Del 2
Bruk av naturgass – bakgrunn

3 Et ønske om økt bruk av naturgass i Norge

3.1 Innledning

Total mengde utvinnbar gass på norsk sokkel (inkludert produsert volum) er anslått til om lag 7000 mrd. Sm³. Så langt er det produsert om lag 10 prosent av de totale gassressursene på norsk sokkel.

Med bakgrunn i ressurssituasjonen på norsk sokkel, og gitt at kun en liten del av ressursene er produsert så langt, er det grunn til å tro at gassvirksomheten i Norge har en svært langsiktig horisont, kanskje opp mot 100 år med dagens produksjonsprofil. Halvparten av de påviste gjenværende petroleumsressursene på kontinentalsokkelen er naturgass, og gass vil derfor spille en stadig viktigere rolle i den norske petro­leums­virk­somheten. Produksjonen av gass utgjør i dag om lag 25 prosent av den totale petroleumsvirksomheten, men denne andelen forventes å øke utover i tid.

Norges eget forbruk av naturgass er imidlertid svært beskjedent. Ser en bort ifra forbruket på sokkelen, jf. kapittel 4, er det i størrelsesorden kun en prosent av den samlede årsproduksjonen som benyttes innenlands. Til sammenlikning har Europa et forbruk av naturgass som er 50 prosent større enn sin egen produksjon. Kombinasjonen av en slik betydelig tilgang på egne energiressurser og et relativt sett lavt forbruk innenlands, er unik i verdenssammenheng. Historisk skyldes dette flere forhold, der geografi, bosetning og en tidlig satsing på en oppbygging av et overføringsnett for elektrisitet med bakgrunn i vannkraftressursene står sentralt. Da produksjonen av naturgass kom i gang på norsk sokkel, fantes det ikke samme grunnlag for å bygge opp et distribusjonsnett for gass om i øvrige land i Europa. Norge har derfor i dag et svært begrenset rørbasert distribusjonsnett for naturgass, kun lokalisert rundt ett av ilandføringsstedene for gass.

Også i andre nordiske land er det et langt større forbruk av naturgass enn i Norge, samt et bedre utbygd distribusjonsnett. Fra Sjælland i Danmark går det en ledning til sør-Sverige som går videre nordover til Gøteborg. Distribusjonsnettet for gass i Sverige dekker bare den sørvestlige delen av landet. Det finske naturgassnettet strekker seg fra sørøst i Finland og vestover, med en gren nordover og en gren sørover i den vestlige delen. Omtrent halvparten av Finlands befolkning bor innen rekkevidde av gassnettet.

Det synes i dag å være relativt bred enighet i Norge om å oppnå mer verdiskaping innenlands ved blant annet å anvende en større andel av denne naturgassen nasjonalt. Dette kan samtidig bidra positivt til et mer energieffektivt og miljøvennlig energisystem.

Utredningens mandat med dets begrunnelse og bakgrunn, jf. kapittel 1, har vært det styrende elementet for utvalgets vurderinger og anbefalinger. Samtidig har utvalget i sitt arbeid lagt til grunn at det er et politisk ønske om økt bruk av naturgass i Norge. Det vises i denne sammenheng til Stortingets behandling av St.meld. nr. 44 (1994-1995) Norge som gassnasjon – bruk av naturgass i Norge i Innst. S. nr. 149 (1995-1996) hvor blant annet følgende føringer ble gitt:

«Komiteen går inn for at det satses på lønnsom og miljøvennlig innenlandsk anvendelse av norsk gass, også til industrielt forbruk. Dersom naturgassen erstatter andre fossile brensler, vil utslippene av klimagasser reduseres. Naturgassen må forvaltes i et perspektiv som strekker seg over flere generasjoner og som sikrer størst mulig inntekter. I introduksjonsfasen kan et begrenset myndighetsengasjement være nødvendig, men også næringslivet har et ansvar for at bruken av gass i Norge tiltar etter hvert som tilgjengeligheten øker. Dette gjelder både industriell bruk, i transportsektoren og andre muligheter som gassen gir åpning for.»

«Komiteens flertall, medlemmene fra Arbeiderpartiet, Høyre og medlemmet Hillgaar, vil vise til at selv om energibruken i Europa er i ferd med å flate ut, så skjer det en klar endring i sluttbrukernes energietterspørsel med en relativt sterk økning i elektrisitetsforbruket. Selv med en fallende trend i landenes samlede energibruk, vil etterspørselen etter elektrisitet sannsynligvis fortsatt øke. Det vil derfor være av stor miljømessig betydning at generering av elektrisitet skjer med brennstoff som gir lavest mulig utslipp.»

«Et annet flertall, medlemmene fra Senterpartiet, Høyre og Sosialistisk Venstreparti og Kristelig Folkeparti, viser til at naturgass representerer den mest aktuelle «energibro» mellom en fossil tidsalder og et fremtidig energibilde dominert av fornybare energibærere og hydrogen. I så måte stiller Norge i en gunstig situasjon for eksempel ved at hydrogen kan fremstilles tilnærmet CO₂-fritt både fra naturgass og ved elektrolyse av vann hvor prosessen kan drives av vannkraft.»

I Innst. S. nr.122 (1999-2000) viser et flertall i energi- og miljøkomiteen til følgende i sin behandling av St.meld. nr. 29 (1998-1999) Om energipolitikken:

«Komiteens flertall, medlemmene fra Arbeiderpartiet, Fremskrittspartiet og Høyre, viser til at Norge har betydelige energiressurser. Norge rår over nesten 1/3 av Vest-Europas vannkraftproduksjon, halvparten av gassreservene og 3/4 av oljereservene. Til sammenligning har Norge 1 prosent av befolkningen. I mer enn 100 år har Norge vært ledende når det gjelder å utnytte energiressursene, og vi har bygget opp kompetanse og teknologi i verdensklasse. Flertallet ser utbygging av gasskraftverk som en moderne videreføring av denne tradisjonen.»

Videre påpeker et annet flertall:

«Et annet flertall, medlemmene fra Arbeiderpartiet og Høyre, vil understreke at et absolutt krav til bruk av naturgass i Norge er at dette kan innordnes våre internasjonale klimaforpliktelser.»

Utvalget legger til grunn at utslipp av klimagasser knyttet til kraftproduksjon er en global utfordring, hvor Norge skal bære sitt ansvar i henhold til internasjonale forpliktelser under Klimakonvensjonen og Kyotoprotokollen, og i henhold til nasjonal klimapolitikk og nasjonale mål.

Hvordan økt bruk av gass i Norge blant annet kan bidra til å bedre den nasjonale kraftbalansen, til å redusere de globale utslippene av klimagasser og stimulere til økt verdiskaping, utdypes nedenfor.

3.2 Bidrag til energiforsyningen

Norge er i en særegen situasjon med hensyn til vår rikelige tilgang på energiressurser. Store vannkraftressurser ble grunnlaget for en omfattende elektrifisering av landet i forrige århundre. Senere ble olje- og gassressursene på norsk sokkel oppdaget og satt i produksjon.

Dette har gitt et annet utgangspunkt for å ta i bruk ulike energibærere i Norge. Øvrige europeiske land er svært avhengige av importert energi. Hensynet til forsyningssikkerheten i disse landene har lagt grunnlag for en diversifisert energiforsyning. Den store energiproduksjonen i Norge har i mange år medført at overgang til andre energibærere, som for eksempel naturgass, har vært av liten betydning for forsyningssikkerheten innenlands.

Vannkraften står for nær all elproduksjon i Norge, noe som gjør den norske energiforsyningen svært utsatt for svikt i nedbøren. I dag kan det produseres 118 TWh i et år med normal nedbør. Den norske produksjonsevnen har imidlertid et variasjonsområde på +/- 25 TWh/år avhengig av nedbørsforholdene. Tørråret 1996 ga en påminnelse om sårbarheten i en energiforsyning som er svært elektrisitetsavhengig.

Den norske energisituasjonen har endret seg de siste 10 årene. Fra 1990-2000 økte bruken av elektrisitet med 18 TWh, mens tilveksten i ny produksjonskapasitet i samme periode bare var 3,9 TWh. Den beskjedne veksten i ny kraftkapasitetet gjennom flere år har bidratt til at Norge har gått over fra å være netto krafteksportør til å være netto kraftimportør i år med normale nedbør- og temperaturforhold. Når overføringskapasiteten allerede til en viss grad må benyttes til import også i år med normal nedbør, øker sårbarheten for svikt i vannkraftproduksjonen. Gitt eksisterende planer for utbygging av ny kraft, er det grunn til å regne med at evnen til å håndtere slike situasjoner vil bli ytterligere svekket i de nærmeste årene.

Det er en nær sammenheng mellom økonomisk vekst og økning i forbruket av elektrisitet. Selv med en satsing på energiøkonomisering er det trolig at forbruket vil fortsette å stige i årene som kommer, både som følge av økonomisk vekst, befolkningsvekst og en utvikling mot husholdninger med større gjennomsnittlig boligareal.

Når det gjelder forventninger om ny tilgang på kraft har det også vist seg at det er stor usikkerhet knyttet til muligheten for nye overføringsforbindelser til utlandet. Samtidig er mulighetene for å bygge ut ny vannkraft begrensede. Utbyggingstiden i kraftsektoren er lang, og prosjektene som vil bli fullførte i nær framtid vil gi liten vekst i produksjonskapasiteten.

Det har derfor vært fokus på bruk av gass som en løsning for å sikre energiforsyningen, både gjennom tilskudd til elektrisitetsproduksjon og gjennom overgang til direkte bruk av gass som alternativ til elektrisitet. Gjennom behandlingen av St.meld. nr. 29 (1998-99) Om energipolitikken, sluttet Stortinget seg til sentrale trekk i forslaget vedrørende omlegging av energibruk og energiproduksjon, jf. Innst. S. nr. 122 (1999-2000). I denne forbindelse ble det pekt på at satsing på naturgass ville være et viktig element i politikken for omlegging av energisektoren. Med bakgrunn i kraftbalansen og behovet for ny produksjonskapasitet, vedtok også et flertall i Stortinget at det skulle legges til rette for gasskraftproduksjon basert på dagens best tilgjengelige teknologi i Norge.

3.3 Miljøaspektet

3.3.1 Internasjonale drivkrefter

Forbrenning av fossile brensler innebærer utslipp av CO₂ og andre klimagasser, utslipp av NOx og flyktige organiske forbindelser (VOC). I tillegg kommer mindre mengder SO₂ og partikler. De ulike utslippskomponentene bidrar til ulike miljøproblemer, som på hver sin måte er internasjonale av natur.

Klimaproblemet er globalt sett den største miljøutfordringen vi står overfor. Menneskeskapte utslipp av klimagasser øker konsentrasjonen av klimagasser i atmosfæren. Det er denne økningen i konsentrasjonen av klimagasser, med temperaturstigning som resultat, som vanligvis kalles «drivhuseffekten».

Den tredje hovedrapporten fra FNs klimapanel viser at utviklingen i blant annet temperatur, havnivå, istykkelse og nedbør tilsammen gir et bilde av en klode under oppvarming. Innholdet i denne rapporten viser tydelig alvoret i situasjonen og forsterker behovet for en felles global innsats for å møte klimaproblemet.

Klimakonvensjonen fra 1992 med Kyotoprotokollen fra 1997 er de internasjonale avtalene som skal begrense de globale utslippene av klimagasser. Gjennom protokollen er det vedtatt en bindende avtale som utdyper og konkretiserer forpliktelsene i Klimakonvensjonen.

Kyotoprotokollen setter et øvre samlet tak for hvor store utslipp av klimagasser fra de industrialisert landene kan være. I tillegg inneholder den konkrete utslippsforpliktelser for hvert enkelt land og EU 1. Kyotoprotokollen inneholder tre ulike mekanismer for å gjennomføre klimatiltak over landegrensene: internasjonal kvotehandel, felles gjennomføring og den «grønne» utviklingsmekanismen. Den sistnevnte mekanismen gjelder investeringer i klimatiltak i utviklingsland.

Klima- og miljøhensyn generelt vil få betydning for hvor raskt behovet for naturgass vil vokse. For flere land i Europa vil økt bruk av naturgass til blant annet gasskraft bidra til å kunne oppfylle disse målsettingene. Veksten i forbruket av gass vil i stor grad påvirkes av hvilken rolle de enkelte land mener at gassen bør ha for å oppnå utslippsforpliktelser. Forventninger om et relativt strengt regime for utslipp av klimagasser internasjonalt er en helt sentral drivkraft for å fremme ny miljøvennlig bruk av naturgass.

3.3.2 Naturgass som miljøvennlig energikilde og -bærer

Naturgass er miljøvennlig i forhold til andre fossile energibærere. Sammenlignet med bruk av kull og oljeprodukter, gir naturgassen lavere utslip av klimagasser og ved de fleste anvendelser også lavere utslipp av NOx, svovel og partikler. Bygging av gasskraftverk med eller uten CO₂-håndtering, som erstatter økt bruk av kull- og oljekraft på kontinentet, vil kunne bidra til store utslippsreduksjoner av klimagasser globalt. Ved å følge en slik strategi, vil utslippene i Norge kunne øke isolert sett. Utslipp av klimagasser bør imidlertid sees i sammenheng, og på tvers av landegrensene.

De fleste land i Europa har naturgass som en del av sin energiforsyning, ut fra ulike forutsetninger og målsettinger. I mange land har målsettinger om sikker energiforsyning spilt en viktig rolle. Økt bruk av naturgass muliggjør en diversifisering av energiforbruket. I de siste årene har også satsing på naturgass i Europa blitt et virkemiddel for å oppnå miljømessige forbedringer, selv om miljøhensyn i seg selv ikke var sentralt på det tidspunktet de flest land i Europa innførte bruk av naturgass. Miljøvirkningen er størst der gass erstatter kull, men er også betydelig ved overgang fra oljeprodukter til oppvarming og i ulike industrielle anvendelser. I forhold til kull medfører bruk av naturgass at utslippene av CO₂ halveres per produsert kWh.

Ved bruk av naturgass i deler av transportsektoren, kan utslipp av NOx reduseres betydelig og utslipp av SO₂ og partikler elimineres. Miljøforbedringene ved bruk av naturgass og/eller hydrogen i denne sektoren er relativt sett størst for tunge kjøretøyer i byer. Bruk av gass i ferger kan gi betydelige reduksjoner i NOx-utslipp, og noe reduksjon i CO₂-utslipp.

3.3.3 Alternative strategier for Norge

Sett i forhold til de fleste land er det mulig å forfølge flere strategier og muligheter for å få etablert et mer energieffektivt og miljøvennlig energisystem:

1. Naturgass erstatter kull og olje både i kraftproduksjon og innenlandsk forbruk.

2. Det utvikles gasskraft med håndtering av CO₂.

3. Hydrogen produsert fra naturgass med håndtering av CO₂ erstatter bruk av fossile energibærere.

4. Hydrogen som energibærer, produsert fra fornybar energi.

Det er vanskelig å tidfeste disse fasene, og det vil være store overlapp mellom dem. I et fremtidig «hydrogensamfunn» vil det bare være to energibærere, elektrisitet og hydrogen.

Norge er i den spesielle situasjonen at vi innenlands har meget begrensede muligheter til tiltak i fase 1, fordi i praksis er hele vår elektrisitetsproduksjon basert på vannkraft, en ren energikilde. I andre land er elektrisitetsproduksjonen i stor grad basert på fossilt brensel og kjernekraft. Utslippene av CO₂ fra samlet energibruk i Norge er derfor svært lav sammenliknet med andre land. I internasjonal sammenheng, hvor andelen fornybar energi typisk er 4-8 prosent, er den norske energiforsyningen svært miljøvennlig.

Samtidig spiller norsk gasseksport en viktig nøkkelrolle i fase 1 i Europa. Det er også slik at øket norsk gasseksport, som er en forutsetning for fase 1-tiltak i Europa, isolert sett øker innenlands utslipp av CO₂.

Norge har et potensiale for et begrenset omfang av utslippsreduksjoner i fase 1 ved å erstatte oljeprodukter med gass. Et særlig interessant eksempel på dette er overgang til gass som drivstoff for skip. Det teoretiske potensialet ved overgang fra diesel til gass i skip er 30 prosent CO₂-reduksjon og 90 prosent NOx-reduksjon. Reduksjonen i CO₂-utslipp forventes å bli noe lavere fordi det kreves noe mer energi til å drive gassdistribusjon enn distribusjon av petroleumsprodukter.

3.4 Nasjonal verdiskaping

Et tredje hovedargument som trekkes frem i argumentasjonen for å øke bruken av naturgass i Norge, er potensialet for økt nasjonal verdiskaping. Økt innenlands bruk av naturgass innenfor for eksempel energi-, industri-, husholdning- og transportsektorene er et alternativ til å eksportere naturgass til kontinentet. Innenlands bruk av naturgass vil gi grunnlag for verdiskaping, sysselsetting, industriell og teknologisk utvikling. Mindre enn 1 prosent av norsk naturgassproduksjon går i dag til nedstrøms industriell utnyttelse nasjonalt.

Etablering av en infrastruktur for naturgass er avgjørende for fremveksten av et kommersielt marked for bruk av naturgass i Norge, og er en forutsetning for å ta i bruk nye miljøvennlige gassteknologier. Utvalget legger til grunn at utbygging av denne type infrastruktur utgjør et positivt bidrag til den nasjonale verdiskapingen. Det forutsettes videre at energietterspørselen i Norge fortsatt vil øke, og at det er et voksende marked for petrokjemiske produkter, plantenæring, metaller, papir og bioprotein til blant annet fiskefôr.

Økt bruk av naturgass i Norge kan skje på flere måter. Det er i denne sammenheng viktig å skille mellom naturgass som energibærer og naturgass som råstoff til ulike industriprosesser. Naturgass kan dermed inngå i verdikjeden i samfunnet på flere måter, jf. kapittel 4. Verdiskapingen som følger av aktiviteter basert på naturgass vil variere over tid, og på tvers av anvendelsesområder.

4 Anvendelsesområder for naturgass i dag

4.1 Innledning

Naturgass i den form som utvinnes fra gassfeltene går under betegnelsen rikgass. Denne gassen inneholder en blanding av våtgass og tørrgass. Før gassen sendes videre til sluttbrukermarkedene i Europa, er det nødvendig å skille ut våtgassen for å oppfylle spesifikasjonskrav for eksportgassen. I Norge skjer slik viderebehandling av rikgassen på ilandføringsstedene Kårstø og Kollsnes. Etter prosessering vil tørrgassen, som i hovedsak består av metan, sendes videre til kontinentet. Våtgassen skilles i komponentene etan, butan, propan samt NGL som selges til en rekke ulike anvendelsesområder.

Naturgass har en rekke bruksområder, og kan erstatte andre energiformer i mange anvendelser. Norge har av imidlertid ulike årsaker et svært begrenset forbruk av naturgass i dag sett i forhold til tilgangen på gass, jf. kapittel 3. De ulike anvendelsene er i hovedsak knyttet til forbruket på sokkelen og forbruk rundt ilandføringsstedene for gass og Grenlandområdet.

4.2 Ulike anvendelsesområder for naturgass

Naturgass vil i mange tilfeller kunne konkurrere med andre energikilder, særlig elektrisitet. Distribusjon av både naturgass og elektrisitet forutsetter en særskilt tilrettelagt infrastruktur, og mange forhold kan derfor påvirke konkurransen mellom de to energibærerne. Overførings- og fordelingsnettet for elektrisitet er godt utbygd i Norge. Dette innebærer at det vil kunne være vanskelig å oppnå god lønnsomhet ved bygging av gassrør til områder med godt utbygd strømforsyning. I områder med knapp kapasitet i strømnettet kan imidlertid gassrør fremstå som et konkurransedyktig alternativ.

I hovedsak kan gassens anvendelsesområder deles inn i tre kategorier – energiformål, transportformål og industriell bruk.

4.2.1 Energiformål

Gass kan direkte eller indirekte benyttes til alle energiformål. Gass kan brennes for produksjon av damp eller varmt vann, eller for direkte oppvarming. Gass kan også benyttes til å drive motorer, turbiner og brenselsceller. Gass kan konverteres til alle andre høyverdige energibærere. På basis av gass kan man produsere hydrogen, elektrisitet og tradisjonelle oljeprodukter.

Direkte bruk av gass brukes ofte om anvendelser der gass benyttes som kilde til varme. Store deler av Europa har lange tradisjoner med å anvende gass til oppvarming av bolig og vann. Gass kan også benyttes som en rask og effektiv energikilde til matlaging i gasskomfyrer. Utbredelsen av direkte bruk av gass i europeiske land skyldes at infrastruktur er bygd fram til bolig og byområder, som gir enkel tilgang på gass. Gass brukes også til oppvarming av boliger gjennom fjernvarmesystemer, som på samme måte krever utbygd infrastruktur. I Norge finnes det eksempler på direkte bruk av gass til oppvarming i skoler, sykehus og hotell basert på gass som distribueres i rør fra Karmøy (Gassnor).

Det finnes også løsninger for bruk av gass i bygninger og boliger der rørledningssystem ikke er tilstede. Propan kan distribueres ved hjelp av tankbiler og for eksempel gjøres tilgjengelig for forbrukeren i nedgravde tanker i nærheten av boligen. Shell Boliggass er et eksempel på en virksomhet som tilbyr dette konseptet i Norge.

Gasskraftverk brukes ofte som en generell betegnelse der naturgass benyttes til produksjon av elektrisitet, eventuelt varme. Det finnes ulike typer gasskraftverk. Et kraftverk der kun gassturbiner driver generatoren, kalles gassturbinverk. Et gassturbinverk kan startes og stoppes på kort varsel, og egner seg derfor som topplastverk. Driftskostnadene er relativt høye. Elproduksjon i gassturbiner medfører samtidig produksjon av varmeenergi. Slike gassturbiner finner vi i dag på faste installasjoner i Nordsjøen, jf. kapittel 4.3.

I kombinerte kraftverk (Combined Cycle Gas Turbine – CCGT) og kraftvarmeverk utnyttes varmen, og dette bidrar til å øke totalvirkningsgraden betydelig i forhold til et gassturbinverk. Kombinerte kraftverk utnytter varmen i avgassen fra gassturbinene til å produsere tilleggskraft ved hjelp av dampturbiner. Sammen gir disse turbinene en elvirkningsgrad opp mot 60 prosent. Det er denne type kraftverk som vil benyttes i de konkrete planer for gasskraft i Norge på Kårstø og Kollsnes, jf. kapittel 4. Et kraftvarmeverk produserer både elektrisk kraft og varme til for eksempel oppvarmingsformål (fjernvarme). Overskuddsvarmen fra dampturbiner eller i avgassene fra gassturbiner blir ledet til varmevekslere i et fjernvarmesystem. I et kraftvarmeverk er elproduksjonen lavere enn i et kombikraftverk med samme gassforbruk. I et kraftvarmeverk omformes imidlertid en større del av energiinnholdet i gassen til nyttbar energi (over 80 prosent). Denne teknologien er utgangspunktet for det planlagte gasskraftverket i Skogn.

I Norge er det generelt begrensede muligheter for å utnytte varme fra kraftproduksjon til priser som dekker kostnadene. Bare 9 prosent av varmekraftverkene i EU utnytter varmen til fjernvarme. Varmeetterspørsel er mest aktuelt i områder med høy konsentrasjon av brukere slik at fjernvarmenett eller industriell utnyttelse av varmen kan være lønnsomt. Etterspørselen etter varme til boliger og kontorer i Norge er lav store deler av året. Uten gassrørledninger til de store byene synes større kraftvarmeverk lite aktuelt i Norge.

Teknologiutviklingen for gasskraftverk er også nærmere omtalt i kapittel 6.

4.2.2 Transportformål

Naturgass er godt egnet som motordrivstoff, og er mer miljøvennlig en bensin og diesel. I transport brukes gass i komprimerte former (CNG/LNG) til drivstoff i båter og biler/busser. Gass kan også brukes i transport gjennom mer foredlete produkter som metanol dimetyleter (DME) og hydrogen. Overgang til naturgass kan redusere de lokale og regionale miljøvirkningene fra transportsektoren, særlig ved konvertering av tunge dieseldrevne kjøretøyer.

Bruk av gass i transportsektoren forutsetter distribusjonssystemer for naturgass. CNG/LNG krever større lagringsvolum enn for bensin og diesel og må ses i forhold til plassavveininger for mindre enheter. Bruk av naturgass vil i første omgang være mest aktuelt for enheter som går i faste ruter og opererer innenfor begrensede geografiske områder.

I skip vil ikke bruk av naturgass medføre de samme vekt- og volumproblemene som i veitransport. Sjøgående fartøy kan derfor være godt egnet til naturgassdrift gitt at øvrige forutsetninger for å bruke gass er tilstede. For en del rutegående skip vil det heller ikke være en nødvendig forutsetning at et distribusjonsnett er tilstede, men at naturgass er tilgjengelig til konkurransedyktig pris på enkelte steder langs kysten. NOx-utslippene fra kysttrafikken (om lag 12.000 fartøyer) utgjør nærmere 40 prosent av de norske NOx-utslippene. En overgang til naturgassdrift for deler av de sjøgående fartøyene kan dermed gi store miljøgevinster.

I dag har vi et eksempel på bruk av gass i en ferje, M/F Glutra, som er verdens første ferje der fartøyets motorer går på nedkjølt flytende naturgass, LNG. NOx-utslippene er redusert med 90 prosent sammenliknet med konvensjonelle dieselferger. Det foreligger også planer om bruk av naturgass i blant annet supplybåter. Statoil har kontrahert to nye forsyningsskip fra rederiet Eidesvik AS som skal baseres på gassdrift i form av LNG. Statoil er gjennom en intensjonsavtale med myndighetene gitt fleksibilitet i forhold til å benytte de utslippsreduksjonene som oppnås ved de to båtene i andre deler av selskapets virksomhet. Konvertering til LNG-drift i ferjer er et eksempel på et tiltak som kan bli aktuelt i forbindelse med tredjepartsløsninger for NOx.

4.2.3 Industriell bruk

Naturgass brukes som utgangspunkt for produksjon av en rekke forskjellige produkter. Naturgass inneholder blant annet etan, propan, butan og nafta (NGL) som inngår som råstoff i en rekke verdikjeder innenfor raffinering og petrokjemisk industri. Naturgass kan via omdanning til syntesegass benyttes til produksjon av blant annet metanol, ammoniakk, syntetisk olje og hydrogen. Metanolfabrikken på Tjeldbergodden representerer en slik anvendelse.

Naturgass kan også brukes som råstoff til å lage bioproteiner som blant annet kan benyttes til fôr- og matvareproduksjon. Et slikt anlegg er i dag i drift på Tjeldbergodden.

4.3 Status og planer for bruk av naturgass i Norge

4.3.1 Bruk av naturgass på norsk kontinentalsokkel

Av en brutto gassproduksjon på i overkant av 90 mrd. Sm³ i 2000, ble nesten 45 prosent brukt på norsk sokkel.

Bruk av gass til økt oljeutvinning (gassinjeksjon) utgjør i dag den største delen av gassforbruket på sokkelen. Gassinjeksjon innebærer at gass føres ned i et oljereservoar for å opprettholde trykket i reservoaret. Gassinjeksjon fører at oljen lettere flyter til produksjonsbrønnene, og dermed til at en større del av oljen utvinnes. Omlag 80 prosent av den injiserte naturgassen vil kunne gjenvinnes senere. Gassinjeksjon har for mange felt gitt store økninger i oljeutvinningen til lave kostnader. Det er primært gass produsert fra eget felt som benyttes. Gassinjeksjon forventes å øke til et årlig volum på 47 mrd. Sm³ i 2002-2005, for deretter å bli redusert.

Gass benyttes også for å dekke energiforbruket på de faste installasjonene på sokkelen. I dag blir det brukt om lag 3 mrd. Sm³ gass i gassturbiner som driver generatorer og kompressorer. Generatorene produserer den elektrisiteten som trengs ombord på plattformen, og kompressorene bruks til å komprimere gass for injeksjon og eksport/transport. Kraftforbruket på installasjonene til havs i 2001 var 14 TWh. I alt er det installert 3100 MW på installasjonene offshore 2. Moderne gassturbiner har en virkningsgrad på maksimalt 37-38 prosent. Gjennomsnittlig effektiv virkningsgrad ligger imidlertid lavere, antakelig på omlag 30 prosent, fordi turbinene ikke alltid benyttes fullt ut. Teknologiutviklingen har medført at virkningsgraden har steget med 50 prosent siden 1975. I 1999 ble det første kombinerte gassturbinanlegget satt i drift på Oseberg. Dette anlegget har en maksimalt beregnet virkningsgrad på om lag 48-50 prosent. På sokkelen begrenses imidlertid bruken av ny og mer effektiv teknologi på eldre innretninger av manglende plass og vektkapasitet, samt at kostnader ved ombygging kan være store.

Forbruket av gass til energiproduksjon i gassturbiner har økt som følge av økningen i aktivitetsnivået, og flere produserende enheter. Energibruk per produsert enhet ble redusert for hvert år til og med 1996, men har deretter vist en svak stigning, noe som skyldes synkende oljeproduksjon og økende vannproduksjon. Forbedringen i energiutnyttelse frem til 1996 var ikke nok til å veie opp for økningen i energibruken som høyere aktivitet har bidratt til. Det forventes at forbruket vil øke noe fram mot 2005, for så å falle som følge av blant annet lavere produksjon.

Kraft fra land

Kilder til utslipp av CO₂ fra petroleumssektoren kan deles inn i fire hovedgrupper:

1. Forbrenning av gass i turbiner for produksjon av energi

2. Fakling

3. Indirekte utslipp av CO₂ i form av uforbrente hydrokarboner

4. Direkte utslipp av metan

Petroleumssektoren sto i 1999 for 24 prosent av de nasjonale utslippene av CO₂, hvor utslipp fra kraftgenerering sto for om lag 78 prosent. Mulighetene for å forsyne installasjoner på norsk sokkel med kraft fra land fremfor å bruke gassturbiner, som et mulig tiltak for å redusere utslipp til luft offshore, har derfor vært utredet flere ganger.

Med kraft fra land menes her:

• å forsyne nye installasjoner med kraft fra land nær uttakspunktet i høyspentnettet på land

• å forsyne plattformer med kraft fra land helt eller delvis på eksisterende og nye plattformer.

Stortinget fattet i februar 1996 i Innst. S. nr. 114 (1995-96) vedtak om at det ved utarbeidelse av plan for utbygging og drift skal pålegges oljeselskapene å legge fram en vurdering av mulighetene for kraft fra land. Dette gjør rettighetshaverne på norsk sokkel i dag. Ingen nye utbygginger har til nå funnet det kommersielt forsvarlig å bruke kraft fra land, med unntak av Troll C-plattformen.

Muligheten til å forsyne norsk sokkel med kraft fra land, har som sagt vært studert av flere. I 1997 utarbeidet blant annet Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) og Oljedirektoratet (OD) en rapport. I rapporten vurderes kostnadene ved å forsyne sokkelen med kraft fra land som svært høye sett i forhold til den miljøgevinst som oppnås, samtidig som det pekes på at det er overveiende sannsynlig at det finnes andre, mer effektive og billigere tiltak for å redusere utslippene av klimagasser fra petroleumsvirksomheten. Troll­området ble her pekt på som et unntak. Mulighetene for kraft fra land vurderes i dag konkret i første rekke for Ekofisk/Valhall/Ula/Gyda-området.

Tiltakskostnad knyttet til kraft fra land er i SFTs tiltaksanalyse fra 2000 anslått til å være høy. Denne analysen er forbundet med stor usikkerhet. Oljeindustriens landsforening (OLF) konkluderte i 1998 med at kraftforsyning fra land for nye installasjoner nær land var på om lag den da gjeldende CO₂-avgiften, det vil si omlag 460 NOK/tonn CO₂. For eksisterende felt eller nye felt som ligger lenger fra land, vil kostnadene være 1,5–3 ganger den da gjeldende CO₂-avgiften.

Med dagens underskudd på kraftbalansen vil en eventuelt ny forbruksvekst fra elektrifisering av installasjoner på norsk sokkel, innebære økt import av kraft. Kraft fra land til enkelte installasjoner vil redusere de nasjonale utslippene av klimagasser, men i global sammenheng vil utslippene mest sannsynlig forbli uendret eller øke.

4.3.2 Innenlandsk bruk av naturgass

Tabell 4.1 viser fordelingen av den innenlandske bruken av naturgass. Samlet forbruk av gass i Norge utenom sokkelen ble beregnet til nærmere 800 millioner Sm³ i 2000.

Bruk av naturgass til industrielle formål dominerer den innenlandske bruken av gass. I tillegg til gassbruken som er medregnet i tabell 4.1, kommer bruk av våtgass som per i dag utgjør 1,2 mill. tonn, som omregnet til naturgass tilsvarer omlag 1,5 mrd. Sm³. Hovedtyngden av disse leveransene kommer fra norsk sektor. Medregnet dette, står industrien for i alt 97 prosent av landets samlede forbruk av naturgass, mens energiformål og transport utgjør henholdsvis 2,5 prosent og 0,5 prosent av det samlede forbruket av naturgass i Norge.

Bruk av naturgass i Norge i dag er sterkt knyttet til gassregioner og ilandføringsstedene for naturgass. Dette er områder hvor blant annet lokale muligheter og forutsetninger er har vist seg å være gunstige, spesielt i forhold til industriell utvikling og transportbehov. I det følgende gis det en kort oversikt over status og planer knyttet til ulike regionene rundt ilandføringsstedene i Norge.

Tjeldbergodden og området rundt Trondheimsfjorden

Naturgass fra Haltenbanken blir i dag ført i land til Tjeldbergodden i Møre og Romsdal. Anlegget ble offisielt åpnet i juni 1997, og består av fire fabrikker; et gassmottaksanlegg, en metanolfabrikk, en luftgassfabrikk og en LNG-fabrikk.

Metanolfabrikken representerer den første bruken av naturgass i industriell produksjon i Norge, og er den viktigste avtakeren av gass på Tjeldbergodden. Anlegget er blant de største i verden, og om lag 13 prosent av Europas forbruk av metanol produseres her.

LNG-anlegget som er satt i drift på Tjeldbergodden er det første i Norge. Det finnes svært få LNG-anlegg i verden i dag, og i Norge er det kun på Tjeldbergodden man har realisert et slikt anlegg. LNG fra anlegget blir distribuert med tankbil til kunder i Trondheim, og anlegget forsyner i første rekke Trondheim Energiverks fjernvarmeanlegg og Ranheim Papirfabrikk. I tillegg leveres LNG fra Tjeldbergodden til verdens første gassdrevne bilferge som går i fergesamband i Romsdal.

Luftgassfabrikken produserer oksygen, nitrogen og argon. En stor andel av oksygenet inngår i fremstillingen av metanol.

Det er også etablert en bioproteinfabrikk på Tjeldbergodden, som eies av Norferm. Bioproteinet som produseres her brukes i hovedsak som tilsetning til fiske- og dyrefôr. Fabrikken er den første i sitt slag og vil ha en årlig produksjonskapasitet på 10.000 tonn. I forbindelse med metanolfabrikken er det også etablert et oppdrettsanlegg for piggvar og kveite i Tjeldbergodden Biopark.

Planer

På Tjeldbergodden foreligger det planer om utvidet produksjon ved metanolfabrikken. I tillegg til planene i forbindelse med metanolfabrikken er det også planer om økt LNG-produksjon.

I tilknytning til Norske Skogs fabrikk i Skogn er det planlagt et kraftvarmeverk basert på gass. Fabrikken trenger både kraft og varme til en planlagt utvidelse. Industrikraft Midt-Norge har fått konsesjon og utslippstillatelse for kraftvarmeverket jf. kapittel 4.4. Kraftvarmeverket skal integreres med den eksisterende papirfabrikken, og levere både elektrisk kraft og dampvarme til fabrikken. Det er en forutsetning for utbyggingen av kraftvarmeverket at det legges gassledning fra Tjeldbergodden, inn Trondheimsfjorden, til Skogn. Utbyggingen av kraftvarmeverket og rørledningen skal etter planen igangsettes i 2002, med produksjonsstart i 2004. Overskuddsvarme fra et kraftvarmeverk kan også brukes til å tørke og foredle biobrensel som kan selges i markedet. Planer for et slikt anlegg er under utvikling. Naturkraft og Nordenfjeldske har tidligere forhåndsmeldt planer om gasskraftverk på Tjeldbergodden, jf. kapittel 4.

Et gassrør fra Tjeldbergodden til Skogn med mulige avgreninger til byer/tettsteder rundt kan gi basis for økt bruk av naturgass i Midt-Norge. En vesentlig del av dette vil skje ved at olje og diesel skiftes ut med naturgass. Et eget selskap, MidGas – Gassbasert utvikling i Midt-Norge, er opprettet for å utvikle muligheter for gassbruk i landsdelen. Videre har Statoil, Trondheim Energi Verk (TEV) og Nord-Trøndelag Energi Verk (NTE) opprettet selskapet Naturgass Trøndelag som skal markedsføre og forsøksvis øke bruken av naturgass i regionen.

Kollsnes og Bergensregionen

Gassanlegget på Kollsnes ble satt i drift i 1996 som en integrert del av utbyggingen av Troll-feltet. Anlegget er på størrelse med Kårstø, og er dermed blant de største i verden. Fra Kollsnes eksporteres gass til Europa via fire rørledninger; Statpipe, Europipe I, Zeepipe og Franpipe. Etableringen av anlegget innebærer at naturgass også er blitt tilgjengelig for bruksformål i området. Kollsnes er knyttet til raffineriet på Mongstad gjennom rørledning for våtgass og kondensat.

Fra rørledningen leveres det gass til Kollsnes Næringspark. Her har Naturgass Vest etablert et anlegg for leveranser av CNG til Bergensregionen. Gassen distribueres med trailere fra CNG-anlegget til kunder i Bergensområdet. Gassen benyttes først og fremst til kjøretøy og fyrsentraler, blant annet er naturgass tatt i bruk i fyrkjelen til Haukeland sykehus og i boliger. Det er satt i gang et prosjekt med gassdrevne busser i Bergen, og de første gassbussene ble tatt i bruk i mars 2000. Det er nå om lag 40 busser som går på gass i området, og antallet gassdrevne busser er planlagt økt til 80 innen utgangen av 2003.

I tillegg til CNG-anlegget er det igangsatt flere gassrelaterte prosjekter i næringsparken. Cod Culture Norway AS startet bygging av et anlegg for yngel av torsk våren 2001. I anlegget skal spillvarme fra naboanleggene bidra til økt varme i Cod Culture Norways vanntanker.

Planer

Naturkraft AS har fått konsesjon for bygging og drift av et 400 MW gasskraftverk på på Kollsnes, jf. kapittel 4.

Det er planlagt sjørør med en årlig kapasitet på 300 mill. Sm³ fra Kollsnes til Laksevåg i Bergen, med grenrør til Askøy/Sotra. Naturgass Vest skal selge og distribuere gassen i regionen.

Naturgass Vest har også vedtatt å bygge et LNG-anlegg for distribusjon av gass til ferger, supplyskip og industristeder på Vestlandet. LNG skal distibueres fra Kollsnes Næringspark med skip. En potensiell avtaker til gassen er HSD som har flere store ferger som ønskes konvertert til gassdrift. Det er imidlertid på ingen måte uproblematisk å konvertere eksisterende ferger til gassdrift.

Kårstø – Haugalandet

Kårstø er det første stedet naturgass ble ilandført i Norge. Naturgass ble gjort tilgjengelig på Kårstø i 1985 gjennom etableringen av anleggene for behandling av gass i tilknytning til Statpipe. På Kårstø ilandføres og prosesseres gass fra Statfjord/Tampenområdet og Åsgårdledningen. I prosesseringen skilles våtgassen ut og sendes med skip til Grenlandsområdet og kundene i eksportmarkedet, mens tørrgassen eksporteres videre i rør.

Etanor DA startet sin virksomhet på Kårstø i oktober 2000. Dette partnerskap produserer omlag 600 000 tonn etan per år, som er solgt på langsiktige kontrakter til Borealis og Norsk Hydro. Etterspørselen etter etan er stor. Etan blir blant annet brukt i petrokjemianleggene på Rafnes, i Stenungsund og i ammoniakkproduksjonen på Herøya. I forbindelse med renfremstillingen av etan, produseres en høykonsentrert CO₂, som enten som i dag kan tilbakeføres til salgsgassen, eller i fremtiden kan raffineres ytterligere for renfremstilling av CO₂ for salg eller til deponering.

Gasnor har med utgangspunkt i gass fra Kårstø bygget ut et lokalt rørledningsnett for distribusjon av naturgass fra Statpipe-ledningen til Karmøy og Haugesund. Gasnor leverte i 2001 nærmere 40 mill. Sm³ (tilsvarende 410 GWh) og er foreløpig den eneste bedriften som distribuerer naturgass i rør i Norge. Kundegrunnlaget er primært basert på industribedrifter og større yrkesbygg som sykehus, hoteller mv. Hydro Aluminium er en stor avtaker av gassen som leveres gjennom rørledningen. Aluminiumsfabrikken benytter gass til videreforedling og har erstattet fyringsolje med gass i oppvarming. Karmsund fiskerihavn har også erstattet fyringsoljer med gass fra Kårstø. Møllerodden AS har installert naturgassfyrte stråleovner i produksjonshallen i sitt nye bygg på Hasseløy i Haugesund. Gasnor har også to fyllestasjoner for kjøretøy (CNG) i drift, og leverer naturgass til 70 biler og busser.

Planer

Haugaland Næringspark AS er etablert for å utvikle et stort næringsområde sentralt plassert på Haugalandet, i nærheten av Kårstø. Målsettingen er å bli et pilotområde når det gjelder industriell anvendelse av naturgass i Norge. Næringsparken er et samarbeid mellom kommunene Tysvær, Bokn, Haugesund og Karmøy.

Stavanger og Jærenområdet

Lyse Gass ble stiftet høsten 2000. Selskapets første prosjekt er å legge gassrørledning over Boknafjorden til Nord-Jæren, samt bygge distribusjonsnett fram til Forus, industriområdet mellom Stavanger og Sandnes. Den første gassen forventes å bli levert til kundene i 2003 eller 2004. Parallelt med dette arbeider Lyse med å planer om et gasskraftverk. Kraftverket, som også ses i forhold til CO₂-frie teknologiløsninger, vil kunne bygges en gang mellom 2005 og 2010, avhengig blant annet av lønnsomhetsbetraktninger og teknologiutvikling.

Et gassrør til Stavanger vil kunne representere et løft for bruk av gass i Stavangerregionen. I tillegg til mulighetene innenfor kommunene Stavanger, Sola, Randaberg, og Sandnes finnes det i områder sør for Sandnes og i Ryfylke flere potensielle større brukere av naturgass. I dette området ligger blant annet flere av de største veksthusene og en av de store industribedriftene i regionen, Kvernland Klepp, som også er storforbruker av propan.

Grenland/Ytre Oslofjord

I dag leveres våtgass med skip fra Kårstø til fabrikker i Grenlandområdet. Her benyttes gassen i petrokjemisk industri, som råstoff til produksjon av plastråstoffer. Våtgass benyttes også i produksjon av ammoniakk som igjen inngår i gjødselproduksjon. Hydro Porsgrunn og Noretyl på Rafnes er de største gassbrukere i Grenland.

Videreutviklingen av industrien i Grenlandområdet er i stor grad knyttet til økt tilgang på våtgass (etan), og tilgang på naturgass.

For petrokjemiaktiviteten er det avgjørende med ny tilførsel av konkurransedyktig råstoff i form av etan. Gassbehandlingsanleggene på Kårstø, og den fremtidige kapasitetsøkningen man forutsetter der, kan gi grunnlag for kombinert etan- og CO₂-utskilling. Dette legger både grunnlaget for en utvikling av den petrokjemiske industrien i Grenland, samtidig som man oppnår kontroll med CO₂-innholdet i salgsgassen fra Kårstø. I forbindelse med økt etanutskilling på Kårstø, er det et alternativ å føre etan i en separat NGL-rørledning til Rafnes. Dette gir en sikker og miljømessig gunstig transport av råstoff til industrien i Grenland. Denne transporten foregår i dag kun med skip.

Utviklingen av gassbruken i øvrig industri og til vanlig forbruk i Grenlandområdet er knyttet opp til mulighetene for et grenrør gjennom Skagerak til Grenland. Planene ses i sammenheng med avtalen som er inngått om gassalg til Polen og et gassrør over Skagerak. Et eventuelt gassrør vil tidligst være operativt høsten 2008. I sammenheng med planene for Grenland ble det i januar 2002 opprettet et nytt distribusjonsselskap for gass, Naturgass Grenland AS. Naturgass Grenland er det første selskapet på Østlandet med det formål å markedsføre og distribuere norsk naturgass til industri og stasjonære brukere. Etter Gassnor i Haugesund/Karmøyområdet og Naturgass Vest i Bergensområdet, blir Naturgass Grenland den tredje forretningsenheten i Norge for distribusjon og salg av gass i det norske markedet. Selskapet eies av Skagerak Energi, Statoil, Hydro og Gasnor.

Planene retter seg i hovedsak mot mindre og mellomstore industrivirksomheter. Tilknytning for privathusholdninger vil vurderes etter hvert som infrastrukturen kommer på plass og kundemassen øker. I første omgang tar eierne sikte på bringe gass på markedet i Grenland i løpet av 2003-2004, basert på LNG innført til området via bil eller båt. Målet er å koble nettet i Grenland opp mot den framtidige gassledningen fra Nordsjøen til Polen når eventuelt den kommer på plass. Selskapet vurderer etablering i Grenland som en inngang til et større marked på Sør-Østlandet.

Hammerfest – Snøhvit

Regjeringen la i januar 2002 fram en proposisjon for Stortinget med forslag til vedtak om utbygging, anlegg og drift av Snøhvit LNG. Totale utvinnbare ressurser for Snøhvitfeltet er anslått til 193 mrd. Sm³ gass og 18 mill. Sm³ kondensat.

Planene for Snøhvit innebærer at brønnstrømmen fra feltene vil bli transportert i en rørledning inn til et mottaks- og prosesseringsanlegg på Melkøya ved Hammerfest, der den omgjøres til produktene LNG, LPG og kondensat. LNG, LPG og kondensat overføres til separate lager og transporteres deretter videre med skip til kjøperne i markedet. LNG utgjør omlag 85 prosent av prosjektets inntekter.

CO₂, som inngår naturlig i brønnstrømmen fra Snøhvit-feltene, er planlagt separert ut og transportert via rørledning tilbake til feltet der den reinjiseres. Akkumulert over anleggets levetid planlegges til sammen 23 mill. tonn CO₂ deponert på denne måten.

Prosessen for å gjøre naturgass flytende krever energi. Integrert i LNG-anlegget er det planlagt et energianlegg dimensjonert til å dekke prosjektets behov for kraft og varme. Anlegget skal tilknyttes kraftnettet i Finnmark, men har ikke som formål å levere kraft til elmarkedet. Energianlegget vil være basert på 4 gassturbiner, der avgassen tas i bruk til varmeformål. Anleggets samlede energiutnyttelse (kraft og varme) vil bli om lag 70 prosent.

Snøhvit-prosjektet planlegges bygget ut over fire faser. Første fase planlegges ferdigstilt slik at anlegget kan starte med ordinære leveranser i perioden desember 2005–oktober 2006. Det er inngått avtaler om salg av LNG til kjøpere i USA og Spania, og leveringsforpliktelsene overfor disse starter 1. oktober 2006. Ved full produksjon skal anlegget årlig levere 5,67 mrd. Sm³ LNG til markedet. I tillegg kommer LPG og kondensat.

4.4 Status for gasskraft i Norge

4.4.1 Aktuelle prosjekter

Det er i dag gitt konsesjon til bygging og drift av tre gasskraftverk i Norge.

Naturkraft AS fikk i juni 1997 konsesjoner etter energiloven for bygging og drift av kombikraftverk på Kollsnes i Hordaland og Kårstø i Rogaland. Gasskraftverkene er tenkt bygget med en ytelse på om lag 400 MW installert effekt hver, og med samlet produksjonsevne på 5,6 TWh/år. SFT vedtok i januar 1999 å gi Naturkrafts gasskraftverk på Kollsnes og Kårstø utslippstillatelser etter forurensningsloven. Etter at flertallet på Stortinget i mars 2000 vedtok at det ikke skal stilles strengere krav til utslipp av CO₂ fra norske gasskraftverk enn fra gasskraftverk i EØS-området, gjorde Miljøverndepartementet om utslippstillatelsene til de to gasskraftverkene. Naturkraft fikk endelig utslippstillatelse og energikonsesjon for sine to planlagte gasskraftverk på hver 400 MW på henholdsvis Kårstø og Kollsnes i 2001.

Industrikraft Midt-Norge fikk i 2001 endelig konsesjon og utslippstillatelse for et 800 MW kraftverk i to separate aggregater på Fiborgtangen i Levanger kommune. Planene forutsetter en gassrørledning i Trondheimsfjorden fra Tjeldbergodden til Skogn. Industrikraft Midt-Norge DA planlegger å integrere anlegget med Norske Skogs papirfabrikk i Skogn, som kan utnytte store mengder varme.

Naturkraft og Nordenfjeldske har tidligere forhåndsmeldte planer om gasskraftverk på Tjeldbergodden. De to selskapene etablerte senere et samarbeid med tanke på å søke om konsesjon for et nytt gasskraftverk på Tjeldbergodden på 700 MW. Sett sammen med planene om et gasskraftverk på Skogn vil realiseringen av disse planene kreve større tilgang på gass enn det som i dag er tilgjengelig. Det eksisterende Haltenpipe kan ikke forsyne både Skogn, metanol og LNG produksjon og et nytt gasskraftverk på Tjeldbergodden.

4.4.2 Nærmere om rammebetingelsene for gasskraft i Norge

De siste årene har det vært gjennomført et arbeid knyttet til rammebetingelsene for bygging av gasskraft i Norge. Dette arbeidet hadde sin bakgrunn i spørsmålet om konsesjoner for Naturkraft AS.

SFT ga 21. januar 1999 Naturkraft AS (Naturkraft) utslippstillatelser etter forurensningsloven til to gasskraftverk på henholdsvis Kårstø i Tysvær kommune og Kollsnes i Øygarden kommune. SFTs vedtak ble i hovedsak stadfestet av Miljøverndepartementet i klagevedtak 22. juni 1999.

I samme periode har Stortinget behandlet St. meld. nr. 29 (1998-1999) Om energipolitikken. Energi- og miljøkomiteen har i sin innstilling om energipolitikken (Innst. S. nr. 122 (1999-2000)) inngående vurdert spørsmålet om utbygging av gasskraftverk i Norge, herunder konsesjonsbehandlingen av de to verk som er planlagt av Naturkraft.

Innst. S. nr. 122 (1999-2000) fra energi- og miljøkomiteen om energipolitikken og Stortingets vedtak av 9. mars 2000, la nye politiske føringer for behandling av søknader om utslipp av CO₂ og NOx fra nye gasskraftverk. I henhold til tilråding fra flertallet i Stortingets energi- og miljøkomite, gjorde Stortinget følgende vedtak om gasskraft:

«I Stortinget ber Regjeringen snarest treffe tiltak for omgjøring av vilkårene i de tildelte utslippstillatelser for gasskraftverk. Behandlingen av omgjøringssakene og eventuelle utslippssøknader for nye gasskraftverk forutsettes å skje innenfor forurensningslovens rammer, og slik at følgende retningslinje legges til grunn: Inntil et system for omsetning av utslippskvoter er lovregulert og satt i kraft stilles ikke strengere utslippskrav for klimagasser enn det som i dag er vanlig for gasskraftprodusenter i andre EØS-land.

II Krav til utslippsreduksjoner av NOx kan søkes imøtekommet ved at søkerne påtar seg forpliktelser som innebærer NOx-reduserende tiltak i andre virksomheter, herunder i samferdselssektoren.

III Stortinget legger til grunn at gasskraftverk som før Kyotoprotokollens første budsjettperiode deltar i internasjonale fondssystemer, kvoteordninger eller andre ordninger som Kyotoprotokollen legger opp til, blir forhåndskreditert dette. Stortinget anser det som viktig at en slik kreditering blir lovregulert i god tid før Kyotoprotokollens gjennomføringsperiode.»

Som følge av dette ble det i juni 2000 utarbeidet retningslinjer for behandling av gasskraftsaker i SFT som tillegg til forurensningsloven, forskrift for saksbehandling etter forurensningsloven og vanlig praksis for behandling av konsesjonssaker. Retningslinjene spesifiserer blant annet at nye anlegg må baseres må best tilgjengelige teknologi (BAT) i henhold til definisjonen av IPPC direktivet som i dag er implementert i forurensingsloven. Vurderingen av BAT for CO₂-utslipp fra gasskraftverk i Norge skal ut fra dette baseres på det som til en hver tid regnes som BAT for gasskraftverk i EØS-området. For NOx utslipp gjelder det tilsvarende at vurderingen skal baseres på det som regnes som BAT for gasskraftverk i EØS-området på det tidspunktet utslippstillatelse gis. Der det ut fra miljøsituasjonen lokalt/regionalt og/eller ut fra hensynet til en kostnadseffektiv oppfyllelse av Norges internasjonale forpliktelser, og under hensyntagen til at kravene er mulig å oppfylle teknisk/økonomisk, kan SFT stille strengere krav enn BAT. Dersom utslippsgrensene begrunnes ut fra hensynet til internasjonale miljøforpliktelser, bør dette begrunnes med basis i tiltakskostnadene. Stilles det strengere krav enn BAT, kan differansen mellom tillatt utslippsnivå og den del som kan oppfylles med en teknologi som anses som BAT, oppfylles ved tiltak hos tredjemann. Konsesjonshaver må søke om en slik løsning.