Johan Castberg-skipet ankommer Aker Solutions Stord for videre ferdigstilling i april 2022. Johan Castberg blir primært et oljefelt og også her blir det en løsning med FSPO med undervanns-installasjoner. Johan Castberg-feltet blir det tredje feltet som kommer i produksjon i Barentshavet og er nå under utbygging. Etter planene blir det produksjonsstart i fjerde kvartal 2024. Foto: Jan Arne Wold & Roar Lindefjeld / © Equinor.
Manglende infrastruktur er den største flaskehalsen for en økt interesse og raskere utvikling av gassressursene i Barentshav-området. Det er ikke ledig kapasitet på Melkøya til å prosessere mer gass enn det som kommer fra Snøhvit på flere tiår. Dette er en av de viktigste årsakene til at det i første rekke er oljeselskapene som leter i dette området.
Av Knut Ørjasæter
Ved produksjon av olje kan en såkalt FSPO-løsning brukes. Det er en flytende produksjons-, lagrings- og losseinnretning, der oljen prosesseres, stabiliseres og lagres for videre transport med tankskip. Gassen pumpes tilbake i reservoaret og bidrar til å holde trykket og produksjonen oppe ifra reservoaret. Dette krever relativt sett lite infrastruktur. Men oljeselskapene har ingen steder å gjøre av gassen de finner. Alternativet til olje og FSPO-løsning er gigantiske gassfunn som kan bære infrastruktur-investeringer mer eller mindre alene. Snøhvitfeltet var stort nok, men selv dette feltet ble lenge vurdert til å være for lite til å bære utviklings- og investeringskostnadene alene. Det ble mye frem og tilbake før endelig vedtak om utbygging med stadige utsettelser. Feltet kom i produksjon i 2007, 23 år etter det ble funnet. I dag er Snøhvit en pengemaskin for eierne og den norske stat.
Hittil har drømmen om nye gigantfunn ikke kommet i oppfyllelse. Følgen er at oljeselskapenes interesse for leting er blitt mindre enn det myndighetene har forventet og ønsket de siste årene. I januar i år ble 25 oljeselskap tilbudt eierandel i totalt 47 lisenser. Bare 2 var i Barentshavet, resten var henholdsvis 29 i Nordsjøen og 12 i Norskehavet. TFO er en forkortning for Tildeling i Forhåndsdefinerte Områder. Årlig deles slike lisenser ut i modne områder på norsk sokkel. Regjeringen annonserte etter kompromisset med SV på slutten av fjoråret at den 26. konsesjonsrunden utsettes til 2025.
En kan dele flaskehalsene i Barentshavet inn i følgende problemstillinger:
⦁ Manglende infrastruktur for prosessering og transport av gass
⦁ Kostbare investeringer og krevende tekniske løsninger med lang planleggingshorisont
⦁ Kostbare CO2-utslipp og nasjonale forpliktelser til å redusere klimautslipp
Barentshavet – noen tall
Først noen fakta. Barentshavet er det største havområdet på norsk sokkel. Den norske delen dekker 313 000 kvadratkilometer. To felt, Snøhvit og Goliat, er de eneste feltene som er i produksjon i Barentshavet. Feltene ble satt i produksjon i henholdsvis 2007 og 2016. Johan Castberg-feltet blir det tredje feltet som kommer i produksjon og er nå under utbygging. Etter planene blir det produksjonsstart i fjerde kvartal 2024. Johan Castberg ligger cirka 10 mil nord for Snøhvit-feltet. Til sammenlikning er det 70 produserende felt på norsk sokkel i Nordsjøen og i Norskehavet er det 21 felt i produksjon.
Gassen fra Snøhvit går i rørledning til landanlegget på Melkøya ved Hammerfest. Der blir gassen prosessert, nedkjølt til flytende gass (LNG) og fraktet til markedet med spesialskip. Ved Goliat brukes en FSPO. Johan Castberg er primært et oljefelt og også her blir det en løsning med FSPO med undervanns-installasjoner.
Viktige funn
Nye funn er avgjørende for den videre utviklingen og hvor fort Barentshav-området kan utvikles. Vår Energi har nylig offentliggjort to funn, et gassfunn kalt Lupa og et oljefunn. Gassfunnet ble offentliggjort i desember i fjor og ligger nær Goliat. Oljefunnet ble offentliggjort i februar i år. Vår Energi er allerede operatør på Goliat.
Gassfunnet Lupa var det største på norsk sokkel i 2022. Likevel er funnet maksimalt bare 10 prosent av Snøhvit-feltet. Snøhvit inneholdt opprinnelig gass tilsvarende rundt 1,3 milliarder fat oljeekvivalenter. Direktør for leting og utvinning i Vår Energi, Rune Oldervoll uttalte følgende i forbindelse med offentliggjøring av Lupa-funnet.
– Funnet styrker fotfestet vårt i nord, og kan være et nytt skritt mot å realisere ny, framtidig gassinfrastruktur i Barentshavet. Vi har en langsiktig vekststrategi i nord, og vil fortsette jakten på nye muligheter for verdiskaping i regionen. Ytterligere gassfunn i nord kan potensielt bidra til ny diskusjon om et eventuelt gassrør til regionen.
Gass i rør mot sør, eller?
Det er et stort nettverk av rørledninger i Nordsjøen med forgreninger opp i Norskehavet. En løsning for Barentshav-gass er å koble seg på dette rørledningsnettet. Alternativt kan en prosessere av gassen nær funnområdet slik som Snøhvit-gassen gjøres på Melkøya. Det er imidlertid svært kostbart og krever mye energi/strøm.- Med røroppkobling til rørledningsnettet lengre sør kan mindre gassfunn bli lønnsomme. Det er dette direktør Rune Oldervoll tar til ordet for.
Gassco, som driver det norske nettverket av gassrør lenger sør, utredet i 2020 en rekke alternativer for hvordan en skulle håndtere gassfunn i fra Barentshavet.
De mest aktuelle alternativene er:
⦁ Kapasitetsøkning på Melkøya LNG-anlegg
⦁ Utbygging av et nytt LNG-anlegg
⦁ Utbygging av et tradisjonelt prosessanlegg (DPCU) på Melkøya med transport via en ny gassrørledning til eksisterende transportsystem i Norskehavet
⦁ Utbygging av et enklere prosessanlegg og transport via en ny gassrørledning til eksisterende transportsystem/rørledninger i Norskehavet
I tabellen se man alernativene fra Gassco-utredningen. Det er brukt 2020-tall.
| Alternativene for | Kapasitet | Investering | Driftskostnad |
| gass transport | MSm3 | Mrd NOK | millioner NOK årlig |
| Kapasitetsøkning Melkøya | 4,5 | 5,90 | 245 |
| Kapasitetsøkning Melkøya | 7,5 | 9,05 | 395 |
| Nytt LNG anlegg | 3 | 6,37 | 196 |
| Nytt LNG anlegg | 5 | 8,80 | 273 |
| Tradisjonelt prosess anlegg Melkøya | 10 | 15,40 | 254 |
| Tradisjonelt prosess anlegg Melkøya | 20 | 23,00 | 462 |
| Ny gassrørledning | 10-20 | 12,50 | 125 |
| Elkelt proseessanlegg | 10 | 4,22 | 254 |
| Elkelt proseessanlegg | 20 | 7,60 | 440 |
| Kilde: Gassco |
En ny gassrørledning må inkludere et prosessanlegg. Det vil derfor bli en investering på mellom 20 og 30 milliarder 2020-kroner avhengig av valgt løsning og kapasitet for en ny rørledning som kobles opp mot eksisterende rørsystemer i Norskehavet som sender gass til kunder i Europa. Til sammenlikning har Snøhvit/Melkøya-utbyggingen kostet vel 60 milliarder kroner. Men det er 2006/2007 kroner som i dag vil være 90 milliarder kroner inflasjonsjustert. Oljedirektoratet anslår at to tredeler av uoppdagede gassfelt på norsk sokkel befinner seg i Barentshavet.
Skal vi konkludere så er ikke gassfunnet til Vår Energi tilstrekkelig til å rettferdiggjøre rørledning sørover til eksisterende rørledningsnett. Det kan imidlertid bli en viktig bidragsyter.
Tung forurenser
Ved siden av transportproblemer for gass er forurensning i forbindelse med prosessering av gass et stort problem og en flaskehals for utvikling av olje- og gassforekomstene i Barentshavet . Bare på Melkøya produserer gasskraftverket lokalt mellom 3,4 og 3,6 TWh for å drifte anlegget. Det er like mye som det samlede forbruket i Finnmark. Samlede utslipp fra anlegget er på mellom 900.000 og 1.000.000 tonn CO2 årlig. Dette ønsker Equinor nå skal erstattes med kraft fra land. Utslippene fra Snøhvit/Melkøya utgjør cirka 10 prosent av alle CO2-utslipp på norsk sokkel. Det gjør det opportunt for sentrale politikere å bedre klimaregnskapet ved å jobbe for elektrifisering av Melkøya og eventuelt ny prosessanlegg som kan komme.
Med dette blir utviklingen av Barentshavet også en diskusjon om utnyttelse av kraftressursene og utvikling av strømnettet i Nord-Norge.
Equinor tjener stort
For Equinor som er operatør for Snøhvit og Melkøya, er regnestykket enkelt. Selskapet vil spare store summer på elektrifisering og spesielt gjelder dette for Melkøya. Det koster Equinor vel 500 millioner kroner årlig i CO2-avgift og ytterligere nær 1 milliard kroner i CO2-kvoteavgift. Kostnaden vil øke kraftig ettersom CO2-avgiften skal økes fra 500 kr. per tonn til 2000 kr. per tonn. For eierne av Melkøya vil kostnadene øke tilsvarende.
Videre vil eierne av Melkøya ved elektrifisering kunne selge gassen som tidligere ble brukt til å produsere elektrisk strøm. Årlig utgjør det mellom 330 og 340 Sm3 LNG gass. Prisen på gass har svingt mye blant annet på grunn av konflikten i Ukraina.
Regner vi forsiktig med at gassen kan selges for 3 milliarder kroner blir regnestykket litt forenklet for Melkøya-eierne som følger: 3 milliarder kroner spart i CO2 avgift/kvoteavgift pluss 3 mrd. kroner i økte salgsinntekter ved salg av gass som ellers ville blitt brukt på Melkøya, til sammen spares det vel 6 mrd. kroner.
På den annen side vil anlegget måtte betale for strøm fra land. Denne kostnaden er beregnet til mellom 1,9 og 2,2 mrd kroner gitt en pris på 0,55 til 0,65 kr. per KWh. Samlet årlig besparelse blir på vel 4 milliarder kroner for Melkøya-eierne. På 25 år er det 100 milliarder kroner! Det er derfor ikke merkelig at Equinor kjemper så hardt de bare kan for elektrifisering.
Det er anslått at elektrifisering av Melkøya vil koste mellom 13 og 14 milliarder kroner. Det betyr at en slik investering vil nedbetales i løpet av litt over 3 år.