Olje- og energidepartementet tilrår i proposisjonen å fatte beslutning om utbygging og drift av den resterende oljen i Trollfeltet, hvor rettighetshaverne er Statoil, Shell, Norsk Hydro, Saga, Elf, Conoco og Total. Statens direkte økonomiske engasjement i Trollfeltet er på 62,696 %. Norsk Hydro er operatør for utbyggingen av oljen i Troll.
Departementet viser til at Stortinget 15. desember 1986 godkjente plan for utbygging og drift av første fase i utbyggingen av Trollfeltet, som omfatter utbyggingen av gassreservene i den østlige delen av feltet. Andre fase i utbyggingen, utbyggingen og drift av oljereservene, ble godkjent av Stortinget i mai 1992. Denne godkjennelsen var blant annet på vilkår av at rettighetshaverne forpliktet seg til å videreføre arbeidet med å kartlegge muligheten for ytterligere lønnsom oljeutvinning fra Troll. Den foreliggende plan er et resultat av dette arbeidet.
Det er i proposisjonen gitt en utførlig beskrivelse av Trollfeltet og av ny plan for utbygging og drift av oljen i Troll vest gassprovins.
Reservene omfattet av den foreliggende planlagte utbygging utgjør om lag 91 mill Sm3 olje. Med dette er de totale utvinnbare oljereservene i Troll kommet opp i om lag 185 mill Sm3. I tillegg vil det bli produsert om lag 46 mrd Sm3 assosiert gass sammen med oljen som er planlagt produsert i henhold til den foreliggende plan.
Produksjonen av olje omfattet av denne plan ventes å bli om lag 180.000 fat pr. dag i det året med høyest produksjon. Produksjonen anslås å vare frem til og med år 2016. Med tidligere vedtatte utbygd olje fra Trollfeltet kan oljeproduksjonen fra Troll til sammen bli om lag 300.000 fat pr. dag i det året med høyest produksjon. Det foreliggende prosjekt bidrar med mellom 4 % og 7 % av samlet norsk oljeproduksjon i de årene hvor produksjonen fra dette prosjektet er høyest.
Departementet viser til at fremtidig oljeproduksjon av reservoarmessige grunner vil avhenge av samlet gassproduksjon fra Troll. Videre vises det til at Oljedirektoratet vurderer at en utsetting vil føre til tap av oljereserver, som innebærer at prosjektet er tidskritisk.
Den anbefalte utbyggingsløsningen består av utplassering av undervannsinstallasjon på havbunnen. Disse vil dels være koplet opp mot den eksisterende oljeplattformen Troll B, og dels mot en ny oljeplattform; Troll C. Oljen planlegges ilandført dels gjennom Troll oljerør til Mongstad, dels gjennom et nytt oljerør fra Troll C til land. Planlagt produksjonsstart er 1. oktober 1999.
Operatøren foreslår at kraftforsyningen skal skje med gassturbiner på plattformen. Det anbefales i proposisjonen at operatøren utreder mulighetene for en konvertering til kraftforsyning fra land, men at det eksisterende konsept beholdes som basis mens aktuelle løsninger utredes.
Operatøren har lagt til grunn at utbyggingen vil medføre årlige utslipp av opp til om lag 350.000 tonn CO2, som ligger inne i de nasjonale utslippsprognoser. Operatøren har utredet alternative måter å fjerne CO2, mens investeringskostnadene for et slikt tiltak av operatøren er beregnet til minst 1,3 mrd 1996-kroner. Etter operatørens vurdering forsvarer ikke besparelsen ved lavere CO2-avgift som følge av injeksjon kostnadene knyttet til tiltaket. Departementet deler operatørens vurdering, og vil derfor ikke pålegge gjennomføring av dette tiltaket.
Ved utbygging av Troll vest gassprovins vil de samlede utslipp av produsert vann være forholdsvis store i forhold til utslipp fra andre felt og områder i Nordsjøen. De planlagte utslippene har et oljeinnhold som ligger innenfor gjeldende utslippsgrenser. På grunn av de forholdsvis store utslippene av produsert vann vil myndighetene pålegge operatøren å utrede alternative renseteknologier for det produserte vannet.
Operatøren har lagt til rette for å gjennomføre utskifting av utstyr på plattformen for å begrense utslipp av NOx fra 2002.
Operatøren har anslått investeringskostnadene for utbyggingen til om lag 15,9 mrd 1996-kroner.
Departementets beregninger viser at prosjektets lønnsomhet er god. Med oljeprisforutsetninger som i nasjonalbudsjettet for 1997 er prosjektets nåverdi på 19,1 mrd 1996-kroner.
Departementet forutsetter at gassen avsettes under de leveranseforpliktelser som Trollfeltet har. Ved fremtidige vurderinger av tildeling av leveranseansvar under gassalgsavtaler vil den assosierte gassen fra oljeutvinningen i Troll vest inngå i Trollfeltets samlede evne til å inngå nye leveranseforpliktelser.
Departementet viser til at rettighetshaverne som et vedlegg til plan for utbygging og drift av oljen i Troll vest gassprovins, har utarbeidet en konsekvensutredning i henhold til petroleumslovens § 23 og forskriftenes § 15. Konsekvensutredningen er sendt ut til de berørte parter, og høringsuttalelsene er formidlet videre til operatøren.
Konsekvensutredningen gir en oversikt over de fordeler og ulemper en gjennomføring av planen antas å ha for annen næringsvirksomhet og almene interesser. Utredningen omfatter regionale og sosioøkonomiske konsekvenser som følge av utbyggingen, og biofysiske konsekvenser for det marine miljø og kystområdene.
De viktigste konklusjonene i rettighetshavernes konsekvensutredning, og kommentarer til disse, er gjengitt i proposisjonen.
Olje- og energidepartementet finner på bakgrunn av den fremlagte konsekvensutredningen og uttalelsene til denne at utbyggingen ikke vil få konsekvenser av en slik art at de bør ha innvirkning på myndighetenes godkjennelse av den fremlagte plan.
Departementet viser til at de bevilgningsmessige konsekvenser i 1997 som følge av utbygging av Troll vest, knytter seg til kap. 2440/5440 Statens direkte økonomiske engasjement i petroleumsvirksomheten:
| - |
Kap. 2440, post 24 Driftsresultat, overskudd foreslås redusert med 60 mill. kroner som følge av at driftsutgiftene øker med 15 mill. kroner og kalkulatoriske renter øker med 45 mill. kroner. |
| - |
Kap. 2440, post 30 Investeringer, foreslås økt med 1.445 mill. kroner. |
| - |
Kap. 2440, post 31 Utgifter, prosjekter under vurdering, foreslås redusert med 1.505 mill. kroner, som tilsvarer utgiftsøkning for SDØE i 1997 som følge av utbygging av Troll vest. |
| - |
Kap. 5440, post 80 Renter, foreslås økt med 45 mill. kroner. |
| - |
Kap. 5440, post 81 Inntekter, prosjekter under vurdering, foreslås redusert med 45 mill. kroner som tilsvarer inntektsøkningen for SDØE som følge av utbygging av Troll vest. |
Følgende konklusjoner legges frem i proposisjonen:
| 1. |
Departementet gir sin tilslutning til at den resterende olje i Troll vest gassprovins bygges ut i henhold til planen for utbygging og drift som rettighetshaverne har fremlagt, med de merknader som fremkommer i proposisjonen. |
| 2. |
Departementet godkjenner det produksjonsforløp som er lagt til grunn i den foreliggende plan for utbygging og drift. |
| 3. |
Departementet forutsetter at gassproduksjonen avsettes under de leveranseforpliktelser som Trollfeltet har. Ved fremtidige vurderinger av tildeling av leveranseansvar under gassalgskontrakter vil den assosierte gassen fra oljeutvinningen i Troll vest gassprovins inngå i Trollfeltets samlede evne til å inngå nye leveranseforpliktelser. |
| 4. |
Departementet stiller som vilkår for godkjennelsen at operatøren må foreta de nødvendige utredninger av elektrifiseringsløsning bl.a. med sikte på å kunne samordne kraftforsyningen til Troll A- og Troll C-plattformene. Dette arbeidet må gjennomføres parallelt med at eksisterende planer videreføres. |
| 5. |
Transportløsningen for olje vil bli gjenstand for departementets godkjennelse. |
| 6. |
Departementet stiller som vilkår for godkjennelse at operatøren utreder alternativ renseteknologi for produsert vann. |
Komiteen, medlemmene fra Arbeiderpartiet, Gunnar Breimo, Grete Faremo, Kjell Terje Fevåg, Aud Gaundal, Gunn Karin Gjul og Bent Hegna, fra Senterpartiet, Odd Roger Enoksen, Håkon Giil og Hanne Varhaug Søberg, fra Høyre, Gunnar Fatland og Eva R Finstad, fra Sosialistisk Venstreparti, Paul Chaffey, fra Kristelig Folkeparti, Hilde Frafjord Johnson og representanten Oscar D Hillgaar, viser til Innst.S.nr.166 (1991-1992) fra energi og industrikomiteen om utbygging og ilandføring av petroleum fra Troll fase II og Frøy m.v., og komiteens merknader i denne.
Komiteen viser videre til vedlagt svar til komiteen fra Olje- og energidepartementet datert 16. april og 23. april 1997, samt St.meld. nr. 54 (1996-1997) Tilleggsopplysninger til St.prp. nr. 38 (1996-1997) Godkjennelse av ny plan for utbygging og drift av oljen i Troll vest gassprovins og St.prp. nr. 53 (1996-1997) Utbygging og drift av petroleumsforekomster i Oseberg Sør.
Komiteen viser til at Stortinget 15. desember 1986 godkjente plan for utbygging og drift av første fase i utbyggingen av Trollfeltet. Første fase omfattet utbyggingen av gassreservene i den østlige delen av feltet. Andre fase, utbygging og drift av oljereservene ble godkjent av Stortinget i mai 1992. Komiteen viser videre til at godkjennelsen i mai 1992 blant annet var på vilkår av at rettighetshaverne forpliktet seg til å videreføre arbeidet med å kartlegge muligheten for ytterligere lønnsom oljeutvinning fra Troll, og at den foreliggende plan er et resultat av dette arbeidet.
Komiteen har merket seg at reservene omfattet av den foreliggende planlagte utbyggingen utgjør om lag 91 mill Sm3 olje, og at de totale utvinnbare oljereservene i Troll er kommet opp i om lag 185 mill Sm3. I tillegg vil det bli produsert 46 mrd Sm3 assosiert gass sammen med oljen som er planlagt produsert i henhold til den foreliggende plan. Komiteen har videre merket seg at lønnsomheten i det foreliggende prosjektet er god.
Komiteen viser til at den framtidige oljeproduksjon av reservoarmessige grunner vil avhenge av samlet gassproduksjon fra Troll, og at en utsettelse av prosjektet vil føre til tap av oljereserver, og at dette innebærer at prosjektet er tidskritisk.
Komiteens medlemmer fra Senterpartiet, Sosialistisk Venstreparti og Kristelig Folkeparti vil peike på at det høye investeringsnivået så vel som det høye oljeproduksjonsnivået en for tida har i Nordsjøen tilsier at en bør være varsomme med nye, store investeringer som øker produksjonen ytterligere. Disse medlemmer konstaterer likevel at den foreliggende utbygginga er tidskritisk i den forstand at grunna reservoarmessige forhold vil ei utsetting medføre varig tap av verdifulle ressurser. Disse medlemmer viser til brev fra Olje- og energidepartementet av 16. april 1997 når det gjelder stipulerte tap ved utsetting av prosjektet i henholdsvis 2 og 4 år. Etter ei samla vurdering finner disse medlemmer at det er samfunnsøkonomisk så vel som bedriftsøkonomisk riktig å realisere utbygginga nå.
Komiteen har merket seg at oljen planlegges ilandført fra feltet gjennom rørledning til Mongstad, og at det i tillegg til den eksisterende rørledning er nødvendig å legge en ny oljerørledning. Transportløsningen for olje vil være gjenstand for separat godkjenning fra departementet.
Komiteen har merket seg at kraftforsyningen er relativt lik den man har på Troll B. Det maksimale kraftbehovet er av operatøren anslått til 55 MW uten injeksjon av produsert vann og 71 MW med injeksjon av produsert vann. Kraftforsyningen består av fire gassturbiner hvorav to som drar generatorer og to som driver gasskompressorer. På grunn av et høyt varmebehov de første årene, vil virkningsgraden være relativt høy i denne perioden, da varmen gjenvinnes fra avgassen fra turbinene.
Komiteen viser til at det er lagt til grunn at utbyggingen vil medføre årlige utslipp av opp til om lag 350.000 tonn CO2 eller om lag 3 % av de totale utslipp fra norsk sokkel i år 2005, som er det første året kraftbehovet til Troll C når sitt maksimale nivå. Komiteen har merket seg at de planlagte utslippene ligger inne i de nasjonale utslippsprognosene. Hoveddelen av CO2-utslippene kommer fra driften av gassturbinene.
Komiteen har merket seg at ekstrakostnadene ved en forberedelse for en eventuell senere elektrifisering vil kunne være i størrelsesorden 100 mill. kroner, og at rettighetshaverne nå har gått inn for at Troll C tilrettelegges for senere elektrifisering, og at fremdriften i utbyggingen av Troll C vil ikke bli vesentlig ved en slik løsning.
Komiteen viser til at departementet tar til etterretning at rettighetshaverne i Troll går inn for en slik løsning. Dette muliggjør at ulike elektrifiseringsløsninger kan vurderes når det er nærmere avklart om de samlede kostnader og tekniske løsninger er akseptable. Etter departementets vurdering har et slikt opplegg for Troll C akseptable ekstra kostnader, samtidig som det gir fleksibilitet i forhold til teknologisk utvikling og muligheter for å se framtidig kraftforsyning til Troll C og Troll A i sammenheng. Komiteen er enig i departementets vurdering og forutsetter at de skisserte forberedelser for senere elektrifisering blir foretatt.
Komiteen viser til at de i sin behandling av proposisjonen har vært særlig opptatt av mulighetene for oppsamling og injeksjon av CO2 og kostnader knyttet til dette ut fra de opplysninger som ble forelagt i St.prp. nr. 38 (1996-1997) Godkjennelse av ny plan for utbygging og drift av oljen i Troll vest gassprovins.
Komiteen har merket seg at det under omtale av kostnader ved CO2-behandlingen i St.prp. nr. 38 (1996-1997) ikke forelå informasjon fra operatøren om at et pålegg om deponering av CO2 ville medføre utsettelse av prosjektet.
Komiteen har videre merket seg at det arbeidet som operatøren har utført for å utrede tekniske konsept og kostnader for CO2 fjerning og deponering, ble gjennomført på et tidlig tidspunkt i prosjektets planleggingsfase og med utgangspunkt i såkalt aminteknologi, fordi den er utprøvd ved anlegg på land og således er kommersielt tilgjengelig. Denne teknologien er ikke tilpasset bruk på plattform til havs.
Komiteen viser til at det hersker stor usikkerhet om kravspesifikasjoner til utstyrsvekter og plattform. Ifølge operatørenes siste beregninger vil et anlegg basert på aminteknologi for fjerning og deponering av CO2 bli om lag 700 mill. kroner dyrere (fra 1,3 mrd. kroner i St.prp. nr. 38 (1996-1997) til 2,0 mrd. kroner) enn det som lå til grunn ved innsendelse av PUD og konsekvensutredningen.
Komiteen har merket seg at det er under utvikling alternativ teknologi for fjerning av CO2 fra avgasser, basert på såkalt membranteknologi. Utviklingen i denne teknologien er imidlertid ikke kommet så langt at den vil være kommersielt tilgjengelig i nærmeste framtid. Kværner, som arbeider med teknologien anslår at det første tidspunkt den vil kunne være kommersielt tilgjengelig på er år 2002.
Komiteen har merket seg at Oljedirektoratet nå legger til grunn at fremtidig teknologi (membranteknologi) må benyttes, fordi dagens teknologi vurderes som uegnet for bruk på Troll C. Forutsatt at demonstrasjonsanlegg installeres på Troll C i år 2000 vil dette etter Oljedirektoratets vurdering kreve en investering på mellom 1,2 og 1,8 mrd. kroner, i tillegg kommer økonomisk tap og industrielle konsekvenser som følge av en utsettelse av prosjektet.
Komiteens flertall, medlemmene fra Arbeiderpartiet, Høyre og medlemmet Hillgaar, viser til at på grunn av kostnadene knyttet til investeringer i og drift av et anlegg, samt ressurstap og nåverditap ved en utsettelse, vil departementet fastholde sin konklusjon om at CO2-deponering ikke bør pålegges.
Flertallet tar dette til etterretning og mener for øvrig at dette spørsmålet også må ses i sammenheng med en fremtidig elektrifiseringsløsning som det mest nærliggende tiltak for å få ned CO2-utslippene i dette tilfellet.
Komiteens medlemmer fra Senterpartiet, Sosialistisk Venstreparti og Kristelig Folkeparti tar tilleggsopplysningene i St.meld. nr. 54 (1996-1997) til etterretning. Disse medlemmer viser til at i Aftenposten 13. mai 1997 blir det opplyst fra SINTEF/NTNU at man kunne hatt moderne teknologi for å fjerne CO2 fra bl.a. eksosgass dersom man ikke hadde lagt bort denne forskninga for flere år siden. I 1992 fullførte SINTEF Energi, på oppdrag fra Statoil, studier for å separere CO2, og kom fram til prosesser for å skille ut ca 90 % av CO2-innholdet i eksosgass. Disse medlemmer mener det var en feilvurdering da det ble beslutta å ikke videreføre dette arbeidet.
Disse medlemmer konstaterer at en foreløpig ikke har teknologi for å separere CO2 fra avgass og injisere denne, men fastholder den langsiktige målsettinga om reduserte utslipp fra Troll C. Denne målsettinga må også inkludere reduserte utslipp fra Troll A. Disse medlemmer finner at en foreløpig ikke har grunnlag for å ta stilling til hvordan dette best kan gjøres, men ber departementet vurdere ulike løsninger og fremme forslag for Stortinget så snart den nye teknologien er kommersielt tilgjengelig.
Disse medlemmer fremmer forslag i tråd med dette:
« Stortinget legger til grunn at det er et langsiktig mål å redusere utslippa fra Troll C så snart en har kvalifisert, tilgjengelig teknologi.
Stortinget ber Regjeringa vurdere ulike løsninger for separering og injisering av CO2 fra avgass og fremme forslag for Stortinget så snart denne teknologien er kommersielt tilgjengelig og seinest år 2002. »
Komiteen viser til de store planlagte utslippene av produsert vann, og at en reinjisering av dette vannet vil øke de totale CO2-utslippene for prosjektet med 35 %, som følge av økt kraftforbruk knyttet til drift av gassturbiner. Komiteen har merket seg at myndighetene vil pålegge operatøren å utrede alternative renseteknologier for det produserte vannet, og at operatøren i sine planer har tatt høyde for at injeksjon kan gjennomføres på et senere tidspunkt.
Komiteens medlemmer fra Høyre vil vise til at petroleumsvirksomheten på norsk sokkel drives etter meget høye miljøstandarder. Både norske og utenlandske selskaper har gjennom forskning og utvikling bidratt sterkt til at sokkelvirksomheten relativt sett belaster miljøet vesentlig mindre enn sammenlignbar virksomhet i andre land. Men Norges rolle både som stor energiprodusent og eksportør og som en fremtredende miljønasjon stiller helt spesielle krav til miljøprofil ved all økonomisk aktivitet på norsk området. Disse medlemmer vil i den forbindelse peke på at nettopp energisektoren som bidrar sterkt til å redusere klimautslipp i andre land, samtidig må bære et betydelig ansvar for at de nasjonale CO2-utslipp øker. Realpolitisk må dette problemet møtes med tiltak som innenfor forsvarlige økonomiske rammer kan dempe den negative fokus på petroleumssektorens rolle i det klimapolitiske billedet. Disse medlemmer mener derfor at flere hensyn taler for at man nå må øke innsatsen når det gjelder å utvikle effektiv renseteknologi (CO2 og NOx) slik at teknologien blir tilgjengelig til lavere enhetskostnader. Dette er nødvendig for at pålegg om f.eks. CO2-rensing ikke får som konsekvens at en rekke små- og marginale felt aldri blir produsert. Det bør i den forbindelse vurderes om en slik teknologiutvikling kan stimuleres ytterligere f.eks. gjennom at olje- og gasselskapene kan gis visse fradragsmuligheter i den løpende CO2-avgift for denne type utviklingskostnader.
Disse medlemmer mener videre at et høyt tempo i en slik teknologiutvikling vil være avhengig av at enkelte større olje- og gassfelt med god lønnsomhet etter en individuell vurdering møter krav om CO2-rensing. Dermed vil utviklingsarbeidet kunne knyttes opp til konkrete pilotprosjekter når kvalifisert teknologi foreligger. Disse medlemmer vil i den forbindelse vise til at dagens teknologi for separasjon av CO2, men også forventet kommersialisering av ny separasjonsteknologi rundt år 2002, innebærer at rensetiltakene foreløpig er lite kostnadseffektive. Den største utfordringen i forhold til sokkelvirksomheten ligger derfor i å utvikle bedre og billigere renseteknologi som er tilpasset kravene til lav vekt, liten plass og høyere kostnadseffektivitet. I planleggingspremissene for fremtidige utbyggingsprosjekter må det videre legges til grunn at anvendelse av ny teknologi og nye rensekrav kan bli pålagt.
Disse medlemmer mener derfor på generelt grunnlag at følgende premisser som en hovedregel bør legges til grunn for kommende utbyggingssaker:
| 1. |
Et høyt ambisjonsnivå for utslippsreduksjoner/rensing. |
| 2. |
Fokus på teknologiutvikling, herunder positive stimuli for økt satsing på teknologiutvikling for CO2. |
| 3. |
Videreføre studier om muligheten for mer kostnadseffektive løsninger for hel- eller delelektrifisering |
| b) |
fra eventuelle « regionale » offshorebaserte gasskraftverk med reinjeksjon av CO2. |
Disse medlemmer mener at en slik strategi best kan ivareta de energi- og miljøpolitiske målsettinger som et flertall i Stortinget hittil har stilt seg bak.
Disse medlemmer fremmer forslag i tråd med anførte merknader:
| «1. |
Stortinget ber Regjeringen fremme forslag om ulike stimuleringstiltak for å fremme bedre og billigere renseteknologi for CO2-rensing, herunder vurdere å gi olje- og gasselskapene visse fradragsmuligheter i den løpende CO2-avgift for investeringer i, - eller bidrag til - slike utviklingskostnader. |
| 2. |
Stortinget ber Regjeringen videreføre studier om muligheter for mer kostnadseffektive løsninger for hel- eller delelektrifisering av produksjonsplattformer på sokkelen: |
| b) |
fra «regionale» offshorebaserte gasskraftverk med reinjeksjon av CO2.» |
Forslag fra Senterpartiet, Sosialistisk Venstreparti og Kristelig Folkeparti:
Forslag 1
Stortinget legger til grunn at det er et langsiktig mål å redusere utslippa fra Troll C så snart en har kvalifisert, tilgjengelig teknologi.
Stortinget ber Regjeringa vurdere ulike løsninger for separering og injisering av CO2 fra avgass og fremme forslag for Stortinget så snart denne teknologien er kommersielt tilgjengelig og seinest år 2002.
Forslag fra Høyre:
Forslag 2
Stortinget ber Regjeringen fremme forslag om ulike stimuleringstiltak for å fremme bedre og billigere renseteknologi for CO2-rensing, herunder vurdere å gi olje- og gasselskapene visse fradragsmuligheter i den løpende CO2-avgift for investeringer i, - eller bidrag til - slike utviklingskostnader.
Forslag 3
Stortinget ber Regjeringen videreføre studier om muligheter for mer kostnadseffektive løsninger for hel- eller delelektrifisering av produksjonsplattformer på sokkelen:
| b) |
fra «regionale» offshorebaserte gasskraftverk med reinjeksjon av CO2. |
Komiteen har for øvrig ingen merknader, viser til proposisjonen og rår Stortinget til å gjøre slikt
vedtak:
På statsbudsjettet for 1997 gjøres følgende endringer:
| Kap. 2440 |
Statens direkte økonomiske engasjement i |
| |
petroleumsvirksomheten |
| |
24 Driftsresultat, |
| |
overskudd reduseres med |
kr |
60.000.000 |
| |
30 Investeringer, |
| |
økes med |
kr |
1.445.000.000 |
| |
31 Utgifter, prosjekter under vurdering, |
| |
reduseres med |
kr |
1.505.000.000 |
| Kap. 5440 |
Statens direkte økonomiske engasjement i |
| |
petroleumsvirksomheten |
| |
80 Renter, |
| |
økes med |
kr |
45.000.000 |
| |
81 Inntekter, prosjekter under vurdering, |
| |
reduseres med |
kr |
45.000.000 |
|
Oslo, i energi- og miljøkomiteen, den 5. juni 1997.
|
| Grete Faremo, |
Kjell Terje Fevåg, |
Paul Chaffey, |
| fung. leder. |
ordfører. |
sekretær. |
Brev fra Olje- og energidepartementet v/ statsråden til energi- og miljøkomiteen, datert 16. april 1997.
Spørsmål vedkomande tidskritisk utvinning av oljen i Troll vest
Eg viser til brev frå energi- og miljøkomiteen av 11. april 1997 med spørsmål om kor stort oljetap som kan stipulerast ved ei utsetjing av prosjektet på to, evt. fire år. Spørsmålet har vore lagt fram for Oljedirektoratet, som har følgjande merknad:
|
« Med planene for den videre utbyggingen av Troll vest gassprovins er anslagene over total oljeutvinning fra Trollfeltet nå 185 mill Sm3. Av dette omfatter den foreliggende plan for utbygging og drift (PUD) en utvinning på 91 mill Sm3, som fordeler seg med 33 mill Sm3 via Troll B (sørlig del av provinsen) og 58 mill Sm3 via Troll C (nordlig del av provinsen). |
|
I forbindelse med PUD for denne utbyggingen har Norsk Hydro studert effekten av utsatt oppstart av Troll C. Simuleringsresultatene indikerer at ett års utsettelse reduserer utvinningen med 1,2 mill Sm3 (2 %) og tre års utsettelse med 4,4 mill Sm3 (7,6 %). Tapet er beregnet i forhold til den produksjonsstrategi som per i dag forventes å være optimal. Basert på disse simuleringene antas det at en utsettelse av Troll C i hhv to og fire år vil medføre et oljetap på 2,8 mill Sm3 (4,8 %) og 6,1 mill Sm3 (10,5 %) fra den nordlige delen av provinsen. |
|
Dersom hele utbyggingen utsettes, vil også et oljetap fra den sørlige delen av provinsen måtte inkluderes. Effekten av en utsettelse forventes å være noe mindre her på grunn av en viss stabilisering av kontaktbevegelsene. Oljetapet i sør anslås derfor å være omtrent 1,2 mill Sm3 (3,6 %) ved to års utsettelse og 2,6 mill Sm3 (7,9 %) ved fire års utsettelse. |
|
To års utsettelse av hele utbyggingen vil dermed føre til et oljetap på om lag 4 mill Sm3, mens oljetapet kan forventes å øke til om lag 9 mill Sm3 ved fire års utsettelse. Det ovenstående er basert på basistilfellet i utbyggingsperioden. Økt gassuttak forventes å medføre ytterligere tapt oljeproduksjon. |
|
Med den foreliggende PUD antas utvinningsgraden for olje i gassprovinsen å bli ca 22 %. Det ligger et betydelig potensiale i å øke utvinningsgraden gjennom anvendelse av nye teknologiske løsninger. En utsettelse vil redusere dette potensialet. » |
Brev fra Olje- og energidepartementet v/statsråden, til energi- og miljøkomiteen, datert 23. april 1997.
Spørsmål vedkomande St.prp. nr. 38 Troll vest
Eg viser til brev frå Energi- og miljøkomiteen av 22. april 1997 med spørsmål knytta til CO2-rensing for Troll vest. Spørsmål ein og to har vore lagt fram for Oljedirektoratet, som har følgjande merknader:
« 1. Er det mulig å rense/deponere CO2"en i detforeliggende prosjektet?
Det finnes flere teknologier for å separere CO2. Felles for alle teknologier er at de ikke er blitt anvendt på eksosgass i større målestokk, slik behovet eventuelt vil være på Troll vest gassprovins.
Det blir imidlertid lagt ned et betydelig internasjonalt arbeid for å rense avgassene for CO2. Også norsk industri har under utvikling en prosess for separasjon av CO2 fra eksosgassen. I dette arbeidet har det vært vektlagt å utvikle mer kompakte løsninger for å møte norsk petroleumsindustris krav til redusert vekt- og arealbehov.
Prosessen er ikke ferdig utviklet, men det er nå under planlegging et demonstrasjonsprosjekt hvor endelig verifikasjon av prosessen vil bli forsøkt utført. Planlagt oppstart på prosjektet er satt til august 1997, og en test av prosessen under reelle betingelser planlegges utført på Kårstø i løpet av 1998/99. Engineering av et fullskala pilotanlegg vil kunne starte innen ett år etter at demonstrasjonsprosjektet er igangsatt. Dersom finansiering av prosjektet går i orden i løpet av 1997 og testene er vellykket, kan et fullskala demonstrasjonsanlegg til havs være i drift i løpet av 2000/2001 i følge utvikleren, Kværner ASA. Det foreligger per i dag ingen detaljerte planer for dette. Teknologien er verken ferdig utviklet eller utprøvd. Det er stor usikkerhet knyttet til effektivitet, energibehov, arealbehov og hvor tungt utstyret vil bli. Utprøving av teknologien i full skala bør av den grunn foregå på land før det planlegges satt i drift til havs. En slik fullskala utprøving på Troll C vil derfor kreve utsettelse av prosjektet i ett til to år i påvente av at teknologien blir kvalifisert.
Hovedutfordringen med teknologien knyttet til separasjon av CO2 fra eksosgass, er at alle prosessene er svært vekt- og plasskrevende sammenlignet med en tradisjonell gassturbinløsning. Teknologi for separering av CO2 fra eksosgass kan ikke tilpasses Troll C plattformen uten å medføre større endringer i plattformens utforming, og med det en betydelig innvirkning på de totale byggekostnader og endelig ferdigstillelsesdato.
I tillegg til separasjon av CO2 fra eksosgassen vil det være nødvendig å deponere den utskilte CO2 på et egnet sted. Ved deponering av CO2 utskilt fra eksosgass fra gassturbiner vil det på grunn av begrenset mengde CO2-gass og tilhørende kostnad, være mest aktuelt å injisere CO2 i et underjordisk reservoar. Det har i de senere år vært utført studier av å deponere CO2 i havet, men havdeponering er ikke bekreftet ved praktiske forsøk i større skala. Det vil derfor være nødvendig å gjennomføre laboratorie- og feltforsøk før man kan starte opp med havdeponering av CO2. Det er også knyttet stor usikkerhet til biologisk virkning ved havdeponering av CO2-gass.
2. hva blir de samlede kostnader ved co2-rensingen?
Dagens kommersielle teknologi vurderes som uegnet for bruk på Troll C på grunn av stort arealbehov og betydelig vekt med tilhørende høye kostnader. Oljedirektoratet legger derfor til grunn at framtidig teknologi må brukes. Forutsatt at et demonstrasjonsanlegg installeres på Troll C i 2000 vil dette kreve en investering på mellom 1,2 til 1,8 mrd kroner. Usikkerheten i kostnadsanslagene er stor og intervallet gjenspeiler usikkerheten i omfanget av ombygginger og behov for forsterkninger i forhold til opprinnelig design av plattformen. Troll C har med dagens design begrensede vektreserver og ledig areal. Revidert design og forsterkninger av både understell og dekk vil derfor være nødvendig. På grunn av at teknologien ennå er under utvikling vil det være stor usikkerhet i kostnadene.
Norsk Hydro har studert effekten av utsatt oppstart av Troll C. Simuleringsresultatene utført i tilknytning til plan for utbygging og drift av Troll vest gassprovins indikerer at ett og to års utsettelse reduserer utvinningen med henholdsvis 1,2 og 2,8 mrd Sm3. Dersom en legger disse tallene til grunn vil nåverdien av inntektstapet (7 % før skatt) være 1,8 og 3,6 mrd kroner ved en oljepris på 16 $/fat.
Tiltakskostnaden, dvs. kostnaden per redusert tonn CO2, ligger i området fra 710 til 810 kroner. I denne kostnaden er det tatt hensyn til at teknologien for å separere CO2 ikke vil være tilgjengelig før i 2000, noe som vil medføre en forsinket produksjonsstart på ett år i forhold til gjeldende plan. En ytterligere forsinkelse med ett år vil øke tiltakskostnaden betydelig. Det er ikke tatt hensyn til at et separasjonsanlegg kan redusere virkningsgraden på turbinene.
Et alternativ med ombygging fra konvensjonell gassturbindrift til bruk av CO2-separasjonanlegg, når dette er kommersielt tilgjengelig, vil bidra til å forsinke prosjektet og øke byggekostnadene på grunn av behov for omfattende enderinger i utforming av dekksanlegg og behov for å øke bæreevnen til plattformen. Operatøren har estimert at en revidert design med tilhørende ombyggingsarbeid vil øke den planlagte gjennomføringstid med ett år. Installasjonskostnadene vil også være høyere ved ombygging av en plattform i drift enn før oppstart av plattformen.
Et alternativt tiltak for å redusere CO2-utslippene kan være å flytte gassturbinene på land. Dersom gassturbinene flyttes på land og plattformen forsynes via vekselstrømskabel, vil vekt- og plassbehov på plattformen kunne holdes innenfor dagens planer. Et landbasert kraftgenereringssystem vil ha vesentlig høyere virkningsgrad, noe som vil redusere utslippene med om lag 30 % fram til et separasjonsanlegg kan stå ferdig. Det vil dermed også generere mindre CO2 og kreve et mindre separasjonsanlegg. Når så teknologien er tilgjengelig kan et landbasert kraftgenereringssystem på en enklere måte bli ombygget for å fjerne CO2. Ved økt virkningsgrad vil det dessuten frigjøres gass som kan selges i markedet og dermed bidra til å forbedre økonomien.
I forbindelse med behandlingen av plan for utbygging og drift av Troll vest gassprovins har myndighetene bedt om at operatøren iverksetter de nødvendige studier for å muliggjøre at en løsning basert på kraftforsyning fra land kan gjennomføres. En rapport som oppsummerer resultatene fra disse studiene vil først foreligge i løpet av kort tid. Det er derfor for tidlig å trekke endelige konklusjoner av dette arbeidet. Oljedirektoratet har dessuten i samarbeid med Norges vassdrags- og energiverk under utredning en mer generell vurdering av kostnader ved å elektrifisere sokkelen. Konklusjonene på dette arbeidet vil etter planen bli forelagt Stortinget i løpet av våren. »
I samband med dei nye kostnadstala seier operatøren for prosjektet, Norsk Hydro:
|
« I forbindelse med etablering av utbyggingsløsningen våren/sommeren 1996 var industrimiljøet av den oppfatning at hverken teknologien eller kostnadene var akseptable for Troll C prosjektet innenfor den tidsramme som var etablert med oppstart 1999. Kontraktsforespørselsdokumentet til Kværner, Aker og Umoe hadde derfor ikke funksjonskrav om CO2 renseanlegg. Disse selskapene hadde derfor heller ikke tatt hensyn til disse kostnadene og vektene som dette ville medføre. Det vil si at siden mai/juni 1996 er konseptet utviklet uten å ta høyde for gassrenseanlegg. |
|
I utarbeidelsen av konsekvensrapporten med tilhørende høringsrunder har ingen hatt merknader til denne designforutsetning slik at prosjektet pr. dato er ca 1 år inne i designprosessen uten CO2 renseanlegg. » |
3. Kva for forsking vert utført når det gjeldmiljøutslepp frå sokkelen?
Myndigheitene si hovudrolle er å etablere eit rammeverk som stimulerer til at ein kan nå dei ønska utsleppsreduksjonane på den mest kostnadseffektive måten. Eit sentralt element i denne samanhengen er stimulering til forsking og utvikling av meir miljøvennleg teknologi.
Myndigheitene har i tillegg ei rolle å spele når det gjeld å komplementere innsatsen i privat sektor. Når det gjeld utslepp av CO2 på sokkelen, er denne typen aktivitet hovudsakleg lagt til Norges Forskningsråd (NRF). I tillegg har Statens Forurensningstilsyn ordningar for å støtte utvikling av miljøteknologi, og Statens Nærings- og Distriktsutviklingsfond (SND) har midlar for å støtte prosjekt fram mot kommersialisering.
Gjennom den tilskotsordninga SFT har for miljøteknologi, har dei mellom anna støtta opp om utviklinga av meir effektive gassturbinar og deponering av CO2. Totalramma for tilskotsordninga har vore på 35 millionar kroner dei seinare åra.
SND har òg gitt lovnad om midlar knytte til utvikling av meir effektive turbinar. Den samla lovnaden er på om lag 55 millionar kroner.
Noreg deltek i eit prosjekt om deponering av CO2 under CTI (Climate Technology Initiative). CTI vart oppretta i samband med Klimaforhandlingane, og er no lokalisert under det Internasjonale Energibyrå (IEA).
Olje- og energidepartementet bidrar, saman med Miljøverndepartementet og Nærings- og handelsdepartementet, til det nye Klimateknologiprogrammet som har som målsetjing å stimulere til auka bruk av teknologi som reduserer utsleppa av klimagassar. Programmet fokuserer på innovasjonsgrad og potensial for utsleppsreduksjon når FoU-prosjekt vert sett i gang. Det skal mellom anna iverksetjast 1-2 fullskalaprosjekt i petroleumssektoren og prosessindustrien.
Andre program i NFR sin regi som angår utslepp frå sokkelen, er Normil 2000 og Utbygg. Eit prosjekt for utvikling av membrandteknologi for separasjon av CO2 vert ført vidare i Normil 2000-programmet. I Utbyggingsprogrammet, som er konsentrert om miljøvennleg utbygging på djupt vatn, vidarefører ein Mustprogrammet (miljøvennleg og lønsam utbygging av små petroleumsfelt).
Olje- og energidepartementet bidrar i tillegg med midlar til IEA Greenhose Gas R&D Programme. Dette programmet har fokus mot teknologi som kan redusere utsleppa av drivhusgassar frå fossile brensel.
Innanfor oljeindustrien er det stor aktivitet når det gjeld utvikling av meir miljøvennleg teknologi. Denne aktiviteten har bidratt til at CO2-utsleppa per produsert eining er redusert med vel 30 % sidan 1990.
Døme på forsking og utvikling, heilt eller delvis finansiert av industrien, som kan bidra til å redusere utsleppa av CO2:
| - |
Sleipner Vest - CO2 som vert separert ut frå brønnstraumen vert reinjisert; |
| - |
Meir effektive turbinar - mellom anna ved å bruke varmen i avgassen til kraftproduksjon; |
| - |
Faklingssystem - eit nytt faklingssystem er tatt i bruk dei siste åra. Med systemet treng ein ikkje kontinuerleg fakling - utsleppsreduksjonen vil vere på om lag 70 %; |
| - |
Utvikling av membranteknologi for fråseparering av CO2 frå avgassen til turbinane; |
| - |
Utvikling av mindre energiintensiv produksjon, herunder reduksjon av den mengda vatn som vert produsert. |
I MILJØSOK reknar oljeindustrien med at den teknologiske framgangen, under gitte føresetnader, vil bira til ein reduksjon i utsleppa på om lag 30-40 % per produsert kWh i løpet av den komande femtenårsperioden.