Bakgrunn

Utslippene av CO₂ fra petroleumsvirksomhet til havs må sees i sammenheng med CO₂-utslippene fra landbasert industri som er nært knyttet til olje- og gassvirksomheten. De samlede CO₂-utslippene fra petroleumsvirksomhet var i 2021 på 12,1 millioner tonn CO₂ (Miljødirektoratet og Statistisk sentralbyrå 2022).

Petroleumsanleggene til havs og på land vil alle måtte redusere sine CO₂-utslipp dramatisk de nærmeste år. I prinsippet vil både anlegg på kontinentalsokkelen og på land kunne dekke vesentlige deler av sitt kraft- og varmebehov ved å anvende elektrisitet produsert fra fornybare kilder på land.

Petroleumssektorens etterspørsel etter elektrisk kraft fra fornybare kilder på land vil i utgangspunktet medføre to vesentlige utfordringer

• 1. I de ulike regioner hvor kraften skal leveres fra, vil kraftoverskuddet som finnes regionalt, bli sterkt redusert eller eliminert.

• 2. Framføringen av tilstrekkelig med forsterkede eller nye kraftlinjer på land til leveransepunkter for offshore- og landanlegg vil ta tid og være krevende å bygge ut.

Disse to utfordringene gjelder i ulik grad i Finnmark og Troms (Prisområde NO4), Trøndelag og Møre og Romsdal (Prisområde NO3) og Vestland (Prisområde NO5).

Den sterkere konkurransen om fornybar elektrisk kraft vil medføre at de bedrifter og prosjekter som har høyest betalingsevne, kan sikre seg de nødvendige kraftmengder. Ingen sektorer kan i dag konkurrere med lønnsomheten i petroleumssektoren. Petroleumssektorens kraftforbruk kan derfor vanskeliggjøre situasjonen for nye industrier som vil ha behov for konkurransedyktige priser på kraft for å lykkes.

En strammere kraftbalanse i Norge kan også øke det gjennomsnittlige prisnivået for kraft til alminnelig næringsliv og husholdninger (NVE 2022, Statnett 2021). Størst økning i prisen på kraft vil sannsynligvis skje i kraftprisområde NO4. I forhold til størrelsen på kraftproduksjonen/kraftoverskuddet i NO4 vil kraftetterspørselen fra Hammerfest LNG/Snøhvit være betydelig.

Oljedirektoratet presenterte i samarbeid med Norges vassdrags- og energidirektorat, Petroleumstilsynet og Miljødirektoratet rapporten «Kraft fra land til norsk sokkel 2020» som et fellesprodukt fra de fire etatene. Hovedkonklusjonen var at:

«Kraft fra land til sokkelen medfører et betydelig økt kraftforbruk.»

Rapporten forutsetter at

«kraftsystemet på land kan håndtere forbruksøkningen, uten at det går på bekostning av forsyningssikkerheten for strøm til eksisterende kunde»

for at elektrifisering skal kunne gjennomføres.

Analysen i rapporten legger også til grunn at Melkøya ville kreve 300 MW kapasitet og 2,6 TWh energi. Søknaden fra Equinor som nå ligger til behandling i Olje- og energidepartementet, omfatter 410 MW og 3,6 TWh, men omfatter i tillegg til LNG-anlegget også elektrifisering av Snøhvit.

Med dette som bakgrunn er det nå nødvendig å stille petroleumssektoren overfor et krav om at behovet for elektrisk kraft og varme for Melkøya og Snøhvit må løses med gasskraftverk med karbonfangst og -lagring (CCS). Det foreligger minst to mulige løsningsalternativer:

• 1. Det kan bygges en CCS-enhet i tilknytning til LNG-terminalen på Melkøya. Eksisterende gassturbiner på Melkøya kan benyttes så langt som mulig til karbonfangst for deretter å deponere CO₂ i Snøhvit gassreservoar. En slik løsning vil håndtere CO₂-utslippene fra LNG-terminalen. Det må bygges ytterligere gassturbiner med CC-kapasitet, og det må bygges en elektrisk kabel fra Hammerfest for å forsyne Snøhvit med elektrisk kraft.

• 2. Det kan bygges en flytende «Power Hub» på et skip som lokaliseres ved Snøhvit, med en gassrørledning for frakt av gass ombord på skipet. Gassen kan komme fra Snøhvit eller som «stranded gas» fra Goliat oljefelt. I tillegg må det på skipet bygges et gassfyrt kraftverk (kombinert syklus) og en CC-enhet, pluss en kompresjonsenhet for CO₂-deponering, samt en elektrisk kabel for leveranser av energi til Snøhvit (og andre installasjoner) og til LNG-fabrikken på land.

For å redusere norske klimagassutslipp med 55 prosent fram mot 2030 er det helt nødvendig at norsk sokkel, med tilhørende landanlegg, må redusere utslippene med minst 50 prosent, slik Stortinget vedtok i 2020. Det må samtidig velges løsninger som tidsmessig gir muligheter for å nå 2030-målet. Forslagsstillerne mener den beste løsningen for Norge og Finnmark spesielt er at det for Melkøya/Snøhvit bygges ny kraftproduksjon basert på gasskraftverk med CCS.

Dersom det settes som krav at løsningene med gasskraftverk med pålagt CCS skal være like bedriftsøkonomisk lønnsomme som «kraft fra land», må prisen på den gassen som skal brukes for å produsere elkraft og varme, tilpasses slik at den blir lav nok til at CCS-løsningen er konkurransedyktig.

En gasspris som gjør gasskraftverk med CCS konkurransedyktig sammenlignet med en framtidig usikker elkraftpris, er mulig å realisere. Petoro eier 30 prosent av gassen i Snøhvit. Den gassmengden som det er behov for til realisering av CCS-løsningen, kan Petoro selge til Snøhvit-lisensen og Hammerfest LNG til en pris som avviker fra spotprisen på gass. Prisen kan med andre ord settes slik at det bedriftsøkonomisk blir samme lønnsomhet ved en CCS-løsning som ved en kraft-fra-land-løsning.

Petoro forutsettes å forhandle et gassalg til en CCS-løsning for Hammerfest LNG og Snøhvit til en pris som gjør løsningen konkurransedyktig sammenlignet med framtidige kontraktspriser for elkraft i NO4-området. Forslagsstillerne mener salgsavtalen på egnet måte må legges fram for Stortinget for godkjennelse.

Samfunnsøkonomisk vil staten sannsynligvis med en slik løsning tape noen inntekter i og med at Petoro ikke kan selge hele sin gassandel til framtidige spotpriser for gass. På den annen side vil elkraftprisen i NO4 etter all sannsynlighet bli lavere enn i det tilfelle der Hammerfest LNG/Snøhvit får hente 3,6 TWh fra landstrøm. Lavere markedspris på kraft vil gjøre det mer lønnsomt å etablere annen grønn industri i Troms og Finnmark. I tillegg vil en situasjon der ikke all ledig og ny nettkapasitet de nærmeste årene er reservert til Melkøya, muliggjøre flere næringsinvesteringer i Finnmark.