2 Svar på spørsmål fra utvalget

Spørsmål fra utvalget

1. Hva kan bidra til å redusere kostnadsgapet (angitt i kr per tonn CO₂ og øre per kWh) mellom konvensjonell gasskraftproduksjon på land og offshore og ny miljøvennlig gasskraftproduksjon, hvor tiltakskostnad for rensing og deponering av CO₂ er inkludert?

i. Hvor langt kan den teknologiske utviklingen knyttet til miljøvennlig gasskraftproduksjon bringe oss videre, og innenfor hvilken tidshorisont?

ii. Er det samfunnsøkonomisk eller teknologisk interessant å anbefale bygging av et konvensjonelt gasskraftanlegg i dag, for så i etterkant å evt. utvide det til et CO₂-fritt anlegg?

iii. Finnes det nye, CO₂-«frie» og lovende konsepter for gasskraftproduksjon som bør anbefales i en evt. større satsing på FoU i Norge, både med hensyn til lokalisering både på land og på norsk kontinentalsokkel?

iv. Innenfor hvilke sektorer kan den teknologiske utviklingen knyttet til miljøvennlig bruk av naturgass gi substansielle redusjoner i norske CO₂- utslipp?

2. Hvordan kan FoU stimulere til ut­prøv­ning, kommersialisering og introduksjon av nye miljøvenlige naturgassanvendelser i Norge?

i. Hva er hovedbarrierene i dag for å realisere ny, miljøvennlig gasskraftprodusjon, og hvordan kan FoU stimulere til å overkomme disse barrierene? Hvor langt kan evt. økt satsing på FoU bringe oss videre mot kommersialisering og introduksjon?

ii. Gitt betydelige offentlige midler, hvilke tema bør prioriteres i en evt. fremtidig satsing på FoU, og hvordan bør den organiseres for å stimulere til økt kommersiell aktivitet?

iii. På et mer generelt grunnlag, hva mener du skal til for å stimulere til økt kommersiell aktivitet på dette teknologiområdet?

3. Er det realistisk å få etablert et marked for CO₂ som trykkstøtte på norsk kontinentalsokkel?

i. Hvilke hovedforusetninger og rammebetingelser må i så fall på plass?

ii. Foreligger det tilstrekkelig dokumentasjon for å ta en beslutning om deponering av CO₂, evt. bruk av CO₂ som trykkstøtte til økt oljeutvinning?

iii. Vil behovet for infrastruktur være en hovedbarriere for storstilt deponering av CO₂, evt. salg av CO₂ til trykksøtte på norsk kontinentalsokkel? Hva med flytende CO₂ og løsninger v.h.a skip for dette?

iv. Er de juridiske problemstillingene tilstrekkelig avklart?

v. Foreligger det akseptable kontroll- og verifiseringsmetoder for hvordan deponert CO₂ oppførere seg over land tid? Er teknologien på dette feltet tilstrekkelig utviklet?

vi. Er det andre «flaskehalser» mot økt bruk av CO₂-deponering/trykkstøtte offshore?

4. Hvilke andre anvendelsesområder for naturgass enn kraftgenerering bør det legges opp til i Norge?

i. Hva skal til for å få de ulike anvendelsene mer miljøvennlig?

ii. I hvilke grad vil tilgjengelighet av gass være begrensede for ulike anvedelser?

iii. Hvordan kan vi få til synergier mellom flere løsninger (for eksempel gasskraft og industrielle anvendelser) på kort og lang sikt?

5. Bør Norge satse på å bli en hovedaktør i utviklingen av hydrogen som fremtidens energibærer?

i. På hvilke områder er det fornuftig å ta i bruk hydrogen først?

ii. Bør Norge satse på å bli en (internasjonal) hovedleverandør av hydrogen fra naturgass?

iii. Gitt at hydrogen får gjennomslag som energibærer internasjonalt, hvordan bør Norge posisjonere seg på en best mulig måte?

iv. Kan det være fornuftig for Norge å «hoppe» over gass i transportsektoren (unntatt for skipsfart), og satse på direkte bruk av hydrogen i stedet?

D2.1 Innspill til Gassteknologiutvalget fra Norges Naturvernforbund

Generelle kommentarer:

Norges Naturvernforbund mener at hovedutfordringen i norsk energiforsyning er å effektivisere energiutnyttelsen for å redusere effekttopper og energiforbruk. Det er nok kraft i det europeiske markedet Norge er en del av. Flaskehalser i overføringenen av kraft gjør at det oppstår effektproblemer når forbruket er høyest. Tiltak på forbrukersiden er miljømessig og samfunnsøkonomisk langt bedre enn å øke tilgang på strøm for å løse effektproblemene. Slike tiltak demper samtidig etterspørselen etter energi. I tillegg til å effektivisere energibruken ved energisparetiltak og effektstyring, bør vannbåren varme basert på fornybare energikilder, spillvarme og varmepumper stimuleres.

En infrastruktur for gass vil virke hemmende på utviklingen av mer miljøvennlige energikilder- og teknologier, føre til økte utslipp av klimagasser og legge føringer for valg av energikilde i flere tiår framover. Naturvernforbundet går derfor mot å bruke offentlige midler til å bygge rørledninger for fossil energi.

Norsk sjølforsyning av kraft?

I et normalår vil den norske elkraftproduskjonen være mindre enn elforbruket innenlands. Forskingen ved CICERO indikerer riktignok at NVEs beregninger av produksjon i et normalår undervurderer at klimaendringene kan gi mer nedbør.

I et internasjonalt kraftmarked er det ikke nødvendig at hvert land har balanse mellom forbruk og produksjon. Men i en vurdering av ressursbruken ved norsk gass til innelands kraftproduskjon må en også ta hensyn til at Norge eksporterer store mengder gass som går til elkraft og varme i andre land. Det har lite å si for energiutnyttelsen av gassen, og for utslippene, hvor gasskraftverk ligger innenfor et felles marked. Norges Naturvernforbund er av den oppfatning at Norge bør begrense sitt forbruk slik at vi ikke må basere oss på nettimport av kraft. De miljøvennlige løsningen ligger på forbrukssiden.

Det er fortsatt mange ubrukte muligheter for å effektivisere bruken av den elekrisiteten vi allerede har. Over en tredjedel av el-forbruken brukes til oppvarmingsformål. Dette forbruket kan i stor grad erstattes av varmeenergi, enten desentralisert eller i et fjernvarmesystem. Bruk av bioenergi, varmepumper og spillvarme er alternativer som kan redusere behovet for høyverdig elektrisitet til oppvarming. Mulighetene er betydelige og miljøkonsekvensene små.

Det følger av dette at det ikke er behov for å bygge ut mer kraft, verken gasskraft eller mer vannkraft. Å bygge såkalt CO₂-frie gasskraftverk er særdeles dyr måte å møte energiutfordringen på. De lar seg ikke realisere uten betydelige subsidier fra staten. Sparetiltak og vannbåren varme ville kunne framskaffe like mye energi for en rimeligere penge, og miljøgevinsten ville bli langt større.

Innenlandsbruk av gass – klimagass­ut­slipp uten sidestykke

Norske selskaper planlegger å bruke rundt 6,5 milliarder kroner på å tilrettelegge for innenladsk bruk av gass. En del av prosjektene er avhengig av statlig støtte. Det er skissert at 10 prosent av gassen som utvinnes skal brukes innenlands. Det vil medføre et utslipp på 23 mill. tonn CO₂ (Natur og Ungdom Bulletin nr. 16, 2001). Dette kan ikke oppveies av reduserte utslipp fra oljefyring. Oljefyrings-utslippene sto for ca.7 mill. tonn CO₂ i 2000.

Naturvernforbundet mener at det i enkelte tilfeller, som i industrielle prosesser, kan være fornuftig å bruke gass. Men dette behovet kan dekkes ved å frakte gassen på tank, framfor å investeres milliarder i gassrørledninger.

Naturvernforbundet vil i stedet bygge ut nær- og fjernvarmenettet basert på varmepumper, bioenergi eller spillvarme. Dersom man bygger et gassnett til husholdninger, og åpner for offentlige investeringer i infrastruktur til gass, vil ingen bygge konkurrerende fjernvarme. Man må ta et valg: Skal vi satse på vannbåren varme basert på fornybar energi eller skal vi bygge en infrastruktur for fossil energi? Satser man på fjernvarme legger man til rette for bruk av alle de fornybare energikildene.

Naturvernforbundet mener at det ikke må bygges rørledninger for bruk av gass som energikilde i Norge.

Spørsmålene fra gassteknologiutvalget

1. Hva kan bidra til å redusere kostnadsgapet (angitt i kr per tonn CO₂ og øre per kwh) mellom konvensjonell gasskraftproduksjon, hvor tiltakskostnad for rensing og deponering av CO₂ er in­kludert.

Av den generelle innledningen går det fram at Norges Naturvernforbund mener det er prinsippielt feil å satse store midler på å utvikle denne typen teknologi i forhold til de mer presseserende problemene som kraftsektoren står overfor med å redusere effekttopper på kort sikt og energiforbruket på lenger sikt. Det er også en rekke andre problemer knyttet til utviklingen av CO₂-deponerende gasskraftverk:

• Bygging av gasskraftverk bidrar til å opprettholde el-avhengigheten og vil gjøre kraftsystemet mer sårbart i krisesituasjoner.

• Utviklingen internasjonalt går mot stadig mindre produksjonsenheter og tiltak på forbrukssiden. Gasskraftverk representerer det motsatte.

• Klimagassutslippene fra aktivitetene på sokkelen må reduseres, men elektrifisering fra land er ikke alltid det miljømessig beste.

• Det er store energitap ved å skille ut og deponere CO₂ (20-30%) og ved transport i overføringssystemet.

• Grunnleggende usikkerhet om CO₂ blir værende i formasjonene i havbunnen. Lagring i frie havmasser er etter dagens kunnskap ingen forsvarlig løsning.

• Det finnes mange uavklarte juridiske problemstillinger i forhold til norsk lovgivning og internasjonale konvensjoner om den CO₂en som skal deponeres representerer forurensing eller ikke.

• Rammbetingelsene for nye fornybare varmeenergikilder må som et minstekrav sidestilles med CO₂-frie gasskraftverk både i utviklings- og driftsfasen.

• Miljøgevinster ved å gi bare en brøkdel av den planlagte gasskraftstøtten til tiltak på forbrukersiden vil bli formidable.

iv. Innenfor hvilke sektorer kan den teknologiske utvikling knyttet til miljøvennlig bruk av naturgass gi substansielle reduskjoner i norske CO₂ –utslipp?

Det er vanskelig å se at utvikling av såkalt miljøvennlig bruk av naturgass, her definert som deponering av CO₂, kan bidra til netto reduksjoner av CO₂-utslippene hvis en samtidig gjennomfører en storstilet utbygging av rørledninger for fossilgass, subsidiert med offentlige midler. Dette vil i så fall medføre en voldsom økning i utslipp av CO₂ fra en rekke små punkt utslipp som ikke egner seg for utskilling og deponering av CO₂. Totalvirkningen kan derfor bli en massiv økning av CO₂-utslipp i Norge, selv om en bygger et eller flere CO₂-deponerende gasskraftverk.

2. Hvordan kan FoU stimulere til ut­prøv­ning, kommersialisering og introduskjon av nye miljvennlige naturgassanvendelser i Norge?

FoU kan bidra gjennom forskning på bruk av gass til ferjer og kjøretøyer med sikte på å redusere partikkelforurensing, NOx og andre utslipp som representerer en helsefare for befolkningen i tetttbygde strøk. Dette vil neppe gi særlige gevinster mht. CO₂-utslipp sammenliknet med bensin og diesel som drivstoff, men det vil i hvert fall kunne bidra til å redusere helseplager for befolkningen.

3. Er det realistisk å få etablert et marked for CO₂ som trykkstøtte på norsk kontinentalsokkel?

Dette spørsmålet har vi ingen spesielle forutsetninger for å besvare.

4. Hvilke andre anvendelsesområder for naturgass enn kraftgenerering bør det legges opp til i Norge?

Gass som kjemisk råstoff, og som råstoff for proteinproduskjon er sannsynligvis den mest ressursvennlige måten å anvende gass på i Norge ved siden av økt bruk i ferjer og kjøretøyer.

5. Bør Norge satse på å bli en hovedaktør i utviklingen av hydrogen som fremtidens energibærer?

Hvis en velger å satse på hydrogen som energibærer bør en i så fall satse på den eneste bærekraftige løsningen, nemlig spalting av vann ved hjelp av strøm fra fornybare energikilder.

Med vennlig hilsen

Norges Naturvernforbund

Erik Solheim, leder

D2.2 Innspill til Gassteknologiutvalget fra Statoil

Dette notatet er basert på Statoils muntlige og skriftlige innspill til Gassteknologiutvalget i dets møte i Trondheim den 17. januar, 2002.

Hovedpoenger fra den muntlige presentasjonen i Gassteknologiutvalgets møte 17.01.02 (presentert ved Statoils direktør Auke Lont):

1. Statoil driver teknologiutvikling innen gasskraft langs aksen: konvensjonell-pilot-storskala. Veivalg og beslutninger gjøres på et forretningsmessig grunnlag.

2. Kyoto bør være en viktig ramme for myndighetene og selskapene når det gjelder teknologiutvikling

3. Dersom myndighetene ønsker å støtte utvikling av bruk av gass og gassteknologi i Norge er det mest effektivt å støtte utvikling av infrastruktur som bringer gassen nærmere industrien fremfor å støtte teknologiutvikling (for eksempel gassrør til Grenland)

4. Etablering av et generelt NOx kvote system vil være et effektivt virkemiddel for å åpne et nytt segment for gass i Norge (ferjer, supplybåter, andre skip)

• Det å bringe leverandørindustrien tungt inn i utviklingen av CO₂-teknologier er viktig, men vanskelig. Det å bygge, demonstrere og drive anlegg er det som over tid har vist seg å være det mest virkningsfulle for å stimulere til kostnadsreduserende forskning og teknologiutvikling.

• Om lag 2/3 av kostnadene ved CO₂-håndtering stammer fra CO₂-fangst, -tørking og komprimering

• CO₂-fangst og CO₂-mellomlagring/skipning er de mest umodne områdene mens CO₂-tørking, -kompresjon og rørledningstransport er mest modne

• Undergrunnsinjeksjon har sin egen usikkerhet, bl.a. i det vide spekter av geologiske forhold, Londonkonvensjonen o.a.

Statoils svar på Gassteknologiutvalgets skriftlige spørsmål:

Til møtet mellom Gassteknologiutvalget og Statoil den 17.01.02 var det fra utvalgets side utarbeidet en rekke detaljerte spørsmål som var overlevert skriftlig. Nedenfor er Statoils svar på disse spørsmålene som er gjengitt i forkortet form i uthevet skrift (hovedspørsmål) og i kursiv (underspørsmål).

Til spørsmål 1: Hva kan redusere kostnadsgapet mot CO₂-fri gasskraft?

i. Hva teknologi kan bidra med? Teknologisk utvikling kan kanskje redusere investerings- og driftskostnader med 30%.

ii. Konvensjonell gasskraft først, deretter utvide til CO₂-fritt? Dette er teknisk mulig for teknologier som fjerner CO₂ fra eksosgasser, muligens også for hydrogenfyrte anlegg

iii. Finnes nye, lovende konsepter for FoU-satsing? For offshore anlegg er Statoil, etter mange studier, skeptisk at CO₂-fjerning fra eksosgasser er en farbar vei og vi ser ikke noen konsepter som vil endre på dette i det nærmeste tiåret. For anlegg på land har Statoil selv over en årrekke kartlagt konsepter for CO₂-fjerning og bearbeidet dem til ulike studie- og testnivåer. I industrisamarbeidet i «CO₂ Capture project» (CCP) er det kartlagt mange interessante konsepter, de fleste med en relativt lang tidshorisont og derfor også vanskelig kvantifiserbar mht. hvor mye de kan bidra til kostnadsreduksjon. Svaret på spørsmålet må bli at det finnes interessante konsepter og nye kommer stadig til. Ingen peker seg imidlertid i dag klart ut som et ledende gjennombruddskonsept.

iv. Starte i storskala (1200 MW) eller mer gradvis oppgradering? Statoil mener at det bør startes med ett til to demonstrasjonsanlegg i 20-40 MW klassen. Dvs. ca. 1/10 av en fullskala gasskraftverkblokk. Oppfattningen er at de teknologier som kan kjøpes i dag har for mange ulemper (genererer spesialavfall, utslipp til luft og vann o.a.) til at det bør satses på umodifiserte utgaver av disse. Et viktig moment bør også være å gi norsk leverandørindustri muligheten til å kvalifisere seg gjennom utprøving i 20-40 MW skala.

v. I hvilke sektorer kan miljøvennlig bruk av naturgass gi substansiell reduksjon i norske CO₂-utslipp? Det viktigste i den første Kyotoperioden vil være CO₂-fjerning og –undergrunnslagring (eller for økt oljeutvinning eller industriell anvendelse) fra naturgass fra feltene Sleipner, Snøhvit, Åsgard, Kristin og eventuelle andre høy-CO₂ felter på norsk sokkel. Sleipner alene injiserer i dag en mengde tilsvarende 2,5% av norske CO₂-utslipp. Elektrifisering av plattformer i Nordsjøen er en mulig viktig strategi. Statoil som operatør og partnerne på Troll besluttet i fjor å forsyne ikke bare den nåværende plattformen, men også de fremtidige kompresjonstogene på Trollplattformen fra land. Statoil er stadig på utkikk etter nye muligheter til å videreføre en slik strategi som bærer i seg betydelige muligheter for CO₂-reduksjon. CO₂-fri gasskraft kan også bidra substansielt, men det må skje på en slik måte at konkurransekraften ikke svekkes i et EU-åpent kraftmarked. I en litt fjernere fremtid kan også produksjon og eksport av hydrogen (laget fra naturgass med CO₂-fjerning) være en mulighet. I tillegg vil CO₂-utslipp kunne reduseres gjennom bruk av naturgass mer generelt i Norge. Dette er dekket under spørsmål 4.

Til spørsmål 2: Hvordan kan FoU stimulere til utprøving, kommersialisering og intro­duk­sjon av nye og miljøvennlige naturgass­anvendelser i Norge?

Kommentar: Hovedbarrierene for noen form av bruk av naturgass i Norge har så langt vært de lave kraftprisene i kombinasjon med spredt befolkningsgrunnlag og et uvennlig terreng for rørdistribusjon av naturgass. Dette har vært hovedbarrierene for en mer normal utvikling av Norge som en mangfoldig bruker av naturgass i mange typer næringer og i husholdninger.

På den annen side har fraværet av avgifter på LPG og naturgass spilt en avgjørende rolle for den distribusjon og bruk som faktisk finnes allerede. Introduksjon av et høyt avgiftsnivå i Sverige har for eksempel ført til at naturgassbruken der har stagnert på et beskjedent nivå.

i. Hva er hovedbarrierene for CO₂-fri gassanvendelse? I utgangspunktet vil det alltid være vesentlig billigere å slippe CO₂ ut i luften enn å fange den og injisere i undergrunnen. Når CO₂-avgifter eller –kvotehandel kommer inn blir bildet noe endret, men det blir fortsatt billigere å slippe CO₂ til atmosfæren. Unntak kan finnes der hvor CO₂-avgift/kvotekostnad er høy og CO₂ må fanges av andre grunner. For eksempel CO₂-fjerning fra naturgass (Sleipner), fra ammoniakkfabrikker og visse typer petrokjemisk industri. Et generelt bilde er at lavere CO₂-konsentrasjon og lavt trykk gir vesentlig økt kostnad for CO₂-fangst. Det å fjerne CO₂ fra et gasskraftverk ved atmosfæretrykk og 3,8 volum% CO₂ er derfor mer kostbart enn å fjerne fra kullkraft med 12% eller fra naturgass ved 100 bar trykk og 9% CO₂. Økonomi er med andre ord hovedbarrieren. Kostnaden ved CO₂-utslipp til atmosfæren forventes å øke, for eksempel under et Kyoto II regime. Dette sammen med forskning og utvikling som reduserer kostnadene samt muligheten for å ta CO₂ i lønnsom bruk i stor skala til økt oljeutvinning vil etter hvert kunne få regnestykket til å gå opp. I dag er ikke dette tilfelle.

ii. Temaer som bør støttes av offentlig FoU? Organisering av FoU? Fokus bør fortsatt være på CO₂-fangst og selve undergrunnslagringen, men det anbefales en dreining over mot CO₂ for økt oljeutvinning samt skipstransport og mellomlagring av CO₂. Samfunnsmessige aspekter av denne type teknologianvendelse i Norge, men også i et videre markedsperspektiv for Norge som olje- og gassnasjon bør bli en integrert del av helheten. Mht. organisering har Klimatek, med sitt lave byråkratinivå og kontinuerlige behandling av innspill vært en suksess og bør fortsette på en slik måte. Ved tyngre demonstrasjonsprosjekter er det naturlig at industrien har en direkte rolle i planlegging, bygging og utprøving.

iii. Hva skal til for å stimulere til økt kommersiell aktivitet på teknologiområdet? Den virkelige stimulansen kommer gjennom at leverandørindustrien får inntrykk av at det innen rimelig tid blir et betydelig marked for slike teknologier.

Til spørsmål 3: Hvor realistisk er det å få til CO₂ for økt oljeutvinning (IOR) på norsk sokkel?

i. Hvilke hovedforutsetninger og rammebetingelser må være på plass? I dag benyttes hovedsakelig naturgass- og vanninjeksjon for trykkstøtte for å få mer olje ut av reservoarene på norsk sokkel. CO₂ må demonstreres å være velegnet som medium for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Betalingsevnen for CO₂ levert feltet for IOR er begrenset. Flere gunstige faktorer må komme sammen for å få til et CO₂-IOR prosjekt. Bruk av CO₂ for IOR har til nå ikke skjedd på noen lands sektor i Nordsjøen. I Nord-Amerika benyttes imidlertid en mengde tilsvarende Norges årlige CO₂-utslipp for IOR i en del områder. Hovedmengden av dette er CO₂ fra naturlig forekommende CO₂-reservoarer supplert med noe fra naturgassraffinering og petrokjemisk industri. I Nord-Amerika krysser en CO₂-rørledning grensen mellom USA og Canada, en påminnelse om at samarbeid på tvers av for eksempel UK og norsk sektor bør kunne bli mulig også i Nordsjøen.

ii. Finnes det nok dokumentasjon for lagring av CO₂, eventuelt CO₂ for IOR? For ren undergrunnslagring (uten IOR) er Sleipner det til nå best dokumenterte feltet. Gjennom det 40 MNOK, Statoil-ledede SACS-prosjektet (Saline Aquifer CO₂ Storage) har vitenskapsfolk fra Norge, EU, USA og Japan siden 1999 kunnet yte bidrag til studiet av oppførselen til den injiserte CO₂ i Sleipner. SACS har for egen regning skutt seismikk i 2000 og igjen sommeren 2002. Det planlegges en videreføring av SACS-prosjektet i årene som kommer, men nå supplert med studier av lokaliserte steder for CO₂-injeksjon i Danmark, Tyskland og Wales. SACS har også etablert en samarbeidsrelasjon med prosjektet som driver CO₂-IOR i det kanadiske Weyburn-feltet.

iii. Er mangel på CO₂-infrastruktur en hovedbarriere? Rørledninger og kompressorer for (vann-)tørket CO₂ er uproblematisk og bygger bare på kjent teknologi. På samme måte som for naturgass er imidlertid kombinasjonen av volum og distanse problematisk i mange sammenhenger. Spesielt vil dette gjelde en oppstartfase hvor alt må bygges fra grunnen, avstander kan være lange og CO₂-volumene begrenset. Statoil har innsett dette som en kjerneproblemstilling og har startet et studiearbeid rettet mot bruk av skip (inkl. mellomlagring av CO₂ i fjellkaverner). Hensikten er å løse opp i avstand/volum bindingene slik at CO₂-prosjekter lettere lar seg realisere. Vi tror dette kan bli en viktig, norskbasert teknologi for fremtiden.

iv. Finnes det juridiske problemer knyttet til CO₂-lagring? På land vil nasjonal lovgivning regulere CO₂-lagring. I Norge vil vi neppe finne egnede lagersteder på land, men mange andre land vil måtte vurdere dette. På norsk sokkel gjelder også nasjonal lovgivning, men det kan være behov for å vurdere om den er fullt ut dekkende for eksempel i et tilfelle hvor CO₂ ønskes injisert på steder hvor det aldri har vært olje- eller gassaktivitet. Dessuten er Norge signaturland i Londonkonvensjonen og Ospar som har beskyttelse av havmiljøet som sine oppgaver. Greenpeace har hevdet at Norges injeksjon av CO₂ i Utsira formasjonen er et brudd på Londonkonvensjonen og at CO₂ er å betrakte som «industrial waste» i kommisjonens mening av dette uttrykket. Norske myndigheter og Statoil deler ikke dette synspunktet, men det er behov for at saken tas opp i disse konvensjonene på hensiktsmessige måter. CCP-prosjektet har fått utarbeidet en betenkning hos Fridtjof Nansen Instituttet (FNI) rundt denne problemstillingen.

v. Finnes det akseptable kontroll- og verifikasjonsmetoder? I mange land finnes det regler for etablering av naturgasslagre, injeksjon av kjemisk avfall i geologiske formasjoner med mer. Det finnes også en del industristandarder for slik undergrunnslagring. Tilpassninger av slike regler eller standarder til CO₂-lagring bør kunne være overkommelig. For sokkelvirksomhet vil trolig SACS prosjektet bidra mye til å sette en standard. Et av prosjektets mål er å foreslå en «beste praksis» for CO₂-lagring.

vi. Andre flaskehalser for CO₂-IOR offshore? I Norge har svært mye naturgass vært benyttet som trykkstøtte for oljeproduksjonen. Denne naturgassen er tenkt produsert for eksport på slutten av disse feltenes levetid. Operatørene er bekymret for at CO₂-IOR vil forurense denne gassen og medføre kostbar CO₂-fjerning før den kan selges ut på markedet.

Til spørsmål 4: Hvilke andre anvendelsesområder for naturgass bør det legges opp til i Norge?

Naturgass har et fantastisk stort spenn av anvendelsesområder, men ikke alle er like interessante i Norge. Til gjengjeld er det visse områder av naturgassanvendelse hvor Norge kan komme til å bli ledende, for eksempel som drivstoff i maritim sektor, for fremstilling av bioprotein o.a.

Nedenfor er listet noen av de mer aktuelle bruks­områder i Norge:

• For oppvarmingsformål og dampgenerering i industri og servicenæringene

• Til direkte tørking i næringsmiddelindustrien

• For holdeovner og øser i lettmetall industrien

• For produksjon av bioprotein

• For motordrift i ferger, supplybåter, kystfartøyer og skip

• For motordrift i flåtekjøretøyer (busser, drosjer, budbiler), lastebiler i fast rute med mer

• Til spesialiserte prosesser i fiskemelindustri, fiskeolje, IR-tørking i papirproduksjon, avising av fly, metallbearbeidende industri

• Til små og mellomskala kraft/varme produskjon i industri og servicenæringer

• Til erstatning av kull i Leka- og sementproduksjon

• Til direkteproduksjon av jernkarbid

• Til petrokjemisk industri, for eksempel metanolproduksjon eller industri av tilsvarende type som er bygget opp i Grenland

• Osv.

Hva skal til for å gjøre de ulike anvendelsene miljøvennlige?

I de nevnte anvendelsene vil naturgass nesten uten unntak komme til erstatning for olje eller kull og uten videre lede til noe mindre CO₂, men først og fremst til mindre belastning av de lokale miljøene med partikler, NOx, uforbrente hydrokarboner, tungmetaller og tilsvarende. Overgang til naturgass vil derfor i seg selv være et vesentlig miljøtiltak. I denne forbindelse er Norges forpliktelser mht. NOx-reduksjon som signaturstat av Gøteborgprotokollen særlig viktig. Statoil og myndighetene inngikk i 2001 en avtale om at to supplyskip skulle bygges for LNG-drift. Statoil betaler de ekstra kostnadene mot å få tilgang på NOx-«kvoter» tilsvarende den mengden som reduseres ved LNG-drift istedenfor vanlig skipsbrensel. Etableringen av et system for kvotehandel med NOx vil kunne bli en viktig pådriver for anvendelse av LNG i maritim sektor.

Hvor viktig er tilgjengeligheten av naturgass for ulike anvendelser?

De listede naturgassbrukerene (for eksempel i transportsektoren) er nesten alle spredt over hele landet.

• Distribusjon av naturgass er derfor et helt sentralt tema

• For noen områder vil gassdistribusjon gjennom rørledninger være riktig

• For mange andre områder vil distribusjon av nedkjølt, flytende naturgass (LNG) fraktet på skip og tankbil kunne være løsningen. For den direkte produksjonen av LNG er storskala produksjon slik som den som er planlagt på Melkøya vesentlig mer kostnadseffektiv enn produksjon i mindre skala

• Det er dessuten enkelte gasskunder som må ha LNG (ikke CNG), for eksempel i maritim sektor

Hvordan få synergier mellom flere anvendelser?

Utbygging av gasskraft vil muliggjøre utnyttelse av varme i form av varmtvann eller damp i nærliggende industrianlegg, fiskeoppdrettsanlegg med mer.

Spesielt viktig er det at distribusjonsinfrastruktur for naturgass (rør, LNG) bygget for en større hovedforbruker vil kunne bringe naturgass frem til andre og mindre brukere langs ruten.

Naturgass levert til en bruker i en industriklynge vil erfaringsmessig raskt føre til gassanvendelser i nabobedriften. Det er på langt nær alltid mulig å kartlegge hvor slike synergier oppstår før gassen er på plass.

Å bringe gass til Grenlandsområdet vil være det enkelttiltaket som kan utløse den største økningen av bruk av naturgass i Norge.

Til spørsmål 5: Bør Norge bli en hoved­aktør i utviklingen av hydrogen som energi­bærer?

På hvilke områder kan hydrogen først komme?

Hydrogen har allerede kommet i den forstand at H₂ er en nødvendig råvare i flere viktige industriprosesser. I Norge kan vi tenke på ammoniakkfabrikken på Herøya og metanolfabrikken på Tjeldbergodden. Som direkte energibærer er hydrogen imidlertid så å si fraværende fra energimarkedet etter at bygassen ble faset ut i de fleste land etter 2. verdenskrig (bygassen var en blanding av CO og H₂).

Den fremtidige bruken av hydrogen kan knyttes til tre hovedområder:

• Hydrogen til direkte oppvarming av boliger og næringsbygg

• Hydrogen til brensel i gassturbiner og forbrenningsmotorer

• Hydrogen som brensel i brenselsceller (stasjonære og i kjøretøyer)

I de to første bruksområdene har hydrogen i dag ingen teknologiske fortrinn. Dersom brenselsceller får et gjennombrudd vil hydrogen få et teknologisk fortrinn innen visse deler av energimarkedet.

I dag er det mest fokus på hydrogen i kombinasjon med brenselsceller i biler og busser. Resultatet er at vi på dette området blir svært sårbare for hvilke valg bil- og motorfabrikanter gjør i de nærmeste årene. Økonomi har til nå vært underordnet, men blir svært viktig når serieproduksjon står på dagsordenen. Vi gjør oppmerksom på at det enda kan ta et tiår før brenselscellebiler blir tilgjengelig for allmennheten til en konkurransedyktig pris.

Stasjonær kraft/varme basert på brenselsceller kan komme. Brenslet til disse vil trolig i liten grad være direkte hydrogengass tilført utenfra. I den første fasen vil trolig brenslet være naturgass, propan, metanol eller tilsvarende som reformeres på stedet. Markedsinntreden for stasjonære brenselsceller er avhengig av fremskrittene som gjøres i bilindustrien.

Hydrogenfyrt gasskraft er én blant flere muligheter for å lage CO₂-fri kraft fra naturgass. Dette er en internasjonalt sett lite påaktet mulighet for introduksjon av hydrogen, men med et visst fokus i Norge.

Bør Norge satse på å bli en internasjonal hovedleverandør av hydrogen?

Norge som olje- og gassnasjon kan tenkes å posisjonere seg mot energimarkedene som en fremtidig storleverandør av hydrogen kombinert med lagring av den utskilte CO₂. Transport av hydrogen kan skje gjennom rørledninger til Kontinentet eller også i prinsippet nedkjølt til –253C^o i skip.

Dette er en «visjon» som kan passe for Norge som et langsiktig mål, men i mangel av et hydrogenenergi marked vil veien dit i mange år måtte gå gjennom små- og mellomskala tiltak av mer jordnær natur.

Så lenge det fortsatt brukes kull i store mengder i Europa er det viktigere for klimaet og bedre økonomi i å erstatte kullene med naturgass enn å forsere en storskala hydrogenvisjon.

Hvis H₂-energi får et internasjonalt gjennombrudd, hvordan bør Norge posisjonere seg?

Det er et viktig poeng å kjenne på den internasjonale pulsen kontinuerlig. Deltakelse i internasjonal forskning og utvikling er en meget effektiv – og kostnadseffektiv – måte å følge med i det som foregår. For å komme i direkte kontakt med sentrale industriaktører kan en etablere seg i allianser, i felles industriprosjekter eller som spiss innen en nisje.

Hoppe over naturgassen og gå direkte til hydrogen i transportsektoren?

Mange pådrivere for hydrogenenergi ønsker en direkte overgang fra dagens energibærere til hydrogen i transportsektoren. Statoil mener at dette ikke er i samsvar med den utviklingen som foregår internasjonalt hvor det også for brenselscellebaserte kjøretøyer testes ut ulike brensler, bla. metanol. Flere drivstoffleverandører (også Statoil) og bilfabrikanter gjorde seg erfaringer med å forsøke å hoppe over en teknologigenerasjon under forsøksdrift av biler på metanol for om lag 15 år siden. Teknologien var da ikke tilstrekkelig god til å tilfredsstille kundenes krav. Et av problemene er at Norge ikke har egne leverandører av kjøretøyer, motorer eller brenselsceller for busser/biler. Vi er med andre ord ganske avhengig av takten i utviklingen internasjonalt.

Statoil ønsker å bidra til en strategi som kan kalles «naturgass som broen til hydrogen» i transportsektoren. I dette legger vi at det er et betydelig antall teknologier med likhetstrekk mellom de to drivstoffene naturgass og hydrogen. Her kan nevnes at naturgass – CH₄ – består for det meste av hydrogen, at de begge er gasser, at de begge kan enten transporteres i rørledninger eller transporteres nedkjølt som LNG henholdsvis LH₂, at lagring under trykk på trykkflasker i busser eller biler er svært lik osv.

Metanol kan på kort sikt utgjøre en nisje i energimarkedet som hydrogenkilde (metanol lar seg lett spalte) for brenselsceller og som mulig gassturbindrivstoff.

Statoil vil arbeide for at hydrogen kontinuerlig skal bli trukket med i en teknologiutvikling drevet av naturgass. For eksempel ved at det ved utvikling av lagringssystemer for naturgass parallelt utvikles tilsvarende for hydrogen. Eller at når det bygges ut anlegg for naturgass i transportsektoren vurderes om dette kan kombineres med demonstrasjon av hydrogenteknologi. Siktemålet er en forsering slik at hydrogen gradvis overtar når markedet og teknologien er modnet. Vi tror dette vil forhindre at hydrogen kommer i diskreditt som brensel ved en forsering i utakt med den internasjonale bil- og bussindustrien.

D2.3 Innspill til Gassteknologiutvalget fra Kværner-Aker

Viser til henvendelse fra Gassteknologiutvalget v/Kjell Bendiksen. Vedlagt følger våre prinsipielle synspunkter på Vedlegg 2.

1. Hva kan bidra til å redusere kostnadsgapet (angitt i kr per tonn CO₂ og øre per kWh) mellom konvensjonell gasskraft produksjon på land og offshore og ny miljøvennlig gasskraft produksjon, hvor tiltakskostnad for rensing og deponering av CO₂ er inkludert?

Et gasskraftverk som bygges nå vil være i drift i 20-25 år. Det er derfor tre sentrale elementer som inngår i spørsmål 1; kostnadsutviklingen på konvensjonell og ny teknologi, samt kostnadene ved CO₂ deponi.

Pkt.1 Hva er kostnadene ved konvensjonell gasskraft?

Her kan det i dag settes ulike krav til virkningsgrad (el.) og utnytting av restvarme. Det kan også settes ulike krav til NOx-fjerning, f.eks. bruk av lav NOx-brennere og videre reduksjon i eget NOx-fjerningsanlegg. I Norge har vi egen offshore avgift på CO₂-utslipp, mens det foreløpig er fritt utslipp på land. På sikt vil sannsynligvis alle CO₂-utslipp få en kostnad.

Med andre ord kostnadene ved konvensjonell gasskraft vil være avhengig av de krav som settes. Mest sannsynlig vil kravene skjerpes og kostnadene øke inntil ny teknologi tar over. Det forutsetter internasjonal forståelse om at CO₂ utslipp skaper global oppvarming og at disse utslippene må reduseres. Det vil skape nye rammebetingelser for konvensjonelle anlegg, dvs at utslipp får en prislapp. Kraftprisene i eksemplene under, er gitt for et 400 MWe anlegg. For demonstrasjonsanlegg og mindre anlegg, vil disse kraftprisene bli vesentlig høyere.

Pkt.2 Hva er dagens kostnader for ny miljøvennlig gasskraftproduksjon?

Det eksisterer i dag forskjellige tekniske løsninger. De har ulik modenhet. De har videre ulike virkningsgrader og kostnader. I tillegg har disse nye teknologiene også ulik grad av NOx og CO₂ fjerning. Eventuelle utslipp fra disse nye miljøvennlige anleggene vil få en kostnadsutvikling som for de konvensjonelle, dvs at utslipp vil få en pris. Noen priseksempler er gitt over (tabell 2.2).

Pkt.3 Hva gjøres med CO₂ fangsten i miljøvennlige anlegg?

CO₂ er et kommersielt produkt. Dersom CO₂ fra kraftverk deponeres i geologiske strukturer vil det gi vesentlige investerings- og driftskostnader. Man trenger å komprimere CO₂, man trenger en rørledning til deponisted og man trenger en brønn. Det jobbes mye med utvikling av alternative deponier (blant annet i havet), samt alternative kommersielle bruksområder som for eksempel fiskefór. Disse alternativene ligger langt frem i tid og i tillegg har de fleste alternativene klare begrensninger i hvor mye CO₂ de kan omforme eller deponere. Av den grunn er våre kostnadstall basert på injeksjon i geologiske strukturer.

Dersom man kan selge CO₂ (evt. nitrogen) fra slike miljøvennlige anlegg, vil el.prisen kunne reduseres vesentlig. Det er store gassmengder fra slike anlegg, så det er vanskelig å finne en industriell anvendelse, med unntak av injeksjon i olje- eller kondensatfelt. Noen priseksempler ved CO₂/N₂ salg er gitt under (tabell 2.3).

Med dette som bakgrunn kan man diskutere de konkrete spørsmålene i Vedlegg 2, fra utvalget.

1i. Det kan forventes en kostnadsreduksjon i slike anlegg på ca. 30% (i tilleggs- kostnadene utover et konvensjonelt anlegg) over en 10-15 års periode. Dette skyldes videreutvikling og optimalisering, og forutsetter bruk i industriell skala. El.kostnadene ved et 0 utslipp anlegg vil da kunne reduseres fra 25-30 øre/kWh til 22-26 øre/kWh. Anlegget vil da kunne konkurrere med et konvensjonelt anlegg, med NOx fjerning og CO₂ kvotepris på 125-250 kr/t.

Sentralt i utvikling av ny CO₂ fangst teknologi vil være mulighetene for salg av CO₂ i olje- eller kondensatfelt. Dersom man kombinerer teknologiutvikling (30%) og salg av CO₂, vil man kunne få følgende resultat for anlegg på 400 MWe (tabell 2.4).

1ii. Det vil være samfunnsøkonomisk interessant å bygge et konvensjonelt anlegg dersom det er lønnsomhet i anlegget. Det er ikke teknologisk interessant å bygge et konvensjonelt anlegg. Teknologien importeres som ferdig pakkeløsning. Det er imidlertid viktig å trekke norsk industri med i et eventuelt byggeprosjekt. Om det vil være lønnsomhet i å ettermontere CO₂ fjerning, vil være avhengig av gjeldende utgifter ved CO₂ utslipp, samt kostnadene og nedbetalingstiden til det ettermonterte anlegget. Kommentar: Det vil ikke være lønnsomt for et energiverk å velge ny teknologi, før drift og utslippskostnadene ved konvensjonelle anlegg overstiger kostnadene til ny teknologi.

Imidlertid vil det være samfunnsøkonomisk å skifte tidligere, fordi ny teknologi representerer større investeringer i anlegg og gir andre positive samfunnsøkonomiske ringvirkninger. Norsk industri vi kunne få en mer aktiv rolle i forbindelse med bygging av miljøvennlige gasskraftanlegg. Dersom CO₂ i tillegg benyttes til økt oljeutvinningsgrad, vil det gi en ytterligere positiv samfunnsøkonomisk effekt.

1iii. Både Kværner’s aminprosess med membraner og Aker’s HiOx prosess er lovende teknologier som det bør satses på i Norge. Anleggene er svært forskjellige og har forskjellige teknologiske anvendelsesområder. Tilsvarende anlegg finnes ikke tilgjengelig internasjonalt og det kan bli et viktig eksportprodukt.

Kværners CO₂ fjerningsteknologi har blitt testet i et stort pilotanlegg på K-Lab ved Statoils gassterminal på Kårstø. Teknologien er nå moden for storskala demonstrasjonstester hvor man benytter eksos fra en gassturbin på 10-20 MW. Det er i samarbeid med Statoil igangsatt en studie for å se på muligheten til å installere et slikt demonstrasjonsanlegg på en av Statoils gassterminaler. Ved bruk av Kværners nye kontaktorteknologi oppnår man en vesentlig reduksjon i størrelse på prosessanlegget, noe som antagelig vil gi lavere investeringskostnader samtidig som driftskostnadene reduseres (så langt i teknologiutviklingen har det vært fokus på CO₂ separasjon offshore). En annen fordel med denne teknologien er at den kan ettermonteres på konvensjonelle gasskraftverk. Membranteknologien kan også anvendes i andre gassbehandlings- prosseser. En modning av denne teknologien gjennom gasskraft, kan gi Kværner et internasjonalt fortrinn også innen leveranser av annet utstyr til gassbehandling.

Aker’s HiOx prosess utvikles med henblikk på et marked for utslippsfri gasskraft. Anlegget har verken utslipp av CO₂ eller NOx. Løsningen er velegnet både for offshore og på land. Det ligger et stort potensiale i å anvende ioniske membraner til oksygenproduksjon. Det vil øke virkningsgraden vesentlig, redusere kostnadene og anleggene blir svært kompakte. På sikt vil denne teknologien kunne få en betydelig markedsandel.

1iv. Ny teknologi bør uttestes gjennom mindre demonstrasjonsanlegg. Man får driftserfaring, kan optimalisere løsningene og kan overføre dette til større anlegg.

Gjennom en slik prosess kan man trekke med seg norsk industri og norske forskningsmiljøer. Man bygger opp nasjonal kompetanse innen et strategisk viktig område.

1v. Følgende sektorer kan oppnå substansielle reduksjoner i CO₂ utslipp :

• Offshore olje- og gass produksjon (CO₂ fangst, samkjøring evt. elektrifisering fra land)

• Onshore olje- og gass anlegg (CO₂ fangst)

• Transport: hydrogen bruk (produksjon av hydrogen med CO₂ fangst)

• gassbruk (erstatte bensin, diesel og tungolje)

• Oppvarming: gassbruk (erstatter olje og parafin, gass direkte-ikke via el.)

• Gasskraft: ny teknologi vil kunne redusere framtidige utslipp

2. Hvordan kan FoU stimulere til utprøving, kommersialisering og introduksjon av nye miljøvennlige naturgassanvendelser i Norge?

2i. Hovedbarrieren for å realisere ny miljøvennlig gasskraftproduksjon er økningen i strømprisen grunnet CO₂ fangst og deponi. En annen viktig barriere er avsetning av CO₂, i store mengder og på en trygg måte. Her står lover og regelverk sentralt. Neste barriere er å få testet teknologiene gjennom demonstrasjonsanlegg, dvs. teknologien er klar for kommersialisering.

FoU aktivitetene som er igangsatt har potensiale for å redusere kostnadene for fangst av CO₂ med typisk 30%. For å få en større reduksjon i kostnadene må total prosessen og de forskjellige kostnadselementene studeres og optimaliseres. Erfaringsmessig kommer kostnadsreduksjoner gjennom pilotanlegg, testing og masseproduksjon av nye teknologier – ikke gjennom ren FoU. I forbindelse med et eventuelt demonstrasjonsanlegg, ønsker vi å nevne noen viktige kostnadselementer:

• Lokalisering av kraftverket. Nærhet til infrastruktur på gasstilførsel, strømleveranse og CO₂ deponi, vil redusere installasjonskostnadene. Imidlertid vil et anlegg lokalisert tett inne på et eksisterende prosessanlegg, ha vesentlig høyere installasjonskostnader enn et anlegg plassert utenfor prosessanlegget. Bruker som kan utnytte restvarmen i kraftanlegget, er også viktig for å øke effektiviteten.

• Driftsregularitet for kraftverket og separasjonsanlegget. De forskjellige løsningene vil sette forskjellig krav til driftsregularitet for separasjonsanlegget. Separeres CO₂ fra kraftverket før selve kraftproduksjonen vil det være meget strenge krav til separasjonsanleggets driftsregularitet, da kraftproduksjonen vil stoppes ved driftsproblemer. Dersom CO₂ separasjonen gjennomføres etter kraftproduksjonen (som for Kværners og Akers teknologi) vil kravene til driftsregularitet være lavere da et eventuelt driftsproblem i separasjonsanlegget ikke vil ha effekt på kraftleveransen. Et høyt krav til driftsregularitet øker anleggets totalkostnad. I den forbindelse vil et utviklingsprosjekt, hvor industrien (operatører og leverandører) samarbeider om utvikling av nye krav og spesifikasjoner, være av stor viktighet for å få ned anleggets totalkostnad.

• Andre utslipp fra anlegget. Andre utslipp fra anlegget må også vurderes i forbindelse med FoU og valg av total løsning. I utviklingen til Akers HiOx teknologi er det fokusert på null utslipp. Den utviklede teknologien eliminerer totalt kjemikaliebruk, samt NOx og CO₂ utslipp.

• Deponering av CO₂. Dersom CO₂ kan selges vil det få en meget positiv effekt på strømprisen og gjøre CO₂ separasjon mye mere attraktivt. I den forbindelse ser vi CO₂ injeksjon i oljefelt for å øke oljeproduksjonen som det eneste reelle alternativ i overskuelig fremtid.

Når det gjelder markedet, så er det høyst usikkert. Så lenge flere land ikke innfører begrensninger for konvensjonell gasskraft eller støtteordninger for ny teknologi, som vil gjøre ny teknologi mest lønnsomt, så vil markedet for denne teknologien være svært begrenset. Ingen av de store aktørene i energimarkedet vil satse reelt før det etableres et større marked. Et eksempel på hvordan ny teknologi kan realiseres er å vise til det man har fått til for vindkraft. Innen vindkraft har man etablert et betydelig marked gjennom nasjonale støttetiltak. Norske myndigheter må jobbe aktivt internasjonalt for å få etablert kommersielle rammebetingelser for utslippsfri gasskraft, samtidig som man iverksetter nasjonale tiltak.

Det er også viktig å få etablert en infrastruktur for oppsamling og lagring av CO₂. Innen dette området bør FoU styrkes og norske myndigheter bør snarest få etablert en strategi og handlingsplan for å realisere en slik infrastruktur.

Et viktig poeng her blir å koble dette systemet mot oljefelt, slik at CO₂ kan bli en salgsvare. Gjennom CO₂ injeksjon kan vi øke utvinningsgraden fra enkelte oljefelt opptil 10-20%, noe som både myndigheter og oljeselskapene burde ha interesse av. Det er viktig at dette kommer igang snarest før oljefeltene stenges ned. Det er også viktig å kartlegge muligheten for nitrogen-injeksjon i olje og kondensatfelt. Viser til Mexicos’ største oljefelt; Cantarell, som har valgt denne løsningen med stor suksess (60% økning i produksjonen). Nitrogen-injeksjon i forbindelse med HiOx kan være lønnsomt. (Viser til eksempelet fra Grane og tallene i pkt. 3, over). Det kan være en dårlig ressursforvaltning av Norge å tillate naturgassinjeksjon i alle felt, når man erfarer at opptil 30% av denne gassen ikke lar seg gjenvinne.

I tillegg er det viktig at det settes av tilstrekkelige offentlige midler til FoU slik at man utnytter anledningen til å bygge opp et sterkt miljø i Norge innen dette området. Gjennom et samarbeid mellom industrien og forskningsinstitusjonene kan man utvikle nye attraktive miljøvennlige teknologier og produkter for anvendelse i Norge og internasjonalt. Det er viktig at en større andel av FoU midlene rettes inn mot demonstrasjonsanlegg. Myndighetene bør legge til rette for uttesting av flere teknologier som har betydelig markedspotensiale.

Norske myndigheter bør prioritere flere demonstrasjonsanlegg for lovende teknologier der norske leverandørselskaper og forskningsmiljøer samarbeider. Det vil gi en målrettet virksomhet uten at man forfordeler én teknologi.

2ii. Gitt betydelige offentlige midler, bør man satse på å få etablert en CO₂ infrastruktur og demoanlegg for flere lovende teknologier. Det man ikke bør gjøre er å bygge et storskala-anlegg for én teknologi, som ikke vil bli optimalt verken teknisk eller økonomisk, og som vil kreve store offentlige bidrag. Råd til myndighetene: NB! invester i teknologi og produkter først, – ikke i kapasitet. Deretter kan teknologiene konkurrere i markedet.

Utvikling av miljøvennlig gasskraft i Norge bør organiseres på en annen måte enn slik det gjøres i dag. Rollefordelingen bør blant annet bli klarere, mellom myndigheter, olje- og energiselskap, og leverandørindustrien. Den mulige totale kostnads- reduksjonen for ny gasskraftteknologi vil altså ikke bare være avhengig av leverandørens mulighet til å redusere kostnadene, men også være avhengig av et samarbeid mellom leverandør, kunde og myndigheter. Vi ser det av den grunn som svært viktig at det blir igangsatt en FoU aktivitet hvor det blir fokusert på totaliteten. Vi foreslår at det blir opprettet et eget FoU prosjekt som bør ledes av en total leverandør, med deltakelse fra leverandører, operatører og myndigheter.

FoU prosjektet bør legge fram konkrete planer for etablering av CO₂ infrastruktur og for realisering av flere demonstrasjonsanlegg for miljøvennlig gasskraft i Norge.

2iii. Det som skal til for å stimulere til økt kommersiell aktivitet på dette teknologiområdet er et større og klarere marked. For å få til dette må internasjonale rammebetingelser for ny utslippsfri teknologi bli bedre enn for konvensjonelle gasskraftverk. Nasjonale tiltak i flere land vil bidra til å stimulere utvikling og kommersialisering av ny utslippsfri gasskraftteknologi, ref. vindkraft. Her kan Norge bli et foregangsland som Danmark på vindkraft.

3. Er det realistisk å få etablert et marked for CO₂ som trykkstøtte på norsk kontinentalsokkel?

Besvarelsen av dette punktet overlater vi til oljeselskapene. Det er imidlertid viktig at myndighetene går i en positiv dialog med oljeselskapene, slik at de ikke oppfatter dette som et mulig kostbart pålegg. Det bør etableres en vinn-vinn situasjon. Realismen i et CO₂ marked vil mest sannsynlig være avhengig av et effektivt og billig infrastruktursystem, som både inkluderer mulighet for ren deponi og injeksjon i oljefelt.

Det er imidlertid viktig at også mulighetene for nitrogen-injeksjon utredes. Viser til flere oljefelt som benytter nitrogen som trykkstøtte, deriblant Mexocos’ største oljefelt. Nitrogen har ikke samme utvaskningseffekt i olje-reservoaret som CO₂, men fortrenger store volum (sammenliknet med CO₂) og er ikke korrosivt. Et HiOx anlegg vil produsere 6-7 ganger mere nitrogen enn CO₂.

4. Hvilke andre anvendelsesområder for naturgass enn kraftgenerering bør det legges opp til i Norge?

Norge er et lite land med begrensede ressurser innen FoU. Dersom vi skal kunne hevde oss med egen gassteknologi, bør vi ta utgangspunkt i de sektorer der vi allerede har en anerkjent og sentral rolle. Blant disse sektorene er:

• Gjødsel

• Metall

• Fisk

• Skipsfart

• Olje og gass: Videre foredling av gass NB! (olefiner, plast, ammoniakk etc) Konvertering av gass for transport/lagring (MeOH, LNG, GTL, hydrat etc)

• Energi

Teknologiutvikling innen disse sektorene vil ha størst mulighet for å lykkes. Det vil også være et betydelig potensiale i å koble noen av disse sektorene sammen.

Tilgjengeligheten på naturgass i Norge er i dag begrenset til noen få områder og dette begrenser anvendelsen. En eventuell utvidelse av rørnettet vil kunne bedre tilgangen på gass, men det er en utfordring å få lønnsomhet i slike rørprosjekter fordi markedet ikke er der. Flere gassterminaler langs kysten vil bedre dekningen og øke mulighetene for anvendelse. Etter vår oppfatning bør man legge mer vekt på fleksible transportformer som CNG, LNG og LPG. Eventuelle gassbrukere langs kysten kan dekkes av mindre LPG og LNG skip. Det vil kunne skape virksomhet for verksted og redere, og man kan få levert gass til områder der rørledning er uaktuelt. Videre kan markedet bygges opp, slik at rørledning kan legges når dette er lønnsomt.

• Elektrifisering av plattformer fra gasskraft på land (høyere virkningsgrad og mulig CO₂ fangst)

• Elektrisk samkjøring mellom plattformer og felt (høyere virkningsgrad på turbinene)

• Bruk i brenselceller til kraftproduksjon og framdriftssystemer

• Bruk gass til direkte oppvarming, – ikke via elproduksjon (høyere virkningsgrad)

• Bruk av gass i transportsektoren (ferger, biler, busser etc.)

• Gasskraft og turbindrift med CO₂ fangst og deponi

• Gasskraft med bedre utnyttelse av restvarmen

• Produksjon av hydrogen (med CO₂ fangst) til transportsektoren

Som aktuelle produkter, har vi to eksempler i denne sammenheng:

1. Utvikling av et brenselcelle-system for mindre energiproduksjon og marine fremdriftssystemer (Aker Elektro)

2. Utvikling av mini gasskraftanlegg for industriell anvendelse (Aker Technology)

Produktene er vist på neste side (figur 2.1 og 2.2).

5. Bør Norge satse på å bli en hovedaktør i utviklingen av hydrogen som fremtidens energibærer?

5i. Innen transportsektoren. Vil forbedre luftkvaliteten i byene.

5ii. Det kan være fristende for Norge å produsere store hydrogenmengder med CO₂ fangst og deponi i Nordsjøen. Vi vil påta oss en betydelig risiko i forbindelse med lagring av store mengder CO₂, men kan kanskje få dette kompensert gjennom god fortjeneste på hydrogensalget. Miljømessig får vi alle problemene (CO₂ lagring, NOx utslipp, ~15% CO₂ utslipp og betydelig kjemikalieforbruk), mens våre internasjonale kunder vil få alle miljøgevinstene. «Hydrogensamfunnet» med stort forbruk av hydrogen, ligger mange år fram i tid.

D2.4 Innspill til Gassteknologiutvalget fra Norsk Hydro

1. Hva kan bidra til å redusere kostnadsgapet (angitt i kr per tonn CO₂ og øre per kWh) mellom konvensjonell gasskraftproduksjon på land og offshore og ny miljøvennlig gasskraftproduksjon, hvor tiltakskostnad for rensing og deponering av CO₂ er inkludert?

i . Hvor langt kan den teknologiske utviklingen knyttet til miljøvennlig gasskraftproduksjon bringe oss videre, og innenfor hvilken tidshorisont?

Separasjonsteknologier som er tilgjengelig i dag er svært kostnadskrevende og kan ha andre miljøulemper som utslipp av spesialavfall. Total tiltakskost (inklusive CO₂ lagring) utgjør i dag ca. 300-400 NOK/t CO₂ eller omlag 12-16 øre/kWh. Det ikke sannsynlig at disse teknologien vil kunne utvikles videre slik at vesentlige kostnadsreduksjoner i selve separasjonsteknikken kan oppnås. Hydro ser derfor behov for et teknologiskifte for å kunne oppnå betydelige kostnadsreduksjoner på dette området. Vi arbeider derfor aktivt med teknologier (bl.a. AZEP som tidligere er presentert for utvalget) som i løpet av en 10 års tidshorisont trolig kan bringe total tiltakskost ned i området 150-200 NOK/t CO₂ avhengig av tilfredsstillende løsninger for infrastruktur og lagring av CO₂. Av dette utgjør kostnader til lagring og infrastruktur i underkant av 100 NOK /t CO₂. Det understrekes at det ennå knytter seg stor usikkerhet til denne teknologiutviklingen. Det er i dag ikke påvist sikre inntektskilder fra bl.a. CO₂ til trykkstøtte (EOR). Videre utredning for å redusere kostnader til infrastruktur og å få aksept for deponeringsløsninger i stor skala anses også som meget viktig.

ii. Er det samfunnsøkonomisk eller teknologisk interessant å anbefale bygging av et konvensjonelt gasskraftanlegg i dag, for så i etterkant å evt utvide det til et CO₂ -fritt anlegg?

Bygging av konvensjonell gasskraft nå eller senere er i stor grad et spørsmål om hva man tror om kraftbalansen i det nordiske markedet.

Det er to konsepter som kan være aktuelle i dag m.h.t. ettermontering:

• etterrensing av røykgassen med aminvasking

• avkarbonisering av naturgassbrenselet til hydrogenbrensel i forkant av kraftgenereringsprosessen (Hydro IRCC).

Disse konseptene vil bli svært kostbare og vil lett dessuten kunne fremstå som typiske «one of a kind» løsninger når ny teknologi foreligger. Vi mener derfor at ettermontering av renseanlegg først og fremst er formålstjenlig først når ny og bedre teknologi foreligger og at det tilrettelegges for dette.

Samfunnsøkonomisk gir rensing av CO₂ fra gasskraftverk i dag svært høye tiltakskostnader sammenlignet med andre alternativer og forventede kvotepriser. Vi vil imidlertid påpeke at det likevel kan være samfunnsøkonomisk interessant å utrede og prøve ut infrastruktur for håndtering av CO₂ ved deponering offshore. Slike tester er ikke avhengig av å bli demonstrert i forbindelse med et stort gasskraftverk. Andre CO₂ kilder kan være aktuelle i denne sammenheng. (tilgjengelig fra bl.a. gassterminaler)

iii. Finnes det nye, «CO₂ -frie» og lovende konsepter for gasskraftproduksjon som bør anbefales i en evt større satsing på FoU i Norge, både med hensyn til lokalisering både på land og på norsk kontinentalsokkel?

Hydros AZEP-konsept, som utvikles i fellesskap med turbinprodusenten Alstom, anses i dag av Hydro som det mest lovende alternativet for forbedret separasjonsteknologi innen en 10 års tidshorisont. Prosjektet sikter mot et demonstrasjonsanlegg (MW skala) omkring 2006-2007. På dette tidspunkt vil det ventelig bli klart om denne teknologien vil kunne oppnå kostnadsreduksjoner i henhold til prosjektets målsetting.

I tillegg til AZEP-konseptet arbeider Hydro med andre mer langsiktige løsninger bl.a. innen «CO₂ Capture Project«(CCP). Disse har potensial for betydelige teknologiforbedringer («Compact post-combustion removal» og «Improved membrane reformer»). For nærmere informasjon om disse konseptene refereres det til Hydros presentasjon for utvalget 15.11.01.

Etter Hydros syn bør det satses på videre utvikling av disse og andre konsepter som har potensial for betydelig kostnadseffektivisering. Det er videre viktig i denne fase å satse på et mangfold av konsepter fordi det er for tidlig å utpeke klare «vinnere». Samtidig bør ressursene fokuseres tilstrekkelig til at man får en effektiv utvikling av de aktuelle konsepter.

iv. Innenfor hvilke sektorer kan den teknologiske utviklingen knyttet til miljøvennlig bruk av naturgass gi substansielle reduksjoner i norske CO₂ –utslipp?

Følgende foredling av utslipp eksisterer i flg. siste offisielle tall (St.m. 54 ):

De renseteknologier som i dag utvikles vil kunne gi reduksjoner innen olje- og gassproduksjon og gasskraft, og i noen grad for industriprosesser som eventuelt er lokalisert i relativt kort avstand fra mulige CO₂ deponier. Det er også potensiale for reduksjon innen fyring ved substitusjon av fyringsolje med naturgass. Videre vil bruk av «CO₂ fritt» hydrogen (hydrogen som er fremstilt uten vesentlige CO₂ utslipp) innen transportsektoren på lang sikt innebære et betydelig norsk CO₂ reduksjonspotensiale.

2. Hvordan kan FoU stimulere til utprøving, kommersialisering og introduksjon av nye miljøvennlige naturgassanvendelser i Norge?

i. Hva er hovedbarrierene i dag for å realisere ny, miljøvennlig gasskraftproduksjon, og hvordan kan FoU stimulere til å overkomme disse barrierene? Hvor langt kan evt økt satsing på FoU bringe oss videre mot kommersialisering og introduksjon?

Som nevnt kreves det et teknologiskifte for å få tilstrekkelig kompakte, energieffektive og kostnadseffektive løsninger. Dette teknologiskiftet kan stimuleres gjennom bred satsing på FoU i hele innovasjonskjeden fra grunnforskning til demonstrasjonsprosjekter.

Det er avgjørende å få engasjert leverandørindustrien som skal stå for kommersialisering av teknologiene. For å få dette til må leverandørene se et fremtidig internasjonalt marked for disse teknologiene. Dette er igjen avhengig av incentiver og rammebetingelser internasjonalt som kreerer et slikt marked. Isolerte norske løsninger vil trolig ikke være tilstrekkelig attraktivt for leverandørindustrien til å satse tungt på denne typen teknologier. Vi vil i denne sammenheng påpeke at kommersialisering og introduksjon av ny teknologi vil ta tid. Tiden, som medgår fra konseptet er testet i pilotskala til det første store kommersielle anlegget besluttes, er ofte betydelig undervurdert og utviklingen innebærer også økonomisk risiko. Offentlig støtte vil i denne sammenheng være med på å redusere risiko og dermed bidra til å fremskynde en slik utvikling.

ii. Gitt betydelige offentlige midler, hvilke tema bør prioriteres i en en evt. fremtidig satsing på FoU, og hvordan bør den organiseres for å stimulere til økt kommersiell aktivitet?

Hydro mener det er viktig å satse på utskillingsteknikker for CO₂ som også egner seg for ettermontering i eksisterende anlegg (i Norge spesielt offshore). I tillegg bør løsninger som samtidig innebærer fremstilling av hydrogen etter vår mening fokuseres. Vi vil igjen påpeke at uten gjennomførbare lagringsløsninger for CO₂ i stor skala har vi ingen «CO₂ – fri» løsninger.

For å redusere risiko for de aktørene som er engasjert i denne typen teknologiutvikling, og samtidig bidra til å akselerere utviklingstakten, er det nødvendig med offentlig støtte til demonstrasjonsløsninger så tidlig som mulig. Hydros planer for et gassteknologisenter i Grenland med fokus på oppskalering, kommersialisering og implementering kan være en viktig brikke i dette. arbeidet.

ii. På et mer generelt grunnlag, hva mener du skal til for å stimulere til økt kommersiell aktivitet på dette teknologiområdet?

Felles internasjonale rammebetingelser, som «grønne sertifikater» og kvotesystemer er mulige virkemidler. Slik det ser ut med dagens teknologistatus og fremtidige mulige kostnadsreduksjoner gjennom teknologiforbedringer, vil det kreves en relativt høy kvotepris før denne blir lik alternativ tiltakskost. Med dagens prognoser for fremtidige kvotepriser er det svært usikkert om det blir slik i de nærmeste årene. Dersom gasskraftproduksjon med lagring av CO₂ i fremtiden også kan godkjennes for «grønne sertifikater» vil dette kunne fremskynde utviklingen.

3. Er det realistisk å få etablert et markedet for CO₂ som trykkstøtte på norsk kontinentalsokkel?

i. Hvilke hovedforutsetninger og rammebetingelser må i så fall på plass?

En viktig forutsetning for bruk av CO₂ som trykkstøtte, er at det må finnes en infrastruktur som kan transportere mellom kilder og forbruk. En intern studie viste at Hydros portefølje inneholder få felt der CO₂-injeksjon kan gi økt oljeutvinning (EOR) av vesentlig størrelse. En konklusjon fra studien var at det er essensielt å ha en infrastruktur på plass for å få lønnsom EOR fra flere mindre felt. En infrastruktur må komme i stand som et samarbeid mellom utbyggere og myndigheter. En viktig oppgave for myndighetene må være å legge forholdene til rette for en slik infrastruktur. Særlig er det viktig at de første som tar dette i bruk, ikke må ta for stor økonomisk og annen risiko ved etablering av infrastruktur.

ii. Foreligger det tilstrekkelig dokumentasjon for å ta en beslutning om deponering av CO₂, evt. bruk av CO₂ som trykkstøtte til økt oljeutvinning?

CO₂-lagring foregår i dag i Nordsjøen på Sleipner. Bruk av CO₂ til trykkstøtte foregår på omlag 100 steder i verden, hovedsakelig i USA. Det er imidlertid ikke grunnlag for å si at CO₂-lagring er alment akseptert, eller at det finnes tilstrekkelig dokumentasjon på forhold som lagringstid, mulige lekkasjer eller risikoforhold. SACS, som er et FoU-prosjekt for å finne ut hva som skjer med CO₂ som injiseres på Sleipner, er et pilotprosjekt som vil gi en del verdifulle erfaringer. Det belyser imidlertid ikke alle forhold, bl.a. har en ikke lykkes å få en kjerneprøve av det som ansees som lukningsbergarten. Forhold rundt risikovurderinger er gitt første prioritet i CCP og vil også bli vurdert i GESTCO-prosjektet (Geological Storage of CO₂).

EOR-prosjektene i USA har ikke hatt fokus på langtidslagring, overvåking eller risikovurderinger, men har konsentrert seg om selve oljeutvinningen. Et større FoU-prosjekt på Weyburn-feltet i Canada har som mål å øke forståelsen for de nevnte faktorene. I forbindelse med CO₂ til trykkstøtte i Nordsjøen, mangler en vel også per i dag en full oversikt over felt som kan egne seg til dette. Et slikt arbeid er i gang, bl.a. som et samarbeid mellom Oljedirektoratet og de norske operatørene. Det er også etablert kontakter mot britisk side.

iii. Vil behovet for infrastruktur være en hovedbarriere for storstilt deponering av CO₂, evt. salg av CO₂ til trykkstøtte på norsk kontinentalsokkel? Hva med flytende CO₂ og løsninger v.h.a. skip for dette?

Felles infrastruktur vil være nødvendig og en hovedbarriere for å få ned kostnadene, særlig dersom nye studier bekrefter vår tidligere studie om at mulige kandidatfelt har begrenset behov for CO₂. Det enkelte felts behov for CO₂ til trykkstøtte vil variere over tid og vil ikke være sammenfallende med utslipp ved kilden, som ofte er konstant over flere år. Det trengs derfor fleksibilitet m.h.t. hvordan CO₂ fordeles mellom de ulike mottakerne over tid.

Tidligere studier i regi av IEA Greenhouse Gas R&D Programme viste at skip kan være konkurransedyktig med rørledning dersom det er tale om å transportere større mengder CO₂ over større avstander. Vi har fått forståelse for at senere tids utvikling har gitt håp om at kostnadene ved skipstransport kan bringes noe ned. En slik løsning vil kunne være interessant fordi den vil kunne gi økt fleksibilitet.

iv. Er de juridiske problemstillingene tilstrekkelig avklart?

Der CO₂ blir benyttet til trykkstøtte i oljereservoarer, vil det være utfordringer knyttet til bl.a. eierforhold til reservoar og innhold etter at feltet er nedstengt og lisensperioden utgått, samt krav til overvåking og oppfølging. Det er fremdeles ikke avklart i hvilken grad CO₂ skal behandles som industrielt avfall og hvorvidt lagring dypt nede i undergrunnen skal defineres som dumping til havs. Internasjonale konvensjoner som London og OSPAR har derfor per i dag ikke tatt standpunkt til hvordan CO₂-deponering skal behandles. Norske myndigheter bør derfor vurdere å innta en proaktiv holdning i forhold dette arbeidet. Lagring i undergrunnen behandles ofte på samme måte som havdeponering. Dette skaper ytterligere en utfordring for lagring av CO₂ på norsk sokkel.

v . Foreligger det akseptable kontroll- og verifiseringsmetoder for hvordan deponert CO₂ oppfører seg over lang tid? Er teknologien på dette feltet tilstrekkelig utviklet?

CO₂ lagring over lang tid i deponier studeres i dag kun ved modeller. Dette vil være situasjonen i lang tid fremover. Dagens overvåkings- og verifiseringsmetoder innebærer oftest målinger i felt og er stort sett kostbare. CCP prosjektet har valgt å fokusere på forbedrede og rimeligere metoder fordi det her er identifisert et stort utviklingsbehov. Uten gode overvåkings- og verifiseringsmetoder kan det by på store utfordringer å få almen aksept for CO₂ – lagring i stor skala.

vi. Er det andre «flaskehalser» mot økt bruk av CO₂-deponering/trykkstøtte offshore?

En intern Hydro-studie har vist et begrenset potensiale for CO₂ lagring i felt hvor vi har operatøransvar. Det er likevel forsatt uklart hvor mange felt totalt sett som kan ha nytte av og betalingsevne for trykkstøtte med CO₂. Dette fordi gevinsten er størst i vannflømmede reservoarer, Hydro har flest felt der gass er benyttet til trykkstøtte. CO₂-injeksjon vil også medføre utfordringer for produksjons- og prosessteknologien, bl.a. i forbindelse med korrosjon, avleiringer, hydratdannelse og behov for økt kapasitet for gassbehandling pga. CO₂-gjennombrudd og derpå følgende CO₂-fjerning fra produsert gass. CO₂-injeksjon for trykkstøtte må starte så tidlig som mulig. Lønnsomheten reduseres sterkt med utsatt oppstart av injeksjon.

Betalingsviljen hos en eventuell mottaker av CO₂ kan fort være en begrensende faktor. Hydros interne studie viste også et begrenset potensial for økt oljeutvinning. Med den viten vi i dag har anser vi derfor markedet for CO₂ til trykkstøtte på norsk sokkel for å være usikkert.

4. Hvilke andre anvendelsesområder for naturgass enn kraftgenerering bør det legges opp til i Norge?

i. Hva skal til for å få de ulike anvendelsene mer miljøvennlig?

Et mulig tiltak for å fremme økt bruk av gass innenfor enkelte anvendelser er å innføre nye teknologiske krav der gass må komme til erstatning for andre fossile brensler. Et eksempel er bygging av nye ferger (en radikal forbedring av NOx og SO₂-utslippene).

Reguleringer og prising på miljøområdet (for NOx, SO₂ og CO₂ ) vil ha stor betydning for hvor lønnsom naturgass vil være i forhold til alternative energibærere.

Stimulering av forskning på alternative anvendelser av naturgass, samt andre tiltak eller incentiver for teknologiutvikling, vil kunne fremme bruk av naturgass ytterligere. Dette vil kunne bidra til å utvikle helt nye næringsvirksomheter (marine segment, fiskefór osv).

ii. I hvilken grad vil tilgjengelighet av gass være begrensende for ulike anvendelser?

Tilgjengeligheten (volum) av gass, som alt er brakt til land i Norge eller som kan ilandføres, er svært god, og fremmer i utgangspunktet en industriutvikling basert på gass. Pris på gass levert i Norge i forhold til alternativ markedspris i Europa (og andre steder), samt pris på aktuelle sluttprodukter vil være avgjørende for om en industriell utvikling basert på gass vil kunne finne sted i stor skala. Ovenfor er det vist en figur nedenfor som illustrerer noen mulige anvendelsesområder (figur 2.3).

Tilgjengeligheten av naturgass til en konkurransedyktig pris i grenrør lokalt, vil være av stor betydning for mulige økt anvendelse i mindre skala enn til storindustri. Det vil relativt sett være høye kostnader knyttet til alternative transportløsninger for gassen (LNG) eller komprimert på skip (CNG). LNG distribusjon i mindre skala kan imidlertid, før rørforbindelser er etablert, utgjøre en spydspiss for å bygge opp leveranser og marked for naturgass der grenrør ennå ikke er tilgjengelig. LNG kan også, på litt lengre sikt, bidra til leveranser av gass til områder hvor rørtransport ikke er kostnadseffektivt.

iv. Hvordan kan vi få til synergier mellom flere løsninger (for eksempel gasskraft og industrielle anvendelser) på kort og lang sikt?

Industriutvikling krever en langsiktig investeringshorisont. Samlokalisering av gasskraft og annen gassbasert industri vil kunne øke muligheten for etablering gjennom synergier knyttet til transportkostnader for gass, prosessintegrasjon og annen infrastruktur. Usikkerheten knyttet til etableringen av gasskraft på nye lokasjoner kan derfor også bidra til økt usikkerhet knyttet til leveranser til andre brukere. Store volumer til gasskraft eller annen industri kan være en forutsetning for lønnsom transport og distribusjon av gass til andre mindre brukere og kan samtidig være en spydspiss for etablering av infrastruktur i nye områder. På svært lang sikt vil gasskraft i forbindelse med mulig hydrogenproduksjon også kunne være en interessant løsning (ref. figur 2.4).

5. Bør Norge satse på å bli en hovedaktør i utviklingen av hydrogen som fremtidens energibærer?

i. På hvilke områder er det fornuftig å ta i bruk hydrogen først?

Et marked for hydrogen krever at det finnes utstyr hos brukeren som kan benytte hydrogen som energibærer. Vi har teknologi for å produsere hydrogen. Barrieren for introduksjon ligger ikke der, men på brukersiden. Norske virksomheter er i noen grad engasjert i utviklingen av utstyr for bruk av hydrogen. Drivkraften i denne utviklingen ligger utenfor Norge og vi må derfor tilpasse introduksjon av hydrogen til de brukersystemene som utvikles ute, antakelig i første rekke i Tyskland, Japan og USA.

Kjerneteknologien for utnyttelse av hydrogen er brenselceller. Det satses betydelig på utvikling av brenselceller både for transportsektoren med hydrogen som drivstoff og for stasjonære formål (i hovedsak med naturgass som drivstoff). Det ser også ut til å kunne bli en tidlig utvikling mot bruk av hydrogen i UPS (Uninterruptable power supply) og mindre bærbare enheter, men dette anses i første omgang å bli mindre volum.

Bruk av hydrogen kan bidra til å redusere vår påvirkning på miljøet:

• globalt (CO₂) dersom hydrogen produseres fra fornybar energi eller fra fossile energikilder der O₂ lagres i undergrunnen

• regionalt og lokalt (NOx, SOx) dersom hydrogen brukes i brenselceller

For å komme i gang er det viktig at det stilles midler til rådighet for gjennomføring av demonstrasjonsprosjekter. Dette gir kompetansebygging for videre satsing, det bidrar til å bygge aksept for hydrogen som en sikker og miljøvennlig energiløsning, og det vil bidra til å skape utstillingsvindu for denne type teknologi med muligheter for norsk industri.

For Norge er det mest fornuftig å ta i bruk hydrogen tidlig i transportsektoren, i første omgang i flåtekjøretøyer. Andre tidlige bruksområder er stasjonær kraft/varme produksjon ved naturgass/brenselceller og UPS (Uninterrupted Power Supply) anvendelser. Disse er imidlertid ikke like aktuelle for våre forhold fordi vi mangler naturgass infrastruktur og fordi vi har et stabilt el-nett i Norge.

ii. Bør Norge satse på å bli en (internasjonal) hovedleverandør av hydrogen fra naturgass?

Hydrogen anses etterhvert av svært mange som framtidens energibærer. Det gjenspeiles i industriens engasjement innen hydrogenområdet. På alle felt innen hydrogenforsyning, transport og bruk finner vi mange internasjonale selskaper med til dels betydelige aktiviteter. Vi må derfor regne med at det vil være mange konkurrenter om markedet som vil utvikle seg, både energiselskaper, transportører og leverandører av teknologi.

Et hydrogenmarked vil bygges opp over tid. Det vil ta lang tid å få etablert så store markeder at man kan forsyne dette gjennom rørledninger fra store hydrogen produksjonsanlegg. Vi tror dette neppe vil komme etter 2015.

Vår oppgave de nærmeste årene må derfor være å definere hvor vi har våre fortrinn og systematisk bygge videre på disse. Hva har vi så?

• god tilgang på naturgass som kilde for hydrogenproduksjon

• muligheter for deponering av CO₂

• lang erfaring fra storskala produksjon av hydrogen i Hydros ammoniakkfabruikker.

• kompetanse på hydrogenløsninger, både i Norsk Hydro Electrolysers og i flere FoU-miljøer.

Det er heller ikke klart om det vil være mest lønnsomt å produsere hydrogen i Norge for videre transport til kontinentet (gjennom store rørledninger eller på annen måte), eller om konverteringen fra naturgass til hydrogen bør skje nærmere markedet.

Usikkerhetene rundt dette området krever betydelig innsats for å posisjonere Norge som en framtidig leverandør av hydrogen og dra nytte av merverdien som ligger i foredling av naturgass til hydrogen. Demonstrasjonsprosjekter vil være den mest effektive måte å lære og samtidig posisjonere oss.

iii) Gitt at hydrogen får gjennomslag som energibærer internasjonalt, hvordan bør Norge posisjonere seg på en best mulig måte?

Vi må sikre oss rammebetingelser som gjør at våre fortrinn som framtidig leverandør ivaretas, eller at vi i alle fall ikke får dårligere vilkår enn våre konkurrenter. Vi må arbeide med EU for å få aksept for CO₂-deponering i undergrunnen med avklaring av alle juridiske aspekter rundt transport og langsiktig lagring. Det må foretas avklaringer i forhold til internasjonale konvensjoner som OSPAR og London-konvensjonene.

Vi bør aktivt bidra til utvikling av europeiske rammebetingelser innen lover, forskrifter og økonomiske incentiver som gjør slike hydrogenløsninger mulige.

Vi bør gjennomføre demonstrasjonsprosjekter for å:

• utvikle vår kompetanse som hydrogenleverandør, inklusive lagring av CO₂ (som for CO₂-fri kraft)

• vise hvordan man kan integrere hydrogen i framtidens energisystem (hydrogen + el + varme) samt stimulere norske teknologileverandører

iv. Kan det være fornuftig for Norge å «hoppe» over gass i transportsektoren (unntatt for skipsfart), og satse på direkte bruk av hydrogen i stedet?

Naturgass har fått en viss utbredelse i landbasert transport. Til tross for at naturgass er tilgjengelig over store deler av områdene i verden med mest veitransport, har ikke naturgass slått gjennom som energibærer. Til det har incentivene ikke vært tilstrekkelige.

Verdens bilindustri satser nå tungt på å få fram kjøretøy med brenselceller og hydrogen som drivstoff. Infrastruktur kan bygges basert på teknologi som til dels er utviklet, dels er under utvikling. Lagring av hydrogen er antakelig den foreløpig største usikkerhetsfaktoren rundt kommersielt gjennomslag for hydrogen som drivstoff i kjøretøy. I Norge har vi, bortsett fra rundt ilandføringsterminalene på Vestlandet, ingen infrastruktur for naturgass. Med et gjennombrudd for hydrogen som drivstoff som kan ligge omlag 10 år fram i tid, synes det tvilsomt å investere massivt i utbygging av en naturgass infrastruktur rettet mot landbasert transport.

Offentlige incentiver for å stimulere til overgang til drivstoff for landbasert transport med mindre miljøulemper enn dagens drivstoff, bør derfor rettes mot innføring av hydrogen.

Utvidelser av eksisterende og evt. bygging av ny infrastruktur for naturgass myntet på varmemarkedet og evt. desentralisert kraftvarme, bør vurderes bygget slik at man i framtiden kan konvertere slike systemer til transport av hydrogen.

Med vennlig hilsen

for Norsk Hydro ASA

Knut Johan Malvik