Gass på vent i Tanzania
Det er ikke uvanlig at det tar mange år fra et olje- eller gassfelt er påvist, til det blir bygd ut. Det kan være mange grunner til det. Vi skal se på noen av årsakene til at det har tatt tid å komme i gang i Tanzania.
Liten kunnskap om oljeproduksjon
Tanzania er et av de fattigste landene i Afrika, og er avhengig av økonomisk bistand og lån fra utlandet. De fleste av landets 56 millioner innbyggere (2021) livnærer seg av jordbruk. Turisme til blant annet de unike nasjonalparkene og øya Zanzibar bidrar til eksportinntekter. Det samme gjør gruvedrift, særlig der gull er involvert.
Norge er et av giverlandene som har hatt tett kontakt med Tanzania gjennom flere tiår, med egen ambassade siden 1975. Den første offisielle kontakten Statoil hadde med Tanzania var i 1982, og året etter påtok Statoil seg å være konsulent for statsoljeselskapet Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC).[REMOVE]Fotnote: Tollaksen, Tor Gunnar, Olje for utvikling –hånd i hånd med norske oljeinteresser?, Masteroppgave i historie, 2017: 95.
Målet med TPDC, som ble opprettet i 1969 og kom i funksjon i 1973, var blant annet at landet skulle bli selvforsynt med petroleum. Visjonen var å bli et ledende integrert olje- og gasselskap som skulle konkurrere nasjonalt, regionalt og internasjonalt på en miljømessig god måte.[REMOVE]Fotnote: https://tpdc.co.tz/about-us/ Utvinning av petroleum kunne bidra til å bedre landets økonomi. Men utviklingen av næringen har gått sakte. De geologiske forholdene gjør utvinning komplisert. Landet er dessuten preget av korrupsjon, tungt byråkrati og dårlig infrastruktur.[REMOVE]Fotnote: https://www.fn.no/Land/tanzania lest 28.10.2021.
Gass på store dyp
Geologiske undersøkelser i Tanzania og nabolandet Mosambik tydet på at det kunne være store forekomster av olje og gass i havet utenfor Øst-Afrika. Men leteområdene utenfor kysten ligger så dypt at det lenge var få oljeselskaper som viste interesse.
Teknologien som brukes for å utvinne olje og gass på dypt vann utviklet seg imidlertid med sjumilssteg. I stedet for være avhengig av å bruke bunnfaste plattformer ved utvinning, ble det fra midten av 1990-årene og videre fremover vanlig å bruke produksjonsskip knyttet til havbunnsinstallasjoner som var knyttet til brønnene. Det ga mye større fleksibilitet når det kom til havdybde, og det ga muligheter til å drive utvinning fra større områder. Flyterløsninger ble tatt i bruk i ganske stor skala på norsk sokkel, i Mexicogolfen, utenfor kysten av Angola/Nigeria og i Brasil.[REMOVE]Fotnote: Gjerde, Kristin og Nergaard, Arnfinn, Subseahistorien. Norsk undervannsproduksjon gjennom 50 år, (2019): 297-310.
Statoil, som var langt fremme når det gjaldt utvikling og bruk av undervannsteknologi, bestemte seg rundt 2005 for å posisjonere seg i Tanzania. I 2007 etablerte selskapet kontor i storbyen Dar-es-Salaam samtidig som det søkte på lisenser.
Samme år ble Statoil Tanzania AS tildelt blokk 2 som operatør med 65 prosents eierandel, mens ExxonMobil Exploration and Production Limited hadde 35 prosent. Vilkåret var å inngå en produksjonsdelingsavtale med TPDC som ga det statlige selskapet rett på en viss del av fremtidige inntekter fra feltet.
Etter å ha samlet inn seismikk og tolket denne, var Statoil mot slutten av 2011 klar til å bore den første brønnen. Selskapet bygde opp en oljebase for letevirksomheten i den sørligste byen i Tanzania, Mtwara, med norsk basesjef og mange lokale ansatte.
De to neste årene ble det boret seks letebrønner på mellom 2300 og 2600 meters dyp som førte til fem enorme gassfunn.[REMOVE]Fotnote: TU, 05.04.2013, «Dette blir tidenes største Statoil-utbygging». Statoil begynte da å planlegge alternativer for utbygging av funnene.
Shell-eide BG Tanzania gjorde også store gassfunn i to naboblokker på denne tiden. Myndighetene i Tanzania ba de to operatørselskapene om å samarbeide om ilandføring og bygging av et stort mottaksanlegg for naturgass på land.[REMOVE]Fotnote: Statoils årsrapport 2016: 33.
Komplisert utbygging og ilandføring
Erik Holtar, leder for teknologi og lokalt innhold i Statoil Tanzania, så for seg at Statoil-staben på 25 mennesker i Dar-es-Salaam måtte styrkes betraktelig etter storfunnet. Selv om Statoil kunne skilte med erfaring med ilandføring og prosessering av gass på Melkøya og Ormen Lange, var funnene utenfor Øst-Afrika i særklasse både når det gjaldt størrelse og dybde, og det ville trenge et betydelig mannskap å gjennomføre en utbygging.
Det var det dypeste gassfunnet som selskapet så langt hadde vært borti. To og en halv kilometer under havoverflaten skulle det plasseres undervannsinstallasjoner med avansert elektronikk, sensorer, måleutstyr og styringssystemer. På så store havdyp, med svært høyt trykk og lav temperatur, var det flere utfordringer, blant annet med dannelse av hydrater som kunne skape betydelige problemer i rørledningene til land hvis de riktige tiltakene ikke ble satt inn.
Dessuten ville det være utfordrende å finne den beste traseen for den 100 kilometer lange gassrørledningen inn til land, ettersom havbunnen var svært ujevn.
På land måtte det bygges et prosessanlegg for produksjon av nedkjølt flytende naturgass (LNG).[REMOVE]Fotnote: TU, 05.04.2013, «Dette blir tidenes største Statoil-utbygging».
Marked for gassen
Hvor lønnsom en utbygging ville være, var avhengig av prisen på salg av LNG og hvor mye gass som kunne eksporteres. I Øst-Afrika var det så å si ikke noe marked for gass, så Statoil og partnere ville være avhengig av å eksportere LNG til mer fjerntliggende markeder. Tanzania lå gunstig geografisk plassert når det gjaldt å kunne eksportere gass både til Asia, Europa og Sør-Amerika.
Landets myndigheter stilte (i likhet med Norge) krav om at gassen skulle ilandføres i Tanzania. Bygging av et prosessanlegg for LNG ville bidra til store investeringer i landet og skape arbeidsplasser. I lisensbetingelsene var det et krav om at inntil 10 prosent av gassen skulle kunne gå til lokale kunder. Dermed ble det Statoil sin oppgave å planlegge en infrastruktur for dette, og å hjelpe til med å etablere bedrifter som kunne benytte gass i sin virksomhet.
Planer for prosessanlegg
I 2012 ble Helge Hatlestad ansatt som prosjektleder for planleggingen av utbyggingsløsninger samtidig som han ledet teknisk komité i partnerskapet. En av oppgavene var å finne et passende område for mottaks- og prosessanlegget. Siden det var snakk om store mengder gass, måtte anlegget være stort, anslagsvis fire ganger størrelsen på Melkøya.
Fra prosessanlegget skulle 90 prosent av gassen sendes med LNG-tankskip til markedene, mens ti prosent kunne brukes nasjonalt for å bidra til elektrifisering og industrialisering i landet.
Plasseringen av anlegget var politisk følsomt. I 2013 var det omfattende protester og opptøyer i Mtwara fordi en gassrørledning som skulle lede gass til et raffineringsanlegg for videresalg, ble vedtatt lagt til Dar-es-Salaam. Opptøyene, som til dels var blodige, rettet seg mot at gassen ble ført bort uten at det ble nok økonomisk utvikling i regionen.[REMOVE]Fotnote: https://www.aftenbladet.no/utenriks/i/6W3KL/foerst-gasskraft-saa-bondevik
Den videre prosessen rundt LNG-anlegget ble gjort grundig, blant annet for å unngå slike problemer. Både lovverk og et kommersielt rammeverk måtte på plass før LNG-prosjektet kunne realiseres. I 2013 ble det lagt frem et nytt utkast til rammeverk for landets gasspolitikk.[REMOVE]Fotnote: Towo, Tanisa, “How Tanzania can Avoid the Resource Curse: An Analysis of the Tanzanian Legal and Institutional Framework on the Management of Natural gas Revenues”, University of Reading, law school: 10. Hentet fra Tollaksen: 97. Landets nye petroleumslov, som erstattet loven fra 1980, trådte i kraft i september 2015.[REMOVE]Fotnote: Olje for utviklings årsrapport 2015, side 9. Hentet fra Tollaksen: 97.
Oljeselskapene måtte komme frem til enighet med myndighetene om de kommersielle betingelsene. Det var viktig for myndighetene å vite at prosjektet ville bidra til å styrke landets økonomi. Ifølge Equinors hjemmesider vil Tanzania få 60 prosent av gevinsten etter at kostnadene er bokført.[REMOVE]Fotnote: I Norge er skattesatsen 78 prosent av inntektene med avskrivning for leting og utbygging.
Byggingen av selve anlegget var antatt å ta fire til fem år, og levetiden var beregnet til mer enn 30 år. Når det gjaldt lokalisering, gjennomførte Statoil en omfattende prosess for å finne ut hvilke områder som egnet seg best med hensyn til tekniske, miljømessige og sosiale kriterier. Alternativene til ilandføring inkluderte områder ved byene Lindi og Mtwara sør i landet. Det kanskje mest aktuelle stedet var Rhusungi, en liten fiskerlandsby nord for Lindi. Oljeselskapene leverte sin anbefaling i 2013. I 2021 hadde myndighetene i Tanzania enda ikke kommet frem til noen avgjørelse om lokalisering.[REMOVE]Fotnote: Hatlestad, Helge, Femti år med oljeproduksjon. Min historie, (utgitt privat 2021): 291–294.
Fortsatt aktuelt
Statoil/Equinor har gjennom mange år investert i Tanzania med tanke på å forberede landet og befolkningen på en utbygging. Gjennom forskjellige programmer har mange av de ansatte i det statlige oljeselskapet i Tanzania studert noen år i Norge, og mange av dem snakket norsk. Blant annet har Equinor gjennom flere år gitt støtte til universitetet i Dar-es-Salaam, som har utdannet både petroleumsingeniører, geofysikere og prosjektledere. Det har også blitt gitt støtte til utdanning i entreprenørskap og til datautstyr på biblioteket i byene Mtwara og Lindi.[REMOVE]Fotnote: https://www.equinor.com/where-we-are/tanzania
Per nå kan ikke Equinor tilby disse så mange jobber, men det kan forandre seg hvis utbyggingen av selskapets funn i Tanzania blir en realitet.
En grunn til at det ikke har hastet med å sette planene ut i livet, er oljekrisen som varte fra 2014 til 2018. Etter flere år med høye oljepriser var det i 2014 blitt overproduksjon av olje og gass i verden. Prisene falt og holdt seg lave frem til 2018. Dette gjorde at det ikke var så attraktivt å etablere et nytt stort LNG-anlegg i Tanzania på dette tidspunktet.
Letevirksomheten har likevel fortsatt. Per 2021 har det totalt blitt boret 15 letebrønner, noe som har resultert i ni funn med estimerte tilstedeværende volumer på mer enn 20 billioner kubikkfot (20 000 000 000 000 kubikkfot) gass i feltene hvor Equinor er operatør.[REMOVE]Fotnote: Statoils årsrapport 2016: 33. Det er noe mindre enn gassforbruket i hele USA på ett år.[REMOVE]Fotnote: https://energyeducation.ca/encyclopedia/Trillion_cubic_feet, lest 28.10.2021.
Dersom utviklingen av Blokk 2 kommer i gang, vil det kreve investeringer i størrelsesorden 20 milliarder amerikanske dollar. Dersom det gjennomføres, vil det uten tvil bidra til vekst i Tanzanias økonomi, men om det er dette Tanzania selv ønsker er det opp til dem å avgjøre.
