Hvorfor er Snøhvit Future-prosjektet nødvendig?

Snøhvit Future er nødvendig for å opprettholde driften ved Hammerfest LNG. Prosjektet består av kompresjon som forlenger levetiden forbi 2030 og elektrifisering som kutter utslippene med 850 000 tonn. Vi vil trenge mer kraft også for kompresjon. Prosjektet styrker Norges rolle som en langsiktig og forutsigbar leverandør av energi til Europa, det gir store inntekter til felleskapet ved at 85 prosent av inntektene fra Snøhvit går til staten, det bevarer de nær 700 arbeidsplassene på Melkøya og opprettholder ringvirkninger. Driften av Hammerfest LNG gir totalt 1 450 årsverk inkludert ringvirkninger, de fleste i nord.

Hvorfor må dere kutte utslipp?

Allerede tidlig på 2000-tallet ble partnerne pålagt å kutte utslipp fra Hammerfest LNG. I nyere tid er olje- og gassnæringen i Norge pålagt å halvere utslippene for at Norge skal kunne nå forpliktelsene i Paris-avtalen. Hammerfest LNG er Norges tredje største punktutslipp og elektrifisering vil fjerne 850 000 tonn CO2 årlig.

Hvor lenge planlegger dere drift på LNG-anlegget på Melkøya?

Per nå ser vi for oss drift på Melkøya forbi 2050.

Er det tilstrekkelig med Snøhvit Future eller planlegger dere flere prosjekter for å sikre drift forbi 2050?

Utbyggingen har siden starten 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, og i 2025 startet vi opp Askeladd Vest som gir påfyll til anlegget på Melkøya før landkompresjon starter opp i 2029 som en del av Snøhvit Future-prosjektet. Antatt drift forbi 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.

Hvor mye ekstra gass kan eksporteres som følge av elektrifiseringen av Melkøya?

Omleggingen av kraftforsyning til drift med kraft fra nettet frigjør om lag 5,8 milliarder Sm3 gass som kan selges i markedet mot slutten av feltets levetid.

Tjener Equinor penger på å elektrifisere anlegget?

Rent økonomisk er det tilnærmet like kostnader om anlegget drives med gass eller strøm. Det er ikke for å tjene penger vi elektrifiserer anlegget, men for å kutte utslippene. Når det er sagt, er hele prinsippet bak CO2-avgift og klimakvoter at det skal lønne seg å kutte kostnader. Det viser at systemet virker. Overgang fra gass til strøm som energikilde frigjør gass som kan selges og bidrar noe til den totale gassproduksjonen i slutten av anleggets levetid. Det som gjør Snøhvit Future til et lønnsomt prosjekt er at vi kan ta ut mye mer gass på grunn av kompresjon og fortsette produksjonen forbi 2050.

Hvorfor valgte dere elektrifisering?

Elektrifisering gir det største klimakuttet, hele 850 000 tonn CO2 årlig. 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 CC- 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. Teknisk kompleksitet er kostnadsdrivende og øker gjennomføringsrisikoen, altså muligheter for overskridelser og forsinkelser. Dessuten er det en veldig plasskrevende ombygging for et anlegg som ligger på en øy med begrenset tilgjengelig areal.

Hva er det totale kraftbehovet?

Vi har fått reservert kapasitet på totalt maksimalt 400 MW (Hammerfest LNG 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 forbi 2050, inkludert kraftbehov til framtidig økt kompresjonsbehov. Selv om kompresjon vil kreve mer kraft etter hvert, er det største kraftbehovet knyttet til elektrifisering av prosessanlegget.

Betyr det at Melkøya tar hele Nord-Norges kraftoverskudd?

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.

Hvordan vil elektrifisering av Hammerfest LNG bidra til globale klimakutt?

For det første kuttes utslippene i Norge med 850 000 tonn CO2 årlig. 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 og de særnorske CO2-avgiftene er å stimulere til utslippskutt. Det skal lønne seg å kutte utslipp. 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.

Har dere vurdert gasskraftverk med karbonfangst- og lagring?

Equinor har sammen med erfarne industriaktører sett på muligheten for å bygge et nytt, frittstående gasskraftverk med karbonfangst og -lagring i tilknytning til Melkøya for å bidra til økt kraftproduksjon. Sammen med tre ulike og mulige leverandører gjennomførte vi studier for å se hvordan dette kunne løses. Arbeidet viste at kostnadene ville være mellom 40-45 milliarder kroner for et anlegg med en kapasitet på om lag 400 MW. Ettersom Snøhvit-partnerskapet likevel hadde vært avhengig av å elektrifisere Melkøya med en CCS- løsning, ville kostnaden for dette kommet i tillegg til det godkjente Snøhvit Future-prosjektet som nå er under bygging. Dette er ikke økonomisk forsvarlig, og arbeidet ble derfor avsluttet. En CCS-løsning ville også forutsatt identifisering av et nytt undergrunnsreservoar for lagring av CO2 fanget fra gassturbinene, boring av injeksjonsbrønn og ny infrastruktur for CO2-transport.

Noen tror dere overdriver kostnadene her, gjør dere det?

Equinor har gjennomført en konseptkonkurranse med tre ulike aktører, nasjonale og internasjonale, som vurderte kostnadene for et frittstående gasskraftverk med rensing. Aktørene er spesialister på området, og har vurdert kostnadene for et totalanlegg med gassturbiner og fangstanlegg. Equinor har vurdert transport og injeksjon av CO2 internt, for å få et totalbilde av kostnader for hele verdikjeden.

Kan dagens anlegg på Melkøya bygges om for CO2-fangst og -lagring?

Equinor har tidligere vurdert å bygge om det eksisterende anlegget for CO2-fangst og -lagring, da var estimerte kostnader om lag 37 milliarder kroner for en kraftkapasitet på ca. 200 MW. Ombygging av det eksisterende anlegget ville i tillegg ha en betydelig prosjektrisiko knyttet til integreringen av CCS, og det ville heller ikke vært tilstrekkelig til å dekke kraftbehovet på Melkøya fremover. Vi vet det er ulike meninger om våre kostnadsoverslag, men de er basert på den kunnskapen vi som operatør har om anlegget.

Har ikke Equinor råd til å betale for CCS?

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. Teknisk kompleksitet og høy gjennomføringsrisiko var også vesentlige argumenter.

Er Equinor motstander av CCS?

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 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.

Hvorfor kan dere ikke bare bruke samme CCS-teknologi som på Klemetsrud og Breivik?

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.

Hvilke vilkår ble gitt ved godkjenning av plan for utbygging og drift?

For det første ble elektrifisering utsatt til tidligst 2030. I tillegg åpnet departementet for periodevis drift av gassturbinene til konsesjonen går ut i 2033, om nødvendig.

Er det Equinor og partnerne som skal dekke drift av turbiner i to år ekstra?

Det er partnerskapet som betaler for drift av turbinene fram til 2030, men Equinors vurdering er at økonomien i prosjektet fortsatt er akseptabel.

Dere har sagt dere trenger kraft til kompresjon også, hvordan løser dere dette om elektrifisering blir utsatt til 2030?

Kraftbehovet for kompresjon vil være begrenset i starten, og vi jobber med optimalisering av drift, anlegg og eksisterende tilgjengelig kraft for å kunne dekke dette behovet.

Hva gjør dere dersom det er høy strømpris og behov for kraftleveranser fra turbinene til Finnmark i 2029 mens dere har behov for kraft til kompresjon for å opprettholde produksjon?

Den kraften vi produserer i dag brukes av Hammerfest LNG. I en potensiell beredskapssituasjon er dette avtaleregulert.

Hva tenker dere om at dere må ha gassturbinene til 2033?

Vi har konsesjon for drift av gassturbinene til medio 2033. I planene våre hadde vi tatt høyde for å beholde dem som back up 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."

Kan turbinene gå lenger enn til 2033?

Vi har konsesjon til 2033, vi har en godkjent plan – og er i gang med å bygge – et prosjekt som innebærer elektrifisering fra 2030.

Vil virkningsgraden bli svakere om gassturbinene står standby og må fyres opp i korte perioder?

Virkningsgraden skal ikke forringes av at turbinene står i standby.

Hvorfor er Snøhvit Future så viktig?

Snøhvit Future-prosjektet - Equinor

Den 20. desember 2022 leverte Equinor, på vegne av Snøhvit-partnerskapet, plan for utbygging og drift (PUD) for Snøhvit Future til olje- og energiministeren. Den 8. august 2023 annonserte norske myndigheter at prosjektet var blitt godkjent. Per mars 2026 er prosjektet godt og vel halvveis ferdigstilt og det er høy aktivitet på alle lokasjoner. Det planlegges oppstart av landkompresjon i 2029 og overgang til elektrisk drift i 2030.

Forlenger levetid, arbeidsplasser og ringvirkninger

Snøhvit Future vil styrke Norges posisjon som en pålitelig og langsiktig leverandør av gass produsert med svært lave klimautslipp. Prosjektet bidrar til å sikre arbeidsplasser i Hammerfest og energiforsyning til Europa forbi 2050.

I utbyggingsfasen bidrar Snøhvit Future til store ringvirkninger både i Finnmark og resten av landet. Det forventes at over 70 % av verdiskapingen vil gå til norske bedrifter, til en verdi av om lag 14,5 milliarder kroner. Mer enn en tredjedel av dette vil gå til Nord-Norge, hovedsakelig Finnmark. Regional sysselsetting i prosjektperioden er estimert til nær 2 000 årsverk, nær 1 700 lokalt. Nasjonalt er det ventet at prosjektet sysselsetter 8 800 årsverk.

Hammerfest LNG er en sentral bedrift i regionen med opp mot 500 ansatte, 38 lærlinger og mellom 150-200 kontraktører/leverandører. Inkludert ringvirkninger bidrar Hammerfest LNG med 1 450 årsverk totalt. Partnerskapet i Snøhvit-lisensen er opptatt av at Hammerfest LNG skal være konkurransedyktig og levedyktig også i et lavkarbonsamfunn for å kunne opprettholde disse viktige arbeidsplassene.

Betydelige utslippsreduksjoner

Norge skal halvere CO₂-utslippene fra produksjonen av olje og gass på norsk sokkel i 2030 (sammenliknet med 2005). Dette er helt vesentlig for at Norge skal nå forpliktelsene i Paris-avtalen. Elektrifiseringen av Hammerfest LNG er det største utslippsreduserende enkelttiltaket for at Norge skal nå sine klimamål. Ved å erstatte kraften fra de nåværende gassturbinene med kraft fra land, vil vi kutte de årlige CO₂-utslippene med 850 000 tonn, tilsvarende rundt to prosent av Norges årlige utslipp.

Hovedleverandører

Aibel er tildelt kontrakt for modifikasjonsarbeid på Hammerfest LNG.

Eksempler på underleverandører til Aibel:

Consto er tildelt den største av disse kontraktene, for bygg- og anleggsarbeider. Consto har hovedkontor i Tromsø og kontorer i både Alta og Hammerfest. Det er ventet at kontrakten vil sysselsette 200-300 årsverk over to år, ikke bare for Consto sine ansatte, men også for flere av selskapets samarbeidspartnere i Nord-Norge, som for eksempel Larsen Maskin og Transport og Jaro.
Rapp Bomek i Bodø leverer branndører.
Bilfinger i Hammerfest leverer stillas.
Parat Halvorsen i Flekkefjord har levert elektrodedampkjeler, bygget hos Randaberg Industries.
Momek i Mo i Rana har levert stålstrukturer.
Polarkonsult i Harstad leverer systemdokumentasjon.
Norconsult leverer engineering.
Hammerfest Industriservice leverer prefabrikasjon av stålstrukturer.
Nordic Crane og Crane Norway leverer kraner.
Printhuset i Hammerfest leverer trykksaker.

Multiconsult har vært ansvarlig for prosjektering av nettilknytning i forbindelse med Snøhvit Future-prosjektet og støtter nå Equinor i byggefasen. Kontrakten sysselsetter medarbeidere fra Alta i nord til Fredrikstad i sør. Prosjekteringsteamet ledes fra Multiconsult sitt kontor i Tromsø og selskapet har opprettet et nytt kontor i Hammerfest.

Nexans skal levere og installere strømkabel og fiberkabel. Deler av strømkabelen produseres i Halden og fiberkabel på Rognan i Nordland.

LNS (Leonhard Nilsen og sønner) fra Andøy kommune er tildelt kontrakten for bygging av nettilknytning (tunnel Hyggevatn - Meland og landfall på land).

Eksempler på underleverandører:

Ølen Betong i Hammerfest leverer betong.
Viggo Eriksen i Hammerfest leverer anleggsarbeid.
Gagama Elektro i Hammerfest leverer elektroarbeid.
Alta Anlegg leverer plasstøpt betong.
Sjøentreprenøren fra Bergen utfører sjøarbeider inn mot Melkøya og Meland, og for sjøfyllingen på Meland.
Entreprenørservice fra Oslo borer tuneller til sjøkablene.
Coor Hammerfest leverer forpleining.
Helgesen Maskin og Hammerfest Maskinforretning.

Hvorfor er Snøhvit Future så viktig?

Aksepter informasjonskapsler

Naboside for Snøhvit Future-prosjektet

- 850 000 tonn

~1 450 årsverk

6,5 millioner husstander

5 prosent

Om utbyggingsløsningen

Hovedleverandører

Aksepter informasjonskapsler

Aksepter informasjonskapsler

Nyheter

Ofte stilte spørsmål (FAQ)

Generelt om Snøhvit Future

Elektrifisering, kraft og klima

Karbonfangst og -lagring

Vilkår i godkjent plan for utbygging og drift

Økonomi