Marie Melgård i DN skriver «Danskene ville ha med Norge på et samarbeid om havvind og energiøyer i Nordsjøen. Den norske regjeringen nølte. Nå står Norge utenfor en dansk-europeisk storsatsing.»
Fokus i Nordsjøalliansen, ifølge flere kilder, er på «energiøyer» som bygges ut som en del av et optimert koblings- og overføringsnett mellom flere havvindutbygginger og land. Energiøyene skal gi plass til flere transformatorstasjoner, det vil si elektriske anlegg som omformer strøm fra vindturbiner til riktig spenning og form (enten likestrøm eller vekselstrøm) for transport med lange (100+ km) havbunnskabler. De kan eventuelt også dimensjoneres for å romme elektrolyseanlegg for hydrogenproduksjon.
Men verdens største utvikler av havvind, danske Ørsted, mente i fjor at kunstige øyer blir mye dyrere enn bruk av standardiserte transformatorplattformer. Et kostnadsestimat (sep. 2021) for den første energiøya på dansk sokkel er på 290 milliarder norske kroner. Statkraft-sjef Christian Rynning-Tønnesen sier også at energiøyer slik som lansert av Danmark, ikke er attraktivt for norske havvindutbygginger. Admininistrerende direktør Knut Kroepelien i Energi Norge sier seg enig.
En annen problematisk side ved kunstige øyer generelt er miljøpåvirkningen. Det er ennå ikke nevnt i den offentlige debatten hvorvidt nye kunstige energiøyer er forenlig med ønsket om å verne biotopene på havbunnen. Kunstige øyer krever at store mengder stein legges på havbunnen og betydelige mengder betong støpes på plass.
Plattformer kan gjenbrukes
Norge har allerede i drift ni energiøyer i form av bunnfaste betongplattformer. Disse brukes i dag til produksjon og eksport av petroleum (se tabell under).
Fem av disse ni plattformene produserer mindre enn 7 prosent av sin designkapasitet for petroleumproduksjon og nærmer seg sin økonomiske grense (når olje- og gasspriser blir «normale» igjen). Hvis det ikke finnes nye bruksmuligheter for plattformene, må de dekommisjoneres. Dette innebærer store utgifter for staten. Sleipner har nå nesten null egenproduksjon. Plattformen holdes likevel i drift for å prosessere petroleum fra andre felt i området. Ellers er produksjonen fra selve Sleipner-feltet nå så lav på grunn av at reservoarene på lisensen er så godt som tømt for petroleum (naturgass).
Petroleumsskatteloven fordeler dekommisjoneringsutgifter omtrent 78/22 prosent mellom staten og de private lisenseierne. Derfor bør staten også spille en aktiv rolle i å finne ut om plattformene kan gjenbrukes etter slutten av petroleumsproduksjonen, slik at mest mulig av utgiftene til dekommisjonering kan skyves 25 til 50 år ut i tid.
Slipper å forstyrre liv på bunnen
Selv de eldste bunnfaste betongplattformene har mange tiår med teknisk levetid igjen, og de kan ombygges og gjenbrukes til energiøyer for havvind. Understellene til betongplattformer har stor bærevne, det vil si 27.000 til 52.000 tonn på overdekket. Dette er mer enn nok til å tjene store havvindutbygginger (opptil 1 GW per plattform) som transformatorplattformer og eventuelt produksjon av hydrogen ved hjelp av elektrolyse, med strøm fra havvindturbiner.
Bunnfaste betongplattformer har i tillegg fordelen av at de allerede har et område regulert for installasjoner på havbunnen. Det vil si at ved å konvertere en eksisterende plattform til bruk i havvindutbygginger, slipper man å lage nye forstyrrelser for levende miljøer på havbunnen eller for fiskerinæringen. Dette er en reell barriere for havvindutbygginger i uberørt havområder.
Nyttig kunnskap for flere
Miljøstiftelsen Bellona inviterer nå til samarbeid om å kartlegge mulighetene for og utfordringene ved å bygge om og gjenbruke bunnfaste betongplattformer til bruk i havvindutbygginger. Kunnskap som skapes i dette samarbeidet er ikke bare relevant for norske innretninger, men også lignende strukturer på britisk sokkel, offshore Canada, offshore Australia med mer.
Denne satsingen har vi kalt Nordsjø 2.0. I den første utbyggingsfasen av Nordsjøen (1968 – 2022), gjaldt det produksjon av hydrokarbonmolekyler. I Nordsjø 2.0 tar Norge overgangen til produksjon av utslippsfrie elektroner og hydrogen. Dette må til for å nå det globale målet om null klimagassutslipp. Men for norsk næringsliv er det kanskje like viktig at det skapes nye, lønnsomme industrier der hvor petroleumsalderen ubønnhørlig går mot slutten. Andre har flagget denne muligheten for havbruksnæringen.
De ni plattformene diskutert her er blant Norges største kilder til klimagassutslipp. Flere av plattformene er planlagt «elektrifisert» ved å trekke nye kraftkabler fra land. Dette vil trolig forverre Norges kraftbalanse fremover, med svært uønskede økninger i strømpriser og dårligere strømleveringspålitelighet som resultat. Dersom industrien heller satser på at plattformene blir produsenter av strøm eksportert til land, vil de i stedet bidra svært positivt til kraftbalansen. Dette er helt avgjørende for det grønne skiftet på land. Samtidig kan man redusere Norges klimagassutslipp fra disse ni plattformene med til sammen tre millioner tonn CO2 i året.
Men den store klimagevinsten dersom disse plattformene slutter med hydrokarbonproduksjon, er nettopp dette. De fem plattformene med lavest produksjon (det vil si unntatt Oseberg A og Gullfaks A, B og C) produserer hver omtrent 11.000 fat oljeekvivalenter i snitt daglig. Omregnet til CO2-utslipp som skjer hos sluttbrukeren, er dette til sammen omtrent 6,4 millioner tonn årlig utslipp som elimineres dersom de fem plattformene bygges om til bruk i havvind.
Norge og Danmark har store hydrogenplaner – begge vakler
