TPG 4140 NATURGASS TRANSPORT AV LNG GJENNOM NORDØSTPASSASJEN En studie av potensialet for arktisk eksport av LNG til Asia Eirik Tennum Torbjørn Sønneland Håland Sondre Stormyr Inger Holterman Halvorsen Ingar Steinsvik Trondheim, 12. november 2008
Sammendrag Hovedformålet med denne prosjektoppgaven er å se nærmere på hvordan global oppvarming, og økende energibehov påvirker mulighetene for LNG transport fra arktiske områder til Nordøst Asia. Store deler av verdens påviste naturgassreserver finnes i den nordlige delen av Russland. Det forventes dessuten at utvinningen av petroleum i dette området vil øke de neste årene. Det gjør landet til en viktig aktør i verdens energiforsyning framover. Disse områdene ligger langt unna de fleste brukerne av naturgass, noe som gjør transport til et sentralt spørsmål. Global oppvarming fører til at isforholdene i Barentshavet og nordområdene forandres. Disse endringene vil kunne påvirke transportmulighetene av olje og gass fra Europa til markeder i Asia. Sjøveien langs Russlands nordkyst, gjennom Nordøstpassasjen, har hittil ikke vært brukt til LNGtransport, men klimaendringene ser nå ut til å gjøre denne ruten mer tilgjengelig. Den lange avstanden mellom ressurser og markeder gjør at LNG skip vil være best egnet som transportmåte. Det retter et nytt fokus på utviklingen av LNG skip som kan takle arktiske forhold. Ny teknologi innen skipsfart, blant annet utviklingen av DAT skip, har skutt fart de siste årene. Dette, i kombinasjon med klimaforandringene, åpner nye muligheter for transport i arktiske strøk. Markedene for naturgass i Asia har hatt en sterk vekst det siste tiåret, og etterspørselen øker stadig. Politiske og geografiske forhold gjør at rørtransport fra Arktis er forespeilet en mindre rolle i nær framtid. Det gir gode prospekter for LNG transport. Etterspørselen er avhengig av hvordan alternative energikilder som kull og kjernekraft utvikler seg, men det forventes likevel at det vil være et betydelig behov for import av LNG til Asia Pacific regionen. Mye av ressursene i nordlige Russland er bundet opp til økende innenlands etterspørsel og eksport til Europa via rør. Eventuell eksport av LNG til Asia ser derfor ut til å måtte komme fra nye utvilklinger av felt utover Shtokman og Yamal. Dette er avhengig av flere faktorer, blant annet finansielle og geopolitiske forhold i framtiden. Per i dag er det lite som tyder på at det vil etableres betydelig transport av LNG gjennom den nordlige sjørute før tidligst etter 2020. ii
Innholdsfortegnelse Sammendrag...ii 1. Innledning...1 2. Klimaendringer i arktiske strøk...2 3. Nordøstpassasjen...5 Endringer i forholdene i NSR...6 En ny transportåre...7 Shippingnæringens holdning til NSR...8 4. LNG via Nordøstpassasjen potensielle markeder og ressurser...9 4.1 Potensielle markeder for naturgass fra Arktis...9 Asia Pacific regionen...9 Japan...10 Sør Korea...11 Taiwan...11 Kina...12 4.2 Arktiske naturgassressurser...14 Naturgass i Russland...15 Potensial i det arktiske Russland...15 Shtokman...16 Yamal halvøya...16 Arktiske ressurser tilgjengelige for eksport i framtiden...17 5. Transport av naturgass...20 Utvikling i tankbåtmarkedet...21 5.1 Skipsdesign for islagte farvann...21 Isbrytende skip...21 Double Acting Tanker...22 Klassifisering...22 Gass som drivstoff i skipsfart...23 Fremdriftssystemer i LNG tankere...24 Økonomiske forhold...25 6. Konklusjon...28 iii
Referanser...29 iv
1. Innledning De siste tiårene er det blitt knyttet stadig økende oppmerksomhet til globale klimaendringer. Den globale oppvarmingen har ført til, og er forventet å føre til videre oppvarming og smelting av is i arktiske strøk. De siste 30 årene har gjennomsnittlig utbredelse av arktisk havis om sommeren blitt redusert med 15 20 %. Disse klimaforandringene har en negativ effekt på dyreliv og naturen, men vil samtidig bedre tilgangen til området og petroleumsressursene her. Det anslås at omlag en fjerdedel av verdens uoppdagede petroleumsressurser ligger i arktiske strøk. Når det gjelder påviste naturgassressurser ligger 25 % av disse i Russland, noe som gjør landet til en stormakt innen fremtidig gassproduksjon. En stor del av ressursene befinner seg i de nordlige delene av landet. Disse energiressursene ligger gjerne langt fra markedene som importerer naturgass, markeder som Europa, Japan og USA, og hvordan ressursene kan og skal fraktes ut blir derfor et viktig spørsmål. Sjøveien fra Europa til Asia langs nordkysten av Russland Nordøstpassasjen har frem til i dag ikke vært benyttet til skipstransport. Klimaendringene gjør at mulighetene for å ta denne i bruk bedres, da isfronten trekker seg nordover, isen blir tynnere og havisen reduseres. Det er i de kommende årene forventet økt petroleumsaktivitet i Barentshavet og langs den russiske nordkysten, noe som generelt vil gi økt aktivitet i de arktiske farvannene. Spesielt forventes det produksjon av naturgass fra Yamal (2011) og fra Shtokman feltet (rundt 2015). En mulig måte å transportere gassen på vil være ved bruk av LNG skip. En interessant mulighet er å sende disse skipene østover langs Nordøstpassasjen til markedene i Nordøst Asia. For å kunne seile gjennom Nordøstpassasjen må det benyttes tankskip designet for å håndtere krevende isforhold. Teknologi med båter som kan fungere effektivt både ved isforhold og ved åpent hav har vært under utvikling de siste årene. En såkalt Double acting tanker (DAT) med tradisjonell baug, og isbrytende akterende er en mulighet som kan gjøre LNG skip i stand til å håndtere slike forhold. I denne oppgaven skal det sees på mulighetene for å ta i bruk Nordøstpassasjen til LNG transport fra arktiske strøk til Nordøst Asia. Først blir det sett på generelle klimaendringer i arktiske strøk. Videre blir forholdene i Nordøstpassasjen belyst, med tanke på klimaforandringene og hvordan disse kan påvirke seilforholdene. Det vil så bli gjennomført en analyse av de potensielle markedene for LNG i nordøst Asia, vurdert opp mot ressursene som finnes i de russiske arktiske områdene. Mot slutten av oppgaven vil det 1
settes fokus på de tekniske løsningene som benyttes for å gjøre transport av LNG under disse vanskelige forholdene praktisk mulig. 2. Klimaendringer i arktiske strøk Klimaet på jorden er i forandring, blant annet på grunn av høyere menneskeskapte utslipp av drivhusgasser [3]. Naturen i polområdene er svært sårbar for klimaendringer; endringene her blir blant de største, og er de som vil komme raskest. I polområdene er klimaendringer allerede registrert i stort omfang. Endringer som er oppdaget er redusert istykkelse i Arktis, tining av permafrost, kysterosjon, endring i isdekket og endring i fordelingen og forekomsten av dyrearter [1]. Polene er av ekstra interesse da de er økonomisk viktige, og ekstremt sårbare for nåværende og anslåtte klimaendringer. Arktis forsyner viktige naturressurser til resten av verden, som for eksempel olje, gass og fisk, hvor tilgangen på disse påvirkes av klimaforandringene. Innvirkningen fra klimaendringene i polområdene over de neste 100 år vil overgå estimert påvirkning fra mange andre områder og vil produsere feedbacks som vil ha globalt viktige konsekvenser [4]. For eksempel er smelting av arktisk is en av de viktigste faktorene som bidrar til økt havnivå i verden [3]. Drivhusgassene stammer hovedsakelig ikke fra Arktis, men det antas at de vil bringe ulike forandringer og påvirkninger i selve Arktis, og noen av dem er allerede godt på vei. Om en spesiell innvirkning oppfattes som negativ eller positiv kommer an på ens interesser. Reduksjon av isen vil høyst sannsynlig ha ødeleggende konsekvenser for isbjørner, seler som er avhengige av isen og lokal befolkning hvor disse dyrene er primær næringskilde. På den andre siden, vil reduksjon i isen øke den marine tilgangen til regionens ressurser, utvide mulighetene for skipsfart og offshore olje og gassutvinning [3]. I flere tiår har lufttemperaturen i Arktis steget dobbelt så raskt sammenlignet med den globale temperaturraten [4]. Det er forventet at temperaturen vil stige mellom 3 7 C i arktiske landområder og mellom 7 10 C i havområder i løpet av dette århundret[8]. Snødekket i Arktis har krympet med omtrent 10 % i løpet av de siste 30 årene. Isbreer smelter og trekker seg tilbake, og isdekket på Grønland smelter med en tiltagende rate. Temperaturen i permafrosten har steget med opp til 2 C de siste tiårene, isen er tynnere og mindre konsentrert og isfronten har trukket seg tilbake. Det er forventet at snødekket vil krympe ytterligere 10 20 % i løpet av århundret. Smelting av arktiske isbreer vil akselerere og forårsake at havnivået vil stige 4 6 cm i løpet av århundret. Mellom 50 100 % av all arktisk havis i 2
sommersesongen kan forsvinne innen år 2100, med et gjennomsnitt på 10 15 % reduksjon i gjennomsnittlig isdekke året rundt [8]. Figur 1 viser en anslått utbredelse av arktisk is i fremtiden. Figur 1: Anslått omfang av is [3]. I dag varierer arktisk is fra 9 millioner km 2 på det minste rundt september, til rundt 15 millioner km 2 mellom mars og mai [5]. Klimaforandringene er forventet å påvirke avstanden mellom den nordlige kysten og arktisk pakkis, fra nåværende 150 200 km til 500 800 km. Det spås altså en fortsatt minking av istykkelse og omfang, slik at innen 2050 vil omfanget av is være redusert til omtrent 80 % av området den dekket på midten av 1900 tallet [6]. Disse trendene indikerer et arktisk hav med lengre sesonger og mindre isdekke med redusert tykkelse, noe som innebærer forbedret tilgang med skip rundt nordpolen. 3
Modeller anslår at sommerisen vil trekke seg mer og mer tilbake fra de fleste arktiske landområdene, noe som vil åpne nye skipsruter og utvide perioden hvor skipsfart over Arktis er mulig. 4
3. Nordøstpassasjen Nordøstpassasjen er den nordlige seilruten som knytter Atlanterhavet og Stillehavet sammen. Den første gjennomseilingen av den 3000 nautiske mil lange passasjen ble gjennomført i 1878 79.[9] Siden den gang har transportruten blitt benyttet i beskjeden grad, noe som til stor del skyldes de vanskelige seilforholdene. I Figur 2 er Nordøstpassasjen skissert. Figur 2: Nordøstpassasjen [18]. Begrepene Nordøstpassasjen og Den nordlige sjørute (NSR) er delvis overlappende, og brukes til en viss grad om hverandre. Nordøstpassasjen beskrives som sjøveien mellom Atlanterhavet og Stillehavet langs nordkysten av Europa og Asia. Den nordlige sjørute betegnes som skipsleden fra Karahavet langs kysten av Sibir og gjennom Beringstredet, og transportsystemet knyttet til denne. Transporten langs NSR er administrert av det russiske transportdepartementet, og har vært åpen for internasjonal skipsfart siden 1991. Passasjen har siden 1950 årene blitt trafikkert årlig i perioden fra august til november, men da ved hjelp av isbrytere, og i beskjeden grad [9]. I perioden fra 1995 til 2004 ble NSR trafikkert av 5
mindre enn ti fartøy per år [10]. Det har med andre ord ikke forekommet noen kommersiell skipstransport. Selv om det ikke har foregått noen utbredt skipstransport gjennom NSR, har ruten vært viktig for transport av ressurser ut av det nordlige russland. På grunn av NSR er den arktiske delen av Russland den økonomisk ledende landsdelen [11]. Når begrepene Nordøstpassasjen, eller NSR blir benyttet i denne oppgaven, menes seilruten fra Nord Europa, gjennom Beringstredet til Nordøst Asia. Endringer i forholdene i NSR På grunn av klimaforandringene nevnt tidligere, er situasjonen nå slik at seilings og navigasjonsforholdene stadig blir bedre i den vestlige delen av NSR [12]. Det at isen trekker seg nordover åpner for bedre seilforhold langs hele NSR [13]. Gjennomsnittlig utbredelse av havis om sommeren har blitt redusert med 15 20 % de siste 30 årene. Nedgangen er forventet å akselerere ytterligere, mot nesten fravær av sommerlig havis på slutten av århundret [13]. Figur 3 gir en grafisk fremstilling av isens utbredelse fra 1970 frem til i dag, hvor det observeres en klar negativ trend. Figur 3: Avvik fra gjennomsnittlig isutbredelse [19]. I tillegg er det observert en reduksjon av havis, noe som gjør farvannene lettere seilbare[13], og dermed åpnes nye muligheter for transport i polare farvann [10]. Den nordlige sjøruten kan bli farbar i større deler av året, noe som i kombinasjon med ny teknologi kan åpne for lønnsom bruk av passasjen. Navigasjonssesong defineres ofte som antall dager med mindre enn 50 % is konsentrasjon. I dag er navigasjonssesongen for NSR 20 30 dager lang. Fram mot år 2080 er den estimert til å utvides til 90 100 dager. Med isbrytende båter kan farvann med opp til 75 % iskonsentrasjon forseres. Med slike fartøy vil navigasjonssesongen i 2080 kunne være på om lag 150 dager [13]. Imidlertid kan endrede forhold med tynnere og mindre utbredt is føre til at ismassene blir mer mobile og dynamiske i områder der isen tidligere var fast og stabil. Dette kan gi lavere forutsigbarhet i isforholdene, og vanskeliggjøre planlegging. Kanadiske forskere har sett på forholdene i 6
nordvestpassasjen de siste tre tiårene, og undersøkelsene viser svært varierende isforhold, med store endringer fra år til år. I tillegg viser forskningsresultatene at hyppigere forekomster av isfjell potensielt vil kunne bli et problem. Dette vil gi seiling i dette farvannet ytterligere vanskeligheter [13]. Disse resultatene kan ikke direkte overføres til forholdene i Nordøstpassasjen, men de belyser mulige vanskeligheter som kan komme til å oppstå. Et annet resultat av reduserte ismengder er at mer åpent vann vil føre til økt bølgeproduksjon fra vind. Totalt sett er tilgangen til offshore olje og gass forventet å øke, men noen aktiviteter kan bli hindret av denne økte bølgeaktiviteten [13]. En ny transportåre Disse nye forholdene, med lengre navigasjonssesong og reduksjon av havis, vil være fordelaktige for skipsfart gjennom den nordlige sjøruten [13]. Dersom klimaendringene vi ser i dag fortsetter, vil det kunne åpne seg muligheter for å ta i bruk Nordøstpassasjen som transportåre, noe som kan bli svært gunstig for skipsnæringen [14]. I tillegg til å åpne for transportmuligheter vil åpning av nye skipsruter, samt forhold med mindre is generelt, bedre tilgangen til naturressurser [13]. Det antas i dag at om lag 25 % av verdens uoppdagede petroleumsressurser ligger i Arktis [15]. Ved et mildere klima vil havisen i områdene nord for Sibir reduseres, og den grunne kontinentalsokkelen nord for Sibir vil i større grad kunne undersøkes uten at havis ligger som et hinder for letevirksomheten [12]. I tillegg til klimaendringene er det også teknologiske og politiske forhold som gjør NSR aktuell. Det har vært en utvikling av teknologi, som gir bedre og mindre kostbare fartøy til bruk i arktiske forhold. Det er også andre eksterne forhold som taler til fordel for bruk av NSR. De alternative rutene går gjerne gjennom Suez eller Panamakanalen, som ikke har kapasitet til å dekke fremtidige transportbehov [11]. Videre råder en politisk ustabilitet i Midt Østen, det har vært problemer med pirater i Sørøst Asia, og det har vært knyttet usikkerhet til regimet i Panama [16]. På den andre siden bør det legges til at det også er knyttet usikkerhet til den politiske stabiliteten i Russland [16]. De kommende årene er det ventet økt petroleumsaktivitet i Barentshavet og i de nordlige delene av Russland. Dette vil gi en generelt høyere aktivitet i de arktiske havområdene. Markedspotensialet for salg av LNG fra arktiske strøk via NSR vil belyses i Kapittel 3. Ved å benytte NSR kan lengden på skipsruten reduseres med omlag 40 % fra Nord Europa til Nordøst Asia og vestkysten av Nord Amerika i forhold til å benytte Panama eller Suezkanalen [13]. Dette kan tilsvare en tidsbesparelse på om lag 15 dager. En dramatisk reduksjon i transportdistanse vil kunne redusere transportkostnadene, og åpne dørene for å nå for eksempel det Japanske markedet for naturgass. Fram til i dag har tankskip vært avhengige av ekstern hjelp fra isbrytere for å kunne bevege seg i områder med mye is. Nye løsninger 7
hvor tankskipene blir bygget for selv å kunne fungere som isbrytere er allerede satt ut i live. Dette blir det sett nærmere på senere i denne oppgaven. Shippingnæringens holdning til NSR Et shippingselskap som har tro på NSR som en transportåre i nær fremtid er det tyske Beluga Shipping. I september 2008 uttalte de at de ønsker å sende skip gjennom denne økonomisk gunstige passasjen allerede sommeren 2009. Blant sannsynlige anløpshavner nevnes Sør Korea og Kina [17]. Selskapet har allerede skip som kan håndtere forholdene i passasjen sommerstid, og har under bygging skip i isklassen 1A (Svensk Finsk klassifisering). Skipene har en størrelse på 20.000 dwt. Transporten vil ikke kreve støtte fra isbrytere, eller annen assistanse. I så tilfelle ville inntjeningene ved å benytte ruten gå bort i disse ekstra kostnadene. Et krav for at transporten skal være mulig er at passasjen må være minst 90 % fri for is, dette grunnet farene knyttet til drivis. Direktøren i Aker Arctic Technology, Mikko Niinni, advarer mot de mange usikkerhetsmomentene knyttet til NSR, og mener dette er årsaken til at andre aktører forholder seg passive. Han peker også på det han mener er den største hindringen for bruk av NSR, nemlig den psykologiske biten knyttet til det å være i Russisk farvann, og være avhengig av den russiske isbrytertjenesten dersom du blir sittende fast i isen. Påliteligheten og kostnadene knyttet til dette er usikre [17]. Konferansen The Northern Sea Route User Conference i 1999 belyste en del momenter knyttet til fremtidig kommersiell bruk av NSR. Det poengteres at det kreves en del tiltak for å gjøre dette mulig. For det første må det finnes en pålitelig informasjonsservice om is forhold og prognoser for is forhold fremover, på samme måte som for værvarsel. En annen forutsetning er krav til forbedrede isbrytertjenester i områdene. Videre må det installeres elektroniske navigasjonshjelpemidler langs ruten. Til slutt må avgiftsnivået for å benytte passasjen legges på en fornuftig linje [16]. 8
4. LNG via Nordøstpassasjen potensielle markeder og ressurser I denne delen av oppgaven vil potensialet for LNG transport via NSR bli videre undersøkt ved å se på potensielle ressurser av naturgass i arktiske strøk, og potensielle markeder i Asia Pacific regionen. Dette vil være nødvendig for å bestemme fremtidig bruk av NSR for transport av LNG fra Arktis. Det vil først bli sett på mottakende markeder i Asia, før vi går videre og ser på ressursene som kan tilby disse markedene. Det vil bli avsluttet med en diskusjon rundt hvorvidt åpningen av NSR vil trigge en større endring i hvordan arktiske gassressurser forbindes med verdens etterspørsel etter naturgass. 4.1 Potensielle markeder for naturgass fra Arktis Naturgass kan transporteres på forskjellige måter, men de to viktigste måtene er via rør eller som LNG i tankbåter. Avstand, kombinert med andre geografiske hensyn langs ruten mellom ressurs og marked, former hvordan infrastruktur for naturgass planlegges slik at tilbud møter etterspørsel på en mest mulig kostnadseffektiv måte. Frem til for et par år siden var naturgass fra arktiske strøk 1 hovedsaklig tenkt å transporteres på to forskjellige måter: via rør gjennom Russland til markeder i Europa, eller som LNG til markeder i Sør Europa eller USA 2. NSR representerer på den annen side en forbindelse mellom de store gassressursene i russiske arktiske strøk, og markedene i Asia Pacific regionen som ikke har vært lett tilgjengelige inntil nå. Økende global oppvarming og smelting av polar is skaper dermed en mulig ny rute for transport av naturgass. For å identifisere potensialet i denne forbindelsen, er det viktig å undersøke markedet for naturgass og LNG i denne regionen fortrinnsmessig i sammenheng med andre konkurrerende markeder for arktiske gassressurser og andre produsenter som kan levere Asia Pacific regionens etterspørsel og produksjonskapasiteten og ressursene i arktiske strøk. Dette er en særdeles omfattende oppgave, men vil bli gjennomført her i en mindre skala tilpasset denne oppgavens omfang. Asia Pacific regionen Markedene for naturgass innen rekkevidde via NSR består av flere land med både utviklede og sterkt voksende økonomier, samlet under betegnelsen Asia Pacific. Regionen spenner fra de mer nærliggende landene Japan, Sør Korea og Kina til mer fjerntliggende steder som Australia og India. De siste 20 årene har regionen hatt omtrent 8 % av verdens totale påviste reserver av naturgass. Produksjonen av naturgass i regionen har steget fra 10.8 % til 13.3 % av total verdensproduksjon, mens forbruket økte fra 1 Den arktiske regionen i denne kontekst er regionen fra Norge til den nordøstlige enden av Russland 2 Dette refererer til eksportert gass, eksklusiv Russisk innenlands forbruk 9
11.3 % til 15.3 % av totalt verdensforbruk, hvilket indikerer at produksjonen ikke har kunnet holde tritt med forbruket [20]. I 2007 utgjorde forbruket 447.8 BCM naturgass, hvor de største bidragsyterne var Japan (90.2 BCM), Kina (67.3 BCM), India (40.2 BCM) og Sør Korea (37.0 BCM). Naturgassforbruket i regionen vokste med 6.3 % i 2007, mens den vokste med 3.1 % på verdensbasis. Dette reflekterer en trend i regionen med sterkt voksende økonomier med økende behov for kraftproduksjon for å understøtte produksjonsnivået. Handelsmønsteret for naturgass i regionen er sterkt dominert av LNG (kun Singapore og Thailand importerer naturgass via rør, totalt 17 BCM fra Indonesia, Malaysia og Myanmar i 2007). Importen av LNG kommer hovedsaklig fra andre land i Asia Pacific regionen (58.9 % fra Malaysia, Indonesia, Australia og Brunei), land i Midtøsten (33.9 %) og afrikanske land (5.8 %). Dette summerte seg til 147.98 BCM LNG i 2007 eller 65.4 % av all LNG handlet på verdensbasis i 2007. Regionens andel av verdens LNG handel har ligget stabilt på dette nivået de siste 5 år, hvor LNG volumer i samme periode har vokst med 7.6 % gjennomsnittlig per år. Dette reflekterer Asia Pacific regionens sterke posisjon i LNG markedet verden over [20]. For å vurdere NSR som transportrute for LNG tanktransport, vil vi vurdere spesifikke mulige destinasjoner for flytende gass fra Arktis. I dag er det kun 5 importører av LNG i regionen Japan, Sør Korea, Kina, Taiwan og India. Andre viktige forbrukere av naturgass som Malaysia, Indonesia og Thailand kunne blitt vurdert, men disse har allerede egne ressurser, høy produksjon og er eksportører av naturgass, eller har infrastruktur for rørtransport i operasjon (Thailand). De er også relativt mer fjerntliggende markeder for arktisk gass. India vil heller ikke bli gjennomgått videre, på grunn av at landet er fjernere fra NSR og dets nærhet til ressurser i Afrika og Midtøsten. Japan, Sør Korea, Kina og Taiwan utgjør derfor de mest plausible destinasjoner for LNG fra Arktis via NSR, og vil nå bli sett nærmere på. Japan Med et volum på 88.8 BCM er Japan verdens klart største importør av LNG. Landets egne reserver av naturgass er neglisjerbare, og ettersom det ikke eksisterer noen rørledninger for transport av gass til øya er landet helt avhengig av LNG (38.2 % av verdens LNG ble kjøpt av Japan i 2007). Japan har opprettholdt den dominerende posisjonen de siste 10 årene 3, hvor forbruket av naturgass har vokst i gjennomsnitt 3.47 % på årsbasis. Handelen med Japan har historisk sett vært dominert av produsenter 3 Perioden fra slutten av 1997 til slutten av 2007 10
fra Asia Pacific 4. I 2003 stod de bak 75 % av Japans LNG import, mens andelen hadde falt til 68 % i 2007, hvilket illustrerer et økende behov for import fra utenfor regionen. Sør Korea Sør Korea er den nest største importøren av LNG i verden, med et volum på 34.39 BCM i 2007. I likhet med Japan har landet ingen signifikante påviste reserver eller produksjon av naturgass, og ingen rørforbindelser. Landets behov for naturgass blir dekket av LNG import, som har vokst med imponerende 8.47 % årlig det siste tiåret. Asia Pacific tilbydere av naturgass leverte 42.5 % av dette, mens land i Midtøsten leverte 51.2 % og afrikanske produsenter 5.7 %. Igjen reflekterer dette en trend hvor økende energietterspørsel og gassetterspørsel har blitt møtt av produksjon utenfra regionen, i dette tilfellet Midtøsten. Totalt importerte Sør Korea 15 % av all LNG i verden i 2007. Tabell 1 presenterer en oversikt over de supplerende land til verdens to største LNG importører. Japan Sør Korea Fra / År 2003 2007 Andel total 2007 2003 2007 Andel total 2007 US 1,64 1,18 1,3 % 0 0 0,0 % Trin & Tob 0,08 0,57 0,6 % 0 0,22 0,6 % Oman 2,16 4,81 5,4 % 6,49 6,74 19,6 % Qatar 9,05 10,87 12,2 % 7,88 10,79 31,4 % UAE 6,87 7,41 8,3 % 0 0,07 0,2 % Algerie 0 0,78 0,9 % 0,23 0,24 0,7 % Egypt 0 1,62 1,8 % 0 1,48 4,3 % Eq. Guinea 0 0,36 0,4 % 0 0 0,0 % Nigeria 0 0,88 1,0 % 0 0,24 0,7 % Malaysia 16,72 17,65 19,9 % 3,79 8,15 23,7 % Indonesia 24,05 18,07 20,3 % 6,93 5,12 14,9 % Brunei 8,93 8,57 9,6 % 0,74 0,78 2,3 % Australia 10,27 16,05 18,1 % 0,17 0,56 1,6 % Total 79,77 88,82 1 26,23 34,39 1 Tabell 1: Eksportland til Japan og Sør Korea (tall i BCM) [57]. Taiwan Taiwan er verdens sjette største LNG importør, og mottar 10.92 BCM eller 5 % av totalt LNG volum på verdensbasis. Landet har ingen reserver eller produksjon av naturgass, og ettersom heller ikke her eksisterer noen rørforbindelser med andre land er Taiwan komplett avhengig av LNG for å dekke sitt behov for naturgass. Forbruk av naturgass i landet økte fra 5.2 BCM i 1997 til 11.8 BCM i 2007, tilsvarende en sterk årlig vekst på 8.5 % i gjennomsnitt. Landene som eksporterer gass til Taiwan er i 4 Malaysia, Indonesia, Australia og Brunei 11
hovedsak fra Asia Pacific regionen, med Malaysia, Indonesia og Australia ansvarlig for over 80 % av tilbudet i 2007. Kina Kina skiller seg ut fra de tre andre LNG importerende landene ved at de har 1.88 TCM i egne reserver, omtrent 60 % av Norges totale reserver. De kinesiske reservene utgjør ikke mer enn 1.1 % av verdens totale reserver av naturgass, og tatt i betraktning landets store folkemengde er andelen relativt liten. Med 69.3 BCM stod Kina bak 2.4 % av verdens produksjon av naturgass i 2007, og med 67.3 BCM i forbruk for 2.3 % av totalt forbruk på verdensbasis. Som et resultat av landets sentrale planøkonomi har produksjon og forbruk av naturgass i landet utviklet seg i takt over det siste tiåret, med en vekst på enorme 13 % årlig. Kina startet import av naturgass først i 2006, ved 1 BCM LNG fra Australia. Dette steg til 3.87 BCM i 2007 med flere leverandører, og som et resultat av landets hurtig voksende økonomi er det sannsynlig at dette tallet vil stige over de kommende år. Én LNG terminal er i drift i landet, men ifølge Jonathan Stern ved OIES [21] er to nye terminaler forventet i drift i 2009 og ytterligere terminaler i fremtiden. Tabell 2 viser en oversikt over hvilke land som eksporterer naturgass til Taiwan og Kina per 2008, hvorav alt er i form av LNG. Taiwan Kina Fra / År 2003 2007 Andel total 2007 2003 2007 Andel total 2007 Oman 0 0,21 1,9 % 0,07 1,8 % Qatar 0 0,57 5,2 % 0 0,0 % Algerie 0 0,14 1,3 % 0,42 10,9 % Egypt 0 0,41 3,8 % 0 0,0 % Eq. Guinea 0 0,56 5,1 % 0 0,0 % Nigeria 0 0,23 2,1 % 0,08 2,1 % Malaysia 2,8 3,92 35,9 % 0 0,0 % Indonesia 4,68 4,55 41,7 % 0 0,0 % Australia 0 0,33 3,0 % 3,3 85,3 % Total 7,48 10,92 1 3,87 1 Tabell 2: Eksportland til Taiwan og Kina (tall i BCM) [57]. Fra de to tabellene over kan man lese flere viktige trender i Asia Pacific regionen generelt, og de fire nevnte destinasjoner for arktisk LNG spesielt. Høy økonomisk vekst har skapt en økende etterspørsel etter energi og kraftproduksjon, og regionens produksjon av naturgass har ikke klart å følge veksten i forbruket. Bildet viser at Midtøsten og Afrika er blitt viktigere på tilbudssiden, og at flere og flere land entrer scenen for LNG handel i regionen. Nord og søramerikanske ressurser er neglisjerbare i Asia Pacific regionen, og nordeuropeiske og russiske ressurser leverer ikke gass til disse hurtig voksende 12
markedene i det hele tatt. I det globale handelsbildet for LNG er det tydelig at avstand fra ressurs til marked er en viktig drivkraft. Det er imidlertid flere forskjeller mellom de fire overnevnte landene. Japan, Sør Korea og Taiwan har betydelige ressurser, og er helt avhengig av import. I Kina har nye funn overgått forventningene, men sammenlignet med den potensielle etterspørselen er disse ressursene beskjedne. I tillegg er det både positive og negative sider ved naturgass i et energiperspektiv. Renere luft og mindre utslipp av karbon taler til fordel for naturgass sammenlignet med andre fossile brennstoff, som olje og kull. På den andre siden vil utbygging av gasskraftverk være veldig avhengig av eventuelle utbygginger av kjernekraftverk, både i Japan og Sør Korea. På et seminar i august 2008 talte Kensuke Kanekiyo, adm.dir. ved IEEJ 5, til fordel for kjernekraft og fornybar kraft som tiltak i Nordøst Asia, for å møte utfordringer knyttet til sikkerhet i energiforsyning og global oppvarming. I Kina er utfordringene mer knyttet til økonomisk konkurransedyktighet; med NO X og svovelrensede kullkraftverk. I Kina utgjør naturgass mindre enn 3 % av total energietterspørsel [22], mens Japan og Sør Korea har en mer etablert etterspørsel på henholdsvis 12,6 % og 14,2 %. I følge Jonathan Stern vil et viktig spørsmål bli hvorvidt Kina, Japan og Sør Korea vil nå OECD landenes gjennomsnittlige naturgassforbruk, nemlig 20 % av totalt energiforbruk, i løpet av 2020. Det finnes indikasjoner på at BNP per innbygger i asiatiske land konvergerer mot OECD gjennomsnittet 6 [23], og det kan skisseres et scenario hvor også andelen av naturgassforbruk i Kina vil konvergere mot OECD gjennomsnittet. Når dagens naturgassforbruk på 67,3 BCM utgjør 3 % av totalt energiforbruk i Kina, vil en andel på 20 % tilsvare omtrent 450 BCM naturgass 7, dersom totalt energiforbruk i Kina holdes uforandret. På den andre siden argumenterer Stern for at politiske hindringer vil føre til at kun en rørledning gjennom Turkmenistan/Kazakhstan vil bli realisert, og Kina vil da bare kunne komme opp til et nivå hvor naturgass utgjør 8 10 % av det totale energiforbruket i landet. Stern anslår at Kinas etterspørsel etter naturgass vil ligge på rundt 200 BCM i 2020, noe som tilsvarer en årlig vekst på 9,5 % i årene fremover. 30 BCM vil bli levert via rørledning, omtrent 90 BCM kommer fra innenlands produksjon; de resterende 80 BCM må da komme fra import av LNG. Fra dagens nivå på 3,87 BCM LNG innebærer dette en økt import på rundt 7 BCM, tilsvarende 34 % av verdens totale produksjon av LNG i 2007. En rørledning fra Russland til Sør Korea innen 2020 anser Stern også som svært usannsynlig, på grunn av ustabile politiske forhold på Korea halvøya. Fremtidig vekst av 5 Institute of Energy Economics, Japan 6 Dette kan sjekkes med data fra Penn World Tables, http://pwt.econ.upenn.edu/ 7 67.3*20/3 = 448.67 13
gassforbruk i Japan ser han også på som usikker, dette på grunn av manglende innenlands rørledninger, høye priser på naturgass og konkurranse fra mulige fremtidige kjernekraftverk. I tabell 3 presenteres beregnet fremtidig etterspørsel etter naturgass og LNG, for områder i Nordøst Asia som kan nås via Nordøstpassasjen. For Taiwan brukes estimater gjort med Sør Korea som referanse 8. Ut i fra tabellen ser man at behovet for import av LNG til den aktuelle regionen vil nærmest doble seg i løpet av de neste 12 årene, og Kina vil nærme seg et importnivå på høyde med Japan, som har den største importøren av LNG i dag. Det er derfor et behov for en økning på 80 150 BCM i importen av LNG til denne regionen, og dette kan være oppnåelig gjennom bruken av Nordøstpassasjen som transportrute. 2007 2020 Land Etterspørsel [BCM] % av PED 9 Rørledning LNG [BCM] Etterspørsel[BCM] % av PED Rørledning [BCM] LNG [BCM] Japan 90,2 15,70 % 0 88,8 101 116 18 20 % 0 100 115 Sør Korea 37 14,20 % 0 34,4 50 55 16 17 % 0 50 55 Kina 67,3 3,30 % 0 3,3 200 7 8 % 30 50 100 Taiwan 11,8 9,20 % 0 10,92 16 17,5 10 12 % 0 16 17,5 Total 206,3 0 137,42 367 388.5 30 216 287,5 Tabell 3: Nordøst Asia gass oversikt etterspørsel og import [28, 57]. Fremtidige arktiske leveranser må da konkurrere med leveranser fra Australia, Sør Asia, Midtøsten og muligens Afrika, eller omvendt vil importører i Nordøst Asia konkurrere om leveranseavtaler fra disse leverandørene. 4.2 Arktiske naturgassressurser Selv om det er interessante hydrokarbonressurser i de arktiske områdene som tilhører Danmark (Grønland) og USA (Alaska), er det en allmenn oppfatning at det er Russland som vil spille den dominerende rollen i den arktiske produksjonen av olje og gass. I følge eksperter vil Russland stå for 75 % av fremtidig peak produksjon av gass [24][25]. Betegnende for dette arktiske området er at det er få eksisterende produksjonsfasiliteter, men enorme naturgassressurser tilgjengelige for fremtidig utvinning. Grunnet Russlands dominerende posisjon i området, vil dette kapittelets hovedfokus ligge på russiske forekomster. 8 Den forutsatte gjennomsnittlige veksten i Sør Koreas etterspørsel brukes her også for Taiwan, basert på sammenligninger mellom de to landene i BP Statistical Review of World Energy 9 Primary Energy Demand 14
Naturgass i Russland Russland har verdens største påviste ressurser av naturgass. Ved utgangen av 2007 hadde landet registrert 44,65 TCM eller hele 25,2 % av verdens totale reserver [57]. I 2007 var den russiske produksjonen på 607,4 BCM 10. Dette var en reduksjon fra 612,1 BCM i 2006, den første reduksjonen av årlig produksjon på seks år. Gazprom er den klart største produsenten av naturgass, med en produksjon på 548,6 BCM i 2007. Dette tilsvarer 90 % av den totale russiske produksjonen. I tillegg til å være dominerende innen produksjon, både eier og drifter selskapet landets rørnett. Det russiske innlandsforbruket var i 2007 på 438,8 BCM, en økning fra 432,1 i 2006. I følge BP ble den resterende gassen, 147,5 BMC, eksportert til det europeiske markedet ved hjelp av gassledninger. Handel med LNG er altså noe russerne ennå ikke har tatt del i. 11 I løpet av det siste tiåret har den russiske gassproduksjonen steget gjennomsnittlig 1,3 % per år, mens det nasjonale forbruket har økt med en gjennomsnittlig rate på 2,3 % per år. Dersom man ser bort fra lagerbeholdningen av gass, har Russlands eksportkapasitet 12 blitt redusert siden 1997, fra 182,6 BMC til 168,6 BMC i 2007. De siste tre årene har trenden i Russland vist et økende forbruk, en svak vekst i produksjon, mens eksport og påviste reserver har vært uendrede. Et sentralt spørsmål som må belyses i denne oppgaven er I hvor stor grad fremtidig utbygging av de arktiske feltene vil benyttes til å dekke opp for den fallende produksjonen fra de eksisterende feltene. Både det innenlandske forbruket og allerede inngåtte langsiktige kontrakter med europeiske kunder må dekkes før det kan bli aktuelt å eksportere til nye markeder, som for eksempel Nordøst Asia. Potensial i det arktiske Russland Den vestlige delen av det arktiske Russland betraktes som en av de mest lovende regionene med tanke på olje og gass i landet, og er den eneste godt undersøkte delen av offshoreområder i arktisk Russland. I Barentshavet inneholder Shtokman feltet mer gass enn de totale reservene i Norge, med målinger som har gitt resultater mellom 3.2 [24] og 3.8 [26] TCM naturgassreserver. Karahavet inneholder de gigantiske Russanov og Leningrad gass og kondensatfeltene, hvor hvert felt trolig inneholder mer gass enn Shtokman feltet [24], men disse feltene må fortsatt utforskets bedre. I den østlige delen av det arktiske havet er Øst Sibir havet og Laptevhavet, som inkluderer flere områder som er offshore forlengelser av Viluyu gassområdet, noe som skaper et større potensial for hydrokarbonreserver. Den 10 Ifølge Russian Federation Ministry of Energy, produserte Russland 650.7 BCM, Gazprom.com. Dette inkluderer trolig 30 40 BCM som går med til å drifte transportnettet 11 Gazprom har vært involvert I såkalte LNG for pipeline gas swaps, men har ingen egen LNG produksjon 12 15
østlige delen av det arktiske Russland har ikke blitt skikkelig utforsket enda, delvis på grunn av det vanskelige klimaet i området. I tillegg til et betydelig offshore potensial av russisk naturgass, er det også ressurser på land i det arktiske området av Russland. Yamal halvøya er det viktigste området med hensyn til ressurser på land, hvor utvikling er en integrert del av å sikre produksjonsnivået som eieren Gazprom har forpliktet seg til å levere til innenlandske og utenlandske forbrukere. Vi vil videre fokusere på de to viktigste gassressursene i den arktiske delen av Russland som er aktuelle for utvikling av LNGproduksjon, og dermed eventuelle leverandører til fremtidig etterspørsel etter LNG i Asia Pacific markeder. Shtokman Shtokman gass og kondensatfelt er lokalisert i Barentshavet, omtrent 600 km nordøst for Murmansk. De totale gassreservene her er estimert til å være mellom 3.2 3.8 BCM og 31 millioner tonn kondensat. Den tekniske løsningen for utvinning av gassen er det fortsatt ikke enighet om, men den første fasen er planlagt å produsere omkring 24 BCM naturgass hvert år, med start i 2013 (LNG planlagt i 2014). Gassen deles mellom eksport ved bruk av rørtransport gjennom gassledningen Nord Stream 13, og LNG transport til landene ved Atlanterhavet, inkludert USA. Dersom man inkluderer alle fasene i utviklingen av Shtokman, er produksjonen forventet å nå 70 BCM per år i følge Gazprom, med 27 til 40 MTPA LNG [29]. Utviklingen av det teknisk utfordrende feltet er estimert til å koste $15 $20 milliarder dollar 14. Yamal halvøya Yamal halvøya er en annen region av strategisk interesse for russisk gass, som ligger på sørkysten av Karahavet i Vest Sibir. Den kan deles opp i tre underregioner: den nordlige den sørlige og den sentrale gruppen. Det er estimert at disse inneholder henholdsvis 3,2, 1,4 TCM og 8,2 TCM, noe som gir et totalt estimat på 12.2 TCM ifølge Jonathan Stern [28]. Ifølge Stern er planen å starte produksjon i den sentrale gruppen først, med produksjonstart på 15 BCM per år i 2011. Planlagt produksjon fra feltet er ifølge Gazprom 115 BCM per år, noe som skal økes til 140 på lengre sikt. Ifølge Stern vil den nordlige og sørlige regionen ikke begynne produksjon før etter henholdsvis 2020 og 2030. Det kreves vesentlige investeringer i rør infrastruktur for å knytte ressursene i Yamal til rørsystemet Unified Gas Supply System of Russia (UGSSR). Den totale kostnaden for å åpne området for produksjon kan koste opp mot $200 milliarder, ifølge et estimat fra Shell [27]. Manglende infrastruktur og kapitalbegrensninger er 13 Nord Stream rørledningen vil gå gjennom det baltiske hav. Det trengs innen transit land og minimerer politisk risiko. Kapasiteten vil nå 55 bcm I 2012. 14 Ifølge Christophe de Margerie (CEO Total) vil det bli mye dyrere enn hva de fleste tror, (27) 16
faktorer som kan føre til at prosjektet blir forsinket [27, 28]. Disse faktorene vil bli diskutert grundigere senere i denne seksjonen. Arktiske ressurser tilgjengelige for eksport i framtiden Fra forrige seksjon kan vi konkludere med at Russlands arktiske naturgassressurser finnes i noen gjennomsøkte områder i Vest Sibir (Shtokman, Yamal halvøya), og noen områder med mindre leteaktivitet i både den vestlige og østlige delen som omfatter enorme potensielle ressurser. Noe av denne gassen vil gå til forbruk i Russland og via rør til Europa, men omfanget av dette avhenger av framtidig produksjon og etterspørsel i Europa. En viktig faktor ved framtidig eksport er dessuten Russlands videre politiske interesser mot Europa og Vesten. Gazprom står for mesteparten av naturgassproduksjonen i Russland, men det finnes også noen andre, mindre produsenter 15. I tillegg kan import fra Kasakhstan, Turkmenistan og Usbekistan være med på å øke Russlands kapasitet til å dekke innenlandsforbruk og europeisk eksport. Jonathan Stern har anslått framtidig produksjon av Gazprom for felter som er satt i produksjon eller var under utvikling i 2004 [9]. Anslaget tar ikke med Yamal Peninsula eller noen arktiske offshore felt som Shtokman, Russanov eller Leningrad. Soederberg [29] har gitt et estimat for framtidig produksjon av andre tilbydere enn Gazprom, samt for importkapasitet i sentral Asia, i sin semesterrapport, basert på Stern [28] og Milov [27]. Gazprom hevder selv at de vil holde produksjon på 560 BCM per år inntil 2010, for så å øke den til 580 590 BCM innen 2020 og videre til 610 630 BCM i 2030 [30]. Resultatene er oppsummert i tabell 4, hvor tall for nasjonalt forbruk er basert på en tiårig trend fra BP (97 07). År 2007 2010 2015 2020 (1) Gazprom planlagt produksjon*** (2) Gazprom produksjon scenario* (3) Ikke Gazprom produksjon** (4) Sentral asiatisk import kapasitet** (5) Innenlandsk trend i forbruk**** (6) Ny Gazprom kapasitet nødvendig for å nå plan ((1) (2)) 560 560 570 585 548,6 527 460 344 58,8 125 150 200 100 100 100 438,8 465 514 568 11,4 33 110 241 Tabell 4: Russisk naturgass oversikt (tall i BCM) [58]. 15 Lukoil, Surgutneftegaz, TNK BP, Rosneft, Novatek m.m. 17
Tabellen viser en fallende produksjon i eksiterende felt, men et framtidig potensial for ikke Gazprom ressurser som ennå ikke er utviklet på grunn av plasseringen av feltet (trenger tilgang til UGSSR), komplisert geologi eller manglende investeringsmidler [29]. Til sammen vil (2) og (3) ha tilstrekkelig kapasitet til å forsyne Russland med gass, men Gazprom trenger å utvikle felt som Shtokman og Yamal for å overholde produksjonsmålene, og være i stand til å eksportere til Europa i framtiden. Hvis Gazprom klarer å nå produksjonsmålene sine, anslås det at Russisk produksjon vil være 210 215 BCM større enn landets etterspørsel i 2020 ((1)+(3) (5)). Hvis russisk eksport til Europa fortsetter å vokse med 2 3 %, slik den ifølge BP har gjort de siste fire årene, vil den nå omtrent 185 190 BCM innen 2020. Det vil være en naturlig utvikling siden behovet for naturgass i Europa er høyt samtidig om produksjonen her er fallende [20]. Dette reiser spørsmålet om produksjonen vil være stor nok til at Russland i tillegg kan eksportere LNG til andre regioner i verden før i 2020 2030. Mye av gassen fra Shtokman og Yamal er allerede forpliktet til europeiske rørledninger og LNG transport til Amerika. Det kan virke mer sannsynlig at framtidig LNG transport til Asia vil skje fra østligere deler av Russland, som for eksempel Karahavet. Russlands LNG prosjekt i Sakhalin nordøst i Asia planlegges å settes i verk innen fem år, og vil levere omtrent 8 BCM LNG hvert år (60 % til Japan), men vil ikke transporteres i Nordøstpassasjen. Framtidige arktiske ressurser som de gigantiske feltene Russanov og Leningrad, og andre ressurser fra de mer usikre områdene øst i Arktis, kan være nødvendige for å etablere produksjon av LNG her for markeder i Asia. En annen utfordring som kan oppstå er at finansielle begrensninger kan redusere Gazproms evne til å opprettholde og øke produksjonen som planlagt. Som nevnt er både Yamal og Shtokman felt som er teknisk vanskelige å utvikle, og krever store investeringer innen infrastruktur, anlegg og boreutstyr. Dette vil trolig gjelde for Russanov og Leningrad også. Gazprom har tidligere tatt opp lån med sikkerhet i eksportinntekter, men høy gjeld, fallende oljepris og fallende aksjepris som følge av den pågående finanskrisen [27] gjør framtidige investeringer i Yamal, Shtokman og det Fjerne Østen usikre. Vladimir Milov, tidligere nestleder i det russiske energidepartementet, har kritisert Gazproms produksjonsplaner ved å si at det er et stort gap mellom tilbud og etterspørsel [27]. Dersom utviklingen av Shtokman og Yamal forsinkes ytterligere, vil det gjøre framtidig eksportkapasitet og LNG produksjon usikker i alle fall fram til 2020. Gazprom har imidlertid virket sikker på sin evne til å møte egne produksjonsmål, og signerte 20. oktober 2008 en forpliktende avtale med StatoilHydro og Total om å investere $800 millioner i prosjektet i 2009 [31]. Politikk er også en viktig faktor for hvordan Russland velger å dele sine gassressurser mellom eksport og bruk innenlands. I Gazproms strategiplan sikter selskapet på å oppnå en sterk status i LNG markedet 18
innen 2030, og på kort sikt å oppnå tilgang til eksisterende LNG fasiliteter via for eksempel LNG forrørgass swap avtaler. I en artikkel i Teknisk Ukeblad 26/2008 [30], sier seniorforsker Ariel Cohen i the Heritage Foundation at LNG ikke har primær prioritet for Russland og Gazprom. Han peker på russiske interesser i europeiske rørnettverk og andre mulige tilbydere av gass i Europa, for å øke Europas avhengighet av russisk gass. Han hevder også at det bare vil bli fokus på LNG kapasitet dersom det er overskuddsressurser etter at gassen er blitt brukt til forbruk og europeisk eksport, og at LNG markeder i USA ikke er hovedprioritet i Russland. Gazprom hevder også at rørtilgang til det kinesiske markedet er viktig for selskapet, men sannsynligheten for en rørledning mellom de to landene er anslått til å være svært liten før 2020 ifølge Jonathan Stern [21]. Dersom hovedfokuset til Russland vil fortsette å være leveranse av gass til Europa og produksjon til forbruk innenlands samtidig med fallende produksjon og forsinkelser i utviklingen i Arktis vil LNG produksjon trolig bli utsatt til etter 2020. Det vil i så fall holde Nordøstpassasjen fri for LNG skip i nærmeste framtid. 19
5. Transport av naturgass Transport av gass kan foregå i rør, som komprimert gass (CNG) eller i form av LNG. Valg av transportform er avhengig av volum og avstand, noe som illustreres i matrisen under [32,33]. Figur 4: Valg av transportform for naturgass [36]. Avstandene fra disse øde områdene i nord til globale gassmarkeder gjør det interessant å se spesielt på muligheter for å transportere gassen som LNG. Transportrutene innebærer i noen tilfeller isbelagte områder. Vi har i resten av dette kapittelet derfor valgt å fokusere på LNG transport i isbelagte strøk. En LNG kjede består av et produksjonsanlegg, transportenheter (for eksempel skip), mottaksanlegg og anlegg for videredistribusjon i tank eller lavtrykksrør. I produksjonsanlegget kjøles gassen ned til væskeform, noe som krever energi tilsvarende 5 15 % av gassmengden internt i anlegget. Den avkjølte væsken fraktes deretter i godt isolerte tanker, og LNG kan i dag fraktes over lange avstander uten ekstra kjøling. LNG transport er mer hensiktsmessig enn rørtransport dersom gassen skal fraktes over store avstander eller i moderate mengder. Mye naturgass finnes på avsidesliggende steder i verden, noe som gjør LNG skip til den eneste kostnadseffektive transportmåten. De senere år er det blitt bygget en rekke nye mottaksanlegg for LNG i Europa og USA [34]. Den største kostnadsdrivende faktoren for LNG transport er avstand. Dagraten for leie av LNG tankere utgjør omtrent 68 % av de totale shipping kostnadene. Derfor er LNG tankere laget for å gå raskere enn andre tankbåter, typisk hastighet på en LNG tanker er 18 20 knop, mot 14 16 knop for gjennomsnittlige oljetankere. Dagraten har i den siste tiden svingt mellom 70.000$/dag og helt ned til 44.000$/dag [45], men er spådd å ligge på rundt 50.000$/dag i årene fremover [48]. Ser man på transportkostnadene sett som kostnad per energimengde, vil den over lange avstander ligge på omtrent 3 øre/kwh (185 kr/m 3 ). 20
Utvikling i tankbåtmarkedet I 2004 fantes det omtrent 155 LNG tankere i drift, i dag er antallet 278. Til sammen har de en fraktkapasitet på 37,5 millioner kubikkmeter, noe som tilsvarer et gjennomsnitt på omtrent 134.000 kubikkmeter. Den største LNG tankbåten i dag kan frakte 266.000 kubikkmeter LNG, og ble levert til Qatargas i slutten av september i 2008. Fra i dag og frem til 2012 skal det bygges 100 nye LNGtankbåter, med en samlet kapasitet på 17,7 millioner kubikkmeter, i gjennomsnitt 177.000 kubikkmeter per båt [41]. Flere økonomiske faktorer driver konstruksjon av stadig større LNG tankere. Stordriftsfordeler gjør at store tankere kan frakte LNG til en lavere kostnad. For eksempel vil en LNG tanker med 200.000 kubikkmeter fraktkapasitet ha 40 % høyere kapasitet enn en tanker på 145.000 kubikkmeter, men bare 23 % høyere dagrater [42]. Forhold må ligge til rette for at LNG terminaler skal klare å ta imot store skip, utfordringer kan ligge i for eksempel kanal for innseiling, fortøyningsmuligheter, og laste og lossesystem. Det kan nevnes at Japan, verdens største LNG importør, har restriksjoner på deplasement i mange av sine havner, og kan dermed ikke ta imot de største LNG tankerne slik situasjonen er i dag. 5.1 Skipsdesign for islagte farvann Isbrytende skip Isbrytere skiller seg fra andre skip på tre måter: de har et forsterket skrog, en isbrytende form og forsterket skyvkraft for å kunne trenge seg gjennom isen. Isbrytere bruker sin store skyvkraft til å skyve baugen av skipet opp på isen, tyngden av skipet knuser dermed isen under den. Et problem som kan oppstå med denne metoden er at knust is samler seg opp foran skipet, og bremser skipet. Isbrytere har derfor en spesiell form som fører isen rundt eller under skipet. I Figur 5 vises formen på baugen til en ekstrem isbaug (øverst), en vanlig isbaug (midten) og en Bulbous baug (nederst). Førstnevnte har størst evne til å bryte is, men dårligst sjøegenskaper utenfor isbelagte farvann. For Bulbous baugen er egenskapene vice versa. Den vanlige isbaugen er en slags kompromissutgave av de to andre, som har brukbare egenskaper til begge formål. Isbrytere har som regel doble skrog som forsikring mot lekkasjer, som kan oppstå som følge av påkjenninger av is. I tillegg har skipene gjerne et tykkere skrog, særlig rundt baugen, akterenden og vannlinjen. De doble skrogene fører til at tyngdepunktet i Figur 5: Baugpartier med ulike egenskaper [38] 21
skipet er høyere enn med konvensjonelle skrog. Det er én av grunnene til at isbrytere har dårligere sjøegenskaper enn andre skip. Double Acting Tanker Utviklingen av isbrytere går stadig fortere, og åpner nye muligheter for transport på steder som tidligere var umulige eller ulønnsomme. Isbrytere har som nevnt dårligere sjøegenskaper enn vanlige skip, i tillegg har de en drivstoffseffektivitet som er mellom 20 og 40 prosent dårligere, hovedsakelig på grunn av baugformen [38]. Et konsept som løser dette problemet er et fartøy som kan brukes i to ulike moduser, ett for seiling i åpne hav og ett for seiling i isbelagte strøk. Skipets baug er konstruert for å gå på havet, mens akterdelen er beregnet for isbryting. Denne typen skip kalles Double Acting Tanker (DAT). Figur 6 viser akterenden på et skip av denne typen. Fordelene med denne metoden er at skipsformen er optimert for begge typer farvann. Det gir bedre manøvreringsevne og langt bedre effektivitet [38]. Konseptet er utviklet av Aker Finnyards. Det første skipet av denne typen ble konstruert i 2003, og tester har vist at denne typen skip kan oppnå energibesparelser på opp til 50 prosent i forhold til tradisjonelle isbrytere [10]. DAT skip drives av elektriske Azipod fremdriftsenheter. Bruken av disse muliggjør baklengs, og til og med sidelengs, bevegelse gjennom isen. Det gjør det mulig å optimalisere skip med hensyn på både isfrie og isbelagte farvann. De operasjonelle fordelene med Azipoden er viktig, da den koster 40 prosent mer å installere enn konvensjonelle fremdriftssystemer. I tillegg vil skip med forsterkede skrog, beregnet på å gå i islagte strøk, ha ekstra kostnader nettopp til forsterking av skroget. En DAT tankbåt med installert Azipod og forsterket skrog vil dermed koste en god del mer enn tilsvarende tankere uten disse egenskapene, det finnes eksempler på at slike tankere har hatt tre ganger større kostnader enn tradisjonelle tankere [10]. Figur 6: Akterdelen for en Double Acting Tanker [38]. Klassifisering Det finnes flere ekvivalente klassifiseringer for isgående skip. Det Norske Veritas bruker en klassifisering hvor kategoriene ICE 1A, 1B, 1C og C er betegnelsene på skip som ikke er spesielt beregnet på isbrytning, men som tåler å gå gjennom tynn is. Klassene ICE 05, 10 og 15, samt POLAR 10, 20 og 30 brukes om skip som er beregnet til isbrytning, men som ikke har dette som hovedformål. Skip som er bygget med dette hovedformålet, er klassifisert som ICEBREAKER. En annen type skipsklassifisering er 22