25. feb. 2007

LITT OM GTL (Gas to Liquids)

Sakte og sikkert synker visheten inn om at hydrogen ikke blir fremtidsløsningen til å erstatte hydrokarbonene. Flere uavhengige utredninger konkluderer med at hydrogen, med dagens kjente fremstillingsteknologier, er et energisluk, det er dermed ikke sagt at hydrogen kan finne en plass i en fremtidig energiforsyning, men nå synes rollen til hydrogen å bli veldig beskjeden. Illusjonen om hydrogensamfunnet har vel de fleste seriøse aktører akseptert som nettopp det.

Bio drivstoff fremmes som neste redningsplanke, men også her viser energiregnskapene at i beste fall er energigevinsten beskjeden. Den andre siden med bio drivstoff er at råvarene, spesielt korn, møter også konkurranse om å være menneske og dyreføde. Euforien rundt bio drivstoff vil nok gi seg etter hvert som flere blir oppmerksomme på at satsingen på bio drivstoff også møter dem ved handleturens slutt ved kassen på nærbutikken eller i supermarkedet.

Fellesnevneren for mye av satsingen på disse alternativene reflektere også en erkjennelse om at hydrokarbonene (olje og naturgass) er endelige fossile energikilder og fokus disse eksotiske alternativene gis nå burde også tjene som et signal om at noe er i gjære, for å uttrykke det litt folkelig.

Dette innlegget anerkjenner at GTL (Gas to Liquids) prosessen som teknisk konsept er reell, men en del nyhetsmeldinger i det siste tyder på at GTL kan ha støtt på virkeligheten, noe som strengt tatt er verre enn å møte veggen.

GTL løsningen er i ferd med å møte realitetene, og lenger nede vil det bli lagt ytterligere grunnlag til å stille spørsmål om dette er så smart en løsning. Alle ”gode” løsninger synes å gi opphav til nye problemer, og av og til kunne en masse verdifull tid vært spart om det ble valgt å raskere akseptere tilgjengelige historiske og fysiske fakta.

Diagrammet ovenfor viser en prinsippskisse for GTL prosessen.

Det blir ofte fremhevet at naturgass fra mer fjerntliggende områder, som Midt Østen, som i 2005 hadde vel 40 % av de påviste globale naturgassreservene, kan brukes som føde i GTL prosessen for å omdanne denne til energi i væskeform (som diesel), som kan benytte etablert infrastruktur for å nå forbrukerne. Andre regioner med store naturgassreserver, som foreløpig er uten markedsløsning, er Vest Afrika og Russland.

GTL gir rene sluttprodukter som kommer med en miljøfordel relativt tilsvarende produkter fra mange oljekvaliteter.

I øyeblikket bygger SHELL i Qatar et av verdens største anlegg for GTL som vil nå en kapasitet på 0,14 Mb/d. Nylig meldte Exxon at de har stanset planleggingen for et tilsvarende anlegg (kapasitet 0,15 Mb/d) i Qatar, og årsaken skal være veksten i investeringene for anlegget. GTL anlegg er kapitalkrevende og SHELL sitt anlegg er av enkelte oppgitt til å nå $18 milliarder, mot opprinnelige planlagte $5 milliarder.

For kort tid siden ble det estimert av EIA at den totale globale kapasiteten av GTL kunne nå 0,5 Mb/d i 2012. Dette synes vanskeligere nå etter Exxon sin beslutning som ble tatt i samråd med myndighetene i Qatar.

Dette kan også tjene som et av mange eksempler på forsyningsprognoser som med tiden blir revidert……ned. GTL klassifiseres av en rekke instanser (som EIA og IEA) som ukonvensjonelle oljer.

De indikerte investeringene ($18 milliarder) innebærer at 1 fat/d med GTL kapasitet koster rundt $120 000. Dersom det legges til grunn at anleggets levetid blir 30 år (som er vanlig for GTL og LNG anlegg) og en årlig regularitet for anlegget på 94 % (dvs 343 fulle driftsdøgn i kalenderåret, siden noe årlig nedtid vil være nødvendig for vedlikehold) gir dette omtrent 10 300 fulle driftsdøgn for anlegget i dets beregnede levetid.

Dette resulterer i en udiskontert enhetsinvestering (eller udiskontert enhetskapitalelement) for anlegget på rundt $12/fat.

Dersom det justeres for avkastningskrav (som for oljeselskapene normalt ligger mellom 7 - 10 %), kapitalkostnader, avskrivninger etc. vil enhetsinvesteringen raskt dobles, med andre ord vokse til rundt $25/fat. Dette er før driftskostnader (OPEX) er regnet inn og her ligger også kostnadene for naturgassføden.

Nå omsettes naturgass på Henry Hub (USA) for rundt $7,50/Mcf, og i Europa rundt $9,30/Mcf for fjerde kvartal i 2006 i følge flere norske oljeselskaper.

GTL prosessen gir tilbake omtrent 60 - 70 % av den energien som går inn som føde. Med andre ord for å få et fat (159 liter) GTL kreves 225 - 265 standard kubikkmeter naturgass, og da 1 Mcf = 1 000 kubikkfot = 28,32 standard kubikkmeter gir dette 7,9 - 9,4 Mcf (videre i betraktningen blir det lagt til grunn 8,5 Mcf naturgass for 1 fat GTL som i følge informasjon fra flere oljeselskaper reflekterer en god prosess).

Om naturgassprisen basert på Henry Hub ble lagt til grunn ville føden koste rundt $49/fat GTL, så må kapitalelementet legges til og driftskostnadene (operatører, administrasjon, forsikringer, logistikk etc.).

Gjennomgangen her viser at GTL anlegget som beskrevet krever en oljepris nå på godt over $70/fat for å kunne møte lønnsomhetskriteriene til eierne (Brent selges nå for rundt $60/fat). Nå skal det sies at det ikke vites hva naturgasspris nevnte anlegg i Qatar hadde forhandlet seg frem til, og det er grunn til å tro at denne er lavere enn på Henry Hub.

I mange av beregningene til oljeselskapene ble det lagt til grunn en gasspris på $0,50/Mcf i 2002 for føden til GTL anlegg.

Hva er det som forsøkes illustrert med betraktningene ovenfor?

Når oljeprisen, eller mer bredt energiprisene stiger, øker også kostnadene på innsatsfaktorene til blant annet GTL anlegg. Oljeprisen trekker som kjent med seg prisen på andre energikilder. Dermed synes GTL å være låst inne i et løp der det kontinuerlig blir utfordrende å konkurrere mot oljeprisen.

Utviklingen i naturgassprisen forklarer hvorfor GTL anlegg vanskelig vil bli aktuelle i Nord Amerika og/eller Europa. En annen side er at GTL anlegg i disse regionene ville legge beslag på fallende gassutvinning og naturgassreserver, noe jeg vil komme tilbake til i et senere innlegg som burde være ”scary reading”.

Det som ønskes belyst er argumentene om at GTL vil kunne være en løsning ved en fallende oljeutvinning. Betraktningen viser at GTL vanskelig vil bli konkurransedyktig med olje.

Flere prøver å peke på at noen av de enorme naturgassreservene i Russland vil måtte kunne brukes som føde til GTL anlegg. Det skulle være unødvendig å være geniforklart for å kunne forstå at russerne nok også har gjort sine beregninger og kommet til at naturgass tjener de mest på ved å fortsette å eksportere den som……..naturgass. Dette senker også kapitalinnsatsen (investeringene), gjennomføringstid og dermed risikoen

Så var det energibetraktningene, hva er det som er så smart ved å konvertere rundt 1,5 fat oljeekvivalenter (240 standard kubikkmeter) naturgass for å få tilbake 1 fat GTL?

1,5 fat oljeekvivalenter naturgass (forutsatt gjennomsnittlig 60 - 70 % termisk virkningsgrad) gir rundt 0,9 - 1,0 fat oljeekvivalent nyttig energi.

1,5 fat oljeekvivalent naturgass gir 1 fat GTL (forutsatt gjennomsnittlig 15 - 20 % termisk virkningsgrad) gir rundt 0,15 - 0,20 fat oljeekvivalent nyttig energi.

Naturgass brukt i brennere for oppvarming og ulike former for koking vil altså kunne gi 5 - 6 ganger mer nyttig energi enn som føde for GTL.

Matt Simmons har beskrevet prosessen med naturgass til å utvinne olje fra tjæresanden i Canada som ”Turning Gold into Lead” (Omdanne gull til bly; som kjent har alkymister (som det visstnok enda finnes noen av) gjennom lengre tid forsøkt å få prosessen til å gå andre veien, og fikk for disse bestrebelsene mange velfortjente skeptiske og krasse tilbakemeldinger for sin uteblivende suksess.)

GTL prosessen fortoner seg i en slik sammenheng som noe mindre edelt, og jeg vet ikke hva som ligger etter bly på verdiskalaen.

Dette kan også tjene som en illustrasjon på hvordan teknologien kan utvikles til å utnytte de gjenværende hydrokarbonreservene mindre effektivt (da tenker jeg energi, om noen var i tvil).
……………..
Det er ved sånne anledninger jeg blir påmint av en tidligere (nå avdød) fransk president sin beskrivelse av de tre veiene til undergangen;

Den første er gjennom kvinner, som er den…….morsomste.
Den andre er gjennom spill, som er den………….raskeste.
Den tredje er gjennom teknologi, som er den………sikreste.
………..

Vi får bare håpe at den eller de som kommer opp med dårligere metoder for å utnytte de gjenværende globale hydrokarbonene ikke blir oppmuntret med en Nobel pris i fysikk.


KILDER:
[1] Conoco; NATURAL GAS REFINING, Gas-to-Liquids and more…..
[2] SHELL; The Shell Qatar GTL Project, Doha 20th October 2003.

[3] EIA; International Energy Outlook.

9 kommentarer:

Anonym sa...

Ett mycket bra inlägg som bara visar det vi alla vet. Varje steg i energiomvandlingsprocesser innebär förluster.

Förmodligen finns en väg ut ur vårt nuvarande energidilemma. Den grundläggnade idén måste då vara "Powerdown" vilket ej utesluter att dagens använda processer kan förbättras.

Det första som krävs är dock en insikt om problemet och en målmedveten politik. Detta lyser än så länge med nästan total frånvaro både i Norge och Sverige (liksom i övriga världen).

Matt Simmons har yttrat att om vi inte tar energiproblemet på allvar så kommer en framtidspessimist som Jim Kunstler (www.kunstler.com) att framstå som optimist!

Låt oss hoppas på ett kollektivt uppvaknande denna vår ungefär när björnen går ur idet.....Att vi får en spännande sommar både år 2007 och 2008 råder väl knappast något tvivel om bland de exlusiva läsarna av denna utmärkta blog.

Energimann sa...

Takk for kommentaren fra vår anonyme svenske leser.

La meg få presisere at jeg ikke er en tekno pessimist. Jeg tror det er og vil finnes potensiale til å forbedre dagens energibruk (energiprosesser) og kan heller ikke utelukke at nye kan komme til. Det som er viktig å forstå er graden disse vil kunne substituere for en fallende global olje og naturgassutvinning.

Imidlertid føler jeg det er viktig å presisere at det virker som i mange fremherskende oppfatninger blir det satt likhetstegn mellom teknologi og energi.

Det er mange viktige sammenhenger mellom teknologi og energi med det at teknologi brukes til å høste og omdanne energi, og videre at de fleste teknologier krever energi for å virke.

Mriswith sa...

Hei. Informativt innlegg.

Sjølv har eg tenkt ein del på BTL. Det slår meg at investeringane sannsynlegvis er større enn naturgass for syngassproduksjonsanlegget.

På www.nobio.no opererer dei med prisar på biomasse (flis) levert til lokal varmesentral på 0.2kr/kWh. Dette svarer til ca. 2 kr/Sm3 for gass. Dessverre blir det veldig dyrt å transportere biomasse til sentrale BTL-raffineri. Men i Norge har ein fordelen at ein slepp drivstoffavgift på biodiesel og kan dermed selje til ein pris som er høgare enn råoljeprisen. Men skogsmaskiner er som kjent avhengige av diesel som drivstoff.

Energimann sa...

240 – 250 standard kubikkmeter biogass pr fat BTL/GTL og med 2 NOK/Sm3?

Hva er potensialet i Norge (fat/dag) for denne prosessen?

Hva er brennverdien på denne gassen?

Naturgass (metan) ligger som kjent rundt 40 MJ/Sm3.

Hvordan påvirkes prisen på biomassen med råoljeprisen?

Mriswith sa...

Obs. Ser at eg bomma på samanlikninga mi i den forrige kommentaren min.

0.2kr/kWh er for brennverdien til fast biomasse, ikkje som råstoff for syngassproduksjon. Sånn går det når ein kommenterer midt på natta...

Eg blir nødt til å sjå nærare på potensialet for produksjon av BTL i Norge, men eg meiner det må vere stort nok til å kunne forsyne dei viktigaste samfunnsfunksjonar med flytande drivstoff.

Poenget ditt med at det er betre å utnytte gass direkte enn å omforme den til flytande drivstoff er viktig.

Ja til meir gass i transportsektoren!

Men er det bra å bruke gass til oppvarming? Mitt syn er, og vil alltid forbli :), at biomasse er best eigna for dette føremålet.

Energimann sa...

Biomasse til oppvarming mener jeg er en av de beste energianvendelsene for denne type energikilder. Det finnes en rekke anvendelser av såkalt ”lavverdig” energi som godt kan anvendes til oppvarming, slik som spillvarme, jord (geo) varme etc..

Det kan gjerne diskuteres om det er ”lurt” å bruke naturgass til oppvarming. Her spiller nok tilgjengelighet og pris inn.

Det kan være når tilgjengeligheten reduseres, med tilhørende prisøkninger, at naturgass finner mer høyverdige anvendelser, hva nå enn dette måtte være.

elgisolnedgang sa...

Total produksjon av biomasse i Noreg representerer eit energiinnhald på ca 425 TWh

Det er realistsk å kunne ta ut knappe 10% av dette, kanskje så mykje som 40 TWh.

Dersom allt vert nytta til produksjon av diesel, kan ein med kjend teknologi produsere 1700 millionar liter, 2/3 av dagens forbruk.

Som bidrag til å nå målsetjingar om reduksjon av CO2-utslepp kan nok biodrivstoff gje eit viktig bidrag, men som bidrag til den totale energiforsyninga, trur eg at potensialet er sterkt overvurdert.

Ein burde også innsjå at vi får mest ut av biomassen ved varmeproduksjon, gjerne kombinert med produksjon av elektrisitet.

Kjelder:

http://enova.no

Lars Sørum Seniorforsker
SINTEF Energiforskning AS

http://www.sintef.no/upload/Konsern/Media/SINTEF-seminar%20foredrag/Foredrag%20S%C3%B8rum%20okt%202006.doc

Energimann sa...

Elgisolnedgang, takk for nyttig informasjon

1 700 millioner liter/år tilsvarer rundt 30 000 fat/dag (diesel?).
Norge har nå et totalt oljeforbruk på rundt 220 000 fat/dag.

elgisolnedgang sa...

Hei igjen

I foredraget til Lars Sørum heiter det:

Dersom en produserer biodrivstoff fra 22 TWh biomasse vil dette gi 880 mill. liter diesel som utgjør en tredjedel av dagens forbruk av diesel i Norge.

Det går ikkje fram kva teknologi som er tenkt nytta, men ein får i alle fall sett ting perspektiv.

Ein annan samanheng som kan vere grei å ha med seg er at 40 TWh også tilsvarar energiinnhaldet i det fossile brennstoffet som idag vert nytta til oppvarmingsformål.

Så er det berre å prioritere kva biomassen skal nyttast til. Ein kan i alle fall ikkje nytte same ressursen to gonger.

Legg inn en kommentar