Hvorfor CO 2 verdikjeden er viktig og riktig. Viktor E. Jakobsen Haugesund Energikonferansen 2006

Transkript

1 Hvorfor CO 2 verdikjeden er viktig og riktig Viktor E. Jakobsen Haugesund Energikonferansen 2006

2 Noen tall for Norge I 2006 vil statens inntekter være ca milliarder Statens utgifter er 683 milliarder 222 milliarder - 1/3 av statens utgifter går til arbeids og sosial sektoren Av en arbeidsstyrke på ca. 3,2 millioner mennesker (16 til 67 år) er ca av oss er ikke i arbeid 10% eller av oss er klassifisert som permanent yrkesuføre I 2006 vil ca mennesker være sysselsatt i industriell virksomhet

3 Internasjonalt fokus på miljø

4 Internasjonal klimapolitikk IPCC vurdering CO 2 fangstteknologi relevant

5 Norske utslipp av klimagasser vil øke sterkt.. Millioner tonn CO2 Norske utslipp av klimagasser i CO2 ekvivalenter Tillegg for gasskraftverk og NCS SSB/Fin.dep prognose Norges samlede utslipp av klimagasser Kyotoforpliktelse Kyotoperiode

6

7 Staten får en kostnad. Hva blir den? NOK mrd Norges årlige CO 2 kvotekostnader i Kyotoperioden, og videre ved kvotepris på EUR 20 per tonn CO 2 SSB-bane Revidert anslag

8 Norsk sokkel inn i en moden fase I Oljeproduksjon på NCS i millioner kubikkmeter olje ,00 Reserver Ressurser i felt Ressurser i funn Uoppdagede ressurser 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 CO2 EOR 5%

9 OD april 05: Stort potensial for økt oljeutvinning med CO 2 Norskehavet: mill Sm 3 Tampen området mill Sm 3 Troll-Oseberg området mill Sm 3 Men ikke økonomisk lønnsomt!! Sørlige Nordsjøen: mill Sm 3 Total EOR olje: mill Sm mrd NOK For 20 utvalgte felt: mill Sm mrd NOK Kilde: Oljedirektoratet

10 Studier og Politisk fotarbeid

11 CO 2 verdikjede 15% CO2 emission CO2 deposit Oil/Gas production 5) Oil and gas price State 78% of pretax profit Reduced CO 2 permit 3) CPETRO 4) Oil license Pipe line License 22% of pretax profit 1) Industry/gas power 2) NOCO Ltd Op.Ex. Employees Suppliers etc. CO 2 resevoir Oil reservoir Market Investments Suppliers etc.

12 NOKbn Value creation at 17m tonnes CO 2 capture Sales value of EOR oil Reduced CO2 permit costs CO2 tariff from industry Gross value creation Offshore Investments CPETRO Investments NOCO Investments For distribution NOCO Licenses (exc. State) Suppliers and Employees State cash flow (incl. CPETRO)

13

14 Kårstø CO 2 prosjekt alternativ A Kårstø CO 2 prosjekt alternativ A Standard aminbasert anlegg under atmosfærisk trykk Kårstø CO 2 kilder totalt ca. 2,5mt Gasskraftverk 1,24mt CO2 Diverse turbiner og kjeler ca. 1,17mt Ren CO 2 fra Craier anlegg på 0,13mt Investering på ca NOK 1,8mrd Utstyr ca. NOK 761m Byggekostnader og annet på ca. NOK 1mrd (anslaget ligger 77% høyere enn AkerKværner/Gasstek estimatet) Årlige driftsinntekter og kostnader Driftsinntekter på ca. NOK 485m Driftskostnader på ca. NOK 390m Finanskostnader på ca. NOK 30m i snitt Investeringer (aminanlegg) Tonn CO2 Per tonn CO2 Investering NOK NOKm Totalt Utstyrspakke Tomt og prosjektering Byggearbeider Annet og usikkerhet (20%) CO2 fabrikk Gasskraftverk Standard driftskalkyle P&L Per ton CO2 NOKm NOK/tonn Driftsinntekter Salg av CO Tilknytningsavift Driftskostnader (289) 120 Energi (150) 62 Kjemikalier (62) 26 Andre driftskostander (77) 32 EBITDA Avskrivninger (59) 24 EBIT Driftsmargin 28 % 28 %

15 (500) (1 000) (1 500) NOKm Prosjektvurdering av lønnsomhet Prisfastsettelse av langsiktig salgskontrakter på CO2 i basis tilfelle på NOK 185 per tonn CO 2 Gearing nivå - 25/75 EK-gjeld 30 år levetid m. 15% teknisk restverdi IRR på totalkapital på ca. 7,5% før skatt Gjeldsrente på 4,5% EK avkastning på ca. 15% etter skatt EK tilbakebetaling i løpet av 7 år Kontantstrøm fra drift og investeringer (og akkumulert) Investeringer Drift Akkumulert NOKm (500) (1 000) (1 500) (2 000) (2 500) (3 000) (3 500) (4 000) (4 500) NOKm (100) (200) (300) Kontantstrøm til egenkapitalen etter skatt (og akkumulert) NOKm (250) (500) (750) (1 000) (1 250) (1 500) (1 750) (2 000) (2 250)

16 NOCO AS operasjon, kapitalisering og driftsregnskap NOKm E 2007E 2008E 2009E 2010E 2011E Income % y o y growth EBITDA (0) (16) EBITDA margin 330% 72% 81% 40% 38% 38% EBIT (0) (16) EBIT margin 330% 72% 81% 28% 26% 26% Net financials 0 0 (9) (42) (65) (62) (59) Pretax profit (0) (16) Pretax margin 325% 62% 47% 15% 13% 13% Tax (21) (17) (18) Net profit (0) (16) Profit margin 325% 62% 47% 11% 9% 10% Cash flow from operations (0) (16) CFO % of income 325% 62% 47% 21% 21% 22% Cash flow from investments 0 0 (710) (1 065) (44) (44) (44) Cash flow from finance (57) (57) (57) Net cash contribution 20 (16) Cash & cash equivalents Other current assets Operating assets Other fixed assets Total assets Short term int.bearing debt Long term int.bearing debt Other debt Minorities & reserves Equity

17 Noen viktige momenter for CO 2 verdikjede-problematikken Norske strømpriser og det Europeiske kraftmarkedet CO 2 kvoter vs. avgift Europeisk industri vs. globalt miljøvern CO 2 fangstteknologi CO 2 til EOR og lisensproblematikk Elektrifisering av Norsk sokkel Kyoto- og Gøteborg protokollen Reduserte driftskostnader Økte gass inntekter Solnedgangsindustri eller videreutvikling av norske industriklynger To-pris regime for energi Alt koker ned til nødvendigheten av langsiktig tenkning og etablering av rammevilkår for fremtidig verdiskapning

18 Hvordan komme i gang? Statlig garantiordning Take-or-pay kontrakter for CO 2 leveranser med regulert minimumsavkastning (kost-pluss kalkyler) for et tidsrom langt nok til å sikre investert kapital Privat kapital og virksomhet vil komme som følge av dette Staten må ta ansvaret for CO 2 til slutt

19

20 Schedule Establishing a joint Shell-Statoil project team with the following milestones: Feasibility study End of 2006 Choice of concept End of 2007 Investment decision, value chain End of 2008 Given a satisfactory commercial basis, the goal is: Start-up power station/electrification of Draugen First CO 2 deliveries to Draugen for EOR