Olje og gass
Norsk gasseksport og klimaeffekter
Forskerne vil fortsette å komme opp med vitenskapelig basert kunnskap i dette kappløpet med tiden. Jeg befinner meg på den faglige arena og er forsiktig optimistisk, skriver Arild Hervik.
Arild Hervik er professor emeritus ved Høgskolen i Molde.
SYNSPUNKT. Jeg har møtt utviklingen av norsk gassnæring fra mange ulike perspektiver. I 1974 hadde jeg sommerjobb som student på plattformen på Friggfeltet som er det første gassfeltet som ble utviklet på norsk sokkel. På 70-tallet gikk jeg i demonstrasjonstog under fanen nei til boring nord for 62. breddegrad fordi jeg mente vi måtte ha et lavt utvinningstempo for å unngå en for rask omstilling av norsk økonomi og en måte å begrense aktivitetsnivået på var å stanse leteboringen på Haltenbanken.
I 1985 hadde jeg en forskerstilling i Saga petroleum for å lære gassøkonomi fra et rent privat gasselskap sitt perspektiv. Han som tilbød meg stillingen hadde jeg tidligere samarbeidet med i Miljøverndepartementet. Jeg pendlet til Oslo hver uke og fikk en bratt læringskurve i det som for meg var en helt ny kultur.
Jeg var den første som regnet på en samfunnsøkonomisk optimal innfasing av gasseksport fra Midgard feltet på Haltenbanken i rør til Europa. Saga var operatør og jeg fikk derfor legge frem våre beregninger for lisensen. Vi beregnet optimal innfasing av gassen før år 2000.
Siden overtok Statoil Midgard feltet fra Saga og dette feltet ble slått sammen med andre gassfelt til Åsgardfeltet og i 1999 var Åsgardfeltet og Haltenpipe og prosessering på land en realitet.
Jeg fikk også Saga sin plass i gassforhandlingsutvalget og var med på de siste møtene da Statoil som selger skulle velge sin posisjon i eskaleringsformelen overfor kjøper. Statoil ville knytte gassprisen mest mulig til oljeprisen som løpende ble registrert på børsen for kjøp og salg av olje. Saga sin posisjon var at vi ville knytte prisen på gass sterkere til markedsindikatorer som ikke var så konjunkturfølsomme, som ville gi lavere gasspris for Trollgassen når oljeprisen steg mye, og høyere gasspris under dårlige konjunkturer når oljeprisen sank mye.
Alle eskaleringsformler for alle felt er beheftet med den strengeste konfidensialitet og disse beregningsformlene blir kontraktsfestet som langsiktige kontakter mellom kjøper og selger med ulike reforhandlingsklausuler innarbeidet.
I 1986 falt oljeprisen kraftig og for Trollfeltet var dette på et ugunstige tidspunkt for et felt som hadde tatt de høye investeringskostnadene med den første kostbare betongplattformen med ilandføring av gassen til Kollsnes for prosessering før eksport i rør til Europa. De høye investeringskostnadene ble ikke forrentet i denne første perioden da rentekostnadene steg kraftig samtidig som olje- og gassprisen falt.
Alle som ikke arbeidet fast i Saga mistet jobbene sine og jeg fikk med et utviklingsprosjekt fra Saga som var knyttet til eskaleringsformelen.
Nå kunne jeg mye om gassøkonomi og i 1992 holdt jeg et seminar på Stortinget sammen med min venn Helge Ole Bergesen fra Stavanger om politisk vanskelige spørsmål hvor det var behov for motekspertise i miljø- og gasspolitikken. Jeg snakket om «stranded gas» fra Heidrunfeltet som Statoil ville fakle av ute på feltet som var mest kostnadseffektive løsning for et oljefelt.
Jeg argumenterte samfunnsøkonomisk for at gassen burde reinjiseres i feltet og ilandføres senere når det var nok gass tilgjengelig til å kunne velge en stor gassløsning. Jeg argumenterte mot den løsningen politikerne på Nordmøre ønsket seg som var ilandføring til Kjeldbergodden på Nordmøre og produksjon av metanol på Kjeldbergodden. Jeg mente dette alternativet ville gi store klimagassutslipp og var et samfunnsøkonomisk risikabelt prosjekt. Jeg ble ikke populær på Nordmøre og en ledende politiker fra Nordmøre kvitterte ut sin misnøye med mine analyser med en overskrift i Romsdal Budstikke med tittelen «Gledesdreperen Arild Hervik».
Metanolanlegget kom etter sterkt politisk press. I 1999 ble jeg oppnevnt i et ekspertutvalg som skulle granske alle de store kostnadsoverskridelser vi hadde fått i de mange nye feltutbygginger på norsk sokkel fra 1992-1999. Vi overleverte Kåsenutvalgets rapport til Marit Arnstad på oljemessen i Stavanger i 1999.
Vår sluttrapport var kritisk med tanke på Statoil sin rolle som operatør på Kårstø, og disse kostnadsoverskridelsene ble starten på en prosess hvor hele styre og toppsjefen i Statoil måtte ta ansvaret og alle måtte gå.
Jeg hadde fått rapporten muntlig på en flytur av min gode venn fylkesrådmann Kåre Ellingsgård om hvordan han hadde opponert på styremøtene mot manglende økonomisk rapportering til styre som hadde irritert ledelsen i Statoil slik at de fikk Kåre Ellingsgård kastet fra styre. Like etterpå måtte den samme ledelsen og hele styre gå.
I 2000 ble jeg kalt inn av Olje- og energidepartementet til å være motekspertise når eierskapet i de store feltene på norsk sokkel ble gjennomgått. Statoil leide inn den fremste ekspertisen for å begrunne at staten ville være best tjent med at Statoil ble så stor som mulig. Jeg stilte opp som motekspertise på kort varsel.
I 2006 ble jeg oppnevnt i et ekspertutvalg sammen med 3 andre professorer som hadde som mandat å klarlegge den rollen Gassco som et statlig gassinfrastrukturselskap skulle ha. De var blitt opprettet av Stortinget i 2000 som ansvarlig for koordinering av all gassinfrastruktur på norsk sokkel. Min rolle var å dosere den nye realopsjonsteorien for infrastrukturinvesteringer som en ny måte å ta hensyn til risiko i store infrastruktur prosjekter.
Gassco skulle da ha ansvaret for alle disse analysene med koordinering av de ulike interessene med et langsiktig perspektiv for å finne beste økonomiske alternativ. Selskapene skulle fortsatt finansiere investeringene og drifte gassfeltene som operatør.
Ekspertutvalget ble ledet av Gassco og petroleumsselskap på norsk sokkel var med i en rådgivningsgruppe. Statoil var også interessert i realopsjonsteori og så også at overkapasitet i rør og prosesseringsanlegg av gassen fra Ormen Lange og gassanlegget på Nyhamna ga lave merkostnader og nye funn kunne da kobles til eksisterende gassinfrastruktur til lave kostnader og ledig kapasitet ville bli fylt opp.
Jeg hadde begynt å dosere realopsjonsteori for Norsk Hydro som var operatør for Ormen Lange feltet i 2000 under det første jazzgassseminaret i Molde. Det var nå klart at det var behov for stor gassløsning. Jeg argumenterte for stor gassløsning på land og overinvestering i anlegget på land og gassrøret til Storbritannia.
Det skulle bli deltakelse på mange jazzgasseminar og i 2015 holdt doktorgradskandidaten min foredrag om en felles artikkel om gasseksport og klimaeffekter. Vi hadde da kartlagt hvor store klimagassutslipp vi hadde per enhet gasseksport til Europa fra 10 representative gassfelt med ulike verdikjeder på norsk sokkel. Det var store forskjeller i klimagassutslipp etter alder, avstand fra land, størrelsen på feltet og energi- og teknologiløsning.
Klimagassutslippene fra Ormen Lange og Nyhamna som fullelektrifisert anlegg med kort avstand til land og med subsea løsning hadde lavest klimagassutslipp. Gassen fra Åsgardfeltet hadde et gasskraftverk på plattformen og rørtransport til Kårstø og var et felt som lå langt fra land og selv om utbyggingen var ferdig bare 8 år før Ormen Lange var klimagassutslippene betydelig høyere.
Det aller meste av klimagassutslipp skjer når gassen forbrukes
Forskjellen er dokumentert å være stor mellom gamle og nye felt. Ormen Lange feltet leverer gassen til Easington nesten uten klimagassutslipp frem til forbruker. I Storbritannia brukes gassen direkte i husholdningene og også som leveranser til gasskraftverk for å erstatte kull som slipper ut mye mer klimagasser per enhet elektrisitet produsert.
Artikkelen som sammenlikner klimagassutslipp fra ulike gassfelt på norsk sokkel i ulike verdikjeden er nå publisert i Journal of Environment & Economic Policy i juli-nummeret i 2020.
Det er også interessant å sammenlikne klimagassutslipp fra LNG anlegg som Snøhvit med Ormen Lange-gassen. I et LNG anlegg fryses gassen ned og kan transporteres over lange avstander i nedfrossen tilstand med spesialbåter som bruker gass som energikilde for å holde LNG nedfrossen.
Gass transportert fra USA og Midtøsten som LNG til Europa har mye høyere klimagassutslipp enn kortreist gass i rør fra Nyhamna. Det meste av gassen fra Russland transporteres i rør.
Frem til i dag har gasseksport fra Åsgardfeltet gitt rundt 1000 milliarder kroner i inntekter. Ormen Langefeltet med eksportinntekter fra 2007 ble samfunnsøkonomisk svært lønnsomt for Norge. Trollfeltet som har produsert gass i mer enn 30 år har gitt høyeste inntekter. Inntektene fra gassalg er de siste årene på samme nivå som oljesalget.
Polarled er nå bygget til Åsta Hansten feltet utenfor Helgelandskysten og stadig nye felt er funnet langs Polarled og koblet opp til eksisterende gassinfrastruktur med ledig kapasitet som er kostnadseffektivt og gir lave klimagassutslipp. På Nyhamna vil forholdene ligge godt til rette for produksjon av hydrogen med fullelektrifisert anlegg og kort avstand til reservoarer som gradvis tømmes med infrastruktur for rørtransport til sikker lagring av klimagasser i tømte reservoarer.
Økonomien i hydrogenproduksjon er ikke konkurransedyktig ennå, men her vil vi oppleve innovasjoner i tiden framover som kan åpne for et hydrogenanlegg på Nyhamna for nye gassfelt. Dette er en løsning også i EU sin langsiktige klimastrategi.
Det aller meste av klimagassutslipp skjer når gassen forbrukes. Det er derfor i et klimagassperspektiv viktig om vi lykkes med utviklingen av hydrogenanlegg med rensing, transport og lagring av klimagasser. Innovasjoner vil alltid innebære tilpasning under usikkerhet.
I overgangen til en mer klimavennlig økonomi kan gasseksport fra Norge til Europa fortsatt ha en viss betydning. Energimiksen må endres raskt i en mer klimavennlig retning. Alle strategier på leting etter en mer klimavennlig økonomi skjer under mangel på fullstendig informasjon. Hvordan løsningen blir og hvilke teknologier som vinner frem kan ingen forutsi med sikkerhet.
For å håndtere informasjonsmangelen og risikoen for et dramatisk utfall som følge av klimaproblemet gjelder føre var prinsippet. Er sannsynligheten stor for et dramatisk utfall er vi villig til å ofre mye for å unngå et slikt utfall. Opplever vi at sannsynligheten er liten og at utfallet ikke er så dramatisk er også offerviljen mindre.
Det Stortinget vi velger nå har ansvaret for å utforme Norges klimapolitikk med mangel på full informasjon i en tilpasning under usikkerhet. Her vil mange interessegrupper stå mot hverandre og Stortinget må finne den løsningen som avspeiler sammensetningen av de ulike grupperingene folket har valgt.
Forskerne vil fortsette å komme opp med vitenskapelig basert kunnskap i dette kappløpet med tiden. Jeg befinner meg på den faglige arena og er forsiktig optimistisk.
Det kan være at forskerne vil avdekke at det er viktigst å fase ut kullforbruket først, dernest oljeforbruket og til slutt gassforbruket. Inntil videre lever vi alle med føre var prinsippet og det Stortinget vi har valgt.
Det siste forslaget fra regjeringen om endringer i skatteregimet for petroleumselskapene er i overensstemmelse med skattereformen fra 1992 og følger samfunnsøkonomisk skatteteori for utforming av grunnrenteskatt i Norge. Dette ble første gang drøftet i Stortinget i 1974 med Trygve Bratteli som statsminister da den første oljemeldingen ble fremmet for demokratisk behandling.
