Gass til industri – framtiden i nord?

Oljeprisen holdes kunstig høy av urolighetene i Midt-Østen, veksten i oljeetterspørsel er på vei ned, mens OPECs overkapasitet vokser. Her hjemme har Statoil satt bremsene på for Johan Castberg-utbyggingen, med usikker lønnsomhet som offisiell begrunnelse. Er det gassen som skal redde det Nord-Norske petroleumseventyret?

Denne artikkelen står på trykk i Petromagasinet , 4, 2013.

– I framtiden vil naturgass utkonkurrere olje, som vil miste sin status som ”strategisk råvare” og gå over til å bli et ”nyttig produkt.”

Påstanden kom Dr. Vikram Rao, Executive Director i anerkjente Research Triangle Energy Consortium (RTEC) med under sitt foredrag til Greater Stavangers delegasjonsfrokost under OTC (Offshore Technology Conference) i Houston. RTEC ble stiftet i 2007 av Duke University, North Carolina State University, RTI International og The University of North Carolina at Chapel Hill, og skal kort oppsummert identifisere de til enhver tid største utfordringene for energibransjen, og løse disse ved å redusere økonomisk- og miljørelatert risiko gjennom bruk av teknologi og samfunnsforskning. Dr. Rao har selv mer enn 30 års erfaring fra olje- og teknologiselskaper, og har blant annet vært teknologidirektør i Halliburton.

Tema for den gode doktorens foredrag var hvordan skifergass ville endre det globale energikartet, men mye av tankegodset han presenterte var smidd for Nord-Amerikanske forhold, men er direkte overførbart til Nord-Norske forhold: Skifergassen er tørr gass, nesten ren metan, mens manglende gassinfrastruktur i utvinningsområdene er den største trusselen mot utvinningen. Akkurat som i Barentshavet.

Gass overtar som drivstoff
Verden står ifølge Dr. Rao foran en drivstoffrevolusjon hvor gass kommer til å erstatte olje. Et av de store trekkene er at det vil bli mer produksjon og bruk av GTL (gas to liquid). I tabloidversjonen betyr GTL at man (gjennom bruk av Fischer-Tropsch-metoden) konverterer naturgass til bensin eller diesel. Metoden ble utviklet i Tyskland på 30-tallet og brukt av tyskerne under annen verdenskrig for å dekke drivstoffbehovet, og er også mye brukt i Sør Afrika som under Apartheid-tiden var under oljeboikott, og selv måtte lage drivstoff av landets relativt rike gassressurser.

GTL kan være eksportløsning for Barentshavet, og faglig tunge aktører som Statoils tidligere Vice President for GTL, områdesjef for det Kaspiske Hav og landssjef for Algerie, Dr. Terje Halmøe har flere ganger tatt til orde for å vurdere en slik mulighet.

Et annet trekk er ifølge Dr. Rao at diesel vil bli erstattet av LNG (liquefied natural gas) og CNG (compressed natural gas).

– LNG for lastebiler og tog, og CNG for små kjøretøy, sa Dr. Rao. Videre mente han metanol vil erstatte deler av bensinen gjennom å blandes inn i konsentrasjoner på opptil 2,5 prosent.

I Norge går stadig flere skip på LNG, og produksjonsfasiliteter har man på Snøhvit. LNG har for øvrig den fordelen at den er et globalt produkt, og kan eksporteres på kjøl til markeder over hele verden. CNG-bilene finnes også, men nettet for fyllingsstasjoner er skrint utbygd.

Distribuert drivstoffproduksjon best og raskest
Troen på LNG, CNG og GTL til tross, det gassbaserte drivstoffet Dr. Rao syntes å ha mest tro på var dimetyleter, eller DME.

– DME kan erstatte diesel, sa han.

– Det er billigere og mer rentbrennende, og du får ingen utslipp av partikler.

Ifølge Store Norske Leksikon, er DME ikke giftig, brytes lett ned i troposfæren og virker ikke ødeleggende på ozonlaget. Tidlig i 1990-årene fant man ut at DME kan brukes som drivstoff i modifiserte dieselmotorer, og at det i tillegg til marginale utslipp, senket motorstøyen. DME kan fremstilles av naturgass via et stadium som syntesegass.

I tillegg til nevnte fordelaktige egenskaper, trenger man ikke store anlegg for å produsere DME.

– Små enheter kan bygges raskere. Det tar ca to år å bygge en reaktor for tørr gass, og det er lettere å finansiere: Et anlegg som produserer 200 tonn DME per dag av (tilsvarende 1800 fat) vil koste omkring USD 80 millioner å bygge ut, fortalte han. Til sammenligning koster et GTL-anlegg med en 100.000 fat per dag –kapasitet USD 12 milliarder, altså tre ganger så mye per fat produksjonskapasitet (USD 44.400 for DME, USD 120.000 for GTL)

– Også gassvolumene man trenger for å bygge ut, er lettere tilgjengelig, og man trenger heller ikke vente på infrastruktur for å bygge ut, da behovet for infrastruktur faller bort ved såkalt distribuert drivstoffproduksjon, konkluderte han.

Jern og gjødsel
Dr. Rao fremholdt også andre industrielle muligheter for gass, og kom blant annet inn på produksjon av direkteredusert jern, DRI-jern. I den prosessen blir oksygen i jernmalmen fjernet ved hjelp av karbonmonoksid og hydrogen – som finnes i naturgass, man bruker altså gass både som energikilde og som råstoff.

Et slikt prosjekt er allerede foreslått på Tjeldbergodden, det såkalte Ironman-prosjektet, men har stått på stedet hvil etter at Statoil trakk seg ut i 2011.

Dr. Rao så også en annen potensiell foredlingsmulighet som har sitt marked i landbruket, om gassen har riktig pris: Ammoniakk til bruk i kunstgjødsel.

– 95 prosent av kostnaden ved produksjon av kunstgjødsel kommer fra prisen på naturgass. Billig naturgass = billig kunstgjødsel, slo han fast, og mente dette var en kommersiell mulighet for USAs billige skifergass, så vel som områder med ”stranded gas” (gass uten transportløsning til marked).

Foredling nær kilden
Hovedbudskapet fra Dr. Rao var tydelig og klart: Gassforedling er mer lønnsomt jo nærmere kilden du kommer.

Videre mente han at grensene mellom upstream (produksjon) og downstream (transport/foredling) vil viskes ut, ettersom downstream-biten er avgjørende for om gassfeltene bygges, og foredling ved kilden blir alternativet til transport.

– Dette vil kreve nye forretningsmodeller, sa han, og påpekte en siste forretningsmulighet:

– Vi trenger væskeproduksjonsenheter nær gasskilden. Hvem skal lage disse?

LNG og mineraler

– Det er interessante tanker han kommer med, innleder Petro Arctics styreleder Arvid Jensen når han får enkeltpoenger fra Dr. Raos foredrag referert. Jensen er en av dem som har jobbet mest med muligheter for industri på grunnlag av nordnorsk gass, og er en profilert forkjemper for nevnte industrialisering.


- Utfra det arbeidet vi selv har gjort, er det to muligheter som fremstår som riktige: Først og fremst selge gassen i et globalt marked som LNG, med den fleksibiliteten det medfører, og så bruke litt av den til videreforedling av mineralressurser, sier han.

– Nord-Norge er rikt på mineraler og står nå trolig foran en videre utvikling av mineralindustrien. Med tilgang til gass fra Barentshavet er det gode muligheter for foredling av mineralressursene her i nord. Også han har tro på at et DRI-verk i nord ville kunne være lønnsomt, og mener også produksjon av Carbon Black (rent karbon) er en industriell mulighet i nord.

Han vil ha litt mer bakgrunnsstoff om gass til drivstoff før han uttaler seg om dette temaet, men er åpen for å se på flere alternativer for industriell bruk av gass i Nord-Norge.


- Men skal slike planer bli realisert, trenger vi en klimapolitikk som tar innover seg at CO2-utslippene fra norsk gass ikke blir mindre om gassen eksporteres før den foredles.

Tradisjonell petrokjemisk industri lite aktuell
Verken råstoffene eller infrastrukturen er egnet for tradisjonell petrokjemisk industri (les: ”Plastindustri”) i nord. At man fikk til norsk plastindustri i Grenland-området, henger sammen med historien rundt etableringen av Ekofiskfeltet.

Feltet ligger på britisk side av Norskerenna, som i Skagerrak er opptil 725 meter dyp, og på den tiden hadde man verken kapital eller teknologi til å krysse den med rørledning. Derfor ble det besluttet å ta våtgassen fra feltet til Teeside ved Middlesbrough for prosessering. Samtidig ble det inngått en avtale om at etanet fra våtgassen skulle skipes tilbake til Norge og Grenland som råstoff for petrokjemisk industri.

I Grenland skilles etylen ut fra våtgassen fra Ekofiskfeltet, kjøres i en etylencracker som produserer stoffene propylen (propen) og polyetylen. Førstnevnte er en brennbar gass, men sistnevnte er polymerplast i pelletsform, nesten som kunstgjødsel, og molekylsammensetningen kan designes etter hvilket produkt den skal brukes til, være seg plastposer eller plastbåter. På grunn av formen, kan den lett fraktes i bulk eller sekker, og har dermed tilgang til et globalt marked som per 2013 er på rundt 95 millioner tonn, forventet å øke til 130 millioner tonn i 2020. Prisen er forventet å ligge stabilt rundt USD 1150 per tonn i overskuelig framtid, ifølge Econ Pöyry/Jacobs Consultants analyser i rapporten ” Økt verdiskapning gjennom industriell bruk av naturgass i Norge ” (Forskningsrapport 2009 -062).

Ulempen med polyetylenproduksjon fra et nordnorsk perspektiv, er at for å drive lønnsomt må dette være storskalaindustri fra dag 1, og for å bygge en cracker alá Grenland, kreves store anlegg og sikker tilgang på etan over lang tid. Det betinger store funn av rik (våt) gass, mens gassen man så langt har funnet i nord er relativt tørr (hovedsakelig metan), med alt for lavt etaninnhold til å være egnet råstoff for en polyetylen-verdikjede.

Norsk plastteknologi kan gi nordnorsk industrieventyr
Et mulig industriprodukt av barentsgassen, er metanol, da dette kan lages av metan. En metanolfabrikk som den på Tjeldbergodden som fores av gass fra Heidrun-feltet, ville være relativt lett å få på plass. En metanolfabrikk i seg selv ville derimot ha to ulemper: Mengden gass som kunne omsettes som metanol ville være liten; anlegget på Tjeldbergodden er Europas største, men bruker bare gass tilsvarende 0,4 milliarder kubikkmeter (Bcm) årlig, omtrent en femtendedel av Snøhvit. Den andre ulempen er at metanolmarkedet allerede er i balanse, så et større metanolanlegg i nord ville bare bidra til å sende prisene til bunns og dermed drepe egen lønnsomhet.

Metanol er likevel ikke dødt som alternativ, da Norsk Hydro i samarbeid med det amerikanske selskapet UOP og SINTEF, og med støtte fra Forskningsrådet, på 90-tallet utviklet en teknologi som muliggjør produksjon av plastråstoffet olefin fra metanol, den såkalte MTO-teknologien (methanol to olefins). Da petroleumsdivisjonen i Norsk Hydro i 2007 ble oppkjøpt av Statoil, valgte man å selge MTO-patentet til det franske energi- og industriselskapet Total. Sistnevnte har bygget et testanlegg for MTO i industriell skala til NOK 400 millioner i Belgia, og ifølge en artikkel fra Norsk Forskningsråds ”MTO – 20 år fra Grenland til verdensmarkedet,” er resultatene så bra at man vil bygge et ”MTO-anlegg som produserer 1-1,3 millioner tonn olefiner i året. Dette er minst på nivå med de største «konvensjonelle» fabrikker i dag. I et slikt anlegg vil det være et råstoffbehov på ca. 10 000 tonn metanol pr. døgn, det vil si 3-4 ganger så mye som det som produseres ved Europas største metanolfabrikk på Tjeldbergodden.” Ved å lage olefiner fra metanol, sikrer plastindustrien seg et bredere råstoffgrunnlag fordi metanol kan produseres fra både naturgass, kull og biomasse.

Dette kan potensielt være et alternativ for nordnorsk gass, da det globale plastmarkedet er tilnærmet umettelig – men da må gassen være billig nok: Konkurransen er allerede underveis, da Total allerede i 2011 gikk svanger med idéen om å bygge et MTO-anlegg for kull i Kina.