Kraft fra land til Utsirahøyden

Transkript

1 Rapport

2 Prosjekttittel: Kunde: Energi Norge Dato Status Ansvarlig Godkjent av Klassifisering Sluttrapport 1.0 Geir Husdal Tom Dagstad Åpen 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 CO2-utslipp. Dette er markant under dagens CO2- 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...12 Forkortelser...12 Referanser...13 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 CO2 og oppover, kan KFL ved bygging av nye innretninger gi tiltakskost som er konkurransedyktig med CO2-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 CO2-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 CO2 (412 NOK/tonn CO2 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 CO2, 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 NOX 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 CO2) over tiltakets levetid. CO2-kostnadene er summen av CO2-avgiften og kvotepris på CO2 og inngår ikke i tiltakskostberegningene. CO2-avgiften for 2014 er 0,98 NOK/Sm 3 gass brenngass. Sammen med kvoteprisen utgjør CO2-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 CO2. Utslipp av CO2 knyttet til produksjon av elektrisk kraft som leveres fra nettet på land er ikke inkludert i tiltakskostanalysen. For elektrisitetsproduksjon som fører til utslipp av CO2 er det forutsatt at CO2-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 CO2-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 CO2-utslipp til Det fremgår av tabellen at tiltakskosten for samlet utbygging med 200 MW til Utsirahøyden er betydelig lavere enn CO2-kostnaden. Også tiltakskost for faset utbygging av KFL er lavere enn CO2- 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 CO2-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 NOX, vil tiltaket også gi signifikante reduksjoner i NOX-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 CO2-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 CO2-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 CO2-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»., 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