Del 2
Del II Oppfølging av St meld nr 41 (1994-95) (Klimameldingen) og Innst S nr 114 (1995-96)

5 Innledning

I Stortinget 22. februar 1996 ble, i tråd med Innst S nr 114 1995-96 fra energi- og miljøkomiteen om norsk politikk mot klimaendringer og utslipp av nitrogenoksider, bl a følgende vedtak fattet:

1. 1.

   Stortinget ber Regjeringen å innføre en rapporteringsplikt for utslipp fra brønntesting på sokkelen, og å stille krav om resultater i form av betydelige utslippsreduksjoner innen en avtalt tidsfrist.

2. 2.

   Ved alle nye feltutbygginger skal det legges fram en oversikt over energimengden og kostnadene ved å elektrifisere installasjonen framfor å bruke gassturbiner.

3. 3.

   Stortinget ber Regjeringen utarbeide en oversikt over kostnadene ved å elektrifisere eksisterende olje- og gassfelt på norsk sokkel.

4. 4.

   Stortinget ber om at ved nye feltutbygginger på norsk sokkel skal det legges fram vurdering av kostnadene ved å reinjisere CO₂ fra produsert gass, og fra plattformer og turbiner.

Videre vedtok Stortinget 20. februar 1997:

1. 1.

   Stortinget ber Regjeringen legge fram en oversikt over kostnader og miljøpolitiske gevinster ved en elektrifisering fra land av oljefelt på norsk sokkel som i dag får sin energiforsyning fra gassturbiner.

6 Rapporteringsplikt for utslipp fra brønntesting

Det er igangsatt et arbeid for å tilrettelegge framtidig innrapportering av aktuelle data i Oljedirektoratets database. Som en del av dette arbeidet vil det bli etablert et kvalitetssikringssystem av opplysningene.

Et funksjonelt system forventes å være på plass innen utgangen av 1997. For å sikre nødvendig informasjon for årene 1996 og 1997 vil Oljedirektoratet innhente nødvendige opplysninger fra operatørselskapene. Statens forurensningstilsyn vil bli trukket inn i arbeidet med oppfølging og kvalitetssikring av rapporteringssystemet.

Videre arbeid for reduksjon av utslipp vil bli fulgt opp bl a gjennom Oljedirektoratets arbeid i lys av anbefalingene fra MILJØSOK.

7 Elektrifisering av nye felt og separering og deponering av CO₂ved nye feltutbygginger

Olje- og energidepartementet har bedt utbyggingsoperatører gi en vurdering av mulighetene for elektrifisering i alle planer levert siden februar 1996. Det er også bedt om en slik vurdering for enkelte planer levert før dette. Separering og deponering av CO₂ fra kraftproduksjon har blitt vurdert for utbyggingsplaner levert etter juni 1996. I alle planer som har vært vurdert av myndighetene etter dette, har kostnadene vært vurdert til å være for høye i forhold til den miljøgevinsten man oppnår.

Separering og deponering av CO₂ diskuteres nærmere i St meld nr 54 (1996-97).

På Sleipnerfeltet separeres CO₂ fra produsert gass for så å reinjiseres i et vannfylt reservoar. Det har vært problemer både med separasjonsprosessen og med injeksjonen. Det understrekes at separering av CO₂ fra produsert gass generelt er mindre komplisert enn å separere CO₂ fra eksosgassen ved kraftproduksjon.

8 Elektrifisering av felt i produksjon, felt besluttet utbygd og funn med konkrete utbyggingsplaner på norsk sokkel

8.1 Innledning

Olje- og energidepartementet har bedt Oljedirektoratet (OD) og Norges vassdrags- og energiverk (NVE) i samarbeid om å utarbeide en rapport om mulige tekniske løsninger, kostnader og miljøgevinster ved å elektrifisere eksisterende olje- og gassfelt på norsk sokkel. I studien ble sokkelen delt inn i seks ulike geografiske områder som ble vurdert hver for seg. Inndelingen ble foretatt ut fra en vurdering av antall innretninger, kraftbehov, levetid, tekniske begrensninger og geografisk beliggenhet. Områdene er Ekofisk, Sleipner, Oseberg inkludert Troll B, Tampen, Troll eksklusiv Troll B og Norskehavet. I disse områdene er det i tillegg til eksisterende felt, også inkludert felt under utbygging og funn med konkrete utbyggingsplaner høsten 1996. Enkelte områder ble ikke inkludert i studien av tekniske og økonomiske grunner. For produksjonsskip eksisterer det i dag ikke teknologi for å basere kraftforsyningen på elektrisitet fra land. Felt som i de nærmeste årene går ut av produksjon, og som ligger langt fra eksisterende infrastruktur, er heller ikke inkludert.

Utslippene av CO₂ fra energiproduksjon ved bruk av gassturbiner på faste innretninger var i 1996 i underkant av 6,5 mill tonn, eller omtrent 15 prosent av de totale norske CO₂-utslippene. Andre aktiviteter som gir utslipp fra petroleumsvirksomheten er fakling, bøyelasting, letevirksomhet og gassterminaler.

Feltene som vurderes i rapporten til OD og NVE sto i 1996 for omtrent 90 prosent av CO₂-utslippene fra norsk sokkel. Det forventes at mange nye funn vil fases inn mot eksisterende infrastruktur i områdene som vurderes i studien. Elektrifisering av disse nye funnene, i tillegg til de eksisterende, vil innebære mulighet for større utslippsreduksjon, høyere kostnader og et større kraftoppdekningsbehov enn det resultatene fra rapporten viser.

Elektrifisering er i studien sammenlignet med dagens kraftforsyning til havs. Det forventes at det vil være en positiv utvikling i effektiviteten i kraftforsyningen til havs. Dette er det i begrenset grad tatt hensyn til i studien. Anslag for energiforbruk baserer seg på CO₂-prognoser utarbeidet høsten 1996.

Hvilken løsning som vil være best teknisk og kostnadsmessig for å elektrifisere et område avhenger blant annet av antall innretninger i området, kraftbehov, restlevetid, tekniske begrensninger og geografisk beliggenhet. Etter NVEs og ODs oppfatning er det ikke mulig å fullføre en elektrifisering av alle feltene som er omtalt i rapporten før tidligst i 2005.

Studien konkluderer med at det ikke er realistisk å dekke kraftbehovet til elektrifisering av sokkelen med vannkraft, ved økt satsing på energiøkonomisering eller ved å benytte alternative energikilder. Import ansees ikke for å være aktuelt i analysene på grunn av ingen eller negativ effekt på globale utslipp. Oppdekning av kraftbehovet med gasskraft vil være gjennomførbart, men kostnaden per tonn redusert utslipp av CO₂ vil være høy. Det er overveiende sannsynlig at det finnes andre mer effektive tiltak å gjennomføre for å redusere utslippene av CO₂. Alternative tiltak kan være aktuelle på norsk sokkel, på fastlandet i Norge eller i andre land. Det er viktig at alle muligheter for reduksjon av utslipp vurderes, slik at den beste og mest effektive måten å redusere utslippene på velges.

8.2 Kraftoppdekning på land

Beregninger i rapporten viser at energiforbruket på sokkelen vil variere betydelig i perioden 2005 til 2020 1 . I 2005 er totalt energiforbruk i disse områdene beregnet til å være 10,5 TWh, noe som tilsvarer veksten i det innenlandske kraftforbruket over de siste 10 årene. Kraftbehovet til de aktuelle feltene vil gradvis reduseres til 5,2 TWh i 2020. Det er stor usikkerhet knyttet til denne prognosen, og usikkerheten vil øke utover i tid. Kraftbehovet til de enkelte områdene er nærmere omtalt i rapporten til OD og NVE.

Beregningene viser imidlertid at forsyningen til installasjoner til havs med kraft fra land vil ha merkbar innflytelse på den innenlandske kraftbalansen. Planlagt ny produksjonskapasitet fram mot 2005 er begrenset, samtidig som forbruket av elektrisitet kan øke i årene framover. Elektrifisering vil kreve økt krafttilgang gjennom nye utbygginger eller andre tiltak.

Rapporten gir en analyse av to alternativer for å forsyne plattformene med kraft, enten ved gasskraft eller ved utbygging av ny vannkraft. Oppdekning ved import av kraft, og oppdekning ved energiøkonomisering og alternative energikilder, drøftes også kort i rapporten. Import av kraft vil i hovedsak være basert på annen fossilbasert kraftproduksjon, nemlig kullkraft. Dersom gassturbiner på sokkelen erstattes med import av kullkraft, vil dette bidra til å redusere de nasjonale CO₂-utslippene. I global sammenheng vil imidlertid CO₂-utslippene sannsynligvis være uendret eller øke. CO₂-utslippene per produsert kWh i et kullkraftverk vil være omtrent de samme som utslippene per kWh produsert på sokkelen i dag, mens utslippene fra eldre kullkraftverk kan være større enn på sokkelen. Ut fra at formålet med en eventuell elektrifisering må være reduksjon i CO₂-utslipp, er det derfor lagt til grunn at import av kraft er et uaktuelt alternativ.

Muligheten for oppdekning ved energiøkonomisering og alternative energikilder er diskutert i rapporten. Gjennom myndighetenes tiltak for energiøkonomisering, og en naturlig fornyelse av bygninger og produksjonsapparatet, skjer en gradvis effektivisering av energibruken. Samtidig oppstår nye muligheter for effektiv energibruk gjennom tilgangen på ny teknologi. Myndighetenes tiltak, og andre faktorer, som prisene, vil være avgjørende for hvordan energibruken effektiviseres. Dersom økt etterspørsel etter kraft fører til høyere priser, vil dette bidra til realiseringen av enøkpotensialet. Realiseringen av enøkpotensialet vil imidlertid avhenge av en rekke enkeltbeslutninger i husholdninger og næringslivet, som igjen er påvirket av preferanser, motivasjon og avkastningskrav hos beslutningstaker. I tillegg gjør usikkerheten om den teknologiske utviklingen og framtidige priser det vanskelig å anslå hvor mye av enøkpotensialet som kan realiseres, og hvor raskt dette eventuelt kan skje.

Det må vurderes som lite trolig at energiøkonomisering alene kan sikre en frigjort kraftmengde i den størrelsesorden som er nødvendig for å elektrifisere installasjonene på norsk sokkel innenfor den tidshorisonten som er lagt til grunn i rapporten. Når det gjelder alternative energikilder forventes bioenergi å gi et verdifullt bidrag til varmeproduksjon i Norge, og kan derigjennom frigi elektrisitet brukt til oppvarming. Bioenergi vil imidlertid ikke være et alternativ til oppdekning med vannkraft og gasskraft. Vindkraft vurderes til bare å kunne bli et supplement til elproduksjonen i Norge. Kostnadene antas å være 50 prosent høyere enn for vannkraft. Den gjenværende utbyggbare vannkraften i Norge utgjør nærmere 30 TWh, fordelt på nesten 600 enkeltprosjekter. En oppdekning av kraftbehovet på sokkelen ved hjelp av vannkraft vil i seg selv kreve realisering av 200 vannkraftprosjekter. I rapporten vises det til at enkelte prosjekter ved nærmere vurdering kan vise seg å være ulønnsomme. I tillegg kan hensynet til andre brukere og miljø medføre at konsesjon ikke blir gitt. Det understrekes derfor at potensialet på 30 TWh må betraktes som en absolutt øvre grense for hva som kan realiseres. Den gjenværende utbyggbare vannkraften har stor geografisk spredning, og vil, avhengig av lokalisering av prosjektene, utløse større eller mindre behov for nettforsterkninger og eventuelt nye linjer.

Dersom de nødvendige vannkraftprosjektene lot seg gjennomføre, ville samlede investeringskostnader per TWh ny vannkraft i følge rapporten beløpe seg til 3,15 mrd kroner, med årlige driftskostnader på 27 mill kroner per TWh. Dette er beregnet inndekket ved en kraftpris på 27 øre/kWh. Kraftprisen er høyere ved vann- enn gasskraftoppdekning, og kostnadene ved elektrifisering med vannkraft blir opp til 20 prosent høyere enn i alternativet med gasskraft. I rapporten er tiltakskostnaden ved oppdekning med vannkraft beregnet. Med tiltakskostnad menes kostnad per tonn redusert CO₂-utslipp. Denne er beregnet til å være lavere enn ved oppdekning med gasskraft, selv om investeringskostnaden er høyere. Dette skyldes at beregnet utslippsreduksjon er større.

Miljøulempene ved vannkraftutbygginger er i første rekke knyttet til fysiske inngrep i naturen, som kan føre til lokale belastninger for utmark, friluftsområder, flora og fauna. Dette gjelder spesielt endringer i vannføring over året og over døgnet. Spredningen i de gjenværende prosjektene som er tilgjengelig for konsesjonsbehandling, gjør det vanskelig å anslå de samlede miljøvirkningene av vannkraftutbygging i et slikt omfang. Miljøvirkninger ved kraftledninger er i første rekke knyttet til estetiske påvirkninger av landskapet. Dette gjelder spesielt for områder som fra før er lite berørt av inngrep. I skogsterreng vil kraftgater og linjer kunne forstyrre dyrelivet i området.

I ODs og NVEs analyse er det kun gjort anslag for den fysiske tilgangen på vannkraft, og det er ikke tatt stilling til hvordan en eventuell utbygging i et slikt omfang kan gjennomføres i praksis. Å bygge ut halvparten av de vannkraftprosjektene som er tilgjengelige for konsesjonsbehandling vil kreve en omfattende saksbehandling. Vannkraftutbygginger kan kreve en planleggings- og byggetid på opptil 6 år. På grunn av omfanget av de nødvendige utbygginger, og tidsaspektet, konkluderes det i rapporten med at oppdekking av kraftbehovet på sokkelen ved hjelp av vannkraft ikke er et realistisk alternativ.

Oppdekning ved hjelp av gasskraftverk gjenstår som det realistiske alternativet for elektrifisering av sokkelen. I vurderingen av kraftoppdekning viser rapporten til at forholdene ligger fysisk godt til rette for bygging av gasskraftverk, siden gass ilandføres tre steder på Vestlandet. Kostnadsmessig vurderes gasskraftverk, som kjøres jevnt med høy belastning, som et gunstigere alternativ enn vannkraftverk. Det varierende kraftforbruket på installasjonene på sokkelen kan imøtekommes ved å kjøpe og selge kraft mot det øvrige kraftsystemet. Det vises også til at gasskraftverk kan bygges i større produksjonsenheter, og generelt har kortere planleggings- og byggetid enn vannkraft. I rapporten er det lagt til grunn at kraftbehovet på sokkelen kan dekkes ved hjelp av produksjonen fra fire gasskraftverk på 350 MW hver.

Basert på de vurderingene som er gjort i rapporten til OD og NVE anser departementet oppdekning av kraftbehovet til en eventuell elektrifisering av sokkelvirksomheten ved vannkraft som uaktuelt. Oppdekning ved import anses også for å være lite hensiktsmessig, fordi importert kraft i hovedsak vil være basert på annen fossil kraftproduksjon som minst gir tilsvarende utslipp av CO₂ per produsert kWh som gassturbiner til havs. Ut fra de fysiske forhold som er beskrevet i ODs og NVEs rapport, vurderer derfor departementet oppdekning ved hjelp av gasskraftverk som det eneste realistiske alternativet for en eventuell oppdekning av kraftbehovet på sokkelen fra land. Energiøkonomisering vil kunne bidra til en bedret kraftbalanse på fastlandet, men det er lite trolig at energiøkonomisering i seg selv vil kunne bidra til krafttilførselen til kontinentalsokkelen innen den tidshorisont det er lagt opp til i rapporten. Alternative energikilder ventes heller ikke å kunne nå et omfang som vil være nødvendig for å bidra til energiforsyningen på sokkelen i det tidsrom som er vurdert.

I det følgende omtales derfor i hovedsak elektrifisering av kontinentalsokkelen ved oppdekning ved gasskraft. I ODs og NVEs rapport er også vannkraftalternativet beskrevet i detalj.

8.3 Kostnader, miljøvirkninger og alternative tiltak

8.3.1 Kostnader

En eventuell elektrifisering av sokkelen vil innebære store kostnader, både til havs og på land. I tillegg til investeringer i kraftutbygging, som vil reflekteres i kraftprisen, vil det være nødvendig med meget store investeringer i tilknytning til offshorevirksomheten. I perioden 2001-2005 anslås sistnevnte investeringer til å utgjøre mellom 2 og 14 mrd (1996-)kr årlig.

Figur 8.1 viser investeringene fordelt over tid (eksklusive kraftverk på land). De største investeringene vil være knyttet til kabler og distribusjon, samt bygging av egne plattformer til omformerstasjoner. En vesentlig del av kostnadene vil også være knyttet til nødvendige ombygginger, landstasjoner og nettforsterkninger på land. Totale investeringer knyttet til nettforsterkninger, landstasjon og investeringer til havs, beløper seg til i underkant av 40 mrd kroner. Nåverdien av disse investeringskostnadene er beregnet til 27 mrd kroner. Investeringene i kraftverk på land vil indirekte ligge til grunn for total nåverdi beregnet i rapporten, ved at prisen på kraft reflekterer disse investeringene.

I rapporten forutsettes det full utnyttelse av produksjonskapasiteten i kraftverkene over levetiden. Etterhvert som kraftbehovet på sokkelen avtar, forutsettes det at ledig produksjonskapasitet benyttes til kraftproduksjon som omsettes i det nordiske markedet til priser som dekker kostnadene.

Investeringskostnadene ved bygging av gasskraftverk er anslått til 0,7 mrd kroner per TWh, med årlige driftskostnader (eksklusive brenselskostnader) på 21 mill kroner per produsert TWh. På grunnlag av dette er kostnadene ved gasskraft beregnet til 10 øre/kWh (eksklusive brenselskostnader).

Ved oppdekning av kraftbehovet på sokkelen med kraft fra land, legger rapporten til grunn at frigjort gass fra kraftproduksjon på sokkelen kan komme til annen anvendelse. Det er generelt vanskelig å anslå verdien av den frigjorte gassen fordi det er usikkert hva slags anvendelse den vil kunne få. På grunn av denne usikkerheten er det utført beregninger for ulike gasspriser.

I figur 8.2 gjengis resultatene fra rapporten for nåverdien ved elektrifisering, inndelt i netto driftskostnader og investeringer. Netto driftskostnader er eksklusive CO₂-avgift, og inkluderer kjøp av kraft og salg av gass. Det er tatt hensyn til endrede driftskostnader på grunn av omlegging til kraftforsyning fra land. Beregningene viser at nåverdien av de samlede kostnadene ved å elektrifisere vil ligge rundt 30 milliarder kroner. Nødvendige investeringer utgjør omlag 90 prosent av dette. Gassprisen vil påvirke nåverdien av driftskostnadene ved at inntektene fra gassalg øker, men vil ikke endre kostnadsbildet vesentlig. Figuren viser klart at lønnsomheten ikke er kritisk avhengig av gasspris. Høyere gasspris vil dermed ikke endre konklusjonene.

8.3.2 Miljøvirkninger

OD og NVE har beregnet hvilken virkning bruk av elektrisk kraft fra land vil ha på utslippene med utgangspunkt i utslippsprognoser hentet fra Grønn skattekommisjon og OD 2. Bygging av de to gasskraftverkene det er søkt om konsesjon for, er inkludert i beregningene. Ved oppdekning med gasskraft vil totale utslipp fra sokkelen i perioden fram til 2020 kunne reduseres med anslagsvis 15 prosent i forhold til en situasjon der gassturbiner på plattformene fortsatt anvendes. Reduksjonen i utslipp fra sokkelen i 2010 er beregnet til å være på i overkant av 22 prosent, i 2020 i underkant av 20 prosent. Reduksjonen i forhold til totale norske utslipp i 2010 er på i underkant av 5 prosent, i 2020 i overkant av 3 prosent.

I figur 8.3 illustreres utfallsrommet for utslipp ved ulike typer kraftoppdekning for de aktuelle feltene. Kurve A representerer utslippene fra norsk sokkel med dagens kraftforsyning. Kurve B viser situasjonen dersom de aktuelle feltene elektrifiseres ved hjelp av gasskraft på land. For illustrasjonsformål vises også utslipp fra sokkelen eksklusive utslipp fra turbinene på de aktuelle feltene. Dette kan illustrere situasjonen innenlands dersom kraftoppdekning skjer uten turbindrift på de aktuelle feltene, f eks ved import eller ved en kombinasjon av import og vannkraft. Kurve C tilsvarer en utslippsreduksjon på sokkelen i perioden fram til 2020 på 34 prosent. Som tidligere nevnt ville imidlertid import medføre høyere utslipp i andre land. Figuren angir et mulighetsområde for utslippsreduksjoner. Ved å gjennomføre kostnadseffektive tiltak for å redusere utslippene fra virksomheten forventes det at utslippene blir mindre enn angitt ved kurve A.

Gass som ikke lenger benyttes til kraftproduksjon vil få en alternativ anvendelse. Det vil være utslipp knyttet til denne alternative anvendelsen. I rapporten er det valgt å se bort fra dette, fordi virkningene på utslippene er usikker, og avhengig av hvordan gassen anvendes. Så lenge gassen ikke kommer til erstatning for andre, mer forurensende energikilder, vil totale globale utslipp over tid være uendret.

Et gasskraftverk på land vil slippe ut CO_{2 og NOx}. I tillegg vil et gasskraftverk kunne gi lokale forurensingsproblemer, som ved f eks utslipp av spillvann og kjølevann. Det vil også være utslipp knyttet til bygging, installering og endelig disponering av nye innretninger og nødvendige ombygginger til havs.

8.3.3 Tiltakskostnader

OD og NVE har beregnet tiltakskostnaden for reduksjon i CO₂-utslipp ved en eventuell elektrifisering av sokkelen. Figur 8.4 viser tiltakskostnad ved oppdekning med gasskraft ved ulike gasspriser.

3

I rapporten til OD og NVE er tiltakskostnad beregnet for de aktuelle områdene på sokkelen. Variasjonen i tiltakskostnad fra område til område er betydelig, fra rundt 1200 kroner i Norskehavet, til rundt 200³4kroner i Trollområdet (omfatter Troll A og Troll C). Dette gjenspeiler blant annet forskjellene når det gjelder avstand til land og type kraftbehov. Tiltakskostnaden i de fleste områdene er svært høy i forhold til miljøgevinsten som oppnås. Gjennomsnittlig for sokkelen varierer tiltakskostnaden for ulike gasspriser fra rundt 570 kroner til rundt 640 kroner per tonn redusert CO₂-utslipp.

8.3.4 Alternative tiltak

I perioden fra 1990 og fram til og med 1996 har det vært en utvikling mot mer energieffektiv drift på norsk sokkel. Ved nye utbygginger vil kraftproduksjonen i utgangspunktet være mer energieffektiv enn på eksisterende innretninger. Det vil dessuten ofte være billigere å installere utstyr for å redusere utslippene på nye plattformer enn på eksisterende.

Noen alternative tiltak for å redusere CO₂-utslippene forbundet med kraftbehovet på sokkelen er kort beskrevet i rapporten til OD og NVE. Det er imidlertid i rapporten ikke gått inn på beregninger av kostnaden ved slike alternative tiltak. Det er departementets syn at elektrifisering må vurderes opp mot andre tiltak som kan redusere CO₂-utslippene.

Som et eksempel kan det nevnes at to alternative teknologier kan være aktuelle for å redusere utslippene av CO₂ knyttet til kraftproduksjon. Både ABC-teknologien (Air Bottoming Cycle) og kombinerte gass- og dampkraftverk vil medføre reduserte utslipp av både CO_{2 og NOx} sammenlignet med bruk av konvensjonelle turbiner. ABC-teknologien øker i utgangspunktet effektiviteten til en gassturbin med om lag 25 %, kombinerte kraftverk med 35-40 %. ABC-teknologien kan tidligst være klar til bruk i 2000. Teknologien for kombinerte kraftverk er kjent, men ikke utprøvd til havs. Tiltakskostnaden for disse teknologiene vil variere, bla ut fra kraftbehov og antall gassturbiner. Begge teknologiene vil kreve økt vekt- og større arealkapasitet sammenlignet med bare gassturbiner. Et alternativ til å bytte ut gassturbiner til havs med mindre forurensende kraftproduksjon for å redusere CO₂-utslipp, er å rense større stasjonære kilder til utslipp, som fossilbaserte kraftverk. For en diskusjon av dette vises det til St meld nr 54 (1996-97).

Det arbeides for tiden aktivt med å finne fram til ny teknologi for å redusere utslippene av CO₂ forbundet med kraftbehovet på sokkelen. Departementet vil peke på at det i MILJØSOK-rapporten 5 er gitt en målsetting om en reduksjon på 30-40 prosent i CO₂-utslippene per produsert kWh i løpet av 15 år. Det er definert ulike tiltak som må iverksettes for å nå dette målet. Hovedelementene er mer effektivt kraftgenereringsutstyr på sokkelen, og at mer av olje- og gassbehandlingen forventes å bli flyttet på land. Teknologisk utvikling vil være nødvendig for å nå disse målene.

ECON Senter for økonomisk analyse har i rapporten «Kostnader ved klimatiltak i Norge» (1995 6 ) sammenlignet tiltakskostnadene for ulike tiltak for reduksjon av CO₂-utslipp. I figur 8.5 sammenlignes ECONs kostnader for ulike alternative tiltak med tiltakskostnader for elektrifisering av sokkelen. OD og NVE har i sin rapport sett på elektrifisering av et begrenset antall felt. Et slikt tiltak vil ha utslippsreduserende effekt i en begrenset periode. Tiltakskostnaden er derfor beregnet ved å fordele nåverdien av alle kostnader over tid på total utslippsreduksjon over tid. De alternative tiltak ECON har vurdert, vil, i motsetning til elektrifisering av de aktuelle feltene, ikke ha begrenset levetid. Det er derfor i denne studien sett på årlige kostnader i forhold til reduksjonen i årlige utslipp. For å kunne sammenligne ECONs anslag for tiltakskostnader for alternative tiltak med de tiltakskostnadene OD og NVE har utarbeidet, har derfor ECON omarbeidet OD og NVEs tall til årlige kostnader i forhold til årlige utslippsreduksjoner. Tiltakskostnaden for Trollfeltet, som er det området med lavest tiltakskostnad, er markert i figuren. Det samme gjelder gjennomsnittlig tiltakskostnad. Den høyeste tiltakskostnaden finner vi i Norskehavet.

Det understrekes at det er stor usikkerhet forbundet med beregninger av slike tiltakskostnader. Figuren gir likevel en klar indikasjon på at elektrifisering av felt på norsk sokkel kan være dyrt i forhold til alternative tiltak på land. Figuren indikerer videre at det er mulig å redusere utslipp i Norge med om lag 5 mill tonn, omtrent tilsvarende 10 % av beregnede norske utslipp i 2010, før det blir lønnsomt å elektrifisere Trollfeltet (gitt høy gasspris).

Departementet vil videre påpeke at CO_{2-problemet er globalt. I andre land kan CO2}-reduserende tiltak gjennomføres til langt lavere kostnad per tonn CO₂ enn i Norge. I forbindelse med pilotfasen med felles gjennomføring av klimakonvensjonen har Norge inngått avtaler om prosjekter i Costa Rica, Burkina Faso, og er i ferd med å definere prosjekter i Øst-Europa. Tiltakskostnadene ved disse prosjektene varierer fra 12 til 113 kroner per tonn reduserte CO₂-utslipp. Beregninger gjort av Verdensbanken, i forbindelse med arbeidet med et system for omsettlige utslippskvoter/felles gjennomføring, indikerer en kostnad ved reduksjon av netto klimagassutslipp på 20 til 40 kroner per tonn CO₂-ekvivalenter.

Ut fra den informasjonen som er tilgjengelig i dag, er det departementets vurdering at tiltakskostnaden ved elektrifisering av sokkelen er svært høy i forhold til alternative tiltak, og i forhold til den miljøgevinsten som oppnås. Det er sannsynlig at det finnes andre, mer effektive og billigere tiltak å gjennomføre for å redusere utslippene av CO₂. Alternative tiltak kan gjennomføres på norsk sokkel, på fastlandet i Norge eller i andre land. Slik departementet vurderer det, må en eventuell elektrifisering av sokkelen ses i sammenheng med andre muligheter for reduksjon av utslipp, slik at en eventuell beslutning om å gjennomføre nye tiltak kan fattes ut fra et helhetlig bilde av hvilke metoder for reduksjon som er de mest effektive. Det er viktig at effekten av investeringer i elektrifisering av sokkelen veies opp mot effekten av andre tiltak for CO₂-reduksjon. Massive investeringer i et tiltak som er kostbart og vanskelig å gjennomføre kan hindre at andre, og bedre, tiltak gjennomføres.

8.4 Oppsummering og konklusjoner

Basert på den utførte analysen vurderer departementet en eventuell elektrifisering av norsk sokkel ved hjelp av ny utbygging av vannkraft som uaktuell. Dette skyldes at omfanget av de nødvendige utbygginger kan kreve realisering av 200 vannkraftprosjekter. Oppdekning ved import anses også for å være lite hensiktsmessig fordi importert kraft i hovedsak vil være basert på annen fossil kraftproduksjon, som gir CO₂-utslipp i samme størrelsesorden som gassturbiner til havs. Energiøkonomisering kan bidra til en bedret kraftbalanse på fastlandet, men det er lite trolig at energiøkonomisering i seg selv vil kunne bidra til å dekke det kraftbehovet fra feltene på kontinentalsokkelen som er omfattet av den utførte analysen innen den tidshorisont det er lagt opp til. Alternative energikilder ventes heller heller ikke å kunne nå det omfang som vil være nødvendig for å kunne gi bidrag av betydning til den energimengde som vil være nødvendig ved en elektrifisering av sokkelen i det tidsrom som er vurdert. Ut fra de fysiske forhold som er beskrevet i ODs og NVEs rapport, anser derfor departementet oppdekning ved hjelp av gasskraft som det eneste aktuelle alternativet for en elektrifisering av installasjoner på sokkelen.

Trollområdet skiller seg ut fra de andre områdene som er vurdert i ODs og NVEs rapport ved at tiltakskostnaden er relativt lav i forhold til hva den er i de andre områdene. Rettighetshaverne i Trollgruppen har gått inn for at Troll C-plattformen skal klargjøres slik at kraft eventuelt kan forsynes gjennom kabel fra land. Generelt vurderer departementet imidlertid kostnadene ved en elektrifisering av sokkelen som svært høye sett i forhold til den miljøgevinst som oppnås. Det er overveiende sannsynlig at det finnes andre, mer effektive og billigere tiltak å gjennomføre for å redusere utslippene av CO₂. Det kan bla nevnes at det for tiden pågår aktivt arbeid med å redusere utslipp av CO₂ forbundet med kraftgenerering på sokkelen. I det videre arbeidet vil MILJØSOKs måsetting om en reduksjon på 30-40 prosent i CO₂-utslippene per produsert kWh i løpet av 15 år være svært viktig. Alternative tiltak kan være på norsk sokkel, på fastlandet i Norge eller i andre land. Det er viktig at alle muligheter for reduksjon av utslipp vurderes, slik at den beste og mest effektive måten å redusere utslippene på velges. Å beslutte at et tiltak skal gjennomføres før andre mulige tiltak er vurdert, kan være til hinder for at andre, og bedre, tiltak kan gjennomføres. ¹Rapporten baserer seg på prognoser for produksjon og utslipp rapportert til Nasjonalbudsjettet for 1996. Nye anslag ville ikke gi vesentlige endringer i resultatene. ²Prognoser for totale norske utslipp er i tråd med prognosene gitt i Langtidsprogrammet 1998-2001. 3Tallene for Trollområdet er utarbeidet under forutsetning av at beslutning om elektrifisering ble tatt på et tidlig stadium under planleggingen av Troll C. På grunn av endringer i forutsetningene vil tiltakskostnaden for Trollområdet sett under ett være endret i forhold til figuren. Kostnaden ved elektrifisering av Troll C vil nå være høyere, men vil fortsatt være lav i forhold til sokkelen forøvrig. Dette utdypes i St meld nr. 54 (1996-97). ⁴Ideen om et samarbeid mellom myndigheter og oljeindustri i form av MILJØSOK ble lansert i 1995. 13. desember 1996 ble rapporten til arbeidsgruppen, ledet av Harald Norvik, avgitt.⁵ECON-rapporten 314/95: «Kostnader ved klimatiltak i Norge». Figuren viser kostnader ved reduksjon i netto utslipp av klimagasser målt i CO₂-ekvivalenter i 2010. Stiplete linjer viser EU-kommisjonens gamle forslag om en avgift som etterhvert skulle økes til USD10 per fat olje (som ikke fikk støtte fra medlemslandene), og dagens bensinavgift. ECON har omarbeidet tiltakskostnadene for norsk sokkel beregnet av OD, slik at disse er sammenlignbare med tiltakskostnader vist for andre tiltak. Tiltakskostnaden for avgassrensing norsk sokkel er beregnet ut fra en forutsetning om en betydelig teknologisk utvikling.

9 Konklusjoner

1. 1.

   Departementet gir sin tilslutning til at Jotun blir bygget ut i henhold til planen for utbygging og drift som rettighetshaverne har fremlagt, med de merknader som fremkommer i denne proposisjonen.

2. 2.

   Departementet anbefaler at det produksjonsforløp som er lagt til grunn i den foreliggende plan for utbygging og drift gis tilslutning.

3. 3.

   Departementet anbefaler at Statoil tiltrer plan for utbygging og drift av Jotun og drivverdighet for Jotun og deltar i utbyggingen av feltet.

4. 4.

   Avtaler om salg og leveranser av rik- og tørrgass skal forelegges departementet til godkjennelse. Endringer i og tillegg til slike avtaler skal godkjennes av departementet.

5. 5.

   Departementet anbefaler at rettighetshavernes forslag til lokalisering av drifts- og basefunksjonene for Jotun gis tilslutning.

6. 6.

   Kommunal- og arbeidsdepartementet er av den oppfatning at utbygging og drift av Jotun kan gjennomføres innenfor sikkerhets- og arbeidsmiljømessig akseptable rammer gitt i lover og forskrifter.