1.2 Havvind og elektrifiseringsmodellene
For å forstå lovverket er det nødvendig med innsikt i virkeligheten regelverket regulerer. Derfor gir jeg allerede her en overordnet beskrivelse av vindkraft til havs, forskjellige teknologityper og de tekniske typetilfellene for elektrifisering av petroleumsvirksomhet ved bruk av havvindturbiner.
Produksjon av vindkraft til havs skjer gjennom turbiner installert på havet, som omformer bevegelsene fra vinden til elektrisk energi.(1) Olje- og energidepartementet (2012) s. 27. Det er mulig å etablere både bunnfaste(2) Ekofisk Vind prosjekterte bunnfaste turbiner, jf. ConocoPhillips (2022) s. 12. og flytende(3) Hywind Tampen og Brage Vindkraft består av flytende vindturbiner, jf. Equinor (2019) og Wintershall dea (2022). installasjoner. Den dominerende løsningen på verdensbasis er de bunnfaste installasjonene, som er anvendelig ned til 60–70 meters havdyp. De flytende installasjonene er fremfor alt aktuelle når havdybden er i intervallet 120–400 meter, og innebærer at turbinene forankres til havbunnen med liner og ankerfester.(4) NVE (2010) s. 19, 22 og 24–25. Flytende vindturbiner er enda under utvikling, og er derfor dyrere å bygge ut enn bunnfaste vindturbiner. På grunn av havdybden er norske kontinentalsokkelen særlig egnet for flytende havvindturbiner.(5) NVE (2019b) s. 1 og NVE (2010) s. 19–22.
En utfordring med produksjonen av vindkraft til havs, er ustabilitet i kraftforsyningen. Vindressursene varierer med tiden på døgnet, sesongene og fra år til år. Dagens teknologi gjør det heller ikke mulig å lagre elektrisitet.(6) Greenstat (2021) s. 19–20. I forbindelse med elektrifisering av petroleumsplattformene, innebærer det en risiko for driftsavbrudd dersom tilgangen på elektrisitet beror på vindkraften alene. Konsekvensen er derfor at vindturbinene aldri alene vil stå for det fulle kraftbehovet til en petroleumsinstallasjon. Det er behov for et reservesystem for å kompensere for variasjonene i kraftproduksjonen.(7) Meld. St. 36 (2020–2021) s. 89, Prop. 1 S (2017–2018) s. 163 og NVE (2010) s. 30. I den sammenhengen er det aktuelle tekniske typetilfellene for elektrifisering ved bruk av havvindturbiner (heretter «elektrifiseringsmodell») for å ta konsekvensene av dette.
Den første modellen er øy-modellen. I øy-modellen er havvindturbinene knyttet direkte opp mot petroleumsinstallasjonene uten å være tilkoblet til landnettet, noe som kan omtales som «direkte elektrifisering.»(8) Modellene er innhentet gjennom personlig kommunikasjon i samtale og e-post med Torbjørn Mæland og Ragnar Sandvik i Petoro 17. februar 2023, og er deretter blitt noe videreutviklet. Modellen inkluderer både helelektrifisering og delelektrifisering, hvor sistnevnte innebærer at gassturbiner på innretningen fremdeles er ansvarlig for en del av kraftbehovet på plattformen. Etter min forståelse av tilgjengelig dokumentasjon, benytter prosjektene Hywind Tampen, Ekofisk Vind og Brage vindkraft øy-modellen.(9) Wintershall dea (2022), ConocoPhillips (2022) og Olje- og energidepartementet (8. april 2020).
Den andre modellen er back up-modellen. I dette tilfellet er også vindturbinene knyttet direkte opp mot petroleumsinnretningene, men det er samtidig tilrettelagt for krafttilførsel fra land som «back-up» i perioder med lite vind.(10) Modellene er innhentet gjennom personlig kommunikasjon i samtale og e-post med Torbjørn Mæland og Ragnar Sandvik i Petoro 17. februar 2023, og er deretter blitt noe videreutviklet. Modellen bygger dermed på en kombinasjon av elektrisitet generert fra havvind og det landbaserte kraftnettet.
Den tredje modellen er via-modellen, hvor havvindturbinene er indirekte tilknyttet petroleumsinstallasjonen. Dette innebærer at kraften fra havvindanlegget fraktes via sentralnettet eller et landbaserte anlegg, noe som kan omtales som «indirekte elektrifisering.»(11) Ibid. Etter min forståelse ble havvindparken Trollvind prosjektert til å benytte denne modellen.(12) Ibid.
Den fjerde modellen er utvekslingsmodellen, som benytter det landbaserte kraftnettet som et batteri. Havvindanlegget vil i utgangspunktet ha en større systemkapasitet enn bruksbehovet plattformen, hvor et eventuelt kraftoverskudd vil sendes til kraftnettet på land. I perioder med lite vind vil tilsvarende mengde kraft hentes tilbake til petroleumsplattformene fra sentralnettet.(13) Ibid. Modellen sikrer optimalisering av kraftforsyningen gjennom samhandling med landnettet, men kan også betraktes som en form for kjøp og salg av kraft. Utvekslingsmodellen innebærer derfor en kombinasjon av direkte elektrifisering som utgangspunkt, samtidig som den åpner for indirekte elektrifisering i perioder med redusert kraftproduksjon.
Illustrasjon 1: De fire elektrifiseringsmodellene.
Elektrifiseringsmodellene krever ikke at rettighetshaverne under petroleumsloven selv utbygger og drifter havvindanlegget. Det er mulig for tredjepartsaktører å bygge ut havvindparker, og hvor disse deretter leier ut selve havvindanlegget eller selger kraften til olje- og gasselskapene.(14) Siragrunnen AS og Havsul I er tidligere bunnfaste havvindprosjekter foreslått under lov 29. juni 1990 nr. 50 om produksjon, omforming, overføring, omsetning, fordeling og bruk av energi m.m. (energiloven), hvor forretningsmodellene var utleiebasert, jf. Siragrunnen (2012) s. 5, NVE (2008) og Lie (2019). Prosjektene er per dags dato enten skrinlagt eller avslått av myndighetene.