Klimakur Reduserte utslipp fra petroleumssektoren – hvor kan de tas

Presentasjon om: "Klimakur Reduserte utslipp fra petroleumssektoren – hvor kan de tas"— Utskrift av presentasjonen:

1 Klimakur Reduserte utslipp fra petroleumssektoren – hvor kan de tas Bente Jarandsen

2 Klimakur 2020 har hatt i oppdrag å vurdere mulige tiltak og virkemidler for å oppfylle målet om at norske utslipp av klimagasser skal reduseres med 15 til 17 millioner tonn (når skog er inkludert) innen 2020. Gjennom både sektorvise analyser av tiltak og virkemidler og makroøkonomiske analyser har Klimakur 2020 belyst hva som kan gjøres for å redusere de nasjonale utslippene. Det er også utarbeidet menyer for å illustrere noen hovedtilnærminger og konsekvensene av disse. Klimakur 2020 gir ikke anbefalinger. Utredningen skal danne grunnlag for regjeringens vurdering av klimapolitikken, som skal legges fram for Stortinget i 2011.

3 Mandatet Klimakur 2020 har hatt i oppdrag å vurdere mulige tiltak og virkemidler for å oppfylle målet om at norske utslipp av klimagasser skal reduseres med 15 til 17 millioner tonn innen 2020 når skog er inkludert. Det er lagt til grunn at Norge vil få kreditert opptak av skog med tre millioner tonn. Målet blir dermed at utslippene skal reduseres med 12–14 millioner tonn i 2020. Kilde: Frontline Målet er satt i forhold til referansebanen for framtidige klimagassutslipp slik den er uttrykt i statsbudsjettet for 2007. Klimakur 2020 har kun utredet tiltak som kommer i tillegg til de forventede utslippsreduksjonene som allerede ligger i referansebanen. Målet om nasjonale utslippskutt er utformet med utgangspunkt i utslippsframskrivningene som ble presentert i nasjonalbudsjettet for I utslippsframskrivningen er effekt av vedtatte tiltak og virkemidler inkludert. Klimakur 2020 har tatt utgangspunkt i framskrivningene gitt i Perspektivmeldingen 2009, og justert i forhold til ny kunnskap gitt i Revidert nasjonalbudsjett for 2009 og utslippsregnskapet for Det er denne oppdaterte utslippsframskrivningen som er brukt som referansebane i Klimakur 2020. Klimakur 2020 sin utslippsframskrivning viser et utslipp på ca. 59 millioner tonn CO2-ekvivalenter i Dette er på samme nivå som framskrivningene i nasjonalbudsjettet i For transportsektoren forventes det en fortsatt vekst i utslippene i hele perioden fram mot For petroleumssektoren forventes utslippene å øke fram mot 2020, for deretter å avta som følge av forventet reduksjon i produksjonen. Utslippene fra industrisektoren forventes å være relativt stabile. Norge skal overoppfylle vår utslippsforpliktelse i henhold til Kyotoprotokollen med 10 prosent. Norge skal innen 2020 redusere de globale utslippene av klimagasser tilsvarende 30 prosent av Norges utslipp i 1990. Det ble satt som mål at utslippene i Norge innen 2020 skal reduseres med 15–17 millioner tonn CO2 i forhold til referansebanen slik den er presentert i nasjonalbudsjettet for 2007 (St.meld. nr. 1 (2006–2007)), når skog er inkludert. Dette betyr at om lag to tredjedeler av Norges totale utslippsreduksjoner på 30 prosent i forhold til 1990 tas nasjonalt. 3

4 Hva klimakur IKKE er Etatene bak rapporten viser hvilke muligheter som finnes uten å velge eller anbefale tiltak og virkemidler. Og for å presisere…. Vi hører politikere og andre henvise til at det er ANBEFALT i Klimakur. Noen ser det de vil se…(ref tegningen) Men det er altså ikke slik. Dette er i tråd med bestillingen fra regjeringen. Klimakur-utredningen er grunnlag for regjeringens vurdering av norsk klimapolitikk som skal legges fram for Stortinget i 2011. GRINNLAGSMATERIALE

5 Klimakur 2020 Petroleumssektoren
Petroleumssektoren Omfatter alle petroleumsinstallasjoner offshore, landanleggene på Kollsnes, Sture, Nyhamna (Ormen Lange-feltet), Melkøya LNG-anlegg (Snøhvit-feltet), Mongstad og Kårstø. For alle tiltak i petroleumssektoren er nåverdimetoden brukt som kalkulasjonsprinsipp, og realavkastningskravet er fem prosent. Forutsetningene er gitt i Klimakur2020 sitt metodedokument. Alle priser er oppgitt i 2009 kroner.

6 Kilder til norske CO2-utslipp
Situasjonen på NORSK SOKKEL I DAG som kan ha betydning for framtidig økt energibehov; Dette omfatter i hovedsak Tiltak for å øke reservene fra modne felt inkludert økt injeksjon av vann og/eller gass. Reservoartrykket går ned, noe som krever ekstra kompresjonskraft. Økt vannproduksjon fra modne felt. Overgang fra primært oljeproduksjon til en større andel gassproduksjon og transport av gass til markedene. Figuren under viser prognoser for CO2-utslipp fra 2008 til 2030, og viser at utslipp fra dagens felt i produksjon og de feltene som er besluttet utbygd, vil reduseres gradvis. Basert på dagens kunnskap vil utslippene i 2030 i stor grad komme fra eventuelle nye felt som produserer dagens uoppdagende ressurser. Forlenget levetid på modne felt og produksjon skjøvet ut i tid gjør at prognoserte utslipp holder seg på omtrent samme nivå fram mot 2019. I tillegg til tiltakene som allerede er implementert, har lisensene på norsk sokkel vedtatt ytterligere CO2 -reduserende tiltak som er under implementering. Disse tiltakene omfatter blant annet elektrifisering av Valhall, Goliat og Gjøa. Disse tiltakene er inkludert i referansebanen. Referansebanen I petroleumssektoren er det i referansebanen lagt inn uspesifisert energieffektivisering og teknologiforbedringer tilsvarende 1 million tonn CO2-ekvivalenter, En forutsetning om kommende CO2-håndtering på kraftvarmeverket på Mongstad og betydelig reduksjon i utslipp fra gasskraftverket på Kårstø som svarer til omtrent 1,5 millioner tonn. Dette betyr at det for denne sektoren ligger en utslippsreduksjon på rundt 2,5 millioner tonn i referansebanen for 2020.

7 Energieffektivisering
En del av historien CO2-avgift i 1991 Redusert fakling Oppgraderte turbiner Fortsatt muligheter Industrien har forpliktet seg til å redusere utslippene med ytterligere én million tonn CO2 innen 2020. Innføring av CO2-avgift på sokkelen i 1991 førte til at selskapene ble mer bevisste på energieffektiv drift. Det er utløst mange CO2-reduserende tiltak som følge av avgiften. Energieffektivisering og redusert fakling har hittil vært den viktigste kilden til unngåtte utslipp innen petroleumssektoren. Det er krevende å vurdere hvilke energieffektiviserende tiltak som kan være aktuelle. Valg av tiltak som gjennomføres og når der gjennomføres avhenger blant annet av plattformers alder, driftsmønster, installert utstyr og prosesser og tilgjengelig implementeringskapasitet. Også mange små tiltak kan ha reduksjonspotensial. På grunn av avhengighetsfaktorer knyttet til hvert enkelt energieffektiviseringstiltak, er potensialet ofte ikke kvantifisert lengre enn noen år fram i tid. Eksempler på små tiltak kan være modifikasjoner på kraftkrevende utstyr (for eksempel kompressorer og pumper), og optimalisering av prosesser for å oppnå bedre utnyttelse av energien. Energieffektivisering fram mot 2013 er kvantifisert i Konkraft rapport 5, Petroleumsnæringen og klimaspørsmål 2008 (14). Det estimerte potensialet for energieffektivisering fram til 2013 baserer seg på mer enn 40 spesifikke tiltak og tiltakspakker på eksisterende plattformer. Informasjonen kommer. fra de største operatørene på sokkelen (Statoil, Shell, ConocoPhillips, ExxonMobil, BP og Talisman). Alle tiltakene er gjennomførbare innen 2013 og knytter seg til en rekke forskjellige tiltaksområder. Dersom alle de identifiserte tiltakene gjennomføres, forventes de å gi en samlet total utslippsreduksjon på tonn CO2 i 2013(RNB 2008).  Det er ikke gjennomført en ny, omfattende analyse av energieffektiviseringspotensialet i sektoren Oljedirektoratet forventer at avgiften også i framtiden bidrar til energieffektivisering, og vi har lagt inn en reduksjon på ytterligere en million tonn reduksjon i våre prognoser. Dette er allerede inkludert i referansebanen. Fortsatt mulig å redusere CO2-utslippene. - OLF brev Redusert dampbehov Kårstø. Foto: Øyvind Hagen/Statoil

8 Vindkraft og kraftsamkjøring
Vindkraft evaluert for sørlig del av norsk sokkel Samkjøring evaluert for Tampen-området Avgrensingen av studien til å omfatte Sørlige deler av Nordsjøen ble valgt av følgende årsaker: Innretningene ligger på rundt 70 meter havdyp, noe som betyr at det i prinsippet eksisterer teknologi til å realisere offshore vindkraft der i dag. Innretningene har fortsatt relativt lang levetid og det planlegges nye investeringer på feltene i nær framtid. I Statnetts visjon om et offshore kraftnett, er kabel til Sørlige Nordsjø med Ekofisk definert som fase 1. En del grunnlagsmateriale for offshore vindkraft foreligger, med referanse til Lyses konseptstudie ”Forsyning av elektrisk kraft fra småskala offshore vindkraftanlegg til olje- og gassinstallasjoner” (2009/Konfidensiell studie). Konseptstudien ble utarbeidet i samarbeid med operatørselskap på norsk sokkel.   Mulighetsstudien ble avgrenset til feltene Gyda, Ula, Ekofisk, Eldfisk og Valhall. Det ble vurdert installering av vindturbinene dedikert til hver enkelt innretning med (topologi 2) og uten kabel (topologi 1) mellom innretningene. I tillegg ble vindturbinene samlet i en sentral vindpark og tilknyttet de ulike innretningene med sjøkabler med (topologi 4 A/4B) og uten (topologi 3) forbindelse til landnettet. Resultatene så langt tyder på at det er en stor utfordring å forsyne innretninger offshore med stabil/kontinuerlig energi fra offshore vindmølleanlegg. Vindkraft er mer interessant fra et teknologiutviklings-perspektiv enn fra et utslippsperspektiv Det er gjennomført en omfattende studie for å synliggjøre mulige samkjøringseffekter mellom de tre feltene Gullfaks, Snorre og Statfjord (Tampen området). Tampen ble valgt fordi dette området blir vurdert til å ha det største potensialet for redusert energibruk ved samordnet kraftforsyning, samt at det i dag er en viss grad av samordet kraftforsyning. . Analysen viser at kraftsamkjøring er teknisk mulig, men at potensialet for CO2-besparelser er minimalt, og at kostnadene blir høyere enn for alternative tiltak. Det er derfor liten grunn til å tro at samkjøringer på sokkelen vil være spesielt gunstige med tanke på reduserte CO2-utslipp. Mulig at det finnes bedre prosjekter på sokkelen…. Snorre A (SNA) produserer ikke tilstrekkelig elektrisk kraft til å dekke eget behov, derfor er det installert en 22 MW overføringskabel mellom Snorre B (SNB) og SNA. På Gullfaks er det også samordnet kraftforsyning. Gullfaks B (GFB) har ikke egen kraftproduksjon, så kraftbehovet dekkes av Gullfaks A via en 20 MW overføringskabel. I tillegg er det installert en 20 MW overføringskabel mellom Gullfaks A (GFA) og C (GFC) for ekstra fleksibilitet.

9 Elektrifisering Vurderes ved alle nye utbygginger - et krav siden Vurdert elektrifisering av områder , landanlegg og enkeltfelt Stortinget vedtok allerede i 1996 at kraft fra land skal vurderes ved alle nye utbygginger. Noen av de lengstlevende installasjonene får kraft fra land: Ormen Lange, Troll A, Valhall fra 2011, Goliat fra 2013 og Gjøa fra Dette er alle felter som står for en stor del av produksjonen etter Ligger i referansebanen Vurdert elektrisk kraft fra gassturbiner på innretningene kan erstattes av kraft fra strømnettet på land. I tillegg til kraftkabel mellom land og sokkelen, kan det være nødvendig å installere mye tungt utstyr på innretningene, avhengig av kraftbehov og avstand fra land. Elektrifiseringstiltak på eksisterende innretninger vil ha begrenset levetid. Utslippsprofilen faller raskt, og tiltakskostnadene øker tilsvarende. Disse tiltakene bør derfor vurderes mot andre tiltak med lengre virketid. Hvis tiltak gjennomføres i forbindelse med andre store prosjekter på felt i drift, kan vi oppnå lavere tiltakskost. Oljedirektoratet har også vurdert elektrifisering av landanlegget på Melkøya og deler av Kårstø-anlegget. For disse anleggene er også CCS vurdert. Disse to tiltakene utelukker hverandre gjensidig. En forutsetning for Melkøya er at planlagte nettforsterkninger til Finnmark bygges ut i tråd med Statsnetts nettutviklingsplaner. Melkøya tog 1 – utfasing av én turbin Melkøya tog 1 – utfasing av to turbiner Melkøya tog 2 – full elektrifisering Vi ser ikke på Integrerte kraftløsninger tog 1 og tog 2 Vi ser ikke på Melkøya – full elektrifisering Ved å utsette elektrifiseringstiltakene i to år forsvant om lag 20 prosent av potensialet for utslippskutt Goliat-plattformen. Illustrasjon: Eni

10 Område elektrifisering
Område Tiltakskostnad kr/tonn CO2 Utslipps reduksjon 2020 årlig Mill tonn CO2 reduksjon 2030 årlig Midtre Nordsjø 3100 0,19 0,07 Sørlige Nordsjø 1350 0,42 0,21 Nordlige Nordsjø (50 Hz) 2150 0,34 0,05 Nordlige Nordsjø (60 Hz) 1550 1,13 0,08 Norskehavet 0,7 0,01 Tabellen over viser estimater for tiltakskostnader i Klimakur 2020 for områdevise elektrifiseringer. Kostnader ved forsterkninger i nettet på land er inkludert i tiltakskostnadene. Basert på den oppdaterte analysen, peker Sørlige Nordsjø seg ut som det området der elektrifisering har lavest tiltakskostnad. Dette tiltaket er mest kostnadseffektivt blant annet på grunn av forventet lang levetid. Ved nye utbygginger og større modifikasjonsarbeider vil konsekvensene ved å ta kraft fra land bli vurdert i hvert tilfelle. Pågående prosjekter av en slik art er ikke omfattet av denne analysen. I slike tilfeller kan kostnadene ved elektrifisering potensielt være lavere enn det beregningene i denne studien reflekterer. Generelt vil imidlertid slike muligheter representere spesialtilfeller. Gjennom tett oppfølging av alle lisensene på sokkelen vil OD være i stand til å identifisere disse mulighetene etter hvert som modifikasjonsplaner vurderes/utarbeides. Ved å utsette elektrifiseringstiltakene i to år forsvant om lag 20 prosent av potensialet for utslippskutt Utredningskravet ved innsendelse av plan for utbygging og drift (PUD) knyttet til konsekvenser av å hente kraften fra land, medfører at OD har god oversikt over kostnadene ved elektrifisering av enkeltutbygginger. Typiske estimater for tiltakskostnad for reduserte utslipp vil variere fra 700 til 3000 kr/tonn CO2 for nye enkeltutbygginger. For eksisterende enkeltutbygginger vil tiltakskostnadene ligge fra 1000 til 4000 kr/tonn CO2 redusert. Følgende forhold er vurdert/oppdatert: Produksjons- og kraftbehovsprofil, Indeksering av kostnadsestimater, Reviderte prisprofiler for gass og elektrisitet , Vurdering av CO2-virkninger av endret kraftbruk Oppstartsår , Vurdering av kraftløsninger, Vurdering av restverdi

11 Elektrifisering av landanlegg
Melkøya tog 1 1 turbin 2 turbiner Melkøya tog 2 (Ressursgrunnlag ikke påvist og utbygging ikke besluttet) Kårstø Gassprosessanlegget Reduksjon av dampforbruk For tog 1 har Klimakur 2020 sett på ett tilfelle der to turbiner fases ut og erstattes av elektrisk kraft fra nettet. En forutsetning for dette er at planlagte nettforsterkninger til Finnmark bygges ut i tråd med Statnetts nettutviklingsplaner. Disse planene er forbundet med stor usikkerhet. Kostnadstallene og CO2-utslippsprofilene er grove estimater som er beregnet på bakgrunn av grunnlagsmateriale fra operatøren. Tiltaket gir en reduksjon i utslippene i 2020 på om lag 300 000 tonn, og tiltakskostnaden er beregnet til om lag kr/tonn. Et mindre tiltak på tog 1 er å fase ut én turbin og erstatte behovet med kraft fra nettet. Dette tiltaket kan muligens gjøres uten nye nettinvesteringer. Usikkerheten kostnadsmessig ligger hovedsakelig i nettets stabilitet. Dette tiltaket kan bidra til utslippsreduksjoner i størrelsesorden tonn i Tiltakskostnaden er beregnet til om lag 400 kr/tonn. OD har i sin utslippsprognose (St.meld. nr. 2 (2008–2009)) lagt til grunn at Melkøya tog 2 er i drift innen Til grunn for utslippsprognosen ligger utbygging av Melkøya tog 2 basert på samme energiløsning som Melkøya tog 1. Av totale investeringer i nettet på fire milliarder kr, antas at 2,5 milliarder kan tilskrives Melkøya tog 2. Investeringene på anlegget forventes å bli lavere ved en kraft- fra- nettet-løsning enn en løsning med turbiner. Dette medfører imidlertid økt kompleksitet i krafttilgangen, og det vil bli behov for kommersielle avtaler som sikrer tilfredsstillende sikkerhet mot utfall av kraft, både for Melkøya tog 2 og regionen for øvrig. De beregnede tiltakskostnader tar ikke høyde for slike forhold Tiltakskostnaden for Melkøya tog 2 inkludert forsterkninger i nettet, og vil ligge på om lag kr per tonn CO2 redusert.

12 Karbonfangst og -lagring (CCS)
Figuren viser veien fra fangst til lagring. For førstegenerasjons fullskalaanlegg er tiltakskostnadene for reduserte utslipp beregnet til kroner per tonn CO2. Raffineriet på Mongstad har et reduksjonepotensiale på om lag tonn CO2. CCS for kraftproduksjonen på Mongstad og Kårstø ligger allerede inne i referansebanen med 1,5 millioner tonn redusert co Det er ikke beregnet tiltakskostnad for fangst og lagring av CO2 fra utslippskilder til havs. Tidligere analyser tyder på at tiltakskostnadene blir betydelig høyere enn for petroleumsanlegg på land. Teknologiutvikling kan imidlertid endre kostnadsbildet for offshore CCS. Bruk av CO2 til å øke utvinningen fra felt i produksjon kan gi et inntektsbidrag for CCS i Norge. Dette krever imidlertid stabil tilgang til store CO2-volumer, større enn de som kan komme fra Kårstø og Mongstad.

13 Utredede tiltak 27.12.2018 Utredet 160 tiltak.
Tilsvarer 22 mill tonn CO2 Tiltakskost fra samfunnsøkonomisk lønnsomt til opp mot 4000 kroner per tonn Petroleumssektoren: Tiltak som er utredet for utslippsreduksjoner i petroleumssektoren omfatter elektrifisering av offshore- og landinnretninger, offshore vindmøller tilknyttet petroleumsinnretninger, samdrift av energibruk mellom innretninger og CCS for petroleumsanleggene på land. Tiltakene summert gir en utslippsreduksjon på ca 5, 5 millioner tonn CO2-ekvivalenter. Dersom et utvalg av tiltakene gjennomføres, som for eksempel elektrifisering av to Nordsjø-områder, delvis elektrifisering av Melkøya, tog 1 elektrifisering av Melkøya tog 2 og CCS på raffineriet på Mongstad, samt dampreduksjonstiltak på Kårstø, er utslippsreduksjonen som oppnås beregnet til ca 3,1 millioner tonn CO2-ekvivalenter. Kraftvarmeverket på Mongstad og gasskraftverket på Kårstø er ikke inkludert i vår tiltaksanalyse fordi det allerede er lagt inn reduserte utslipp fra disse i referansebanen. Vi har utredet totale utslippskutt på i alt 5,5 mill tonn CO2. Det inkluderer CCS. Tiltakskostnadene for alle tiltakene varierer fra 400 til 3450 kr/tonn. Innen er det ikke mulig å gjennomføre alle tiltak som ville gitt kutt på 5,5 mill tonn. Dette fordi vi her snakker om store industriprosjekt som må planlegges, besluttes, designes og fabrikkeres. Vi tror at det er mulig å kutte maksimalt 3 mill tonn CO2 innen Det er imidlertid også et krevende mål å nå.

14 Tiltakskostnader Usikkerheter i kostnadsberegninger 27.12.2018
Energieffektivisering. Tiltakskost beregnet opp til 500 kr per tonn CO2 redusert Elektrifisering med kraft fra land. Tiltakskost beregnet til 1350 og 3100 kr per tonn CO2 CCS Melkøya, Kårstø og Mongstad. Tiltakskost beregnet til kroner per tonn CO2 Tiltakskost lavest på Mongstad-raffineriet med 1300 kr per tonn og potensialet ca tonn CO2

15 Investeringer

16 Virkemidler CO2-avgift Klimafond F&U Kvoter 27.12.2018
Petroleumsindustrien har betalt CO2-avgift på utslipp fra brenning av diesel og naturgass siden Totalt akkumulert innbetalt avgift fram til 1. januar 2009 er ca. 62 milliarder 2008-kr. Fra 1. januar 2008 ble utslippene fra petroleumsindustrien inkludert i EUs kvotehandelssystem og alle aktørene på sokkelen måtte kjøpe kvoter tilsvarende sine utslipp. Meny 1, CO2 avgift med supplerende virkemidler Petroleumsektoren; 1,9 – Damp Kårstø, Melkøya 2 turbiner – elektrifisering av tog 2, Sørlig nordsjø, cracker mongstad Meny 2, Regulering og støtte 0,9 – Melkøya tog 2, Sørlig Nordsjø, 1 ny utbygging Meny 3, Skjerme kvotepliktig sektor 0,0 (kanskje 0,2 Damp Kårstø) Meny 4, Kvoter og supplerende virkemidler i kvotepliktig sektor (kvotepris, fond og avtale) . 0,4 – damp Kårstø, en turbin Melkøya

17 Hva skjer videre Høringsfrist 20. mai Til Stortinget i 2011
Høringsfrist 20. mai Til Stortinget i 2011 Miljøverndepartementet har høringsfrist til 20 mai Iflg Klif så har Miljøverndepartementet sagt at Klimakur først legges fram for Stortinget i 2011 (opprinnelig plan var 2010). (Politikere har etterspurt ”lette tiltak” som kan tas ifm RNB.) Eget Nettsted Blogg om Klimakur på Miljøverndepartementets Nettsider.

18 Oppsummert CO2-prognoser Kraft fra land og CCS gir størst reduksjon innen petroleumssektoren Usikkerhet knyttet til kostnader og teknologi Petroleumsproduksjonen avtar fram mot 2030 Framtidsbildet for petroleumsindustrien ser annerledes ut enn for de andre sektorene. Produksjonen faller - og med det utslippene – mer enn 40 prosent i 2030. Understreke at tiltakene i petroleumsindustrien er store og krevende prosjekter som ikke kan gjennomføres samtidig – ganske enkelt fordi det ikke vil være kapasitet til å gjennomføre dem – det gjelder både arbeidskraft, materialer, fartøyer og andre innsatsfaktorer. Mange av de tiltakene som er identifisert og analysert i Klimakur 2020 er knyttet til eksisterende innretninger. Disse tiltakene får størst effekt dersom de gjennomføres raskt. Tiltakene er ikke relevante klimatiltak i et lengre perspektiv.

19 Sentrale regneforutsetninger
Nåverdimetoden Samfunnsøkonomisk avkastningskrav 5% (reelt) Gasspris 1,77 NOK/Sm3 Oljepris 400 NOK/fat NOx-pris 50 kr/kg Kvotepris 40 Euro/tonn i 2020 100 Euro/tonn i 2030