Norsk gass til Europa

Samtlige oljefelt på norsk sokkel inneholder større eller mindre mengder gass. Ekofisk også, selv om det var oljen det ble jublet for, da feltet ble funnet i desember 1969. I de første årene ble Ekofisk betraktet som et rent oljefelt. At det inneholdt store mengder gass - blant de største som er påvist på norsk sokkel noen gang - var mest problematisk. Mangelen på transportmuligheter til potensielle gassmarkeder i Storbritannia eller på kontinentet, medførte at utvinningsstrategien for feltet i utgangspunktet ble planlagt med fakling av gassen, noe som var akseptert på flere andre sokler. Men norske myndigheters motstand mot fakling medførte at det ble nødvendig å finne andre måter å kvitte seg med gassen på. Da petroleumsloven ble vedtatt, ble det forbudt å brenne assosiert gass. Først Norpipe I 1973 ble det inngått kontrakter for salg av Ekofiskgassen med kjøpere på kontinentet. Denne avtalen gjorde det mulig å bygge gassrørledningen Norpipe fra Ekofisk til Emden i Tyskland. Da eksporten startet fire år senere, ble gass omdefinert fra problem til gode. For Norge var det begynnelsen på veien mot rollen som gasstormakt. Sammenlignet med olje, kreves det store investeringer til transport av gass. Olje kan fylles på tank og fraktes med skip, gass fra norsk sokkel må gjennom rør for å nå fram til forbrukerne. Å bygge et transportrør fra norsk sokkel til Storbritannia, Tyskland, Nederland, Belgia eller Frankrike var dyrt og satte krav til forutsigbarhet knyttet til salgspris og mengden gass som kunne leveres for å redusere den økonomiske risikoen. Norgeshistoriens første gassalgsavtale ble inngått av Phillipsgruppen på vegne av rettighetshaverne i Ekofisk. Gassen skulle leveres i Emden i Tyskland, og ble solgt under betingelser der mekanismene for prisfastsettelse var avklart på forhånd. De første feltene, blant annet Ekofisk, Frigg, Statfjord og Gullfaks fase I, solgte gassen under såkalte feltutømmingskontrakter. Denne type salgsavtaler innebar at gassen ble solgt på rot. Hele feltets gassreserver ble solgt. På slutten av 1970-tallet, da disse kontraktene ble inngått, var Storbritannia stort sett selvforsynt med gass fra sin egen del av Nordsjøen, mens det tyske markedet allerede hadde gassavtaler med Sovjetunionen og Nederland. Norges bidrag var lite, men likevel viktig, for markedene var i vekst, og kontraktene introduserte norsk gass til kontinentet og til Storbritannia. Fordelen for norsk sokkel, sammenlignet med hovedkonkurrentene, tidligere Sovjetunionen og Algerie, var - da som nå - nærheten til markedene. Landanlegg på Kårstø I etterkant av gassavtalene for Ekofisk og Frigg, mente flere kritikere at dette var dårlige avtaler, siden gassen ikke ble ført til land i Norge før eksport. Gassavtalene bidro dermed ikke til å skape verdier og arbeidsplasser for Norge, hevdet de. At det på den tiden ikke ble ansett som teknisk mulig å krysse Norskerenna med rørledninger, brydde ikke kritikerne seg om. Da Mobil fant Statfjordfeltet i 1974, ble det satt i gang undersøkelser med tanke å legge olje- og gassrør over Norskerenna. Konklusjonen ble at tiden var inne til å ta det store spranget. Valget for ilandføring falt på Kårstø, noen mil sør for Haugesund, og byggingen av det som i dag er Europas største anlegg for prosessering av rikgass ble påbegynt. Statpipe lå ferdig i 1985, og omfattet da et 880 kilometer langt rørledningssystem, inkludert en stigerørsinnretning - Draupner S, og gassbehandlingsanlegget på Kårstø. Statfjordgassen ble solgt til kontinentet, og Kårstø ble knyttet til tørrgassnettet gjennom Statpiperørledningen fra Kårstø, via Draupner S, til Norpipe - gassrørledningen fra Ekofisk til Emden. Troll - et gjennombrudd Troll ble påvist i 1979. Selv om gassreservene var svimlende store, ble funnet bare betraktet som marginalt lønnsomt, fordi en utbygging ble vurdert som teknologisk svært utfordrende. Store investeringer måtte til for å bringe gassen til markedet. I tillegg ble det påvist en betydelig mengde olje i en tynn sone i Troll Vest-reservoaret, som OD og OED stod hardt på for å få rettighetshaverne til å produsere. For å få ut mest mulig av oljen, var det nødvendig å bevare trykket i reservoaret ved å begrense det årlige uttaksnivået av gass. Det knyttet seg så store utfordringer til utbygging av Troll at rettighetshaverne hadde problemer med å gjøre prosjektet kommersielt interessant. Fortsatt var det vanlig å selge gass fra norsk sokkel gjennom feltuttømmingskontrakter. Trollreservenes størrelse og kompleksiteten i utbyggingen medførte imidlertid en annen tilnærming til markedet: Det viktigste ble å få solgt nok gass til at en utbygging av det store feltet kunne komme i gang. Trollforhandlingene pågikk under den kalde krigen. For Vest-Europa og USA var det viktig å ikke bli for avhengige av gassleveranser fra Sovjetunionen, både politisk og med tanke på leveransesikkerhet. De første salgsavtalene for Trollgass ble undertegnet i 1986. Kundene var store energiselskap på kontinentet. Koordinert utbygging Etter at de store salgsavtalene for Trollgassen var sluttført midt på 80-tallet, opprettet myndighetene et eget gassforhandlingsutvalg. Gassforhandlingsutvalget (GFU) skulle stå for alt salg og markedsføring av norsk gass. Det var ikke tillatt, hverken for medlemmene i utvalget, Statoil, Hydro og Saga, eller andre selskap på norsk kontinentalsokkel, å markedsføre egen gass. GFU framforhandlet feltnøytrale salgsavtaler. Det innebar at det ble solgt gass, men at det ikke ble solgt gass fra spesifikke felt. Når GFU hadde forhandlet vilkårene for en gassalgsavtale, ble det ikke tatt stilling til hvilket felt som skulle levere gassen. Den avgjørelsen ble tatt av Olje- og energidepartementet i såkalte allokeringsrunder. Allokeringsrundene ble avholdt regelmessig på anbefaling fra Forsyningsutvalget (FU). FU bestod av representanter for selskaper som hadde gassressurser på kontinentalsokkelen og representanter fra OD. Formålet med GFU og FU var best mulig ressursforvaltning. Ordningen skulle føre til at de mest samfunnsøkonomisk lønnsomme gassfeltene på norsk kontinentalsokkel ble bygd ut først, og at rørledninger og mottaksanlegg ble bygd ut på en mest mulig kostnadseffektiv måte. Troll var uvurderlig som garantifelt for de kontraktene som ble inngått av GFU. I realiteten var det Trollgass som ble solgt, selv om andre felt og funn fikk leveranseansvaret i forhold til kontraktene i etterkant. Dette hadde innvirkning både på de tjenestene GFU kunne tilby gasskjøperne og prisen de kunne ta for gassen. GFU/FU-systemet sikret en koordinert utbygging av gassfelt på norsk kontinentalsokkel basert på samfunnsøkonomiske vurderinger. Gasseierne og myndighetene besluttet i felleskap hvilke felt som skulle tildeles leveranseansvar under inngåtte kontrakter. Utbyggingskøen på norsk sokkel ble ordnet i forhold til hva som var samfunnsøkonomisk lønnsomt - det vil si at de feltene som hadde mest olje i tillegg til gassen fikk bygge ut først. Tilpasning til EU Gassmarkedsdirektivet (EU-rådets og EU-parlamentets direktiv 98/30/EC om felles regler for det indre gassmarked) ble vedtatt med frist for gjennomføring i EU-landenes interne lovgivning 10. august 2000. Gassdirektivets formål var å åpne det indre gassmarkedet i Europa for konkurranse ved å gi store naturgasselskap og kvalifiserte kjøpere adgang til rørledninger for overføring og distribusjon av gass, til lager og til LNG-anlegg. Direktivet har også en egen regel om at naturgasselskap og gasskjøpere skal sikres adgang til rørledninger i produksjonssystemet, inklusive ilandføringsrørledningene fra norsk kontinentalsokkel. Norsk implementering av gassmarkedsdirektivet har ført til at også de selskapene som ikke selv eier i infrastrukturen får adgangsrett. Infrastrukturen for naturgass utgjør et helhetlig transportsystem. Det er viktig at samordningsfordeler ved det helhetlige systemet ivaretas. En nøytral og effektiv utnyttelse av transport- og behandlingsanlegg for naturgass har stor betydning for verdien av norsk naturgass. Regjeringen besluttet å avvikle ordningen med salg av norsk gass gjennom GFU 1. juni 2001. Samtidig ble det tillatt for selskapene selv å selge sin egen gass. Gassforhandlingsutvalget ble permanent avviklet fra 1. januar 2002. Gassco Transportsystemene har tradisjonelt vært organisert som interessentskap, der hvert enkelt rør var et eget interessentskap. Skipere som skulle transportere gass, måtte dermed forhandle fram transportvilkår med opp til flere ulike interessentskap for å få gassen fra feltet til markedet. For å effektivisere drift og administrasjon av transportsystemene og kapasitetsrettighetene, satte OED allerede i 1999 i gang et arbeid som skulle føre fram til et enklere system, der eierskapet i de ulike interessentskapene ble samlet i et stort interessentskap. Interessentskapet Gassled ble formelt stiftet i 2003, og omfatter de fleste større gassrørene på norsk sokkel. Stortinget vedtok i 2001 å opprette et nytt operatørselskap for transport av naturgass. Gassco skulle sikre uavhengighet og likebehandling av eiere/skipere av naturgass. Selskapets oppgaver kan grupperes i tre hovedaktiviteter: administrasjon av kapasiteten i infrastrukturen, operatøroppgaven for infrastrukturen eid av Gassled og utvikling av infrastruktur. Videre vekst? ODs estimat viser at det fortsatt er store gassressurser å finne på norsk sokkel. Spørsmålet om når disse ressursene blir funnet, avhenger blant annet av markedsutsiktene og selskapenes vilje til å lete. OD forventer at mesteparten av de uoppdagede gassressursene befinner seg nord for Møre. Det betyr lengre transportavstand til markedet enn for Nordsjøgassen, som har utgjort tyngdepunktet i norsk gasseksport fram til i dag. Mindre funn, gjerne på dypt vann med større avstand til markedet, vil ikke, med dagens priser, alene kunne bære investeringene i et nytt transportrør. En løsning kan være at flere funn til sammen bidrar til at det bygges nye transportløsninger for å nå markedet. Alternativet vil være å vente på ledig kapasitet i eksisterende transportnett. I Barentshavet er avstanden til markedene enda større. Derfor er Snøhvitutbyggingen basert på LNG, det vil si nedkjøling av gassen slik at den går over i væskeform. Det er første gang denne teknologien brukes i stor skala på norsk sokkel. Gassen fra Snøhvit transporteres i rør til et LNG-anlegg på Melkøya ved Hammerfest, der den gjøres flytende, for deretter å bli transportert til markedene på skip. Fordelen med LNG er nettopp at gass kan transporteres med skip, og at lastene dermed kan sendes til andre markeder enn rørgassen. Selskapene som eier LNG-gassen har da mulighet til å utnytte prisforskjeller på gass i de ulike markedene. Framtidige gassressurser i Barentshavet forventes også å bli transportert på skip til markedene, som LNG, eller ved hjelp av andre teknologier. Framtiden for det norske systemet for gasstransport er utfordrende. Hvordan skal nye ressurser finne veien til markedet? Vil de bli koplet opp til dagens gigantfelt når produksjonen der går mot slutten, og dermed fylle ledig kapasitet i transportnettet på norsk og britisk sokkel? Eller vil kapasiteten for gasstransport på norsk sokkel bli utvidet med nye rørledninger? En av de absolutt viktigste forutsetningene for en kostnadseffektiv drift av systemer for gasstransport, er uansett at kapasiteten utnyttes best mulig, og at rørene er fulle når markedet har størst behov for gass. Det er derfor viktig å sikre at norske felt også de neste tiårene kan fylle rør og terminaler i det integrerte transportsystemet i Nordsjøbassenget. OD mener at mulighetene for fortsatt vekst er gode. Det betinger at selskapene er villige til å se investeringene i ny infrastruktur som langsiktige investeringer. Alternativet er å kople opp nye felt når det blir ledig transportkapasitet i eksisterende gassrør, avhengig av hvilken løsning som gir best samfunnsøkonomi. Artikkelen er hentet fra Oljedirektoratets magasin Norsk sokkel nr. 2-2005