Når man produserer olje, vil man også alltid produsere assosiert gass som løses ut av oljen nar trykket faller. Tidligere har mye av denne gassen blitt reinjisert i nervoaret. Dette har man gjort for a øke oljeproduksjonen, men også fordi man ikke hadde noen muligheter for å få solgt gassen. Idag blir omtrent 1/3 av denne gassen reinjisert i reservoaret, men det ville vært gunstigere for oljeselskapene om denne gassen kunne skaffe dem inntekter. Idag er det oljen som er den store inntektskilden for oljeselskapene. For et selskap som Statoil utgjør inntektene fra gassalg bare omlag 10% av de samlede inntekter i selskapet.
Det er allikevel grunn til a anta at denne prosentandelen vil øke i fremtiden. Hittil har man primært lett etter oljefelt. De gassfeltene som har blitt oppdaget har vært en konsekvens av oljeletingen. Dersom man etterhvert begynner å lete etter gassfelt, er det derfor svert sannsynlig at flere slike felt blir oppdaget. Prognosene tyder også på at oljeproduksjonen vil synke i fremtiden. Dersom oljeselskapene ønsker a holde inntektene fra petroleumsvirksomheten i Norge oppe, blir de dermed nødt til a sette inn større ressurser pa gassektoren. Av den grunn er det viktig a vurdere nye markeder og avsetningsmåter for gassen.
Slik jeg ser det er det 4 alternative måter å avsette gassen på.
- Konvertere gassen til elektrisitet for innenlands bruk
- Bruk av gassen i petrokjemisk industri
- Konvertere gassen til elektrisitet i Norge, for så å eksportere elektrisiteten
- Eksportere gassen i form av gass
I Norge tror jeg rett og slett at markedspotensialet er for lite til å få avsatt de gassmengdene som vi her snakker om. I denne oppgaven vil jeg derfor ta for meg mulighetene for a eksportere gassen. Haltenbanken ligger relativt langt nord, og avstanden derifra til kontinentet er stor. Dessuten blir kontinentet allerede forsynt av gass fra felt lenger sør på norsk sokkel. Jeg tror derfor det vil være behov for a se seg om etter alternative markeder for gassen.
Sverige, Finland og Baltikum danner et potensiellt marked for den norske gassen, og jeg vil forsøke å vurdere hvor stort dette markedet vil kunne bli. Norske oljeselskaper har signalisert at de ønsker a selge gass til disse landene. I oppgaven vil jeg ta utgangspunkt i at gassen skal transporteres østover til markedene ved hjelp av et rørledningsystem. Dette er en løsning som vil medføre legging av gassrør over land gjennom Norge og Sverige. Konsekvensene av en slik utbygging bør derfor vurderes og sammenlignes med konsekvensene av alternative transportløsninger. Her vil både økonomi og miljømessige konsekvenser vaare viktige faktorer. Ideen om å vurdere en slik gasseksportløsning ble fremmet av min veileder i diplomoppgaven, Professor Jon Steinar Gudmundsson, ved Institutt for petroleumsteknologi (vedlegg 1).
I denne oppgaven har jeg lagt frem mange antagelser. Dette gjelder ikke minst markedspotensialet i de landene jeg har sett på. Det er vanskelig å prediktere hvordan gassetterspørselen vil være i et marked i fremtiden. Jeg velger allikevel å ta utgangspunkt i at det skal eksporteres 5 GSm3 naturgass fra Haltenbanken til Sverige, Finland og Baltikum hvert år. I Finland er bruken av naturgasss allerede godt etablert, og en markedsandel pa 25% for norsk gass i Finland virker sannsynlig. Finland har idag endel kjernekraft, og de vurderer om de skal bygge ut dette potensialet. Et gasslager er også aktuelt for Finland, da de ønsker en større I leveringssikkerhet for naturgass. Her kunne en forsyning av norsk gass vært et godt alternativ, både som en garanti for bedre leveringssikkerhet, og for å dekke det økte kraftbehovet. Denne oppgaven har også antydet at det er den beste økonomiske løsningen for Finland.
Selv om gassbruken er noksa begrenset i Sverige idag, ser jeg for meg at etterspørselen kan vokse veldig dersom en avvikling av kjernekraften finner sted. Dette er svært sannsynlig, da kjernekraften neppe har noen fremtid i Europa. Kjernekraftbruken er først og fremst et politisk spørsmal. Dersom en gradvis avvikling finner sted i Sverige, bør det vere mulig å selge 2-3 GSm3 naturgass der hvert år. Baltikum er et marked hvor gassnettverket allerede er godt utbygd. Antagelsen om salg av 1 GSm3 gass årlig til dette markedet bør derfor være rimlig.
I arbeidet med å finne den beste rørledningsløsningen har jeg ikke gått for mye i tekniske detaljer. De kostnadene som jeg har kommet frem til bygger i stor grad på erfaringer fra tidligere rørledningsprosjekter. Nar det gjelder rørledningstraseen er ikke denne vurdert i detaljer. Dette må man selvsagt gjøre dersom man bestemmer seg for å bygge en rørledning over land. Det er allikevel klart at den bør ligge i nærheten av industri, byer og jernbane; altså der hvor folk bor og arbeider. Dessuten må det også foretas nøyaktige trykktapsberegninger for å komme frem til den helt optimale kompressorbruken.
Den gassrørledningsløsningen som jeg har tatt for meg i denne oppgaven, har vist seg å vere den beste transportløsningen for de aktuelle gassvolumene og avstandene. Bade innvesteringskostnadene og driftskostnadene er relativt lave sammenlignet med alternativene (figur 21). LNG ser ut til å bli en altfor kostbar løsning for dette formålet. NGH kan vise seg å bli et godt alternativ til gassrørledninger i fremtiden ettersom avstandene mellom produksjonsfeltene og forbrukerne trolig vil øke. NGH- teknologien er imidlertid under utvikling, og er ikke tilgjenglig idag.
Det burde være mulig å bygge en rørledning som jeg har antatt for 10656 Mkr. Til driften av kompressorene vil energiforbruket ligge pa omkring 0.7 TWh/ år. Det er også på det rene at en siik rørledning over land, vil ha langt mindre miljømessige konsekvenser enn 2 kraftgater for overføring av elektrisk energi.
Det er også sannsynlig at et utbyggingsprosjekt vil kunne bidra til å sette fart i næringslivet i MidtNorden. Mange oppdrag vil trolig tilfalle bedrifter i Trøndelag og MidtSverige. Det vil bli opprettet mange arbeidsplasser i byggefasen av rørledningen. Dessuten vil det bli opprettet flere permanente arbeidsplasser etter at rørledningen er satt i drift. Slik sett vil et slikt prosjekt vil ha meget gunstige ringvirkninger for regionen.
Konklusjonen kan summeres i 5 viktige punkter.
-Utenfor kysten av MidtNorge finnes de store gassressursene som kreves, for å
kunne sette igang salg av gass i stor skala til Østersjølandene.
- Norske selskaper er interessert i å selge gassen fra feltene på Haltenbanken, og
senere Vøringbassenget. Avstandene til kontinentet er lange, og selskapene må
tenke alternativt.
- Viljen er tilstede i Finland for kjøp av norsk gass. Det ser allikevel ut til at man er
avhengig av å også kunne selge gass til Sverige, for at en slik forsyningsløsning
skal la seg gjennomføre økonomisk.
- En rørledningsløsning ser ut til å være det beste transportalternativet, både utifra
økonomiske- og miljømessige hensyn.
- Et gassrørledningsprosjekt gjennom MidtNorden vil kunne påvirke industrien og
næringslivet i regionen på en positiv måte.
Det tar mange år å bygge ut et gassfelt. Oljefeltene kommer normalt mye raskere i produksjon enn gassfeltene. Årsaken til dette ligger i at man må utarbeide kontrakter for salg av gassen før feltene blir bygd ut, og en transportløsning blir etablert. Selv om en avtale om gassalg til Finland, Sverige og Baltikum ble inngatt idag, ville den første gassen neppe kunne leveres før om 5-10 år. Dersom kundene ønsket å øke sitt gasskonsum før en transportløsning i form av en rørledning stod klar, måtte de i mellomtiden importere gass i form av LNG, eller eventuelt NGH. For videre arbeid pa oppgaven vil det være nødvendig å gå mer ned i detaljene. Dette gjelder for traseløsningen, såvel som for strømmningstekniske forhold. I denne oppgaven har jeg vist at en rørledning til Sverige, Finland og Baltikum er det rimeligste alternativet utifra mine antagelser. For å kunne bekrefte denne konklusjonen, er det nødvendig å behandle hvert enkelt transportalternativ grundigere, og hver for seg.
Bjerkholt, Olsen, Strøm; " Olje- og gassøkonomi "; Universitetsforlaget; 1990
BP; " BP World Energy Review "; 1996
EFI; " Planleggingsbok for fordelingsnett, Bind 3 "; 1994
Estrada, Moe, Dahl Martinsen; " The Development of European Gas Markets ";WILEY; 1995
Finnish Natural Gas Association; " NATURAL GAS IN FINLAND 1996 "; 1996
Gudmundsson, Jon Steinar; IPT, NTNU; 1996
Nilsen, Olsen; " Storage of Gases in Rock Caverns "; A.A. Balkema, Rotterdam; 1989
Owren, Geir; " Natural Gas Storage - technological developments and practical use "; NTH - SINTEF, Refrigeration Technology; October 1993
Prosjektering AS; " Bruk av naturgass mellom Trondheimsfiorden og Mo i Rana "; 1990
Ramsland, Loy, Døsen; " Northern Gas Fields and NGH Technology "; March 1996
Risø National Laboratory; " Energy and Environment in Estonia, Latvia and Lithuania; Roskilde, Denmark; January 1992
Ruhrgas; " 1996 Natural Gas "; 1996
Statistisk årbok; 1995
Statkraft, Norsk Hydro A/S, Statoil, Fylkeskraft Østlandet A/S, Saga Petroleum A/S, Oslo Lysverker; " Naturgass til Østlandet, Hovedrapport- Fase 2 "; Januar 1989
Last modified: Wed Feb 26 15:23:02 NFT 1997