Les synergies entre éolien offshore et énergies renouvelables au Royaume-Uni

Le contexte

Le 6 mai 2020, l'OGA a publié une consultation sur les révisions proposées de sa stratégie. Dans des articles précédents, nous avons examiné la consultation et les changements proposés dans leur ensemble (voir L'OGA dans la transition énergétique: le Royaume-Uni vise une réglementation pétrolière et gazière en amont conforme aux objectifs «net zéro»), exploré les thèmes généraux du CSC, de l'hydrogène, la réutilisation des actifs en amont, l'électrification des plates-formes, le gas-to-wire et l'éolien offshore (voir Evolution of Oil & Gas: The OGA's Net Zero Goals), et a examiné plus en détail le sujet du CSC d'un point de vue en amont (voir The OGA's Net Zero Goals: vue approfondie du CCS et de l'industrie en amont).

La consultation de l'OGA a proposé que l'obligation centrale de la stratégie de maximiser la reprise économique du pétrole reste la même, mais avec un élément supplémentaire (b) qui exigerait que les personnes concernées aident le secrétaire d'État à atteindre l'objectif de zéro net. Le document de consultation commente que cette nouvelle branche est basée sur l'idée que les «personnes concernées» (c.-à-d. L'industrie) sont «uniquement» placées pour aider à réduire les émissions et soutenir les projets dans la transition vers une économie sobre en carbone.

La consultation met en évidence l'électrification des plates-formes comme un moyen pour l'industrie d'y parvenir. Le terme «électrification» dans ce contexte est légèrement trompeur, en ce sens que les plates-formes sont déjà alimentées à l'électricité. Ce dont il est question ici est de passer à une position où cette électricité, plutôt que d'être produite par des équipements de production sur plate-forme à haute teneur en carbone, est fournie à partir de sources à faible émission de carbone - notamment des générateurs d'électricité renouvelable onshore ou offshore.

Le 16 juin 2020, à peu près à la moitié de la période pendant laquelle les propositions de stratégie de l'OGA étaient en consultation, Oil and Gas UK (OGUK) a publié un rapport intitulé The Pathway to Net Zero: Production Emissions Targets. Cela indique que les émissions en amont représentent 4% des émissions de gaz à effet de serre du Royaume-Uni et que la majeure partie de ces émissions provient de la production d'électricité en mer. Il met également en évidence le potentiel d'électrification totale ou partielle des actifs offshore, de CSC localisée sur des actifs individuels, d'intégration de hubs offshore et d'électrification des terminaux et usines de traitement onshore. L'accent mis par le rapport sur l'innovation collective et les efforts coordonnés entre l'industrie et le gouvernement est conforme aux propositions de l'OGA dans sa consultation.

Environ une semaine après la fin de la consultation sur la stratégie, l'OGA a publié son UKCS Energy Integration: Final Report (6 août 2020) (Final Report). Aux fins de cet article, les principaux titres du rapport final sont:

• «Les installations O&G en mer émettent ~ 10MtCO2 e par an pour produire de l'électricité (~ 10% des émissions totales de l'approvisionnement énergétique au Royaume-Uni). une croissance plus rapide des énergies renouvelables, l'expansion des infrastructures de transport offshore et la mise en place de technologies éoliennes flottantes au Royaume-Uni, contribuant à l'ambition de capacité de 75 GW des énergies renouvelables offshore d'ici 2050. "

Il s'agit d'une vision audacieuse et sa réalisabilité dépend de nombreux facteurs. Ici, nous nous concentrons sur certains des obstacles potentiels à une telle intégration du point de vue d'un avocat de l'énergie.

Électrification de la plateforme

L'axe technologique de loin le plus important des changements proposés à la stratégie est le captage et le stockage du carbone (CSC) - sans doute, en partie, parce qu'il a été identifié comme un élément clé et encore sous-développé de la décarbonisation du économie dans laquelle les actifs en amont ont un rôle central à jouer en tant que stockage de CO2. Le CCS figure également plus en évidence dans le rapport final. Cependant, le document de consultation sur la stratégie mentionne l'électrification des plates-formes autant de fois que le CSC comme moyen de réduire les émissions de gaz à effet de serre dans la mesure du raisonnable en considérant toutes les options applicables aux développements existants et nouveaux. De plus, le rapport final contient une annexe détaillée sur «l'électrification offshore», ainsi qu'une annexe sur le CSC, qui, à elles deux, donnent la vision la plus claire à ce jour de la vision de l'OGA pour l'intégration des industries à haute et faible teneur en carbone dans l'UKCS.

Comme le soulignent le rapport OGUK et le rapport final, les plates-formes en amont sont d'énormes consommateurs d'énergie, dont la quasi-totalité est actuellement produite par la combustion de combustibles fossiles. La plupart des plates-formes britanniques sont alimentées par des turbines à gaz sur site qui, en moyenne, consomment 5% de tout le gaz produit à la tête de puits. À l'échelle mondiale, les émissions de carbone liées à la combustion des plates-formes ont été estimées à environ 200 millions de tonnes de CO2 par an, soit à peu près l'équivalent des émissions totales du Vietnam. Dans un bassin mature comme la mer du Nord, qui dépendra probablement pour une part croissante de sa production de récupération secondaire et tertiaire plutôt que primaire, les besoins en énergie de l'industrie pour l'extraction vont probablement augmenter.

Réduire la dépendance vis-à-vis des turbines à gaz en ajoutant ou en remplaçant des sources d'électricité renouvelables présente donc des avantages environnementaux évidents, mais il peut également y avoir des avantages économiques. Moins de gaz utilisé pour alimenter les générateurs signifie plus de gaz qui peut être vendu sur le marché ou réinjecté dans les puits pour maximiser la récupération du pétrole. La suppression du besoin de générateurs électriques sur plate-forme entraîne un gain d'espace sur les plates-formes et pourrait entraîner une réduction des dépenses en capital pour compenser le coût de connexion électrique. Pour cette raison, l'électrification des plates-formes est une option économique plus attrayante pour les sites nouveaux que les sites contaminés, ce qui nécessitera des coûts de modernisation plus élevés. De plus, il y a des avantages en matière de santé et de sécurité pour ceux qui travaillent en mer, avec une réduction du bruit, des vibrations et des fumées.

La tarification du carbone - ou la possibilité qu'elle s'applique plus largement dans le secteur en amont - peut être une autre considération qui favorise l'électrification. Pas ou moins d'émissions de CO2 des générateurs offshore signifierait réduire ou éliminer leurs coûts potentiels d'émission de carbone.

À l'heure actuelle, contrairement aux producteurs d'énergie fossile à terre, l'industrie en amont bénéficie d'une «allocation gratuite» de quotas dans le cadre du système d'échange de quotas d'émission (ETS) de l'UE. Dans l'UKCS, le gaz qu'ils utilisent pour produire de l'électricité n'est pas soumis au taux de «soutien du prix du carbone» de la taxe britannique sur le changement climatique (CCL). Les activités de production d'électricité en amont n'ont donc pas été soumises à un prix du carbone.

Cependant, la "liste des fuites de carbone" (CLL) de l'EU ETS qui détermine les secteurs bénéficiant d'une allocation gratuite de quotas est sur le point de devenir moins généreuse: lorsque la phase 4 de l'EU ETS débutera en 2021, elle couvrira toujours les émissions produites par l'extraction du pétrole, mais pas ceux produits par l'extraction de gaz. Bien que le Royaume-Uni ne fasse plus partie de l'UE et que ses projets de tarification du carbone après 2020, lorsque la période de transition du Brexit se termine, ne soient pas définitivement fixés, le gouvernement a indiqué sa préférence pour un ETS britannique qui suivrait la même approche que l'EU ETS Phase 4. CLL. Cela pourrait changer. Cependant, au fil du temps, une extension supplémentaire de la tarification du carbone au Royaume-Uni à la production en amont (par exemple via le taux de soutien du prix du carbone du CCL) est également possible.

Il n'est donc pas surprenant que le rapport final souligne la future politique de tarification du carbone comme un déterminant clé de la faisabilité économique des projets d'électrification. Cela est particulièrement vrai de ce que le rapport final appelle les projets de «friches industrielles» - ceux qui remplaceraient la production actuelle à combustible fossile en mer par de nouvelles sources (onshore ou offshore) d'énergie renouvelable.

Électrification terre-plate-forme

L'électrification des plates-formes n'est pas une idée nouvelle. La plate-forme gazière norvégienne Troll A a été électrifiée depuis sa mise en service en 1996, l'électricité provenant d'une centrale de production terrestre atteignant la plate-forme via un câble sous-marin. De tels arrangements «terre à plate-forme» sont actuellement la forme d'électrification la plus courante en mer du Nord. Bénéficiant du mix extrêmement renouvelable de la production d'électricité norvégienne (dominée par l'hydroélectricité), le champ de Johan Sverdrup en Norvège n'émet que 0,67 kg de CO2 par baril de pétrole produit, soit environ 4% de la moyenne mondiale. Les Pays-Bas utilisent également de l'électricité de quai à plate-forme sur l'une de leurs plates-formes. Les avantages d'être connectés au réseau électrique terrestre comprennent une haute sécurité d'approvisionnement et une grande fiabilité.

Dans l'UKCS, une électrification de quai à plate-forme est actuellement envisagée dans la zone ouest des Shetland (WoS). Le Conseil des Shetland et le Centre de technologie du pétrole et du gaz (OGTC) travaillent ensemble pour créer un nouveau pôle énergétique sur les îles, qui examinera comment l'électrification peut aider les actifs offshore de la région à atteindre le zéro net d'ici 2030. Le 30 juillet 2020, Ofgem a confirmé que il était convaincu qu'une décision finale avait été prise sur le projet de parc éolien Viking de 440 MW sur les Shetland, débloquant ainsi l'approbation conditionnelle de l'Ofgem pour le projet d'interconnexion de courant continu à haute tension Shetland à Mainland (HVDC), et rendant plus probable que certains des l'électricité produite par les parcs éoliens des Shetland pourrait à l'avenir être mise à la disposition des plates-formes offshore. Plusieurs acteurs en amont ont tous des atouts dans la région qui pourraient potentiellement en bénéficier.

Pour la majorité des plates-formes UKCS, cependant, il est peu probable que les technologies de quai à plate-forme soient une option viable - du moins en ce qui concerne l'électricité des générateurs terrestres britanniques. Les estimations coûts-avantages figurant dans l'annexe correspondante du rapport final montrent les coûts d'exploitation de l'électrification à terre pour l'électrification depuis la côte britannique qui sont presque le double de ceux de l'électrification offshore ou de l'approvisionnement en Norvège. En dehors des Shetland, il est moins courant de trouver le même potentiel d'utilisation de la nouvelle capacité de production d'énergie renouvelable terrestre du Royaume-Uni pour fournir des actifs en amont relativement proches qui sont également nouveaux ou, en tout cas, qui ont une longue durée de vie opérationnelle devant eux.

Le détournement de la production de la capacité de production renouvelable existante connectée au réseau vers des plates-formes offshore est plus susceptible de réduire l'énergie verte disponible pour les utilisateurs finaux à terre, et donc de réduire le bénéfice net en termes de réduction des émissions de carbone. Un acteur en amont qui souhaite démontrer fermement son soutien aux objectifs de zéro net pourrait préférer prendre toute fourniture de quai à plate-forme d'énergie verte spécifiquement à partir d'une nouvelle capacité de production renouvelable, afin de pouvoir satisfaire au critère d '«additionnalité» qui est au cœur de nombreux accords d'achat d'énergie renouvelable d'entreprise (c.-à-d. que sans l'engagement à long terme de l'entreprise cliente d'acheter la production du générateur, le projet du générateur n'aurait pas été construit). Cela renforce la nécessité de maîtriser les coûts du projet en trouvant des sources de production onshore proches des actifs en amont dont la durée de vie résiduelle est bien adaptée à celle du producteur si ce modèle d'intégration veut réussir.

Le rapport final envisage également la possibilité que les connexions à de nouvelles interconnexions électriques, telles que la liaison du réseau de la mer du Nord entre le Royaume-Uni et la Norvège, puissent alimenter des plates-formes plus éloignées de la côte que ne le permettent les technologies actuelles de quai à plate-forme. Un inconvénient de la connexion à des câbles HVDC peut être la nécessité probable d'installer un convertisseur DC-AC sur la plate-forme, avec les coûts et la perte d'espace que cela entraînera.

Cependant, les considérations d'ordre pratique et de faisabilité commerciale ne sont pas les seuls obstacles potentiels aux approches d'électrification de quai à plate-forme. Il existe également des obstacles réglementaires potentiels - ou du moins des lacunes. Par exemple, à l'heure actuelle, le développement de l'industrie éolienne offshore a donné lieu à un régime dans lequel les licences pour les liaisons de transport offshore-terre sont délivrées sur une base concurrentielle par le biais du processus d'appel d'offres de l'opérateur de transport offshore (OFTO), avec le soumissionnaire retenu assumer la propriété d'actifs de transport qui ont toujours été construits par le développeur du parc éolien, mais qui ne sont pas autorisés à être exploités en permanence par un producteur en raison des règles de «dégroupage» du secteur de l'électricité. S'il était jugé approprié d'appliquer un modèle similaire aux liaisons terre-plate-forme, le cadre réglementaire existant devrait être adapté, car il est basé sur un concept statutaire de «transmission offshore» qui semble n'inclure que la transmission offshore de électricité produite en mer, pas électricité produite à terre en mer.

Les changements réglementaires qui seraient nécessaires pour faciliter toute utilisation des interconnexions dans l'électrification des plates-formes seraient probablement encore importants. Les interconnexions sont actuellement traitées comme des connexions entre les systèmes de transport de différents pays, plutôt que de pouvoir acheminer l'électricité directement aux utilisateurs finaux, et les interconnexions existantes du Royaume-Uni se connectent toutes actuellement à la partie terrestre du réseau. Cependant, une lettre ouverte publiée par l'Ofgem le 12 août 2020 indique qu'il est peut-être prêt à repenser à d'autres modèles, y compris des "interconnexions polyvalentes", qui "pourraient relier les interconnexions à la production d'énergie renouvelable offshore, et pourraient faire partie d'un potentiel Grille des mers du Nord ".

Cela dit, un avantage potentiellement substantiel de l'électrification de quai à plate-forme pour tout acteur en amont non contraint par des préoccupations d '«additionnalité» serait qu'elle devrait d'une manière ou d'une autre leur permettre d'être alimentés en énergie «100% renouvelable» qui est également toujours disponible (sous réserve de problèmes avec les câbles de transmission). En effet, être connecté au réseau onshore signifie être connecté à la sortie d'un très grand nombre de générateurs, et d'un grand nombre de fournisseurs proposant, sous diverses formes, des packages d'électricité qui peuvent tous être comptés d'une manière ou d'une autre comme verte, plutôt que peut-être une ou deux sources d'électricité renouvelable offshore intermittente comme cela pourrait être le cas avec une option d'électrification offshore (voir ci-dessous).

Électrification par l'éolien offshore

Alors que l'électrification de quai à plate-forme pourrait être viable pour certaines plates-formes UKCS, l'utilisation de l'éolien offshore commence à apparaître comme une option plus intéressante pour la majorité des installations. La possibilité d'intégrer des éoliennes offshore dans l'alimentation électrique des plates-formes offshore a été envisagée dans plusieurs contextes, au moins comme une méthode pour compléter la production des générateurs de gaz existants.

En ce qui concerne les plates-formes qui sont plus en mer ou autrement isolées de l'infrastructure de réseau existante, l'électrification par des installations éoliennes en mer a l'avantage potentiel de ne pas nécessiter l'installation de longs câbles sous-marins pour assurer la connexion au réseau terrestre. Il existe déjà un certain nombre de domaines dans lesquels des parcs éoliens offshore existants ou prévus sont situés à proximité d'actifs en amont, et les possibilités de colocalisation semblent devoir augmenter à mesure que l'intérêt pour la technologie éolienne offshore flottante augmente - le secteur éolien offshore à bien des égards suivant le même voyage de plates-formes fixes à flottantes que l'industrie pétrolière et gazière a traversé au cours des dernières décennies. Par exemple, nonobstant les travaux sur d'éventuelles liaisons terre-plate-forme dans la zone WoS mentionnés ci-dessus, il se peut aussi que WoS, avec ses eaux relativement profondes et son stade précoce de développement en tant que zone pétrolière et gazière, soit bien adapté à la déploiement de l'éolien offshore flottant.

Le problème, bien sûr, est qu'à l'heure actuelle, une connexion à un parc éolien offshore n'est pas un substitut complet à la génération sur plate-forme comme pourrait l'être une offre de terre à plate-forme, car les éoliennes offshore génèrent de manière intermittente et leur production ne peut pas être ajusté de haut en bas comme le peut une turbine à gaz. En d'autres termes, vous auriez probablement besoin des deux technologies pour assurer la sécurité de l'approvisionnement, et la nature intermittente du vent et les différentes étapes d'exploitation des champs pétrolifères entraînent une variabilité importante des conditions d'exploitation. Cela présente des défis lors de l'identification de la taille optimale et des paramètres d'exploitation de la capacité de production parallèle renouvelable et fossile qui serait nécessaire pour une plate-forme donnée (en particulier dans un scénario «greenfield»).

Du point de vue de la "faible teneur en carbone maximale", il se peut que le besoin de production d'énergie fossile soit réduit ou éliminé en connectant plus de capacité de production éolienne que nécessaire à tout moment et en stockant l'excès d'énergie dans des batteries ou sous la forme d'hydrogène (produit en utilisant l'excès d'électricité pour électrolyser l'eau), qui pourrait ensuite être utilisé pour fournir ou produire de l'électricité lorsque les éoliennes ne produisent pas assez, ou pas du tout.

Cependant, il n'est en aucun cas clair si, ou dans quel délai, de telles options seront vraisemblablement réalisables dans ce contexte (une combinaison de gaz et d'énergie éolienne peut être une option sensiblement moins coûteuse pendant un certain temps). Bien que la réduction de la pollution et les considérations de durabilité soient des facteurs clés pour l'électrification de la plate-forme, l'objectif principal pour un opérateur de plate-forme reste la production continue et sûre d'hydrocarbures avec un risque minimal de défaillance de l'usine. Offrant une fiabilité, une compacité et une flexibilité dynamique élevées, les turbines à gaz restent la principale technologie d'électrification offshore: il semble que, dans un avenir prévisible, l'éolien offshore soit plus susceptible de les compléter que de les remplacer.

Sur le NCS, Hywind Tampen est développé par Equinor et ses partenaires de projet sur Snørre et Gullfaks. Situées à environ 140 kilomètres au large (260 à 300 mètres de profondeur d'eau), les 11 éoliennes flottantes en mer, d'une capacité combinée de 88 MW, compléteront les installations de turbines à gaz existantes sur les plates-formes Snørre et Gullfaks avec une réduction des émissions de CO2 estimée à 200 000 tonnes. /an.

Tout en gérant diverses priorités (et souvent concurrentes) des parties prenantes, les développeurs de projets similaires devront envisager la répartition des intérêts et des droits et responsabilités associés dans les documents de projet. Par exemple, les documents de projet devront tenir compte de l'interaction dynamique entre l'opérateur de la plateforme offshore et l'opérateur du parc éolien offshore. Sous réserve des évolutions réglementaires applicables (y compris la tarification du carbone), le cadre contractuel peut chercher à prescrire les circonstances dans lesquelles l'opérateur de la plateforme a la flexibilité de prendre du gaz (y compris, par exemple, l'intégrité des actifs ou des raisons économiques).

Pour le côté éolien offshore de tels aménagements, il est possible d'envisager un certain nombre de structures de propriété et contractuelles possibles.

• Les opérateurs de plates-formes en amont (ou certains ou tous les participants à une ou plusieurs coentreprises en amont) pourraient choisir de construire et d'exploiter eux-mêmes les éoliennes (notamment en raison des synergies de conception croissantes entre les deux technologies mentionnées ci-dessus) ou ils pourraient contracter avec un producteur / fournisseur tiers d'énergie éolienne offshore
• Un ensemble donné d'éoliennes pourrait être soit des générateurs «captifs», dédiés à une ou plusieurs plates-formes amont particulières, soit avoir la capacité de fournir d'autres utilisateurs (y compris potentiellement ceux à terre)
• Afin que le (s) promoteur (s) du projet de parc éolien gère efficacement le risque de prélèvement (et assure la bancabilité du projet), le contrat d'achat d'électricité avec l'opérateur de la plate-forme (acheteur) peut prescrire des dispositions «prendre ou payer», ce qui donne à l'opérateur de la plate-forme la flexibilité de prendre une livraison qui peut (de temps à autre) être dictée par ses besoins opérationnels, à la condition qu'elle paie les volumes qui seraient autrement livrés. Cela peut être particulièrement probable dans un scénario de «générateur captif» avec un exploitant de parc éolien tiers. D'un autre côté, un parc éolien avec plus d'options d'exportation peut être incité à détourner sa production de la plate-forme en amont et à vendre sa production ailleurs, ou à réserver une flexibilité pour se connecter aux arrangements OFTO existants ou améliorés. Cette faculté nécessiterait un examen détaillé du cadre contractuel et des obligations réglementaires applicables
• Un avantage potentiel des turbines flottantes pourrait être leur capacité à être déployées dans plus d'un endroit au cours de leur durée de vie opérationnelle. En principe, cela pourrait ouvrir la possibilité qu'ils puissent fournir des plates-formes avec une durée de vie opérationnelle restante plus courte que la leur, puis passer à en fournir une autre. Cependant, il reste à voir si cette approche serait faisable en termes de coûts de relocalisation (y compris la réutilisation des câbles de connexion), et il y aurait également des questions autour de la bancabilité d'un modèle économique basé sur une série de PPA avec différentes contreparties et associés. problèmes de solvabilité des acheteurs
• Pour les producteurs d'énergie renouvelable sans lien avec l'industrie en amont, la question clé pour le moment peut être de savoir comment la prime que les plates-formes en amont sont prêtes à payer pour l'électricité verte se compare-t-elle au prix d'exercice que les producteurs pensent pouvoir atteindre dans un cycle d'allocation de contrats pour Différence (CfD) subventionnant l'électricité renouvelable. Là encore, tout comme au moins certains parcs éoliens offshore qui exportent (ou prévoient d'exporter) toute leur production vers le réseau onshore prennent la décision consciente de diviser leur production entre un élément marchand subventionné par le CfD et un élément marchand sans subvention, il Il se peut que certains développeurs soient attirés par le développement de projets qui combinent un élément de revenu «garanti» dans le cadre d'un contrat avec une plate-forme en amont avec des exportations plus éloignées sur une base CfD ou marchande

L'OGA, dans son rapport final, soulève également un certain nombre de questions réglementaires pertinentes.

• Comment les calendriers de l'énergie éolienne et de l'électrification du pétrole et du gaz pourraient-ils être mieux alignés, étant donné la durée de vie plus courte des actifs pétroliers et gaziers?
• Comment «l'accès au fond marin» pourrait-il être géré si les parcs éoliens proposés devaient être installés sur des superficies pétrolières et gazières autorisées?
• Les décisions relatives à la «route vers le marché» pourraient-elles être simplifiées si les développements de parcs éoliens sont destinés à la seule fourniture d'installations pétrolières et gazières?
• Les enquêtes et les résultats d'une évaluation de l'impact environnemental du pétrole et du gaz pourraient-ils être utilisés (le cas échéant) pour répondre aux besoins des parcs éoliens à proximité des installations?

Nous publierons prochainement davantage sur les perspectives de l'éolien offshore flottant en général, en abordant plus en détail certains des défis commerciaux et réglementaires auxquels il est confronté pour se développer, quelle que soit son utilité à court terme en tant que solution pour l'électrification des plates-formes. .

Technologies de génération offshore supplémentaires qui pourraient soutenir l'électrification des plates-formes

Alors que l'éolien offshore semble être la méthode d'électrification préférée pour la plupart des plates-formes à moyen et long terme, il existe d'autres technologies qui peuvent s'avérer utiles pour atteindre le zéro net. Un certain nombre de sociétés développent des technologies pour les panneaux solaires photovoltaïques flottants, bien qu'à ce jour, ceux-ci aient été principalement déployés sur les lacs intérieurs, les barrages et les eaux côtières peu profondes. Des travaux sont actuellement en cours pour développer des panneaux capables de résister aux conditions difficiles de la mer du Nord ouverte. Le projet Zon-op-Zee aux Pays-Bas "est resté stable et intact dans toutes les conditions" car il a résisté à des vents jusqu'à 62 nœuds et des vagues de plus de cinq mètres de haut lors de la tempête Ciara au début de 2020, même si les conditions en mer du Nord peuvent être plus sévère que cela.

Les cerfs-volants sont une autre forme de puissance de niche qui peut convenir à certaines plates-formes. Celles-ci ont été suggérées pour des installations trop profondes pour les éoliennes fixes en mer mais pour lesquelles les éoliennes flottantes ne sont pas économiques. Shell a récemment investi dans Makani, une filiale d'Alphabet qui a testé la technologie au large des côtes norvégiennes. Ces cerfs-volants ressemblent à des avions et sont attachés à des bouées à la surface de la mer. Les rotors attachés aux ailes tournent dans le vent pour produire de l'électricité pendant que le cerf-volant vole en boucle. Ces cerfs-volants peuvent être produits à une fraction du coût d'une éolienne flottante, mais la production à grande échelle utilisant cette technologie est au moins dans cinq à dix ans, selon BloombergNEF.

Dans l'immédiat, Premier Oil et l'OGTC pilotent l'utilisation du PB3 PowerBuoy® d'Ocean Power Technologies sur le champ de Huntington de Premier. Il s'agit d'une bouée amarrée qui capte la puissance du mouvement des vagues de l'océan pour lui permettre de fournir des capacités de surveillance et de protéger l'architecture sous-marine. La technologie surveillera l’environnement local et alertera les navires de la zone de sécurité du champ en tant que solution potentielle pour aider à leur futur déclassement. La bouée se recharge en permanence en récupérant l'énergie des vagues, opérant à des profondeurs de 20 à 3000 mètres. Alimentant des capteurs embarqués ou sur fond marin, il permet le transfert de données en temps réel et la communication avec des installations distantes. Lorsqu'elles sont associées à différentes configurations de charge utile, les bouées pourront prendre en charge les petits développements sur le terrain ou servir de plaque tournante de charge / communication pour les applications de véhicules sous-marins autonomes (AUV).

Gaz à fil

Gas-to-wire en tant que concept implique la combustion offshore de gaz pour générer de l'énergie qui peut ensuite être exportée vers le réseau onshore en utilisant l'infrastructure de transmission éolienne offshore existante ou via des systèmes de transmission sur mesure. Dans certaines circonstances, le transport d'électricité produite au gaz peut être plus économique ou plus réalisable pour une entreprise en amont que le transport de gaz.

Gas-to-wire a une affinité plus évidente avec l'objectif original, et toujours fondamental, de la stratégie OGA (maximiser la reprise économique du pétrole ou MER) qu'avec les nouveaux ajouts Net Zero proposés à la stratégie. Peut-être pour cette raison, il n'est pas explicitement mentionné dans la récente consultation de l'OGA, et il est moins important dans son rapport final que l'électrification de la plate-forme. Cependant, son potentiel a déjà été mis en évidence par l'OGA et il n'est pas forcément incompatible avec la poursuite des objectifs de Net Zero.

Il y a un intérêt croissant pour le gas-to-wire en tant que solution pour les entreprises accédant à des réserves de gaz non développées ou échouées, par exemple. des piscines éloignées ou des zones de gaz étanches où de telles réserves ne seraient autrement pas rentables à développer avec un accès conventionnel (pipeline) au marché. Un modèle possible verrait des plates-formes mobiles équipées de turbines à gaz aérodérivatives se connecter à ces actifs marginaux pour produire de l'électricité, et passer à l'actif suivant lorsque chacun est complètement épuisé.

Le gas-to-wire pourrait jouer un rôle dans l'extension de la viabilité économique des actifs de fin de vie où la production est en baisse en fournissant potentiellement un moyen plus rentable de monétiser le gaz restant en le convertissant en électricité. Prolonger la durée de vie des actifs de cette manière pourrait également aider à reporter les coûts de déclassement coûteux. Une autre utilisation consisterait simplement à fournir une source de revenus supplémentaire pour les entreprises et à réduire les futurs coûts d'exploitation, en particulier en ce qui concerne les coûts associés à l'exportation de gaz, par exemple. compression. Tout dépend de la question de savoir si le transport d'électricité ou le transport de gaz est plus économiquement ou techniquement réalisable dans des circonstances données.

À lui seul, il est peu probable qu'un projet de gaz à fil contribue directement à la réalisation de Net Zero. En théorie, le gas-to-wire pourrait être utilisé en conjonction avec le CSC pour fournir une énergie à faible émission de carbone, mais non renouvelable. Cependant, on ne sait pas si le captage du carbone en mer et à partir des types d'équipements de production concernés serait rentable. Il est également possible que la combustion en mer de gaz pour la production d'électricité à exporter à terre via une capacité de câbles éoliens en mer libère des pipelines d'exportation de gaz existants pour une utilisation sur des projets de CSC impliquant des émetteurs à terre. Toutefois, l’utilisation principale d’un projet de gaz à fil serait probablement de remplir l’obligation d’une entreprise en vertu de la Stratégie de maximiser la reprise économique du pétrole autrement irrécupérable - par exemple, en prolongeant la durée de vie des actifs pour éviter les «effets domino» lorsque l’une des un certain nombre d'actifs interconnectés est mis hors service. Il reste à voir comment l'OGA donnerait la priorité aux obligations concurrentes d'une entreprise en ce qui concerne le respect de l'obligation centrale (i) dans sa forme actuelle, et (ii) avec l'ajout probable de l'obligation supplémentaire de contribuer à Net Zero.

Étant donné la nature de coentreprise non constituée en société de la majorité des opérations pétrolières et gazières en mer, un élément clé de la mise en œuvre de tout projet de gaz à fil sera l'obtention du consentement des parties à la coentreprise. Il est peu probable que les JOA existants incluent une disposition pour la réutilisation des actifs de fin de vie pour le gaz à fil. De telles propositions ne conviendront pas à tous les acteurs de l'industrie et il existe des différences importantes entre la commercialisation du gaz et de l'électricité: de nombreux participants en amont seront moins familiarisés avec le secteur de l'électricité. Les sociétés pétrolières et gazières intéressées par le concept voudront probablement commencer à discuter de telles propositions avec leurs parties JOA dès que possible afin de comprendre le niveau d'accord au sein de la JV concernant l'utilisation du gas-to-wire pour se développer davantage. les réserves de gaz ou comme moyen de prolonger la viabilité économique des actifs en fin de vie, ainsi que de les coupler avec la technologie CSC. De même, les parties JV qui peuvent ne pas vouloir poursuivre un projet de gaz à fil et qui sont minoritaires en termes de pouvoir de vote et / ou de participation JV voudront probablement comprendre quelles protections leur sont accordées en vertu de la JOA.

Avant que toute question de fourniture de JOA ne se pose, la faisabilité potentielle du gaz à fil pour tout actif en amont dépendra probablement dans une large mesure de l'existence d'une infrastructure de transport éolien offshore existante ou proposée à proximité avec une certaine capacité de réserve. À moins qu'un projet de gaz à fil ne puisse utiliser une telle infrastructure, les coûts d'investissement d'une société pétrolière et gazière qui développent son propre système de transport pour l'électricité qu'elle produit peuvent être prohibitifs, sauf si l'actif est situé à proximité du rivage. La localisation des actifs d'une entreprise est donc essentielle. Actuellement, les domaines d'intérêt pour les projets potentiels de gaz à fil - comme le préconise l'OGA - sont le sud de la mer du Nord et l'est de la mer d'Irlande, où les infrastructures pétrolières et gazières existantes et éoliennes en mer coexistent déjà à proximité les unes des autres ( l'OGA a mis en évidence 15 cas où un hub en amont se trouve dans un rayon de 10 à 50 km d'un parc éolien offshore existant ou prévu dans ces zones). De plus, toutes les plates-formes ne conviendront pas pour accueillir une turbine à gaz d'une capacité suffisante pour rendre un projet gaz-fil commercialement viable.

Without its own dedicated power export cable, a gas-to-wire project would depend on (i) the willingness of a wind farm owner or OFTO to accept additional power generation and (ii) the spare capacity in existing offshore wind transmission systems. Neither of these points is necessarily straightforward.

• Wind farm owners and OFTOs are used to a model in which they only have each other to think about: one generator, and one transmission operator, per offshore link. OFTOs are not like onshore grid operators which are used to coping with multiple power flows and all kinds of generation and demand. Introducing a second generator using a different technology is a significant complication to their business model – and that of those who finance them
• Taking a positive view, one could point to the fact that the OFTO would be transmitting more electricity. However, precisely because wind generation is intermittent and they only have one generator customer each, OFTOs are currently remunerated largely on the basis of their availability, rather than on a £/MWh basis for power actually transmitted
• Looking at things from the offshore wind farm's perspective, perhaps it could strike more advantageous commercial arrangements with those who purchase its power if it were packaged together with that of the gas-to-wire generator – potentially converting its intermittent output into baseload generation if the gas-to-wire generator flexed its generation up and down so as to mirror the troughs and peaks of wind power output? In one sense, there is nothing to stop any wind farm operator entering into such an arrangement with a gas-fired generator already connected to the grid elsewhere. The only advantage of doing so with a gas-to-wire generator would be if its operating costs were materially lower than those of equivalent existing onshore units. It is not clear whether this would be the case. The offshore gas generator will inevitably have some new infrastructure costs that its onshore counterpart would not. On the other hand, its gas supply will not come with all the same associated transport and processing costs, and it may have a carbon pricing advantage – although this could be eroded (see above on UK ETS and carbon price support)
• Joining forces with a gas-to-wire generator could also have disadvantages for a wind farm operator, if it were a party to a CfD or other arrangement that relied on its output being 100% renewable. At the very least, some bespoke metering arrangements would be required
• Currently, over the course of a year, the average offshore transmission link only utilises 40% of its capacity so, on the face of it, there is plenty of capacity available for gas-to-wire. The problem is that the wind farms are generally incentivised to generate and export power whenever they can, and their output, although predictable within certain parameters over the course of a year, fluctuates significantly from day to day and hour to hour with changes in the weather. The OGA's study of gas-to-wire assumes that wind output would take priority in allocating scarce capacity on any transmission link, but it says little about any possible efficiency and other impacts on the upstream generator or the gas extraction activities that lie behind it of flexing its generation in this way

Assuming that agreement could be reached with a wind farm owner or OFTO, if there is insufficient capacity in existing transmission assets to allow the gas-to-wire and renewable generators to export their power for much of the time, there appear to be two options: (i) reinforcement of the existing assets; or (ii) a regime that allocates scarce transmission capacity between the two generators in a pre-determined way.

If reinforcement of existing assets is required in order to facilitate offshore gas-power generation, an oil and gas company would likely need to make a connection application to the National Electricity System Operator (NETSO). The NETSO may request that an OFTO make additional capacity available to the new generator. If requested, the OFTO is required to offer terms to the NETSO for providing the additional capacity (so long as it does not exceed 20% of the initial capital cost). However, it is not clear how realistic a prospect this is, as the interactions with the OFTO regime are not straightforward and, in any event, reinforcement is unlikely to be achievable without additional capex in most cases.

The amount of spare capacity in OFTO assets, including the variation of such capacity on a day-to-day basis, and the cost of any required reinforcement as well as the unknown willingness of stakeholders in existing OFTO assets to allow alterations to be made to existing infrastructure all add additional complexity to any potential gas-to-wire project, quite possibly making many such projects uneconomic. There may also be technical challenges to having mixed generation at OFTO connection points that may need to be overcome (for example, separate metering of the gas-fired generator's output to that of the output from the wind farm for which the wind power generator is entitled to receive subsidies).

An offshore generating station other than a wind farm, which generates power for the onshore grid rather than to power upstream industry processes, is currently a regulatory anomaly. With respect to the current oil and gas regulatory regime, licences for the exploration and production of petroleum granted pursuant to the Petroleum Act 1998 do not expressly provide for the licensee to obtain consent from the OGA to use natural gas for power generation. Currently, a licensee is required to obtain consent from the OGA for the flaring of gas or for re-injection for the purposes of creating or increasing well pressure, so it is likely that OGA consent would also be needed for the use of gas for offshore power generation of a commercial nature. We consider that such consent would be separate from any approval given at the development stage for an operator to use natural gas from the well as fuel gas for production operations, particularly given the larger volumes that would be involved and that such gas-generated power would be for onward supply and commercial gain. Therefore, there may need to be an amendment to the current statutory licence terms to cater for such consent to be given.

Further questions also arise as to the rules under which gas-to-wire would be consented for planning/environmental purposes. Would it need a generating licence under the Electricity Act 1989? (Answer: yes, unless its output was below 50MW or it sought and obtained from ministers an individual exemption from the requirement to hold such a licence.) What rules on non-CO2 emissions would apply to it? What changes may be required to electricity industry codes in respect of it?

There are, in short, many legal, as well as practical questions to consider in relation to gas-to-wire, and it is not yet clear whether the "size of the prize" in commercial terms is such as to motivate regulators to answer them all.

Conclusion

While the OGA's consultation focuses primarily on utilising CCS or hydrogen projects as a way of helping the wider economy to decarbonise, platform electrification and gas-to-wire could help certain upstream players comply with the Net Zero obligation whilst also maximising their recovery of economically recoverable petroleum.

The Final Report contains some very interesting ideas about how these concepts could be developed. However, such projects raise fundamental considerations of practicality and commercial feasibility whilst also requiring some regulatory changes before they could become a reality. However, the regulatory/political will to make such changes may exist. For example, to the extent that the offshore transmission regime contributes to any of the obstacles or uncertainties considered above, it should be noted that the government has recently kicked off a review of the current regime. Although this is being done more with a view to facilitating the government's very ambitious 2030 offshore wind targets than with the needs of oil and gas power supply in mind, it is possible that some of the challenges that the upstream industry faces could be alleviated by any forthcoming burst of new legislative and regulatory activity in this area.

1. Wood Mackenzie: "Why powering oil and gas platforms with renewables makes sense", October 2019
2. OGA: "UKCS Energy Integration, Final Report", August 2020
3. Equinor: https://www.equinor.com/en/what-we-do/johan-sverdrup.html
4. https://www.ofgem.gov.uk/publications-and-updates/shetland-transmission-project-decision-final-needs-case-and-delivery-model
5. Energy Voice: "Shetland Energy Hub aims for hundreds of jobs and to make giant oilfields ‘net zero by 2030’", 24 June 2020, https://www.energyvoice.com/otherenergy/248006/energy-hub-hopes-to-make-giant-west-of-shetland-oilfields-net-zero-by-2030/
6. See Electricity Act 1989, section 6C(5)
7. Recharge News: "World's first offshore solar array rides out storm Ciara off Netherlands", 16 February 2020, https://www.rechargenews.com/transition/worlds-first-offshore-solar-array-rides-out-storm-ciara-off-netherlands/2-1-757022
8. Bloomberg: "Flying Wind Turbines Make Their First Trip Offshore in Norway", 15 August 2019, https://www.bloomberg.com/news/articles/2019-08-15/flying-wind-power-turbine-makes-first-trip-offshore-in-norway
9. Offshore Engineer: "Premier Oil Testing PB3 PowerBuoy in the North Sea", 23 August 2019, https://www.oedigital.com/news/469883-premier-oil-testing-pb3-powerbuoy-in-the-north-sea
10. The Oil and Gas Technology Centre: "PB3 PowerBuoy® poised to transform ocean operations", 12 August 2019, https://www.theogtc.com/newsroom/news/2019/pb3-powerbuoy-poised-to-transform-ocean-operations/
11. https://www.ogauthority.co.uk/news-publications/publications/2018/gas-to-wire-report-uk-sns-and-eis/
12. https://www.ogauthority.co.uk/news-publications/publications/2018/gas-to-wire-report-uk-sns-and-eis/