Gina Krog er tilrettelagt for kraft fra land, uavhengig av kraftforsyningsvalg, i tråd med betingelsene i PUD. Dette var ikke utgangspunktet i 2012 da OD-studien ble gjennomført

16 9 Konklusjoner De utførte beregninger viser at samlet utbygging av 200 MW kraft fra land til feltene på Utsirahøyden gir en tiltakskost under dagens CO 2 -kost. Følsomhetsberegninger viser at dette er en robust konklusjon. Beregningene viser videre at samlet utbygning med 200 MW fra start gir en klart lavere tiltakskost enn faset utbygging ( MW). En 200 MW kraft fra land løsning vil ha ledig kapasitet i store deler av levetiden. Beregninger viser at tilknytning av nye kraftkrevende utbygginger i området til denne løsningen vil ytterligere redusere prosjektets tiltakskost. Forkortelser EG IA GK JS KFL LGK PUD UH UHPH Edvard Grieg-feltet Ivar Aasen-feltet Gina Krog-feltet Johan Sverdrup-feltet Kraft fra land Lokal gasskraft Plan for utbygging og drift Utsirahøyden Utsira High Project Hub 12

17 Referanser Ref 1 Alternativ kraft fra land til norsk sokkel, Norsk olje og gass (OLF), 2007 Ref 2 Kostnadsestimater for ombygging av kraftløsning for eksisterende innretninger offshore, Novatech as for Oljedirektoratet, Ref 3 Elektrifiseringsvurderinger for midtre nordsjø, add novatech for OD, 2012 Ref 4 Ref 5 Ref 6 Ref 7 Ref 8 Ref 9 Ref 10 Ref 11 Ref 12 Klimakur Tiltak og virkemidler for å nå norske klimamål mot 2020», Klima- og forurensningsdirektoratet (Miljødirektoratet) Klimakur 2020 Sektoriell tiltaksanalyse - petroleumssektoren Kvotepris for støtteåret 2014; Miljødirektoratets nettside: Statusrapport «Utsirahøyden Elektrifiseringsprosjekt» Etablering av infrastruktur for kraft fra land til felt på Utsirahøyden, Risikoreduksjon og forventning om helhetlig HMS-tenkning i planlegging av Edvard Grieg», Klif og Ptil Seminar Transkript fra Statoil sin pressekonferanse "Johan Sverdrup Concept Selection». Kraft fra land til Utsirahøyden, pressemelding fra Olje- og energidepartementet, Johan Sverdrup Field Power Solutions (udatert, som presentert av Statoil for Stortingets industri- og miljøkomite i sladdet versjon, ). Ivar Aasen kraftsystem, Presentasjon av Geir Rønnich Olsen på Unitech Elkonferanse

18 Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene Vedlegg 4 Sammenligning med Valhall 14

19 Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Dette vedlegget omhandler grunnlag og forutsetninger som er anvendt for beregning av utslipp, energi- og effektbehov, brenselsbehov, capex (kost og vekt) og opex (el-import, gassalg, NO x- avgift, vedlikehold, drift). Dette er parametere som inngår i beregning av tiltakskost. Forbrenningstekniske forutsetninger Disse forutsetningene er benyttet til beregning av utslipp fra gassturbiner for referansescenariet og fra gassfyrte kjeler for KFL-scenariene. Brennverdi for anvendt brenngass: 11,4 kwh/sm3. Korresponderende CO 2-faktor: 2,4 kg/sm 3 brenngass. For alle turbiner er det antatt en utslippsfaktor for utslipp av NO X fra gassturbiner på 1,8 g/sm 3 brenngass. Dette forutsetter at kun lav-no X gassturbiner (DLE) anvendes ved bruk av lokal gasskraft for å møte kravet til BAT (Best Available Technology). 1 Utslippsfaktor for NO X fra gassfyrte kjeler: 1,7 g/sm 3 brenngass. Grunnlag for og dimensjonering av turbogeneratorsett For referansescenariet produseres elektrisk kraft av lokale generatorer drevet av gassturbiner. Det forutsettes at den lokale kraftstasjon bygges ut i to faser med referanse til utbyggingsplanen som ble presentert i Statoil sin pressekonferanse 13. februar 2014 (Ref. 2). Maksimalt kraftbehov i fase I er anslått til 80 MW (tilsvarende dimensjon på KFL-system). Etter at fase II er startet opp må totalt kraftbehov som et minimum møte toppen i kraftprofilen gitt i hovedrapporten, 140 MW. For referansescenariet er det antatt benyttet GE LM2500+ RD DLE gassturbiner for drift av generatorene. Det er antatt installasjon av 3 gassturbindrevne generatorsett i fase I, mens det for fase II forutsettes det installert 3 nye turbogeneratorsett. Noe som gir 5 sett i driftsmodus (kapasitet 155 MW) for å ta maksimal last, pluss ett reservesett. Gassturbinenes operative virkningsgrad er viktig for å beregne utslipp for referansescenariet. Operativ virkningsgrad avviker fra nominell virkningsgrad og styres av utstyrets lastgrad. Ettersom kraftbehovet vil GE LM2500+ RD DLE har en nominell ytelse på 33,2 MW ved 60 0 F (Gas Turbine World 2011 Performance specs). Samme kilde oppgir tap i luftinntak og eksoskanaler, gearboks, generator og turbinens hjelpesystemer til ca. 6,5%. I tillegg kommer tap i WHRU. Ettersom turbinene opererer i ca. 8 0 C mot 60 0 F, kan en regne med en gevinst på ca. 2%. Dette tilsier at turbinene vil yte ca. 31 MW ved full last. Korresponderende virkningsgrad ved 31 MW last er 36,5 %. variere over tid og avvike fra generatorsettenes nominelle kapasitet for mesteparten av driftstiden, antas det en gjennomsnittlig lastgrad på 80% over hele perioden. Dette tilsvarer en virkningsgrad på ca. 35 %. Det ble i Statoil sin pressekonferanse (Ref. 2) sagt at Statoil ikke planlegger lokal gassturbindrevet back-up på Johan Sverdrup i fase I, med unntak av nødkraft og essensiell kraft i henhold til regelverket. Samme forutsetning er valgt i denne studien for alle scenarier (og begge faser). 1 Utslippsfaktoren for turbinen på Gina Krog vil være høyere, men da kun det totale kraftbehovet er kjent, men ikke kraftbehovet til Gina Krog, er standard utslippsfaktor for lav-nox turbin brukt for hele kraftbehovet. 15

20 Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Grunnlag for og dimensjonering av gassfyrte kjeler Varmebehovet er ikke kjent. Det antas at behovet kan møtes ved installasjon av 3 gassfyrte kjeler, hver med kapasitet 30 MW. To av kjelene forutsettes installert i Fase I og en kjel i Fase II. Gjennomsnittlig virkningsgrad for gassfyrte kjeler: 90 %. Driftskostnader Elektrisk kraft kan i dag kjøpes til fast pris 10 år fram i tid, dvs til 2024, fem år etter at Johan Sverdrup er satt i drift. Dagens priser fremgår av tekstboks under. I analysen er det benyttet en samlet kraftpris (inkludert nettleie) på 0,32 NOK/kWh fram til 2024 og deretter en fast årlig økning på 0,5 % pr. år. Kraftpris som benyttet i analysen over analyseperioden er vist i figur 1. Grunnlaget for valgt gasspris fremgår av tekstboksen nedenunder. Pris på elektrisk kraft varierer. Trenden de siste årene har vært nedadgående. Dette skyldes bl.a. tilførsel av store mengder ny kraft gjennom grønne sertifikater. Denne trenden forventes å fortsette og innebærer en radikal endring fra kraftprisene som ble benyttet i Klimakur. Kraft kan i dag kjøpes i Norge til fast kwh-pris på 10 års horisont. Markedsprisen for fast kraftpris i 10 år er tilgjengelig på NASDAQs OMX commodity index: Velg Market: Nordic Electricity og Types: All. Se rad ENOYR-24 under heading CLOSING. -24 står for fast pris fram til Prisen er i Euro/MWh. Markedspris tirsdag var 36,25 Euro/MWh. Det er daglige svingninger avhengig av kontraktene som inngår, men den langsiktige tendensen for kontrakter med 10-års horisont har vært nedadgående. Omregnet til NOK blir kraftprisen 0,3015 NOK/kWh. I tillegg kommer nettavgiften til Statnett, beregnet til 0,017 NOK/kWh (dagens pris) for så store kraftkjøp på Kårstø. Den langsiktige utvikling av nettavgiften styres av Statnetts tariffstrategi. Viktige elementer her er potensielle tarifføkninger som følge av økte investeringer i sentralnettet og fordeling mellom uttak og produksjon, samt diskusjoner som pågår om petroleumsvirksomheten skal belastes for en større andel. Faktorer som kan virke dempende på nettavgiften er rabatt for store uttak og høy brukstid (> 15 MW og 7000 timer) og ikke minst K-punktrabatten som innrømmes for uttakspunkt hvor det er produksjon og hvor kriteriet i dag er tilgjengelig vintereffekt. I sin tariffstrategi har Statnett kommet med klare signaler om at nettleie til større kunder med høy brukstid skal reduseres i årene framover. Det er for beregningene i denne rapporten antatt fast nettleie på 0,017 NOK/kWh fram til 2025, deretter 5% økning pr år fremover. NOK/kWh Figur 1 Forutsatt kraftpris som benyttet i beregningene Innspart brenngass kan selges på lik linje med salgsgassen. UHPH statusrapport (Ref. 1) anvender en gassspris på 1,91 NOK/Sm 3 gjennom hele perioden. Samme basis er valgt i denne rapporten. Etter som en ikke vet om dette inkluderer transporttariffer for gasstransport i Gassled, har en valgt å trekke fra 0,10 NOK/Sm 3 i transporttariffer som er vurdert å være en representativ tariff. Dette gir en gasspris på 1,81 NOK/Sm 3. Denne prisen er benyttet i analysen med en årlig stigning på 0,5% fra

21 Vedlegg 1 Grunnlag og forutsetninger for beregning av tiltakskost Kraft fra land medfører også reduserte NO X-utslipp og lavere NO X avgifter. NO X-avgiften er pr. 1. januar 2014 på 17,33 NOK/kg NO X. I sine tiltakskostberegninger benytter myndighetene 50 NOK/kg, og dette avgiftsnivået benyttes også i denne analysen. Avgiften er antatt fast over hele perioden. Diskonteringsfaktor Tiltakskost er regnet ut fra nåverdi i Det er valgt en diskonteringsfaktor på 5 %. Indeksjustering I den grad det har vært behov for å indeksjustere kostnader, er følgende indeks benyttet: Figur 2 SSB prisindeks Indeks for noen nøkkeltidspunkter: Januar 2005: 111,2 Januar 2007: 132,9 Januar 2012: 249,5 Januar 2014: 256,4 Referanser Ref. 1 Ref. 2 Statusrapport «Utsirahøyden Elektrifiseringsprosjekt» Etablering av infrastruktur for kraft fra land til felt på Utsirahøyden, Transkript fra Statoil sin pressekonferanse "Johan Sverdrup Concept Selection" 17

22 Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler 1 Kraftprofiler Elektrisk kraftbehov er basert på informasjon fra «Johan Sverdrup Field Power solutions», ref. 1. Varmebehov er antatt. 1.1 Elektrisk kraftbehov Utsirahøyden I ref. 1 er kraftbehovene for de omkringliggende feltene sladdet, og det er kun en totalprofil som vises. Det antas at det mest realistiske totale kraftbehovet for Utsirahøyden for feltene Johan Sverdrup, Gina Krog, Edvard Grieg og Ivar Aasen er gitt av den blå grafen, «project input», i figur 1 i kapittel 2.2 i ref. 1. Samme figur viser også en kraftprofil som inkluderer mulige andre felt eller prosjektutvidelser. Denne kraftprofilen er benyttet i en sensitivitetsberegning. Begge kraftprofiler er vist i figur 1. Figuren viser også maks kapasitet ved 200 MW utbygging. Dette betyr at deler av kraftbehovet for dette scenariet vil måtte bli dekket av lokal gasskraft. Figur 1 Antatt effektbehov for Utsirahøyden basert på tabell oppgitt i ref. 1. Det er antatt at 80 MW av kraftbehovet dekkes i fase I ved en eventuell faset utbygging, og at en slik fase I kun vil dekke kraftbehovet til Johan Sverdrup. Det er antatt derfor at det fulle kraftbehovet som ikke overstiger kapasiteten på 200 MW ikke vil kunne bli dekket før i 2023, når en fase II er i drift. 1.2 Varmebehov Figur 2 gir en oversikt over antatt varmebehov for de ulike scenariene. Dette varmebehovet vil måtte dekkes av gassfyrte kjeler ved kraft fra land. 18

23 Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Figur 2 Antatt varmebehov 2 Elektrisitetsbehov Figur 3 gir oversikten over forventet elektrisitetsbehov for hele Utsirahøyden, samt mulige tilleggsfelt. Behovet er basert på effektbehov gitt i kapittel 1 (med et maksimum effektbehov på 200 MW), 8600 driftstimer i året og et tap i overføringen på 7,5%. Figur 3 Elektrisitetsimport for hele Utsirahøyden Ved faset utbygging vil ikke det totale behovet kunne bli dekket før

24 Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler 3 Utslippsprofiler 3.1 Reduksjon i CO2-utslipp Figur 4 gir en oversikt over det totale potensialet for reduksjon i CO 2-utslipp om hele Utsirahøyden får kraft fra land fra 4 kvartal Reduksjonspotensialet er gitt av differansen mellom utslipp man kan forvente ved lokal gasskraft og utslipp ved kraft fra land. Ved kraft fra land er det kun forventet utslipp fra gassfyrte kjeler. Reduksjonspotensialet er noe lavere ved en faset utbygging. Figur 4 Potensial for reduksjon i utslipp av CO 2 fra Utsirahøyden 3.2 Reduksjon i NOx-utslipp Figur 5 gir en oversikt over de total NO x-utslippene som kan reduseres om hele Utsirahøyden får kraft fra land. Da kun det totale kraftbehovet for Utsirahøyden er kjent, er det antatt at alle turbiner ved lokal gasskraft ville vært av typen lav-no x. Figur 5 Potensial for reduksjon i utslipp av NO x fra Utsirahøyden Reduksjon vil være noenlunde lavere ved en faset utbygging. 20

25 Vedlegg 2 Kraft- og utslippsprofiler Referanser 1. Johan Sverdrup Field Power Solutions (udatert, som presentert av Statoil for Stortingets industri- og miljøkomite i sladdet versjon, ). 21

26 Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene 1 Generell utbyggingsfilosofi Estimatet er basert på den forutsetning at både landstasjon, sjøkabler og mottaksstasjon på Johan Sverdrup bygges ut med 1 x 100 %. Dette innebærer ingen dobling av kapasiteten. 2 Investeringskostnader 2.1 Landstasjon Det forutsettes at kraft tas fra Statnett på Kårstø for alle scenarier. Landstasjonen består av tre hovedelementer (ref. 5): Koplingsstasjon mot Statnetts 300kV nett på Kårstø (utvidelse av eksisterende stasjon) 4 km 300 kv kabler fra koplingsstasjonen til omformerstasjon (lagt i kabelgrøft) Omformerstasjon på Haugsneset I tillegg kommer operatør sine egne prosjekt- og administrasjonskostnader. Kostnadene er basert delvis på informasjon fra leverandører og delvis på anslag. Elektrisk koplingsanlegg Dette er utvidelse av eksisterende koplingsstasjon med et switchgear for 80 MW for fase I, en ny utvidelse med et nytt switchgear for fase II. For 200 MW antas det 2 switchgear. Det at forutsettes det preinvesteres i full utbygget koplingsstasjon i fase I ( MW). Dette innebærer at kostnadselementet bortfaller for Scenario1, fase II (120 MW). Prisoverslag for elektrisk koplingsanlegg er innhentet fra Siemens over telefon. Bygningstekniske kostnader er tilsvarende innhentet fra Block Berge Bygg. 30 % er påplusset for diverse ekstra. Tabell 1 Prisoverslag for koblingsanlegg mot Statnetts 300KV nett på Kårstø Swithgearstasjon MNOK Effekt Switchgear Bygning Div. ekstra: 30% Total 80 MW MW MW Kabler mellom koplingsstasjon og omformerstasjon Det fremgår av ref. 5 at omformerstasjonen vil bli plassert på Haugsneset og at Statoil planlegger å preinvestere i full kapasitet (200 MW) i fase I for faset utbygging. Dette innebærer at kostnadene blir de samme for begge scenarier. Kablene legges i 4 km kabelgrøft mellom oppkoplingsstasjonen og omformerstasjonen. Det er antatt samme km-pris som for sjøkabel (200 MW). Km-kostnader for grøfting, etc. er innhentet fra T. Stangeland Maskin, (600 NOK/m for grøfting i terreng med myr og knaus pluss 200 NOK/m for legging av kabel). Velger å benytte 1 MNOK/km i estimatet. Ettersom landkabler er billigere enn sjøkabler, legges det ikke på uforutsette kostnader. 22

27 Vedlegg 3 Dokumentasjon av kostnadsberegningene Tabell 2 Kostnadsestimat for kabler mellom oppkoplingsstasjon og omformer 4 km kabel fra tilkopling til omformer Kabelkost/ km (pr 2 kabler) MNOK Antall kabelpar antall km MNOK Grøfting, MNOK/ km Kabelkost Grøftekost MNOK Alle scenarier 4, Totalkost MNOK Omformerstasjon Det tas utgangspunkt i kostnadsestimatet i OD-studien fra 2012 (ref. 1) for 250 MW, indeksjustert fra 2012 (611 MNOK) til 2014 (628 MNOK) og justeres for lavere effekt med en skalerings-faktor på 0,7. Det legges til kostnader for kjølevannsanlegg (antar at anlegget bruker indirekte sjøvannskjøling). Har ingen pris for kjølevannsanlegget, men antar den blir en betydelig med store kjølevannspumper, vanninntak, exp = eksponent = skaleringsfaktor røropplegg, varmevekslere, lukket kjølevannssystem (glykol) og retursystem for sjøvannet. Legger derfor til 200 MNOK for dekning av dette. Det legges også til 50 MNOK fast for tilkomstveier, bygninger, fremskaffelse av støttesystemer, etc. Det forutsettes at det for Scenario 1, fase I (80 MW) preinvesteres i kjølevannsystem og infrastruktur for fase II, slik at investeringene i fase II begrenses til trafo og omformerutstyr og oppkopling av dette. Tabell 3 Kostnadsestimat for omformerstasjon Omformerstasjon Effekt Skaleringsfaktor brukes for kjapp beregning av priser for anlegg av varierende kapasitet når prisen for kun en av kapasitetene er kjent. Dersom skaleringsfaktoren er 1 er prisen proporsjonal med kapasitetsendringen. Dersom skaleringsfaktoren er 0 er prisen uavhengig av kapasitet. For industrianlegg er det vanlig å benytte en skaleringsfaktor på 0,7 når bedre tall ikke er kjent. Pris1 = Pris0 * (Kapasitet1/kapasitet0) exp Omformerstasjon Alle kostnader i MNOK Kjølevann, bygninger Infrastruktur Totalkost 80 MW MW MW Operatørs prosjekt- og administrasjonskostnader For scenario 1, fase I og scenario 2 antas maks 3 personer i snitt over 3 år til å dekke landstasjon og assosierte operasjoner. For scenario 1, fase II antas det at prosjektlederteamet kan reduseres til 2 personer i snitt over tre år. Personellkostnader for Statoil sitt lederteam, inkl. diett, reiser, utstasjonering og andre kostnader antas lik 3 MNOK pr. år og person. Tillegg for diverse tilleggstjenester og uforutsette kostnader anslås til 50 MNOK for scenario 2 og for scenario 1 fase I: For scenario 1 fase II settes dette til 20 MNOK. Tabell 4 Kostnadsestimat for operatørs prosjekt- og administrasjonskostnader Operatørs ledelseskostnader Enhet Fase I Fase II Personer antall 3 2 Kost pr år MNOK 3 3 Varighet år 3 3 Total MNOK Diverse eksterne tjenester MNOK

Kraft fra land til Utsirahøyden

Kraft fra land til Utsirahøyden Rapport 11.04.2014 Prosjekttittel: Kunde: Energi Norge Dato Status Ansvarlig Godkjent av Klassifisering 11.04.2014 Sluttrapport 1.0 Geir Husdal Tom Dagstad Åpen 04.04.2014 Utkast v5 Geir Husdal Tom Dagstad

Detaljer

02.04.2014. Kraft fra land til Utsirahøyden. En alternativ beregning utført for Energi Norge

02.04.2014. Kraft fra land til Utsirahøyden. En alternativ beregning utført for Energi Norge Kraft fra land til Utsirahøyden En alternativ beregning utført for Energi Norge 1 add novatech as Energi- og miljørådgivningsselskap Etablert i 1986; en del av add energy fra 2008 Leverer miljøstudier

Detaljer

Rapport. Elektrifiseringsvurderinger for midtre nordsjø. for

Rapport. Elektrifiseringsvurderinger for midtre nordsjø. for Rapport Elektrifiseringsvurderinger for midtre nordsjø for Oppdragets tittel Elektrifiseringsvurderinger av området midtre Nordsjø Oppdragsgiver Oljedirektoratet Dato Status Prosjektansvarlig Godkjent

Detaljer

21.08.2009. Vurdering av samordnet kraftforsyning

21.08.2009. Vurdering av samordnet kraftforsyning 1 Vurdering av samordnet kraftforsyning og reduksjon av klimagassutslipp Tampenområdet 2 Bakgrunn og gjennomføringg Oppdrag for OD i 2009 Gjennomført av add novatech i samarbeid med Unitech Power Systems

Detaljer

Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet

Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet Elektrifisering av petroleumsinstallasjoner Bedriftsøkonomisk forsvarlig og nødvendig for klimaet Prosjekter ABB er en pionér i overførings- og styringssystemer for kraft. Selskapet er involvert i alle

Detaljer

Elektrifisering av Utgard Vedlegg til søknad om godkjenning av oppfylt utredningsplikt

Elektrifisering av Utgard Vedlegg til søknad om godkjenning av oppfylt utredningsplikt Gradering: Open Status: Final Side 1 av 16 Gradering: Open Status: Final Side 2 av 16 Innhold 1 Sammendrag... 4 2 Introduksjon... 4 3 Bakgrunn, alternativer og forutsetninger... 4 3.1 Elektrisk kraftgenerering

Detaljer

Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten. Siragrunnen - et viktig steg ut i havet

Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten. Siragrunnen - et viktig steg ut i havet Offshore vindkraft for Petroleumsvirksomheten Siragrunnen - et viktig steg ut i havet Vårt utgangspunkt for Siragrunnen vindpark Skal realiseres uten offentlige tilskudd Skal realiseres innenfor det eksisterende

Detaljer

Utbygging og drift av Johan Sverdrup- feltet - Høringsuttalelse til Konsekvensutredning

Utbygging og drift av Johan Sverdrup- feltet - Høringsuttalelse til Konsekvensutredning Statoil ASA v/ Jostein Nordland Kopi er sendt til Olje- og energidepartementet Utbygging og drift av Johan Sverdrup- feltet - Høringsuttalelse til Konsekvensutredning Viser til konsekvensutredning for

Detaljer

Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp

Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp Vurdering av vindkraft offshore til reduksjon av klimagassutslipp en mulighetsstudie v/mette Kristine Kanestrøm, Lyse Produksjon Klimakur 2020 Seminar OD 20/8-2009 Beskrivelse av oppdraget for OD Produktet

Detaljer

CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk

CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk CO2-reduksjoner og virkemidler på norsk kontinental t sokkel Oljedirektoratet, seminar Klimakur 20.8.2009 Lars Arne Ryssdal, dir næring og miljø Oljeindustriens Landsforening 2 Mandatet vårt - klimaforlikets

Detaljer

OD -seminar. Klimakur 2020

OD -seminar. Klimakur 2020 OD -seminar Klimakur 2020 Bente Jarandsen St.meld. 34 (2006 2007)Klimameldingen og Klimaforliket 15-17 millioner tonn 42-44 millio oner tonn Statens forurensningstilsyn (SFT) Side 2 KLIMAKUR 2020 Hvordan

Detaljer

Bellonas kommentarer til Kraft fra land til norsk sokkel

Bellonas kommentarer til Kraft fra land til norsk sokkel Bellonas kommentarer til Kraft fra land til norsk sokkel Forfattere: Birgitte Laird Marius Holm Dato: 15.02.08 Sammendrag Bellona har gått gjennom bakgrunnstallene for elektrifiseringsrapporten Kraft fra

Detaljer

Uttalelse til søknad og konsekvensutredning - Etablering av overføringsanlegg for kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet - Statoil ASA

Uttalelse til søknad og konsekvensutredning - Etablering av overføringsanlegg for kraft fra land til Johan Sverdrup-feltet - Statoil ASA Norges vassdrags- og energidirektorat Boks 5091 Majorstua 0301 OSLO Oslo, 9.januar 2015 Deres ref.: 201201635-46 Vår ref. (bes oppgitt ved svar): 2014/1976 Saksbehandler: Anne-G. Kolstad Uttalelse til

Detaljer

Saksnr: Unntatt offentlighet jf. offentlighetslovena 15 første ledd første punktum

Saksnr: Unntatt offentlighet jf. offentlighetslovena 15 første ledd første punktum Notat Konseptkost 16.09.2014 KI Saksnr: 121020-21 Unntatt offentlighet jf. offentlighetslovena 15 første ledd første punktum Oppfølging av Innst.237 S(2013-2014) Innledning Det vises til forespørsel fra

Detaljer

Søknad om endring av utslippstillatelser for NMVOC ved bøyelasting på norsk sokkel

Søknad om endring av utslippstillatelser for NMVOC ved bøyelasting på norsk sokkel Stavanger 11.10.2017 Miljødirektoratet, Oslo v/ Sjefingeniør Bjørn A. Christensen Søknad om endring av utslippstillatelser for NMVOC ved bøyelasting på norsk sokkel VOCIC søker herved om at eksisterende

Detaljer

Potensialet på norsk sokkel i et utfordrende prisregime

Potensialet på norsk sokkel i et utfordrende prisregime Potensialet på norsk sokkel i et utfordrende prisregime Kjell Agnar Dragvik - OD 3. Mai 2016 2 Et kort tilbakeblikk 2012-2013 3 Skuffende avkastning til tross for høye priser De neste fem åra vil det skje

Detaljer

Notat Kostnadsindeksering av Kraft fra Land

Notat Kostnadsindeksering av Kraft fra Land Notat 2009-039 Kostnadsindeksering av Kraft fra Land Econ-notat nr. 2009-039, Prosjekt nr. 5Z080022 JNY/kki, EKV 20. oktober 2009 Offentlig Kostnadsindeksering av Kraft fra Land Utarbeidet for Oljedirektoratet

Detaljer

Kraftforsyning fra land til offshore installasjoner

Kraftforsyning fra land til offshore installasjoner Kraftforsyning fra land til offshore installasjoner Mai 2012 Olav Johan Botnen, Senior Analytiker, Markedskraft mandag, 14. mai 2012 www.markedskraft.com 2 Langsiktig kraftpris-utvikling i Norden 2013-2035

Detaljer

Offshore vindkraft og elektrifisering: Nordlege Nordsjø som pilotområde? Førde, 15.10.2010

Offshore vindkraft og elektrifisering: Nordlege Nordsjø som pilotområde? Førde, 15.10.2010 Offshore vindkraft og elektrifisering: Nordlege Nordsjø som pilotområde? Førde, 15.10.2010 Vindkraftforum Sogn og Fjordane: Overordna mål Sikre utbygging og drift av vindkraft på brei front i fylket særleg

Detaljer

ALTERNATIV KRAFT TIL NORSK SOKKEL

ALTERNATIV KRAFT TIL NORSK SOKKEL INNHOLD Sammendrag... 4 1 Innledning og bakgrunn... 9 2 Utslipp og reduksjonsmuligheter... 10 2.1 Effekt av gjennomførte utslippsreduserende tiltak... 11 2.2 Bruk av alternativ kraft på eksisterende og

Detaljer

UTSLIPP AV METAN OG NMVOC FRA SOKKELINNRETNINGER. Frokostseminar i Miljødirektoratet 21 november Ved/Geir Husdal, add novatech as

UTSLIPP AV METAN OG NMVOC FRA SOKKELINNRETNINGER. Frokostseminar i Miljødirektoratet 21 november Ved/Geir Husdal, add novatech as UTSLIPP AV METAN OG NMVOC FRA SOKKELINNRETNINGER Frokostseminar i Miljødirektoratet 21 november 2016 Ved/Geir Husdal, add novatech as Hovedemner Bakgrunn og formål Metode Hva vi har lært 3 Hvorfor utslipp

Detaljer

Effektiv bruk av gassturbiner på offshore installasjoner

Effektiv bruk av gassturbiner på offshore installasjoner Effektiv bruk av gassturbiner på offshore installasjoner Odd Guldsten Feb-2017 l dresser-rand.com Kraft & Varme produksjon offshore Gassturbiner I effekt området 20-45MW brukes idag til å produser kraft

Detaljer

Elektrifisering av sokkelen En case-studie av Sørlige Nordsjø og Oseberg-området

Elektrifisering av sokkelen En case-studie av Sørlige Nordsjø og Oseberg-området Elektrifisering av sokkelen En case-studie av Sørlige Nordsjø og Oseberg-området Forfattere: Birgitte Laird Marius Holm Frederic Hauge Dato 1.6.2007 Innholdsfortegnelse Bellonas konklusjon og anbefalinger

Detaljer

Kraftkrise i Hordaland

Kraftkrise i Hordaland Classification: Statoil internal Status: Draft Kraftkrise i Hordaland - er oljeindustrien problemet eller løsningen? Energiforum, 15. november 2006 Kraftkrise i Hordaland - er oljeindustrien problemet

Detaljer

Bellonameldingen (2008-2009) Norges helhetlige klimaplan

Bellonameldingen (2008-2009) Norges helhetlige klimaplan Bellonameldingen (2008-2009) Norges helhetlige klimaplan Klimaforliket 1. Forurenser betaler (avgift og kvoter) 2. Kostnadseffektivitet 3. Andre virkemidler kan vurderes, men skal som hovedregel unngås

Detaljer

CO 2 reduksjoner - StatoilHydro

CO 2 reduksjoner - StatoilHydro Status: Draft CO 2 reduksjoner - StatoilHydro Klimakur 2020 seminar, OD, 20.08.2009 2 StatoilHydro og klimautfordringen StatoilHydro har stor fokus på klima med egen klimastrategi og kontinuerlig fokus

Detaljer

NOx fondets seminar Sammen om å kutte utslipp Norsk olje og gass

NOx fondets seminar Sammen om å kutte utslipp Norsk olje og gass NOx fondets seminar 2018 Sammen om å kutte utslipp Norsk olje og gass Innhold NOx utslipp fra norsk sokkel Virkemiddelapparatet Hvordan jobber selskapene sammen? Eksempler på tiltak Oppsummering NOx utslipp

Detaljer

Ordinær generalforsamling Trondheim, 7. april 2014

Ordinær generalforsamling Trondheim, 7. april 2014 Ordinær generalforsamling 2014 Trondheim, 7. april 2014 Alltid videre for å skape verdier på norsk sokkel 22 nd round 23 rd round APA rounds Barents East Norwegian Sea NE &c. Leting, salg av lisenser,

Detaljer

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon

SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon SDØE-resultater 1 kvartal 2012 - presentasjon Kjell Pedersen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Jan Rosnes, direktør gassfelt og nye utbygginger Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef

Detaljer

Først med kraft fra land

Først med kraft fra land NORSK OLJEMUSEUM ÅRBOK 2015 Først med kraft fra land Av Gunleiv Hadland Plattformen Valhall PH ble satt i full drift fra januar 2013. Plattformen er tilrettelagt for kraftforsyning via kraftkabel fra land.

Detaljer

Foreløpig arbeid kvalitetskriterier i Regionalnettet. Odd Henning Abrahamsen

Foreløpig arbeid kvalitetskriterier i Regionalnettet. Odd Henning Abrahamsen Foreløpig arbeid kvalitetskriterier i Regionalnettet Odd Henning Abrahamsen Kvalitetskriterier i regionalnettet Kort om Lyse Elnett Identifisere behovet for investeringer Bli enige om ønsket kvalitet på

Detaljer

Ellen Hambro, SFT 13. Januar 2010. Norge må på klimakur. Statens forurensningstilsyn (SFT)

Ellen Hambro, SFT 13. Januar 2010. Norge må på klimakur. Statens forurensningstilsyn (SFT) Ellen Hambro, SFT 13. Januar 2010 Norge må på klimakur 15.01.2010 Side 1 Statens forurensningstilsyn (SFT) Klimaendringene menneskehetens største utfordring for å unngå de farligste endringene globale

Detaljer

Vurderinger av kostnader og lønnsomhet knyttet til forslag til nye energikrav

Vurderinger av kostnader og lønnsomhet knyttet til forslag til nye energikrav Vurderinger av kostnader og lønnsomhet knyttet til forslag til nye energikrav For å vurdere konsekvenser av nye energikrav er det gjort beregninger både for kostnader og nytte ved forslaget. Ut fra dette

Detaljer

Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030

Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030 Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030 OREEC 25. mars 2014 Det norske energisystemet mot 2030 Bakgrunn En analyse av det norske energisystemet Scenarier for et mer bærekraftig energi-norge

Detaljer

EnergiRike Konferansen Haugesund 7 august 2007. Foredragsholder. Are Tomasgard, Spesialrådgiver Fagforbundet Industri Energi

EnergiRike Konferansen Haugesund 7 august 2007. Foredragsholder. Are Tomasgard, Spesialrådgiver Fagforbundet Industri Energi EnergiRike Konferansen Haugesund 7 august 2007 Foredragsholder Are Tomasgard, Spesialrådgiver Fagforbundet Industri Energi Bakgrunn: Kraftsituasjonen i Norge Underskuddsituasjon i normale nedbørsår Væravhengig

Detaljer

Faktiske merkostnader for miljøsatsing i fylkeskommunale ferjeanbud

Faktiske merkostnader for miljøsatsing i fylkeskommunale ferjeanbud MARITIME Faktiske merkostnader for miljøsatsing i fylkeskommunale ferjeanbud Ferjekonferansen 2019 Martin Wold 28 March 2019 1 DNV GL 28 March 2019 SAFER, SMARTER, GREENER Status for elektrifisering av

Detaljer

Kabel til Svalbard utopi eller realisme?

Kabel til Svalbard utopi eller realisme? Tor-Eivind Moen, VP New Energy, ABB Chemical, Oil & Gas, -Fremtidens Energiforskyning i Longyearbyen Kabel til Svalbard utopi eller realisme? Slide 1 Elektrifisering av Svalbard Et konsept med lang modningstid

Detaljer

Krogstad Miljøpark AS. Energi- og klimaregnskap. Utgave: 1 Dato: 2009-09-01

Krogstad Miljøpark AS. Energi- og klimaregnskap. Utgave: 1 Dato: 2009-09-01 Energi- og klimaregnskap Utgave: 1 Dato: 2009-09-01 Energi- og klimaregnskap 2 DOKUMENTINFORMASJON Oppdragsgiver: Rapportnavn: Energi- og klimaregnskap Utgave/dato: 1 / 2009-09-01 Arkivreferanse: - Oppdrag:

Detaljer

BKK Nett AS. BKK Vestlandets eget kraftselskap. Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen

BKK Nett AS. BKK Vestlandets eget kraftselskap. Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen BKK Nett AS BKK Vestlandets eget kraftselskap Plenumsmøte 01-02 April 2008 Gardermoen Hva er Gjøa? Gjøa feltutbygging består av en stor, flytende plattform hvor olje og gass skal skilles og behandles.

Detaljer

Modeller for realisering av CCS i Norge Innspill til et veikart

Modeller for realisering av CCS i Norge Innspill til et veikart Modeller for realisering av CCS i Norge Innspill til et veikart SINTEF Seminar CCS 13 mars 2014 Nils A. Røkke klimadirektør SINTEF CCS et columbi egg i klimasammenheng CCS er billig CCS er gjørbart CCS

Detaljer

Høringsuttalelse til konsekvensutredning for plan for utbygging og drift av Ekofisk Sør

Høringsuttalelse til konsekvensutredning for plan for utbygging og drift av Ekofisk Sør ConocoPhillips Skandinavia AS myndkon@conocophillips.com Oslo, 14.01.2011 Høringsuttalelse til konsekvensutredning for plan for utbygging og drift av Ekofisk Sør Vi viser til ConocoPhillips meddelelse

Detaljer

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår

DNO ASA. Resultat 2. kvartal. 1. halvår DNO ASA Resultat 2. kvartal og 1. halvår 2000 STYRETS BERETNING FOR 2. KVARTAL OG 1. HALVÅR 2000 DNO ASA Den meget positive utviklingen for DNO konsernet fortsetter. Sammendrag (1999 tall i parentes) DNO

Detaljer

Når nettene blir trange og kulda setter inn Har vi alternativer til nettutbygging? Kristian M. Pladsen, direktør

Når nettene blir trange og kulda setter inn Har vi alternativer til nettutbygging? Kristian M. Pladsen, direktør Når nettene blir trange og kulda setter inn Har vi alternativer til nettutbygging? Kristian M. Pladsen, direktør Hovedbudskap Velfungerende energisystem er en forutsetning for all næringsvirksomhet. Manglende

Detaljer

Førebuing/ Forberedelse

Førebuing/ Forberedelse Førebuing/ Forberedelse 29.05.2017 REA3009 Geofag 2 Nynorsk/Bokmål Nynorsk Informasjon til førebuingsdelen Førebuingstid Førebuingstida varer éin dag. Hjelpemiddel På førebuingsdagen er alle hjelpemiddel

Detaljer

Helgeland lufthavn marked og samfunnsøkonomi

Helgeland lufthavn marked og samfunnsøkonomi TØI-rapport 1014/2009 Forfatter(e): Harald Thune-Larsen og Jon Inge Lian Oslo 2009, 41 sider Sammendrag: Helgeland lufthavn marked og samfunnsøkonomi En felles lufthavn til avløsning for de tre eksisterende

Detaljer

Biogass det faglige grunnlaget

Biogass det faglige grunnlaget Biogass det faglige grunnlaget Gjennomgang av rapporten «Underlagsmateriale til tverrsektoriell biogass-strategi» Christine Maass, Miljødirektoratet Bakgrunn for arbeidet MD ga Miljødirektoratet (den gang

Detaljer

IFE/KR/E-2016/001. Hydrogenproduksjon fra Rotnes bruk

IFE/KR/E-2016/001. Hydrogenproduksjon fra Rotnes bruk IFE/KR/E-2016/001 Hydrogenproduksjon fra Rotnes bruk Rapportnummer ISSN Revisjonsnummer Dato IFE/KR/E-2016/001 0333-2039 25.02.2016 Klient/ Klient-referanse ISBN Antall eksemplarer Antall sider Papir:

Detaljer

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon.

på bekostning av tiltak for å økte utvinningsgraden i eksisterende prosjekter, tiltak som for eksempel produksjonsboring og brønnintervensjon. NOTAT Økt utvinning på norsk sokkel Bellona stiller seg uforstående til det høye tempoet som åpning av nye områder og tildeling av nye lisenser i kystnære områder og områder langt nord, nå skjer med. Det

Detaljer

Av Magne L. Kolstad, Atle R. Årdal, SINTEF Energi, Kamran Sharifabadi, Statoil og Tore M. Undeland, NTNU

Av Magne L. Kolstad, Atle R. Årdal, SINTEF Energi, Kamran Sharifabadi, Statoil og Tore M. Undeland, NTNU Av Magne L. Kolstad, Atle R. Årdal, SINTEF Energi, Kamran Sharifabadi, Statoil og Tore M. Undeland, NTNU Sammendrag Et hypotetisk kraftsystem i Nordsjøen bestående av fem olje og gass plattformer og en

Detaljer

Equinor ASA - kraft fra land til Johan Sverdrup fase II

Equinor ASA - kraft fra land til Johan Sverdrup fase II Ifølge liste Deres ref Vår ref 18/514- Dato 16. august 2019 Equinor ASA - kraft fra land til Johan Sverdrup fase II 1. Bakgrunn Stortinget ba ved behandlingen av Prop. 114 S (2014-2015), departementet

Detaljer

Leverandørskifteundersøkelsen 2. kvartal 2006

Leverandørskifteundersøkelsen 2. kvartal 2006 Leverandørskifteundersøkelsen 2. kvartal 2006 Sammendrag Omlag 66 000 husholdningskunder skiftet leverandør i løpet av 2. kvartal 2006. Dette er en nedgang fra 1. kvartal 2006, da omlag 78 200 husholdningskunder

Detaljer

Petroleumsindustrien og klimaspørsmål

Petroleumsindustrien og klimaspørsmål Petroleumsindustrien og klimaspørsmål EnergiRike 26. januar 2010 Gro Brækken, administrerende direktør OLF Oljeindustriens Landsforening Klimamøtet i København: Opplest og vedtatt? 2 1 Klimautfordring

Detaljer

Elkraft fra land til norsk sokkel. Innhold:

Elkraft fra land til norsk sokkel. Innhold: Elkraft fra land til norsk sokkel Tiltakskost og miljøeffekt Januar 2003 Innhold: 1. Sammendrag...3 2. Innledning...5 2.1. Bakgrunn for og hensikt med rapporten...5 2.2. Mandat...5 2.3. Arbeidsgruppen

Detaljer

Delutredning 9-c: Økonomisk analyse

Delutredning 9-c: Økonomisk analyse 23.05.2003 Scenarier for helårig petroleumsaktivitet i området Lofoten og Barentshavet i 2005-2020 Delutredning 9-c: Økonomisk analyse 1 Bakgrunn Utgangspunktet for delutredningen er scenariene for helårig

Detaljer

Et sammendrag av KonKraft-rapport 5. Petroleumsnæringen og. klimaspørsmål

Et sammendrag av KonKraft-rapport 5. Petroleumsnæringen og. klimaspørsmål Et sammendrag av KonKraft-rapport 5 Petroleumsnæringen og klimaspørsmål Petroleumsnæringen og klimaspørsmål Det er bred vitenskapelig enighet om at menneskeskapte klimagassutslipp fører til klimaendringer

Detaljer

Det vil gjøres korrigering/presisering i kravspesifikasjonen for dette.

Det vil gjøres korrigering/presisering i kravspesifikasjonen for dette. ANSKAFFELSE AV TERMISK ENERGI TIL NYE DEICHMANSKE HOVEDBIBLIOTEK OG NYTT MUNCH-MUSEUM I foreliggende dokument følger spørsmål og svar nr. 2-10 pr. 16.08.2016. Dessuten følger det informasjon om ytterligere

Detaljer

Innst. 237 S. ( ) Innstilling til Stortinget fra energi- og miljøkomiteen. Komiteens merknader. Sammendrag. Dokument 8:58 S ( )

Innst. 237 S. ( ) Innstilling til Stortinget fra energi- og miljøkomiteen. Komiteens merknader. Sammendrag. Dokument 8:58 S ( ) Innst. 237 S (2013 2014) Innstilling til Stortinget fra energi- og miljøkomiteen Dokument 8:58 S (2013 2014) Innstilling fra energi- og miljøkomiteen om representantforslag fra stortingsrepresentantene

Detaljer

Offisiell åpning Gina Krog

Offisiell åpning Gina Krog Offisiell åpning Gina Krog Program for dagen Tidspunkt Hva skjer 10:40 10:45 Sikkerhetsbrief Gina Krog 10:45 10:50 Velkommen 10:50 10:55 Gina Krog: Prosjektet på 5 min 11:00 11.45 Lunsj 12:00 12:45 Omvisning

Detaljer

Miljøvirkninger av økt installert effekt i norsk vannkraftproduksjon

Miljøvirkninger av økt installert effekt i norsk vannkraftproduksjon 1 Miljøvirkninger av økt installert effekt i norsk vannkraftproduksjon Ove Wolfgang, SINTEF Energiforskning Norsk fornybar energi i et klimaperspektiv. Oslo, 5. 6. mai 2008. 2 Bakgrunn: Forprosjekt for

Detaljer

CO 2 -fri gasskraft. Hva er det?

CO 2 -fri gasskraft. Hva er det? CO 2 -fri gasskraft? Hva er det? Gasskraft Norsk begrep for naturgassfyrt kraftverk basert på kombinert gassturbin- og dampturbinprosess ca. 56-60% av naturgassens energi elektrisitet utslippet av CO 2

Detaljer

Utslipp fra Ormen Lange Landanlegget 2007

Utslipp fra Ormen Lange Landanlegget 2007 fra Ormen Lange Landanlegget 2007 A/S Norske Shell Årsrapportering til Oljedirektoratet (OD) A/S Norske Shell 01.03.2008 Ormen Lange Landanlegg-2007 Side 1 av 7 INNHOLDSFORTEGNELSE 1 STATUS...4 1.1 FELTETS

Detaljer

Kjell Bendiksen. Det norske energisystemet mot 2030

Kjell Bendiksen. Det norske energisystemet mot 2030 Kjell Bendiksen Det norske energisystemet mot 2030 Brutto energiforbruk utvalgte land (SSB 2009) Totalt Per person Verden er fossil (80+ %) - Norge er et unntak! Fornybarandel av forbruk - EU 2010 (%)

Detaljer

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014

V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 V E R D I V U R D E R I N G A V S T A T E N S D I R E K T E Ø K O N O M I S K E E N G A S J E M E N T ( S D Ø E ), 2014 Figurer i offentlig rapport, 20. juni, 2014 Denne rapporten er laget på oppdrag for

Detaljer

Energinasjonen Norge i en klimapolitisk sammenheng

Energinasjonen Norge i en klimapolitisk sammenheng Energinasjonen Norge i en klimapolitisk sammenheng Odd Roger Enoksen Olje- og energiminister Klimaforum 29. mai Kilder til norske utslipp av CO 2 2004 Andre industriprosessar 18 % Kysttrafikk og fiske

Detaljer

Verdiskapning og Miljø hånd i hånd

Verdiskapning og Miljø hånd i hånd Verdiskapning og Miljø hånd i hånd Norsk Konferanse om Energi og Verdiskapning Energirikekonferansen 2006 Frederic Hauge, Bellona CO2 fabrikk Gasskraftverk Global temperaturendring Fremtidens energiløsninger

Detaljer

BKK utreder gasskraftverk tilrettelagt for CO2-rensing

BKK utreder gasskraftverk tilrettelagt for CO2-rensing BKK utreder gasskraftverk tilrettelagt for CO2-rensing Informasjon om BKKs melding til NVE om et gasskraftverk som mulig løsning for å styrke kraftsituasjonen i BKK-området. www.bkk.no/gass Melding til

Detaljer

3. kvartalsresultat 2009 Petoro pådriver for lønnsomme prosjekter. Pressekonferanse Stavanger 5. november 2009

3. kvartalsresultat 2009 Petoro pådriver for lønnsomme prosjekter. Pressekonferanse Stavanger 5. november 2009 Petoro pådriver for lønnsomme prosjekter Pressekonferanse Stavanger 5. november 29 SDØE kontantstrøm pr 3. kvartal: 77 milliarder Resultater Pr 3. kvartal 29 Pr 3. kvartal 28 Hele 28 Resultat etter finansposter

Detaljer

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008

Sokkelåret Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008 Sokkelåret 2007 Oljedirektør Bente Nyland Pressekonferanse 14. januar 2008 Leteåret 2007 Det er påbegynt 32 letebrønner: 20 undersøkelsesbrønner og 12 avgrensningsbrønner. 33 letebrønner er avsluttet.

Detaljer

Gass-verdikjeden i et nøtteskall

Gass-verdikjeden i et nøtteskall Gass-verdikjeden i et nøtteskall Oppstrøms Transport Prosessering Tampen området Gassrørledninger Kårstø Grenland Norge er verdens nest største gasseksportør Forsyninger av norsk gass er avgjørende for

Detaljer

Hvordan møte dagens utfordringer Innspill og debatt

Hvordan møte dagens utfordringer Innspill og debatt Hvordan møte dagens utfordringer Innspill og debatt Fagsjef Hans Petter Rebo, Norsk Industri Olje & Gass Leverandørseminar på Stjørdal 22. januar 2015 Norsk leverandørindustri - konkurranse i et globalt

Detaljer

I beregninger av tiltakskost ved elektrifiseringstiltak er det forutsatt at nødvendig kraft finnes tilgjengelig til den forutsatte kraftpris.

I beregninger av tiltakskost ved elektrifiseringstiltak er det forutsatt at nødvendig kraft finnes tilgjengelig til den forutsatte kraftpris. 1 SAMMENDRAG Mandat Klimakur 2020 er en tverretatlig gruppe som er nedsatt av Miljøverndepartementet for å vurdere mulige tiltak og virkemidler for redusere de norske utslippene av klimagasser med mellom

Detaljer

Inntekter fra petroleumsvirksomhet på nasjonalt nivå

Inntekter fra petroleumsvirksomhet på nasjonalt nivå Inntekter fra petroleumsvirksomhet på nasjonalt nivå Kunnskapsinnhenting for det nordøstlige Norskehavet Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet Innledning ved Olje- og energidepartementet

Detaljer

Kraft fra land til norsk sokkel

Kraft fra land til norsk sokkel Norskehavet Tjeldbergodden Nordlige Nordsjø Mongstad Midtre Nordsjø Kårstø Risavika Lista Sørlige Nordsjø Januar 2008 Forord I forbindelse med debatten rundt arbeidet med St. meld. nr. 34 (2006-2007) Norsk

Detaljer

Mulige løsninger for Ruters båttilbud

Mulige løsninger for Ruters båttilbud Mulige løsninger for Ruters båttilbud Dialogkonferanse om båtsamband på fornybar energi 12. november 2015 Anita Eide, prosjektleder strategi, Ruter As Oversikt over presentasjonen Presentasjonen består

Detaljer

Konsesjonssøknad for Tellenes. Vedlegg: Nett og nettilknytninger

Konsesjonssøknad for Tellenes. Vedlegg: Nett og nettilknytninger Konsesjonssøknad for Tellenes Vedlegg: Nett og nettilknytninger Vedlegget inneholder: 1 Teknisk underlag fra Sweco Grøner 2 Brev fra Sira Kvina kraftselskap 3 E-post fra Titania A.S. 4 Utdrag fra Kraftsystemutredning

Detaljer

Varmeplan - Solstad Vest i Larvik.

Varmeplan - Solstad Vest i Larvik. Vedlegg 2 Varmeplan - Solstad Vest i Larvik. Oppdragsgivere : Stavern eiendom AS og LKE Larvik, 28.11.14 Innholdsfortegnelse 1. Innledning 2. Effekt og varmebehov 3. Varmesentral 4. Fjernvarmenettet 5.

Detaljer

U TBYGGIN G M ID TM ARKA - ROTEM YRAN E

U TBYGGIN G M ID TM ARKA - ROTEM YRAN E VEST-LAND EIENDOM AS Address U TBYGGIN G M ID TM ARKA - ROTEM YRAN E INFRASTRUKTUR RIE PROJEKTNR. A074797 DOKUMENTNR. A074797-002 VERSION 1 UDGIVELSESDATO 06.05.2019 UDARBEJDET BESE KONTROLLERET BAA GODKENDT

Detaljer

IFE/KR/E-2016/001. Hydrogenproduksjon fra Rotnes bruk

IFE/KR/E-2016/001. Hydrogenproduksjon fra Rotnes bruk IFE/KR/E-2016/001 Hydrogenproduksjon fra Rotnes bruk i Innholdsfortegnelse 1 INTRODUKSJON... 1 2 SMÅKRAFTVERKET PÅ ROTNES BRUK... 1 3 SPOT-PRIS... 3 4 ANALYSEGRUNNLAG... 4 4.1 INVESTERINGSKOSTNAD FOR

Detaljer

Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi

Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet. Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Gassinfrastruktur i og fra Barentshavet Thor Otto Lohne Direktør forretningsutvikling og økonomi Petroleumsnæringen er Norges største industri Dagens aktivitetsnivå: 76 felt i produksjon - over 40% av

Detaljer

Kommentarer til FASTLANDSFORBINDELSE FV385 TIL VASSØY FINANSIERINGSANALYSE

Kommentarer til FASTLANDSFORBINDELSE FV385 TIL VASSØY FINANSIERINGSANALYSE 1 av 6 Vassøy Bru-komité c/o Neri Askland Regeberget 3 4076 Vassøy Til: Stavanger Formannskap Stavanger 1. Mars 2015 Kommunalstyret for byutvikling (KBU) i Stavanger Postboks 8001 4068 Stavanger Kopi:

Detaljer

Aktivitet og kostnader på norsk sokkel

Aktivitet og kostnader på norsk sokkel Aktivitet og kostnader på norsk sokkel Jørgen Bækken underdirektør Olje- og energidepartementet Mai 2014 Norsk sokkel per 31.12.2013. Produsert og solgt: 6,2 mrd Sm 3 o.e. Gjenværende ressurser: 8 mrd

Detaljer

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord

Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø. Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø Tomas Mørch, Direktør for funn og felt Nordsjøen Nord Ressurser og forventninger i nordlige Nordsjø ODs rolle og målsetting Ressurssituasjonen på norsk sokkel

Detaljer

Innst. 398 S. ( ) Innstilling til Stortinget fra energi- og miljøkomiteen. Sammendrag. Prop. 113 S ( )

Innst. 398 S. ( ) Innstilling til Stortinget fra energi- og miljøkomiteen. Sammendrag. Prop. 113 S ( ) Innst. 398 S (2010 2011) Innstilling til Stortinget fra energi- og miljøkomiteen Prop. 113 S (2010 2011) Innstilling fra energi- og miljøkomiteen om utbygging og drift av Ekofisk sør og Eldfisk II Til

Detaljer

Uten industri ingen fremtid

Uten industri ingen fremtid Uten industri ingen fremtid Offshore Strategikonferansen 2009 Adm. direktør Stein Lier-Hansen, Norsk Industri Krise i verden- hva med Norge? GIEK Eksportfinans Innovasjon Norge ENOVA Avskrivningsats Skatteutsettelse

Detaljer

Vurdering av ny HVDC-teknologi for bruk i det norske kraftsystemet

Vurdering av ny HVDC-teknologi for bruk i det norske kraftsystemet Vurdering av ny HVDC-teknologi for bruk i det norske kraftsystemet Nils Henrik Jendal Divisjon Teknologi og Prosjekt EBL Regional- og Sentralnettsdager Oslo 16. april 2008 Stikkord Hovedutfordringer i

Detaljer

Årsrapport ytre miljø 2006

Årsrapport ytre miljø 2006 Årsrapport ytre miljø 26 Innledning Petoro forvalter statens eierinteresser gjennom SDØE på de fleste felt på norsk sokkel. SDØE sin eierandel i felt på norsk sokkel er blitt noe redusert gjennom nedsalg

Detaljer

Inntekter fra petroleumsvirksomhet på nasjonalt nivå

Inntekter fra petroleumsvirksomhet på nasjonalt nivå Inntekter fra petroleumsvirksomhet på nasjonalt nivå Konsekvensutredning for havområdene ved Jan Mayen Utarbeidet på oppdrag fra Olje- og energidepartementet KU-område Grense norsk sokkel Spesielle ordninger

Detaljer

BRUK AV FORDELINGSTRANSFORMATOR MED AUTOMA- TISK TRINNKOBLER

BRUK AV FORDELINGSTRANSFORMATOR MED AUTOMA- TISK TRINNKOBLER BRUK AV FORDELINGSTRANSFORMATOR MED AUTOMA- TISK TRINNKOBLER Av Magne Lorentzen Kolstad, SINTEF Energi Sammendrag Begrensninger i nettkapasitet er i dag én av hovedutfordringene mot integrasjon av ny fornybar

Detaljer

Rapport om sluttførte forhandlinger om andres bruk av innretninger

Rapport om sluttførte forhandlinger om andres bruk av innretninger Rapport om sluttførte forhandlinger om andres bruk av innretninger Rapporten avgis i henhold til 14 i forskrift om andres bruk av innretninger, fastsatt av Olje- og energidepartementet 20.12.2005. Eier

Detaljer

Prop. 88 S. (2011 2012) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet

Prop. 88 S. (2011 2012) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet Prop. 88 S (2011 2012) Proposisjon til Stortinget (forslag til stortingsvedtak) Innhold 1 Sammendrag... 5 2 Hovedtrekk i plan for utbygging og drift av Edvard Grieg-feltet. 8 2.1 Innledning... 8 2.2 Utbyggingsløsning

Detaljer

Hva vet du om Oljedirektoratet?

Hva vet du om Oljedirektoratet? 08:30 Registrering og kaffe 09:00 Rammeverk og myndighetsroller Petroleumsforvaltning og rammeverk ODs oppdrag, roller og organisering Kort om petroleumsregelverket Eldbjørg Vaage Melberg Kirsti Herredsvela

Detaljer

Kvotekraft Bodø kommune - Investering i Oldereid

Kvotekraft Bodø kommune - Investering i Oldereid Økonomikontoret Saksframlegg Dato Løpenr Arkivsaksnr Arkiv 08.01.2013 1481/2013 2012/8494 S10 Saksnummer Utvalg Møtedato 13/3 Formannskapet 30.01.2013 13/4 Bystyret 14.02.2013 Kvotekraft Bodø kommune -

Detaljer

3 KVARTAL 2014 - PRESENTASJON

3 KVARTAL 2014 - PRESENTASJON Stavanger 4. november 2014 Fra Petoro: Grethe Moen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Sveinung Sletten, kommunikasjonssjef KPI-er Lavere priser og mindre gassalg ga redusert kontantstrøm

Detaljer

Nasjonal ramme for vindkraft Kart over produksjonskostnad for vindkraftutbygging i Norge

Nasjonal ramme for vindkraft Kart over produksjonskostnad for vindkraftutbygging i Norge Nasjonal ramme for vindkraft Kart over produksjonskostnad for vindkraftutbygging i Norge Forfatter: David E. Weir, NVE Dato: 31.5.2018 Som en del av forslaget til en nasjonal ramme for vindkraft skal NVE

Detaljer

Analyse av Transportkanaler - foreløpige resultater. Eirik Bøhnsdalen

Analyse av Transportkanaler - foreløpige resultater. Eirik Bøhnsdalen Analyse av Transportkanaler - foreløpige resultater Eirik Bøhnsdalen Flere grunner til at vi investerer i nett Forsyningssikkerhet Reinvesteringer av gammelt nett Legge til rette for ny produksjon eller

Detaljer

Oppdatert kostnadsanalyse Elhub versjon 1.0

Oppdatert kostnadsanalyse Elhub versjon 1.0 Oppdatert kostnadsanalyse Elhub versjon 1.0 Versjon 1.0-31.mai. 2015 Side 1 1. Kostnadsanalyse ved ESK-utredningen i 2012 Det ble laget en kostnadsanalyse for datahub ved ESK utredningen i 2012. Den viste:

Detaljer

Oppdaterte effektberegninger

Oppdaterte effektberegninger Oppdaterte effektberegninger KVU Buskerudbypakke 2 Delrapport April 213 1 Oppdaterte EFFEKT-beregninger for KVU Buskerudbypakke 2 I etterkant av at de samfunnsøkonomiske beregningene for KVU Buskerudbypakke

Detaljer

Pressekonferanse 3. kvartal 2016

Pressekonferanse 3. kvartal 2016 Pressekonferanse 3. kvartal 2016 Stavanger 3. november 2016 Grethe Moen, administrerende direktør Marion Svihus, økonomidirektør Christian Buch Hansen, kommunikasjonssjef Agenda Innledning Resultater 3.

Detaljer

SET konferansen 2011

SET konferansen 2011 SET konferansen 2011 Hva er produksjonskostnadene og hva betaler en vanlig forbruker i skatter og avgifter Sivilingeniør Erik Fleischer 3. november 2011 04.11.2011 1 Strømprisen En faktura fra strømleverandøren:

Detaljer

Elektrifisering og Kraft fra Land Miljøvennlig og lønnsomt

Elektrifisering og Kraft fra Land Miljøvennlig og lønnsomt TEM,hegm ABB - Håvard Devold, 9-10.04.2014 Elektrifisering og Kraft fra Land Miljøvennlig og lønnsomt Contents Why Electrification and Energy Efficiency How to electrify oil and gas installations Power

Detaljer