God fremdrift i arbeidet med norsk Co2-verdikjede

frontpageingressimage_CO2.jpg Photo: Bellona

Prosjektleder i Gassco, Sigve Apeland, konkluderte med at de ikke kan se noe som skulle stoppe videre arbeid med prosjektet. Myndighetene har også gitt sterke signaler om en videreføring inn i neste fase hvor det vil bli gjennomført mulighetsstudier for valgte verdikjeder.

Gassco utfører arbeidet i samarbeid med Gassnova og Petoro. Bellona deltar i arbeidet både som deltager i Gassnovas faggruppe i forbindelse med arbeidet med kilder for og fangst av CO2 og som sparringspartner på andre deler av kjeden.

Gassco har utarbeidet elleve verdikjeder som de ønsket kommentarer på. Kjedene knytter sammen CO2-kilder og aktuelle felt for EOR. Verdikjedene er basert på Petoros identifisering av seks felt som spesielt interessante for å ta i bruk CO2 til EOR, i en tidlig fase. Feltene det er snakk om er Brage, Oseberg Øst, Gyda, Volve, Draugen og Gullfaks. De norske kildene som Gassnova har identifisert som de mest aktuelle i en CO2-verdikjede på kort sikt er gasskraftverk på Kårstø, prosessanlegg på Kårstø, cracker på Mongstad, og industrielle CO2-utslipp fra Norcem, Noretyl og Yara i Grenlandsområdet.

Gasscos arbeid er stort sett i tråd med den CO2-håndtering Bellona har kjempet for i ti år. Bellona ser imidlertid at de foreslåtte verdikjedene ikke synliggjør en del nærliggende oppsider.

CO2-verdikjeder
Alle verdikjedene er antatt satt i drift i 2010 med en varighet på 30 år. De første årene vil CO2 brukes til EOR. Etter hvert som drift av oljefeltene blir ulønnsom vil oljeproduksjon avsluttes, og CO2 vil deretter injiseres kun for lagring av CO2. Mellomlagring av CO2 er vurdert men funnet for dyrt.

Kostnadsestimater og lønnsomhetsvurderinger ligger til grunn for de verdikjeder som er foreslått. Strukturen i scenariene kan oppsummeres slik:

Skipstransport av CO2 fra Grenlandsområdet til Kårstø eller Mongstad. Deretter rørtransport av CO2 til Brage og Osebergfeltene. Fra 57 til 77 millioner tonn CO2 foreslås lagret fra 2010 til 2040

Transport av CO2 fra Grenlandsområdet eller fra kullkraftverk og industri i Danmark og Tyskland til Kårstø. Deretter rørtransport av CO2 til Gydafeltet, hvor 52 til 72 millioner tonn CO2 injiseres over 30 års-perioden

Rørtransport av CO2 fra Kårstø til Volve hvor 10 millioner tonn CO2 lagres

Skipstransport av CO2 fra Tjeldbergodden, Kårstø, Danmark og/eller Tyskland til Mongstad. Deretter rørtransport av CO2 til Gullfaks hvor opptil 150 millioner tonn CO2 kan lagres

Skipstransport av CO2 fra Skogn, Mongstad, Kårstø og Grenland til Tjeldbergodden. Deretter rørtransport av CO2 til Draugenfeltet hvor opptil 119 millioner tonn CO2 foreslås lagret

Transport av CO2 fra kilde til oljefelt vil skje enten i rørledning eller ved bruk av skip. Gassco informerte om at det i hovedsak er offshore lossesystemene som er kostnadsdrivende for transport av CO2 på skip. Derfor er det mest relevant å vurdere bruk av skip ved frakt fra et landanlegg til et annet landanlegg. Generelt regnes rørledning som mest lønnsomt ved store volum og kortere avstander, og skip som mest lønnsomt ved lange avstander og mindre volum.

Gassco er forsiktige med å gå ut med detaljerte kostnadstall for fangst og transport av CO2 på grunn av konfidensialitet i oljeselskapenes beregninger. Enkelte overslag ble imidlertid presentert, og CO2-fangst og transportkostnader for de foreslåtte verdikjeder ligger i områder 8.5 til 20 milliarder kroner pr verdikjede. Noe inntektspotensial ble imidlertid ikke antydet.

Gassco har ikke funnet noen av de foreslåtte verdikjedene bedriftsøkonomisk lønnsomme. – Dette er overhodet ikke overraskende, sier Bellonas Aage Stangeland. – Gassco presenterte ingenting angående lønnsomheten for staten, og det ble derfor ikke konkludert med hvor stor lønnsomhet det vil være i CO2-verdikjedene. CO2 brukt til EOR gir staten økte oljeinntekter, og følgelig blir dette så lønnsomt for Norge at staten bør være med og bære noe av risikoen i en norsk CO2-verdikjede ifølge Bellonas CO2 rapport.

I tillegg har Gassco utarbeidet verdikjeder som hovedsakelig bare består av ett felt pr verdikjede. Ved å introdusere bruk av CO2 i flere påfølgende felt vil lønnsømheten økes.

– Dette må anskueliggjøres, sier Stangeland. – Vi vet at når CO2 først er tilgjengelig på sokkelen vil det å bruke CO2 i olje og gassutvinningen bli vurdert som mye mer interessant av selskapene. Det er viktig at dette ikke drukner i et slikt arbeid. For eksempel inkluderer Statoil og Shell i sitt prosjekt i forbindelse med gasskraftverk på Tjeldbergodden både Draugen og Heidrun suksessivt i samme verdikjede.

CO2 til EOR
Basert på tekniske vurderinger av feltene og kostnadsestimater har Petoro utpekt seks oljefelt som aktuelle for EOR i en tidlig fase av en CO2-verdikjede. For feltene Brage, Oseberg Øst, Volve og Draugen er eierne allerede i gang med studier av CO2 til EOR. Prosjektleder Jan Rosnes i Petoro fremhevet at det er gledelig at CO2 verdikjeder nå ikke lenger står og faller med Gullfaks. Han henstilte også Gyda lisensen om å sette i gang relevant arbeid. I tillegg vil flere andre felt være aktuelle på lengre sikt, med Ekofisk som et av de mest interessante.

Petoro mener EOR potensialet på norsk sokkel typisk er 5% økt oljeutvinning. I USA har de erfaringer som viser at det er høyere, og Petoro har derfor sendt noen reservoarmodeller til USA for analyse på samme måte som for amerikanske felt. Foreløpige resultater viser at antagelsen om rundt 5% kan stemme.

Rosnes fremhevet viktigheten av at de videre planene for arbeide i de forskjellige delene av kjeden samordnes slik at det ikke blir stopp i arbeidet med offshore feltene i påvente av andre deler av kjeden. Han kom også med en klar henstilling til selskapene om å melde inn andre mulig felt som kandidater for CO2 til EOR. Til nå hadde det ikke kommet inn andre forslag enn de feltene Petoro selv hadde startet med som mulig kandidater.

Investeringer offshore er anslått til 1.5 – 5 milliarder kroner pr felt.

Videre arbeid
Det gjenstår mye arbeid før en verdikjede kan være på plass. Gassco fullfører første fase av arbeidet med en rapport til Oljedirektoratet 1. juli. Deretter må flere faser med mulighetsstudier, konseptvalg, forprosjektering, prosjektering og utbygging gjennomføres før en verdikjede kan være i drift.

Det er muligheter for ytterligere optimaliseringer utover det som allerede er presentert. Gassco har så langt ikke vurdert dampproduksjon fra biomasse, noe som kan vise seg å redusere driftskostnadene. Bellona mener at dette må inkluderes i arbeidet med kilder og fangst av CO2. Det er behov for økonomiske og juridiske virkemidler for å få CO2-verdikjeder på plass. Dette er foreløpig ikke vurdert av Gassco, men det vil være fokus på virkemidler i neste fase av prosjektet.

Brage er tidskritisk med tanke på leveranse av CO2 for EOR. Dette kan fort utløse bygging av energiverk med CO2 fangst på Mongstad. Bygging av en første verdikjede kan videre gi nyttig erfaring som kan gjøre terskelen lavere for etablering av andre verdikjeder.