BRUK AV NATURGASS I NORDEN

BRUK AV NATURGASS I NORDEN Carolin Gjengedal, Gunnar Sie Dahle, Lise Løw Løhre, Andreas Grav Karlsen og Thomas Paz TPG4140 Naturgass Prof. Jón Steinar Guðmundsson Fakultet for ingeniørvitenskap og teknologi Trondheim 23.11.2012

BRUK AV NATURGASS I NORDEN ABSTRAKT Denne rapporten omhandler bruk av naturgass i de nordiske landene Norge, Danmark, Sverige, Finland og Island, med sine potensielle forbedringstiltak og fremtidsutsikter. I en tid med økt fokus på miljø og klima, seiler naturgass frem som et godt alternativ til kull og olje, og bruken må derfor gjøres økonomisk gunstig. Tiltak som kan settes igang er høyere kostnader på utslippskvoter og strengere krav til energieffektivisering. Infrastruktur må legges til rette ved statlig planlegging og finansiering eller subsidiering til private aktører. På denne måten unngår man at kostnaden havner på forbrukerne alene og gjør prosjektene økonomsik urealistiske. Rapporten viser at forbruket av naturgass kan økes i hele Norden, med unntak av Island som er selvforsynt med fornybare energikilder. Oppgradering og nybygging av gasskraftverk vil gi økt virkningsgrad og lavere utslipp kontra kull- og oljekraftverk. Ved høyere utslippskvoter og energieffektivisering vil man tvinge markedet mot en grønnere energiproduksjon. I transportsektoren eksisterer allerede teknologien som gjør gassbiler og LNG- drevne skip konkurransedyktige. Utfordringene ligger i å øke tilgjengeligheten av fyllestasjoner. Her må staten opprette støtteordninger og planer for bygging av fyllestasjoner og bunkringsanlegg for påfylling av gass. Dersom et distribusjonsnettverk er tilgjengelig, vil man mest sannsynlig øke bruken. Sverige har her gått foran med et godt eksempel. Busser, og nå også gassbiler utgjør en stadig større del av den svenske bilparken, noe resten av Norden bør prøve å følge opp. i

BRUK AV NATURGASS I NORDEN INNHOLDSFORTEGNELSE 1 INNLEDNING... 1 2 TEORI... 3 2.1 KLASSIFISERING... 3 2.2 PROSESSERING OG BRENNVERDI... 4 2.3 INFRASTRUKTUR OG DISTRIBUSJON... 5 2.4 MILJØFORHOLD... 6 3 DAGENS SITUASJON I NORDEN... 9 3.1 BRUKSOMRÅDER... 9 3.2 PRODUSENTER... 10 3.3 GASSRESERVER... 11 3.4 ØKONOMISKE FORHOLD... 12 3.5 EUROPAS SITUASJON... 14 4 DISKUSJON FORBEDRINGSPOTENSIAL OG FREMTIDSUTSIKTER... 16 4.1 KRAFTPRODUKSJON... 16 4.2 TRANSPORTSEKTOR... 18 4.3 BARENTSHAVET NORGES NATURGASSFREMTID... 20 4.4 SKIFERGASS DANMARKS NATURGASSFREMTID... 20 5 KONKLUSJON... 22 6 REFERANSER... 23 7 TABELLER... 32 8 FIGURER... 34 9 APPENDIKS... 42 ii

INNLEDNING 1 INNLEDNING Behovet for energi i Norden øker i takt med folkevekst og stadig høyere levestandard. Store deler av dette behovet dekkes i dag med fornybare kilder som vannkraft, vindkraft og geotermisk energi (kun Island). Det som ikke dekkes av fornybar energi blir produsert ved hjelp av fossilt brensel og ved kjernekraftverk. Det arrangeres årlige klimakonferanser som United Nations Climate Conference (UNCC) og World Climate Change (WCC) for å identifisere problemer, og diskutere idéer og løsninger. For å beskytte jorda og dens befolkning mot den påviste drivhuseffekten og forurensende biprodukter av energiproduksjon, har en rekke tiltak blitt introdusert. Kampanjer har blitt rettet mot næringsliv og industri for å effektivisere og redusere energiforbruket. Samtidig har regulering av utslipp ved hjelp av utslippskvoter og monitorering blitt kraftig skjerpet inn for å nå målene om redusert utslipp. Mens land som USA, Canada, Kina og India ikke har godtatt å binde seg juridisk til utslippsavtaler, har Norden tatt utfordringene på alvor og oppnådd resultater. Fullskala karbonfangstanlegg er ferdig utbygget på Mongstad, og Sverige har innført tiltak som energieffektivisering ved fjerning av tradisjonelle lyspærer og innføring av biobrensel for kommersielle kjøretøy. Da energibehovet per i dag ikke blir møtt av fornybare kilder, vil markedet for energiproduksjon fra fossilt brensel fortsette å eksistere. I påvente av ny teknologi og alternative anvendelser av allerede eksisterende energikilder, er det viktig å identifisere eventuelle forbedringstiltak i de nordiske landene. Som verdens grønne spiss er det viktig at nordiske land som har økonomi og ressurser til det, bidrar i klimakappløpet. Både for å vise andre land at det er politisk, økonomisk og teknologisk mulig, men også for å bidra mot de faktiske målene. Ettersom naturgass anses som et klimatiltak sammenlignet med energiproduksjon fra olje og kull, er det viktig å kartlegge potensiale og eventuelle forbedringer der fornybar energi ikke lar seg gjøre i praksis. Denne rapporten gir en grunnleggende forståelse av hvordan naturgass klassifiseres, prosesseres, transporteres og forbrukes. Videre bærer det til produsenter og konsumgrupper i Norden etterfulgt av en utgreiing om reserver, miljøforhold, økonomi og situasjon i Europa. 1

TEORI Avslutningsvis blir det tatt for seg naturgassens framtidsutsikter og forbedringspotensial, samt konklusjon. 2

TEORI 2 TEORI 2.1 KLASSIFISERING Naturgass er et bredt begrep som brukes om naturlig forekommende hydrokarbongass. Naturgass forbindes ofte med høy metanandel, men dens sammensetning kan variere betraktelig. En oversikt over dens typiske komposisjon er vist i Tabell 2.1 [1]. Naturgass og gasskondensat er dannet naturlig, og man skiller mellom termogeniske- og biogeniske prosesser. Disse er henholdsvis omdannelse av organisk materie til hydrokarboner ved høyt trykk og temperatur, og bakteriell nedbrytning under anaerobe forhold. Naturgass kan videre deles inn i assosiert gass, ikke- assosiert gass og ukonvensjonell gass. Disse representerer reservoaret den produseres fra. Assosiert gass er forbundet med oljereservoarer hvor gassen kommer ut av løsning ved trykkreduksjon i seperasjonen eller ved produksjon av oljereservoarets gasskappe. Gass som produseres fra gass- eller kondensatreservoarer kalles ikke- assosiert gass. Ukonvensjonell gass produseres fra ukonvensjonelle reservoarer som skifergass- og hydratreservoarer. Etter prosessering på produksjonsplattformen, sendes gassen videre nedstrøms, og blir kalt rikgass. Rikgassen som ankommer prosesseringsanlegget blir ved destillering separert i komponentgrupper. Tørrgass, som er utgangspunktet for naturgass på konsumbasis, består primært av metan og er gass uten flytende komponenter ved normalt trykk og temperatur. Det kan finnes tyngre hydrokarbonkomponenter i tørrgass, men disse holder seg da i gassfase. Ved høyt trykk og/eller lave temperaturer kan våtgass forekomme i flytende form, og består for det meste av etan, propan og butan. Kondensat skilles så ut av våtgassen i form av retrograd væskeutfelling ved trykkreduksjon. Væsken består av de tyngre gasskomponentene pentan og oppover, som er flytende i under normalt trykk og temperatur. [2] 3

TEORI 2.2 PROSESSERING OG BRENNVERDI Industriell prosessering av naturgass går ut på å rense rikgassen som kommer fra produksjonsplattformen til naturgass ved å skille ut CO 2, svoveloksider (SO x ), kvikksølv og forskjellige ikke- metan hydrokarboner. Dette gjør man for å produsere naturgass som kan transporteres videre i rørledninger. Selve prosessen begynner allerede ved brønnhodet. Når rikgassen hentes opp fra reservoaret, skilles den fra vannet og oljen i seperasjonstoget på produksjonsplattformen. Deretter føres gassen i rør til prosesseringsanlegg på land der tørrgass, våtgass og kondensat skilles fra hverandre. Prossesen blir kalt å tørke rikgassen. Våtgass skilles videre til etan, propan, butan og kondensat. Dersom det ikke skilles, kan våtgass leveres som en blanding av NGL, Natural Gas Liquids. Siste steg i prosessen er kjøling og rekompresjon, der gassen får ønsket spesifikasjonstemperatur og trykk for videre distribusjon. Dette er vist i Figur 2.1. [3] [4] [5] [6] Biogass er et resultat av biogenisk anaerob nedbrytning av organiske materialer. Det finnes flere måter å utvinne biogass på, for eksempel ved hjelp av gjødsel eller ved søppeldynger. De mest vanlige måtene å utvinne biogass er via gjødsel, slam, fiske- og matavfall og energivekster, men i utgangspunktet kan alt organisk materie brukes. Brennverdien sier noe om energiinnhold per enhet brensel ved fullstendig forbrenning, og deles inn i øvre og nedre brennverdi. Øvre brennverdi er den varmemengden som frigjøres ved forbrenning ved konstant volum og med det dannede vannet i flytende form. Nedre brennverdi er den varmemengden som frigjøres ved forbrenning under konstant trykk og med det dannede vann i dampform. Nedre brennverdi regnes som den effektive brennverdien og er presentert for ulike energibærere i Tabell 2.2. [7] 4

TEORI 2.3 INFRASTRUKTUR OG DISTRIBUSJON Transport av naturgass er et viktig aspekt ved gassindustrien ettersom resursene ofte må fraktes over store avstander for å nå forbrukermarkedet. Transport av naturgassgass kan skje gjennom rørledninger eller ved frakt i komprimert tilstand ved hjelp av tankskip eller tankbiler. Rørledning er den vanligste metoden for transport. Over land er som regel rørledninger den mest økonomisk gunstige måten å frakte gassen på, og blir brukt for avstander opp til 4000 km. Rørledninger på havbunnen er både dyrere og mer teknisk utfordrende. Den økonomisk gunstige avstanden blir derfor betraktelig mindre. Undersjøiske rørledninger er likevel mye brukt ettersom det fremdeles er et billigere alternativ enn tankskip når store mengder skal transporteres. Gassrør i Norden blir brukt til både distribusjon innlands, og til eksport utover Europa. En oversikt over noen viktige gassrørledninger og planlagte prosjekter er illustrert i Figur 2.2. Gassrørledningene som går fra Norge og Nordsjøen ut til Europa kan transportere opptil 100 milliarder kubikkmeter gass (BSm 3 ) årlig. Norge har den største infrastrukturen for transport av gass med gassledninger som Nordpipe, Europipe I og II, Franpipe, Zeepipe, Statpipe, Langeled og Vesterled. Av disse er det Statpipe og Europipe II som eksporterer mest ferdigraffinert tørrgass, altså naturgass. Rørledningene går til Storbritannia, Nederland, Danmark og Tyskland. I tillegg til distribusjon ut til kontinentet har Norge også Rogassledningen som distribuerer gass til industri, bedrifter og borettslag i Rogaland. Danmark har også rørledninger fra Nordsjøen til fastlandet, der de har et omfattende distribusjonsnett innenlands. Som gasseksportør har de også rør til Sverige og Tyskland. Gassen ankommer Gøteborg, hvor det blir videre distribuert til brukerne gjennom et nettverk av rørledninger som strekker seg over hele Sør- Sverige. Det var også planlagt utbygging av en rørledning som skulle levere gass fra Norge til Danmark og Sverige, men prosjektet Skanled ble lagt på is på grunn av økonomisk usikkerhet. 5

TEORI Det finnes også flere transportalternativer til rørledninger. Liquified Natural Gas (LNG) er som oftest den foretrukne metoden. Naturgass kjøles ned til - 160 grader for at den skal kondensere, og volumet minker til 1/600 av opprinnelig volum. Dette effektiviserer lagring og transport betraktelig. Væsken kan da enkelt transporteres med skip, tog eller bil. Fartøyene må spesialtilpasses med isolerte tanker for å hindre varmeutveksling mellom den flytende gassen og omgivelsene. Fordelene med LNG- transport er at det er mer fleksibelt i forhold til rørledning. Transport- og lagerkapasiteten kan enkelt økes eller senkes i tillegg til at man endre laste- og lossepunkter. Dette gir en stor fordel spesielt i områder der gassmarkedet bygges opp gradvis. LNG- transport er også nyttig der produksjonen er for liten til at det lønner seg å bygge ut rørledninger. [8] Compressed Natural Gas (CNG) er komprimert naturgass som blir transportert i gassform på samme måte som LNG. CNG gir nemlig de samme fordelene som LNG. I tillegg kreves det mye mindre energi for å lagre CNG ettersom det ikke kreves nedkjøling. Ulempen er at CNG krever mye større volum i forhold til LNG. CNG er derfor lite gunstig for transport over lengre avstander, men er passende for distribusjon i regionale og nasjonale markeder. NGH er naturgass og vann som er fryst til et faststoff i form av hydrater. Transporten og forbrenningen blir forenklet ved å omforme hydratene til pellets, vist i Figur 2.3. NGH- transport kan bli viktig ved situasjoner der gassproduksjonen er for liten eller må transporteres over lange avstander til at de andre transportmetodene er lønnsomme. En fordel ved NGH er at det kun krever - 20 C for å holde hydratene stabile, noe som utelukker store kostnader for isolering og nedkjøling ved frakt. Likevel gjenstår en del på teknologiens side før NGH blir stort på transportsektoren. 2.4 MILJØFORHOLD Biproduktene fra forbrenning av naturgass har i større eller mindre grad innvirkning på naturen. Noen av disse er avgiftsbelagte, mens andre har en minste utslippskvote uten avgift tilknyttet. 6

TEORI Ut ifra den støkiometriske forbrenningsligningen til naturgass (Ligning 1.1 i Appendiks), som hovedsakelig består av metan, ser man at biproduktene er vann og karbondioksid. Ved forbrenning av fossilt brensel, defineres CO 2 - faktor for å lettere sammenligne forurensningsgraden til de enkelte hydrokarbontypene. Eksempelvis gir forbrenning av 1 kg naturgass et CO 2 - utslipp 2,8 kg, mens 1 kg olje gir 3,2 kg CO 2. For at sammenligningen skal være realistisk, må man ta hensyn til energimengden produsert i forhold til utslippene. 1 MJ frigjort energi fra gass gir 58 g CO 2, mens 1 MJ energi fra olje produserer 78 g CO 2, altså en forskjell på 34%. Av denne grunn ser man enkelt at naturgass er mer miljøvennlig i forhold til olje når det kommer til CO 2 - utslipp. For å oppnå fullstendig forbrenning, er det ønskelig å ha høy forbrenningstemperatur, slik at man unngår produksjon av karbonmonoksid og aske. Forbrenningsluften inneholder 79 % nitrogen, og ved hye temperaturer, reagerer nitrogenet med luft og danner NO 1 og NO 2. Disse nitrøse oksidene (NO x ) fungerer som gjødsel og påvirker naturen i den form at de skaper ubalanse i økosystemet. I tillegg kan NO x bidra til forsuring av vassdrag og danne bakkenært ozon. Utslipp av NO x påvirker derfor mennesker og natur lokalt og regionalt. For å redusere NO x - utslipp er det mulig å installere urea- eller ammoniakkfangstanlegg, men dette vil gå på bekostning av energiproduksjonen. Overskridelse av NO x - kvoter ble avgiftsbelagt fra januar 2012 for energiproduksjon i Norge. Andre miljøgifter som blir regulert og må tas hensyn til er svovel, sotpartikler og flyktige organiske komponenter (VOC). I forhold til kull og olje er disse små og ofte neglisjerbare ved forbrenning av naturgass. Dersom man ser på naturgassens utslipp fra krybbe til grav må man også ta hensyn til produksjon-, transportbidragene. Produksjon av naturgass har utslipp knyttet til offshore- og landprosessering. Ved offshore installasjonen må gassen raffineres før transport for å unngå tofasestrømning og korrosjon i rørledningene. Dersom avstanden fra installasjonen til land er 7

TEORI lang vil det være behov for undersjøisk kompresjon, og transporten vil derfor ha utslipp knyttet til seg. Videre prosessering på land kreves for å skille ut kondensat og tyngre hydrokarboner. Graden av gassprosessering på land er avhengig av hvilken komposisjon man har på gassen når den kommer ut av reservoaret, men man vil alltid ha behov for noe prosessering for å møte spesifikasjonene den skal ha. Derfor må man også ta med energien som brukes til kjølere, kokere, destillasjontårn og rekompresjon. [9] Kvoter på miljøgiftene blir regulert statlig. Hver enkelt konsesjon inneholder utslippstillatelser som produsenten må forholde seg til, og blir overvåket med jevne mellomrom ved inspeksjoner så vel som kontinuerlig monitorering av tilgjengelig utslippsdata. 8

DAGENS SITUASJON I NORDEN 3 DAGENS SITUASJON I NORDEN 3.1 BRUKSOMRÅDER Naturgass har mange bruksområder og konsumenter. For olje- og gassproduserende land som Danmark og Norge, blir en vesentlig del av naturgassen brukt til å generere strøm til offshore- installasjonene. En del av gassen som kommer fra brønnene blir faklet, og regnes derfor ikke som produsert gass. Prosessen på installasjonene krever som oftest mye strøm til kompressorer, kokere og separatorer, og leveres som regel av en strømproduserende gassturbin. En annen signifikant konsumgruppe av naturgass er strømproduksjon som selges på kraftmarkedet. Dette gjøres ved hjelp av gassvarmekraftverk som kan deles inn i Combined Heat and Power og Combined Cycle Power Plant. Combined Heat and Power (CHP) utnytter naturgassens entalpiendring i forbindelse med forbrenning i en gassturbin. Gassturbinens rotasjon videreføres via en aksling til en strømgenerator. Denne leverer elektrisitet til strømnettet med en virkningsgrad på rundt 40%. Dersom ønskelig, kan man velge å bruke eksosgassen til å produsere varmt vann til fjernvarme. Dette vil da øke effektiviteten til gasskraftverket. Combined Cycle Power Plants (CCPP) kombinerer utnyttelse av både naturgassen og dens eksos. Man bruker eksosgassen til å varme opp vann internt i kraftverket i en Heat Recovery Steam Generator (HRSG). Ved å produsere superkritisk damp, kan man også utnytte dampens entalpiendring over en dampturbin. Dampturbinen står på samme aksling som gassturbinen, og bidrar til økt strømproduksjon i form av økt dreiemoment. CCPP har en effektivitetsgrad på rundt 60% uten distribusjon av fjernvarme. Et prosessflytdiagram over CCPP er vist i Figur 3.1. [10] 9

DAGENS SITUASJON I NORDEN I industrien brukes naturgass primært i metal og kjemisk industri, men det brukes også en del naturgass i forbindelse med matproduksjon, treforedling og tekstilproduksjon. En helhetlig oversikt over landenes forbruksposter basert på tall eksklusive fakling er fremstilt i Figur 3.2. I figuren fremkommer det at for de olje- og gassproduserende landene Norge og Danmark, går henholdsvis 67 % og 33 % av naturgassen til forbruksposten Energisektor. Denne posten innebærer strømforbruk på plattformer og raffinering av olje- og gass til sluttprodukter. I Danmark brukes det omtrent dobbelt så mye naturgass i industri som i Norge. Da Norge har tilgjengelig hydroelektrisitet, foretrekkes dette til energikrevende metallindustri som for eksempel aluminiumsproduksjon. Danmark derimot har ikke samme tilgjengelighet til vannkraft, noe som gjør at naturgass blir brukt i større grad. Dette gjelder også for bruk i husholdning, der Norges forbruk kun er 1,1 % av Danmarks konsum. Finland og Sverige bruker henholdsvis 75 % og 53 % av den importerte gassen til strømproduksjon og fjernvarme. Landene har også relativt store forbruk i industriposten. I Finland går største delen av dette forbruket til fremstilling papir- og celluloseprodukter. Sverige har energikrevende jern- og stålproduksjon, så vel som bilindustri. I Tabell 2.3 ser man at for Islands vedkommende er det ingen import, produksjon eller forbruk. [11] [12] [13] 3.2 PRODUSENTER Norge er verdens nest største eksportør av naturgass etter Russland, og selvforsynt med gass. I 2011 ble det brukt kun 0,5% av den total produksjonen på 106 BSm 3. Om lag en tredjedel av all eksportgassen kommer fra Trollfeltet, mens resten av gassen leveres av hovedsakelig feltene Sleipner Øst, Åsgard og Oseberg. Danmark spiller også en rolle i Nordisk gassproduksjon. Gassen kommer fra 19 felt på dansk sokkel, der Tyra, Halfdan og Harald er de største produsentene. Feltene gjør Danmark selvforsynt med gass, og med et forbruk på 5 BSm 3 og en produksjon på 8,2 BSm 3, der resterende blir eksportert. 10

DAGENS SITUASJON I NORDEN Finland er netto importør av naturgass ettersom landet ikke har noen forekomster av fossilt brensel, og derfor ingen produksjon. Gassen importeres fra Russland og Gazprom, og tas imot på den sør- østlige finske grensen. I 2011 importerte Finland 3,9 BSm 3 naturgass. Sverige er netto importør av naturgass, og er hovedsakelig avhengig av dansk gasseksport til Sør- Sverige. Landet hadde i 2011 et forbruk på 2,1 BSm 3, og er 100% avhengig av Danmark som eksportør. Island er det eneste nordiske landet som verken produserer, importerer eller forbruker naturgass. Landets primærenergiforbruk i 2007 kom fra geotermiske kilder (66%), hydroelektrisitet (15%) og forbrenning av olje (19%). Den biogeniske produksjonen av naturgass i Norden er liten sammenlignet med den assosiert med petroleumsproduksjon. Det finnes per 2011 24 biogassanlegg in Norge, mens Sverige kan skilte med et antall på 227 anlegg. [14] [15] [16] 3.3 GASSRESERVER De nordiske landene har et forskjellig utgangspunkt når det gjelder tilgang på naturgass. Danmarks reserver er lokalisert i den danske sektoren av Nordsjøen i de allerede utbygde feltene. Mesteparten av Norges gassreserver ligger også i de allerede produserende feltene i Nordsjøen, Norskehavet og Barentshavet. Selv om de ovenstående feltene betegnes som modne, har de fortsatt signifikante mengder gjenstående produserbar gass. Norge har beviste gassreserver på nærmere 2000 BSm 3.Tabell 3.1 viser at Danmark har om lag 30 BSm 3 og de øvrig landene har ingenting. Ved å se på peak gas for de respektive landene, kan dette gi en indikasjon på hvor lenge man har gass. Norges gassproduksjon forventes å kulminere i 2020 med en rate på mellom 105-130 BSm 3 med en utvikling mot 80-120 BSm 3 mot 2025. Analyser for dansk petroleumseksport viser 11

DAGENS SITUASJON I NORDEN at landet sannsynligvis ikke kommer til å være olje- eller gasseksportør innen 2030 i det hele tatt dersom ikke Danmarks skifergassressurser utnyttes. [17] 3.4 ØKONOMISKE FORHOLD De nordiske landene er for det meste selvforsynt med energi, enten det er fra vannkraft, kjernekraft, vindkraft eller geotermisk energi. I Norge og Sverige er gasskraft lite brukt fordi vannkraft er billig og lett tilgjengelig sammenlignet med bruk av naturgass. Batterikapasiteten, eller vannivået i magasinene, er for vannkraft ofte en begrensning for tilgjengeligheten. Ved lite nedbør vil kraftprisen stige ettersom tilgjengeligheten minker. I denne sammenhengen er kraft produsert fra naturgass langt mer fleksibel, og kan bidra til markedsregulering ved høy etterspørsel. Det er stor prismessig forskjell på energi fra olje og gass. Dersom man setter opp energiinnhold relativt til pris på brenselet, ser man at forskjellene er store. Med en oljepris på 100 $/fat for nordsjøolje (Brent- olje) og gasspris på 7$/28 Sm 3, får man 55 513 BTU/$ og 142 857 BTU/$ henholdsvis. Dette gir 2,57 ganger så mye energiinnhold per pris for gass som for olje. Den norske og danske stat har betydelige inntekter fra utnyttelsen av petroleumsreservene. Norges produksjon i 2011 var på 106 BSm 3, og tilsvarte en samlet verdi på 190 milliarder NOK. Danmark eksporterte samme år naturgass for 17,2 milliarder NOK. Av dette tjener staten penger på CO 2 - avgifter, skatt og eierandeler i industrien. Når et selskap tildeles lisens, har staten rett til å ta en direkte eierandel i dette. Staten fungerer da som en vanlig partner i dette selskapet, som betaler sin del av kostnadene og mottar sin andel av fortjenesten. Regjeringen bestemmer hvor stor denne innsatsen skal være for de forskjellige prospektene, og er generelt sett større jo mer lønnsomt prospektet er. Rettighetshaverne står fritt til å selge produsert gass produserer etter ønske. Tradisjonelt sett har naturgass blitt solgt via langsiktige kontrakter, ofte for perioder på 20 år eller mer. 12

DAGENS SITUASJON I NORDEN På grunn av sin topografi har ikke Danmark mulighet til å basere sin elektrisitetsproduksjon på vannkraft slik som Norge og Sverige. Dermed har kull, koks, trevirke og torv tradisjonelt vært hovedkildene for produksjon av elektrisitet og varme i Danmark. Etterhvert har fossilt brensel og vindkraft tatt over en stadig større andel av markedet. De danske gassfeltene tømmes raskt, og kan anslagsvis være tomme rundt år 2020 til 2030. I svensk kraftproduksjonen er vannkraft og kjernekraft de to viktigste energikildene. Den resterende delen av den svenske kraftproduksjonen blir stort sett dekket av kraftverk basert på fossilt brensel og biobrensel. Kun 2% av energiforbruket i Sverige kommer fra naturgass. All naturgass brukt i Sverige importeres fra Danmark, og i 2011 importerte de naturgass for 3225 millioner NOK. Det svenske gassmarkedet ble fullt liberalisert i juli 2007. Produsentene selger gass til gassleverandører som igjen selger gass til sluttkunder eller andre gassleverandører. Sluttkunder står fritt til å velge gassleverandør etter ønske, og prisene som gassleverandørene belaster kundene med blir ikke regulert. Det har blitt gjort forsøk på å utvinne naturgass fra en kilde i Fornåsa i Sverige med delvis suksess. Bortsett fra dette, er naturgass nesten utelukkende en energikilde som blir importert. Det finske gassmarkedet er relativt isolert. Kun 11 % av Finnlands totale energiforbruk, som leveres av Russland, kommer fra naturgass. Russland er den eneste leverandøren til Finland og Gasum Ltd er eneimportør og grosisstleverandør. Finland importerte naturgass for 9288 mill. NOK i 2011, hvorav 95% denne gassen ble solgt til direkte til sluttbrukere. De resterende 5% av gassen ble levert gjennom lokale distribusjonsselskaper, og er en lav andel i europeisk sammenheng. For Islands vedkommende, blir det verken produsert eller importert naturgass. Island har derfor ikke et marked for utgreiing. [18] [19] [20] [21] 13

DAGENS SITUASJON I NORDEN I Europa brukes det mer naturgass og kullkraft enn i Norden. En forhøyet CO 2 - avgift vil være en fordel for Norge som gasseksportør da kull har vesentlig større utslipp knyttet til seg. Kull har en langt større CO 2 faktor per energienhet enn naturgass, og har mindre assosierte NO X - utslipp. Dette vil dermed gi høyere produksjonskostnader. Dersom kjøpsprisen på naturgass økes som følge av CO 2 avgiften, vil dette isolert sett kunne redusere etterspørselen etter gass, spesielt for direkte oppvarming. På en annen side er det sannsynlig at gass etterhvert vil utkonkurrere kull i elektrisitetsproduksjonen med et fritt kraftmarked i Europa. Dette kan føre til at samlet etterspørsel etter naturgass i kraftmarkedet øker. En økt etterspørsel etter gass, kan tilsi at også gassprisen vil øke i Europa. Analyser tilsier at det for Norge er mer lønnsomt å eksportere naturgass enn å eksportere gasskraft dersom vi har en høy CO 2 - avgift. Dette gjelder selv om man antar at gassen som sendes til Europa vil forbrukes med høyere virkningsgrad ved direkte oppvarming og utnyttelse av fjernvarme. 3.5 EUROPAS SITUASJON Den stadige befolkningsveksten og økt øvre middelklasse er pådriver til den økende etterspørselen for energi Europa. Kontinentet blir mer og mer avhengig av naturgass for å dekke dets energibehov, og er illustrert i Figur 3.3. En av hovedårsakene til dette er høye kostnader når det gjelder andre energikilder. De høye kostnadene er et resultat av klimakvoter som gjør det kostbart å drive med forurensende energiutvinning. Etter tragedien i Fukushima har det og blitt et stort fokus på å kutte ned innen atomkraft, noe som gjør at energimangelen vil bli enda større. De store gassreservene i Norge og Russland samt tilgjengelige infrastrukturer for transport av naturgass gjør dette til et naturlig valg for å møte Europas energibehov i fremtiden. De beviste reservene og fremtidens energibehov har et gap ved økning på 3,5%, og er vist i Figur 3.4. 14

DAGENS SITUASJON I NORDEN Norge, som er Europas nest største leverandør av naturgass, eksporterer stort sett alt som blir produsert. Europa med sitt økende behov for naturgass blir i dag dekket av norsk eksport med 50%. Nederland produserer også store mengder naturgass, og kommer hovedsakelig fra feltet Slochteren. Feltet skal i perioden 2006-2015 produsere 47 BSm 3 årlig etter at den Nederlandske regjeringen satt et produksjonstak på feltet. Dette ble gjort for å få et lengre produksjonsplatå som sikrer Nederland en lengre produksjonsplan, og er illustrert i Figur 3.5. Tyskland er den største importøren av norsk naturgass etterfulgt av Frankrike, Storbritannia Belgia, Italia og Nederland, vist i Figur 3.6. Det økende behovet for naturgass i Europa gjør at Norge og Russland spiller en betydelig rolle for å møte fremtidens energiutfordringer. Norge og Russland har inngått et samarbeid når det kommer til Barentshavet. Det er antatt å være store reserver med naturgass i dette området, noe som kan kompensere for den økende etterspørselen. Til nå er det Shtokman- og Snøhvitfeltene som er utarbeidet, og det forventes flere funn. Dette kan føre til at Barentshavområdene vil bli en ny europeisk energiregion. Det er de store gassnasjonenes ansvar å videreutvikle feltene sine og teknologien slik at en økende etterspørsel blir møtt. Ny teknologi hjelper med å utvikle feltene videre, og blant dem er 4D seismikk. Seismikken gjør at en får et bedre innblikk i reservoarenes strømningsmønster slik at det bores færre tørre brønner og at man dermed reduserer kostnader og eventuelle utslipp. [22] [23] [24] 15

DISKUSJON 4 DISKUSJON FORBEDRINGSPOTENSIAL OG FREMTIDSUTSIKTER 4.1 KRAFTPRODUKSJON Selv om bruk av naturgass til elektrisitet kan være på vei ned i Norden, er det totale forbruket på vei opp. Mye av forbruket går til privatmarkedet og næringslivsmarkedet, hovedsakelig til oppvarming og matlaging. Hele 37 % av Europas gassforbruk går med til oppvarming og matlaging i private boliger, noe som også blir mer og mer vanlig i Norden. Naturgass er et mer miljøvennlig og effektivt alternativ til oppvarming sammenlignet med elektrisitet. Selv om produsert elektrisk kraft fra naturgass kan ha over 60% virkningsgrad, er det likevel viktig å ta i betraktning hva strømmen brukes til. Dersom man produserer ren eksergi i form av strøm med energitap i prosessen, for så å degradere energien til varme med lav eksergigrad, er dette lite energieffektivt. Strøm bør være forbeholdt elektriske apparater som krever ren energi. For oppvarming, er det derfor viktig å bruke andre energiformer som for eksempel oppvarmet vann, eller ved fjernvarme fra gasskraftverk eller annen industri. I praksis kan dette vannet benyttes ved hjelp av vannbåren gulvvarme eller i radiatorer. Enkelte plasser i Norden utnytter man kjølevann til oppvarming av bygninger og gater. Problemet med fjernvarme er kostnaden for å legge nettverk som distribuerer vannet, som verken forbrukerne eller industrien ønsker å betale for. Dette kan bli løst ved å gjøre industrien pliktig til i å legge infrastruktur ut til forbrukerne, at staten betaler for det, eller at forbrukerne deler kostnaden. Med forsøket i å møte Nordens økende energibehov følger også forurensing og CO 2 - utslipp. I mai 2012 åpnet det første fullskala fangst- og lagrings anlegget for CO 2 (CCS) på Mongstad. To teknologier skal i første omgang testes på anlegget: CO 2 i røykgass skal kjemisk binde seg til kjølt ammoniakk som karbonater i vannløsning. Ved oppvarming av løsningen, frigjøres ren CO 2 som skal komprimeres og lagres. Den andre teknologien innebærer absorpsjon av karbondioksid i aminvæske, og vil kunne tas ut av løsning ved oppvarming, for så å lagres. [25] Ulempen er at prosessen vil bruke store mengder av den produserte energien, noe som gjør kraftproduksjon mindre lønnsomt. Prosessen har likevel kraftig reduserte eller ingen utslipp forbundet med seg. 16

DISKUSJON Gassprisen i Europa har til nå vært nært knyttet opp mot oljeprisen, slik at økende oljepris gir dyrere gass. Utgangspunktet for dette er at reservoarer ofte inneholder både olje og gass, som begge utvinnes under produksjon. Ettersom konsumet og handelen med naturgass øker, blir det stadig mer aktuelt å prise gassen som en råvare uavhengig av oljeprisen. Den største delen av gassen blir handlet gjennom langtidskontrakter, og ikke gjennom et spottmarked for å redusere risiko. For å starte gassproduksjon eller utbygging av infrastruktur og gasskraftverk er det nødvendig med store investeringer, og kontrakten man forhandler fram kan være avgjørende for om prosjektet vil være lønnsomt. Ofte blir investeringer for risikable uten en langtidskontrakt på gass, og derfor har dette vært den dominerende måten å handle gass på. Dersom gassprisen stiger raskt uten at kraftprisen følger med kan dette kan skape problemer for blant annet det planlagte gasskraftverket på Skogn i Nord- Trøndelag. Verkets framtid beror nå på om det blir forhandlet fram én eller flere gode nok gasskontrakter med oljeselskapene. Et forslag for reduksjon av risiko forbundet med forhøyet gasspris kan være å løsrive gassprissammenhengen fra oljeprisen, og heller binde den opp mot elektrisitetsprisen. Det er stor variasjon i kraftproduksjonen i Finland. Kjernekraft, vannkraft, gass, kull og biomasse er alle energiressurser som brukes. 20-30 % av kraftleveransen til Finland kommer fra Russland. Det rår skepsis over energiavhengighet av Russland, og Finland ønsker derfor å bruke mer kullkraft og kjernekraft som energikilder. Disse alternativene kan fort være dyrere og mer miljøskadelige enn naturgass og kraftimport, og Finland har lenge hintet til at de ønsker norsk naturgass. Utfordringen her ligger i at Sverige også må involveres, slik at et gassnettverk kan settes opp på en best mulig måte og at transporten kan bli tilstrekkelig stor nok for at dette skal bli lønnsomt. [26] I Norge har det blitt gitt konsesjon til å bygge en ny kraftledning fra Lofoten til Hammerfest. Dette blir landets lengste kraftledning på hele 513 km med en estimert kostnad på 8-12 milliarder NOK. Siemens anslår kostnadene for utbygging av et 420 MW gasskraftverk med CO 2-17

DISKUSJON fangst til å være i underkant av 5 milliarder NOK. Kostnaden vil kunne finansieres av nettariffen, og kraftverket vil under operasjon potensielt sett gi null utslipp av CO 2, og liten visuell forurensning i form av inngrep i naturen. Da dette er et strømproduserende alternativ i forhold til kraftledning som kun er strømfraktende, vil dette være økonomisk og miljømessig bedre. [26] 4.2 TRANSPORTSEKTOR I transportsektoren ser en også en økning i bruk av naturgass. Kollektivtransporten i flere storbyer i Norden bruker nå busser som kjører på naturgass, og dette har en voksende trend. Blant annet går bussene i Stockholm og storbyene i Norge på CNG, mens i København bruker de Liquified Petroleum Gas. Biogass har til en viss grad blitt brukt til personbiler i enkelte områder. Sverige har hatt store satsninger på biler med biogass som drivstoff. Utbyggingen av et stort antall fyllestasjoner har ført til at biogassdrevne biler nå kjører på svenske veier. Norge har hatt relativt små satsninger på biogass, og utbygging av fyllestasjoner har stort sett vært begrenset til Oslo-, Stavanger- og Fredrikstad regionene. Å eie og bruke en biogass bil i Norge kan derfor være noe problematisk og er derfor ikke særlig utbredt. I Danmark og Finnland er situasjonen enda verre. Her er kun en håndfull kommersielle fyllestasjoner med naturgass, og markedet for slike biler er nærmest ikkeeksisterende. Island derimot arbeider for å få en 100% elektrisk bilpark. De har billig fornybar energi tilgjengelig og vil bruke denne til å drive bilparken. Teknologien og prisen på gassdrevne biler har nå kommet så langt at de i utgangspunktet kan konkurrere på lik linje med bensin- og dieselbiler. Sverige og Storbritannia har økt sin andel gassdrevne biler betraktelig de siste årene etter en omfattende satsing fra staten og private selskaper. Grunnen til at resten av Norden ligger etter, er mangel på fyllestasjoner og mangel på distribusjonstilbud. For at flere skal skifte fra bensin- og dieseldrevne til gassdrevne biler, er en helt avhengig av å bygge flere fyllestasjoner for å oppnå et bedre tilbud. Svenske myndigheter har tatt tak i dette og bygget ut et omfattende nettverk av fyllestasjoner i hele Sør- Sverige. Både Norge, Danmark og Finland bygger fyllestasjoner, men felles for alle tre er at utbyggingen går sakte. En satsingsplan fra myndighetene i respektive land slik som Sverige og 18

DISKUSJON Storbritannia har gjort, ville kunne få fortgang i utbyggingen i resten av landene. Ettersom det eksisterer forskjellige tilkoblingsmuligheter for gassdrevne biler, ville en pålagt standard i Norden eller EU gjort det lettere for bilister å kjøre over forskjellige regioner og land. [27] [28] [29] [30] Når det gjelder skip ser man en stadig større andel som går på LNG. Et problem for rederiene har vært mangel på bunkringsanlegg hvor en kan fylle LNG, noe som i dag er under utbygging flere steder i verden. Blant annet er det bunkringsanlegg under konstruksjon i Singapore og Rotterdam. Ettersom 30 % av nye skip levers med LNG- motor, vil den nødvendige infrastrukturen følge etter. [31] Qatar Airways foretok i 2009 verdens første kommersielle passasjerflygning der drivstoffet var av naturgass blandet med flybensin. Med en antatt betydelig vekst i flytrafikk mot 2020 vil dette være et potensielt satsningsområde for å reduksjon av utslipp og økonomisk gevinst. Om det i fremtiden er mulig å nytte LNG som drivstoff i fly gjenstår å se. Her står man ovenfor utfordringer som lagring av LNG i fartøyet under de trykk og temperaturer som kreves. Krav til sikkerhet og materialstyrke vil være essensielle, samt vektøkning knyttet til de nødvendige endringene i fartøyets design for denne bruken. Med nøyere og strengere kontroll av utslipp vil det bli økt interesse for gass som drivstoff til skip. Dette fordi gass er et miljømessig og økonomisk attraktivt alternativ. Bruk av LNG som drivstoff i skip kan redusere CO 2 utslipp med 25% samt redusere SO x og NO x utslipp med 90%. Utfordringene man står ovenfor ved å introdusere LNG som drivstoff i skip er blant annet tilgjengeligheten av LNG i havneområder hvor infrastrukturen må legges til rette. Nye skip må også bygges med motorer for LNG drivstoff. Her må sikkerhet tas i betraktning, og da blir prisen på å restaurere gamle skip er lite økonomisk. En annen mulighet er bruk av CNG i skipsfarten. Denne teknologien er utviklet for transport på land, men er enda ikke klar for transport til havs. 19

DISKUSJON For bedre distribusjon og eksport av naturgass ble Skanled planlagt. Dette er en rørledning for naturgass som skulle gått fra Kårstø i Rogaland til Grenland, og videre til Sverige og Danmark. Et separasjonsanlegg skulle stå på Grenland for å ta ut etan og tyngre hydrokarboner. Gassen til Danmark skulle kunne sendes videre til Polen gjennom den planlagte rørledning Baltic Pipe. Etter flere år med planlegging og utarbeiding ble prosjektet skrinlagt. Finanskrise, fall i gassprisen, sviktende etterspørsel gjorde at flere ikke- norske samarbeidspartnere trakk seg, og prosjektet ble ikke gjennomførbart. Uenigheter mellom aktørene om gassprisen var også en avgjørende faktor. Prosjektet kan imidlertid bli tatt opp igjen skulle situasjonen forbedre seg. Skulle det komme bedre økonomiske forhold i årene fremover, vil en ny investeringsbeslutning sannsynligvis bli tatt. [32] [33] [34] 4.3 BARENTSHAVET NORGES NATURGASSFREMTID I en utredning på vegne av Olje- og energidepartementet har det blitt satt opp to scenarier for Barentshavet basert på to forskjellige lete- og funnhistorier. Et høy- og et lavscenario. Høyscenariet er basert på funn av første gassfelt på 40 BSm 3 blir funnet i 2017, og funn hvert år frem til 2022. Totale utvinnbare funn forventes da å være på 120 BSm 3 med vedtak om utbygging i 2023. Lavescenariet baseres på utbyggingsbeslutning av ett olje- og ett gassfelt i 2025 med produksjonsstart i 2029. Gassreserver i dette scenariet er på 30 BSm 3. Ved ilandføring av gassen til Finnmark er det ikke er etablert noen videre infrastruktur for gass i dette området. Produksjon her vil derfor bli krevende og kostnadskonsumerende. En mulighet er å nytte gassen i industri hvor den føres til land i stedet for andre energikilder. [35] [36] [37] Verden har bare lett etter offshore gass i 10-20 år noe som gjør at det er store ressurser på norsk sokkel. De store ressursene gjør at produksjonen vil holdes stabilt høy de kommende årene. 4.4 SKIFERGASS DANMARKS NATURGASSFREMTID Den danske prosentandelen naturgass i den totale energisektoren vil synke fra 22% i 2010 til 16% i 2030. Danmark vil allerede om 10-15 år kunne være avhengig av å få naturgass fra Norge 20

KONKLUSJON eller Russland for å møte landets behov. Andelen bærekraftig energi vil stige da det blir mer grønn gass og mindre fossil gass, og er vist i Figur 4.1. Sverige og Finland har tilnærmet null naturgassproduksjon og er da meget avhengige av Norge og Russland. Ifølge en undersøkelse gjort av EIA i 2011, har Danmark et av de største potensialene i Europa for oppdagelse og utvinning av skifergass. Total og Nordsøfonden er allerede i gang med prøveboringer, som vil gi resultater i begynnelsen av 2013. Målet er å øke den danske gassproduksjonen, som har hatt en synkende trend i flere år. Det er ventet at Danmark i løpet av 2020 ikke lenger vil være selvforsynt med gass, men funn av skifergass kan forsyne Danmark i enda flere år.[38] 21

KONKLUSJON 5 KONKLUSJON Ettersom olje- og kullkraft er miljøverstinger og fornybare energikilder er ustabile og kostbare med dagens teknologi, bør det satses på gasskraft. Oppgradering og fornyelse av allerede eksisterende gassturbiner til CCPP, vil gi en høyere virkningsgrad. Ansvar og initiativ bør komme via statlige pålegg, subsidier og tilrettelegging. Statens CO 2 - kvoter favoriserer energiforbruk fra gassproduksjon kontra kull- og oljeproduksjon. Dersom bedriftene må ta kostnadene, vil store deler av kraftproduksjonen opphøre på grunn av at den ikke lenger blir lønnsom. For å bedre bruk og tilgang av naturgass i Norden må infrastrukturen utbedres for transport og distribusjon. Statlige subsidier og samarbeid mellom nasjonene må til for å gjennomføre utbyggingen av et felles nordisk gassnettverk. Selv om naturgass fortsatt er fossilt brensel med en antatt begrenset levetid og assosierte utslipp, vil dette være et grønnere alternativ enn bensin og diesel. Et utbedret gassnettverk gir bedre tilgjengelighet og større muligheter for naturgass som et drivstoff. Biogass har vært en suksess i Sverige på grunn av god statlig planlegging og finansiering. Dette er noe som også kan gjennomføres i øvrige nordiske land, da biogass kan produseres ut ifra hvilket som helst organisk materiale. Da utslippskvotene allerede betales til myndighetene, må mer av disse midlene øremerkes for bruk i naturgassammenheng der fornybare kilder i praksis ikke er aktuelle. 22

REFERANSER 6 REFERANSER [1] Natural gas supply association, 2010, Background. [online] Tilgjengelig på: <http://naturalgas.org/overview/background.asp>[besøkt 30. oktober 2012] [2] Norges vassdrags- og energidirektorat, 2004, Naturgass en generell innføring, [online] Tilgjengelig på: <http://www.nve.no/global/konsesjoner/andre%20anlegg/naturgass%20rapport.pdf?epslang uage=no> [Besøkt 30. oktober 2012] [3] J.S. Guðmundsson, 2009, Kompendium 2009. [online] Tilgjengelig på: <http://www.ipt.ntnu.no/~jsg/undervisning/prosessering/kompendium/kompendiumapril2009.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [4] Statoil, 2008, Prosessering og transport. [online] Tilgjengelig på: <http://www.statoil.com/no/ouroperations/gas/pages/transport.aspx> [Besøkt 30. oktober 2012] [5] Gassco, 2010, Prosessering. [online] Tilgjengelig på <http://www.gassco.no/wps/wcm/connect/gassco- no/gassco/home/norsk- gass/prosessering/> [Besøkt 30.oktober 2012] [6] Wikipedia, 2012, Naturgass. [online] Tilgjengelig på: <http://no.wikipedia.org/wiki/naturgass> [Besøkt 30. oktober 2012] [7] EnergiLink, 2008, Brennverdi. [online] Tilgjengelig på <http://energilink.tu.no/leksikon/brennverdi.aspx> [Sist besøkt 14. nov 2012] 23

REFERANSER [8] J.S. Guðmundsson, 2012, None- pipeline transport of natural gas. [online] Tilgjengelig på: <http://www.ipt.ntnu.no/~jsg/undervisning/naturgass/lysark/lysarkgudmundssonnonpipeline Transport2012.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [9] Norges vassdrag- og energikommisjon, Naturgass en innføring.[online] Tilgjengelig på: <http://www.nve.no/global/konsesjoner/andre%20anlegg/naturgass%20rapport.pdf?epslang uage=no> [Besøkt 30. oktober 2012] [10] Wikipedia, 2012, Combined Cycle, [online] Tilgjengelig på http://en.wikipedia.org/wiki/combined_cycle [ist besøkt 14. nov 2012] [11] Statistisk SentralByrå, 2012, Naturgass. [online] Tilgjengelig på <http://www.ssb.no/naturgass/> [Sist besøkt 14. nov 2012] [12] Index Mundi, 2012, Historical Data Graphs per year, [online] Tilgjengelig på: <http://www.indexmundi.com/g/g.aspx?c=ic&v=137> [Besøkt 14. nov 2012] [13] Nordic Energy Perspectives, 2009, Natural gas in the Nordic countries. [online] Tilgjengelig på: <http://www.nordicenergyperspectives.org/natural%20gas%20corr20090302.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [14] Statistisk SentralByrå, Naturgass. [online] Tilgjengelig på: <http://www.ssb.no/naturgass/> [Besøkt 30. oktober 2012] [15] Nordic Energy Perspectives, Natural gas in the Nordic countries. [online] Tilgjengelig på: <http://www.nordicenergyperspectives.org/natural%20gas%20corr20090302.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] 24

REFERANSER [16] Wikipedia, 2012, Renewable Energy in Iceland. [online]<http://en.wikipedia.org/wiki/renewable_energy_in_iceland#cite_note- nor- 0> [Besøkt 30. oktober 2012] [17] Nordic Energy Perspectives, 2009, Natural gas in the Nordic countries. [online] Tilgjengelig på: <http://www.nordicenergyperspectives.org/natural%20gas%20corr20090302.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [18] Statistisk Sentral Byrå, 2011, Eksport av råolje og naturgass i gassform. 1976-2011. Reviderte tall. [online] Tilgjengelig på: <http://www.ssb.no/emner/09/05/muh/tab22. html> [Besøkt 30. oktober 2012] [19] Nordic Energy Perspectives, 2009, Natural gas in the Nordic countries. [online] Tilgjengelig på: <http://www.nordicenergyperspectives.org/natural%20gas%20corr20090302.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [20] Petoro, 2011, Nøkkeltall. [online] Tilgjengelig på: <http://petoro.aarsrapport.destinet.no/noekkeltall/> [Besøkt 30. oktober 2012] [21] Finansdepartementet, 1996, Grønne skatter en politikk for bedre miljø og høy sysselsetting. [online] Tilgjengelig på: http://www.regjeringen.no/nb/dep/fin/dok/nouer/1996/nou- 1996-9/12.html?id=340373 [Besøkt 30. oktober 2012] [22] Transatlantic Academy, 2011, Lack of Focus in EU Energy Approach Poses Risks for Europe s Energy Security. [online] Tilgjengelig på: <http://www.transatlanticacademy.org/blogs/tim- boersma/lack- focus- eu- energy- approach- poses- risks- europe%e2%80%99s- energy- security> [Besøkt 30. oktober 2012] 25

REFERANSER [23]Congressional Research Service, Europe s Energy Security: Options and Challenges to Natural Gas Supply Diversification. [online] Tilgjengelig på: <http://www.fas.org/sgp/crs/row/r42405.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [24] Statoil, 2007, Kvantitativ 4D Seismikk. [online] Tilgjengelig på: <http://www.statoil.com/no/technologyinnovation/optimizingreservoirrecovery/imagingandm onitoring/quantitative%20time- lapse4dseismic/pages/quantitativetime- lapse4dseismic.aspx> [Besøkt 30. oktober 2012] [25] Teknisk Ukeblad, 2012, CCS / CO 2 - Fangst på Mongstad. [online] Tilgjengelig på: <http://www.tu.no/energi/2012/05/07/testsenteret- pa- mongstad- apnet> [Besøkt 30. oktober 2012] [26] Olje- og Energidepartementet, 1998, Energi- og kraftbalansen mot 2020 Finland. [online] Tilgjengelig på: < http://www.regjeringen.no/nb/dep/oed/dok/nou- er/1998/nou- 1998-11/10/4.html?id=349073> [Besøkt 30. oktober 2012] [27] Nordic Folkecenter for Renewable Energy, 2012, Gas Cars. [online] Tilgjengelig på: <http://www.folkecenter.net/gb/news/world/gascars> [Besøkt 30. oktober 2012] [28] Statkraft, 2006, Hva betyr CO2 utfordringer for økt bruk av naturgass i Norge. [online] Tilgjengelig på: <http://www.gasskonferansen.com/foredrag%202006/ingelise%20arntsen%20- %20Hva%20betyr%20CO2- utfordringen.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [29] Teknisk Ukeblad Papirutgave 159. årgang nr 28, 2012, 30% mindre utslipp i 2020. 26

REFERANSER [30] abc nyheter, 2012, En fis eller to på tanken. [online] Tilgjengelig på: <http://www.abcnyheter.no/motor/2012/06/25/en- fis- eller- pa- tanken> [Besøkt 30. oktober 2012] [31] Alliance of Liberals and Democrats for Europe, 2011, LNG as ship fuel. [online] Tilgjengelig på: http://www.alde.eu/event- seminar/events- details/article/lng- liquified- natural- gas- as- ship- fuel- 37711 [Besøkt 30. oktober 2012] [32] Naturgas Fyn A/S, 2011, The future of Natural Gas in Europe and Denmark. [online] Tilgjengelig på: <http://www.egatec2011.dk/presentations/thursday12/rt3_paalsson_egatec2011.pdf> [Besøkt 30. Oktober 2012] [33]The Wall Street Journal, 2009, Quatar Flies Natural- Gas- Fueled Plane. [online] Tilgjengelig på: <http://online.wsj.com/article/sb10001424052748704107204574471081821381924.html> [Besøkt 30. oktober 2012] [34] Klima- og forurensningsdirektoratet, 2012, Klimagassutslipp fra flytrafikk. [online] Tilgjengelig på: <http://www.miljostatus.no/tema/klima/klimanorge/kilder- til- utslipp- av- klimagasser/transport/flytrafikk/> [Besøkt 30. oktober 2012] [35] Transatlantic Academy, 2011, Lack of Focus in EU Energy Approach Poses Risks for Europe s Energy Security. [online] Tilgjengelig på: <http://www.transatlanticacademy.org/blogs/tim- boersma/lack- focus- eu- energy- approach- poses- risks- europe%e2%80%99s- energy- security> [Besøkt 30. oktober 2012] 27

REFERANSER [36] Congressional Research Service, Europe s Energy Security: Options and Challenges to Natural Gas Supply Diversification. [online] Tilgjengelig på: <http://www.fas.org/sgp/crs/row/r42405.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] [37] Statoil, 2007, Kvantitativ 4D Seismikk. [online] Tilgjengelig på: <http://www.statoil.com/no/technologyinnovation/optimizingreservoirrecovery/imagingandm onitoring/quantitative%20time- lapse4dseismic/pages/quantitativetime- lapse4dseismic.aspx> [Besøkt 30. oktober 2012] [38] Gassco, Industriell bruk av gass fra Barentshavet sørøst, 2010-2011. [online] Tilgjengelig på: <http://www.regjeringen.no/upload/oed/pdf%20filer/barentshavet_s/barentshavet/underma pper/10_industriell_bruk_av_gas_final.pdf> [Besøkt 30. oktober 2012] 28