Snøhvit Future-prosjektet på Melkøya i Hammerfest skal sikre eksport og økonomisk utvikling i Nord-Norge, samtidig som klimagassutslippene kuttes kostnadseffektivt. Her forklarer vi mer om dette omfattende prosjektet.
Snøhvit Future
Snøhvit Future vil styrke Norges posisjon som en pålitelig og langsiktig leverandør av gass produsert med svært lave klimautslipp. Prosjektet vil sikre arbeidsplasser i Hammerfest og energiforsyning til Europa fram mot 2050.
I tråd med myndighetenes godkjenning planlegger vi landkompresjon for å sikre strømning av gass fram til anlegget fra 2028 og elektrifisering fra 2030.
- Hjem
- Energi
- felt og plattformer
- Snøhvit Future
Hvorfor er Snøhvit Future så viktig?
-850.000 tonn
Reduserer utslipp med 850.000 tonn årlig
~900 årsverk
Hammerfest LNG sysselsetter om lag 900 personer inkludert ringvirkninger
6,5 millioner husstander
Hver dag bidrar Hammerfest LNG til lys og varme i 6,5 millioner hjem
Hvorfor elektrifisering?
Elektrifisering av Hammerfest LNG erstatter dagens gassturbiner med strøm fra kraftnettet. Det reduserer CO2-utslippene fra anlegget med rundt 850.000 tonn årlig.
Dette er det største utslippsreduserende enkelttiltaket for avkarbonisering av olje- og gassproduksjonen i Norge. Prosjektet er et viktig bidrag til energiomstillingen.
Snøhvit-partnerne investerer 13,2 milliarder kroner (2022) i Snøhvit Future-prosjektet. Prosjektet gir store ringvirkninger og arbeidsplasser både i Finnmark, Nord-Norge og nasjonalt. Det er ventet at rundt 70 % av verdiskapingen i utbyggingsfasen går til norske bedrifter. Regional sysselsetting er estimert til nær 1.700 årsverk, hovedsakelig lokalt* i Finnmark.
Snøhvit Future sikrer videre drift på Melkøya. I dag jobber 350 fast ansatte og 150 kontraktører og lærlinger ved anlegget, og de totale ringvirkningene i Nord-Norge er dokumentert av Kunnskapsparken Bodø til nær 900 årsverk.
Vi er glade for at regjeringen har gitt grønt lys til Snøhvit Future-prosjektet, som sikrer anleggets framtid.
Det gjør at vi kan kutte utslipp fra Hammerfest LNG, samtidig som vi opprettholder både arbeidsplasser i nord og gassproduksjon til Europa.
Vi er pålagt å kutte utslippene, det har vært en forventning siden oppstart, og vi har levert en søknad for det partnerskapet mener er beste løsning.
Vi har forståelse for dette har vært en krevende sak og for at myndighetene setter som vilkår at elektrifisering utsettes til 2030 og tar høyde for at gassturbinene kan måtte stå i beredskap til konsesjonen går ut i 2033, dersom kraftsituasjonen tilsier det.
*Lokal = Hammerfest, Alta, Måsøy, Nordkapp, Porsanger, Lebesby, Karasjok og Gamvik.
Fakta Snøhvit Future
- Det skal installeres tre store moduler på anlegget: Kompressor, transformatorstasjon og elektrodampkjeler og det skal også gjøres omfattende modifikasjonsarbeid. I tillegg blir det stor aktivitet rundt Hammerfest by, blant annet bygging av tunnel og transformatorstasjon for videreføring av kraft fra Hyggevatn til Melkøya.
- Elektrifisering av Hammerfest LNG utløser behov for mer kraft til Melkøya anlegget. På denne bakgrunn har Statnett besluttet bygging av en ny 420 kV kraftlinje fra Skaidi til Hyggevatn.
- Utslippskuttet på 850.000 tonn CO2 tilsvarer 13 prosent av olje- og gassindustriens målsetting for utslippsreduksjon innen 2030 – 2 prosent av Norges totale utslipp.
Fakta Hammerfest LNG
Hammerfest LNG startet opp i 2007. Om lag 500 personer jobber på anlegget, inkludert lærlinger og kontraktører. Inkludert ringvirkninger sysselsetter Hammerfest LNG totalt om lag 900 personer i Nord-Norge.
85 prosent av inntektene fra Melkøya går til statskassen gjennom skatt og direkte eierandel (Petoro). I tillegg kommer statens utbytte på Equinor-aksjer.
Årlig bidrar Hammerfest LNG med 170 millioner kroner i eiendomsskatt til Hammerfest kommune. Snøhvit Future forlenger disse inntektene for kommunen forbi 2030 – i tillegg til at de økes med om lag 30 prosent.
- Hver dag bidrar Hammerfest LNG til at 6,5 millioner husstander har lys og varme i sine hjem og produksjonen fra Melkøya tilsvarer 5 prosent av Norges totale eksport. LNG-skip anløper Melkøya hver 5. dag.
- Ved normal produksjon leverer Hammerfest LNG 6,5 milliarder kubikkmeter flytende naturgass i året. I tillegg kommer produktene LPG og kondensat.
- Hammerfest LNG er Norges og Europas første produksjonsanlegg for nedkjølt, flytende naturgass (LNG). De tre feltene Snøhvit, Askeladd og Albatross ligger ca. 143 km fra Hammerfest og er bygd ut med undervannsløsning hvor ingen installasjoner er synlige på havoverflaten.
- Snøhvit var den første utbyggingen i det sørlige Barentshavet og var den første store utbyggingen på norsk sokkel uten overflateinstallasjoner.
- Brønnstrømmen transporteres i en 143 kilometer lang rørledning for prosessering til flytende naturgass (LNG) på landanlegget på Melkøya ved Hammerfest. Karbondioksid (CO2) separeres og returneres til feltet i rørledning for injeksjon i akviferen (CCS), mens LNG, flytende petroleumsgass (LPG) og kondensater skipes til markedet.
- Gassen fra Snøhvit- og Albatross-reservoarene kom i produksjon i 2007, mens Askeladd ble satt i produksjon i desember 2022 og forlenger platåproduksjonen. Askeladd Vest-prosjektet som nå er under utbygging skal starte opp i 2025 og vil forlenge platået fram til Snøhvit Future starter opp i 2028.
Ofte stilte spørsmål (FAQ)
Det siste året har vi mottatt – og besvart – en lang rekke spørsmål om Snøhvit Future-prosjektet.
I noen tilfeller har vi måttet henvise spørsmål til andre parter, som myndighetene, NVE og Statnett siden de også har viktige roller her.
Under gir vi detaljerte svar på mange av spørsmålene vi har mottatt.
Godkjenning av PUD, vilkår og kraftbehov
Kraftbehovet for gasskompresjon vil være begrenset de to årene, og vi er trygge på at vi i samarbeid med norske myndigheter skal sikre forutsigbar produksjon fra Melkøya i denne korte perioden også. Det handler om å optimalisere og tilpasse kraftbehovet til drift og kompresjon for å sikre stabil og best mulig ressursutnyttelse.
Vår vurdering i dag er at påvirkningen på økonomien i prosjektet er akseptabel. Melkøya produserer svært viktige gassvolumer, anlegget sikrer viktige arbeidsplasser i nord og prosjektet vil redusere utslipp med 850 000 tonn CO2 årlig.
Slik vi forstår det er det partnerskapet som betaler for drift av turbinene mellom 2028 og 2030, men Equinor vurdering er at økonomien i prosjektet fortsatt er akseptabel.
Vi er trygge på at myndighetene vil legge til rette for tilgang til kraft slik at vi kan kutte utslipp fra Melkøya, samtidig som vi opprettholder viktig gassproduksjon og sikrer arbeidsplasser i nord.
Den kraften vi produserer i dag brukes av Hammerfest LNG i dag. I en potensiell beredskapssituasjon er dette avtaleregulert.
Med denne godkjennelsen går prosjektet videre. Per nå ser vi ikke behov for å endre timingen for kontraktstildelinger.
Vi har konsesjon for drift av gassturbinene til medio 2033. I planene våre hadde vi tatt høyde for å beholde dem som back up i to år, fram til 2030. Nå skal myndighetene vurdere om det er nødvendig å beholde turbinene i beredskap til konsesjonsperioden går ut. I godkjenningsbrevet står det:
"Dersom hensynet til kraft- og/eller effektbalansen tilsier det, vil departementet før 1. januar 2030 gå i dialog med rettighetshaverne for å finne avtalebaserte løsninger for å sikre periodevis drift ved det eksisterende energianlegget ved Hammerfest LNG fram til utløpet av konsesjonen på anlegget i 2033. Det settes vilkår om at rettighetshaverne skal medvirke til en slik avtalebasert løsning. En avtalebasert løsning kan for eksempel være at rettighetshaverne driver anlegget i særlige perioder eller at staten overtar anlegget. En vurdering av behov for en slik løsning vil skje senest i 2028."
Det er for tidlig å si noe om økonomien rundt dette. Det må vi komme tilbake til dersom det blir aktuelt, det vil i så fall bli avgjort i 2028.
Det vil vi ikke spekulere i, vi er bedt om å avvente elektrifisering til 2030.
Virkningsgraden skal ikke forringes av bruk i stand-by.
Vi har fått reservert kapasitet på totalt maksimalt 400 MW (HLNG har i dag 50 MW) fra Statnett når ny 420 kV-kraftledning er på plass mellom Skaidi og Hyggevatn. Det er tilstrekkelig til å sikre gassproduksjon med lave klimautslipp fra Melkøya fram mot 2050, inkludert kraftbehov til framtidig økt kompresjonsbehov. Selv om kompresjon vil kreve mer kraft etter hvert er det store kraftbehovet knyttet til elektrifisering av prosessanlegget.
Myndighetene har bedt om at vi avventer elektrifisering til 2030. Vi har tillit til at myndighetene vil legge til rette for tilgang til kraft slik at vi kan kutte utslipp fra Melkøya som planlagt og pålagt, samtidig som vi opprettholder viktig gassproduksjon og sikrer arbeidsplasser i nord..
Hammerfest LNGs antatte framtidige forbruk er på inntil 3,1-3,3 TWh per år. I dag bruker vi rundt 0,2 TWh. I 2021 produserte Finnmark 2,5 TWh og forbrukte 2,3 TWh elektrisk kraft. (Kilde) I prisområdet NO4 som dekker Nord-Norge, var kraftoverskuddet i 2022 10,2 TWh (kilde).
Regjeringen lanserte et kraft- og industriløft tfor styrket nett og kraftproduksjon i Finnmark samtidig som de godkjente planen for Snøhvit Future-prosjektet der de vil bygge ut like mye ny kraft som det økte kraftbehovet fra Hammerfest LNG (350 MW).
Vi har fulgt gjeldende regelverk og søkt om reservasjon i kraftnettet for totalt 400 MW, det har vi fått. Statnett har nå fått konsesjon til å bygge kraftledning mellom Skaidi og Hyggevatn og Equinor og partnerne våre i Snøhvit bidrar med over 400 millioner kroner i anleggsbidrag. Vi har også fått godkjent endrede planer for Snøhvit og Hammerfest LNG som innebærer elektrifisering fra regjeringen i tillegg til at vi har fått godkjent kraftkabel fra Hyggevatn til Meland og sjøkabel over til Melkøya. Denne godkjenningen har imidlertid som vilkår at overgang til elektrisk drift utsettes med ca 1 1/2 år for å gi tid for utbygging av ny kraft og styrking av nett. Godkjenningen åpner også for at dagens gassturbiner kan måtte stå i beredskap til 2033 dersom kraftsituasjonen tilsier det. Hvordan krafttilgangen reguleres er det Statnett og NVE som må svare på.
Økonomi
Omleggingen av kraftforsyning til drift med kraft fra nettet frigjør om lag 5,8 milliarder Sm3 gass som kan selges i markedet.
Forventet netto nåverdi før skatt er anslått til 56,3 mrd. kroner med en diskonteringsrente på 7 pst. Investeringene i Snøhvit Future forventes tilbakebetalt i 2030, om lag to år etter produksjonsstart. Tiltakskostnaden er beregnet til 1.700 kroner per tonn CO2.
Balanseprisen før skatt er beregnet til 22,8 USD per fat oljeekvivalent.
Rent økonomisk er det tilnærmet like kostnader om anlegget drives med gass eller strøm. Dvs, det er ikke for å tjene penger vi elektrifiserer anlegget, men for å kutte utslippene. Overgang fra gass til strøm som energikilde frigjør imidlertid gass som kan selges og bidrar noe til den totale gassproduksjonen i slutten av anleggets levetid.
Snøhvit Future er mer enn bare elektrifisering. Prosjektet omfatter også landkompresjon. Etter hvert som gassen i reservoaret produseres, blir trykket lavere og brønnstrømmen trenger hjelp for å nå fram til anlegget. Det er hensikten med landkompresjon – det sikrer rett og slett at gassen når fram til anlegget. Inntjeningen er relatert til at vi kan holde produksjonen på Melkøya på platå, derfor er det estimert at prosjektet er nedbetalt på to år.
Dette er ett integrert prosjekt, men en omtrentlig fordeling er 6,2 mrd. kroner på landkompresjon og 7 mrd. kroner på omlegging til drift med kraft fra nettet på Hammerfest LNG inkludert nettilknytning på Hyggevatn transformatorstasjon.
Snøhvit Future-prosjektet utløser behov for mer kraft til Melkøya anlegget. Equinor og partnerne våre i Snøhvit vil med denne bakgrunn, og i tråd med gjeldende regelverk, bidra med et anleggsbidrag på om lag 500 millioner kroner til Statnetts besluttede kraftledning fra Skaidi til Hyggevatn.
Hvorfor ikke karbonfangst- og lagring (CCS)?
Våre estimater tilsier en totalkostnad på om lag 37 milliarder kroner (mot 13,2 milliarder kroner for valgt prosjekt). Vi vet det er ulike meninger om dette kostnadsanslaget, men dette er basert på den kunnskapen vi som operatør har om anlegget.
Den valgte løsningen har blitt modnet fram over flere år og vi har vurdert ulike alternativer, inkludert fullskala CCS og delelektrifisering med CCS. En fullskala CCS løsning ble studert i 2009-2010.
Helelektrifisering og delelektrifisering med CCS ble studert videre. Teknisk kompleksitet, kostnader, arealhensyn og høy gjennomføringsrisiko gjorde at også delelektrifisering med CCS ble lagt bort ved konseptvalg for Snøhvit Future-prosjektet i 2019. Det var flere av de samme årsakene som gjorde at fullskala CCS ble valgt bort etter den tidligere studien. I 2018-19 ble det gjort en ny vurdering av fullskala CCS. Konklusjonen fra 2010 ble bekreftet
Det er svært komplisert å bygge om et anlegg som allerede er i drift for CCS. Selv om CCS har kommet langt som teknologi, er CO2-fangst fra røykgass fortsatt ikke hyllevare. Teknisk kompleksitet er kostnadsdrivende og øker gjennomføringsrisikoen, d.v.s. muligheter for overskridelser og forsinkelser. Dessuten er det en veldig plasskrevende ombygging for et anlegg som ligger på en øy med begrenset tilgjengelig areal.
Du kan lese mer om hvorfor vi og partnerne våre har valgt elektrifisering her.
Både vi, partnerne våre og myndighetene har et ansvar for å gjennomføre lønnsomme prosjekter, og 85 prosent av inntektene fra Snøhvit og Hammerfest LNG går til statskassen gjennom skatt og statens direkte eierandel (Petoro). Kostnadene er imidlertid langt fra den eneste utfordringen med å velge CCS i dette tilfellet, på et eksisterende anlegg. Teknisk kompleksitet og høy gjennomføringsrisiko var også vesentlige argumenter.
Tvert imot, for Equinor er CCS et viktig tiltak for å kutte utslipp i industrien. Det må allikevel gjøres på riktige prosjekter.
Vi er sentrale i Norges CCS-flaggskip Langskip, der regjeringen sammen med store industriaktører bidrar til ny teknologiutvikling innenfor fangst, transport og lagring av CO2. Equinor er sentral i Northern Lights-delen av prosjektet, som omfatter transport og permanent lagring av CO2, mens andre industriaktører nå bygger Norges første anlegg for fangst av CO2 fra røykgass.
Vi er også involvert i flere CCS-prosjekter utenfor Norge. Vi utvikler Northern Endurance Partnership sammen med operatør BP i Storbritannia, hvor vi modner fram CO2 transport- og lagringsløsning utenfor nordsjøkysten. Sammen med BP planlegger vi også å bygge et helt nytt gasskraftverk med CO2-fangst i Teeside i England. Vi ser også på å bygge rør- og skipsløsning som kan frakte fanget CO2 fra industrikunder i nordvest-Europa, med mulighet for å lagre CO2’en deres under havbunnen på norsk sokkel, slik som i Smeaheia-lisensen. Videre har vi kjøpt oss inn med eierandel i et av de største CCS-prosjektene i USA, Bayou Bend, i Texas. Her ønsker vi sammen med operatør Chevron og partner Talos å utvikle et CO2-lager både på land og offshore, hvor raffinerier og andre kunder i Mexico-golfen kan få sine utslipp transportert og permanent lagret. Dette er prosjekter i tidlig fase og som krever store investeringer og beslutninger om ny infrastruktur for å bli realisert.
Et CCS-anlegg på gassturbinene på Melkøya vil kunne benytte samme teknologi som et fangstanlegg på Klemetsrud og Brevik. Forskjellen ligger i CO2-innholdet i gassturbin-eksosen. På HLNG er CO2-innholdet i eksosen på 4%, mens Brevik og Klemetsrud har 10%. Dimensjonering og kostnaden for CCS per tonn på HLNG blir derfor høyere, og CCS-anlegget mer komplekst.
Har elektrifisering global klimaeffekt?
For det første kuttes utslippene i Norge med 850 000 tonn CO2 årlig, og et viktig bidrag til å nå norske klimamål. Her fjerner vi et av Norges største utslippspunkter, og det er vanskelig å lykkes med nasjonale klimamål uten å gjøre noe med de store utslippspunktene.
Utslipp fra Hammerfest LNG er riktignok dekket av klimakvoter, men reduksjon i norske utslippskilder vil også medføre at det blir færre slike kvoter. Når utslippene reduseres, blir kvoter overflødige og EU-kvoter oppheves. Slik bidrar elektrifisering til å redusere utslippene i det europeiske energisystemet.
Hovedhensikten med EUs kvotemarked er å stimulere til utslippskutt i Europa i tråd med Parisavtalen. Elektrifisering er et tiltak som viser at systemet stimulerer til reduksjoner av CO2-utslipp. Kvotemarkedet skal mot null på sikt og vil bli gradvis strammere. Equinor har lenge støttet klimapolitiske tiltak som karbonprising for å stimulere til kutt av utslipp.
Thema har på oppdrag fra Offshore Norge utredet effekten av elektrifisering på norsk sokkel for globale klimautslipp. De konkluderer at med at elektrifisering av norske olje- og gassinstallasjoner reduserer norske, europeiske og globale klimagassutslipp. Dette skyldes en kombinasjon av markedseffekter innenfor gass-, kraft- og kvotemarkedet.
I sin rapport har Thema estimert at elektrifisering av Hammerfest LNG vil gjøre at etterspørselen etter kvoter reduseres med 59-75 % av utslippsreduksjonen.
70 prosent
5 gassturbindrevne generatorer, hver med en produksjonskapasitet på ca. 45 MW. Maksimal kraftleveranse fra kraftstasjonen er med dette ca. 225 MW. I tillegg kommer ca. 140 MW varmeenergi som gjenvinnes fra eksosgassen fra gassturbinene.
Framtiden for Hammerfest LNG
Per nå ser vi for oss drift på Melkøya fram mot 2050, med platåproduksjon til om lag 2040.
Utbyggingen har siden start vært planlagt i flere faser for å tilpasse produksjonen til prosesseringskapasiteten på anlegget, rett og slett gi påfyll til anlegget etter hvert. Den totale utbyggingen omfatter Snøhvit-, Albatross- Snøhvit Nord- og Askeladd-strukturene. I desember 2022 startet produksjonen fra Askeladd, nå bygger vi ut Askeladd Vest som vil gi påfyll til anlegget på Melkøya før landkompresjon starter opp i 2028 som en del av Snøhvit Future-prosjektet. Antatt drift mot 2050 handler i stor grad om framtidig kompresjon både på land og på havbunnen for å opprettholde strømningen fra disse feltene til Melkøya. Vi har tatt høyde for framtidig kraftbehov i den reservasjonen vi har nå på totalt 400 MW.
Sammen med andre lisenshavere i området bidrar vi til arbeidet som Gassco som arkitekt for norsk gassinfrastruktur har fått i oppgave å lede om gassransportalternativer fra Barentshavet sør.
En viktig oppgave fremover er å utforske området for å avdekke så mye vi kan av lønnsomme og utvinnbare ressurser. Dette er en forutsetning for å kunne optimalisere infrastrukturløsninger for produksjon og eksport fra området.