Kraft fra land til Utsirahøyden

Kraft fra land utredes ved alle nye feltutbygginger på norsk kontinentalsokkel. Ved Utsirahøyden i Nordsjøen arbeidet flere eiergrupper i 2010 med utbyggingsplan for nye felt. Dette var før man kjente til det store Sverdrup-funnet. Myndighetene ba derfor operatørene for Edvard Grieg-, Ivar Aasen- og Gina Krog-feltene om også å utrede en felles kraft fra land-løsning. En slik løsning ble studert av de involverte operatørene (Statoil, Lundin Norway og Det norske oljeselskap) i tidsrommet november 2010 – april 2011. Effekten på anlegget som ble studert var 150 MW. Konklusjonen fra arbeidet var at en slik løsning var teknisk realiserbar ved bruk av høyspent likestrømsoverføring (HVDC-teknologi), men at tiltakskostnaden ville bli så høy at selskapene ikke ønsket å videreføre prosjektet.

Høsten 2011 ble størrelsen på Johan Sverdrup-funnet klart. Daværende kunnskap indikerte at kraft fra land til de nye feltene i området kunne være hensiktsmessig med Sverdrup inkludert. I september 2011 ba derfor departementet rettighetshaverne i Grieg-, Aasen- og Krog-feltene samt Sverdrup-funnet, om å videreføre et arbeid med å studere en felles kraft fra land-løsning. I arbeidet skulle selskapene oppdatere den tekniske/økonomiske analysen i den innleverte fellesrapporten i lys av påvisningen av Sverdrup-funnet. De skulle også utrede kraftsituasjonen på land for aktuelt kraftbehov, samt utrede og foreslå samordningsmodeller og kommersielle prinsipper for en samordnet kraft fra land-løsning til Utsirahøyden.

På oppdrag fra Oljedirektoratet utarbeidet Add novatech studien ”Elektrifiseringsvurderinger for midtre Nordsjø” fram til juni 2012. Investeringskostnaden ved løsningen var da anslått til 9,2 mrd kr. Tiltakskostnaden i hovedalternativet ble beregnet til 412 kr/tonn CO₂ (ved en diskonteringsrente på 5 prosent reelt).

I juni 2012 godkjente departementet utbyggingen av Grieg-feltet etter at saken på vanlig måte hadde vært forelagt Stortinget. Feltet bygges ut med gassturbiner på innretningen. Godkjenningen ble gitt med vilkår knyttet til kraft fra land, jf. Prop 88 S (2011-2012), herunder at rettighetshaverne skulle delta i utredningen av en felles kraft fra land-løsning til området samt være med å betale for og knytte seg til en slik løsning dersom den blir etablert med mindre departementet, av særskilte grunner, bestemmer noe annet. Innretningen blir klargjort for å kunne få kraft fra land.

Sommeren 2013 godkjente departementet utbyggingsplanene for Aasen- og Krog-feltene basert innholdet i Prop S 98 (2012-2013) og Prop S 99 (2012-2013). Også for disse utbyggingene ble godkjenningen gitt med tilsvarende vilkår knyttet til kraft fra land. Utbyggingen av Aasen-feltet ble samordnet med Grieg-utbyggingen, noe som blant annet medfører at energibehovet til Aasen-innretningen vil bli dekket fra Grieg-innretningen. Krog sitt kraftbehov blir dekket av gassturbin på feltet fra produksjonsstart. Innretningene på feltene Aasen og Krog blir klargjort for å få kraft fra land.

Nærmere om prosjektet for kraft fra land til Utsirahøyden

Prosjektarbeidet er gjennomført i tråd med en inngått studieavtale mellom de fire feltene. Prosjektet har fått navnet Utsira High Power Hub (UHPH). Det er egne arbeidsgrupper – teknisk og kommersielt – med deltakere fra alle involverte selskaper (Statoil, Lundin, Det norske oljeselskap, Petoro, Maersk Oil, Total, OMV, Wintershall, Bayerngas, E.ON, Bridge Energy, VNG.) En referansegruppe som avklarer og beslutter innen rammene av studieavtalen, har fungert som styringskomite for prosjektet. Statoil har etablert en prosjektorganisasjon som ivaretar alle relevante disipliner innen teknisk utvikling, kommersielle løsninger og operasjonelle forberedelser.

Departementet og Oljedirektoratet er invitert til alle møter i gruppene og myndighetene har regelmessig deltatt som observatør.

I studiearbeidet som startet høsten 2011 valgte rettighetshaverne å se på fire alternativer – alle basert på likestrømsoverføring (HVDC) fra land og til en omformerstasjon plassert på Utsirahøyden med videre fordeling med vekselstrøm til de enkelte feltene¹ . Hovedforskjellene mellom alternativene var effekten på anlegget og oppstartstidspunkt.

I september 2012 fastsatte NVE og Olje- og energidepartementet et program for konsekvensutredning for prosjektet.

I oktober 2012 henvendte operatøren for UHPH-prosjektet seg til departementet med en anbefaling om å endre tidsplanen for prosjektet, slik at den ble tidsmessig koordinert med arbeidet til Sverdrup-prosjektet. Sverdrup-funnet har det klart største kraftbehovet i området. I henhold til den foreslåtte tidsplanen skulle Sverdrup- prosjektet ta konseptvalg i 4. kvartal 2013 og investeringsbeslutning i 4. kvartal 2014. Installering skulle gjøres i 2017 og settes i drift i januar 2018. Departementet aksepterte endringen i tidsplan. Samtidig ba departementet om at det ble levert en statusrapport for UHPH-prosjektet innen 20. desember 2012 (les her).  

Gjennom 2012 ble en rekke eksterne studier gjennomført for ulike deler av prosjektet, både på land, knyttet til sjøkabel og rundt plattformen til havs.

Statusrapport

I statusrapporten fra desember 2012 rapporterte selskapene status for arbeidet. I rapporten framgår også svært foreløpige vurderinger av investeringsomfang, nåverdi og tiltakskostnader. Beregningene er gjort for et 250 MW system, med tilknytning til landnettet på Kårstø, omformerstasjon på Haugsneset, en 200 km likestrømsoverføring med kabel til en omformerstasjon på egen plattform på Utsirahøyden og videre distribusjon av vekselstrøm med kabel til feltene. Det var lagt til grunn idriftsettelse tidlig i 2018.

Forutsetninger for beregningene er i hovedsak de samme som er brukt i studien Oljedirektoratet fikk utarbeidet i 2012.

Et investeringsnivå på rundt 9 mrd kr ble lagt til grunn for et 250 MW anlegg. Det ble påpekt at det var stor usikkerhet rundt kostnadsestimatene. Det som i stor grad vil påvirke kostnadene ved løsningen, er i hvor stor grad det blir full konkurranse i et presset leverandørmarked som domineres av store prosjekt innenfor vindkraftsegmentet i Europa. Det ble også påpekt usikkerhet om hvorvidt den industrielle tekniske løsningen fra vindkraftindustrien kan benyttes – eller om tradisjonelle petroleumsspesifikke løsninger må legges til grunn i anleggsutformingen.

Akkumulert CO₂-reduksjoner ble forutsatt å være 30 mill tonn.  Tiltakskostnad for prosjektet, basert på etablerte forutsetninger og beregninger, ble estimert til å ligge på i størrelsesorden 300-600 kr/tonn CO₂.

Utviklingen i løpet av 2013

Kraftbehovet til feltene er usikkert, særlig gjelder det det nyeste og største feltet - Sverdrup. Når UHPH-prosjektet ble etablert var kraftbehovet for feltene anslått av prosjektet til maksimalt 250 MW. Sommeren 2013 ble nye kraftprofiler utarbeidet og meldt inn av de berørte feltene. Det maksimale behovet ble da anslått lavere, til om lag 220 MW. I desember 2013 ble det tilsvarende tallet, etter ny gjenomgang hos de ulike feltene, vurdert til å være 190 MW.

Det er gjennomført flere studier med ABB og Aibel som leverandør på de mest sentrale delene av prosjektet. I løpet av 2012 studerte prosjektet mer i detalj en 250 MW-løsning, og de så på regularitetskrav som utløste vurdering av to uavhengige systemer. Det ble videre introdusert en mulig optimalisering som kunne redusere antall likestrømskabler som måtte legges ut til mottaksplattformen. Dette var ansett som en robust og kostnadseffektiv løsning, der man i løpet av 2013 også vurderte å utnytte landkapasiteten maksimalt ved å øke anleggets kapasitet til 300 MW.

Basert på de foreløpige kraftprofilene som var innrapportert fra feltene sommeren 2013, har prosjektet derfor jobbet med å få anbefalt et konsept med to parallelle likestrømssystemer og med et totalt effektuttak på inntil 300 MW levert fra Kårstø.

Da prosjektet fikk endelig underlag fra leverandørene sent i 2013, viste rapportene at denne løsningen ble komplisert og dyr. Investeringene ble av operatøren anslått til over 16 mrd kr. Dette estimatet var da modnet frem til en usikkerhet på ±30 pst. I tillegg uttrykker operatøren at det er skjedd en til dels betydelig økning i markedspriser som følge av økt aktivitetsnivå, både innen petroleumssektoren og vindkraftsegmentet. Det vises til konkrete eksempler fra andre prosjekter som nå er i gjennomføring. Som følge av dette så selskapene i prosjektet seg nødt til å utsette planlagt konseptvalg og studere frem en mer kostnadseffektiv løsning.

Som følge av det lavere innrapporterte kraftbehovet fra feltene i desember 2013, startet prosjektet derfor et arbeid med å se på et enkelt likestrømssystem med totaleffekt på 200 MW. Dette betød videre at konseptvalg ikke kunne tas innen utgangen av 2013 som planlagt. De samlede investeringene ved en slik løsning har operatøren anslått til 13,3 mrd kr (12,5 mrd. når en ikke tar med ekstrakostnader for reservegassturbin, som løsningen medfører for Sverdrup-utbyggingen). Tiltakskostnaden er av operatøren anslått til 1300—2300 kr/tonn CO₂, avhengig av blant annet hvor stort kraftbehovet blir over tid og med et avkastningskrav på et nivå som brukes i næringen (8 pst. reelt). Ved 5 pst. diskonteringsrente blir det tilsvarende spennet 1000 – 1700 kr/tonn CO₂. Øverste grense er når operatøren har lagt til grunn til kraftbehovet innmeldt fra feltene. Den nedre grensen omfatter en ”oppside” når det gjelder kraftbruken i området. Operatøren estimerer at tiltaket samlet vil redusere utslippene fra området med mellom 16,4 og 24,4 mill tonn CO₂ over levetiden, igjen avhengig av kraftbruken. Gjennomsnittlig årlig reduksjon på utslippene til havs vil være mellom 0,4 og 0,6 mill tonn CO₂. Den maksimale årlige reduksjonen er i henhold til disse tallene mellom 0,75 og 0,9 mill tonn.

Utsirahøyden skal kobles til landnettet ved Kårstø. På Haugalandet er det kapasitet i kraftnettet til både kraft fra land til Utsirahøyden og til det mulige pilotprosjektet Hydro arbeider med på aluminiumsverket på Karmøy. Dersom Hydro velger å bygge en ny, fullskala fabrikk på Karmøy vil det bli behov for å oppgradere nettet i området.

Kraftløsning for Sverdrup

Sverdrup-feltet er svært stort og vil bli bygd ut i flere faser. I første fase etableres et feltsenter med fire plattformer. Fase 2 antas å komme tre år etter fase 1 og vil bety at ytterligere infrastruktur etableres.

Arbeidet med Sverdrup-utbyggingen fram mot konseptvalg var basert på kraft fra land gjennom områdeløsningen omtalt over. For å holde fremdriften så rettighetshaverne på Sverdrup etter alternative kraftløsninger når konseptvalget til en egen fellesløsning for kraft fra land ble utsatt. Operatøren lanserte et alternativ om å erstatte den planlagte reservegassturbinen med et mottaksanlegg for kraft fra land inne på den ene Sverdrup-plattformen. Kapasiteten på denne er estimert til 80 MW – basert på tilsvarende løsning som på Vallhall-feltet. Dermed kunne en arbeide videre med eksisterende løsninger og unngå forsinkelser i prosjektet. Dette er løsningen som ligger til grunn for konseptvalget som nå nylig er tatt.

Når Sverdrup-feltet skal videreutvikles i framtidige faser vil det være behov for ytterligere kraft. Det ekstra kraftbehovet i disse fasene vil avhenge av hvilke løsninger som velges. Dette er i dag usikkert. Operatøren har gjort anslag for en løsning med en mottaksstasjon nummer to for kraft fra land til fase 2 og evt. andre felt området på en ny plattform som er planlagt plassert ut på feltet i fase 2. Effekten til denne er satt slik at totalløsningen er sammenlignbar med den studerte separate områdeløsningen; altså 120 MW (200 – 80 MW).

Investeringskostnaden ved en slik todelt løsning er av operatøren anslått til henholdsvis 5,5 mrd for fase 1 og 8,1 mrd i fase 2. Tiltakskostnaden er av operatøren anslått til 1300—2200 kr/tonn CO₂, avhengig av blant annet hvor stort kraftbehovet blir over tid og med et avkastningskrav på et nivå som brukes i næringen (8 pst. reelt). Ved 5 pst. diskonteringsrente er det tilsvarende spennet 1000 – 1700 kr/tonn CO₂. Operatøren estimerer at tiltaket samlet vil redusere utslippene fra området med mellom 15,6 og 23,6 mill tonn CO₂ over levetiden, igjen avhengig av kraftbruken. Gjennomnittelig og maksimal årlig reduksjon på utslippene er av operatøren anslått til å være lik reduksjonene beregnet for løsningen med UHPH.

Med 80 MW kraft fra land i første fase estimerer operatøren at mellom 11,6 og 13,9 mill tonn av reduksjonen hentes ut. Gjennomsnittelig og maksimal årlig reduksjon på utslippene til havs av CO₂ som følge av kraft fra land fra Sverdrup fase 1, har operatøren beregnet til henholdsvis 0,3 og 0,4 mill tonn CO₂. Grunnen til at gjennomsnittlig og maksimal årlig reduksjon for fase 1 er sammenfallende skyldes at den maksimale CO₂ reduksjonen vil være den samme over en lang tidshorisont.

Operatørens beregninger viser således at investeringskostnadene og de totale tiltakskostnadene ved en områdeløsning basert på en egen mottaksplattform vil være om lag de samme som å etablere en områdeløsning i to faser.

Anslagene for investeringskostnader er av ulik modenhetsgrad. Estimatet for 300 MW mottaksplattformen har et usikkerhetsspenn på +/- 30 pst., mens alternativet med en egen mottaksplattform på 200 MW (UHPH) har et spenn på +/- 30-40 pst. En dedikert kraft fra land-løsning for Sverdrup-feltets første fase (80 MW) har et spenn på +/- 40 pst.  Estimatet for andre fase av Sverdrup og området (120 MW) har et utsikkerhetsspenn på +/- 50 pst. Samlet betyr det at kostnadsestimatet ved kraft fra land i to faser er mindre modne enn alternativet med en egen mottaksplattform med kapasitet på 200 MW. En tradisjonell kraftløsning for fase 2 vil i følge operatøren ha vesentlig lavere investeringskostnader.

Kraft fra land ligger i basis for fase 1 på Sverdrup. Det å gå over til gassturbiner for fase 1 nå vil sannsynligvis medføre at prosjektet forsinkes med ett år. Det samme kan være tilfelle for andre løsninger som ikke gir eierne i Sverdrup trygghet nok til at kraftbehovet blir dekket fra planlagt produksjonsstart. I tiltakskostnadsanslagene til operatøren er det ikke lagt inn utsettelseskostnader for noen av alternativene.

I beregningene er det heller ikke lagt inn verdier verken knyttet til den merinformasjon en kan skaffe seg (blant annet om kraftbehovet) eller fra det arbeid en kan gjøre for å etablere en mer optimal kraftløsning før det må tas en fase to-beslutning ved en faset løsning.

Regulariteten vil variere på marginen mellom alternativene, men er generelt høy i alle.

Myndighetenes oppfølging

Det er operatøren og rettighetshavernes ansvar å gjennomføre utbygginger på norsk sokkel i tråd med gjeldende sikkerhetskrav, innen planlagt tid og kostnad, og med god kvalitet. Rettighetshaverne har en hovedoppgave i å påse at det beslutningsgrunnlaget operatøren legger frem er av god kvalitet.

Olje- og energidepartementet og Oljedirektoratet har fulgt de pågående utredningene hele veien. Oljedirektoratet har med sin tekniske kompetanse fulgt prosjektet tettest. De har blant annet regelmessig deltatt som observatør i de gruppene som er etablert. Det har vært utstrakt møtevirksomhet og annen oppfølging overfor de involverte selskapene underveis.

Oljedirektoratet har som del av dette bidratt med innspill knyttet til forutsetninger for de tiltakskostnadsberegningene operatøren har gjort, og de har gjennomgått og vurdert operatørens tekniske og økonomiske beregninger.

Det store Sverdrup-feltet skal bygges ut i faser. Konseptvalg for første fase ble fattet av rettighetshaverne på feltet, Statoil, Petoro, Lundin, Det norske oljeselskap og Maersk Oil, den 13. februar 2014. Første fase er etablering av et feltsenter bestående av fire plattformer. Investeringene i denne fasen er anslått til mellom 100 og 120 mrd kroner.

Oljedirektoratet vil nå få oversendt resultater fra konseptstudier for Sverdrup fra operatøren. Selskapene vil arbeide videre fram mot investeringsbeslutning og innlevering av Plan for utbygging og drift (PUD) tidlig i 2015. Planen er at Stortinget skal kunne behandle utbyggingen våren 2015. Produksjonsstart er estimert til slutten av 2019 og har en produksjonshorisont på 50 år.