Betydelige metanutslipp svekker klimaargumentene for naturgass (fossil gass) samtidig som jobbskaping og forsyningssikkerhet også taler for å redusere den økende importavhengigheten.

På kort sikt kan alternativene til gass ofte være dyrere, men en kombinasjon av billigere teknologi og treffsikker politikk kan endre dette bildet.

Naturgassens klimabidrag svekkes av metanlekkasjer

Metan (CH₄) utgjør 75–95 prosent av naturgassen og er en svært potent klimagass. I et hundreårsperspektiv bidrar et tonn metan 34 ganger så mye til global oppvarming som et tonn CO₂. Metan lever imidlertid kortere i atmosfæren enn CO₂, så klimavirkningen kommer i stor grad de første 10–20 årene. I de 20 årene etter utslippet er oppvarmingseffekten fra metan ifølge FNs klimapanel (IPCC) 86 ganger så stor som for CO₂. (Se også oppsummering i Wikipedia.)

Ved forbrenning har naturgass lavere CO₂-utslipp enn olje og kull per enhet energi, men mulige lekkasjer av metan under utvinning, transport og distribusjon av naturgassen bidrar også til global oppvarming. Dette er utgangspunktet for en studie som nylig ble lagt fram av tyske Energy Watch Group (EWG). Studien har undertittelen: “Switching from coal and oil to natural gas accelerates climate change through alarming methane emissions.“

Rapporten refererer til en rekke nyere analyser som tyder på at metanutslippene fra verdikjedene for naturgass er vesentlig høyere enn tidligere antatt. Videre legger analysen til grunn at det kommende fallet i Europas egen produksjon av naturgass må dekkes ved import med rørtransport over svært lange avstander og ved LNG (flytende naturgass). Begge disse gir vesentlig høyere metanlekkasjer enn gjennomsnittet av dagens gassleveranser.

Et kort sideblikk til USA kan illustrere utfordringene: USA har hatt sterk vekst i utvinning av skifergass (og skiferolje) med såkalt fracking. Dette har bl.a. gitt lavere CO₂-utslipp ved at gasskraft har fortrengt kullkraft, og det har gjort USA til netto eksportør av naturgass. Men det er indikasjoner på at fracking gir vesentlig større metanlekkasjer enn man til nå har antatt. Problemene kan både være knyttet til selve frackingen og til organiseringen med mange små selskap som søker rask fortjeneste, har lite kontroll på utslipp og svake incentiver til å begrense dem.

Artikkelen Fracking may be a bigger climate problem than we thought (Vox.com) gir en oversikt over diskusjonen og nåværende og kommende utfordringer med skifergass. Den henviser også til Environmental Defense Fund som mener metanutslippene fra olje- og gassindustrien i USA er 60 prosent høyere enn myndighetenes anslag. Videre siterer artikkelen en oppsummering fra et paper som nylig ble publisert i Science: “Methane emissions of this magnitude, per unit of natural gas consumed, produce radiative forcing over a 20-year time horizon comparable to the CO₂ from natural gas combustion.”

Utfordringene med metanlekkasjer fra fracking kan bli forsterket ved videre vekst og ved at president Trump jobber for å svekke utslippskrav Obama innførte for denne industrien. Et visst håp kan dog knyttes til at nye satellitter kan oppdage og overvåke metanutslipp. Det kan gi sikrere estimater, bedre identifikasjon av hvor utslippene skjer og bedre grunnlag for tiltak.

Analysen til EWG legger også til grunn et tyveårsperspektiv hvor oppvarmingseffekten fra metan som nevnt er anslått til 86 ganger så stor som for CO₂. Argumentet for dette valget er at utslippsreduksjoner haster, blant annet for å redusere risikoen for å utløse flere selvforsterkende oppvarmingsmekanismer. Med disse forutsetningene finner rapporten at det å erstatte kull med naturgass i kraftproduksjon øker bidraget til global oppvarming med om lag 40 prosent.

Det negative resultatet skyldes bl.a. at EWG antar at gassen brukes i gassturbiner (OCGT) som kun har 38 prosent virkningsgrad og ikke i moderne gasskraftverk (CCGT) med opp mot 60 prosent virkningsgrad. Gassturbiner kan få en større rolle i fremtiden fordi de har lavere kapitalkostnader og dermed lettere blir lønnsomme i et kraftsystem hvor fornybar kraft i lange perioder presser dem ut av markedet. Likevel mener jeg EWGs forutsetning her er for streng mot naturgassen. Hadde man gått til den andre enden av skalaen og brukt virkningsgraden til de mest effektive gasskraftverkene, ville man, basert på øvrige forutsetninger, funnet at gass gir om lag 10 prosent lavere utslipp enn kullkraft.

EWG finner også at hvis olje til oppvarming erstattes med naturgass, vil bidraget til global oppvarming øke med om lag 40 prosent.

Konklusjonene til EWG er dramatiske og forutsetningene kan, som alltid ved slike analyser, diskuteres. Kanskje har man tatt for hardt i, men samtidig har EWG noen viktige poeng:

• Det er ikke urimelig å anta at økt import til Europa i hovedsak vil komme som LNG eller med svært lang rørtransport (f.eks. fra Russland, Aserbajdsjan og Midtøsten). Europas egen produksjon er uansett raskt fallende (8,1 prosent fall fra 2017 til 2018, ifølge Eurostat). Hvis ikke forbruket reduseres like raskt som produksjonen, må man i hovedsak dekke det økte importbehovet med gass fra slike kilder. (Se for eksempel: LNG to cover 44% of Europe’s gas output decline – IEA.)
• I dagens situasjon virker det også riktig å legge økt vekt på oppvarmingseffekten de første 20 årene. Da må metanlekkasjer vektes tungt.

Kanskje overdriver EWG svakhetene ved naturgass, men også et budskap om at gass bare er litt bedre enn kull og olje kan bli et argument for raskere utfasing av naturgass.

En mulig aksjon fra EU er å styrke overvåkning og oppfølging av metanlekkasjer på egen jord og bidra til at leverandører utenfor EU gjør det samme. Leverandører som har relativt lave metanutslipp, som Nordsjøen, kan bli mindre rammet av nye krav. Samtidig kan større oppmerksomhet om naturgassens utfordringer stimulere til en bred revurdering av gassens fremtidige rolle og bidra til raskere reduksjoner i bruken av naturgass.

Klimamål og ny teknologi kan fjerne naturgass til 2050

Hvis EU skal nå nullutslipp i energisektoren i 2050, må naturgassen i praksis være utfaset til da. Dette krever en omfattende utvikling, utbygging og ombygging til løsninger som ikke gir utslipp. Siden slike endringer best og billigst gjøres over tid og særlig når man uansett rehabiliterer eller bygger nytt, må denne prosessen starte ganske snart.

Oppvarming står for nesten halve sluttforbruket av energi i EU, og gass dekker om lag 42 prosent av varmebehovet. Dette er derfor en viktig sektor for naturgass.

En rekke mulige løsninger kan her angripe naturgassens rolle fra flere sider samtidig:

• Energieffektivisering kan redusere oppvarmingsbehovet. I mange land er potensialet stort. (Enkle glass i vinduer, uisolerte vegger osv.) Det meste av gassen i Europa brukes i land som har ambisiøse klima- og fornybarmål og klare mål om energieffektivisering. I årene som kommer kan ambisjonene bli økt. En del tiltak for energieffektivisering i bygg er knyttet til rehabilitering og nybygging. Slike tiltak vil derfor fases inn gradvis. Men det kan også være en del tiltak som kan gjøres raskt dersom rammebetingelsene legger til rette for det. I denne sektoren blir omstilling i liten grad bremset av konsesjonskrav o.l. Nye løsninger som kan brukes direkte i eksisterende bygg kan derfor gi raske forbruksreduksjoner.
• Varmepumper kan dekke mye av det gjenværende oppvarmingsbehovet etter at andre tiltak har redusert energitapet. Avhengig av forholdene leverer varmepumper typisk 2–5 kWh varme for hver kWh tilført elektrisitet. Noen steder kan dagens overføringsnett være for svakt for en stor økning i bruk av varmepumper, men elektrifisering på flere samfunnsområder (særlig transport) og modernisering tilsier uansett forsterkninger i nettet over tid. Dessuten kan smart styring av forbruk sammen med ulike former for lagring av strøm og varme, gjøre at overføringskapasiteten i nettet kan utnyttes bedre.
• Bedre løsninger for varmelagring kan øke varmepumpenes evne til å dekke oppvarmingsbehovet når det er ekstra kaldt. Varmelagre kan også bidra til bedre utnyttelse av overskudd på elektrisitet når vindkraft og solceller produserer mye. Løsninger som kan lagre varme over flere dager, uker og opp til flere måneder, kan lagre solvarme og annen overskuddsvarme til man trenger den mest. Noen eksempler på varmelagring er sesonglagring i fjell, store tanker med vann og termo-kjemisk varmelagring som nesten ikke har energitap og som tar mye mindre plass enn f.eks. vanntanker. Se f.eks. prosjektet CREATE som utvikler en løsning for eneboliger. Varmelagring i fjell kan samspille med varmepumper og kombineres med kjøling om sommeren. Det finnes prosjekter for sesonglagring av varme i Norge. I Canada har Drake Landing Solar Community vært i drift i 12 år. I et område med streng vinterkulde og gode solforhold om sommeren har man her dekket over 90 prosent av oppvarmingsbehovet i et moderne boligfelt med solvarme fra sommerhalvåret.
• Større varmesentraler (fjernvarme og nærvarme) kan utnytte flere energibærere og velge den eller de energibærerne som på hvert tidspunkt dekker varmebehovet billigst. Man kan bruke ledig spillvarme så langt det rekker, og man kan varme direkte med strøm (elkjeler) når strømprisen er lav og overføringsnettet har ledig kapasitet. Når man har investert i varmepumpe vil det være lønnsomt å kjøre denne en større del av tiden siden den er svært billig i drift. Økt bruk av elektrisitet i varmesentraler kan redusere bruken av fossil energi vesentlig og vil dessuten bidra til at bærekraftig bioenergi (en knapp ressurs) kan spares til perioder med høy strømpris. Storskala produksjon av hydrogen i elektrolyse-anlegg vil gi betydelige mengder spillvarme som, direkte eller indirekte, kan benyttes til oppvarmingsformål i større anlegg. I varmesentraler kan olje og gass gå fra å dekke det meste av varmebehovet til kun å bli brukt når man ikke har nok tilgjengelig spillvarme eller varme fra el/varmepumpe. Ved utbygging av varmelagre reduseres behovet for å bruke gass eller olje i de kaldeste periodene ytterligere. Varmelagring er ofte billigere i større skala, og kan allerede være lønnsomt i mange varmesentraler. Varmelagring og samspill mellom elektrisitet og andre varmekilder er bl.a. studert av det norske forskningsprosjektet Flexelterm og av det nordiske prosjektet Flex4Res.
• Geotermisk energi kan gi større bidrag til oppvarming. Seks meter ned i bakken er temperaturen ganske stabil, og i mange land er den mellom 10⁰C og 16⁰C. For å få nyttbar varme av dette, må man normalt bruke en varmepumpe. Temperaturen stiger imidlertid med 25–30°C/km når man borer seg nedover i grunnen, i noen områder raskere. Ved å bore 3–4 km ned kan man derfor mange steder få ut varme som er lettere å utnytte uten varmepumpe eller med et mindre temperaturløft fra varmepumpen (og dermed bedre effektivitet). Slike varmekilder har vært lite brukt til nå. Det skyldes nok at spillvarme fra fossil kraftproduksjon og direkte oppvarming med fossil energi har vært billig og at boring har vært kostbart. Vi har imidlertid sett fra petroleumssektoren hvordan boreteknologi kan forbedres. Noe liknende kan skje hvis boring for å hente opp varme får gode nok rammebetingelser.
• Bærekraftig bioenergi, for eksempel utviklet fra organisk avfall,kan også bidra til å dekke varmebehovet. Siden bioenergi kan lagres, er den egnet til å erstatte fossil energi i periodene hvor de andre løsningene ikke strekker til eller er dyre. Bioenergi kommer i mange former, f.eks. som pellets, fyringsolje eller biogass. Biogass (metan) er spesielt interessant her, siden den har de samme bruksegenskapene som naturgass. Biogass representerer en dobbelt klimagevinst når bruken hindrer at forråtnelsesprosesser gir metanutslipp til atmosfæren, jfr. større oppvarmingseffekt av metan enn CO₂. Bare det å brenne metan i stedet for å slippe den ut gir derfor en stor klimagevinst. Enda bedre er det når gassen brukes til å erstatte fossil energi. Tilgangen til biogass vil være betydelig mindre enn dagens volumer av naturgass, men så mye trengs heller ikke – jamfør de mange alternativene listet ovenfor.
• Hydrogen kan også redusere behovet for naturgass. Med økt utbygging av vind- og solkraft vil Europa få flere og lengre perioder hvor kraftproduksjonen er større enn det ordinære strømforbruket. Noe av dette kraftoverskuddet kan lagres for kortere eller lengre perioder for senere strømleveranser, for eksempel i batterier eller pumpekraft. Noe av overskuddet kan brukes til økt varmeproduksjon som enten kan lagres eller erstatte oppvarming med bioenergi eller fossil energi. En økende andel av kraftoverskuddet kan gå til å fremstille hydrogen ved elektrolyse. Hydrogen kan enten erstatte gass direkte (med visse begrensninger) eller brukes til å fremstille metan som kan overta rollen til naturgass der det er dyrt eller vanskelig å utvikle andre løsninger.
• Digitalisering og kunstig intelligens kan forbedre utnyttelsen av de mange løsningene over og ikke minst få dem til å spille godt sammen. Dette gjelder spesielt optimal utnyttelse av energilager ved varierende energipriser og varmebehov.

Alle de nevnte alternativene kan leve side om side med infrastruktur for gass, og noen av dem kan bruke den samme infrastrukturen. Når et bygg har gassforsyning, kan de nye tiltakene i første omgang komme som et tillegg til naturgassen. Dette kan gi betydelige kutt i forbruket av naturgass lenge før man er klar til å fase den helt ut.

Mindre rolle for gass også i kraftproduksjon

Om lag en fjerdedel av naturgassen i EU brukes til kraftproduksjon. Med høyere kvotepris for CO₂ og utfasing av kullkraft og kjernekraft kan forbruket i gasskraftverk stige i noen år fremover. Men på litt lengre sikt er ikke kraftsektoren en trygg havn for gass. På veien mot nullutslipp vil stadig mer fornybar kraft presse gassen til å bli svingprodusent med kort brukstid og deretter til å bli en reserveløsning. Til slutt må kraftverkene legges ned eller brukes med gass som ikke gir utslipp.

En flodbølge av nye løsninger for energilagring og fleksibilitet vil over tid innskrenke gassens rolle som kilde til fleksibilitet i kraftsektoren. Der nye løsninger ikke kan gjøre jobben eller viser seg å bli dyre, kan man bruke biogass, syntetisk gass eller hydrogen. Som nevnt kan kostnadene ved alternativene falle raskt. Kombinasjoner av variabel fornybar kraft og batterier kan allerede være i stand til å underby gasskraft flere steder i verden. Se f.eks. denne artikkelen.

Industrisektoren er også en betydelig bruker av naturgass. Her vil også en mer ambisiøs klimapolitikk gjøre det nødvendig å starte omstillingen ganske snart.

Hydrogen fremstilles i dag vanligvis ved dampreformering av naturgass. Hvis denne metoden kombineres med karbonfangst og -lagring (CCS) kan den gi en nesten utslippsfri produksjon av hydrogen. Dersom slike løsninger kan etableres raskt og i stort omfang, kan de bidra vesentlig til raskere utslippskutt i Europa.

Vil EU gå for utfasing av fossil gass til 2050?

Jeg tror svaret er ja, av tre grunner.

1. Skjerpet klimapolitikk. Skal EU nå et mål om nullutslipp i 2050, må man også fase ut naturgass. Da er det antakelig billigst å starte jobben ganske snart. EU må uansett revurdere sin politikk i oppvarmingssektoren. Til nå har mye av den politiske oppmerksomheten vært på kraftproduksjon. Men oppvarming, som står for nesten halve EUs energiforbruk, vil få økt oppmerksomhet og bli viktig for å oppnå tilstrekkelige utslippskutt. Ambisjonene mot 2030 og 2050 ser nå ut til å bli skjerpet i EU, men lite er endelig besluttet. Selv om de mest ambisiøse forslagene ikke skulle bli vedtatt nå, kan klimapolitikken bli betydelig skjerpet i årene som kommer.
2. Redusert importavhengighet og flere lokale jobber. I 2018 ble 78 prosent av gassforbruket i EU dekket ved import. (Import fra Norge dekker om lag 25 prosent). Europas egen produksjon av naturgass faller raskt. Uten betydelige reduksjoner i forbruket vil derfor importavhengigheten øke. Satsing på alternative løsninger gir lavere importregning, økt lokal sysselsetting og bedre forsyningssikkerhet. Ekstra innsats på dette området passer som hånd i hanske med EU-kommisjonens planer om en “European Green Deal”.
3. Alternativene til gass blir billigere og bedre for hvert år. Batterier er blitt 85 prosent billigere fra 2010 til 2018 og dessuten bedre, modulpriser for solceller falt 83 prosent i Europa fra 2010 til 2017. Kostnadene ved vindkraft på land er omtrent halvert i Norge fra 2011 til 2018, og kostnadene ved bunnfast offshore vindkraft har falt raskt de siste årene slik at denne teknologien nærmer seg å være konkurransedyktig i flere land. Prisfallet vil fortsette for de nevnte teknologiene. Det styrker alternativene til gass. I tillegg må vi forvente at ulike former for energilagring inkludert varmelagring og hydrogen også vil bli betydelig billigere ved videre forskning og utvikling og ved at de bygges ut i større skala. Varmepumper kan også bli bedre og billigere når bruken begynner å ta av i Europa og andre deler av verden. Mange av de aktuelle alternativene til naturgass bruker ikke spesielt dyre materialer. Innovasjon og industrialisering kan derfor bidra sterkt til å få ned kostnadene. En aktiv politikk for å omstille energisystemet og fase ut naturgass vil fremme innovasjon og kostnadsreduksjoner for de løsningene som trengs, slik man har sett for andre teknologier. Når alternativene til naturgass blir bedre og billigere, kan dette motivere myndighetene til å vedta større utslippskutt. Det er enklere å heve ambisjonene når kostnadene er lave.

Har EU virkemidlene?

Igjen tror jeg svaret er ja.

Ved en blanding av støttetiltak, bygnings- og produktstandarder og endringer i avgiftspolitikk kan man få til mye. I flere land, med Tyskland som et fremtredende eksempel, er avgiftene på strøm svært høye mens avgiftene på naturgass og oljeprodukter som bensin og diesel er relativt lave. Her betaler forbrukerne godt over en krone i rene avgifter på strøm, og utbyggingen av fornybar energi har vært finansiert kun ved avgifter på strøm, ikke på andre energibærere. Når elektrisitet i økende grad blir utslippsfri og kvoteprisen gjør jobben i kraftmarkedet, svekkes argumentene for en slik avgiftspolitikk. Rapporten fra Energy Watch Group hevder at det i realiteten skjer en subsidiering av gass.

Høye forbruksavgifter på strøm fremmer heller ikke utvikling av forbrukerfleksibilitet, som blir viktigere i fremtiden. Høy kvotepris på CO₂ vil gi et bedre resultat. Dette vil gi høye kraftpriser når ineffektiv fossil kraft må brukes for å dekke samlet forbruk og lave kraftpriser når det er overskudd av fornybar kraft. Dette vil stimulere forbrukere til å velge den til enhver tid beste energibæreren, og det vil skape et marked for økt fleksibilitet.

EU vet at fremtiden i stor grad er elektrisk. En naturlig oppfølging er at avgiftssystemene må endres slik at de ikke motarbeider omstillingen. Høyere avgifter på olje og gass (utenfor kvotemarkedet) og lavere avgifter på strøm vil stimulere raskere energiomstilling og raskere fall i gassforbruket.

Fremtidsbildet for naturgass har endret seg

Jeg har beskrevet hvordan flere drivkrefter sammen kan føre til at naturgass fases helt ut av energisystemet i Europa innen 2050, kanskje også før 2050. Det må ikke gå slik, men drivkreftene i den retningen ser ut til å være sterke. De kan oppsummeres slik:

• Klimapolitikk. Mer ambisiøse klimamål kan gjøre det nødvendig å fase ut naturgass til 2050. Ønske om rask nedtrapping vil forsterkes av at mye av den importerte naturgassen medfører betydelige metanlekkasjer og derfor vil gi mindre klimagevinst enn man har trodd.
• Egeninteresse. Alternativene til naturgass gir høyere lokal sysselsetting, mindre importutgifter og mindre risiko for å bli avhengig av energiforsyning fra og gjennom ustabile regioner.
• Alternativene blir billigere. Teknologiutviklingen har allerede gjort alternativene til gass mye billigere. Dette vil fortsette, og det vil bli forsterket hvis man satser mer på å utvikle alternativer til gass.

På lengre sikt kan en strategi med utfasing av naturgass mot 2050 både være mest klimavennlig og mest lønnsom for EU og Storbritannia. Noen vil innvende at en del av alternativene til naturgass er klart dyrere enn bruk av gass. Det er nok riktig – nå. Men hva kostet alternativene for ti år siden? Det dramatiske kostnadsfallet vi har sett på en rekke fornybarteknologier (70–95 prosent på ti år), viser at kostnadsbildet kan endres radikalt når flere land satser systematisk. Det har skjedd før og det kan skje igjen. Og det vil, i samspill med politikken, være med på å drive omstillingen.