Nyheter

Statoils søknader og tillegg til konsekvensutredning for gasskraftverk på Tjeldbergodden

Publiseringsdato: 31. mai, 2005

Snarveier på denne siden

Nyheter

Statoils søknader og tillegg til konsekvensutredning for gasskraftverk på Tjeldbergodden

Statens forurensningstilsyn
V/Fredrik Weidemann
Postboks 8100 Dep
0032 Oslo

31/05-2005

Høringsuttalelse:
Statoils søknader og tillegg til konsekvensutredning for gasskraftverk på Tjeldbergodden

Anbefalinger og oppsummering
Vi viser til brev fra Statens forurensningstilsyn (SFT) datert 12.04.05 der vi inviteres til å kommentere Statoils tilleggsutredning «Tillegg til konsekvensutredning for utvidelse av metanolfabrikk og bygging av gasskraftverk på Tjeldbergodden«, og gir med dette vår høringsuttalelse til tilleggsutredningen, samt til søknaden om utslippstillatelse for gasskraftverk på Tjeldbergodden.

Bellonas anbefalinger:
Med bakgrunn i Norges forpliktelser etter Kyoto-protokollen, samt en vurdering av Statoils tilleggsutredning opp i mot juridiske, økonomiske og tekniske forhold, vil Miljøstiftelsen Bellona gi SFT følgende anbefalinger for behandlingen av konsekvensutredning og utslippstillatelse:

Det bør ikke gis utslippstillatelse etter Forurensningsloven til gasskraftverk på Tjeldbergodden uten CO₂-håndtering. Adgangen til å stille teknologikrav etter Forurensningslovens §16 må benyttes til å kreve fullskala rensing av CO₂-utslipp, med en rensegrad i størrelsesorden 90 prosent.
Det bør stilles krav om utslipp av maksimalt 5 ppm NO_X i eksosen, og at kravet i sin helhet skal oppfylles på anlegget, og ikke som tredjepartstiltak.
SFT bør i den videre saksgang be om ny utredning fra Statoil, der økonomien i gasskraftverk med CO₂-håndtering vurderes på grunnlag av økonomisk optimale tekniske løsninger, korrekt beregningsmetodikk og sensitivitetsanalyser basert på realistiske scenarier for relevante variabler. Vurderingene må inkludere avsetningsmuligheter for CO₂.

Kommentarer til søknad om utslippstillatelse

Klimapolitiske valg:

Det er norske myndigheter som har undertegnet Kyoto-protokollen, og som derfor må foreta strategiske valg om hvordan Norge skal oppfylle forpliktelsene. Protokollens artikkel 17 oppstiller at et kvotehandelsystem skal være «supplemental» i forhold til nasjonale tiltak. Av ordlyden, « supplemental«, og oppfatningen hos flere av traktatpartene, følger det at mer enn 50 % av utslippene skal reduseres nasjonalt, helt uavhengig av kvotehandel. Dette støttes også av formålet med protokollen. Dette innebærer at om det gis utslippstillatelser til flere store gasskraftverk, kan ikke økningen i sin helhet kompenseres med kvotekjøp. Utslippskutt i andre sektorer vil derfor bli nødvendig.
I tillegg vil en eventuell utslippstillatelse medføre en årlig kontantstrøm ut av landet i form av kvotekjøp i 30 år. Bellona mener at både miljøet og Norge er best tjent med at slike penger investeres i nødvendige CO₂-reduserende tiltak nasjonalt fremfor å sendes ut av landet.

Juridisk:

Fordi nye gasskraftverk vil representere betydelige kilder til utslipp av CO₂ som vil gjøre det enda vanskeligere for Norge å oppfylle sine Kyoto-forpliktelser, hjemler forurensningsloven § 16 adgangen til å sette teknologikrav i utslippstillatelsen for nye gasskraftverk. Denne adgangen presiseres ytterligere gjennom de nye retningslinjene for konsesjonsbehandling av gasskraftverk hvor SFT skal redegjøre for de økonomiske og tekniske mulighetene for å ta i bruk teknologi for CO₂-håndtering.
Fordi IPPC-direktivet er rettslig bindende gjennom EØS-avtalen, og fordi det stiller strenge krav til konsesjonsbehandling av nye anlegg, er det ikke adgang til å gi utslippstillatelse for NO_X som overskrider 5 ppm. Det finnes renseløsninger for NOx som er både økonomisk og teknisk gjennomførbare for dette utslippsnivået. Forurensningsmyndighetene vil være bundet av både IPPC-direktivet og forurensningsforskriften, i tillegg til at de må se hen til de forpliktelsene som følger av Gøteborg-protokollen.
Basert på et tidskritisk behov for mer reservoardata anbefaler Bellona at myndighetene legger større press på selskapene når det gjelder å fremskaffe nødvendig reservoarinformasjon. Staten kan basert på ressursforvaltning med hjemmel i Petroleumsloven § 4.1 kreve at CO₂ til EOR utredes for hvert enkelt felt, og videre pålegge at CO₂ benyttes til EOR-formål.

Kommentarer til tilleggsutredningen
Dokumentasjon og case:

Innholdet i Statoils dokumentasjon som ble sendt på høring av SFT og NVE, er magert dokumentert. Når Statoil senere offentliggjorde deler av underlagsstudiene ble dette noe bedret, og har bidratt til at Bellona har kunnet være mer presis i sine kommentarer og vurderinger.
En eksplisitt redegjørelse for valg av forutsetninger, formål, innfallsvinkler og avgrensninger er utelatt. Det diskuteres i liten grad hva det sammenlignes med eller hva de reelle alternativene er.
Statoil velger et rensedesign uten spesiell begrunnelse og sammenligner kostnader ved bygging av dette, med å bygge uten rensing, uten relevant vurdering av at det vil koste å slippe ut CO₂. Formålet med fangststudier bør etter Bellonas oppfatning være å finne design med lavest mulig kostnad og deretter vurdere lønnsomheten under forskjellige type forhold og rammebetingelser.
Det er valgt et lite aktuelt case, med èn CO₂-kilde, èn rørledning og til sist deponering på Draugen. Dersom man skal gå for en ren deponeringsløsning, er det unødvendig å transportere CO₂ helt ut til Draugen. Base case bør imidlertid inkludere utnyttelsen av CO₂ til EOR formål. Vurderingene må videre legge opp til at infrastrukturen benyttes av flere felt og flere kilder.

Økonomi:

Statoils analyse av samfunnsøkonomiske kostnader ved å slippe ut CO₂, inneholder såvidt store mangler at den ikke kan danne grunnlag for noen konklusjon.
Statoil har ikke gjennomført en adekvat økonomisk vurdering av etableringen av et gasskraftverk med CO₂-håndtering på Tjeldbergodden. De økonomiske vurderingene som ligger til grunn for konsekvensutredningens kostnadsanslag er basert på feilaktig bruk av økonomiske vurderingsmetoder, delvis regnefeil og inflaterte investerings og kostnadsanslag.
Konklusjonene i Statoils konsekvensutredning hviler kun på argumentet om at kostnadene ved å fange og deponere CO₂ er alt for høye til at et slikt prosjekt kan la seg realisere. Brutto CO₂-fangstkostnader er anslått til 480 til 560 kroner per tonn CO₂. Basert på den dokumentasjonen som er lagt frem, finner vi at de faktiske brutto fangstkostnader er mellom 110 og 160 kroner i årlig driftskostnad. I tillegg kommer brutto investeringsutlegg på ca. 35 kroner samt eventuell kapitalavkastning på ca. 100 kroner per tonn fanget CO₂. Dette gir en brutto fangstkostnad på mellom 240 til 300 kroner per tonn. I tillegg kommer kostnader med å slippe ut CO_2, og inntekter på fanget CO₂. Netto fangstkostnader for gasskraftverket blir med dagens kvotepriser i størrelsesorden 90 til 150 kroner per tonn CO₂.

Teknologi:

Statoil har i utgangspunktet begrenset valget av renseteknologi, til en aminbasert renseteknologi. Dette er ikke den eneste muligheten innen dagens teknologi. Ei heller nødvendigvis den mest optimale. Ut fra den frigitte underlagsdokumentasjonen kan Bellona heller ikke se at den valgte teknologien er designet og optimalisert med hensyn på lavest mulige kostnader.
Statoil påpeker utstrakt behov for forskning for å få ned kostnadene på CO₂-fangst. Det er imidlertid ikke ventet noe paradigmeskifte innen CO₂-fangstteknologi med det første. Gitt tidsperspektivet FNs klimapanel anbefaler, er det engineering og praktisk erfaring som skal til for å få på plass optimaliserte og rimeligere design og drift av renseanlegg.
Statoil fokuserer i stor grad på virkningsgrad når det gjelder fangstteknologi. For at en teknologi skal bli en suksess kreves det at den er tilpasset brukeren/markedet og samfunnets behov. Derfor er energieffektivitet bare ett av flere krav som bør stilles ved valg av renseløsning. Som beslutningskriterie for investering er det prosjektøkonomien som helhet som er det avgjørende.

Rammevilkår:

Statoil har hovedfokus på kostnader og spesielt kostnader på fangstteknologi. Det som er like påkrevet nå er å få redusert prosjektrisikoen for CO₂-håndteringsprosjekt, da prosjektøkonomien er mer følsom overfor endringer i oljepris, avkastningskrav, kvotepris og utvinningsgraden enn for endringer i investeringene i fangstteknologi.
Statoil har gode muligheter til å utøve en proaktiv rolle når det gjelder hva som skal til for at CO₂-håndtering skal kunne iverksettes. Statoil er i en særstilling da de er relevante for de fleste delene av CO₂-kjeden, gjennom sine posisjon både i forhold til kraft/CO₂-produksjon, CO₂-transport og bruk/deponering av CO₂.

Innledning
Med referanse til avtale om levering av kommentarer innen 31.05.05 oversendes herved Bellonas høringsuttalelse til Statoils tillegg til konsekvensutredning for gasskraftverk på Tjeldbergodden, avgitt til NVE 18.03.05. Utsatt høringsfrist ble gitt på bakrunn av at Statoil sent i høringsperioden offentliggjorde relevant bakgrunnsdokumentasjon på sin internettside.

Innholdet i Statoils dokumentasjon som ble sendt på høring av SFT og NVE i forbindelse med tilleggsutredningen fra Statoil ASA Tjeldbergodden, var et magert beslutningsgrunnlag. Dette gjorde det vanskelig å se de tekniske og økonomiske sammenhengene som er omtalt. Bellona sendte derfor en henvendelse (26.04.05) til Statoil med bl.a. forespørsel om innsyn i underlagsdokumentasjonen.

Da Statoil i begynnelsen av mai 2005 offentliggjorde underlagsstudiene fra Sintef og deler av studien fra Fluor, bidro dette til en økt transparens, og gjorde det mulig for Bellona å være mer presise i våre kommentarer og vurderinger. Noe vi anser som viktig og nødvendig for å kunne komme med en konkret og konstruktiv høringsuttalelse, og bidra til fremdrift i CO₂-håndterings saker.

Den relevante bakgrunnsdokumentasjonen er:

«Study and Estimate for CO_{2 Capture Facilities for the proposed 800 MW Combined Cycle Power Plant – Tjeldbergodden, Norway»,} Fluor and Statoil, april 2005.

«Tjeldbergodden power/methanol – CO_{2 reduction effort SP 2: CO2 capture and transport»}, SINTEF Energy Research, February 2005.

Ellers i denne uttalelsen refereres det til Statoils dokumenter:

(Ref A) Statoil: «Tillegg til konsekvensutredning for utvidelse av metanolfabrikk og bygging av gasskraftverk på Tjeldbergodden«, mars 2005, dok. PMT-RAPP 00004

(Ref B) Statoil: «Tillegg til konsekvensutredning for metanolutvidelse og gasskraft på Tjeldbergodden«, datert 18.03.05, Deres referanse PMT-MYN-0006

Historikk i saksgangen
I juni 2004 oversendte Statoil ASA følgende konsesjon- og utslippssøknader sammen med konsekvensutredning for utvidelse av metanolfabrikken og bygging gasskraftverk på Tjeldbergodden til myndighetene:

Gasskraftverk på Tjeldbergodden. Konsesjonssøknad, juni 2004

Konsekvensutredning for utvidelse av metanolfabrikk og bygging gasskraftverk på Tjeldbergodden, juni 2004

Søknad om endret utslippstillatelse for metanolfabrikken på Tjeldbergodden, juni 2004

Søknad om utslippstillatelse for gasskraftverk på Tjeldbergodden, juni 2004

Konsesjonssøknad med konsekvensutredning ble av Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) sendt på høring 05.08.2004, med høringsfrist 01.11.2004. Statens forurensningstilsyn (SFT) sendte 12.10.04 uttslippssøknadene med konsekvensutredningen på høring med frist 15.11.04.

På bakgrunn av innkomne merknader under høringen, samt SFTs og NVEs egne vurderinger ble Statoil i brev av 20.12.04 bedt om supplerende utredninger. NVE og SFT mottok tilleggsutredningen 18.03.05. Den ble sendt på høring 13.04.05/12.04.05, med høringsfrist 18.05.05. Bellona har fått forlenget frist til 31.05.05 på grunn av sen offentliggjøring av underlagsdokumentene i saken.

Bellona finner det uvanlig og uheldig at søknadene om utslippstillatelse for hhv. gasskraftverket og metanolfabrikken behandles parallelt med konsekvensutredningen. Formålet med konsekvensutredninger er slik det beskrives i plan- og bygningsloven § 33-1 annet ledd at «….hensynet til miljø, naturressurser og samfunn blir tatt i betraktning under forberedelsen av planen eller tiltaket, og når det tas stilling til om, og eventuelt på hvilke vilkår, planen eller tiltaket kan gjennomføres.», jf. forskrift om konsekvensutredninger § 1.

Konsekvensutredningen skal således danne grunnlag for hvilke løsninger som senere skal velges. Det vil derfor være naturlig å søke om utslippstillatelse etter forurensningsloven etter at denne prosessen er ferdig basert på de konklusjoner som fremkommer under behandlingen av konsekvensutredningen. Bellona er redd at en samkjøring av disse prosessene vil kunne gjøre behandlingen av konsekvensutredningen illusorisk.

Oppbyggingen i høringsuttalelsen
I høringsuttalelsen gjør vi først rede for det juridiske grunnlagt for våre anbefalinger. Deretter synliggjør vi at dette er økonomisk realistiske anbefalinger.

Høringsuttalelsen kommenterer på de samfunnsøkonomiske vurderingene og valg av forutsetninger og case i tilleggsutredningen, før de teknologiske- og økonomiske aspekter gjennomgås. Til slutt påpekes områder der Statoil kan ta en aktiv rolle.

I vedlegget utdypes en del fakta og betraktninger i forbindelse med CO₂-håndtering og det oppsummerer en del aktuell bakgrunnsfakta for debatten rundt CO₂-håndtering.

Juridiske vurderinger
Utslipp av CO₂
Norge har gjennom sin ratifikasjon av Kyoto-protokollen forpliktet seg til å delta i det internasjonale arbeidet med å redusere de globale utslippene av CO₂. Norges tilslutning til avtalen er på bakgrunn av at Norge har erkjent at utslippene av CO₂ medfører store klimaendringer. Kyoto-protokollen trådte i kraft 16. februar i år, noe som forsterker betydningen av en aktiv norsk holdning. Norge som en internasjonal pådriver må selv oppfylle og ligge i forkant med en offensiv innenrikspolitikk dersom en troverdighet i internasjonal miljøpolitikk skal opprettholdes. Vurderingene av CO₂-utslippene fra gasskraftverket på Tjeldbergodden i konsesjonsbehandlingen, bør på denne bakgrunn sentreres rundt Norges forhold til Kyoto-protokollen. Dette fordi Kyoto-protokollen er den helt sentrale internasjonale mekanismen i klimaspørsmål – og klimaspørsmål er et grenseoverskridende, globalt problem.

I følge Ot.prp. nr. 13 (2004-2005) – Om lov om kvoteplikt og handel med kvoter for utslipp av klimagasser (klimakvoteloven), vil Norges utslippstatus ved inngangen til Kyotoprotokoll-perioden 2008 -2012 være et årlig utslipp på ca. 10 millioner tonn CO₂ mer enn avtalenivået. Eventuelle forurensende gasskraftverk vil komme i tillegg til dette. Det må i denne sammenheng nevnes at Norge må forvente ytterligere reduksjonsforpliktelser i kommende runder i de internasjonale klimaforhandlingene.

Klimakvoteloven (lov 2004-12-17 nr. 99) regulerer deler av Norges CO₂-utslipp fram til Kyoto-protokollens første forpliktelsesperiode, 2008-2012. Loven og dens forarbeider må også anses å være en mal for hvordan regjeringen ser for seg den videre reguleringen etter 2008. Formålet med loven er å begrense utslippene av klimagasser på en kostnadseffektiv måte. Utslipp av CO₂ (og andre klimagasser) faller også inn under forurensningsloven, noe som påkrever tillatelse etter forurl. § 11 om det skal tillates sluppet ut. Dette er ikke endret ved vedtagelsen av kvoteloven. Dette betyr at enhver bedrift som omfattes av kvoteloven også må ha utslippstillatelse for CO₂etter forurensningsloven § 11. Plikten til også å ha tillatelse etter forurl. er nedfelt i kvoteloven § 4.

Når det gjelder adgangen til å sette teknologikrav i utslippstillatelsen med hjemmel i forurensningsloven § 16 poengteres det i forarbeidene (Ot.prp. nr. 13 (2004-2005) kap. 9.3 side 46) at dette er aktuelt for nye gasskraftverk. Bakgrunnen er nettopp hva Bellona hevdet innledningsvis, at nye gasskraftverk vil representere betydelige kilder til utslipp av CO_2, som vil gjøre det enda vanskeligere for Norge å oppfylle sine Kyoto-forpliktelser. Dette er også ytterligere styrket gjennom de nye retningslinjene for konsesjonsbehandling av gasskraftverk hvor SFT skal redegjøre for de økonomiske og tekniske mulighetene for å ta i bruk teknologi for CO₂-håndtering.

Fordi adgangen til å stille teknologikrav er lagt til regjeringen oppfordrer vi Statens forurensningstilsyn å samordne dette med Miljøverndepartementet.

Dersom ikke gasskraftverket på Tjeldbergodden pålegges å rense sine CO₂-utslipp vil det øke de norske klimagassutslippene med 5%. En økning i denne størrelsesorden er betydelig, sett i forhold til at Norge gjennom Kyoto er forpliktet til å redusere utslippene, og må komme ned til +1% i forhold til 1990-nivå. Konkrete vurderinger innenlands av forholdet til Kyoto-protokollen vil også være særdeles viktige fordi protokollens artikkel 17 oppstiller at et kvotehandelsystem skal være «supplemental» i forhold til nasjonale tiltak. Av ordlyden, «supplemental«, og oppfatningen hos flere av traktatpartene, følger det at mer enn 50 % av utslippene skal reduseres nasjonalt, helt uavhengig av kvotehandel. Dette støttes også av formålet med protokollen.

Bellona mener med bakgrunn i det ovennevnte at Statoil må pålegges å rense utslippene av CO₂ fra gasskraftverket. Krav om rensing må omfatte hele anleggets utslipp, og ikke begrenses til eventuelle pilot- eller testprosjekt.

Utslipp av NOx
Statoil søker om tillatelse til utslipp av 1930 tonn NO_X per år, noe som tilsvarer et NO_X-innhold i eksosen på 25 ppm.

Etter IPPC- direktivet (rådsdirektiv 96/61 EF) skal utslippstillatelsen blant annet inneholde utslippsgrenser for forurensende stoffer. IPPC-direktivet oppstiller på samme måte som forurensningsloven et krav om at fastsettelsen av utslippskrav skal bygge på de beste tilgjengelige teknikker (BAT), jf. art. 9 nr. 4. Direktivet inneholder også konkrete regler om anvendelsen av BAT, se artiklene 2 nr. 11, 3a og 9 nr. 4. Utslippsgrensene skal i det enkelte tilfellet fastsettes på grunnlag av hva som anses som BAT, se artikkel 9 nr. 4.

Det kan i dag ikke herske noen tvil om at det finnes teknologiske renseløsninger for NO_X som er vesentlig bedre enn hva det søkes om for dette anlegget, og som bringer utslippene ned i et nivå på ca. 5 ppm. Disse teknologiene omtales gjerne som SCR (Selective Catalytic Reduction) og SCONOx (Selective Catalytic Oxidation of NO_X).

At disse renseløsningene også er økonomisk og teknisk gjennomførbare vises ved at de er kommersielt tilgjengelige og i drift ved andre gasskraftverk. Fordi IPPC-direktivet er rettslig bindende gjennom EØS-avtalen og fordi det stiller strenge krav til konsesjonsbehandling av nye anlegg er det ikke adgang til å gi utslippstillatelse for NO_X som ligger over 5 ppm.

Bellona viser i denne sammenheng til saksbehandlingen av utslippstillatelsen til energianlegget til Snøhvit LNG, bl.a. SFTs brev til MD, datert 3.5.04, der det heter at «Etter SFTs vurdering er kostnadseffektiviteten for bruk av SCR i et nytt anlegg akseptabel i lys av forpliktelsene Norge har i Gøteborg-protokollen.»

Forurensningsloven oppstiller en del formål og retningslinjer i §§ 1 og 2 som må vektlegges når forurensningsmyndigheten skal gi tillatelse etter § 11 til forurensende virksomhet. Disse retningslinjene vil være særlig aktuelle når det gis tillatelse til oppstart av ny virksomhet. Etter § 2 nr. 3 skal det bl.a. «….tas utgangspunkt i den teknologi som ut fra en samlet vurdering av nåværende og fremtidig bruk av miljøet og av økonomiske forhold, gir de beste resultater». Dette betyr altså at forurensningsmyndigheten må se hen til de teknologier som er utviklet for rensing av NO_X for gasskraftverk.

Forskrift om begrensning av forurensning (forurensningsforskriften, 2004-06-01 nr 931) kapittel 36 er langt på vei identisk med IPPC-direktivet. Det er særlig forskriftens § 36-9 nr. 1 og 2 som kommer til anvendelse i denne saken. Disse bestemmelsene er hovedsakelig tilsvarende bestemmelsene i IPPC-direktivets artikkel 9 nr. 3 og 4. Det som er sagt ovenfor om disse bestemmelsene vil således også gjelde i forhold til forurensningsforskriftens § 36-9 nr. 1 og 2.

Vedlegg II til kapittel 36 i forurensningsforskriften definerer hva som menes med BAT. Denne definisjonen tilsvarer IPPC-direktivets artikkel 2 nr. 11 og skal derfor forstås på samme måte. Det som er sagt ovenfor om BAT blir derfor også gjeldende i forhold til forurensningsforskriften.

Forurensningsmyndigheten vil være bundet av både IPPC-direktivet og forurensningsforskriften i tillegg til at de må se hen til de forpliktelsene som følger av Gøteborg-protokollen. Om kort tid vil også rådsdirektiv 01/81/EF, NEC-direktivet (National Emission Ceilings) bli bindene for Norge. Dette direktivet setter nasjonale grenseverdier for utslipp av SO₂, NO_X, NH₃, og VOC som skal oppfylles innen år 2010. Nivåene på grenseverdiene vil med all sannsynlighet ligge på et tilsvarende nivå som Gøteborg-protokollen, noe som må medføre en betydelig reduksjon i de nasjonale utslippene av NO_X de kommende år.

Bellona vil også gjøre oppmerksom på at det må være uakseptabelt å tillate tredjepartsløsninger som en måte å «redusere» utslippene fra nye utslippskilder, siden tredjepartsløsninger ikke bidrar til noen netto reduksjon av utslippene, men bare hindrer en nasjonal økning som følge av utslippsøkningene på Tjeldbergodden. Tredjepartstiltak bidrar således bare til opprettholdelse av status quo.

Bruk av tredjepartsløsninger vil også være i strid med IPPC-direktivet. Det er bare dersom utslippsgrensene er strengere enn det som følger av BAT-prinsippet at det kan bli aktuelt med tredjepartstiltak. Denne tolkningen er i overensstemmelse med IPPC-direktivet.

Samfunnsøkonomisk kostnad ved utslipp av CO₂
Statoils har i tilleggsutredningens kapittel 3 foretatt en samfunnsøkonomisk vurdering av gasskraftverk med og uten CO₂-håndtering, herunder en vurdering omkring miljøkostnader knyttet til utslipp av CO₂ fra gasskraftverk (ref A, 3.3.2.4.).

Til tross for at kapitlets sammenblanding av bedriftsøkonomiske og samfunnsøkonomiske forhold avslører svak økonomifaglig kompetanse hos forfatterne, er konklusjonen frisk og tydelig: Krav om bygging av CO₂-renseanlegg vil, med referanse til de økonomiske analyser, medføre at kraftverket verken tilfredsstiller samfunnsøkonomiske eller bedriftsøkonomiske krav til lønnsomhet.

Den foreliggende analysen av samfunnsøkonomiske kostnader ved å slippe ut CO₂ inneholder såvidt store faglige feil og mangler at den ikke gir grunnlag for noen konklusjon.

Innledningsvis i avsnittet påpekes det at «kostnaden knyttet til utslipp av CO₂ vil avhenge i første rekke av prisen på CO₂-kvoter etter år 2008, samt hvor stor frikvote som vil bli tildelt denne typen kraftproduksjon». Ingen av de to forholdene påvirker den samfunnsøkonomiske kostnaden ved CO₂-utslipp. Hvorvidt kvoter tildeles gratis, eller må kjøpes i et marked blir kun et fordelingsspørsmål. Dersom staten tildeler kvoter gratis, betyr dette at staten betaler kvotekostnaden.

Statoil viser til bedriftsøkonomiske analyser, der det er lagt til grunn en kvotepris på NOK 60 per tonn CO₂, og at 60 prosent av utslippet dekkes av frikvoter. Med disse forutsetningene er kostnadene ved å slippe ut CO₂ beregnet til 58 millioner. Statoil antyder selv at dette ikke representerer hele den samfunnsøkonomiske kostnaden, men lar likevel dette tallet stå som det eneste anslaget for utslippskostnader i utredningen. Statoil påpeker også at kvoteprisen på NOK 60 per tonn er et konservativt anslag. Basert på dagens kvotepris på Nordpool, ca 150 kroner per tonn, må anslaget sies å være meget lavt.

Miljøkostnader ikke det samme som tiltakskostnader
Statoil skriver at «Ut fra et samfunnsøkonomisk perspektiv kan det argumenteres for at CO₂-prisen skal reflektere de kostnader samfunnet påføres ved utslipp av klimagasser. Det er ikke gitt at markedsprisen til enhver tid klarerer denne kostnad.» – Denne siste setningen må sies å være et understatement.

Miljøkostnaden ved CO₂-utslipp er ikke identisk med kvoteprisen. Det er i praksis umulig å beregne en marginal miljøskadefunksjon for klimagassutslipp, siden det er stor usikkerhet om hvilke effekter klimaendringer vil få, og siden effektene trolig vil være sammensatte og komplekse, og svært vanskelige å verdsette. Kvoteprisen i perioden 2008 – 2012 vil representere marginalkostnaden ved utslippsreduksjoner på fem prosent i forhold til 1990-nivå i landene som er forpliktet etter Kyoto-protokollen. Siden den norske stat er folkerettslig forpliktet til å oppfylle Kyoto-protokollen, og siden det meste tyder på at Norge også vil delta og forplikte seg i kommende forhandlingsrunder post-Kyoto, representerer kvotekjøp i overskuelig framtid en kostnad for den norske stat. Ikke i form av et teoretisk samfunnsøkonomisk dødvektstap, men i form av fysiske regninger som må betales til andre stater, dersom vi lar våre CO₂-utslipp vokse utover våre forpliktelser. Derfor er det naturlig å legge kvotepriser til grunn i økonomiske analyser, selv om kvoteprisen langt fra representerer hele kostnaden med klimagassutslipp.

Kostnader i forbindelse med kvotekjøp
Vi kan gjøre en statisk beregning av samfunnsøkonomiske kostnader forbundet med utslippene med følgende forutsetninger:

Gasskraftverket slipper ut 2,6 millioner tonn CO₂
Hele utslippet skal ilegges en kostnad (Frikvoter er irrelevant)
Dagens kvotepris på 150 kroner legges til grunn
Kvoteprisen representerer den samfunnsøkonomiske kostnaden ved utslip

Med disse forutsetningene vil utslippene fra Statoils gasskraftverk uten CO₂-håndtering medføre en årlig samfunnsøkonomisk kostnad på 390 millioner kroner. Forutsetningene ovenfor er imidlertid for statiske til å gi et riktig bilde av kostnadene, selv om tallet er nærmere sannheten en Statoils 58 millioner kroner.

Siden både FNs klimakonvensjon, EUs kvotedirektiv og norske myndigheter har stadfestet ambisiøse målsetninger i den langsiktige klimapolitikken, som i følge FNs klimapanel vil gjøre globale utslippsreduksjoner i størrelsesorden 60-80 prosent nødvendig, bør stigende kvotepriser legges til grunn.

Figuren illustrerer utviklingen i marginalkostnaden ved utslippsreduksjoner. P(Kyoto) er marginalkostnaden ved utslippsreduksjon på fem prosent i forhold til 1990, som er den totale reduksjonsforpliktelsen etter Kyoto-avtalen. P(klima) er marginalkostnaden ved utslippsreduksjon på 60-80 prosent, som er anbefalingen til FNs klimapanel. Hvis vi forutsetter at fleksible mekanismer som kvotehandel også i framtiden blir et sentralt virkemiddel i klimapolitikken, vil kvoteprisen reflektere denne marginalkostnaden.

Klimapolitisk strategivalg for Norge
Det er norske myndigheter som har undertegnet Kyoto-protokollen, og som derfor må foreta strategiske valg om hvordan Norge er tjent med å oppfylle våre forpliktelser. Våre forpliktelser kan oppfylles ved å gjennomføre innenlandske utslippsreduksjoner, og ved å kjøpe utslippskvoter fra andre land. Som vi påpeker i den juridiske analysen i kapittel 2, Juridiske vurderinger, legger Kyoto-protokollen begrensinger på bruken av kvotehandel, som skal være et supplement til innenlandske tiltak. Dette innebærer at om det gis utslippstillatelser til flere store gasskraftverk, kan ikke dette i sin helhet kompenseres med kvotekjøp. Utslippskutt i andre sektorer vil bli nødvendig. I dette kapitlet ser vi imidlertid isolert på hvilken strategi som er fornuftig i et valg mellom å bygge CO₂-håndtering på gasskraftverk, eller å kjøpe kvoter fra utlandet. (Nøyaktige beregninger med sensitivitetsanalyser presenteres i kapittel 6.)

Dersom vi legger til grunn at en utslippstillatelse som eventuelt gis til Tjeldbergodden gasskraftverk vil være gyldig i hele gasskraftverkets økonomiske levetid på 30 år, vil utslippstillatelsen medføre en årlig kontantstrøm ut av landet i form av kvotekjøp i 30 år. Som vist ovenfor, er det rimelig å anta at denne årlige kontantstrømmen vil øke som følge av strammer utslippsregimer og økende marginalkostnader ved utslippsreduksjoner.

Det vil herske usikkerhet om utviklingen i kvotepris. Den langsiktige kvoteprisen vil avhenge av framtidige internasjonale avtaler, teknologiutvikling, økonomisk utvikling og en rekke andre forhold.

Konklusjon
Hvilket handlingsvalg som er lønnsomt, krav om CO₂-håndtering eller utslippstillatelse med dertil påfølgende kvotekjøp, blir et regnestykke som kan sammenlignes med det å velge mellom å leie eller eie bolig. Å leie en bolig framstår kanskje som det billigste, målt som årlig negativ kontantstrøm med dagens priser. Velger man å kjøpe en bolig, har man kanskje en større kontantstrøm ut, men etter 25 år er boligen nedbetalt, mens husleie vil følge deg til graven. Eventuell prisstigning på boliger vil bety økende kostnader for leietakeren, men ikke for selveieren, som tvert i mot vil oppleve en formuesøkning som følge av prisstigning. Hvis man er usikker på hvor lenge man blir boende i byen, eller ikke har finansielle muskler til å kjøpe bolig, er leie likevel et hensiktsmessig valg. Men dersom man har planer om å delta i internasjonal klimapolitikk de neste 100 årene, og har 1000 milliarder i egenkapital, vil det være mest hensiktsmessig å velge det alternativ som har den beste økonomien på lang sikt. I følge våre beregninger i kapitel 6, vil det være å bygge gasskraftverk med CO₂-håndtering.

Forutsetninger
En eksplisitt redegjørelse for valg av forutsetninger, formål, innfallsvinkler og avgrensninger er utelatt. Valg av forutsetninger ligger implisitt i argumentasjonen, og begrunnelsene for forutsetningene blir således utydelige.

Konkluderende påstander fremlegges uten at det er diskutert hva det sammenlignes med, hva de reelle alternativene er og hvilke avgrensninger som er gjort og hvorfor.

Sammenligne med hva?
Statoil velger å sammenligne kostnader ved bygging av et gasskraftverk (GKV) med CO₂-håndtering med kostnader for bygging av et konvensjonelt GKV. En trenger ikke studier for å konkludere med at det er dyrere å håndtere forurensning enn å slippe den rett ut, såfremt den som slipper ut CO₂ slipper å betale for disse utslippene. Poenget når det gjelder rensing må være å sammenligne med andre renseprosesser eller konsepter for CO₂-fangst for å finne den beste løsningen, ikke å sammenligne med å ikke gjøre noen ting.

Formålet med fangststudier må være å finne design med lavest mulig kostnad og deretter vurdere lønnsomheten under forskjellige type forhold og rammebetingelser. Statoil har valgt en annen innfallsvinkel uten å drøfte hvorfor. (Se også kap 6, «Kostnader og lønnsomhet»)

Eksempler på valgt innfallsvinkel:

«Fjerning av CO₂ fra gasskraftverk basert på tradisjonell renseteknologi er utfordrende… Dette innebærer bruk av mye energi og store og kostbare anlegg.» (Ref A, side 3).
M-^SFjerning av CO₂ krever betydelige mengder energi. Det gir en lavere virkningsgrad for et kraftverk med CO₂-fjerning enn for et kraftverk uten CO₂-fjerning. Tabellen under viser en oppstilling av virkningsgrad for kraftverket på Tjeldbergodden uten og med CO₂ fjerningsanlegg.» (Ref A, side 7).
M-^SFangst og lagring av CO₂ er et klimatiltak med en betydelig kostnad. De bedriftsøkonomiske inntektsmulighetene er sparte kostnader til kjøp av CO2 -kvoter i et framtidig kvotehandelssystem, og eventuelt innspart CO2 -avgift der slik avgift er pålagt. Eventuell lagring i reservoar med økt oljeutvinning representerer dessuten en mulig tilleggsinntekt.» (Ref A, side 13)

Selvfølgelig koster en renseprosess både i form av energi og andre driftskostnader i forhold til å slippe eksosen urenset ut i atmosfæren. Poenget når det gjelder rensing må være å sammenligne med andre renseprosesser eller konsepter for CO₂-fangt for å finne den beste løsningen, ikke å sammenligne med å ikke gjøre noen ting. Det er ikke eksplisitt gjort rede for hva «mye», «store» og «kostbare» er sett i forhold til eller hva alternativene er. Gitt at klimaendringene og forsuringen av havet skal stabiliseres i tide (Ihht FNs Klimapanels anbefalinger om 60-80% reduksjoner på verdensbasis innen 2050-2100.) kommer en ikke utenom CO₂-håndtering. Norge har spesielt gode forutsetninger til å bidra, og kan og bør av egeninteresse ta nødvendige grep. I dette perspektivet er trolig ikke Statoils påstander riktige. (Se også vedlegg A kap 5 og 6, «Samfunnsøkonomi» og «Virkemidler»). Heller ikke i et nasjonalt perspektiv finnes det gode alternativer gitt at Norge skal redusere 5-6 mill tonn CO₂ hjemme innen 2012.

Det tas utgangspunkt i et bedriftsøkonomisk smalt fokus. I en konstruktiv tilnærming er det nødvendig med et bredere fokus. I tillegg til å kartlegge design med lavest mulig kostnad, burde et slikt studie søke å fremstille hva det er som eventuelt skal til for å gjøre tiltaket tilstrekkelig lønnsomt for enkeltaktørene. En «Eventuell lagring i reservoar med økt oljeutvinning» burde være base case for vurderingene. Ved å velge noe annet, velges det i utgangspunktet et økonomisk dårligere case.

Valg av case
Det er valgt et lite aktuelt case, med én CO₂-kilde, én rørledning og til sist deponering på Draugen. Beregningene er basert på ren deponering uten vurdering av nytteverdien av CO₂ til EOR, bl.a. nødvendig salgspris på CO₂. Dersom en skal gå for en ren deponeringsløsning, er det unødvendig å transportere CO₂ helt ut til Draugen. Vurderinger av deponering i en geologisk formasjon nærmere kilden, for eksempel Frohavet, er naturlig å benytte i en slik deponeringscase.

Base case bør imidlertid inkludere utnyttelsen av CO₂ til EOR formål. Vurderingene må også legge opp til at infrastrukturen benyttes av flere felt.

Ved transport og deponering av CO₂, og spesielt om en skal ta ut EOR-gevinst, bør flere kilder for CO₂ trekkes inn i caset. Dette vil gi skala effekter for transportløsningen, og øke effekten av EOR-tiltaket. (Ref f.eks. Gullfaks studiet). Utslippene fra Metanolfabrikken på TBO må tas med, i tillegg bør utslipp i forbindelse med den planlagte naturgassdistribusjonen i distriktet, samt eksisterende utslipp og utslipp fra et eventuelt kraftvarmeverk på Mongstad, tas med i case-vurderingen.

Sintef har i sitt studiet sett på virkningen av å inkludere avgassen fra reformrene i Metanolanlegget på TBO. Dette øker den innsamlede mengden CO₂ fra 2,1 til 2,8 mill tonn per år, og gir en noe lavere kostnad per tonn CO₂.

Eksempler på casevalg:
M-^SDet er som et eksempel tatt utgangspunkt i at CO₂ injiseres på Draugen-feltet, og det er sett både på transport med skip og transport i rørledning. Rørledningstransport viste seg også her å være mest fordelaktig, både med hensyn til kostnadseffektivitet og energieffektivitet.» (Ref A, side 11). Bakgrunn for at transport til Draugen feltet er valgt må være at det forutsettes at feltet kan nyttiggjøre seg CO₂ til EOR. Det er imidlertid ikke gjort rede for hva slags behovsprofil for CO₂ til EOR på Draugen som er lagt til grunn, hvilket inntektspotensiale dette representerer, eller om det er vurdert hvor CO₂ mest hensiktsmessig kan deponeres etter at Draugen ikke trenger mer CO₂. Det må legges opp til at infrastrukturen benyttes også etter at Draugen eventuelt ikke kan ta i mot CO₂. Skipstransportkonseptet er ikke inkludert med hensyn til muligheten for å hente CO₂ fra andre kilder og levere gass på tilbakeveien.

«For at bruk av CO2 for EOR skal kunne bli lønnsomt, synes det nødvendig å legge til grunn fangst og oppsamling av CO2 fra mange kilder og etablering av et distribusjonsnett for injeksjon av CO2 i mange forskjellige felt.» (Ref A, Side 19). M-^SUnder forutsetning av at Statoil beslutter gjennomføring av Energiverk Mongstad er det også der et potensial for å kunne fange noe over 2 millioner tonn CO2 pr år fra energiverket og fra crackeren på raffineriet.» (Ref A, side 16). Dette burde vært inkludert i casene og er i overensstemmelse med hva Bellona har ytret i lengre tid. Det er derfor viktig at selskapene bidrar med nødvendig informasjon inn i denne vurderingen, og ikke lar et ensidig fokus på brutto fangstkostnader hemme den allmenne og politiske forståelsen av muligheter og hva som skal til for at samfunnet skal kunne tjene (se også vedlegg A kap 5, «Samfunnsøkonomi») på injeksjon av CO₂ offshore.

Statoil konkluderer med at «et gasskraftverk på Tjeldbergodden med CO₂-fangstanlegg vil ikke være kommersielt realiserbart i dag eller i overskuelig framtid.» (ref A, side 20). Det er ikke grunnlag for å trekke slike konklusjoner da det verken er regnet på reelle prosjekter eller benyttet anerkjente metoder (se kap 6, «Kostnader og lønnsomhet» for mer om metode). Statoil påpeker selv at: «Ved å se på mange CO₂-kilder i sammenheng, samt ved å etablere en felles infrastruktur for distribusjon av CO₂ og injeksjon av CO₂ i flere felt, kan regnestykket samfunnsøkonomisk, og kanskje også bedriftsøkonomisk, kunne se mer positivt ut.» (ref A, side 20). Dersom mer reelle case, konsept og design hadde ligget til grunn, ville regnestykkene altså kunne se helt annerledes ut. Basert på den informasjonen som foreligger angående potensialet for EOR ved bruk av CO₂, er det grunn til å tro at staten ville være tjent med å overta en del av enkeltaktørers risiko og bidra til at CO₂-deponering blir regningssvarende (se også vedlegg A kap 6, «Virkemidler»).

M-^SPå bakgrunn av studien som ble gjennomført i 2002 har Statoil innledet et samarbeid med A/S Norske Shell, Hydro og Aker Kværner med sikte på å gjennomføre en komplett CO₂-verdikjede-studie, som inkluderer fangst av CO2 på Tjeldbergodden samt transport til og injeksjon i feltene Draugen og Heidrun. Innledende studier er gjennomført i 2004, der hovedfokus har vært på beskrivelse av topside utstyr og reservoarforhold for henholdsvis Draugen og Heidrun. Det er tatt initiativ til å videreføre dette arbeidet for å fremskaffe et bedre grunnlag for å vurdere potensialet knyttet til bruk av CO_{2 for EOR-formål i de aktuelle feltene. Resultatene fra dette arbeidet forventes å foreligge i løpet av 2007. Arbeidet støttes av Norges forskningsråd.»} (Ref A, side 18). I dette studiet bør også vurderinger av Norne inkluderes. Det kan ikke anbefales bygging av GKV på TBO før resultatene her foreligger og knyttet opp mot CO₂-håndtering i området.

Konklusjon: SFT bør i den videre saksgangen be om økonomiske vurderinger basert på case-studier med bedre og mer realistiske forretningsmessige grunnlag.

Teknologi

Design av CO₂-fangst ved bruk av amin-rensing
Statoil har basert sin design på en aminbasert renseprosess. Amin er det kjemiske stoffet som CO₂ binder seg til. I absorpsjonskolonnen trekker aminet CO₂ ut av røkgassen ved at det binder seg til amninet mens CO₂ frigjøres igjen i stripperkolonnen ved tilførsel av varme i form av damp.

Selv om Sintefs rapport (Sintef 2005) er noe av det mer grundige studiet Bellona har sett, kan vi ikke se at Statoil har lagt til grunn design-, drifts- og avtalevurderinger med hensyn på å redusere kostnader slik Aker Kværner/GassTEK (Studiet Aker Kværner og GassTEK har utført for Skagerrak Energi og Naturkraft. (Studiet Aker Kværner og GassTEK har utført for Skagerrak Energi og Naturkraft.) og Carbon Capture Project (der selskapene Chevron, Norsk Hydro, Statoil, Shell, Suncor, Texaco og BP Amoco deltok. http://uregina.ca/ghgt7/PDF/papers/nonpeer/379.pdf) (CCP) har gjort i sine vurderinger av tilsvarende prosess. Basert på resultatene fra disse studiene er det grunn til å tro at ved å legge andre krav til grunn for design vil både investeringskostnader og driftskostnader være lavere enn det Statoil oppgir.

Ved engineering av et CO₂-renseanlegg som ikke påvirker driften av elproduksjonen, kan endrede krav til prosessen medføre en forenklet og rimeligere prosess med færre og større utstyrskomponenter. For eksempel bør det vurderes å benytte:

et to-strengs anlegg fremfor tre-strengs (optimalisere antall rensetog i forhold til investering og driftskostnad)
forbedret amin som har et lavere energiforbruk og degraderingspotensiale
strukturert fremfor tilfeldig pakningsmateriale i kolonnene
rimeligste dampforsyning
færre, større og totalt rimeligere pumper og varmevekslere
integrasjon på eksisterende fabrikksted
andre typer engineerings- og konstruksjonskontrakter

Slik tankegang representeres i arbeidet Aker Kværner og GassTEK har utført for Naturkraft og Skagerak Energi, og arbeid utført under Carbon Capture Project, CCP-prosjektet, der selskapene Chevron, Norsk Hydro, Statoil, Shell, Suncor, Texaco og BP Amoco deltok.

Sintef identifiserer flere muligheter for endrede designbetingelser som vil gi lavere kostnader enn det som er deres base case. Men det er ikke laget et case hvor disse «positive» elementer er inkorporert samlet. Ved bare å legge sammen de enkeltvise kostnadsendringene (Da er ikke en eventuell interaksjon mellom de enkeltstående endringene tatt med.) ved strukturert pakning, alternative varmevekslere mm., kan kostnadene reduseres med henholdsvis 25% og 13% for CAPEX og OPEX (Når bare 50% av kostnadsreduksjonene estimert for bruk av strukturert pakning er tatt med.) i forhold til det base case som Sintef benytter.

Det ser dermed ut til at Sintefs base case baserer seg på en design som ikke er verken realistisk eller optimal med hensyn til bygging. Det bør velges et design som gir lavest mulig kostnader ut fra gitte designparametre.

Statoil har valgt å basere seg på en leverandørs (Fluor) design, uten å anmerke at det er flere kvalifiserte leverandører, som Mitsubishi, Kerr-Mc Gee Chemical Corp/ABB Lummus Crest Inc, som kan levere samme type anlegg. Det er således mulig for reell konkurranse ved en anbudsinnbydelse.

Antallet rensestrenger
Sintef baserer seg på fire separate rensetog med både fire absorpsjon- og stripperkolonnerer med tilhørende utstyr. Det utarbeides kostnader for ett tog som deretter ganges opp med fire. Det virker noe underlig at det ikke skulle være en skalagevinst i å anskaffe og installere fire parallelle rensetog samtidig.

Sintef diskuterer meget overflatisk muligheten for å redusere antall absorpsjonskolonner. Uten dypere analyser antar de at kolonnene er så store som de prosessmessig kan være, og at endret design vil gi tillegg i kostnadene (Sintef 2005, side 67). Sintef identifiserer selv muligheten for kostnadsbesparelser ved å gå fra fire til to stripperkolonner.

Fluors konseptstudie som Statoil baserer sitt kostnadsanslag på, har 3 absorpsjonskolonner og 1 stripperkolonne. Eventuell innsparinger i forhold til Sintefs konsept med fire absorpsjonskolonner er ikke dokumentert.

Pumper og varmevekslere
Sintefs base case er basert på «shell and tube» varmeveksler. De identifiserer lavere kostnader ved å gå over på platevarmevekslere som gir drastisk økning i varmeoverføringskoeffisienten, noe som gjør at varmeveksleren kan være mye mindre. Men dette er likevel ikke tatt hensyn til i et helhetlig design.

Også AkerKværner/GassTEK studiet legger til grunn «endret type og antall pumper og varmeveksler» (Presentasjon på møte hos Skagerrak Energi 09.03.05) som gir lavere kostnader. Færre og større utstyrsenheter vil kunne gi seg utslag i økt sårbarhet og lavere robusthet, dersom utstyr var ment å fungere som backup for hverandre. Noe av basisen for AkerKværner/GassTEK studiet er at designkriterier og filosofi er endret. Det opereres med lavere krav. I og med at el-produksjonsdelen kan kjøres uavhengig av rensedelen, aksepteres det en eventuell lengre innkjøringsperiode og høyere risiko for nedetid i rensedelen. Men i AkerKværner/GassTEK vurderinger gir det seg lite utslag i redusert oppetid. Deres design vil ha en oppetid på 90%. Dette kan begrunnes med at det benyttes lite roterende utstyr. Det er ofte roterende utstyr som bidrar til nedetid.

Det er uklart, men lite trolig at dette potensialet er tatt ut i Fluor-studien, da den baserer seg på «de samme designbetingelser som er lagt til grunn for selve kraftverket» (Ref A, side 6).

Forbedret amin
Sintef baserer sin base case på en standard absorpsjonsveske av typen Monoetanolamin (MEA) i 30% vannløsning. Fluor har i sin studie for Statoil benyttet sin egenutviklede og patentbeskyttede Econoamin Plus. Fluors Econoamin Plus er en av flere forbedrede aminløsninger på markedet som gir en høyere absorbsjonseffektivitet, lavere energiforbruk og er mindre utsatt for degradering.

Sintef har ikke vurdert effekten av bruk av forbedret absorbsjonsveske i sine case, men anslår imidlertid forbedringspotensialet i forhold til deres bruk av standard MEA-løsning til å være ca 20-30 % reduksjon i dampforbruket. I hvilken grad dette potensialet er tatt ut i Fluors egenutviklede og patentbeskyttede aminløsning, Econamine Plus, er ikke synliggjort. Andre effekter er ikke kommentert.

Strukturert pakning
For å få best mulig opptak og avgivelse av CO₂, lages det kontaktflater inne i absorber- og stripperkolonnen ved bruk av fyllmateriale som fører til større kontaktflate og påvirker effektiviteten i absorpsjons- og stripperprosessene. Det kan enten brukes tilfeldig pakning eller strukturert pakning. Strukturert pakning fører til høyere effektivitet og mindre kolonner, men er mer kostbart å installere.

Sintef har ikke anvendt «strukturert pakning» i sine base case. Sintef baserer seg på tilfeldig fylling av keramiske- eller plastringer i kolonnene. Kværner har under utvikling en absorpsjonsprosess basert på bruk av en spesielt utviklet membran som vil være kommersielt tilgjengelig innen en aktuell byggestart (Sintef 2005). Mulig bruk av denne er ikke diskutert i studien.

Statoil har basert seg på Fluor som i sin studie ikke gir klar informasjon om hvilken type pakning som anvendes.

El/damp
En stor andel av driftskostnadene ved CO₂-rensing består av kostander til damp og el. Det er derfor interessant både å få ned forbruket og å anskaffe energien på en kostnadseffektiv måte.

Utvikling av nye forbedrede aminløsninger har som mål å redusere energibehovet ved frigjøring av CO₂ fra løsningen. Misubishi Heavy Industries, Ltd og Fluor er førende i utviklingen, og Fluors egenutviklede og patentbeskyttede Econamine Plus er anvendt som referanse i deres studie.

Fluor har i sin studie integrert prosessene, slik at dampforsyningen til rensingen kommer fra el-produksjonsdelen av kraftverket. Forbruk av damp tas fra kraftverkets dampturbin (lavtrykksdelen) Fluor vil gjennom tilleggsstudier (endelig design) optimalisere hvordan dette i detalj skal utformes. (Fluor 2005, avsnitt 3.3). Men de konkluderer med at integrering gir bedre økonomi enn separat dampgenerering.

Den tekniske løsningen som er valgt, for enerianskaffelse, synes rasjonell, men detaljer om investeringskostnadene er utelatt. Mer utslagsgivende for kostnadene er imidlertid hvordan energien prises i beregning av driftskostnadene.

Design- og driftsfilosofi
Lavtrykk vs trykksatt system
Anlegg for rensing av CO₂ har vært i bruk for industrielle formål i lengere tid. Renseanleggene har imidlertid stort sett vært optimalisert for andre prosesser enn for rensing av røykgass fra kraftverk (f.eks. fjerning av CO₂ fra industriell hydrogenproduksjon basert på fossile kilder).

Ved lave trykk kreves det vesentlig større dimensjoner på absorpsjonsanlegget i forhold til et «trykksatt anlegg» (>10 bar). Det å komprimere trykkløs (lavtrykks) avgass fra et CCGT-kraftverk til mer enn 10 bar før absorpsjonsanlegget er klart ikke kostnadseffektivt.

En fordel ved å «tilpasse» CO₂-renseanlegget til å akseptere lavtrykks avgass er at det er enkelt å bygge frittstående renseanlegg som et tillegg til eksisterende kraft- og industrianlegg. Driften av kraftverket forstyrres i liten grad. Det er denne type fangstanlegg, basert på aminrensing, som har fått den største oppmerksomheten i CO₂-håndteringsdebatten.

Det er imidlertid interessant å optimalisere designen av kraftverket og CO₂-renseanlegget til de nye forutsetningene, altså produksjon av elkraft med minimum CO₂-utslipp.

Sargas har lansert et konsept som gjør det mulig å kombinere et trykksatt kraftproduksjonsanlegg basert på absorpsjon ved 10 – 14 bar med behandling av avgass fra et CCGT-anlegg. Det bør vurderes opp mot alternativene for bruk på Tjeldbergodden. (Se figur 1 nedenfor). Sintef har kommentert Sargas i sin rapport, men skriver at de ikke har nok informasjon til å gjøre en fullstendig evaluering. Sintef har heller ikke etterspurt slik informasjon fra Sargas (Pres med. Knut Børseth 21.05.05). Hammerfest Energi har valgt Sargaskonseptet i sin konsesjonssøknad for et 100 MW anlegg på Melkøya.

Sintef anfører forøvrig: «It is noticeed that Bellona has become an important supporter of the SARGAS company and especially they emphasise the low costs of this conscept.» Bellona har ikke gitt uttrykk for at organisasjonen står som noen garantist for SargasM-^R konsept. Vi finner imidlertid konseptet interessant fordi det representerer et alternativt design i form av et kraftanlegg med integrert CO₂-fangst. Dette gjør det mulig å anvende fysiske renseløsninger, f.eks. karbonatbaserte løsninger som er rimeligere og krever mindre energi. Vi ønsker å påpeke at Bellona i en telefonsamtale med en av Sintef-rapportens forfattere, før rapporten ble skrevet, var helt eksplisitte mht. dette poenget. Det er også interessant at det ser ut til at konseptet kan være meget fleksibel med hensyn til brensel og gi lave NOx-utslipp. Vi mener konseptet bør inkluderes i evalueringer på lik linje med andre konsepter.

Interessant nok har også Statoil søkt patent på et lignende konsept basert på det samme utgangspunktet, det såkalte Combicap-konseptet. Av tekniske årsaker ligger realisering av dette konseptet noe lengre frem i tid. Det er bemerkelsesverdig at Statoil ikke omtaler sitt eget konsept som et mulig fremtidig løsning i en diskusjon om teknologi og prosessutvikling.

Valg av et trykksatt CO₂-renseanlegg (>10 bar) muliggjør bruk av andre og rimeligere absorbsjonsmidler enn aminbaserte, og som baserer seg på fysisk absorpsjon (karbonat-løsninger), i motsetning til kjemisk absorpsjon (aminer). Ved fysisk absorpsjon redusere energibehovet for «stripping» fra løsningsmidlet og produksjon av spesialavfall unngås.

En av ulempene med MEA-baserte løsninger, er at de degraderes i kontakt med oksygen og må byttes ut. Røkgass fra CCGT-anlegg inneholder ca 12 % oksygen grunnet behovet for kjøling av gassturbinen. Utviklingen av spesielle aminbaserte løsninger som Fluor (Econamine) og Misubishi (KS-1) leder, tar sikte på å redusere degradering av løsningen og å redusere energiforbruket. Slike egenutvikledeog patentbeskyttede løsninger fører oftest til høye kostnader for produktene. Produksjon av degenerert amin må fjernes fra anlegget, erstattes og behandles som spesialavfall. Fluor beregner mengden per år til å bli ca 2500 tonn. Statoil har ikke gjort rede for hvordan dette skal behandles.

Rensegrad
Fluorstudien som Statoil legger til grunn, baserer seg på 85% rensegrad, mens Sintef i sine vurderinger har basert seg på 90%. Sintef sier at reduksjon av nivået til 75 – 80% gir ubetydelig innflytelse på kostnaden per tonn CO₂ fjernet. Rensegraden er proporsjonal med energiforbruket til- og størrelsen på renseanlegget, men det foreligger ingen dokumentasjon på hvorfor Fluor vurderer 85% fjerning som optimal. Kostnaden (kvoter eller avgift) ved å slippe ut den resterende mengde er ikke inkludert i vurderingene.

Tilgjengelighet og virkningsgrad
Hvor robust og tilgjengelig anlegget er (driftstid) har betydning for prosjektvurderinger og livssykluskostnader. Eksempelvis vil følsomheten for lokalt eksternt miljø som temperatur, luftkvalitet (saltinnhold, fuktighet, forurensning, o.l.), mm. influere på regulariteten.

Behovet for stopp av anlegget for rengjøring og vedlikehold influerer på tilgjengeligheten. Det er derfor viktig å vurdere betydningen av høy regularitet vs høy virkningsgrad. Dette gjelder spesielt integrerte systemer der kraftproduksjonen er avhengig av CO₂-fangstprosessen, men kan også gjelde generelt dersom CO₂-uslipp straffes hardt nok. Høyest energieffektivitet betyr ikke nødvendigvis laveste kostnader eller best lønnsomhet. For eksempel vil gasskontrakten ha betydning. Dersom en må betale for fast uttak av naturgass uansett om en bruker den eller ikke, vil dette favorisere høyest mulig oppetid. Se prinsippskissen i figur 2 nedenfor som illustrerer sammenheng mellom forskjellige parametre. En ser at laveste enhetskostnaden ikke alltid oppnås bare ved å optimalisere på en av parametrene.

Begge studier legger til grunn en driftstid på 90%.

Fluor studien opererer med en netto el-virkningsgrad på 49,0 %. Sintef i sitt «Base case» opererer med 44,8 %. Denne økningen fra Sintef til Fluor studien må trolig skyldes bedre integrering og mindre energibruk i renseanlegget (ref kommentar over).

Avgasser fra andre anlegg
For å oppnå skala effekter er egnethet for å kunne rense avgasser fra forskjellige anlegg og muligheten for å inkludere andre eksosgasser inn i kraftverkets renseprosess interessant. Sintef har i sin studie pekt på muligheten for å inkludere rensing av avgassene fra eksisterende anlegg på TBO. Dette vil medføre lavere kostnader per tonn CO₂ og en økt kostnad per kWh produsert. Dette er imidlertid ikke vurdert i forhold til innføring av avgift eller kvotekjøpsplikt for utslippet. Fluor har ikke vurdert behandling av andre utslipp enn fra kraftverket. Teknologisk kan ikke inkluderingen av eksisterende utslipp regnes som spesielt utfordrende.

Statoils valg av prosess
Statoil har i utgangspunktet begrenset valget av renseteknologi ved å spesifisere et CCGT-kraftverk som eneste kraftgenereringsteknologi. Dette medfører at avgassen som skal renses er trykkløs og har et lavt innhold av CO₂.

Sintef har i sin studie diskutert et antall forskjellige teknologier, samt vurdert effekten av diverse forbedringer for aminrensing opp mot et kostestimert base case. Statoil har som sitt hovedkonsept basert seg på en konseptstudie utført av Fluor Daniel. Fluor er en av flere potensielle leverandører av et CO₂-fjerningsanlegg. Løsningene som er presentert i studien

vil derfor naturlig ha en stor grad av konservativ tenkning innebygget. Det er i liten grad belyst hvordan og i hvilke retninger ytterligere optimalisering av anlegget kan foretas.

Statoils materialet gir en av flere mulige løsninger på GKV med CO₂-håndtering basert på dagens teknologi, men representerer ikke nødvendigvis en optimal løsning.

Eksempler på omtale av optimalisering og integrasjon:

«Fluor ble derfor (= konkretisering av anlegget og et mer konkret og realistisk kostnadsbilde for bygging av et slikt anlegg i Norge, Statoil) høsten 2004 engasjert til å gjennomføre en forprosjektering (konseptstudie) av et CO2-fjerningsanlegg på Tjeldbergodden basert på deres egen teknologi, der det også tas hensyn til de seneste oppdateringer og erfaringer fra det anlegg de har bygget i Bellingham i USA.» (Ref A, side 6). M-^SBellingham-anlegget ble bygget på 90-tallet, og det er tatt høyde for den teknologiutvikling som har skjedd etter det tidspunktet.» (Ref A, side 8). M-^SFluor har forprosjektert et optimalt CO2-fangstanlegg med god varmeintegrasjon med gasskraftverket. Det innebærer at energi til CO2-fangstanlegget tas fra kraftverket i form av varme og elektrisitet.» (Ref A, side 9). M-^SI Fluors studie for CO2-fjerningsanlegget er det tatt utgangspunkt i de samme designbetingelser som er lagt til grunn for selve kraftverket. Videre er tatt med relevante forbedringsforslag fra SINTEF-studien,» (Ref A, side 6).

Hva som ligger i «de seneste oppdateringer og erfaringer», «relevante forbedringsforslag» og «tatt høyde for teknologiutvikling som har skjedd etter det tidspunkt» er ikke dokumentert. En burde bl.a. ha diskutert valgt «integrasjon» og «optimalisering» i forhold til integrasjons- og forbedringstiltakene AkerKværner/GassTEK har benyttet og de forskjellige CCP forslagene, samt i forhold til type anlegg i figur 1. «Optimalt» fremstår som en påstand. Det er ikke gjort rede for hva som ligger i dette. Det er også verd å merke seg at «Bellingham-anlegget» er et gassfyrt kraftverk som ble bygget i 1991, der 15 % av CO₂ fanges opp. Det tilsvarer ca 330 tonn/dag og 0,1 mill tonn/år. Anlegget på TBO vil altså fange 18 ganger så meget CO₂. I hvor stor grad Fluors 15 år gamle bygge-erfaring og erfaringen fra den påfølgende driftingen av det relativt lille anlegger er relevant for fangstannlegget på TBO er ikke synliggjort.
M-^SDet er ikke gjort noen vurderinger av den miljømessige betydningen av restutslippene av amin og ammoniakk i røykgassen, eller av vann som slippes til sjø. Følgelig er det heller ikke tatt hensyn til eventuelle ekstrakostnader til ytterligere rensing…. En andel amin vil degradere i prosessen og kan ikke gjenvinnes, og blir dermed et avfallsprodukt som må avhendes som spesialavfall.» (Ref A, side 7). Anlegget vil produsere 2300 tonn degradert amin per år (Fluor 2005). Dette avfallet klassifiseres som spesialavfall. Det er ikke synliggjort hvilke kostnader håndteringen av dette innebærer.
M-^SFluor er for øvrig leverandør av byggeprosjekter verden over, og de var også utbygger for det opprinnelige metanolanlegget på Tjeldbergodden. Fluor er dermed godt kjent med norsk kostnadsnivå og andre forskjeller mellom å bygge i Norge og å bygge andre steder i verden.» (Ref A, side 8). Det er ikke synliggjort om og eventuelt hvilke vurderinger som er gjort med hensyn til forskjellige type byggekonsepter, eksempelvis moduler/barge i billigere land vs onsite-assembly o.l.
«Prosjektet vil øke metanolfabrikkens konkurransekraft gjennom lavere enhetskostnader på grunn av økt størrelse og et gasskraftverk å dele noen av kostnadene med, og vil således sikre virksomheten i et langsiktig perspektiv.» (Ref B). Vi skjønner at sameksistens gir synergieffekter f.eks. i form av «noen å dele kostnadene med». Men vi kan ikke se at slike synergieffekter mellom kraft-, rense-, og metanoldelen er tatt ut i prosjekteringen av CO₂-rensingen.

Teknologiutvikling
Statoil konkluderer med at «Kostnadene for fangst, transport og injeksjon av CO2 er store. Kostnader for fangst må reduseres og kvalifiseres gjennom målrettet F&U innsats» (Ref A, side 19). Det ventes imidlertid ikke noe paradigmeskifte i teknologien med det første (Ref f.eks. Uttalelser fra Sintef til Dagens Næringsliv 04.04.05 «Røkke og sjefsforskerkollega Erik Lindeberg har liten tro på tekniske «kvantesprang» – plutselige skift som med ett slag gjør CO2-fjerning radikalt billigere».). Skal klimamålene nås slik FNs klimapanel anbefaler (60-80% reduksjon ift dagens utslipp i verden innen 2050-2100) er vi avhengig av å få på plass CO₂-håndering. Og vi må være på god vei med reduksjoner allerede i 2020. Dermed har vi bare dagens teknologi med noe inkrementell utvikling å benytte. Det neste steget for å videreutvikle dagens teknologi er å bygge anlegg og få relevant operasjonell erfaring, som kan benyttes for videre optimalisering og kostnadsreduksjoner. Det er såkalt «learning by doing» som nå vil føre til kostreduksjoner(Ref f.eks. Paul Feron, TNO sciene & tekn, og Kristin Jordal Sintef, Brussel 13-15.04.05, der de påpekte at «learning by doing» vil føre til kost reduksjoner. Og (Sintef 2005) side 162: «…har det foregått en utvikling på kostnadssiden for renseteknologi de siste fem årene, det er sannsynlig at denne trenden vedvarer og tar fart på det tidspunkt det faktisk bygges storskala anlegg») Det er altså i hovedsak engineering og praktisk erfaring – og ikke forskning – som skal til for å få på plass optimaliserte og rimeligere design og drift av renseanlegg. (se også vedlegg A, kap 2, «Utvikling av fangstteknologi»).

Når fangstteknologi er på agendaen, er fokuset i stor grad knyttet opp mot el-virkningsgrad. For at en teknologi skal bli en suksess, er det også avgjørende at den er tilpasset brukeren/markedet og samfunnets behov. I et samfunns- og brukerperspektiv, der en må inkludere miljø-, energi-, nærings-, ressurs- og økonomiske hensyn, er energieffektivitet bare ett av flere krav som bør stilles til teknologien.( Ref f.eks.: Paul Feron, TNO sciene & tekn, Brussel 13-15.04.05, der han påpekte at valg av fangstteknologi vil avhenge av markedet, ikke bare teknologivurderinger ). Derfor mener Bellona at for å få til en snarlig kommersialisering av teknologien må også andre krav som teknologien skal møte i sterkere grad styre teknologiutviklingen og -vurderinger. For brukeren av teknologien dreier det seg mye om risikovurderinger og kostnader. For teknologieier er anvendelsesområder, marked og etterspørsel viktig. Høyest energieffektivitet betyr ikke nødvendigvis laveste samfunnsøkonomiske kostnader. (se også vedlegg A, kap 5, «Samfunnsøkonomi»).

Krav som bør vurderes ift et CO₂-fangst anlegg er for eksempel:

Hvor robust og tilgjengelig anlegget er
Krav til sammensetning og betingelser for råvare (føde)
Egnethet for å kunne rense avgasser fra forskjellige anlegg
Rensegraden – hvor mye CO₂ som fanges og hvor stor andel som må slippes ut
Hvordan renseteknologien vil påvirke NOx utslippene og NOx rensingen
Krav til vekt og fotavtrykk er vesentlig ved montering på tomteareal med høy pris, for eksempel på offshoreinstallasjoner

Mer fokus på samfunnets behov og krav til teknologi vil i større grad ivareta utvikling av de mest anvendbare teknologiene med det største markedspotensialet.

Det har i lang tide vært stor fokus på forskning på fangst teknologi. Det som er mer påkrevet nå er å få redusert prosjektrisikoen for CO₂-håndteringsprosjekt. Anlegg for rensing av CO₂ har vært i bruk for industrielle formål i lengre tid. Det finnes flere leverandører på markedet. Det er teknologisk ikke noe problem å bygge slike anlegg for etterrensing av avgass fra fyrte kraftverk. Renseanleggene har imidlertid stort sett vært optimalisert for andre prosesser enn for rensing av røkgass fra kraftverk (eks. fjerning av CO₂ fra industriell hydrogen produksjon basert på fossile kilder). Det ligger en betydelig økonomisk gevinst i å samordne og optimalisere designen av kraftverket og CO₂-renseanlegget til de nye forutsetningene. Dette krever endringer av design, men ikke av teknologi. Renseanlegget vil kunne bestå av kjente komponenter, men ofte satt sammen på en litt ny måte. Den største endringen er i de fleste tilfeller tilpassing av utstyret til å behandle avgass i andre volumer og ved andre trykk enn opprinnelig forutsatt. Dette medfører at en har såkalt «proven technology in an unproven consept». Noe som gjør at leverandører ikke er villige til å gi det samme nivået på de (teknisk/økonomiske) prosessgarantiene som ved tradisjonelle leveranser. Dette medfører en økning i prosjektrisiko. Sammen med usikkerheten i rammebetingelser gir dette en stor grad av prosjektrisiko som er av minst like stor betydning for et prosjekt, trolig større, som kostnadene knyttet til bygging av fangstanlegg. (Se også vedlegg A, kap 1-6, «Krav til fangstteknologi», «Utvikling av fangstteknologi», «Kampen om tallene», «Prosjektrisiko», «Samfunnsøkonomi» og «Virkemidler».)

Eksempler på omtale av utvikling av fangstteknologi:
M-^SDet antas at nye aminløsninger i fremtiden vil kunne medføre mer energieffektivt opptak av CO2, og dermed resultere i høyere virkningsgrad, som igjen gir ytterligere reduserte kostnader.» (ref A, side 5). Det finnes allerede i dag forbedrede aminer, eksempelvis MHIs KS1 og Fluors Econamine Plus. En økning i virkningsgrad bidrar til å redusere driftskostnader, eller gir økt energi ut, men el-virkningsgrad er bare en av flere elementer som er viktig for utvikling av en god, nyttig og økonomisk teknologi for samfunnet. Figur 2-1 på side 4 (ref A) viser at det ikke er ventet noe teknologisk paradigmeskifte innen virkningsgrad med det første. El-virkningsgraden er bare en av flere elementer teknologien der må optimaliseres, og en liten endring i el-virkningsgrad kan fort spises opp av endring i robusthet, nedetid, bruksområde, kostnader o.l. (Se også vedlegg A kap 1 «Krav til fangstteknologi»)

«Teknologi for fangst av CO2 fra eksosgass eller fra brenselet til gasskraftverk er kommersielt tilgjengelig i dag. Med kommersielt tilgjengelig menes i denne sammenheng at det finnes leverandører som kan levere/bygge slike anlegg med nødvendige garantier for driftssikkerhet m.m., forutsatt at det gjøres en massiv innsats på teknologiutvikling.» (Ref A, side 20).

«Med systematisk langsiktig satsing på teknologiutvikling er det grunn til å tro at kostnadene for CO2 fangst vil bli betydelig redusert over tid.» (Ref A, side 15). Det er uklar hva Statoil mener med «en massiv innsats på teknologiutvikling». Se også foregående argumentasjon og vedlegg A.

Konklusjon: SFT bør i den videre saksgangen pålegge Statoil å legge til grunn tekniske løsninger som er økonomisk optimalisert med tanke på å drive el-produksjon med rensing av CO₂.

Kostnader og lønnsomhet
I vår initsielle gjennomgang av Statoils tillegg til konsekvensutredningen for gasskraftverk (GKV) på Tjeldbergodden (TBO) (heretter kalt utredningen), fremstod de økonomiske vurderingen som ble lagt til grunn for utredningens konklusjoner uforståelige. Det er i utredningen gjort rede for at det koster i størrelsesorden NOK 480 til 560 per tonn CO₂ for å samle og deponere CO₂ fra gasskraftverket (Anslaget basert på varierende gasspris og samt et totalavkastningskrav på 9% før skatt.).

Det var vanskelig på grunnlag av kun utredningen å gjennomføre en adekvat etterprøving/analyse av de underliggende økonomiske vurderingene bak disse tallene. Vi lyktes imidlertid å komme igjennom materien på en god nok måte , bl.a. på grunnlag av andre studier, til selv å kunne gjennomføre en tilfredsstillende og kvalitativt god nok finansiell prosjektvurdering av et TBO GKV prosjekt, herunder en vurdering av økonomien mht. CO₂-håndtering.

Når Statoil så offentliggjorde underlagsstudiene fra Fluor og Sintef i begynnelsen av mai 2005 (riktignok en avgradert og redusert utgave av Fluors studie), ble det for vår del en tilstrekkelig grad av transparens mht. underlagsmateriale og de økonomiske vurderinger som er foretatt, til at vi kan være konkrete i forhold til de feil og mangler vi påpeker i vår høringsuttalelse mht. utredningens økonomiske vurderinger.

For å ta hovedkonklusjonene først mht. kostnadsvurderingene som er utført i utredningen, er det spesielt to forhold som vi vil påpeke;

1. Vurderinger av investeringskostnader og driftsutgifter for aminrenseanlegget tilknyttet TBO GKV er inflaterte (dvs. grovt overvurderte), samt at vurderingen er basert på feilaktig økonomisk forståelse og metodikk.

2. De feilaktige økonomiske vurderingene som i utgangspunktet er begått har tilsynelatende medført at det er etablert en feilaktig oppfattelse av hva de reelle kostnadene ved å bygge og drifte et gasskraftverk med CO₂-fangst er. Dette kan ha bidratt til at man tar for lett på å gjennomføre et minimum av sensitivitetsanalyser for de vesentligste eksogene forhold som påvirker prosjektets lønnsomhet. Det er en betydelig usikkerhet – dvs. finansiell risiko – tilknyttet fremtidig tildeling og forvaltningsregime for CO₂-utslippskvoter, CO₂-kvotekostnader, fremtidig salg av CO₂ til EOR på norsk sokkel, muligheten for å rense avgasser for andre virksomheter slik som fra Metanolfabrikken osv. Vi er overbevist om at hvis Statoil hadde tatt seg tid til å gjennomføre en grundig finansiell analyse av et gasskraftverk med og uten CO₂-håndtering, ville man ha avklart at det foreligger en betydelig prosjektrisiko knyttet til de ovennevnte forhold. En risiko som i mye større grad vil være avklart ved at det etableres CO₂-håndtering i forbindelse med gasskraftverket.

I det etterfølgende skal vi gå gjennom de vesentligste forhold som har medført at Statoil tror at brutto CO₂-fangstkostnader ved CO₂-håndtering er i størrelsesorden NOK 480 til 560 per tonn.

Basert på den fremlagte dokumentasjonen (utredningen og studiene fra Fluor og Sintef) kan det fastslås at de faktiske brutto fangstkostnader (Med M-^Sbrutto fangstkostnader» menes det kun kostnadselementer ved fangst og komprimering av CO₂. Eventuelle kostnadsreduserende effekter som følge av CO₂-håndtering, som reduserte CO₂-kvotekostnader eller andre CO₂-avgifter, er ikke inkludert. I beregning av «netto fangskostnader/inntekt» vil kostnadsreduksjoner samt evt. inntekter fra salg av CO₂ samt salg av CO₂-rensetjenester til for eksempel metanolfabrikken bli inkludert. I noen utfall vil nettoeffekten av CO₂-håndtering kunne bety en netto merinntekt for gasskraftverket, dvs. at brutto salgsinntekter fra salg av CO₂ og CO₂-resetjenester overgår bruttokostnader.) er mellom NOK 110 og 160 i årlig driftskostnad. I tillegg kommer brutto investeringsutlegg på ca. NOK 35 samt eventuell kapitalavkastning på ca. NOK 100 per tonn CO₂ fanget, noe som gir dette en brutto fangstkostnad for CO_{2 på mellom NOK 240 til 300 per tonn.}

Anslag for brutto fangstkostnader gir imidlertid utrykk for bare halvparten av det økonomiske bildet da det også koster penger å slippe ut CO₂, samt at det kan påregnes inntekter på den CO₂ man har fanget. Netto fangstkostnader for gasskraftverket er med dagens kvotepriser i størrelsesorden NOK 90 til 150 per tonn CO₂. Det skal da ikke så mye fantasi til for å se at CO₂ til EOR vil la seg realisere på priser som overstiger netto fangstkostnader. Betalingsviljen for CO₂ bør med dagens oljepriser ligge i størrelsesorden NOK 200 – 400.

Den vurdering av kapitalkostnaden (Med kapitalkostnaden menes selve kontantutlegget i forbindelse med kjøp og montering av renseanlegg (alt inkludert) samt binding av nødvendig arbeidskapital for drift, i tillegg kommer renteelementet på denne kapitalbindingen hvor kostnaden er bestemt av det valgte avkastningskrav. Kapitalkostnaden i seg selv er i utgangspunktet ikke det mest relevante i vurderingen av prosjekter, men avkastning på den investerte kapitalen i form av netto nåverdi) som er gjennomført i studien i forbindelse med. CO₂-håndtering, dvs. å gjennomføre en selvstendig brutto kalkulasjon av investeringskostnaden for å lage et finansielt uttrykk for investering per tonn fanget CO₂, kan for så vidt være interessant «informasjon». En slik eksersis er imidlertid ikke så meningsfylt all den tid det er differansen i nåverdi (lønnsomhet) mellom de to prosjektene – GKV med eller uten CO₂-håndtering – som er det adekvate uttrykket for en eventuell forskjell i «kapitalkostnaden» for CO₂-håndtering per tonn fanget CO₂.

Prosjektvurderinger: Finansiell logikk og metode
I forbindelse med vurderingene av CO₂-håndtering på TBO foreligger det to studier i tillegg til selve utredningen. Det er de tidligere nevnte studiene utført av Fluor og Sintef. Disse studiene ser dessverre ikke ut til å være samkjørte mht. en enhetlig prosjektvurdering av GKV på TBO.

Fluors studie er en forstudie/designstudie av et aminrenseanlegg basert på Fluors Econamine konsept. Studien beskriver kort design, samt identifiserer hovedkomponentene i utstyrslisten for renseanlegget. Det redegjøres til en viss grad for investeringsanslaget, men det er kun USD 24 millioner av det totale investeringsanslaget på USD 500 millioner som er spesifisert. Dette tilsvarende 4.77%. Mangelen på spesifikasjoner gjør det vanskelig å vurdere investeringsanslaget opp mot andre studier og referanser. I tillegg skaper dette en betydelig usikkerhet mht. hvilke vurderinger som er gjort mht. samordning av det totale GKV byggeprosjektet, både med tanke på optimalisering av tekniske løsninger og mht. samordning av selve byggeprosjektet (dvs. utnyttelse av synergier i byggeprosessen som reduserte kostnader til kranleie, brakkerigger, tomteopparbeidelse osv.). Det som imidlertid synes klart er at Statoil/Fluors anslag ligger høyt i forhold til andre studier, også tall nylig publiserte av Fluor personell (se figur under). Med unntak av det ovennevnte er Fluors dokument å anse som et relativt oversiktlig og rett frem anslag for investeringer.

Det vi kan bemerke mht. figuren over er to forhold; 1) Statoils anslag for investering og drift av et gasskraftverk med aminbasert CO₂-håndtering ligger mye høyere enn andre studier, og 2) at de studier som det vises til her har betydelige forskjeller mht. hva som er inkludert i anslagene for både investering og drift. Det vi kan si om figuren er at den tydeliggjør den forvirring som hersker mht. prosjektkalkyler av et gasskraftverk med aminrensing. Vi vet bl.a. at CCPs modell for beregning av driftskostnader ved CO₂-fangst inneholder internprofitt for energiforbruket, noe som representerer en metodefeil som bidrar til å inflatere brutto fangskostnader (Se også Vedlegg A, kap 3, «Kampen om tallene»).

Med hensyn til Sintefs rapport, så er denne en svært fyllestgjørende (160 sider) og en teknisk meget god gjennomgang av både operativ drift og teknologisk status for aminbasert CO₂-rensing av avgasser. Det er imidlertid verdt å merke seg at det aminrenseanlegget som er valgt som «base-case» ikke er optimert mht. lavest mulig CO₂-fangstkostnad, noe som er bemerkelsesverdig med tanke på formålet med studien.

Sintefs studie identifiserer imidlertid mange tekniske forbedringer og løsninger i forhold til «base-case» som det er naturlig å gjennomføre om man skulle realisere et gasskraftverket med CO₂-håndtering. Denne mangel på optimering av design har bl.a. gitt seg det utslag at Sintefs investeringsanslag for utstyret til aminanlegget ligger NOK 630 millioner (70%) over Fluor sitt investeringsanslag. Dette skyldes sannsynligvis at Sintefs kilder er andre, og eldre, studier, og ikke baserer seg på informasjon direkte fra produsenter av denne typen anlegg. Sintef påpeker imidlertid også dette punktet selv.

Selv om Sintefs rapport er noe av det mest grundige vi har sett, så må denne rapporten ikke forveksles med en adekvat finansiell vurdering av kostnadene ved CO₂-håndtering. Dette skyldes i hovedsak tre forhold:

1) Sammenblanding av lønnsomhetsvurderinger og kostnadsanalyse: På side 8 redegjør Sintef for noen av de økonomiske begrepene de benytter i rapporten, som er «Capex» og «Opex«. Capex og Opex skal være uttrykk for hhv. investering og driftskostnader, men som det sies på side 8; «Note that depreciation and interest costs of Capex and working capital are included in Opex». En slik form for forenkling av prosjektvurderinger kan i noen tilfeller være hensiktsmessig, men da gjelder det å passe på slik at man ikke får gale tall. I dette tilfellet har det gått aldeles galt. Årsakene til dette er delvis knyttet til punkt 2 og 3 nedfor.

2) Sjablonmessig kostnadsestimering og unøyaktige kalkyler: Sintef-rapporten benytter seg i fastsettelsen av driftskostnader (Opex) av en sjablonmessig kostnadsestimeringsmodell utarbeidet av Turton et.al (Turton, R.; Bailie, R.C.; Whiting, W.B. and Shaeiwitz, J.A., 2003, M-^SAnalysis, Synthesis and design of Chemical Processes», 2^nd ed., Prentice Hall.). I appendiks E (sidene 152 – 155) redegjøres det for denne kostnadsestimeringsmodellen (Modellen er så langt vi har klart å bringe på det rene en sjablon som benyttes i forbindelse med studier av kjemiske prosesser og kostnadsestimering av disse. Modellen er ikke laget med basis i et detaljert prosjekt- og driftsbudsjett for gasskraftverket på Tjeldbergodden, koblet opp mot anleggets prosesstekniske data, og er følgelig som sjablon ikke egnet til å estimere kostnadene for dette anlegget (noe som fremgår av vår kostnadsanalyse senere).). Man skal i finansielle analyser og prosjektvurderinger være svært forsiktig med å benytte slike sjablonmessige kostnadsanslag (eller likningssett), uten å kontrollere for feilestimering av kostnader, altså feil i likningssettet. Erfaring med slike modeller er at hvis man ikke har laget rene investerings- og driftsbudsjetter som en «ligningskontroll» kan man komme helt galt av sted, så har også skjedd i dette tilfellet. Driftskostnader, eksklusiv kapitaltillegg og energikostnader, er inflatert med nesten 200%, eller NOK 244 millioner, fra NOK 125 millioner til NOK 369 millioner som følge av denne sjablonen (mer om dette under kostnadsanalysen). I tillegg er det i koblingen mellom prosesskalkyler av dampforbruk og økonomi unøyaktighet (regnefeil) som bla. øker anslaget for energikostnadene med 8%.

3) Internfakturering og kalkulatorisk lønnsomhet: I Sintef-rapporten er det i kostnadsanslagene for energiforbruk til aminrenseprosessen lagt til grunn at rensedelen av gasskraftverket skal betale el-produksjonsdelen i kraftverket en profitt utover de rene driftskostnader for bruk av energi (damp og elektrisitet). I dette tilfellet er det benyttet en kalkulatorisk kraftpris på NOK 400 per MWh. Dette bidrar til å inflatere energikostnadene med mellom NOK 140 og 280 millioner årlig (avhengig av valgt gasspris). For et gasskraftverk med CO₂-håndtering, har en slik bruk av «internlønnsomhet» ingen finansiell betydning for verken lønnsomhetsvurderinger eller kostnadsanalysen av prosjektet. Det har kun betydning for bokføring mellom underavdelinger. I den grad en slik internfakturering skulle hatt økonomisk relevans og betydning, måtte dette være basert på en forretningsmodell hvor rensedelen skulle være et «profittsenter» og følgelig ta seg betalt for de » CO₂-rensetjenester» de selger til produksjonsdelen. Da må imidlertid også inntektssiden av en slik forretningsmodell tas i betraktning i forbindelse med vurdering av kostnadene ved rensing av CO₂.

Disse tre metodefeilene ved vurderingen av økonomien for et gasskraftverk med CO₂-håndtering er i fellesskap årsaken til at påstanden om at rensing av avgass koster i størrelsesorden NOK 480 til 560 per tonn CO₂. De reelle brutto driftskostnadene for rensing av avgass (basert på Sintefs tall) er i størrelsesorden NOK 110 til 160 per tonn CO₂ (basert på varierende gasspris som nevnt over).

En eventuell differensialkostnad som følge av tilleggsinvesteringer i aminrenseanlegget kommer til utrykk som differansen i nåverdi og internrente for et gasskraftverk med eller uten CO₂-håndtering. Estimeringen av denne nåverdien (prosjektets lønnsomhet) er en langt mer nøysommelig prosess da dette også inkluderer kostnader og inntekter som ikke er tatt hensyn til i de «regnestykker» som er presentert så langt.

I det etterfølgende skal vi kort redegjøre for en adekvat finansiell prosjektvurdering basert på de tall som er gitt av Statoil (og Fluor og Sintef) med noen modifikasjoner. Vi ønsker å påpeke at vi i de økonomiske vurderingene i det etterfølgende kun ser på selve gasskraftverket med og uten CO₂-fangst, og kompresjon til 100 bar. Vi går ikke nærmere inn på transport og deponeringsløsningen som er skissert, da denne ikke er relevant. En ren deponeringsløsning kan gjennomføres til langt lavere kostnad ved å benytte for eksempel reservoar i Frohavet som er betydelig nærmere enn Draugen (ref. NGUs undersøkelse).

Vurdering av investeringsanslag
Ved gjennomsyn av investeringsanslaget for TBO GKV med og uten CO₂-renseanlegg, er det åpenbart at man har dratt til ganske kraftig i vurderingen av nødvendige investeringer i aminrenseanlegget. Det ser ikke ut som om investeringskostnadene (eksklusive utstyrskomponenter) for aminrenseanlegget er skåret over samme lest som gasskraftverket. Dette gjelder både ved sammenligning med investeringsanslaget for el-produksjonsdelen av GKVet, og ikke minst bruken av et usikkerhetsanslag i forbindelse med. aminrenseanlegget på 25% (posten «annet»).

Det kan stilles spørsmålstegn ved i hvilken grad man har prosjektert et samordnet byggeprosjekt, og på den måten hentet ut kostnadssynergier. Dette er imidlertid ikke omtalt eller spesifisert i noen av studiene eller i utredningen til Statoil og blir derfor vanskelig å kommentere utover dette.

Ved en sammenlikning av andre studier (bl.a. AkerKværner og GassTEKs nylig gjennomførte studier for et GKV med CO₂-fangst i Norge) synes det også som det kan være noe å gå på mht. design av selve utstyrspakken for aminrenseanlegget. Vi ønsker bl.a. å påpeke at ved bygging av andre typer absorpsjonstårn en de som er spesifisert i Fluors design, kan antallet reduseres fra tre til to. Andre studier indikerer et investeringsanslag for et design basert på to absorpsjonstårn ville kunne medført en reduksjon i utstyrskostnad på i størrelsesorden NOK 200 -300 millioner. Vi har imidlertid i våre økonomiske analyser valgt å stå ved Statoils anslag for utstyrsinvesteringer på NOK 930 millioner. Utover dette har vi justert ned anslaget for tomt, prosjektering og byggearbeider til å være i samsvar med det nivået som er vanlig for denne typen prosjekter i Norge (inklusive usikkerhetsanslag på 20%). Samtidig er det viktig å påpeke at grunnet manglende detaljoversikt over Fluor sitt investeringsanslag på USD 500m er det en usikkerhet knyttet til de ovenstående vurderingene. For øvrig vil vi påpeke diskusjonen vedrørende lokaliseringsfaktor som det er redegjort for i Sintefs rapport (side 151), og hvilken betydelig usikkerhet det her gis uttrykk for mht. de vurderinger som er gjort for investeringsanlaget som er presentert av Statoil.

Kort oppsummert; Bellona er av den oppfatning at investeringsanslagene for aminrenseanlegget er inflatert, og at en detaljert prosjektering og budsjettering vil avdekke kostnadssynergier i forbindelse med bygging av GKV samt at prosessoptimering og samordning av dampstrømmene mellom el-produksjons- og rensedelen av GKV som vil avstedkomme reduksjoner i de totalinvesteringer som er presentert av Statoil. Vi baserer imidlertid vår videre analyse på investeringsanslaget som vist over (GKV samt «justert CO₂-fangst»).

Vurdering av energiforbruk i renseprosess
(NGCC = Natural gas combined cycle power plant. NGCC CO₂ CC = NGCC with CO₂ Capture and Compression.)

Mye av kostnadsdebatten i forbindelse med CO₂-fangst har dreid seg om energieffektivitet. Energieffektivitet er prosessmessig relevant, men fra et økonomisk ståsted er det i bunn og grunn sluttkostnadene ved produksjon av strøm som bestemmer lønnsomheten til det prosjekterte gasskraftverket. I forbindelse med aminrenseprosessen for CO₂ medgår det i hovedsak damp, men det benyttes også elektrisitet til pumper og lignende.

Et vesentlig element i kostnadsreduksjoner ved CO₂-rensing er bruken av nye typer amin som krever mindre energi. Både Fluor og Mitsubishi Heavy Industries fremhever en reduksjon på 20 – 30% i energiforbruk i forbindelse med buk av Econamine Plus eller KS-1 amin, ift eldre typer amin. Dette forbedringspotensialet er ikke tatt med i Sintefs vurdering av kraftforbruk ifbm. kostestimeringen. Sintef har i sin rapport identifisert at man kan komme lavere i energiforbruk, spesielt på damp, ved å justere høyden på tårnene, samt benytte strukturert pakning.

Det er verd å merke seg at Flour i sin designstudie viser en tillempning av basis designen som gir netto energitap i kraftproduksjonsprosessen på kun 3.1% og ikke 5.1% ved å optimalisere størrelsen på lavtrykksdampturbinen slik at denne i utgangspunktet er tilpasset CO₂-fangst. En slik prosessomptimering vil redusere energikostnadene ved CO₂ rensing med NOK 22 til 52m per år (tilsvarende NOK 10 – 23 per tonn CO₂ fanget).

På grunnlag av både Fluors og Sintefs rapport (samt andre studier) har vi anslått energiproduksjon og forbruk som vist over. Basert på den informasjon som er gitt i Sintefs og Fluor studien har vi estimert energiforbruket til rense- og komprimeringsprosessen av CO₂ til å representere et brutto effektbehov på ca. 110 MW. Fluor har identifisert at CO₂ kompresjonsanlegget trenger en effekt på 22.3 MW. Iflg. Sintefs base case er dampbehovet knyttet til aminstripperen ca 75 MW. I tillegg kommer kraft til diverse pumper osv. estimert til ca. 13.5 MW.

Driftskostnadsanalyse

Anslagene for driftskostnader i forbindelse med. CO₂-rensing og -komprimering er hinsides enhver fornuft. Dette skyldes bruken av Turtons kostnadsestimeringslikning uten en kritisk gjennomgang av størrelsen på de enkelte kostnadspostene i likningen. Gode eksempler på kostnadsposter som ikke hører hjemme i vurderingen av økonomien med et aminbasert renseanlegg tilknyttet gasskraftverket på Tjeldbergodden er for eksempel;

Overhead – NOK 60 millioner
Administrasjonskostnader – NOK 15 millioner
Forskning og utvikling – NOK 44 millioner
Patenter og lisenser – NOK 26.4 millioner

Bare disse postene alene representerer nesten NOK 150 millioner i årlig kostnad som ikke har noe som helst med aminrenseanlegget å gjøre, og som representerer kostander som aldri vil påløpe ifbm. driften av et slikt anlegg. I tillegg til dette er det andre relevante kostnadsposter som er grovt overvurdert. Dette er for eksempel lokale skatter og avgifter på NOK 50 millioner. Det kan være grunn til å anta at dette vil være skatte- og avgiftsnivået for en kjemisk bedrift i USA, men det hører definitivt ikke hjemme på Tjeldbergodden. Dette gjelder også de estimerte vedlikeholdskostnadene. I beste fall kan man estimere et tilsvarende nivå som på gasskraftverket, som har en svært komplisert gassturbin med høy temperatur og mye mekanisk slitasje, noe som sannsynligvis også er et svært konservativt anslag.

Estimeringen av energikostnadene er et kapittel for seg. Her foreligger det både metodefeil og rene regnefeil. Regnefeilen finnes på side 154 i Sintefs rapport, hvor man henviser til at man reelt sett burde benyttet et lavere forholdstall for vurdering av dampforbruk (forholdstallet burde ihht. Sintef være 0,2858 i motsetning til 0,30875). Den manglende justering av forholdstallet for dampforbruk, med begrunnelsen at «the difference is minor», representerer i kostnadsestimeringen en økt årlig energikostnad i størrelsesorden NOK 35 millioner. Den manglende justeringen medfører at den vurderte internprisen av dampforbruket til aminstripper øker fra NOK 66.9 til NOK 72.3 per tonn damp, tilsvarer en prisøkning på 8%. Bare denne lille forskjellen reduserer netto nåverdi for prosjektet med nesten NOK 390 millioner. I tillegg beregnes det en internpris på damp med basis i en kraftpris på NOK 400 MWh, noe som i seg selv er en grov feilvurdering (Dette er en prosessmessig feilvurdering da man kan benytte dampturbiner med 90% effektivitet som gir en svært lav energi kostnad, antagelig under 10 øre/kWh basert på de gassprisforutsetningen som er foretatt.) da den reelle prisen for produsert damp med en moderne dampkjel sannsynligvis er mindre enn 10 øre/kWh. Det påregnes med andre ord en betydelig internprofitt mellom kraftproduksjonsdelen og CO₂ rensedelen for gasskraftverket.

Energikostnaden må beregnes på basis av den medgått gassen som benyttes til intern energiforbruk for CO₂-håndtering da dette er det som påløper i faktiske betalte kostnader for driften av gasskraftverket. Basert på energibalansen forbrukes det ca. 138 millioner Sm³ naturgass på CO₂-rensing og komprimering. Med priser varierende fra NOK 0,6 til 1.4 per Sm³ gass så utgjør den faktiske energikostnaden ifbm. CO₂ rensing mellom NOK 80 millioner og 190 millioner per år.

Det foreligger i estimeringen av driftskostnadene (Opex) også en sammenblanding mellom en lønnsomhetsvurdering og kostnadsestimering. Dette gjøres ved at avskrivningene er tillagt avkastningskrav omgjort til en årlig annuitet.

For å vurdere kapitalkostnaden for alternative prosjekter må man først og fremst vurdere lønnsomheten til prosjektalternativene. Man kan for informasjonsformål imidlertid gjøre noen konvoluttregnestykker for å illustrere brutto kapitalkostnader. Dette vil være å lage en annuitet basert på relevant avkastningskrav fordelt på det totale antall tonn CO₂ fanget i anlegges (kapitalens) levetid. Som eksempel kan vi regne på en investering på NOK 2,316 millioner, 9% avkastningskrav før skatt på total kapitalen, 30 års levetid (Fluors estimat), og 67.5 millioner tonn fanget CO₂. Dette gir en total kapitalkostnad per tonn CO₂ på ca. NOK 100, hvorav NOK 34 er det rene kontantutlegget og NOK 66 er avkastning (årlig annuitet er NOK 225 millioner).

Det er verd å merke seg at Fluor legger til grunn 30 års levetid på GKVet mens Sintef benytter 20 år.

Kort oppsummert: Sintefs estimat for driftskostnadene ved CO₂-håndtering er feilestimert med ca. NOK 550 millioner brutto per år. Disse regne- og metodefeilene representerer en inflatering av kostnadene ved løpende drift med mer enn 2 ½ gang de faktiske reelle kostnadene. Dette gjør at Bellona konkluderer med følgende; Det er ikke foretatt en adekvat økonomisk vurdering av de reelle kostnadene med å bygge et gasskraftverk med CO₂-håndtering.

Lønnsomhetsvurdering og sensitivitetsanalyser
For å kunne gjøre en fullverdig økonomisk vurdering av et gasskraftverk med eller uten CO₂-håndtering må det lages en fullstendig prosjektkalkyle, dvs. investerings-, drifts- og likviditetsbudsjetter, finansieringsvurderinger, vurdering av eksogene faktorer som CO₂-frikvoter, CO₂-kvotepriser, gass- og kraftpriser, mulighet for salg av CO₂ til EOR osv. Dernest må de to prosjektene vurdere opp mot hverandre under ellers like forutsetninger, samt at det bør gjennomføres sensitivitetsanalyser i forhold til de viktigste eksogene variable slik at man kan få et godt utrykk for økonomisk prosjektrisiko.

Vi har i det ovenstående redegjort for de fleste endogene faktorer i prosjektet TBO GKV med og uten CO₂-håndtering. Ved en fullverdig prosjektvurdering må det imidlertid også tas hensyn til eksogene faktorer. De er i dette tilfelle:

Kvotepriser, Tildelt CO₂-utslippskvote, kvoteregime (bl.a. mulighet for salg av ubenyttede kvoter)
Gasspriser
Kraftpriser
Salgsmuligheter for CO_2, og prisen på denne
Mulighet for å utvide forretningsområde til også å rense avgass fra annen industri

På bakgrunn av dette har vi laget to prosjektkalkyler basert på de tall som er gitt av Statoil, samt en rimelighetsvurdering ihht. det ovenstående av reelle investeringsutgifter og driftskostnader. Dette er prosjektene; Prosjekt 1: NGCC (TBO GKV uten CO₂-håndtering), og prosjekt 2: NGCC CO₂CC (TBO GKV med aminbasert CO₂-håndtering).

Begge prosjektene er i utgangspunktet stilt ovenfor de samme rammebetingelsene som er:

Ingen gratis utslippskvote, alle CO₂-kvoter må kjøpes i det frie kvotemarkedet. Vi benytter sist omsatte kvotepris som basis estimat (EUR 18.4 per tonn, EUR/NOK lik 8.12).
Gasspris på NOK 0.9 per Sm³ (Statoils internpris for gass var i 2004 NOK 0.71 per Sm³, men gassprisene har økt noe siden dette)
Kraftpris på NOK 250 MWh
Ingen salg av CO₂ til EOR eller annen verdiskapning
Ingen utvidelse av forretningsområde med rensing av avgass fra for eksempel metanolfabrikken
Alle priser og økonomiske variable er basert på før skatt, reelt (ingen inflasjonsjustering).
Basis realavkastningskrav før skatt på totalkapitalen er satt til 9%. Med en prosjektfinansiering på 70% gjeld med en snitt funding-rente på ca. 4.5% så tilsvarer dette i starten (før nedbetaling av gjeld) at egenkapitalavkastningskravet før skatt er på 19.5%, noe som kan synes noe høyt, men vi velger å benytte dette avkastningskravet da det er det samme som Statoil har gjort.

Prosjektene sammenlignes på basis av netto nåverdi og internrente under forskjellige rammebetingelser.

Sensitivitetsanalysen for lønnsomhetsvurderingene baserer seg på følgende hovedparametre:

CO₂-kvoter (forutsetter salg av ubrukt kvote)
CO₂-kvote pris
Salgspris for CO₂ til EOR for nøytral nåverdi mellom prosjektene.

Før vi redegjør for resultatene av prosjektvurderingene er det to forhold som vi ser det er nødvendig å kommentere/påpeke:

1. Brutto CO₂-fangstkostnad er ikke lik (≠) salgspris for CO₂ til EOR. Det hersker en generell misoppfatning/logiske feilslutningen (senest vist i Oljedirektoratets rapport om CO₂ til EOR, april 2005) at brutto fangstkostnad for CO₂ er lik nødvendig salgspris for CO₂ til EOR. Disse to størrelsene trenger ikke å være like da det er en rekke andre forhold som også påvirker lønnsomheten til et GKV med CO₂-håndtering. Dette vil komme tydeligere frem i sensitivitetsanalysene senere

2. Tildeling av frikvoter for CO₂-utslipp er en overføring av verdier fra fellesskapet til enkeltaktører. Tildeling av frie utslippskvoter (som også kan selges hvis de er ubenyttede ihht. Klimakvoteloven) representerer i Norge (grunnet at vi som nasjon ikke vil nå våre klimamål uten elektrifisering av sokkelen) en overføring av verdier fra fellesskapet/Staten til den enkelte aktør. CO₂-kvoter er nå blitt en reell pengemessig verdi, og denne må synliggjøres. Dersom Norge skulle kjøpe kvoter for hele forpliktelsesreduksjonen, kan Norge påregne med dagens kvotepriser å betale et samlet beløp på NOK 9 milliarder i perioden 2008 til 2012 for å dekke inn de 60 millioner tonn CO₂ vi forventes å slippe ut mer enn våre forpliktelser (også kap 3 «Samfunnsøkonomiske kostnader ved utslipp av CO₂«, for mer informasjon om dette.). Dette er de facto penger som skal overføres mellom to parter, en får utgift og en får inntekt. Dette systemet er uferdig, og av den grunn åpner det for suboptimale tilpasninger, noe som vi vil kommentere avslutningsvis.

Et annet viktig element vedrørende frikvoter for CO₂-utslipp er ideen om at en privat aktør/bedrift skal sitte på CO₂-utslippskvoter som kan selges og skape profitt. Det vil etter all sannsynlighet ikke være politisk akseptabelt når dette blir satt ut i livet. Årsaken er at det ser ut til at Norge som nasjon vil måtte punge ut med ca. NOK 9 milliarder som betaling (til for eksempel Russland) for å få lov til å slippe ut 60 millioner tonn CO₂ mer enn våre internasjonale klimaforpliktelser ihht. Kyoto-protokollen. Vi risikerer med et slikt regime at den norske stat kjøper CO₂-kvoter av et norsk selskap i det europeiske kvotemarkedet. Det som da har skjedd er at staten først har gitt rettigheter til å slippe ut CO₂, dernest at staten betaler den samme aktøren penger for å kjøpe den retten som man har gitt tilbake. For norske skattebetalere så vil dette arte seg som en pengeoverføring (ren subsidie) fra dem til den private aktøren, noe som vil bli oppfattet som uetisk. Dette kan bli en PR-faglig interessant utfordring.

Lønnsomhetsvurdering: Basis alternativet

Matrisen over viser hovedtallene for sammenligningen under basisforutsetningen.

I en verden uten gratis CO₂-kvoter, med en kvotepris oppunder NOK 150 per tonn, vil det lønne seg å bygge et gasskraftverk uten CO₂-håndtering. Ingen av prosjektene vil være spesielt lønnsomme med internrente på hhv. 6.6% og 3.8%.

GKV med CO₂-håndtering vil være en NOK 1.6 milliard dårligere investering enn uten CO₂-håndtering, men man får fanget 67,5 millioner tonn CO₂. Gitt Norges forpliktelser vil det være mer lønnsomt å tildele Statoil tilskudd tilsvarende NOK 67 per tonn fanget CO₂ (dette vil gi Statoil samme internrente som å bygge uten CO₂-håndtering) – om det er det som skal til for å realisere CO₂-håndtering – enn at Norge skal kjøpe kvoter for utslippet.

Dersom kraften som produseres av TBO GKVCC fjerner andre CO₂-utslipp i Norge, f.eks. ved elektrifisering av offshore installasjoner, vil tiltaket gi 2.3 ganger mer CO₂ per krone brukt enn ved å kjøpe kvoter i utlandet for NOK 150.

Verdt å merke seg er at det med dagens CO₂-kvotekostnader på ca. NOK 149 per tonn, vil kraftverket uten CO₂-håndtering få denne kostnaden for å slippe ut ca. 2.5 millioner tonn CO₂ i atmosfæren, med mindre staten velger å overføre hele eller deler av denne verdien fra fellesskapet til gasskraftverkets eiere. I tilfellet hvor det bygges et gasskraftverk med CO₂-håndtering vil netto fangstkostnader utgjøre ca. NOK 153 per tonn for å fange inn ca. 2.25 millioner tonn CO₂.

I tilfellet uten håndtering har man en betydelig økonomisk risiko knyttet til fremtidige svingninger i CO₂-kvotepriser, denne risikoen er i hovedsak fjernet ved fangstalternativet. Den bedriftsøkonomiske differansen i lønnsomhet mellom alternativet med og uten CO₂-fangst tilsvarer NOK 1,6 milliarder eller ca. NOK 23 per tonn i løpet av GKVets levetiden. Dette tallet stiller uttalelsen i regjeringens forslag til klimakvoteloven om at nasjonale tiltak antas å være vesentlig dyrere enn å kjøpe kvoter i et interessant lys.

Sensitivitetsanalyse nr.1: Tildeling av omsettbare frikvoter for CO₂-utslipp
Hvis GKV blir tildelt en fri CO₂-utslippskvote på 60% eller mer, så vil byggingen av et GKV med CO₂-håndtering være mer lønnsomt (ihht. NPV-kriteriet), enn å bygge uten CO₂ håndtering.

Internrenten for GKV uten CO₂-håndtering vil imidlertid, gitt kvotepris på NOK 150 per tonn, ligge over NGCC CO₂cc.

Dette forutsetter at GKV kan selge ubenyttede CO₂ kvoter i det frie markedet, samt at kvote prisen er ca. NOK 150 per tonn CO₂.

Sensitivitetsanalyse nr.2: CO₂-kvotepris
NGCC CO₂cc er som forventet meget robust mot endringer i CO₂-kvotepriser. NGCC går inn i negativ netto nåverdi allerede ved NOK 100 per tonn, og er et dårligere økonomisk prosjekt totalt sett enn et GKV med CO₂-håndtering i det kvoteprisen overstiger 240 NOK per tonn, og det ikke er tildelt gratis CO₂-voter. Det vil være mer lønnsom å bygge et GKV med CO₂-håndtering uansett hvis kvoteprisen overstiger ca. NOK 240 per tonn.

Til sammenligning er det derfor interessant å tenke på at CO₂-avgiften er ca. NOK 330 per tonn CO₂. Hvis et gasskraftverk blir stilt ovenfor et slikt avgiftsnivå, så vil det uansett lønne seg å bygge med CO₂ håndtering.

I figur ved siden av gis GKV rett til å selge ubenyttede CO₂-kvoter i det internasjonale markedet. Ved det tilfelle at GKVet får 50% CO₂-kvote, uavhengig om det bygges med CO₂-håndtering eller ikke, så vil NGCC CO₂cc være mer lønnsomt enn uten NGCC ved en kvotepris på ca. NOK 162 per tonn.

Sensitivitet nr. 3: Salgspris CO₂ til EOR
Som vi ser av grafene ved siden av vil det å etablere et marked for CO₂ til EOR fra GKV være en svært viktig bidragsyter til å skape en både finansielt robust økonomi, gitt at kostnaden ved å slippe ut CO₂ fortsetter å svinge så mye som den har gjort så langt (markedsvolatilitet på mer enn 50% i 2004).

I tilfellet med 0% tildelt CO₂-frikvote så vil det være mer lønnsomt å bygge et GKV med CO₂-håndtering, hvis man kan få solgt CO₂ ferdig komprimert fra GKV for NOK 88 per tonn eller mer.

I tilfellet hvor gasskraftverket blir tildelt 50% utslippskvoter, så vil det allerede ved en salgspris på NOK 21 per tonn CO₂ være mer lønnsomt å investere i GKV med CO₂-håndtering. Gitt kvotepris på NOK 149 og rett til å selge gratiskvoter.

Som nevnt tidligere, må det ikke settes likhetstegn mellom brutto fangstkostnad og relevant salgspris for CO₂ til EOR. For en utbygger av gasskraftverk i Norge vil muligheten for å etablere en langsiktig kontrakt for leveranse av CO₂ til norsk sokkel for EOR kunne være den viktigste finansielle premiss for å realisere et slikt prosjekt. Man kan bl.a. se for seg resiproke kontrakter for take-or-pay leveranser med gass en vei, og CO₂ den andre veien. Prising av gass og CO₂ kan da være knyttet til bl.a. oljeprisutviklingen, og på den måten etablere økt grad av finansiell robusthet i et GKV med CO₂-håndteringsprosjekt.

Strategiske overveielser i forhold til. CO₂-kvoter og rammebetingelser
Det er imidlertid et forhold som i vesentlig grad kan påvirke en beslutning om å investere i CO₂-håndtering eller ikke. Hvis en utbygger av gasskraftverk velger å bygge med CO₂-håndtering, kan det hende at GKVet kun blir tildelt CO₂-utslippskvote for de 0 – 15% som slippes ut. Men hvis beslutningen er å ikke bygge med CO₂-håndtering, så kan utbygger kanskje påregne å bli tildelt 40 – 50% utslippskvote. Dersom denne utslippskvoten kan beholdes i ettertid av GKVet, og GKVet på et senere tidspunkt bestemmer seg for å bygge et renseanlegg, med påfølgende inntekter fra salg av kvoter, kan beslutningen om å bygge med renseanlegg fra start koste utbygger et netto nåverdi tap på maksimalt NOK 2.4 milliard (gitt at kvoten beholdes i 30 år).

Denne finansielle virkningen bidrar til å understreke at utøvelsen av tildeling av omsettelige CO₂-kvoter til enkeltaktører kanskje ikke er det mest hensiktsmessige virkemiddelet for å bidra til en reduksjon av utslipp av CO_2, da dette kan få sub-optimale effekter, dvs. de som forurenser mest i dag, får mest verdi i morgen.

Sammenligning av kostnadsbilde
Avslutningsvis i dette kapittelet om kostnader og lønnsomhet skal vil vi kort grafisk illustrere, veien fra en brutto fangstkostnad på NOK 380 per tonn CO₂ (eksklusiv transport og deponering) til en riktig kostnadsvurdering på NOK 230 per tonn CO₂.

Hovedårsaken til feilestimeringen av brutto fangstkostnader er knyttet til feilvurderingen av energikostnadene (skalaen viser brutto kostnaden i NOK per tonn renset CO₂).

Sammensetningen av brutto og netto CO₂-fangstkostnad kan se ut som figuren under i det tilfellet hvor GKV er blitt tildelt omsettelige CO₂-kvoter for 40% av utslippene. Brutto CO₂-fangstkostnad inklusive investering og avkastning på denne investeringen er ca. NOK 230 per tonn. I tillegg sparer man kostander i forbindelse med kjøp av CO₂-kvoter, salg av ca. 25% CO₂-kvote. Det resterende (NOK 104) er nødvendig salgspris for CO₂ til EOR for å oppnå en avkastning på totalkapitalen på 9%. 9% (Med en prosjektfinansiering på 70% gjeld med en snitt funding-rente på ca. 4.5% så tilsvarer dette i starten (før nedbetaling av gjeld) at egenkapitalavkastningskravet før skatt er på 19.5%, noe som kan synes noe høyt, men vi velger å benytte dette avkastningskravet da det er det samme som Statoil har gjort.) kan i mange tilfeller syntes noe høyt. Lavere avkastningskrav vil kunne bedre økonomien betraktelig.

Statoils bidrag/rolle
Statoil har gode muligheter til å utøve en proaktiv og konstruktiv rolle når det gjelder hva som skal til for at CO₂-håndtering skal kunne iverksettes. Statoil er i en særstilling da de er relevante for de fleste delene av CO₂-kjeden.

Reservoar- og feltinformasjon
Bellona ser at mangelen på feltinformasjon og reservaorkunnskap for hvert enkelt felt med hensyn på å bruke CO₂ til EOR er en vesentlig barriere for å få til gode case, som det er relevant å regne detaljert på.

Også Sintef understreker at den informasjonen de baserer seg på er mager: «The information about Draugen has been scarce and therefore most of the results regarding offshore solutions are based on reasonable assumptions and known data from other platforms.» (Sintef 2005, side 19).

Statoil har mottatt forskningsmidler fra NFR til å utføre en studie for å vurdere potensialet for CO₂ til EOR på Draugen og Heidrun. Statoil har «innledet et samarbeid med A/S Norske Shell, Hydro og Aker Kværner med sikte på å gjennomføre en komplett CO₂ verdikjede studie, som inkluderer fangst av CO₂ på Tjeldbergodden samt transport til og injeksjon i feltene Draugen og Heidrun. Innledende studier er gjennomført i 2004, der hovedfokus har vært på beskrivelse av topside utstyr og reservoarforhold for hhv. Draugen og Heidrun. Det er tatt initiativ til å videreføre dette arbeidet for å fremskaffe et bedre grunnlag for å vurdere potensialet knyttet til bruk av CO_{2 for EOR-formål i de aktuelle feltene. Resultatene fra dette arbeidet forventes å foreligge i løpet av 2007. Arbeidet støttes av Norges forskningsråd.»} (Ref A, side 18).

Bellona verdsetter at det utføres studier. I tillegg er det behov for testprosjekter på norsk sokkel samt vurdering av andre felt. Selv om Draugen i seg selv ikke er tidskritisk med hensyn til CO₂ til EOR, haster det å få på plass mer informasjon og kunnskap om CO₂ til EOR på norsk sokkel generelt, og spesielt angående felter som det kan være av betydning å se i sammenheng med de som er tidskritiske.

For eksempel bør beslutning om CO₂ til EOR for Gullfaks tas i løpet av 2005-2006 (OD 2005). OD rapporten konkluderer med at «Med de beslutningskriteriene som legges til grunn hos de aktuelle rettighetshaverne (balansepris 15-20 USD per fat), kan ikke inntektene fra ekstra oljeutvinning gjennom CO_{2-injeksjon på ett enkelt felt (Gullfaks) dekke utgiftene i hele kjeden»} (OD 2005, side 45). Gullfaks er det mest tidskritiske feltet. En beslutning om bruk av CO₂ til EOR der vil være enklere om det identifiseres andre felt som også kan benytte denne infrastrukturen for CO₂. Derfor er det viktig at andre felt også undersøkes nøye med hensyn til bruk av CO₂ til EOR selv om behovet for CO₂ for det gitte feltet skulle være noe frem i tid.

Statoil planlegger å bruke to år på studiet av Draugen. Slik vi forstår det kan dette forseres om nødvendig ved å utnytte den rette internasjonale kunnskapen og erfaringen, samt at prosjektet får høy prioritet. OD-rapporten skriver at «For de andre feltene (utenom Gullfaks) må det påregnes minst fem år til reservoarstudier, planlegging og modifisering av eksisterende installasjoner for eventuell injeksjon kan starte» (OD 2005, side 27). Statoil skriver at M-^STeknisk sett vil det være mulig å etablere et system med transport av CO2 fra Tjeldbergodden ut til et eller flere av feltene på Haltenbanken for injeksjon i oljereservoarer. De foreløpige vurderingene tyder også på at dette vil kunne gi en moderat økt oljeutvinning. Hvor stor denne effekten vil være vil kreve relativt omfattende studier.» (Ref A, side 18), og at «… estimatene for ekstra utvinning er beheftet med atskillig usikkerhet.» (Ref A, side 16)

Basert på et stort og tidskritisk behov for mer reservoardata anbefaler Bellona at myndighetene legger større press på selskapene når det gjelder å fremskaffe nødvendig reservoarinformasjon. Staten kan basert på ressursforvaltning med hjemmel i Petroleumsloven § 4.1 kreve at CO₂ til EOR utredes for hvert enkelt felt, og videre pålegge at CO₂ benyttes til EOR-formål.

Petroleumsloven § 4-1. Forsvarlig utvinning:

Utvinning av petroleum skal foregå på en slik måte at mest mulig av den petroleum som finnes i hver enkelt petroleumsforekomst, eller i flere petroleumsforekomster sammen, blir produsert. Utvinningen skal skje i samsvar med forsvarlige tekniske og sunne økonomiske prinsipper og slik at øding av petroleum eller reservoarenergi unngås. For å oppnå dette, skal rettighetshaver fortløpende vurdere utvinningsstrategi og tekniske løsninger og iverksette nødvendige tiltak.

Statoil påpeker også en del andre utfordringer:

Gjennombrudd av CO₂ i naturgassen som produseres:
M-^SPå Heidrun og Norne viser de allerede gjennomførte studiene at CO₂-injeksjon vil føre til økt oljeutvinning sammenlignet med injeksjon av hydrokarbongass eller vann. På den annen side vil slik injeksjon medføre at den produserte gassen blir forurenset av CO₂, og dermed vil det være nødvendig å separere CO₂ fra salgsgassen for å overholde salgsgasspesifikasjonene. Dette innebærer store kostnader. For Heidrun alene vil det sannsynligvis dreie seg om kostnader på flere milliarder NOK. For Nornes vedkommende vil det kunne bli nødvendig med et nytt produksjonsanlegg for å få dette til.» (Ref A, side 17). En relevant mulighet er å kjøre CO₂-forurenset naturgass rett inn i et gasskraftverk med CO₂-håndtering. Denne muligheten syntes å være fraværende i selskapenes vurderinger.
Alternative lagringsmuligheter og bufferlager:
«I perioder der felt som trenger CO2 til økt utvinning ikke kan ta unna de volumene som kildene daglig har behov for å deponere på akseptert vis, vil det være behov for alternative lagringsmuligheter « (Ref A, side 20). Her sitter selskapene, spesielt Statoil gjennom sitt Sleipner-Utsira prosjekt, med betydelig kompetanse og informasjon som de bør bruke aktivt inn mot dette arbeidet.
Behov for samarbeid og koordinering:
«Beslutningsprosessen mellom ulike aktører i kjeden, med ulike behov, vurderinger og tidsmessig behov for CO₂ salg/mottak vil være krevende» (Ref A, side 20). Bellona har lenge påpekt at helhetstenkning, samarbeid og koordinering er en mangelvare og en begrensende faktor i dagens CO₂-håndteringsarbeid. Med vilje og de rette rammebetingelsene skal det være mulig å koordinere dette feltet på lik linje med andre store prosjekt. Med unntak av myndighetene sitter Statoil i en spesiell posisjon, da de har interesser i hele CO₂– kjeden.
Behovet for feltspesifikk informasjon:
M-^SFor Snøhvit er det kalkulert at kostnadene knyttet til brønn for injeksjon og lagring ute på feltet utgjør 350 millioner NOK. Dette inkluderer kostnader til brønn og brønnramme. Drift og vedlikehold av brønnen er estimert til 5 mill NOK/år. Det presiseres at slike kostnader i stor grad er feltspesifikke, og ikke uten videre kan overføres til andre felt.» (Ref A, side 13). Dette viser også at Statoil er lite proaktiv i å fremskaffe nødvendig feltspesifikk informasjon og tall. Viktigere enn fokuset på energieffektiviteten på fangstteknologi er det nå å fremskaffe nødvendig felt- og reservoarinformasjon.
Tilgang på CO₂:
«Mangel på tilgang til store og billige CO₂-volumer, gjør at import av CO₂fra utlandet vil bli nødvendig» (Ref A, side 19). Dette er nødvendigvis ikke helt riktig. Av mange grunner kan det være riktig for Norge å rense store deler av de eksisterende utslippene, samt satse på bygging av nye. Flere gasskraftverk er under planlegging på steder der andre store utslippskilder befinner seg i umiddelbar nærhet, blant annet Tjeldbergodden, Mongstad og Grenland. Tilgangen på kraft er begrenset regionalt, og situasjonen strammes til ytterligere på grunn av planlagte industriprosjekter. Dersom det bygges gasskraftverk med fangst og lagring av CO₂ på disse stedene, og samtidig legges til rette for oppsamling av eksisterende industriutslipp, vil dette skape et viktig lokaliseringsfortrinn for Norge, siden kostnader med å slippe ut CO₂ vil kunne utgjøre en vesentlig kostnad i framtiden.

Referanser:

(CCP) http://uregina.ca/ghgt7/PDF/papers/nonpeer/379.pdf

(OD 2005) Oljedirektoratet, « CO_{2 for økt oljeutvinning på norsk kontinentalsokkel – en mulighetsstudie»}, 2005

(Fluor 2005), «Study and Estimate for CO_{2 Capture Facilities for the proposed 800 MW Combined Cycle Power Plant – Tjeldbergodden, Norway»,} Fluor and Statoil, April 2005.

Sintef 2005), «Tjeldbergodden power/methanol – CO_{2reduction effort SP 2:}CO_{2 capture and transport»}, SINTEF Energy Research, February 2005.

Med vennlig hilsen
Miljøstiftelsen Bellona

Beate Kristiansen, Programleder Renere Energi

Christine Karlsen, Juridisk rådgiver

Viktor Jakobsen, Finansrådgiver

Vedlegg:
A: Utdypende perspektiv rundt CO₂-håndtering

VEDLEGG A:
Utdypende perspektiv rundt CO₂-håndtering
Dette vedlegget består av Bellonas notat (Notatet er under utarbeidelse og vil kunne se noe annerledes ut når det er ferdigstilt ) som utdyper en del fakta og betraktninger i forbindelse med CO₂-håndtering. Notatet oppsummerer relevant og aktuelt bakgrunnsfakta for debatten rundt CO₂-håndtering.

Krav til fangstteknologien
I debatten om CO₂-fangst, har energieffektivitet (målt i form av utbytte av elektrisitet) i gasskraftverk, vært viet mye plass. Dette tyder på et sterkt «teknologiperspektiv».

For at en teknologi skal bli en suksess er det avgjørende at den er tilpasset brukeren/markedet og samfunnets behov. I et samfunns- og brukerperspektiv, der en må inkludere miljø-, energi-, nærings-, ressurs- og økonomiske hensyn, er energieffektivitet bare ett av flere krav som bør stilles til teknologien.( Ref f.eks.: Paul Feron, TNO sciene & tekn, Brussel 13-15.04.05, der han påpekte at valg av fangstteknologi vil avhenge av markedet, ikke bare teknologivurderinger)

Derfor mener Bellona at også andre krav som teknologien skal møte i sterkere grad må synliggjøres i teknologivurderinger og diskusjoner. For brukeren av teknologien dreier det seg mye om risikovurderinger og kostnader. For teknologieier er anvendelsesområder, marked og etterspørsel viktig. Høyest energieffektivitet betyr ikke nødvendigvis laveste samfunnsøkonomiske kostnader. (se også kap 5 «Samfunnsøkonomi»).

Krav som bør stilles til et CO₂-fangst anlegg er for eksempel:

Hvor robust og tilgjengelig anlegget er har betydning for prosjektvurderinger og livssyklus kostnader. Eksempelvis vil følsomheten for lokalt eksternt miljø som temperatur, luftkvalitet (saltinnhold, fuktighet, forurensning, o.l.), mm. influere på regulariteten. Behovet for stopp av anlegget for rengjøring/vedlikehold influerer på tilgjengeligheten. Det er derfor viktig å vurdere betydningen av høy regularitet vs høy virkningsgrad. Dette gjelder spesielt integrerte systemer der kraftproduksjonen er avhengig av CO₂-fangstprosessen, men kan også gjelde generelt dersom CO₂-uslipp straffes hardt nok.
Krav til sammensetning og betingelser for råvare (føde). Eksempelvis vil markedet for teknologien være større jo flere typer brensel av forskjellig kvalitet som kan benyttes. Det kan dreie seg om naturgass, biogass, kull, biobrensel o.l. av forskjellig kvalitet og sammensetning.
Egnethet for å kunne rense avgasser fra forskjellige anlegg – både når det gjelder å kunne ta forskjellige mengder avgass, og avgass med forskjellig sammensetning og betingelser. Å kunne rense forskjellige typer og mengder industriavgasser ved forskjellig trykk, temperatur og sammensetning gjør teknologien fleksibel. Mulighet til å ta avgass fra flere enheter i nærheten av fangstanlegg og rense dette sammen med «egen» avgass medfører rasjonalisering og reduserte kostnader per tonn CO₂. Muligheten til å utforme anlegg med «lokal»-tilpassede forhold mellom størrelsen i elproduksjon og mengde avgass inn fangstanlegget kan også være gunstig.
Rensegraden – hvor mye CO₂ som fanges og hvor stor andel som må slippes ut – bør tas med i vurderingene. Potensialet varierer fra teknologi til teknologi, og valg av rensegrad vil påvirke økonomien for enkelte teknologier.
Krav til vekt og fotavtrykk er vesentlig ved montering på tomteareal med høy pris, for eksempel på offshoreinstallasjoner. Teknologier som åpner for offshore bruk vil kunne ha store markeder. Betalingsvilligheten for kraft er gjerne høyere offshore enn onshore, og det er nærhet både til brensel og CO₂-deponering.
Livssykluskostnader inkl. kostnader for vedlikehold og driftsoppfølging i hele anleggets praktiske levetid.
Diverse risiki: Hva slags garantier gir leverandøren? Hva er forsikringsbransjens vurdering av teknologien og hva slags forsikring kan en få for systemet?

Mer fokus på samfunnets behov og krav til teknologi – «technology pull» – vil i større grad ivareta utvikling av de mest anvendbare teknologiene med det største markedspotensialet.

For å ivareta utviklingen av renseteknologi som i størst mulig grad møter samfunnets behov anbefaler Bellona at ovennevte parametre – som fleksibilitet med hensyn på brensel og avgass, tilgjengelighet, rensegrad mm. – synliggjøres sterkere ved vurderinger av fangstteknologier.

Utvikling av fangstteknologi
Det er klart interessant å utvikle nye teknologier. Det ventes imidlertid ikke noe paradigmeskifte i teknologien med det første (Ref f.eks. Uttalelser fra Sintef til Dagens Næringsliv 04.04.05 «Røkke og sjefsforskerkollega Erik Lindeberg har liten tro på tekniske «kvantesprang» – plutselige skift som med ett slag gjør CO₂-fjerning radikalt billigere».). Skal klimamålene nås slik FNs klimapanel anbefaler, har vi bare dagens teknologi med noe inkrementell utvikling å benytte. Det trengs vesentlige reduksjoner i klimagssutslipp allerede om 20 år, og i det tidsperspektivet er det ikke realistisk å vente på teknologiske sprang eller gjennombrudd. Derfor er det også viktig å gå videre basert på dagens teknologi.

Det neste steget for å videreutvikle dagens teknologi er å bygge anlegg og få relevant operasjonell erfaring, som kan benyttes for videre optimalisering og kostnadsreduksjoner. Det er såkalt «learning by doing» som nå vil føre til kostreduksjoner (Ref f.eks. Paul Feron, TNO sciene & tekn, og Krisitn XX Sintef, Brussel 13-15.04.05, der de påpekte at «learning by doing» vil føre til kost reduksjoner.). En kan tenke seg en tilsvarende prosess som for SO₂. Det er altså i hovedsak engineering og praktisk erfaring – og ikke forskning – som skal til for å få på plass optimaliserte rimeligere design og drift av renseanlegg.

Anlegg for rensing av CO₂ har vært i bruk for industrielle formål i lengere tid. Det finnes flere leverandører på markedet. Det er teknologisk ikke noe problem å bygge slike anlegg for etterrensing av avgass fra fyrte kraftverk. Renseanleggene har imidlertid stort sett vært optimalisert for andre prosesser enn for rensing av røkgass fra kraftverk (eks. fjerning av CO₂ fra industriell hydrogen produksjon basert på fossile kilder).

Det bør ligge en betydelig økonomisk gevinst i å samordne og optimalisere designen av kraftverket og CO₂-renseanlegget til de nye forutsetningene. Dette krever endringer av design, men ikke av teknologi. Renseanlegget vil kunne bestå av kjente komponenter, men ofte satt sammen på en litt ny måte. Den største endringen er i de fleste tilfeller tilpasning av utstyret til å behandle avgass i andre volumer og ved andre trykk enn opprinnelig forutsatt. Dette medfører at en har såkalt «proven technology in an unproven consept». Noe som gjør at leverandører ikke er villige til å gi det samme nivået på de (teknisk/økonomiske) prosessgarantiene som ved tradisjonelle leveranser. Dette medfører en økning i prosjektrisiko.

En fordel ved å «tilpasse» renseanlegget til å akseptere lavtrykksavgass er at det kan bygges som frittstående renseanlegg i forbindelse med eksisterende kraft- og industrianlegg. Driften av kraftverket forstyrres i liten grad og økonomisk risiko for anlegget reduseres.

For nye anlegg må det vurderes om kraftproduksjonsdelen kan integreres med CO₂-fangst delen. Grundige vurderinger og kostnadsestimater for integrert design av kraftverk basert på gass er en mangelvare.

For å oppnå design av renseanlegg som er optimalisert for formålet og med hensyn på lave kostnader anbefaler Bellona at det umiddelbart legges større innsats inn i engineering av fangstanlegg med hensyn på lave kostnader, og bygging.

Kampen om tallene
Studiene som er utført med sikte på å kartlegge kostnadene ved CO₂-håndtering i Norge har stort sett vært basert på rensing av CO₂ fra ett enkeltstående konvensjonelt gasskraftanlegg (CCGT-kraftverk ) med transport (Hovedsakelig transport via rør ) av CO₂ ut til ett deponeringssted på norsk sokkel.

Fangstkostnadene utgjør den største andelen av CO₂-kjedekostnadene. Det er derfor naturlig å prioritere hvordan man kan få redusert fangstkostnadene. Men vurderingen av teknologikostnader har lenge vært begrenset til teknologistudier der de økonomiske aspektene har vært håndtert sjablonmessig. Fokus har vært mer rettet mot å sammenligne forskjellige teknologier enn å se på optimalisering og tilpassing av teknologi for å redusere kostnader. Vurdering av energieffektivitet og forskningspotensiale har stått mer sentralt enn design av kostnadseffektive løsninger.

I den senere tid har det imidlertid vært utført arbeid som inkluderer endrede designkrav og systemintegrasjon med det formål å redusere totalkostnadene ved el-kraftproduksjon inkludert CO₂ fangst. Disse studiene (Ref Aker Kværner/GassTEK, CCP og Sargas) viser at dette gir besparelser, i forhold til studier basert på mer sjablonmessige oppgraderinger av utstyr utviklet til bruk i andre type prosesser.

Det kan se ut som om det er stor variasjon i kostnadstallene de forskjellige miljøer opererer med. Derfor er det nå et sterkt behov for mer transparens i tallmateriale og forutsetninger, slik at vi unngår å sammenligne epler med bananer. Det vil være sterkt hemmende for den videre fremdriften om den norske debatten reduseres til en kamp om tall.

Informasjon vil variere fra miljø til miljø basert på aktørenes ståsted, agenda og egeninteresse. Dette forsterkes så lenge det ikke er incetiver som drar i samme retning for alle aktører. Vi ser bl.a. at følgende (ikke-teknologiske forhold) kan være med på å påvirker tallene som fremlegges:

Manglende reell konkurranse og forventning om nybygging
Så lenge konkrete byggeoppdrag mangler, har lisensinnehaverne/teknologi- og utstyrs-leverandørene få incentiver til å presse prisene ned samt å legge mye innsats i videreutvikling og tilpasning av de konseptene de har kommersielt tilgjengelig, og som er optimalisert for andre type prosesser. De har en fordel av å kunne legge på prisene mest mulig, for å dekke usikkerheten og tillate høye fortjenestemarginer.Kraftutbyggere har en fordel av at fangstkostnadene fremstår som høye for at staten skal ta en størst mulig del av kostnadene.
Innsamling, transport og deponering/bruk av CO₂ mangler koordinering
De prosjektene som har vært vurdert er ikke reelle, da de fremstår som enkeltprosjekter med «egne» transport- og deponeringsløsninger. Det må vurderes systemer for CO₂-infrastruktur basert på flere kilder og fleksible løsninger for levering av CO₂ på forskjellige steder offshore, inklusive effekten av EOR basert på nødvendig reservoarkunnskap. Økonomien og organiseringen må vurderes ut fra at staten overtar noe av risikoen fra enkeltaktørene.
Rammevilkår for utslippstillatelser/tillatt kvotekjøpsandel av eget utslipp
For en kommersiell operatør av et anlegg som slipper ut CO₂ vil det være avgjørende hvilke rammebetingelser som legges på virksomheten fra myndighetenes side. Et vesentlig vilkår vil være hvorvidt eier er fri til å kjøpe CO₂-kvoter på det åpne marked for den mengden CO₂ slippes/planlegges sluppet ut.
Metodiske mangler
De mest refererte kostnadstallen for CO₂-fangst er ikke rene kostnadstall. De inneholder en sammenblanding av lønnsomhetsvurderinger og kostnadsanalyser.En signifikant andel av kostnadene skyldes mange tilfeller at det legges til en fortjeneste på energikostnadene internt i kraftverket med CO₂-fangst. En slik internprising av energi er ikke metodisk korrekt, verken ved kostnadsanalyser eller ved lønnsomhetsvurderinger. Fortjenesten kommer til uttrykk i nåverdivurderingen for alternativene.

I tillegg er estimatene ofte sjablonmessig utført. Det benyttes gjerne modeller som inneholder kostnader som det ikke er naturlig at GKV vil ha.

Det syntes også at marginer og reserver kan være tatt høyde for på flere nivåer i analysene.
Lokaliseringsfaktor, lønn og kontrakter
Det hersker også store variasjoner i hva som legges til grunn når det gjelder fastsettelse av byggekostnader, som anskaffelses- og kontraktsfilosofi, lønn og lokaliseringfaktor.

Bellona ser et stekt behov for vesentlig større grad av transparensen i tallmaterialet i forbindelse med fangstkostnader. Det er viktig å kunne skille «epler» og «pærer», slik at en unngår at debatten reduseres til en kamp om tall.

Prosjektrisiko
For kraftutbyggerne vil det å inkludere CO₂-rensing under dagens rammebetingelser introdusere en uakseptabel prosjektrisiko. Prosjektrisikoen er blant annet påvirket av at det i større eller mindre grad inkluderes «proven technology in an unproven consept». (Se kap 2 «Utvikling av fangstteknologi»)

Den aller største usikkerheten ligger imidlertid i at (kraft og) CO₂-fangstprosjekter er avhengig av en avsetning på den oppsamlede CO₂en. Den fysisk avsetningsmulighet og det økonomisk inntjeningspotensiale for CO₂ er i de fleste tilfeller uavklart. Ett enkelt prosjekt kan ikke bære kostnadene for transport og deponering av CO₂. Så lenge det ikke foreligger avklaring rundt avsetningen av CO₂ vil det vanskelig kunne tas investeringsbeslutning i CO₂-fangstprosjekter.

Frykten for at et paradigmeskifte innen teknologi skal kunne gi betydelig økonomisk gevinst for fremtidige anlegg, kan også være gjeldende. Denne frykten syntes større hos deler av det politiske miljø enn hos de industrielle aktørene. Frykten kan henge sammen med at en ser at viktige økonomier som EU og USA investerer i utvikling av teknologier som skal omdanne fossile energibærere som kull, olje og gass til CO₂-frie alternativer ut fra erkjennelsen av at hydrogen vil være en viktig energibærer i fremtiden. Frykten for at resultatene av en slik innsats skal ødelegge økonomien i «dagens» teknologi er lite reell, da det ikke ventes teknologiskift med det første (se også kapittel 2 «Utvikling av fangstteknologi»). I tillegg vil nye teknologier krever modningstid som de etablerte anlegg anvender til nedbetaling (og forbedringer) innen den nye teknologien er konkurransedyktig. Følgelig vil den økonomiske risiko for utbyggerne som baserer seg på etablert teknologi pr dato være marginal.

Det er altså mangel på businessmodeller som gir enkeltaktørene i kjeden de rette incentiver. Det er derfor viktig at myndighetene er med på å utforme virkemidler for hele CO₂-kjeden. Siden det er staten som vil tjene mest på CO₂-håndtering – spesielt EOR – er det naturlig å se på hvordan denne gevinsten kan rettferdiggjøre at staten overtar noe av enkeltaktørenes risiko.

Bellona anbefaler at statens gevinst ved bruk av CO₂ til EOR kartlegges (i videste forstand) og at det ut fra denne gevinsten rettferdiggjøres hvordan staten kan overta noe av enkeltaktørenes risiko.

Samfunnsøkonomi
Bellona ser at det er et akutt behov for å løfte CO₂-håndteringsdebatten og i større grad inkludere helhetstenkning og tydeliggjøring av hvilke perspektiver som bør vektlegges når beslutninger skal tas. Det innebærer i større grad å belyse de samfunnsøkonomiske perspektivene forbundet med CO₂-håndtering i videste forstand,. Det er viktig at slik informasjon synliggjøres for beslutningstakerne, slik at det treffes konklusjoner som er i tråd med samfunnets langsiktige interesser.

Når det er slik at oljeselskapene ikke finner det bedriftsøkonomisk lønnsomt å ta ut verdiene som ligger i bruk av CO₂ til EOR, bør en se på hva staten vil tjene på CO₂ til EOR og hvordan staten kan bruke denne gevinsten til å redusere risiko for enkeltaktørene i CO₂-håndterings kjeden.

Ved kartlegging av statens gevinst må det settes et kraftigere søkelys på positive eksterne gevinster som ikke nødvendigvis tillegges vekt i den bedriftsøkonomiske analysen i dag. Følgende bør tas med i vurderingen:

Ressursutnyttelse
Beregninger fra Oljedirektoratet viser at det med stor sannsynlighet vil være et samfunnsøkonomisk lønnsomt prosjekt å benytte CO₂ til meroljeutvinning på Tampen. Estimater viser at bruk av CO₂ på Tampen kan, i følge NRK 08.02.05, gi en meroljeutvinning på 1,2 – 1,5 milliarder fat olje, verdt nesten 250 milliarder kroner med en oljepris på 30 dollar per fat.

Muligheten for å realisere denne gevinsten kan imidlertid fort løpe fra oss. For at det skal bli aktuelt å benytte CO₂ til meroljeutvinning på f.eks. Gullfaks-lisensen, må dette fysisk komme på plass innen 2010. Beslutningen om hvorvidt man skal satse på meroljeutvinning eller stenge ned produksjonen vil snart bli tatt. Myndighetene må derfor raskt signalisere overfor oljeselskapene hvordan man vil legge til rette for en slik satsning.

Ut fra et ressursforvaltningsperspektiv kan vi ikke tillate en utvikling der ressurser blir etterlatt på havbunnen fordi mer «lukrative» prosjekter i nye områder prioriteres. Oljeindustrien har selv konkludert med at det største verdiskapningspotenisalet man i dag ser er å bruke CO₂ til merutvinning av olje (OG21, 2002). Dersom man ikke innenfor det nåværende tidsvinduet er villig til å bruke ressurser på å ta ut den økonomiske gevinsten som ligger på havbunnen risikerer man at den blir liggende der for alltid (Ref. manglende utvinning av oljelag under Frigg-feltet vs oljeutvinning fra Troll). I så fall må man kanalisere store midler til opphugging av plattformer og infrastruktur, som ved hjelp av CO₂-teknologi kunne fått forlenget sin levetid.

En vil kunne få økt utvinning av olje både på grunn av utvasking med CO₂ og på grunn av forlenget levetid på feltene. I tillegg kan det gi mulighet for frigjøring av naturgass som ellers benyttes til trykkstøtte.

Den positive virkning av bedre miljøpolitikk blir skjult av en regnskapsmessig utilstrekkelighet, nemlig at reduksjoner av klodens ressursbeholdning ikke belaster noe nasjonalregnskap. En bedrift som unnlot å trekke fra reduksjon i sin lagerbeholdning ved beregning av sitt overskudd ville få en ganske kraftig anmerkning fra revisor. Når man beregner BNP trekker man ikke fra reduksjon i ressursgrunnlaget (Willoch, 2000).

Utsatte fjerning/opphoggingskostnader
Staten skal bekoste største delen av fjerning- og opphoggingskostnader for infrastrukturen offshore. Å kunne utsette denne kostnaden vil være av stor verdi for staten.

Teknologiutviklingskappløpet
Det kan synes som om norske politikere og myndigheter i for liten grad har tatt inn over seg den «revolusjon» som finner sted innenfor miljøvennlig teknologi i resten av verden. I en situasjon hvor Norge er på desperat jakt etter nye vekstområder har vi ikke råd til å la være å satse på ett område vi både fra naturens side, teknologisk og kompetansemessig (enn så lenge) er begunstiget med de beste forutsetningene.

Om vi tar ballen nå og gjør noen snarlige grep vil en utbygging av CO₂-infrastruktur i Norge kunne utgjøre bærebjelken i kommersialisering av teknologi som er helt nødvendig for å dempe drivhuseffekten. Samt skape muligheter til å eksportere ny teknologi til utlandet.

Det er en stadig økende erkjennelse av at framtidig bruk av fossil energi vil være uløselig knyttet til CO₂-fjerning. Det er en raskt voksende aktivitet på utvikling av miljøvennlig teknologi både innen EU, USA og Japan spesielt på CO₂-håndtering fra el-kraft produksjon og industri. Norge har imidlertid spesielt gode forutsetninger for satsing på CO₂-fjerning på grunn av nærhet til ressursene, samtidig som vi disponerer brorparten av deponeringskapasiteten for CO₂ i Europa. Dette bør vi snarlig utnytte, ellers blir vi passert av de nasjonene som ser potensialet og tar grepene tidlig nok. Alternativt vil avkarboniseringen foregå på kontinentet, og teknologi og verdiskapning vil i hovedsak utvikles og lokaliseres i de land som kjøper norsk gass.

Skal vi bli verdensledende på teknologi må vi bruke den. Skrivebord- og labøvelser trengs parallelt, men vi kommer ikke i mål med bare det.

Norske aktører har i dag ingen kompetansemessige fortrinn innenfor tradisjonell gasskraftteknologi. Mer effektiv og miljøvennlig produksjon og utnyttelse av naturgass er i dag den fremste drivkraften for videre teknologisk utvikling. Ny teknologi åpner opp for at spennende industristrategiske perspektiver kan kombineres med samfunnets krav om bærekraftig utvikling.

Dersom gasskraftverk blir bygget uten CO₂-rensing mister man de positive synergieffektene i forhold til utbygging av CO₂-infrastruktur offshore. Dersom Norge bygger konvensjonelle gasskraftverk, vil den dyrebare kompetansen og erfaringen vi har bygget opp forsvinne til utlandet, der det også skjer mye på utviklings- og testefronten.

Etablering av anlegg med CO₂-håndtering vil både kunne håndtere utslipp fra eksisterende kilder og annen ny industriell videreforedling, og kan i tillegg være et godt utgangspunkt for øvrig pilot- og kommersialiseringsvirksomhet. Slike etableringer vil gi et kompetansemiljø som vil være grobunn for videreutvikling av teknologi og knoppskyting innen gassbasert industri.

Landbasert industri
Det å legge til rette for stabile og forutsigbare rammevilkår angående CO₂ gjennom en infrastruktur for CO_2, vil kunne tiltrekke seg og bidra til utvikling av landbasert industri.

Behov for omstilling i næringslivet
Norge må øke inntektene fra fastlandsbasert næringsliv for å sikre velferden.

I forbindelse med utbyggingen av norsk oljeindustri i begynnelsen av 1970 årene ble det fremmet krav om at norsk olje og gass «som hovedregel» skulle føres i land i Norge. Man så for seg at ilandføringen skulle få ringvirkninger i form av industrielle etableringer og økt sysselsetning på land. Disse forventningene har bare delvis blitt innfridd (Willoch, 2000. Tanker i tiden. J.W. Cappelens Forlag 2000). Den direkte sysselsettingen i oljeutvinningen er svært beskjeden i forhold til andelen av BNP. Sysselsettingen i Nordsjøen utgjør bare rundt én prosent av den samlede sysselsetningen, og andelen kommer bare opp i tre-fire prosent selv om vi inkluderer den aktivitet som foregår på land. I lys av lavere investeringstakt offshore blir det utfordrende å opprettholde den direkte sysselsettingen i forhold til verdiskapningen. En måte å imøtekomme denne utviklingen på er å bygge opp nye fremtidsrettede industriklynger.

Den teknologiske utviklingen og den tiltakende globaliseringen åpner vårt næringsliv for en sterk og økende internasjonal konkurranse, noe som forsterker kravet om omstilling på en dramatisk måte. Dersom vi ønsker å sikre velferdsstaten vil vi måtte doble inntektene fra fastlandsbasert næringsliv de neste 20 årene (NHD, 1999).

Det norske samfunnet vil i årene som kommer stå overfor nye utfordringer som krever nyskaping og omstilling. Inntektene fra petroleumssektoren vil avta, andelen eldre i befolkningen vil øke, og miljøutfordringene vil sannsynligvis bli både mer komplekse og alvorlige. I fremtiden vil både næringsliv og forvaltning måtte strekke seg for å redusere sine kostnader og samtidig levere varer og tjenester av høyere kvalitet, innenfor en ramme som ivaretar hensynet til naturens tåleevne (NHD. St.meld. nr. 39 (1998-99) Forskning ved et tidsskille.).

Vi har i dag et teknologisk miljø for CO₂-fjerning pga. av forventningen om at vi vil realisere disse mulighetene snart. En større satsing på CO₂-håndtering vil bidra til å fokusere FoU-aktiviteten i Norge inn mot fremtidens vekstområder. Det er bekymringsfullt at rekrutteringen til teknologifagene innen universitet- og høgskolesektoren er avtagende (OG 21. 2003. Nasjonal teknologistrategi for verdiskaping og økt konkurransekraft i olje- og gassnæringen. Online: (www.og21.org/files/OG21_Strategidok_210802.doc) Bellona mener at prosjekter av denne typen kan bidra til å gi ny «giv» og positive signaleffekter for fremtidens innovatører og entreprenører.

Etter hvert som investeringene i olje- og gassrettet forskningsvirksomhet blir svekket, må man stille spørsmålet om hvordan Norge skal ta vare på og videreutvikle energinæringen som den eneste norske kunnskapsnæringen av virkelig internasjonalt format. Utvikling av norsk del av Nordsjøen til permanent deponeringsplass for européisk CO₂ gjennom utbygging av en CO₂-infrastruktur, vil kunne bidra til å løse noen av de ovenstående utfordringene. Deler av norsk olje- og gassindustri vil forbli relevant gjennom å fylle rollen som en europeisk CO₂-deponeringsoperatør. Dersom norsk olje- og gassindustri i dag velger å overlate til andre å utvikle fremtidens løsninger for deponering av CO₂, frykter vi at den bidrar til å gjøre seg selv irrelevant på lang sikt.

På veien fra råvareprodusent til energileverandør og teknologieksportør er det avgjørende fra et samfunnsøkonomisk perspektiv at man klarer å utnytte de synergiene som ligger i koblingene mellom offshorerelatert og landbasert industri.

Nærhet til gasskildene på norsk sokkel kan gi norske aktører et fortrinn i forhold til fremtidig bruk av gass til industrielle formål. Men know-how og teknologiutviklingen vil kunne ha et enda større potensiale enn foredlingen.

Satsing på ren energi vil gi Norge et konkurransefortrinn i forhold til annen gass og andre energikilder i eksisterende og i nye markeder som blir stadig mer krevende. Som utslippsfri energi, vil det ikke være mulig for importlandene å ilegge energien ulike karbonskatter. Importlandenes klimautgifter vil tvert i mot kunne bli Norges inntekter. Satsingen innebærer således en diversifiseringsgevinst ved at man unngår at miljøkostnader veltes over på produsenter.

I tillegg til potensialet for å bli ledende i utviklingen av gasskraft med CO₂-håndtering, ligger muligheten for å bli Europas ledende leverandør av hydrogen basert på naturgass veldig nær.

Således vil en utbygging av en infrastruktur for CO₂ i Nordsjøen bidra til at norsk økonomi får flere bein å stå på.

Dagens politikere synes å ha en visjon om at det skal komme noe helt nytt som vi ikke vet noe om ennå. Det snakkes varmt om «hightech entreprises», men hva dette skal innebære er lite konkretisert. For Bellona synes det klart at vi i Norge har en mulighet til å bygge videre på det industrielle «cluster» vi har innen olje- og gassproduksjon. Dette miljøet har det beste utgangspunkt for å løse utfordringene ved å samle, transportere, utnytte og deponere CO₂ i olje- og gassfelter. Norge har også en høyst kompetent verkstedindustri som kan produsere de nødvendige anleggene for løsning av oppgavene, og hvor mulighetene for å etablere en ny nisje for eksport av høyteknologiprodukter i stor grad er tilstede.

Det å skulle være pioner i en industriell satsing av det omfang en kan se for seg her er på linje med beslutninger som ble tatt ved oppstart av oljeletingen på norsk kontinentalsokkel. Uten en aktiv medvirkning fra statens side i form av tilrettelegging av rammevilkår og tilgang på risikovillig kapital, vil potensiale for vekst ikke bli realisert.

Lavtrykksgass
Lavtrykksgass er et samlebegrep for gass som finnes i reservoarer med lavt trykk, dvs. grunne eller restgass i reservoarer som nærmer seg uttømming. For å gjøre slik gass kommersiell i vanlig forstand, vil en måtte bruke mye energi på å komprimere den for transport i de etablerte transportsystemene. Slik gass vil derfor kunne prises meget forskjellig fra det «normale» gassmarkedet, dersom en kan utnytte denne uten tilleggskomprimering. Gass som brukes inn i kraftproduksjon kan utnyttes ved svært lave trykk (5-20 bar). Muligheten for å være med på kappløpet om utvikling, eierskap og kunnskapservervelse i forbindelse med teknologi for utnyttelse av lavtrykk natur/metangass, representerer en stor utfordring.» CO₂-fri» elkraftforsyning av offshoreinstallasjoner kan tjene som fødselshjelp for utvikling av teknologi og marked. Fremtidig produksjon offshore med kabeltransport av kraft til land og tilknytning til sentralnett kan være en attraktiv mulighet. Denne sektoren representerer en mulighet for å møte behovet for omstilling i næringslivet (utvikling av teknologi og produksjon av utstyr).

Internasjonale avtaler
Kyoto-protokollens artikkel 17 sier at bruken av de fleksible mekanismene bare skal være «supplemental to domestic actions for the purpose on meeting emission limitation and reduction commitments». Selv om «supplemental» ikke direkte er kvantifisert i Kyoto-protokollen er landene bundet av det forhold at bruk av de fleksible mekanismen bare skal være et supplement til direkte tiltak hjemme. Både EU og den norsk regjering har satt 50% som en grense. Å avvike fra dette prinsippet vil være meget uheldig både for Norge og miljøet. Norge vil miste miljøtroverdighet, samt kaste bort interessante muligheter for å benytte hjemme markedet til å utvikle fremtidsrettet teknologi. For de videre internasjonale miljøforhandlinger er det viktig at avtalen respekteres, spesielt av rike i-land som Norge. Om ikke vi i Norge med våre gode betingelser praktiserer avtalen, hvordan skal vi da motivere andre land til å bli med i neste runde?

I forhold til Kyoto-avtalens krav skal en handlingsplan for hvordan landene skal gjennomføre de pålagte CO₂-reduksjonene, fremlegges i løpet av 2005. Perioden for realisering av planene er 2008 – 2012. Det er således et behov for å ta raske beslutninger og å starte en prosess basert på dagens teknologi. Norge har en unik mulighet til å bli ledene i gjennomføringen av tiltak som vil bli retningsgivende for den øvrige verden. Nordsjøen er et kjempelaboratorium for utvikling av olje/gassutvinningsteknologi, og kan bli det for CO₂-håndtering.

Omdømme og muligheten for en foregangsrolle
Bakgrunnen for Bellonas ønske om en satsning på CO₂ til EOR, er at en slik benyttelse av CO₂ vil skape et marked og en etterspørsel etter CO₂, som kan utløse investeringer i infrastruktur. En slik infrastruktur kan også benyttes til transport av CO₂ for lagring i reservoarer og saltholdige akviferer i lang tid etter at potensialet for EOR er uttømt. En slik infrastruktur har potensiale til å bli et sentralt utslippsreduserende tiltak, også i en større europeisk sammenheng.

Norge har opparbeidet et positivt omdømme med hensyn til å være et foregangsland i forhold til å ta ansvar for lokalt og globalt miljø gjennom tiltak rettet mot begrensninger i skadelige utslipp fra egen industri. Utfordringen som det globale samfunn står ovenfor i forhold til ytterligere begrensninger av klimagassutslipp, representerer for Norge en unik mulighet til å bli et foregangsland også på dette området.

Mulighet for reduksjon av CO₂-utlippene. Hvorfor offshore ?
Norges mulighet for å møte Kyoto-protokollens forpliktelser og fremtidige nye krav vil uløselig være knyttet til reduksjon av CO₂-utslippene fra olje/gass virksomheten. Historisk sett er det utslippene fra denne sektoren som øker mest i Norge.

«Veksten i de samlede klimagassutslippene fra 1990 til 2004 er primært preget av utslippene fra olje- og gassvirksomheten som steg med 77 prosent i perioden. Samtidig økte utslippene fra veitrafikken med 34 prosent, en økning som har sammenheng med økt økonomisk aktivitetM-^E M-^EÅrsaken til at utslippene fra olje- og gassvirksomheten steg det siste året, var høyere gassproduksjon og dermed høyere kraftbehov på sokkelen.» (http://www.ssb.no/emner/01/04/10/klimagassn)

Vesentlig reduksjon av utslippene fra transportsektoren, som ikke i stor grad spises opp av økt transport, er avhengig at det gjennomføres en utskifting av energibærer fra bensin og diesel til hydrogen, elektrisitet og biodrivstoff. Denne omleggingen vil ta lengre tid enn Kyoto-protokollens gjennomføringsperiode.

CO₂-utslippene fra landbasert industri viser i samme periode en nedadgående trend og det er begrenset mulighet for ytterligere kutt i den størrelsesorden som er nødvendig på kort og mellomlang sikt.

«Industriens prosessutslipp økte i 2004. Denne typen utslipp styres i stor grad av internasjonale konjunkturer, og 2004 var et godt år for deler av prosessindustrien. I 2004 ble det inngått en overenskomst mellom prosessindustrien (PIL) og Miljøverndepartementet (MD) om reduksjon av utslippene innen 2007 og fra 1. januar 2005 ble det innført et kvotesystem for deler av industrien. Ifølge Stortingsmeldingen om Regjeringens miljøvernpolitikk og rikets miljøtilstand vil kvotesystemet og overenskomsten medføre at utslippene fra prosessindustrien, utenom gassraffinerier og ilandføringsterminaler for olje og gass, reduseres med 20 prosent i 2007 sammenlignet med 1990.» (www.ssb.no/emner/01/04/10/klimagassn)

I lang tid fremover vil det være de etablerte offshoreinstallasjonene for olje- og gassutvinning som står for økningen i CO₂-utslippene fra sektoren. Dette skyldes at det kreves mer og mer energi for å produsere de resterende oljemengdene (gass- og vanninjeksjon) og økende gassvolumer som må komprimeres for transport. Eksportvolumet av naturgass forventes å gå opp fra ca 70 mrd SM³/ år (2004) til mer enn 100 mrd SM³/år innen 2008, med potensiale for ytterligere økning til 120 mill Sm³/år.

Dette økende energibehovet må foreløpig produseres basert på forbrenning av gass og mer utslipp av CO_2, fordi tilførselen av el-kraft fra det norske Sentralnettet ikke dekker dagens behov. Energiproduksjonen kan enten gjøres offshore eller ved landbaserte anlegg med distribusjon av el-kraft gjennom kabler til plattformene. I begge tilfeller må det finnes løsninger for innsamling og bruk/deponering av CO₂-utslippet. Offshore er det behov for område og «cluster»tenkning slik at flere plattformer kan mates fra sentraliserte produksjonsanlegg.

Virkemidler
Siden risikoen for enkeltaktører under dagens rammebetingelser er uakseptabelt høy, og en stor del av fortjenesten knyttet til meroljeutvinning fra modne oljefeltss vil tilfalle staten i form av økte skatteinntekter, er det naturlig at også staten bærer noe av risikoen. Det bør derfor utformes nødvendige virkemidler som bidrar til å overføre risiko fra enkeltaktører til staten i samsvar med de gevinster staten vil erverve. Virkemidler som kan vurderes er:

Regulert maksavkastning: En kan gjennom skattefradrag sikre oljeselskapene en definert regulert avkastning på de investeringer bruk av CO₂ til meroljeutvinning medfører.
Beskatningen baseres på realisert oljepris: Ikke på normpris. Da kan oljeselskapene selge oljen på forward-kontrakter, uten å risikere beskatning basert på en eventuelt stigende normpris.
Volumfradrag/volumkreditt: Lavere skatt på den ekstra oljen som utvinnes ved bruk av CO₂, med en beskrankning ift oljeprisen.
Statlig infrastruktur: Investeringer i infrastruktur for CO₂ vil trolig bare være lønnsomt om infrastrukturen benyttes av flere lisenser. Siden slike lisensovergripende investeringer forutsetter et komplisert avtaleverk mellom de ulike lisensene, bør det vurderes om den mest hensiktsmessige løsningen er statlig investeringer i, og eierskap av, infrastruktur for CO₂.

Kvotehandelens begrensninger
Bellona har ved flere anledninger uttrykt skepsis til å benytte omsettbare utslippskvoter som eneste virkemiddel i klimapolitikken. Noen vil nok hevde at et kvotesystem er tilstrekkelig dynamisk, fordi den «totale utslippskvoten» kan krympes etterhvert som strammere folkerettslige forpliktelser blir gjort gjeldende – og hele tiden frambringe de rimeligste tiltakene mot utslipp. En slik framgangsmåte vil dessverre neppe bringe oss i mål. For å redusere de globale utslippene av klimagasser tilstrekkelig, må vi ha en gjennomgripende endring i verdens energiforsyning. Forurensende energibærere som olje og gass må erstattes med elektrisitet, hydrogen og varme. Veien dit er lang. I dag står fornybare energikilder for under ti prosent av verdens energiforsyning.

Kvoter er et egnet virkemiddel for å oppnå et gitt utslippsmål, f.eks. Norges Kyoto-forpliktelse, på en kostnadseffektiv måte, fordi handel med kvoter sikrer at tiltak med lavest kostnad gjennomføres først. Denne egenskapen er også virkemiddelets svakhet, fordi kvoter dermed ikke gir incitament til mer kostbare teknologiske sprang, som er avgjørende for å oppnå utslippsreduksjoner i den målestokk som FNs klimapanel anbefaler. Denne svakheten har en økonomisk og en politisk side. Aktørenes tilpasning i et kvotemarked basert på Kyoto-forpliktelsen vil medføre tiltak og investeringer som kan være bortkastet når strammere utslippsforpliktelser trer i kraft etter kommende runder i Kyoto-prosessen. Problemet oppstår altså når man kombinerer kvotehandel med et utslippstak som senkes i rykk og napp. Som eksempel på dette kan vi se på naturgass som energibærer i transport, industri og i husholdninger. En kvotepris basert på Kyoto-forpliktelsen (antatt internasjonal kvotepris på 70-150 kroner per tonn CO₂), kan medføre at naturgass erstatter olje og kull i stor utstrekning. Overgangen fra «oljeøkonomi» til «gassøkonomi» medfører investeringer i infrastruktur, kjøretøy med videre. En slik overgang vil gi reduserte utslipp, men ikke på langt nær så store reduksjoner som er nødvendige for å unngå klimaendringer. Kvoteprisen vil riktignok gi et incentiv til mer effektive motorer og mer effektiv utnyttelse av fossil energi i kraftverk, men potensialet for effektivisering basert på eksisterende energibærere er fysisk begrenset. Når man nærmer seg 100% energiutnyttelse, vil marginalkostnaden eskalere, mens utslippene fortsatt er betydelige. Dersom det oppnås enighet om betydelig strammere forpliktelser, må fossile energibærere som naturgass erstattes med rene energibærere som elektrisitet og hydrogen. Dermed vil de investeringer som gjøres med bakgrunn i en lav kvotepris være bortkastet. Politisk kan dette også gjøre det vanskeligere å oppnå internasjonal enighet om nye forpliktelser, fordi man har bundet seg til energisystemer med betydelige CO₂-utslipp.

Virkemidler som bidrar til teknologiske sprang har den motsatte effekt. Når store framskritt innenfor nullutslippsteknologi synes innen rekkevidde, vil det kunne framskynde internasjonal enighet om strammere forpliktelser.

Utvinningsgrad vs. jomfruelige områder
Bellona mener at åpning av nye oljefelter som alternativ til meroljeutvinning av eksisterende felter ikke bare er dårlig miljøpolitikk og ressursforvaltning, men også dårlig samfunnsøkonomi. Vi mener at verdiskapningen i hovedsak ikke bør knyttes til uttaket av ressurser og kortsiktig profitt til staten, men basere seg på en industriell ambisjon utover ressurshøsting.

Bellona mener at utnyttelse av de nåværende ressurser ved hjelp av innovativ og miljøvennlig teknikk og kompetanse vil danne et bedre grunnlag for fremtidig aktivitet og verdiskapning enn åpning av nye felter.

Selv om Bellona i prinsippet deler industriens bekymring vedrørende den dalende investeringstakten, tror vi ikke åpning av nye felter nødvendigvis er den beste løsningen på industriens utfordringer i dag.

Den norske olje- og gassindustrien er i verdenstoppen hva gjelder innovative utvinningsteknikker. Oljebransjen har selv utpekt utnyttelse av små felt som er i en haleproduksjonsfase som et mulig satsningsområde for fremtiden (OG21). Dette er et område hvor norske oljeselskaper i dag har muligheter til å videreutvikle spesialkompetanse som kan vise seg å bli svært verdifull også utenfor Norges landegrenser. Bellona registrerer imidlertid at en del utenlandske myndigheter er mer aktive på dette området enn norske. Britiske myndigheter legger i større grad enn norske forholdene til rette for at industrien skal kunne bli førende innen utvikling og produksjon av nødvendig teknologi og utstyr knyttet til haleproduksjon.

Referanser:
Willoch 2000, «Tanker i tiden», J.W. Cappelens Forlag 2000

NHD. St.meld. nr. 39 (1998-99) «Forskning ved et tidsskille»

OG 21. 2003. «Nasjonal teknologistrategi for verdiskaping og økt konkurransekraft i olje- og gassnæringen». Online: www.og21.org/files/OG21_Strategidok_210802.doc