Del 3
Nye miljøvennlige teknologier og anvendelser av naturgass

5 Innledning

Store deler av verdens energi- og kraftforsyning er basert på fossile brensler. Et felles trekk ved alle fossile brensler er at det dannes CO₂ ved forbrenning. Utslippene fra kraftsektoren står alene for nær 40 prosent av verdens utslipp av CO₂. Den største kilden til utslipp er kullkraft som utgjør 36 prosent av verdens kraftproduksjon, mens gass- og oljekraft utgjør henholdsvis 16 og 9 prosent. Samtidig er det fortsatt tilgang på betydelige gjenværende ressurser av olje, gass og kull. Størrelsen på gjenværende oljereserver er anslått til å utgjøre omlag 40 ganger dagens årlige oljeforbruk og gassreservene til omtrent 60 ganger dagens årlige gassforbruk. De gjenværende kullreservene kan dekke dagens forbruk i et tusenårs perspektiv.

De siste årene har det funnet sted en betydelig økning i bruk av naturgass i de industrialiserte landene. Både når det gjelder utslipp av klimagasser og mer lokal forurensing representerer bruk av gass betydelige miljøgevinster sammenliknet med bruk av de øvrige fossile energikildene. Overgang fra kull til gass i kraftproduksjon gir en halvering av CO₂-utslippene. Samtidig elimineres utslippene av svoveldioksid helt, i tillegg til at NOx-utslipp og utslipp av sot blir vesentlig redusert.

Også sett sammen med bruk av olje til fyring, industriprossesser mv. gir det en betydelig miljøgevinst å konvertere til gass. I internasjonal sammenheng er dette bakgrunnen for at bruk av naturgass i seg selv ofte vurderes som miljøvennlig.

En kulldominert kraftforsyning internasjonalt preger også synet på spørsmålet om gasskraftteknologi i andre land. Det siste årene har det vært en sterk framvekst av gasskraft i internasjonalt, en utvikling drevet av både økonomiske og miljømessige hensyn. Det er sannsynlig at en også i lang tid framover vil ha fokus internasjonalt på å konvertere kraftproduksjon fra kull til gass, og på denne måten ta ut de mest nærliggende miljøgevinstene.

Definisjonen av miljøvennlig anvendelse av gass vil imidlertid vurderes ulikt ut i fra ulike ståsteder. Den norske diskusjonen om bruk av gass og gasskraft må ses på bakgrunn av vår historie, der en omfattende elektrifisering ved hjelp av vannkraft har gitt Norge en utslippsfri elektrisitetssektor i dag. Mer enn halvparten av den norske energiforbruket dekkes av elektrisitet. Utslippene av CO₂ fra samlet energibruk i Norge er derfor svært lavt sammenliknet med andre land. I internasjonal sammenheng framstår den norske energiforsyningen som svært miljøvennlig.

Definisjonen av nye anvendelser kan henspeile på anvendelser som er nye sett i forhold til at det forutsetter en type bruk eller teknologier som ikke er utviklet i dag, hverken i Norge eller andre land. Nye anvendelser av gass kan også relaterte seg til anvendelser der det i dag er tradisjon for å benytte andre energibærere nasjonalt eller internasjonalt. Utvalget legger begge forståelsene til grunn i tolking av mandatet.

På samme måte kan det foretas ulike vurderinger hva som er ny miljøvennlig bruk av gass. Miljøvennlig bruk av gass i Norge kan relatere seg til at gass erstatter mer forurensende energikilder, sammenliknet med hvordan tradisjonell naturgassaktiviteten skjer internasjonalt. En mer krevende vurdering av miljøvennlig bruk av gass kan for eksempel være i de tilfeller gassen ikke går til erstatning av andre mer forurensende energibærere, men brukes i ny aktivitet eller til en teknologi der sammenlikningsgrunnlaget ikke finnes.

Utvalget har ikke søkt å foreta en gjennomgang av samtlige anvendelser av naturgass med tanke på hva som kan sies å være miljøvennlige anvendelser. Utvalget har valgt en generell tilnærming, der miljøvennlig bruk av gass skal forstås som bruk av gass innenfor rammene av våre internasjonale miljøforpliktelser.

Siden mandatet nevner eksplisitt CO₂-fri gasskraft og hydrogen, er det fokusert særlig på disse framtidsmulighetene for bruk av gass. I tillegg har utvalget i noen grad også sett på anvendelser der norske lokale utslipp kan reduseres ved substitusjon til naturgass og områder som også vil medføre at bruk av gass gir bedre miljøresultat.

Alle nye anvendelser av gass krever at gass er tilgjengelig for brukerne. Utbygging av infrastruktur og et distribusjonsnett for gass krever store investeringer. Forutsetningen for drøftingen som gjøres av muligheter og teknologier hviler på en forutsetning om infrastruktur som bringer gass i land, dersom ikke annet er sagt. Kostnadene ved dette er da ikke medregnet i vurderingen av de ulike anvendelsesområdene.

6 Gasskraftverk – nye miljøvennlige teknologier

6.1 Innledning

Kraftproduksjon basert på fossile brensler er en av de største kildene til CO₂-utslipp globalt. Det er derfor et stort potensial å utvikle teknologier med reduserte CO₂-utslipp fra ulike typer kraftverk.

Det internasjonale fokuset på reduserte utslipp fra kraftproduksjon må ses i forhold til at kull har en dominerende plass i verdens kraftproduksjon, samtidig som nærmere 20 prosent av verdens kraftkapasitet er over 30 år gammel. I dag er det derfor i hovedsak to utfordringer som har oppmerksomhet internasjonalt; teknologiutvikling som kan gi bedret virkningsgrad og miljøprestasjoner for kullkraftverk og gasskraftverk, samt en overgang fra kullkraft til gasskraft.

De siste 25 års utvikling av gassturbiner har ført til at den elektriske virkningsgraden i gasskraftverk er økt fra 45 prosent til nærmere 58 prosent. Som følge av dette er CO₂-utslippene per produsert kWh i slike anlegg redusert med 25 prosent i løpet av denne tiden. Et 400 MW gasskraftverk vil derfor slippe ut 300 000 tonn mindre CO₂ per år i dag enn et gasskraftverk av samme størrelse på midten av 70-tallet.

CO₂-effektiviseringen har vært en bieffekt av den teknologiutvikling som har vært motivert av å oppnå høyest mulig elektrisitetsproduksjon med minst mulig bruk av gass. Drivkraften bak denne utviklingen fra leverandørindustrien sin side, har vært å kunne tilby anlegg med bedret økonomi. Utviklingen har samtidig gitt positive konsekvenser for utslippene fra gasskraftproduksjon.

6.2 Nærmere om gasskraft med CO₂-håndtering

Gasskraft med CO₂-håndtering, ofte kalt CO₂-fri gasskraft, benyttes som betegnelse på kraftverk med gass som energikilde og der CO₂ skilles ut, enten i forkant, underveis eller i etterkant av kraftproduksjonsprosessen. Betegnelsen «CO₂-fri» er imidlertid upresis i den forstand at CO₂ ikke forsvinner i løpet av prosessen. Prosessen vil ikke være «CO₂-fri» før den utskilte CO₂ håndteres på en måte som hindrer at CO₂ lekker ut til atmosfæren.

Begrepet «CO₂-fri gasskraft» omfatter fire trinn: CO₂-fanging før eller etter kraftproduksjon, kompresjon av CO₂-gassen, transport og langtidslagring av CO₂ i form av injeksjon/deponering/anvendelse. Håndtering av CO₂ er nærmere omtalt i kapittel 7.

Teknologi for å separere ut CO₂ fra gass har vært kjent siden 20-årene. Rensing av CO₂ fra eksosgass som oppstår ved forbrenning av fossile brensler (kull, olje eller naturgass) startet sent på 70-tallet. Separasjon av CO₂ fra gass startet imidlertid ikke med utgangspunkt i klimautfordringen. Metoden fikk relevans som en mulig kilde til industriell bruk av CO₂, herunder også til økt oljeutvinning, jf. kapittel 7. Flere kommersielle CO₂-separeringssanlegg ble konstruert på slutten av 70-tallet og begynnelsen av 1980 årene i USA. De fleste av disse CO₂-separasjonsanleggene er i dag lagt ned. Det finnes imidlertid fortsatt operative separasjonsanlegg i dag på kullkjeler og gasskjeler/turbiner, blant annet i USA, India, Kina og Brasil.

En har imidlertid svært begrenset erfaring med separering av CO₂ fra en kraftproduksjonsprosess, selv om det fra et industrielt ståsted finnes teknologi som kan gjøre det mulig med gasskraft med minimale CO₂-utslipp. De ulike konseptene varierer i modningsgrad. Enkelte er til en viss grad testet ut i annen anvendelse, og noen teknologikonsepter inneholder komponenter som hver for seg er utprøvde. For andre teknologier gjenstår det betydelig utviklingsarbeid før teknologiene kan testes ut. Felles for alle de ulike kjente teknologikonseptene er imidlertid at energiforbruket i tilknytning til å ta ut CO₂, krever en økning på 10-30 prosent naturgassbrensel sammenliknet med konvensjonelle gasskraftverk. Som følge av energitapene i prosessen blir derfor virkningsgraden i kraftproduksjon redusert. Et annet felles trekk er at investeringskostnaden for CO₂-utskillingen er høy, og vil resultere i en betydelig vekst i de totale investeringene (mer enn fordoblet) for et gasskraftverk. Dagens teknologier er følgelig kostnadskrevende i forhold til vanlig gasskraftproduksjon, og det største fokuset ligger derfor på forskning og utvikling med tanke på billigere og mer energieffektive teknologier.

Gasskraft med CO₂-håndtering kan ikke med dagens kjente teknologiløsninger sies å være mer avansert teknologi enn dagens best tilgjengelige teknologi, ofte betegnet som konvensjonelle gasskraftverk. Slike gasskraftverk som er planlagt i Norge vil ha en garantert virkningsgrad på 58 prosent, og representerer teknisk sett det beste som finnes kommersielt tilgjengelig av gasskraftteknologi med hensyn til energieffektivitet. I forhold til dagens gasskraftteknologi, vil virkningsgraden ved gasskraft med CO₂-håndtering være sammenliknbare med det gassturbiner kunne yte i 1975, jf. omtalen i kapittel 6. Dette skyldes de store energitapene i prosessen knyttet til utskilling av CO₂. Gasskraft med CO₂-håndtering representerer imidlertid en annen teknologisk retning enn det som hittil har vært drivende for utviklingen av gassturbiner.

Norske miljøer har lenge arbeidet med gasskraftløsninger som kan gi lavere utslipp av CO₂ enn dagens best tilgjengelige gasskraftteknologi, jf. kapittel 12. Statoil har arbeidet med problemstillingen de siste 10 årene, og både Hydro og Aker Maritime har i mange år arbeidet med ulike konsepter for gasskraft med CO₂-håndtering. I tillegg har andre norske miljø som Kværner og SINTEF lenge arbeidet med problemstillinger knyttet til dette. Den norske aktiviteten er nærmere beskrevet i kapittel 12. Utviklingen av de norske renseteknologikonseptene blir støttet gjennom Forskningsrådets KLIMATEK-program. Programmet ble etablert for å fremme utvikling og demonstrasjon av teknologi som kan bidra til å redusere klimagassutslipp. Gjennom dette har nær alle aktuelle norske teknologikonsepter for gasskraft med CO₂-håndtering fått støtte i en forsknings- og utviklingsfase. Programmet har også gitt støtte til det norske arbeidet i det internasjonale CO₂ Capture Project (CCP ), jf. kapittel 10.

6.3 Beskrivelse av ulike separasjonsteknologier

Referansen for å sammenlikne gasskraft med CO₂-håndtering er dagens tilgjengelige teknologi for gasskraftverk, som i dag har en garantert virkningsgrad på 58-59 prosent ved oppstart. Normalt vil gjennomsnittlig virkningsgrad over levetiden for anlegget være 55-56 prosent med dagens teknologi. Slike anlegg er såkalte kombikraftverk, som også utnytter varmen i avgassen fra gassturbinene til å produsere tilleggskraft ved hjelp av dampturbiner. Et slikt 400 MW gasskraftverk vil i utgangspunktet medføre utslipp på 1,1 mill. tonn CO₂ per år. Kraftverket vil ha en produksjonskostnad på mellom 16-21 øre/kWh, avhengig av gasspris og avkastningskrav. Figur 6.1 viser en prinsippskisse for et gasskraftverk.

Kilde: SINTEF Energiforsking, 2000.

I de følgende kapitlene gis det en beskrivelse av de mest kjente teknologiene for reduserte utslipp fra gasskraftproduksjon. Det finnes imidlertid flere varianter av de ulike teknologikonseptene, og det finnes også en rekke mindre kjente teknologier som ikke er beskrevet her.

6.3.1 Røykgassrensing

Røykgassrensing (post combustion removal) benyttes som betegnelse for prosessen som skiller ut CO₂ fra eksosen etter forbrenningen i kraftverket har funnet sted. Absorpsjon ved hjelp av en aminløsning er den mest kjente teknologien for å fjerne CO₂ fra eksosgass. Teknologien er imidlertid ikke utprøvet på kraftverk av aktuell størrelse.

Utskillingen av CO₂ skjer ved at eksosen fra kraftverket føres gjennom et tårn («absorber», «scrubber»). I dette tårnet kommer eksosen i kontakt med en absorpsjonsvæske som gjør at CO₂ løses opp i væsken. Løsningsmiddelet, som er anriket på CO₂, går deretter ut av tårnet i bunnen og sendes til en regenerator («stripper»). Ved å tilføre varme, økes temperaturen, og løsningsmiddelet slipper CO₂, som går ut av toppen av regeneratoren.

Kilde: SINTEF Energiforskning, 2000.

Prosessen med å skille ut CO₂ fra resten av gassen er energikrevende, og det vil kreve 10-30 prosent mer naturgass for å produsere en kWh kraft sammenliknet med dagens gasskraftverk. Virkningsgraden i kraftverket blir anslagsvis 47-51 prosent.

De aminløsningene som hittil har vært benyttet er relativt fortynnede. Dette, sammen med det faktum at CO₂-konsentrasjonen i eksosgassen i et gasskraftverk bare er 3-4 prosent, medfører at det kreves mye væske og betydelig størrelse på anlegget. Absorpsjonsanlegget for et 400 MW kraftverk blir meget stort; 30-50 meter høyt og om lag 120-150 m² areal i kolonne. Det er sannsynlig at mellom 90-1500 tonn/år spesialavfall må håndteres, hvorav 30-500 tonn/år med amin, salter og organisk karbon. Det produseres i tillegg NOx i samme størrelsesorden som ved et konvensjonelt gasskraftverk. Renseprosessen vil også gi noe utslipp av ammoniakk.

Fordeler med teknologien for separering av CO₂ fra eksosgassen, er at den er utprøvd, både ved produksjon av CO₂ til industrielle formål, rensing av naturgass og fjerning av CO₂ fra syntesegass. Kraftverket vil i liten grad påvirkes av selve separasjonsprosessen, og kraftverket vil kunne kjøres uavhengig av driftsstans i renseanlegget dersom konsesjonsbetingelsene tillater det. Som en selvstendig enhet kan også renseanlegget ettermonteres på kraftverket når økonomien eventuelt gjør en slik løsning interessant. Dette gjør det mulig å benytte best tilgjengelig teknologi på selve kraftverket.

Slik eksosrensing kan benyttes også på kullkraftverk, oljekraftverk, gasskraftverk og andre typer eksosgassutslipp. Teknologien kan dermed ha stort potensial med tanke på at den internasjonale kraftproduksjonen er dominert av kull. En videreutvikling av teknologien kan åpne for muligheter til å redusere klimagassutslipp fra eksisterende installasjoner så vel som nye, både i Norge og andre land. I et internasjonalt FoU-perspektiv er det stort fokus på denne teknologien.

Svakheter ved teknologien er det store energitapet, arealbehovet, store mengder spesialavfall, og at teknologien aldri har vært benyttet i så stor skala som det er snakk om for et kraftverk. Det er dermed en betydelig teknologisk risiko knyttet til oppskalering av teknologien

Kostnadene ved dagens teknologi for eksosrensing er beregnet av ulike miljøer nasjonalt og internasjonalt. Drake and Herzog har beregnet ekstrakostnadene per kWh time produsert i forhold til et konvensjonelt gasskraftverk til 1,6 cent/kWh eller 13 øre/kWh (400-450 per tonn CO₂), unntatt transport og deponeringskostnadene. SINTEF Energiforskning har beregnet kostnadene til mellom 12-16 øre/kWh avhengig av kraftverkets størrelse. Det er godt sammenfall mellom ulike fagmiljøers økonomiske beregninger og vurderinger av metoden.

Teknologien med å benytte aminer for å fjerne CO₂ fra eksosgassen har imidlertid ikke utviklet seg vesentlig de siste 10 år. Utfordringene framover synes å være særlig knyttet til å redusere nødvendig kontaktflate mellom avgass og absorsjonsvæske, samt å finne bedre stoffer til å fange CO₂ som kan redusere nødvendig størrelse på anlegget og løse avfallsproblemet. Kværner har gjort fremskritt med sin membranteknologi, jf. kapittel 12, og Mitsubishi har kommet med forbedrede aminløsninger.

6.3.2 Avkarbonisering av brenselet

Ved separasjon av CO₂ før forbrenningen eller såkalt «pre-combustion decarbonisation» omdannes (reformeres) naturgassen til en gassblanding bestående av hydrogen og CO (såkalt syntesegass). I etterfølgende trinn omformes CO til CO₂ som deretter vaskes ut av gassblandingen. Fjerningen av CO₂ skjer under trykk. Ved hjelp av denne prosessen kan karbonet i naturgass fjernes fra brenslet før forbrenning i gassturbinen finner sted. Den hydrogenrike gassen, som er igjen etter utskilling av CO₂, benyttes til forbrenning i kraftverket istedenfor naturgass. Hydrogengassen kan også inneholde vanndamp for å tilfredsstille krav til brenselegenskaper gitt av gassturbinen. En typisk sammensetning av en slik brenngass kan være 46 prosent hydrogen, 40 prosent nitrogen, 13 prosent vanndamp og noe karbonmonoksid, metan og CO₂.

Hydrogengassen vil ha redusert energinnhold sammenliknet med den opprinnelige naturgassen. Dette innebærer at samlet virkningsgrad i kraftverket med dagens teknologinivå blir redusert til 45-47 prosent. Prosessen gir utslipp av NOx på samme nivå eller noe lavere enn konvensjonell gasskraftteknologi. Samtidig vil det fortsatt slippes ut noe CO₂, rensegraden kan typisk være 83-86 prosent. Hydros tidligere konsept «Hydrokraft» er et eksempel på bruk av denne teknologien.

Kilde: SINTEF Energiforskning, 2000.

Det har vært mye diskusjon om hvorvidt moderne gassturbiner kan akseptere et brensel bestående av en større andel hydrogen. Generelt finnes det mange eksempler på at gassturbiner brenner hydrogenholdig brensel. Det som er spesielt i denne sammenhengen er at hydrogen er den eneste brennbare gassen i brenslet.

Fordelen med teknologien er at den er moden sett i forhold til de ulike komponentene som inngår i teknologien. Det finnes imidlertid ikke eksempler på eksisterende anlegg med en tett integrasjon mellom reformeringsanlegg og kraftverk som dette konseptet er basert på.

Gassturbiner som benyttes i dette teknologikonseptet, er av samme type som benyttes i kraftverk med kullgasifisering (IGCC). Teknologiutvikling med tanke på denne typen gasskraft med CO₂-håndtering kan derfor bli hjulpet gjennom utvikling på et annet område. Det er bare en av gassturbinprodusentene, General Electric (GE), som kan sies å være langt fremme innen gassturbinteknologi på dette området. GE har imidlertid stor erfaring med hydrogenholdige brensler (IGCC, raffinerigasser etc.).

Det er også mulig å etterinnstallere (i tid) denne teknologien på et konvensjonelt gasskraftverk. Dette gjøres optimalt dersom forberedelser gjøres ved bygging av hovedanlegget. Dette skyldes at prosessen teknisk sett er komplisert med tette koblinger (damp, luft og brensel) mellom reformeringsanlegg og kraftverk for å oppnå høyest mulig virkningsgrad. Eventuelle tilretteleggelser for en senere implementering av teknologien innebærer først og fremst at det velges en type gassturbin som kan brenne den aktuelle brenngassen 1. Trolig må en lengre driftsstans påregnes for dette arbeidet. Investeringsnivået for en slik ettermontering sammenlignet med etterrensing er ikke kjent.

Ulempene ved teknologien er det store energitapet i prosessen ved å omforme naturgass til en hydrogenrik gass (syntesesgass) og at det i dag kun finnes en aktuell leverandør for den aktuelle type gassturbin. Det synes heller ikke i dag å være et markedsgrunnlag for en annen anvendelse av syntesegass som benyttes som brensel i denne type kraftverk med CO₂-håndtering. Dagens marked for metanol og ammoniakk tilsier ikke store muligheter. Markedsmuligheter for slike tilleggsprodukter må derfor ses på som del av en visjon om fremtidig utvikling, for eksempel innen et fremtidig energimarkedet der hydrogen kan ha en plass som drivstoff til kjøretøyer (brenselceller).

Det er anslått at kostnadene for produksjon av elektrisitet vil øke i størrelsesorden 10-12 øre/kWh sammenliknet med dagens best tilgjengelige gasskraftteknologi. Utfordringer framover knyttet til videreutvikling av teknologien vil, foruten større grad av integrasjon av elektrisitetsproduksjon og hydrogenproduksjon med CO₂-innfanging, være knyttet til kostnadsreduksjoner.

6.3.3 Forbrenning med rent oksygen – Oxyfuel

«Oxyfuel» benyttes som en betegnelse på en type gasskraftverk der forbrenningen av naturgass skjer med konsentrert oksygen istedenfor luft, jf. figur 6.4. Fordelen med dette er at eksosen etter forbrenningen kun inneholder CO₂ og vanndamp, i motsetning til eksosen fra et vanlig gasskraftverk som i tillegg inneholder store mengder nitrogen. Vanndamp og CO₂ kan deretter enkelt skilles fra hverandre ved en nedkjøling med kjølevann. Det meste av vanndampen kondenserer, mens CO₂ forblir i gassform. Fordi en benytter oksygen istedenfor luft reduseres nitrogen i forbrenningen vesentlig. Dette reduserer dannelsen av NOx i selve kraftproduksjonsprosessen. I en lukket forbrenningsprosess vil utslipp av NOx og CO₂ til luft være like null. Metoden krever imidlertid tilgang på oksygen, og det er derfor nødvendig med oksygenproduksjon i tilknytning til kraftverket. Ut fra dette eksisterer det to konsepter for teknologien, enten basert på at oksygen produseres i et luftseparasjonsanlegg (HiOx) eller ved at luftseparasjon og forbrenning integreres i en reaktor (AZEP), jf. kapittel 12 om de ulike norske konseptene.

Kilde: SINTEF Energiforskning, 2000.

HiOx konseptet innebærer som nevnt et eget luftseparasjonsanlegg. Dette vil på samme måte som ved CO₂-separering være en energikrevende prosess og redusere anleggets totale virkningsgrad. Ved separasjon av luft vil det produseres store mengder nitrogen. Nitrogen kan få en verdi dersom den benyttes til trykkstøtte for økt oljeproduksjon, og mengden som injiseres kan endres over tid for å tilpasse seg en injeksjonsprofil.

Fordelene med HiOx løsningene er at prosessene er lukket etter forbrenningen. Deremed har løsningene null utslipp til luft, og det brukes ikke kjemikalier. Den elektriske virkningsgraden for et HiOx kombikraftanlegg blir høy selv med dagens luftseparasjonsteknologi. Det utvikles i dag nye ioniske membraner til oksygenproduksjon, som utprøves i flere pilotanlegg i mindre skala. Det antas at større anlegg kan komme i drift innen fem år. Ved anvendelse av slike membraner vurderes det at energiforbruket ved oksygenproduksjon kan redusers med om lag 50 prosent. I dette tilfellet vil virkningsgraden i et HiOx kombikraftanlegg kunne økes fra om lag 48 til 52 prosent, og kostnadene for oksygenanlegget kunne reduseres med 25-40 prosent. Ved mer kompakte løsninger vurderes HiOx løsning å kunne bli egnet til bruk både i offshore anlegg og på land, jf. kapittel 12 og vedlegg fra Aker/Kværner.

Et Hiox anlegg kan enten leveres som et dampanlegg eller som et kombikraftanlegg. Konseptet for et kombinert kraftverk er ikke tilgjengelig i dag fordi den krever tekniske modifikasjoner av gassturbinen. CO₂ og luft er gasser med betydelig forskjell i egenskaper og en standard gassturbinkompressor og -turbin er dårlig tilpasset dette konseptet. Ytelsene i dagens turbiner ville derfor bli uakseptable. Hovedutfordringen for en HiOx kombikraftløsning blir å utvikle en ny gassturbinløsning med utgangspunkt i dagens teknologi. Kostnadene ved HiOx-teknologien er usikker, i hovedsak fordi det gjenstår teknologiutvikling som kan kreve betydelige kostnader. Dagens anslag på økte produksjonskostnader for elektrisitet (eksklusiv utviklingskostnader) sammenliknet ved et vanlig gasskraftverk er beregnet til om lag 10-11 øre/kWh, jf. SINTEF Energiforskning, 2000.

Det andre kjente alternativet for oxyfuel-teknologi er et konsept hvor luftseparasjonen er integrert i gassturbinens brennkammer ved bruk av en keramisk membran. Konseptet, AZEP – Advanced Zero Emission Power (Hydro/Alstom), har de samme fordeler som HiOx når det gjelder null-utslipp til luft og ingen kjemikalier. Denne teknologien vil også kunne anvendes både offshore og på land. Konseptet vil gi minimale energitap og virkningsgraden forventes å ligge i størrelsesorden 55 prosent. Dette vil innebære bedret økonomi for oxyfuel-konseptet. Målet i forhold til AZEP er å halvere ekstrakostnaden forbundet med CO₂-håndteringen sammenlignet med de «CO₂-frie» teknologiene som kan realiseres i dag. Dette innebærer å redusere den ekstra produksjonskostnaden for elektrisitet til i størrelsesorden 6-7 øre/kWh. Teknologien ligger imidlertid noe lenger frem i tid enn de øvrige alternativene.

For AZEP kreves ingen ny gassturbinteknologi. Teknologiutviklingen her er i første rekke knyttet til keramisk membran og varmeveksler i den integrerte luftseparasjons- og forbrenningsenheten. Utviklingen er anslått av Hydro til å koste i størrelsesorden 150 mill. NOK frem til demonstrasjonsanlegg. Nærmere beskrivelse finnes i kapittel 12.

Estimat av både virkningsgrad og kostnader for oxyfuel-teknologiene vil imidlertid måtte ses i forhold til et annet tidsperspektiv enn metodene for eksosgassrensing og avkarbonisering av brenselet som er beskrevet foran.

6.4 Vurdering av teknologiene – kostnader ved dagens kjente gasskraftkonsepter med CO₂-håndtering

De ulike teknologiene varierer i modningsgrad. De to alternativene med henholdsvis fanging av CO₂ fra eksosgassen etter forbrenning og utskilling i forkant med hydrogen som drivstoff i turbinen, synes som de mest modne teknologiene. Eksosgassrensing er en forholdsvis kjent teknologi som er benyttet i andre sammenhenger, og de ulike komponentene i et hydrogenfyrt kraftverk er kjente og testet ut allerede. Disse teknologiene er imidlertid umodne i den forstand at ingen av teknologiene er prøvd ut i større skala, eller i forbindelse med et gasskraftverk av den typen som bygges i dag. Det antas at det finnes et begrenset potensial for å redusere kostnader.

Den tredje mest kjente metoden med et oksygenfyrt kraftverk har betydelige gjenværende utviklingsbehov, først og fremst knyttet til videreutvikling/modifisering av en gassturbin som kan drives på oksygen. Så vidt kjent drives i dag ikke et slikt utviklingsarbeid hos noen leverandører med unntak av Hydro/Alstoms samarbeidsprosjekt AZEP. Dette skyldes at markedspotensialet på kort og mellomlang sikt må sies å være begrenset til Norge.

En sammenstilling av kostnadene ved for gasskraft med CO₂-håndtering er krevende fordi kostnadsestimering av slike teknologier vil være beheftet med større usikkerhet enn ved andre mer kjente og anvendte teknologier. I tillegg er de ulike kostnadsanslagene basert på varierende forutsetninger. Kostnadene vil generelt avhenge av forutsetninger om gasspris, anleggets størrelse og levetid, kalkulasjonsrente, og i hvilken grad kompresjon, transport og deponering av CO₂ er inkludert. Samtidig vil anslagene på kostnadene for teknologier med betydelig gjenværende utviklingsarbeid være svært usikre, og må ses i en annen tidshorisont enn de mer modne konseptene.

Det er imidlertid gjort et betydelig arbeid internasjonalt, i forskningsinstitusjoner og i ulike programsammenheng de senere årene. En del av miljøene har søkt å benytte samme forutsetninger for de ulike teknologier med tanke på sammenlikning. Dette gjelder for eksempel SINTEF, MIT og IEA. Både nasjonale og internasjonale referanser gir et relativt omforent spenn for ekstra kostnadene i forhold til et konvensjonelt gasskraftverk.

Tabell 6.1 viser ulike anslag på økte produksjonskostnader ved å ta i bruk gasskraft med CO₂-håndtering sammenliknet med dagens best tilgjengelige teknologi, uten at det er tatt stilling til ulike faktorer som kan bidra til bedret lønnsomhet eller faktisk gjennomførbarhet av teknologikonseptene i et fullskala kraftverk.

IEA etablerte i 1991 «IEA Greenhouse Gas R&D Programme» (IEA GHG). I dag er 17 land, deriblant Norge, og 7 industriselskaper medlemmer i IEA GHG. På bakgrunn av den dominerende andel CO₂-utslippene fra kraftproduksjon representerer, har renseteknologi og lagring av CO₂fra slike anlegg en sentral posisjon i arbeidet. I dette programmer er det også gjort en vurdering og sammenstilling av de ulike ledende teknologiene for gasskraft med CO₂-deponering, jf. tabell 6.2. Anslagene i tabell 6.2 er eksklusiv kostnadene ved kompresjon, transport og deponering av CO₂. Slike kostnader utgjør typisk 25 prosent av merkostnadene for gasskraft med CO₂-håndtering.

Det største initiativet for å videreutvikle gasskraftteknologi med CO₂-deponering internasjonalt, er CO₂ Capture Project (CCP), jf. kapittel 10. CCP startet opp våren 2000, og prosjektet består i dag av til sammen ni oljeselskaper. Fra norsk side deltar Hydro og Statoil. Tabell 6.3 viser noen foreløpige konklusjoner med hensyn til ulike teknologikonsepter som har vært vurdert av prosjektet. Teknologikonseptene i tabellen er sortert etter ulik modningsgrad. For de teknologiene som kan sies å være utviklet tilstrekkelig til utprøving i dag, er det anslått en økning i produksjonskostnadene på 12-16 øre/kWh.

CCP skisserer også potensial for kostnadsreduksjoner over tid for de teknologiene som dette prosjektet omhandler. Disse anslagene vil være forbundet med større usikkerhet. Tabell 6.3 gir grove anslag for 400 MW kraftverk, kompresjon til 100 bar, 100 km rørledning og én injeksjonsbrønn.

Det er enighet om at ingen av renseteknologiene som er vurdert i prosjektet peker seg ut som mer konkurransedyktig enn andre. CCP anbefaler at alle konseptene videreutvikles inntil man har tilstrekkelig informasjon til å komme med klare anbefalinger om hvorvidt noen av konseptene skal skrinlegges, evt. føres videre til en pilotfase, jf. kapittel 10.

Det er vanskelig å vurdere de ulike teknologienes potensiale i dag. Fra et teknologisk ståsted eksisterer det i dag metoder som muliggjør produksjon av gasskraft med minimale CO₂-utslipp, selv om slike teknologier ikke er utprøvd i kraftverk av den størrelse og type som planlegges i dag. Slik kraft blir imidlertid for dyr å produsere.

Med utgangspunkt i anslagene som finnes på kostnader ved de ulike teknologikonseptene, er det klart at gasskraft med CO₂-håntering representerer en betydelig økning i både investerings- og driftskostnader sammenliknet med et konvensjonelt gasskraftverk. Sett i forhold til et 400 MW gasskraftverk innebærer dagens teknologikonsepter for gasskraft med CO₂-håndtering at investeringskostnadene kan øke med 2,5-2,8 mrd. NOK kroner og at driftskostnadene vil øke med 300-400 mill. NOK per år, jf. SINTEF 2000.

Når det er investert i en gitt teknologi vil de økte driftskostnadene påløpe i hele anleggets levetid. Levetid anslås vanligvis til 25 år. Neddiskontert over levetiden kan det samlet påløpe i størrelsesorden 4-5 mrd. NOK i økte kostnader sammenliknet med et konvensjonelt 400 MW gasskraftanlegg. For større anlegg kan det eksistere stordriftsfordeler som moderer økningen i driftskostnadene noe. Samtidig vil dette øke nivået på investeringskostnadene som må utliknes sammenliknet med konvensjonelle kraftverk.

Den endelige målgruppen med tanke på eventuell kommersialisering av gasskraft med CO₂-håndtering vil være energi- og kraftselskaper som ønsker å produsere elektrisitet for salg. Uavhengig av teknologi vil drivkraften for en eventuell investeringsbeslutning være muligheten for å produsere kraft som er konkurransedyktig i markedet. Fordi kraftmarkedet i Norden henger sammen gjennom eksisterende (og planlagte) overføringsforbindelser mellom landene vil det være utviklingen i kraftprisen i Norden (og Europa) som er bestemmer kraftprisen i Norge.

Høye CO₂-priser eller strenge rammebetingelser for CO₂-utslipp i Norge vil ikke alene gjøre det lønnsomt å bygge og drive et gasskraftverk med CO₂-håndtering. Kraftprisene i det nordiske og europeiske markedet blir i stor grad bestemt av produksjonskostnadene og rammebetingelsene til europeiske kraftverk. I et slikt marked kan ikke norske produsenter med fordyrende produksjon eller rammebetingelser konkurrere med øvrige produsenter som ikke har tilsvarende teknologi/rammebetingelser.

Dersom det legges harmoniserte CO₂-avgifter eller kvoter på fossilbasert kraftproduksjon i Norden og Europa, vil dette generelt skape grunnlag for å bedre lønnsomheten ved CO₂-effektiv kraftproduksjon. Med de anslag som finnes på framtidige priser på kvoter/kreditter, vil dette prisnivået imidlertid ikke være tilstrekkelig til at slike anlegg kan konkurrere med andre typer kraftproduksjon i Norge eller utlandet, jf. også drøfting av viktige rammebetingelser i kapittel 11.

På lengre sikt kan slike gasskraftverk være mer aktuelle. Strengere klimaavtaler kan bli en realitet og kan igjen føre til økt konkurransekraft for slike teknologier. Samtidig vil teknologiene videreutvikles, spesielt med hensyn på energitapene i prosessen. Det arbeides nå med flere nye konsepter, og det er for tidlig å si hva slags konsept som vil vise seg mest lovende på sikt. Dette er drøftet i større bredde i kapittel 12, blant annet på basis av de ulike innspill utvalget har fått fra relevante leverandører og energiselskaper som arbeider på området. Utfordringene og mulighetene knyttet til økt anvendelse og teknologiutvikling er nærmere drøftet i kapittel 12. Mulighetene for anvendelse av CO₂ vil også kunne påvirke lønnsomheten, jf. kapittel 7 og 12.

7 Håndtering av CO₂

7.1 Innledning

Dette kapittelet gir en faktisk fremstilling av ulike måter å håndtere CO₂ på, enten det kommer fra gasskraftverk eller annen type produksjon med utskilling av CO₂. Kapittel 12 drøfter nærmere mulighetene og utfordringene ved å deponere CO₂ i Norge.

Utskilt CO₂ kan deponeres i vannførende geologiske formasjoner (akviferer), i forlatte eller produserende petroleumsreservoarer, i kullformasjoner eller direkte i havet. Biologiske og kjemiske prosesser er andre metoder for å binde utskilt CO₂ på. Industriell anvendelse av CO₂ og binding av CO₂ i mineraler omtales også. Et fellestrekk ved industrielle anvendelser av CO₂ er at mengden CO₂ som håndteres blir svært liten i forhold til de store CO₂-utslippene. Denne utredningen omhandler ikke naturlig opptak av CO₂ i for eksempel skog.

En felles utfordring for alle lagringsløsninger er at en må være sikker på at CO₂ forblir isolert fra atmosfæren så lenge drivhuseffekten utgjør en trussel mot miljøet på jorden. Det er et behov for dokumentasjon som sannsynliggjør at de ulike lagringsløsningene er tilfredsstillende i et slikt langsiktig, miljømessig perspektiv.

Lagringsløsningene må videre være i overensstemmelse med internasjonal og nasjonal lovgivning og retningslinjer på området.

CO₂-konsentrasjonen i eksosgass fra gassturbiner er lav så lenge konvensjonell teknologi benyttes. Injeksjon av ubehandlet eksosgass med lav CO₂-konsentrasjon er imidlertid ikke aktuelt av flere grunner. Eksosgass har et stort volum, og energibehovet for det nødvendige kompresjonsarbeidet før injeksjon blir derfor meget høyt. Det er derfor ikke mulig å lagre eksosen fra standard gassturbin i et hydrokarbonfelt hvis turbinens egen kraft skal benyttes til kompressoren. Høyere konsentrasjon i eksosgassen gjør det imidlertid mindre kostnadskrevende å gjenvinne CO₂ fra avgassen. En annen sentral årsak er at det meste av en vanligvis begrenset lagringskapasitet i reservoarene blir opptatt av andre komponenter i eksosgassen enn CO₂.

7.2 Lagringsmuligheter for CO₂

7.2.1 I havet

Det er foreslått minst to metoder for å lagre CO₂ i havdypet: (1) Behandlet og renset CO₂ fra utslippskilden injiseres direkte i havet. CO₂-strømmen løses i havmassene, som etter hvert felles ut i form av hydrater eller i sedimenter på havbunnen. (2) Det naturlige opptaket av CO₂ i havet påvirkes ved hjelp av kunstig gjødsling, for eksempel av jern.

Lagring av CO₂ i havet kjennetegnes blant annet av stor lagringskapasitet. Denne metoden er i dag imidlertid forbundet med en begrenset vitenskapelig forståelse av mulige effekter på levende marine ressurser, hvilken oppholdstid havdeponering faktisk medfører og hvordan CO₂ fordeler seg i havet over tid. Med den usikkerheten som råder og med dagens kunnskap på området, anses lagring i dyphavet som lite aktuelt. Lagring i dyphavet behandles derfor ikke videre.

7.2.2 I geologiske formasjoner

Det finnes tre hovedtyper av geologiske formasjoner som har potensiale til å lagre store mengder av CO₂: (1) vannførende geologiske formasjoner (akviferer), (2) produserende og ikke-produserende petroleumsreservoarer og (3) ikke utvinnbare kullformasjoner.

Vannførende geologiske formasjoner

Hovedprinsippet ved lagring av CO₂ i vannførende lag i geologiske formasjoner i undergrunnen går ut på å injisere CO₂-gass i tilnærmet ren form inn i porerommene i egnede bergarter. Til deponeringsformål er det nødvendig å finne bergarter med høy permeabilitet, og som er overleiret av tette takbergarter eller med takbergarter med lav permeabilitet, for eksempel skifer.

For at deponering av CO₂ skal være praktisk mulig, må CO₂ lagres i tett fase, det vil si i tilnærmet flytende form. CO₂ vil være i denne fasen ved et dyp på om lag 800 meter under havoverflaten. Dette innebærer at lagring av CO₂ på et generelt grunnlag er uinteressant i bergarter som ligger grunnere enn 800 meter under havoverflaten.

Kilde: Norges Geologiske Undersøkelser, 1998.

Det høstes nå erfaring med deponering av CO₂ blant annet i en vannførende formasjon på Sleipnerfeltet, i Utsiraformasjonen. Siden 1996 har 1 mill. tonn CO₂ per år blitt lagret i denne formasjonen. For å imøtekomme salgsspesifikasjon på den produserte gassen, separeres CO₂ fra brønnstrømmen, og ikke fra eksosgassen etter en forbrenningsprosess. Det er første gang CO₂ er fjernet fra produsert gass og injisert i en akvifer. Prosjektet har vakt internasjonal oppmerksomhet og anerkjennelse. Gjennom integrasjon og nye bruksmetoder for eksisterende metodologi og teknologi, vil prosjektet gi en vitenskapelig basert metode for vurdering, planlegging og overvåking og kontroll av underjordisk lagring av CO₂. Så langt tyder erfaringene fra prosjektet på at Utsiraformasjonen er tilfredsstillende som lagringsplass.

Injeksjon i akviferer er en relativt ny tanke som har sin åpenbare styrke i store volum tilgjengelig plass. I Nordsjøen finnes det sandsteinsakviferer med svært stor utstrekning og tykkelse. Disse har kapasitet til å lagre store mengder CO₂ for eksempel fra kraftstasjoner i Nord-Europa i flere hundre år fremover. For å få redusert transportkostnadene vil det imidlertid være gunstig om man hadde lagringsmuligheter i de nære områdene langs kysten. I disse områdene er det imidlertid gjort få geologiske studier for å kartlegge hvor og om en har egnede akviferer til deoneringsformål.

Forlatte petroleumsreservoarer

CO₂-injeksjon kan også være aktuelt i olje- og gassfelt som ikke lenger utvinnes. Disse reservoarene har inneholdt olje og gass, og antas fortsatt tette. Disse reservoarene er derfor i utgangspunktet ideelle for deponering. Dessuten er reservoaregenskapene vanligvis grundig utforsket og kartlagt.

Selv om det geologisk og teknologisk er mulig å bruke slike reservoarer til lagring av CO₂, forventes det at denne lagringsmuligheten er mindre attraktiv økonomisk, sammenlignet med bruk av CO₂ til økt oljeutvinning. På den annen side kan lokalisering og nærhet til punktkilden tale for en slik lagringsmulighet.

Sannsynligvis vil det også være behov for endringer i dagens praksis for å kunne bruke forlatte petroleumsreservoarer til lagring av CO₂. Videre er det ikke etablert praksis for hvordan operatørskapet for et forlatt petroleumsreservoar skal håndteres i den grad reservoaret ikke lenger betraktes som et petroleumsfelt, men som et lagringssted for CO₂.

Forlatte reservoarer vil ofte inneholde olje- og gassressurser som potensielt kan ha en økonomisk verdi i den grad oljeprisen øker tilstrekkelig eller nye EOR-teknikker og teknologier utvikles. Det kan derfor være av interesse i fremtiden å konvertere disse feltene til olje- og gassproduksjon igjen. Injeksjon av CO₂ kan i mellomtiden imidlertid ha forurenset petroleumsressursene. Dette er også et aspekt som må adresseres for eventuelt å kunne bruke forlatte olje- og gassfelter til å lagre CO₂.

Kullformasjoner

Et annet lagringsmedium er ikke utvinnbare kullformasjoner. CO₂ kan injiseres i kullformasjoner, hvor kullet absorberer CO₂ og gir det et permanent lagringssted forutsatt at kullet aldri utvinnes. En ønsket sideeffekt av denne metoden er også at CO₂ muliggjør utvinning av metan ved at CO₂ fortrenger metan absorbert i kullet.

I New Mexico, USA, injiseres det i dag over 100.000 tonn CO₂ over en treårs periode i et demonstrasjonsanlegg. Dette er det mest kjente demonstrasjonsanlegget for deponering av CO₂ i kullformasjoner.

Biologiske og kjemiske prosesser

Avanserte biologiske prosesser kan utvikles og brukes til å binde CO₂ både fra store, sentraliserte punktkilder og fra mer geografisk spredte utslippskilder. Bakterier og andre organismer kan eksempelvis brukes til å fjerne karbon fra brenselet, og til å gjenvinne karbon fra avfall.

Kostnader

Utskilt CO₂ komprimeres og transporteres gjennom rørledning til injeksjonsanlegget. Deretter injiseres CO₂ i en egnet formasjon. Ved konstruksjon og drift av et nytt, miljøvennlig gasskraftverk over et visst antall år, utgjør kostnader relatert til rørledning, injeksjonsbrønn og transport om lag 25 prosent av de totale kostnadene. Etter at anlegget er kommet i drift, utgjør transportkostnadene en relativt liten andel av driftskostnadene for deponering.

Kostnadene ved deponering av CO₂ øker med avstanden fra utskillingssted til deponeringsanlegg. Det vil derfor være ønskelig å finne et velegnet lagringssted så nær utslippskilden som mulig. Hvis flere punktkilder kan bruke samme rørledningssystem, reduseres også den relative kostnaden. Se kapittel 6 for en videre drøfting av kostnader forbundet med gasskraftverk med CO₂-deponering.

Merkostnaden for å fjerne CO₂ ved bruk av dagens beste tilgjengelig teknologi, regnet i produksjonskostnad for elektrisitet, sammenlignet med konvensjonell gasskraft, er av flere studier beregnet til om lag 10-15 øre/kWh. Med dagens rammebetingelser vil disse teknologiene være vesentlig dyrere sammenlignet med forventet pris på alternative utslippsreduserende tiltak. Selv om CO₂ gis en verdi ved at den benyttes til trykkstøtte i petroleumsreservoarer, som igjen bidrar til å forlenge et felts levetid, endrer ikke dette bildet seg tilstrekkelig.

Virkninger på miljøet

Det er viktig at CO₂ er lagret tilstrekkelig lenge til at man er sikker på at CO₂ forblir isolert fra atmosfæren så lenge drivhuseffekten utgjør en trussel mot miljøet på jorden. Det forventes at egnede olje- og gassreservoarer har karakteristika som gjør at lagret CO₂ forblir i reservoarene i et slikt tidsperspektiv. Det er videre viktig å unngå akutte utslipp av CO₂. Lagringsegenskapene i vannførende geologiske formasjoner er generelt mindre utforsket enn for petroleumsreservoarer.

Deponering av CO₂ innebærer bruk av energi. I den grad deponering av CO₂ kan redusere hastigheten i konsentrasjonsøkningen av CO₂ i atmosfæren, vil deponering fortsatt være en gunstig tilnærming i et miljømessig perspektiv. Hovedinnvendingen mot undergrunnsdeponering fra et miljømessig synspunkt har til nå vært hovedsakelig konsentrert rundt sikkerhet, det vil si muligheten for at CO₂ lekker til overflaten. Skal kraftgenerering med CO₂-deponering være et realistisk alternativ, er det nødvendig å finne reservoarer som er egnet til langtidslagring av CO₂.

Behov for dokumentasjon

Hvis lagring av CO₂ skal brukes som utgangspunkt for å oppfylle nasjonale forpliktelser under FNs klimakonvensjon, vil det være nødvendig å få beregnet og dokumentert den mengden CO₂ som deponeres. IPPCs retningslinjer for utslippsregnskap gir adgang til å ikke inkludere den mengden CO₂ som deponeres i et lands estimater for faktiske utslipp.

Når det gjelder CO₂-rensing, er det teknologisk mulig å måle CO₂-innholdet i avgassen som en integrert del av den kjemiske prosessen. Tilleggskostnadene forventes å være minimale. Eventuelle behov for å måle det faktiske CO₂-innholdet fra en forbrenningsprosess må imidlertid avklares, og i dag er det ikke vanlig at dette gjøres. Eksempelvis beregnes de avgiftsbelagte CO₂-utslippene på norsk kontinentalsokkel i dag med utgangspunkt i målte volum av forbrukt naturgass og diesel på innretningene, og en feltspesifikk faktor for karboninnholdet i brenselet.

Når det gjelder transport av CO₂, transporteres det allerede store mengder CO₂ i rørledninger i USA på kommersiell basis. Også i denne fasen er det teknologisk mulig å overvåke og måle CO₂ til lave kostnader. Det må avklares om det er nødvendig å bruke liknende måleinstrumenter for å måle CO₂ som injiseres i geologiske formasjoner. Når CO₂ er lagret i formasjonen, er det teknologisk mulig å overvåke hvordan CO₂ reagerer over tid i reservoaret ved hjelp av seismiske data. Det er også sentralt å kunne dokumentere hvor mye av injisert CO₂ som forblir værende i undergrunnen. Et sentralt spørsmålet i denne sammenheng er hvilket datagrunnlag som vil være godt nok.

7.3 Anvendelse av CO₂

CO₂ kan anvendes industrielt på mange måter, men ikke i de kvanta det er snakk om ved storskala rensing av eksosgass fra kraftverk. For slike kvanta er det kun én kjent anvendelse der CO₂ kan ha en positiv verdi, og det er bruk av CO₂ som injeksjonsgass i forbindelse med petroleumsproduksjon. Andre anvendelser vil kunne være kommersielt attraktive avhengig av lokale forhold som for eksempel nærhet til en bruker. Et felles trekk ved disse anvendelsene vil være at de ikke vil være i stand til å ta hele den produserte CO₂-mengden.

Selv om CO₂ blir solgt til oljeselskaper til for eksempel en pris på 150 NOK/tonn CO₂, viser studier at man fortsatt har en kostnadsforskjell i elpris, sammenlignet med et konvensjonelt gasskraftverk (Combined Cycle). Et tilleggsmoment er at bruk av CO₂ frigjør hydrokarbongass, som ellers ville vært brukt til injeksjon, til eksport og dermed øker verdien for slik gass.

7.3.1 Økt utvinning av olje og gass (EOR)

Oljeproduksjonen på en rekke felt på norsk kontinentalsokkel vil i løpet av de nærmeste årene komme inn i en fase med sterkt fallende produksjonsrate. På enkelte felt vil økt vannproduksjon kreve betydelige investeringer dersom produksjonen skal opprettholdes. Det må da tas stilling til om feltene skal forlates, eller om det skal foretas nye investeringer for å få ut noe mer av den gjenværende oljen. Restoljen kan typisk utgjøre 40 til 60 prosent av den oljen som opprinnelig var tilstede. Det vil på dette tidspunktet eksistere god geologisk kjennskap til reservoaret.

Erfaringer fra andre oljeprovinser i verden kan tilsi at det i en sen fase settes inn metoder som gir økt oljeutvinning. Gassinjeksjon kan være en metode. Allerede i dag viser Oljedirektoratets prognoser at injeksjon av gass vil øke.

CO₂ kan være en alternativ injeksjonsgass, dersom man har tilstrekkelige kvanta. CO₂ kan injiseres fra første produksjonsdag, eller den kan injiseres etter vanninjeksjon (tertiær gassinjeksjon med CO₂). En tredje måte er alternerende injeksjon av CO₂ og vann (VAG). Felt som har vært produsert med massiv trykkstøtte med naturgass, vil ikke være kandidater for CO₂-injeksjon da en både forurenser den injiserte naturgassen og potensialet for ytterligere økt utvinning er lav. En eventuell blanding av naturgass og CO₂ i reservoaret innebærer også store separasjonskostnader for utskillelse av CO₂ fra gassen. I Norge vil for eksempel feltene Oseberg og Sleipner ikke være kandidater for CO₂-injeksjon.

CO₂ har som injeksjonsgass egenskaper som i mange tilfeller kan gi spesielt høyt utbytte. En av disse er at den gjennom en komponentutveksling mellom gass og olje kan danne en overgangssone mellom fasene slik at det ikke oppstår grenseflatespenninger mellom dem. Dette kalles blandbar fortrengning, og er kjennetegnet av svært lav restolje i de sonene som er flømmet.

Også i reservoarer hvor en ikke oppnår blandbarhet, kan imidlertid CO₂-gassen ha en gunstig effekt på produksjonen. CO₂ vil kunne fortrenge olje i deler av reservoaret som det er vanskelig å nå med andre injeksjonsfluider.

CO₂-gassen kan mobilisere mye olje, men responsen er ikke spontan. Dette gir en redusert nåverdi på de ekstra investeringene som en måtte foreta for å sette i gang CO₂-injeksjon.

Dersom CO₂ skal transporteres fra kilder på land, må den tørkes på samme måte som naturgass. Ved slike betingelser vil CO₂ ikke være korrosiv, og vanlig konstruksjonsstål kan benyttes både i rørledning, kompressorer og injeksjonsbrønner. På produksjonssiden må man imidlertid ta en rekke forholdsregler for å unngå korrosjon, siden CO₂ og formasjonsvann vil strømme i blanding.

Det tekniske potensialet har vært studert av flere. Ved massiv CO₂-flømming av trykkavlastede og vannflømmede oljereservoarer, viser foreløpige studier at det tekniske potensialet for økt oljeutvinning er betydelig på norsk sokkel. En eventuell realisering av dette potensiale innebærer blant annet betydelige investeringer i nye brønner, rørledninger og prosessutstyr. Det må også tas spesielle forholdsregler for å møte nye krav med hensyn til vann- og gassproduksjon og korrosjon.

For å kunne benytte injeksjon av CO₂ i stor skala, vil det også være nødvendig å importere CO₂ fra industrielle kilder i Europa. I dag er det ikke gjort kvalifiserte vurderinger av hvor store deler av dette potensialet som er økonomisk lønnsomt og realiserbart under gitte forutsetninger. Mulighetene for CO₂-injeksjon i stor skala reiser også spørsmålet om hvilken infrastruktur som er nødvendig.

Det er igangsatt et prosjekt av de mest aktuelle aktørene på norsk sokkel og Oljedirektoratet for å avklare det økte utvinningspotensialet nærmere, samt lønnsomheten ved en eventuell CO₂-injeksjon.

Arbeidet planlegges gjennomført i tre faser:

1. Utvelgelse av felt for foreløpig vurdering.

2. Foreløpig vurdering av potensialet i utvalgte felt ved klassiske metoder

3. Fullskala simuleringer på grunnlag av resultater fra foreløpige vurderinger.

Feltene Ekofisk, Gullfaks, Brage og Vigdis/Borg/Snorre/Nord/Tordis er valgt ut i fase 1. Dette representerer en blanding av store og mindre felt, og en blanding av kalk- og sandsteinreservoarer.

Arbeidet med vurdering av potensialet på de enkelte feltene foregår i de konkrete lisensene. Kostnadsmessige konsekvenser av eventuelle nødvendige modifikasjoner på eksisterende anlegg er også inkludert. Med bakgrunn i resultatene fra disse studiene, skal det gjennomføres en studie for norsk kontinentalsokkel som helhet. Målet er å avklare og beskrive de tekniske og økonomiske mulighetene på norsk sokkel av en eventuell økt oljeutvinning fra CO₂-injeksjon.

I dette prosjektet vil man benytte seg av flere scenarier. I base case forutsettes det at kostnader forbundet med separasjon, oppsamling og transport av CO₂ til injeksjonsstedene offshore betales av produsentene av CO₂. Det forutsettes videre at CO₂ er tilgjengelig i nødvendige mengder og gratis tilgjengelig på plattformen. Dette er imidlertid svært usikre forutsetninger, gitt at det også vil være nødvendig å importere CO₂ fra kilder i Europa for å kunne benytte injeksjon av CO₂ i stor skala. Videre vil produsentene av CO₂ ha et stort behov for å kunne selge CO₂ til oljeselskapene. Denne type usikkerhet tas det høyde for ved å legge til grunn ulike scenarier.

7.3.2 Juridiske problemstillinger

Før relevante aktører eventuelt går inn for kommersielle prosjekter med CO₂-separering og deponering, vil det være nødvendig å få avklart en rekke juridiske problemstillinger knyttet til dette saksfeltet.

Langtidslagring av CO₂ i vannførende geologiske formasjoner og i petroleumsreservoarer reiser en rekke uavklarte juridiske spørsmål, og utvalget ser det som sentralt at relevante aktører jobber videre med de juridiske aspektene ved ulike deponeringsløsninger. Londonkonvensjonen, Oslo-Paris-konvensjonene (OSPAR) og FNs klimakonvensjon har alle kompetanse til påvirke spørsmålet om deponering av CO₂ i tilknytning til hav- og luftforurensning. I dag representerer Londonkonvensjonen det mest relevante og betydningsfulle internasjonale forum for juridiske spørsmål knyttet til deponering av CO₂.

Det er i dag uklart hvordan disse internasjonale konvensjonene, protokollene og retningslinjene vil regulere muligheten for deponering av CO₂ fra forbrenningsprosesser fra landbaserte kilder i undergrunnen og i havet. I tillegg er det behov for en avklaring av det nasjonale regelverket på området.

En sentral observasjon er at spørsmålet om deponering av CO₂ hittil i hovedsak har vært relatert til lagring i havet snarere enn i geologiske formasjoner (akvifere) eller forlatte hydrokarbonreservoarer. Det går imidlertid ikke noe klart skille mellom ulike deponeringsløsninger i forbindelse med diskusjoner under relevante konvensjoner og protokoller. Den rådende oppfatningen synes derfor å være at eventuelle uønskede konsekvenser som kan forbindes med lagring i havet også vil påvirke vurderinger av andre deponeringsløsninger, herunder lagring i geologiske formasjoner.

Londonkonvensjonen

Mange kyststater, herunder Norge, er tilsluttet Londonkonvensjonen av 1972, hvor protokoll fra 1996 i utgangspunktet forbyr dumping av industrielt avfall og annet materiale til sjø og i undergrunnen fra skip, plattformer og andre menneskeskapte konstruksjoner. Såkalte godkjente stoffer er unntatt. CO₂ er ikke nevnt på denne unntakslisten, men deponering av CO₂ fra forbrenningsprosesser fra landbasert kilder var ikke en aktuell problemstilling den gangen konvensjonen ble utarbeidet.

I henhold til Artikkel 2 må alle parter til Londonkonvensjonen individuelt og kollektivt beskytte og bevare det marine miljø fra enhver form for forurensning. Partene er også pålagt å gjennomføre tiltak for å hindre, redusere, og i tilfeller hvor det er mulig eliminere forurensning forårsaket av dumping. Artikkel 3.1 i 1996-protokollen krever dessuten at partene skal anvende en ’føre var’ tilnærming for å beskytte miljøet fra dumping, i den forstand at hensiktsmessige preventive tiltak må iverksettes når det er grunnlag for å tro at avfall eller annet materiale som introduseres i det marine miljøet kan forårsake skade. Videre, og under Artikkel 3.3, pålegges partene å handle slik at man ikke overfører, direkte eller indirekte, skade eller mulighet for skade fra en del av miljøet til et annet, eller overfører en form for forurensning til en annen.

Det sentrale spørsmålet i tilknytning til Londonkonvensjonen i denne sammenheng er hvorvidt CO₂ fra store punktkilder kan betraktes som «industrielt avfall». Hvis så er tilfelle, vil deponering i havet eller i geologiske formasjoner kunne forbys i henhold til bestemmelsene om ulovlig dumping.

I følge Fridtjof Nansens Institutt (FNI) er det i dag blant partene imidlertid ulike oppfatninger av hvordan de juridiske retningslinjene som ligger til grunn for definisjonen av «industrielt avfall», skal fortolkes. Det er videre uklart hvordan unntaksbestemmelsene skal fortolkes. Partene er heller ikke enige om hvilken juridisk status deponering av CO₂ har i henhold til spørsmålet om dumping og klassifisering av «industrielt avfall».

FNs klimakonvensjon

Den deponeringsløsning som eventuelt velges, må også være i overensstemmelse med regler og retningslinjer under FNs klimakonvensjon.

Partene til FNs klimakonvensjon er forpliktet til å avgi årlig rapportering over utslipp av klimagasser. FNs klimapanel har også utarbeidet retningslinjer for hvordan utslipp fra ulike kilder og aktiviteter skal dokumenteres. FNs klimapanel har også utarbeidet en rapport om metoder for å lage gode anslag over utslipp, såkalt ’good practice’.

Det finnes ingen krav til spesifikk metodikk når det gjelder spørsmålet om ulike løsninger for deponering og lagring av CO₂ i de nevnte retningslinjer. Hittil har Norges praksis med deponering fra Sleipner i Utsiraformasjonen blitt rapportert og godkjent som lagring, med henvisning til at utslippene ville vært høyere om praksis i stedet hadde vært å avhende CO₂ fra naturgassen på annen måte. Retningslinjene for rapportering krever imidlertid grundig dokumentasjon av at CO₂ som deponeres faktisk bindes.

Det er mulig at krav til dokumentasjon av utslipp og metodikk for nasjonale regnskap vil øke i tiden framover og i lys av arbeidet med ratifisering og implementering av Kyotoprotokollen. Konsekvenser for ulike deponeringsløsninger vil også her påvirkes av den generelle oppmerksomheten rundt deponering, og utviklingen under Londonkonvensjonen spesielt.

OSPAR

Videre regulerer Oslo-Paris-konvensjonene av 1992 havforurensning i det nordøstlige Atlanterhav 2. OSPAR er samsvarende, men strengere, sammenlignet med Londonkonvensjonen. OSPAR omfatter dumping av industrielt avfall som ble faset ut i 1995, med unntak av inert (ikke-reaktivt) materiale av naturlig opprinnelse og materiale som det ikke finnes alternative lagringsmuligheter for på land, og som ikke har miljøskadelige effekter.

7.3.3 Industriell anvendelse av CO₂

Produksjon av stabile karbonater

CO₂ kan bindes ved produksjon av stabile karbonater for permanent deponering ved reaksjon med silikatbergarter. Olivin- eller magnesiumrike ultrabasiske bergarter i utgangspunktet er de viktigste kandidatene. I denne prosessen reagerer CO₂ med magnesiumrike silikatmineraler (olivin eller serpentin), og danner mineralene magnesiumkarbonat, kvarts og eventuelt vann. Sluttproduktene forekommer alle i naturen, og er i virkeligheten en del av den naturlige geologiske karbonsyklus.

Magnesiumrike silikatbergarter forekommer i store mengder på mange forskjellige steder i verden. En eneste forekomst i Oman inneholder for eksempel 30.000 km³ med magnesiumsilikat. Denne forekomsten er alene nok til å binde det meste av all CO₂ fra verdens totale forekomster av kull.

Norge er for øvrig begunstiget med flere typer og relativt store forekomster av ultrabasiske silikatbergarter. Spesielt kan flere store, nærmest rene, olivinstenforekomster fremheves, for eksempel i Åheim.

Deponering av CO₂ som magnesiumkarbonat er en del av ZECA (Zero Emission Coal Alliance)-teknologien som utvikles ved Los Alamos National Laboratory i USA. Beregninger utført i ZECA-prosjektet tyder på at det er realistisk å forvente en deponeringskostnad på USD 15-20/tonn CO₂. Den teknologiske utfordringen ligger i å oppnå en kjemisk prosess som går raskt nok. Tilsetting av enkle og billige kjemiske forbindelser som katalysator, har gitt lovende resultater. Trykk og temperatur vil også være viktige parametre i arbeidet med å finne frem til en optimal prosess for immobilisering av CO₂ ved at CO₂ reagerer med magnesiumrike silikatbergarter.

Det har ovenfor vært fokusert på magnesiumrike silikatbergarter. CO₂ reagerer imidlertid i naturen med de fleste silikatbergarter, og er således et viktig reagens ved naturlig nedbryting av bergarter. I atmosfæren forekommer CO₂ i små mengder, om lag 350 ppm. Ren CO₂ eller CO₂ i forskjellige blandingsforhold med vann under forskjellig trykk og temperatur, eventuelt med tilsetting av billige, enkle kjemikalier har tidligere ikke vært tilgjengelig som et aktuelt industrikjemikalie, simpelthen fordi kostnadene til nå ville blitt altfor store. Ved utvikling av kostnadseffektiv utskillelse av CO₂ i forbindelse med kraftverk med CO₂-håndtering basert på fossile brensler, vil situasjonen både når det gjelder mengder og kostnad for CO₂ bli en helt annen. Det er derfor naturlig å vurdere om CO₂ kan utnyttes mer generelt som et kostnadseffektivt kjemikalie for karbonatisering av en rekke forskjellige silikatbergarter og mineraler. Dette vil kunne gi et større utvalg av termodynamisk stabile karbonatmineraler for deponering. En slik karbonatisering vil dessuten kunne medføre at viktige elementer fra silikatbergarter blir lettere tilgjengelig, og derfor kan utnyttes kommersielt. Et uttak av elementer direkte fra silikatbergarter har i praksis hittil ofte vært utenkelig på grunn av store utvinningskostnader.

Industriell anvendelse av CO₂ er også nødvendig i en kommersiell utnyttelse av bergarten anorthositt som finnes i meget store mengder på Vestlandet. Bergarten gir grunnlag for fremstilling av silisiumoksid, aluminiumoksid og kalsiumkarbonat. CO₂ brukes her for å produsere kalsiumkarbonat.

8 Hydrogen

8.1 Innledning

Dette kapittelet beskriver ulike sider ved hydrogen som energibærer, inklusive hvordan hydrogenet produseres, lagres og transporteres, og hvordan det kan brukes i energisammenheng. Teknologibeskrivelsen tar utgangspunkt i internasjonal status på området. Satsingen på hydrogen som energibærer i Norge adresseres i kapittel 12.

Hva er hydrogen?

Hydrogen (H) er et grunnstoff og utgjør anslagsvis 70 prosent av grunnstoffene i universet. Det er imidlertid ikke tilgjengelig i naturen i fri tilstand, men må produseres fra et hydrogenholdig råstoff. Hydrogen finnes i alt organisk materiale, i biomasse og i fossile energibærere, men den rikeste forekomsten hydrogenholdige forbindelse er vann. Hydrogenet kan skilles ut fra råstoffet, og det dannes hydrogengass (H₂). Hydrogen er altså ikke en primær energikilde, men en energibærer. Hydrogen har et energiinnhold på henholdsvis 33 kWh/kg (nedre brennverdi, LHV) eller 42 kWh/kg (øvre brennverdi, HHV). Dette er om lag tre ganger så høyt som bensin og diesel. I utredningen benyttes nedre brennverdi, som er det vanlige å bruke.

Bruk av hydrogen som energibærer vil være en miljøvennlig og bærekraftig løsning i et fremtidig energisystem. Det vil gi et like godt transportilbud som i dag, men uten miljøulempene. Utstrakt bruk av hydrogen vil også gi nye metoder for produksjon av elektrisitet og varme til hus/industri. Forutsetningen for at bruken av hydrogen som er produsert fra fossile kilder er miljøvennlig globalt sett, er at man ved framstillingen av hydrogenet får deponert CO₂ og eventuelt renser andre utslipp. Bruk av hydrogen generelt vil bidra til reduserte lokale utslipp/miljøproblemer.

Rent drivstoff

Hydrogen kan brukes akkurat som konvensjonelle brensler – brennes i kjeler eller motorer for å skaffe varme eller kraft – eller det kan reagere elektrokjemisk med oksygen i en brenselcelle og produsere elektrisitet og varme direkte. I motsetning til konvensjonelle brensler er imidlertid hydrogen et rent drivstoff. Forbrenning i luft ved høy temperatur, for eksempel som drivstoff i forbrenningsmotorer, vil gi noe NOx (nitrogenoksider), men vesentlig mindre enn det man får med konvensjonelt drivstoff. Foregår reaksjonen ved lavere temperatur, som i katalytiske brennere eller ved direkte omdanning til elektrisitet i brenselceller, blir det bare rent vann som sluttprodukt. Dette vil gå inn i et naturlig kretsløp og ikke medføre noen belastning på miljøet.

Ved forbrenning av hydrogen slippes det ikke ut noe CO₂. Men dersom energien til å produsere hydrogenet kommer fra fossile kilder, vil man i et livsløpsperspektiv ikke kunne betrakte hydrogen som en CO₂-fri energibærer. Ved produksjon av hydrogen fra for eksempel naturgass, produseres CO₂ i tilsvarende mengder som ved forbrenning av den samme mengden naturgass. Det finnes imidlertid måter å fange opp og håndtere denne CO₂ på. Dette er nærmere beskrevet i henholdsvis kapittel 6 og 7.

Sikkerhet

Generelt kan det sies at hydrogen ikke er farligere enn andre brensler og drivstoffer, men risikomomentene er til dels forskjellige og bruk av hydrogen krever tilpasset teknologi. Hydrogengass er fargeløs og luktfri, og den er ikke giftig. Blandinger av hydrogen og luft er imidlertid eksplosive, med vide grenser for antennelse og detonasjon. En konsentrasjon på 18 volumprosent eller mer hydrogen i luft er eksplosjonsfarlig. Nesten alle gnister (også fra statisk elektrisitet) vil antenne hydrogen, selv ned i 4 volumprosent. De fleste gnister vil til sammenligning også antenne damp av bensin og diesel, for disse allerede ved 1-2 volumprosent i luft. Hydrogen blander seg imidlertid meget hurtig med luft og fortynnes dermed raskt til ufarlige konsentrasjoner. Utslipp av 2000 liter flytende hydrogen i friluft vil nå ufarlige konsentrasjoner i løpet av om lag 1 minutt. Hydrogenflammen beveger seg 10 ganger raskere enn flammer fra hydrokarboner og brenner uten synlig flamme. Imidlertid er varmestrålingen fra en hydrogenflamme mye mindre enn stråling fra hydrokarbonflammer. Det betyr redusert risiko for at nærstående stoffer tar fyr eller at mennesker skades.

Man må være omhyggelig ved valg av materialer og konstruksjon av utstyr for hydrogen. Gassen har lett for å lekke gjennom små sprekker, pakninger, etc., fordi molekylene er så små. Hydrogen diffunderer inn i stål og andre metaller. Dette kan forårsake materialsprøhet («hydrogensprøhet«) som kan svekke materialet og gi brudd.

Disse problemene kan imidlertid ivaretas ved tilstrekkelige sikkerhetsforanstaltninger. I lukkede rom må det utvises stor forsiktighet. Det er viktig med utluftningsmuligheter på de høyeste punktene i taket, og det er viktig å ha gode og pålitelige detektorer som gir alarm ved lekkasje. Ute i friluft er det svært liten sannsynlighet for eksplosjoner, fordi hydrogen som lekker ut vil forsvinne fort til værs på grunn av sin lave tetthet. Dette i motsetning til tyngre gasser som propan eller bensindamp, som vil samles opp nær bakken og utgjøre stor eksplosjonsfare. Hvis en bensinbrann i en bil varer i for eksempel 20 minutter, vil en tilsvarende hydrogenbrann være over på tiendeparten av den tiden.

8.2 Produksjon av hydrogen

Hydrogen reagerer lett med andre stoffer, så på jorden finnes det ikke fritt, bare som forbindelser med andre elementer. Det betyr at hydrogen må fremstilles fra en hydrogenholdig forbindelse som for eksempel vann eller naturgass. Det er mange slike forbindelser, og det er også mange fremstillingsmåter. I et langsiktig perspektiv vil trolig hydrogen bli produsert i sin helhet ved bruk av fornybar energi (primær eller sekundær solenergi). I et kortere perspektiv vil produksjon av hydrogen fra naturgass være teknologisk og økonomisk mest gunstig. Dette kapittelet beskriver de mest sentrale fremstillingsmåtene for hydrogen, med hovedvekt på produksjon fra naturgass.

EU-kommisjonen har nylig igangsatt et politisk initiativ med hensyn til strategier for introduksjon av alternative drivstoffer. På kort og mellomlang sikt, tas det sikte på introduksjon av biodrivstoffer og naturgass, på lengre sikt hydrogen. Et foreslått mål er at 20 prosent av bensin/dieselforbruket i transportsektoren i EU innen 2020 skal være erstattet med 10 prosent naturgass, 5 prosent hydrogen og 5 prosent en kombinasjon av ulike biodrivstoffer. En 5 prosent markedsandel av hydrogen i 2020 vil tilsvare i størrelsesorden 35-40 mrd. Nm hydrogen per år. Hvis dette hydrogenet i sin helhet fremstilles fra naturgass, tilsvarer det et forbruk på 15-20 mrd. Sm naturgass per år. Til sammenligning produserer en stor syntesegassfabrikk etter dagens standard 5-6 mrd. Nm hydrogen per år.

Når det gjelder kostnader for produksjon av hydrogen, vil disse avhenge av hvordan hydrogenet produseres og i hvor stor skala produksjonen foregår. For sentral, storskala reformering fra naturgass (1450 tonn hydrogen/dag) vil produksjonskostnaden for hydrogen ligge i området 25-40 NOK/GJ. Dette tilsvarer 10-15 øre/kWh. Kostnadsspennet dekker et spenn i gasspris fra 40 til 80 øre/Sm. Inkluderes oppsamling og deponering av CO₂, øker kostnaden med anslagsvis 20-30 prosent, forutsatt en avstand frem til deponeringsstedet offshore på 100 km. Disse kostnadene for sentral produksjon dekker ikke kostnader knyttet til lagring og distribusjon av hydrogen frem til forbruker.

For lokal, småskala produksjon av hydrogen nær forbruksstedet (1600 kg hydrogen/dag – nok til å fylle 400 biler eller 40 busser hver dag), er bildet litt annerledes. Ved elektrolyse vil produksjonskostnaden for hydrogen ligge i området 100-110 NOK/GJ ved en strømpris på 20 øre/kWh. Dette tilsvarer 35-40 øre/kWh hydrogen. Kostnaden for strøm vil typisk utgjøre 60-70 prosent av den totale produksjonskostnaden ved vannelektrolyse. Ved reformering av naturgass vil produksjonskostnaden ligge i størrelsesorden 100 NOK/GJ ved en gasspris på 133 øre/Sm³. Konkurranseforholdet mellom elektrolyse og reformering vil avgjøres av de lokale energiprisene på henholdsvis strøm og naturgass.

En direkte sammenligning av storskala og småskala hydrogenkostnader vil ikke gi et riktig bilde, siden distribusjonsleddet ikke er inkludert i storskala tallene.

8.2.1 Hydrogen fra naturgass

Direkte produksjon

Av de om lag 500 mrd. Nm hydrogen (om lag 45 mill. tonn) som årlig produseres i verden, er mer enn 90 prosent basert på fossilt råstoff, for det meste naturgass. Noe produseres også på basis av kull og olje, men prosessteknologien er nokså lik den som brukes for naturgass. Fra naturgass kan hydrogen produseres direkte gjennom dampreformering, pyrolyse eller ved partiell oksidasjon.

Den mest brukte prosessen på verdensbasis er dampreformering. Dampreformering av naturgass foregår ved at råstoffene naturgass og vanndamp omdannes til hydrogen og CO₂ ved 800°C over en nikkelkatalysator. Forenklet kan reaksjonen skrives slik: CH₄ + 2H₂O + energi = 4H₂ + CO₂, der CH₄ (metan) er hovedbestanddelen i naturgass. Halvparten av det produserte hydrogen skriver seg altså fra vann, som tilføres som damp. Reformering fra naturgass gir imidlertid ikke rent hydrogen, det blir også dannet noe CO₂. Om lag 75 prosent av den produserte gassen er hydrogen. Fjerning av CO₂ er derfor nødvendig for å få rent hydrogen.

Partiell oksidasjon av hydrokarboner ved høy temperatur (ikke katalytisk, om lag 1300°C og 30-100 atm) er en annen hovedrute til hydrogen. Ved denne prosessen kan tunge hydrokarboner («bottom-of-the-barrel«) omdannes mer effektivt enn ved dampreforming. Ulemper er behovet for oksygenfabrikk, karbondannelse (sot), problemer med «overoksidering» til CO₂ og vann (dvs. forbrenning), samt eksplosjonsfare dersom blandingsforholdet mellom hydrokarboner og oksygen kommer ut av kontroll.

Gjennom 1990-tallet har det vært økende internasjonal fokus på katalytisk partiell oksidasjon av hydrokarboner til syntesegass. Reaksjonene er hurtige og eksoterme, hvilket kan åpne for reduserte dimensjoner på anlegget, dvs. høy gjennomstrømning i små anlegg, og eliminering av behovet for eksternt tilført varme. Imidlertid medfører framstilling av oksygengass nye kostnader og ekstra prosessutstyr, mens bruk av luft gir økte gassvolumer, separasjonskostnader og mulige sideprodukter. Bruk av katalysator kan gi bedre selektivitet, lavere driftstemperatur og redusert koksdannelse sammenliknet med den ikke-katalytiske prosessen. Det arbeides med en fundamental forståelse av og kontroll over prosessen, samt med å finne selektive, stabile lavkostnads katalysatorsystemer.

Naturgass kan også dekomponeres ved høy temperatur til karbon og hydrogen. Prosessen omtales gjerne som pyrolyse, termisk dekomponering av naturgass, eller «carbon black», og kan drives rent termisk eller katalytisk. Ved at karbon ikke konverteres til CO₂, utnyttes maksimalt 58 prosent av den tilgjengelige energien for forbrenning av metan. Imidlertid unngås CO₂-utslipp, og prosessen vil kun være et alternativ til annen hydrogenproduksjon med CO₂-fjerning (Steinberg 1999). Karbonet («carbon black«) kan utnyttes som råmateriale til for eksempel produksjon av bilgummi, eller lagres og eventuelt senere utnyttes til forbrenning. Prosessen resulterer i flere ulike typer karbon, hvor noen kan ha potensiale som høy-verdi materiale, blant annet for hydrogenlagring. Forutsatt at også «carbon black» produktet kan selges, vil prosessen gi hydrogen til konkurransedyktige priser – og uten utslipp av CO₂. Det finnes per i dag ikke potensielle markeder for karbon av en slik størrelse at det vil kunne ta unna de karbonmengdene det vil være snakk om ved en storstilet overgang til hydrogen som energibærer.

Når det gjelder produksjon av hydrogen basert på gasskraftteknologi, vises det til kapittel 6.

Prosessteknologi for syntesegassframstilling fra naturgass er langt utviklet. Kostnadene ved syntesegassframstilling utgjør ofte en stor andel av totalprosessen, men er den rimeligste måten å framstille hydrogen på i dag. Dette vil imidlertid variere noe med spesifikasjonene på hydrogenet (trykk, renhet). Den laveste kostnaden oppnås dessuten ved framstilling i storskala anlegg, og det knytter seg derfor spesielle utfordringer til implementering av disse prosessene i mindre anlegg.

Siden prosessene nå er godt energioptimaliserte, fokuseres den internasjonale utviklingen av syntesegass-/hydrogenframstilling på reduserte investeringskostnader for prosessanlegget.

Via flytende hydrogenbærere

Et alternativ til direkte produksjon av hydrogen fra naturgass er å gå via flytende hydrogenbærere. Egnede hydrogenbærere bør være flytende ved relevante betingelser, da ønsket er å eliminere problemer knyttet til lagring og transport av gassformig hydrogen. Omformingen av den flytende hydrogenbæreren til rent hydrogen kan skje i liten skala lokalt i stasjonære anlegg (for eksempel hydrogen fyllestasjoner) eller ombord i kjøretøyer.

Metanol er en mulig hydrogenbærer. Omdanning av metanol til hydrogen og CO/CO₂ kan skje ved metanolsplitting, metanolreforming, og partiell oksidasjon av metanol. Dette kan skje ved temperaturer over 150°C og trykk opp mot 30 bar.

Metanol kan være interessant som drivstoff fordi man stort sett kan bruke samme system for lagring, transport og påfylling som for bensin. Anvendt i brenselcelledrevne kjøretøy kan løsninger med metanolreformering ombord være mer CO₂-effektive og gi lavere utslipp av andre forurensende forbindelser enn dagens bilmotorer. Men metanol har også en del negative egenskaper: Metanoldampen i lagringstanken er mer eksplosiv en bensin, metanol er giftig og svært løselig i vann og store utslipp av metanol kan sige ned i grunnvannet, og metanol er korrosivt og kan angripe materialer i motorer og drivstofftanker. I tillegg er energitettheten for metanol lavere enn for bensin. Dessuten er lavtemperatur brenselceller som anvendes i kjøretøyer lite tolerante for CO, noe som dannes i reformeringsprosessen og må tas spesielt hensyn til. Metanol brytes raskt ned i naturen.

Ammoniakk er en annen hydrogenbærer. Ammoniakk kan spaltes til nitrogen og hydrogen ved høy temperatur (opp mot 1000°C). Ammoniakk er gassformig ved vanlig trykk og temperatur. Det lagres likevel som væske, enten ved vanlig temperatur og 10 bar trykk eller nedkjølt til under kokepunktet (242 K). Ammoniakk inneholder ikke karbon, men har toksiske egenskaper, noe som kan skape problemer ved håndtering av store mengder, for eksempel i infrastrukturen for transportsystemer.

Anlegg for spalting av ammoniakk vil medføre problemer om bord i biler på grunn av høy vekt. Ammoniakk er derfor sannsynligvis mest aktuelt som et lagringsmedium på fyllestasjoner der det kjemisk kan konverteres til hydrogen. Hvis ammoniakk produseres med samtidig håndtering av CO₂, representerer dette en alternativ rute til en CO₂-fri drivstoffkjede.

Propan kan reformeres til hydrogen om bord i kjøretøyer. Propan er flytende ved moderat trykk (9 bar) og kan derfor enkelt lagres og distribueres, samtidig som det knytter seg færre problemer til kjemisk konvertering enn for tyngre hydrokarboner (bensin/diesel). Propan brukes i dag hovedsakelig som råstoff i petrokjemiindustrien. Hvis propan skal være aktuell som lagringsmedium for hydrogen brukt i brenselcelledrevne kjøretøyer, må produksjonskapasiteten for propan økes. Bruk av propan gir kun en begrenset CO₂-gevinst for kjøretøyet.

Hydrogenet til bruk i brenselceller i transportsektoren kan også komme fra flytende eller komprimert naturgass (LNG eller CNG). Reformeringen kan foregå om bord i kjøretøyet eller på fyllestasjonen. LNG er konkurransedyktig på pris i forhold til propan og er det mest miljøvennlige hydrokarbonet. Dessuten er kondensering av naturgass en moden teknologi og det finnes kompetanse og erfaring med bruk både i forskningsmiljøer og i industrien samt hos større drivsstoffbrukere.

8.2.2 Produksjon fra vann

Ved elektrolyse av vann

I vannelektrolyse spaltes vann til hydrogen og oksygen ved tilførsel av elektrisk energi. Dette er en velkjent metode for fremstilling av hydrogen, også i industriell målestokk. Om lag 2-3 prosent av dagens hydrogenproduksjon skjer ved elektrolyse (Norsk Hydro). Norsk Hydro benyttet hydrogen fra vannelektrolyse til produksjon av ammoniakk fra slutten av 1920-årene og frem til slutten av 1970-årene da dampreformering overtok. På slutten av 60-tallet benyttet Norsk Hydro om lag 3,5 TWh/år elektrisk energi til produksjon av hydrogen. Når man legger et energibehov på om lag 4,1 kWh/Nm til grunn, tilsvarer dette om lag 850 mill. Nm hydrogen. Etter hvert som nye systemer utvikles, som for eksempel elektrolyse med polymerelektrolytt (PEM), vil energibehovet i elektrolyseprosessen bli lavere og spesifikk produksjonskapasitet vesentlig større.

De fleste kommersielt tilgjengelige elektrolysørene opererer ved atmosfærisk trykk, det vil si ved om lag 1 bar. I løpet av de siste årene, har det blitt utviklet og er under utvikling nye typer som opererer ved et trykk på opptil 30 bar. Norsk Hydro Electrolysers AS er en av de internasjonal ledende produsentene av anlegg til vannelektrolyse.

Avhengig av type elektrolytt som benyttes, skilles det mellom:

• Alkalisk vannelektrolyse med flytende kaliumhydroksid elektrolytt (KOH)

• Fast polymerelektrolytt elektrolyse (PEM)

• Høytemperatur dampelektrolyse med keramisk ioneledende elektrolytt (YSZ).

Fordelen med hydrogenproduksjon ved elektrolyse av vann er at man kan bruke den elektrisitetskilden som er mest hensiktsmessig. I Norge har det siden 1920-årene vært vannkraft. I fremtiden kan det bli vindkraft, som nå er konkurransedyktig mange steder i verden, og et langsiktig mål er også elektrisitet fra solceller. Elektrolysørene må da tilpasses den variable energitilførselen.

Hydrogen produsert gjennom elektrolyse fra strømnettet vil i mange sammenhenger være et lønnsomt alternativ, sett i forhold til de kostnader en har med lagring/transport av hydrogen. Med dette gis mulighet til å produsere hydrogenet i nærhet av bruker. Utfordringene arter seg forskjellig avhengig av hvilke bruksområder man ser på. For stasjonær energiproduksjon eksisterer det i dag gode løsninger med lokal produksjon basert på elektrolyse.

Direkte fotoproduksjon

Det drives forskning og utvikling både i Norge og internasjonalt på metoder for direkte fotoproduksjon av hydrogen. Med dette forstås at energien i sollys utnyttes direkte til å spalte vann i hydrogen og oksygen. To metoder skiller seg ut som mest lovende:

Fotobiologisk hydrogenproduksjon

Muligheten for biofotolyse, dvs. spalting av vann ved hjelp av sollys gjennom biologiske prosesser, åpner for direkte konvertering av solenergi til lagret kjemisk energi i form av hydrogen. Hydrogenproduksjonen skjer ved at visse mikroorganismer, som for eksempel grønnalger eller blågrønnalger, utnytter sollyset i varianter av fotosyntesen som resulterer i vannspalting og produksjon av hydrogen, i stedet for den vanlige konvertering av CO₂ til karbohydrater. Produksjon av hydrogen på denne måten har mange potensielle fordeler: Råstoffet (vann) er billig, energien (sollys) er fornybar, produksjonsmediet (mikroalger) er selvfornyende og kan også gi andre nyttige produkter og bidra til å fjerne CO₂.

Problemene ligger først og fremst i lave virkningsgrader (målt som brennverdien av produsert hydrogen delt på innstrålt solenergi), noe som fører til store arealbehov for produksjon av praktiske mengder hydrogen. Utendørs forsøk med sollys har bare gitt 1-2 prosent virkningsgrad. Man regner med at for praktisk hydrogenproduksjon må man iallfall ha en virkningsgrad på 10 prosent. Dette er hittil kun oppnådd i laboratorier, med kunstig lys og godt kontrollerte betingelser. Internasjonalt har det imidlertid vært stor forskningsaktivitet på dette området de siste par tiår, og større programmer har vært gjennomført i Tyskland, Japan og USA. I Norge har blant annet Norsk Institutt for Vannforskning (NIVA) i mange år vært opptatt av å utvikle algeteknologi, og har en unik algekultursamling med hovedvekt på blågrønnalger.

Fotoelektrokjemisk hydrogenproduksjon

Konvertering av solenergi til kjemisk energi bundet i hydrogen kan også skje ved hjelp av elektrokjemiske reaksjoner. Strøm fra solceller kan brukes til å produsere hydrogen fra vann i en elektrolysør (PV/elektrolyse). Ved å kombinere solceller (halvleder) og elektrolysør i ett apparat, en såkalt fotoelektrokjemisk celle (PEC), oppnår man et enklere og mer kompakt system med potensial for gode virkningsgrader (verdenrekorden er på 12,4 prosent) sammenlignet med kombinasjonen PV/elektrolyse (Khaselev og Turner, 1998).

Det har foregått adskillig FoU på dette området internasjonalt, og interessen har vært økende de siste par år, ettersom ganske lovende resultater er oppnådd. Sammen med fotobiologisk hydrogenproduksjon har denne teknologien vært gjenstand for internasjonalt samarbeid i IEAs Hydrogenprogram, der også Norge deltar. Det antas at det vil gå lang tid før disse metodene eventuelt vil bidra vesentlig til kommersiell produksjon av hydrogen, men at de kan egne seg for lokal produksjon der forholdene er gunstige.

8.2.3 Produksjon fra biomasse

Biomasse er alle organiske substanser som kan utvinnes direkte eller indirekte fra fotosyntese. Den inneholder en høy mengde av oksygen, noe som gir høy termisk reaktivitet sammenlignet med fossile brensler. Det finnes flere typer biomasse blant annet tre, gress, torv, skogsavfall, landbruksavfall og kommunalt og industrielt organisk avfall.

Biomasse kan brukes som energikilde til hydrogenproduksjon. Fordeler med bruk av biomasse er at den er fornybar, nettobidraget til CO₂ er lik null hvis biomasse plantes i samme takt som forbruket, den er lokalt tilgjengelig og medfører lavt utslipp av SOx og NOx ved forbrenning.

Forgassing er en måte å produsere hydrogen fra biomasse på. Her omdannes biomasse, gjennom en forbrenningsprosess, til et gassbrensel som inneholder hydrogen og en rekke andre komponenter (CO, CO₂, H₂O, CH₄ og N₂). Sammensetningen på gassen er avhengig av betingelsene ved forgassing (reaktant, temperatur, trykk, etc.). Hydrogeninnholdet kan bli så høyt som 40-60 prosent. På grunn av de andre komponentene i gassen, vil det imidlertid være betydelige kostnader knyttet til fremstilling av hydrogen med tilstrekkelig renhetsgrad for bruk i brenselceller.

Et konkurrerende konsept til forgassing er forbrenning av biogassen med generering av elektrisitet og etterfølgende elektrolyse til helt rent hydrogen.

8.3 Lagring og transport av hydrogen

I mange tilfeller vil bruk av hydrogen måtte kreve en eller annen form for lagring/transport på veien fra produksjon til sluttbruk. Lagring av hydrogen er et viktig område for internasjonal samarbeid innenfor forskning og utvikling, spesielt rettet mot transportsektoren. Fordi energitettheten for hydrogen er lav ved normaltilstand, har dette framtvunget flere løsninger for lagring og transport. Den mest optimale og/eller hensiktsmessige formen vil imidlertid være avhengig av det spesifikke anvendelsesområdet og eksisterende infrastruktur.

Ved atmosfæretrykk har hydrogengassen en tetthet på 0,09 kg/m. Dette tilsvarer en volumetrisk energitetthet på 3 kWh/Nm til tross for den høye spesifikke energien på 33,3 kWh/kg. Det betyr at energilagring i form av hydrogen ved atmosfæretrykk har lite for seg, volumene ville bli uhåndterlig store. For lagring så vel som transport må tettheten økes på en eller annen måte. Det eksisterer i prinsippet fire muligheter:

• komprimering til gass under trykk

• kondensering til flytende hydrogen

• absorpsjon i hydrogenrike forbindelser

• kjemisk bundet hydrogen.

Hydrogenrike væsker som for eksempel metanol, ammoniakk, propan og LNG kan også benyttes som lager for hydrogen. Fra disse kan hydrogenet spaltes relativt enkelt.

Utbygging av en nødvendig infrastruktur vil være den største utfordringen på veien mot et fullstendig hydrogensamfunn. En slik infrastruktur vil være betydelig kapitalkrevende og full utbygging vil nødvendigvis ta flere tiår. Kjøretøyer basert på hydrogen som drivstoff vil sannsynligvis i første omgang bli introdusert i mindre skala i flåtekjøretøyer, for eksempel i et nisjemarked som bybusser og med sentrale fyllestasjoner.

8.3.1 Lagring av hydrogen som komprimert gass

Mesteparten av det hydrogenet som produseres i dag, håndteres og lagres som komprimert gass under trykk (CH₂) i gassflasker eller større trykkbeholdere. Det spesifikke lagringstrykket vil være avhengig av leveringstrykk for hydrogenet og hvilke mengder som skal lagres, samt at det også er en økonomisk avveining mellom tankstørrelse/materialvalg og kompresjonskostnader. Kompresjon av hydrogen utføres vanligvis i stempelkompressorer. Det kreves om lag 2,9 kWh per kg hydrogen for å komprimere gassen fra 1 til 200 bar.

Fram til i dag har lagring i små sylindriske trykktanker med trykk opptil 200 bar vært den vanligste formen for småskala lagring av hydrogen til industriformål. Disse tankene består av lavkarbon stålmaterialer og veier om lag 70 kg. Hydrogenmengden i disse tankene utgjør om lag 1,2 prosent av totalvekten eller om lag 0,8 kg. Energitettheten i slike flasker er i størrelsesorden 1/25 - 1/30 av energitettheten i bensin eller diesel.

Når det gjelder transportsektoren, har bruk av naturgass som drivstoff i busser og biler på begynnelsen av 90-tallet medført utvikling av mer kompakte trykktanker tilpasset det spesifikke kjøretøyet. Disse tankene kan også benyttes for småskala lagring av hydrogen. Trykkbeholdere i stål blir imidlertid tunge når de skal benyttes i kjøretøyer. Internasjonalt har det derfor de senere årene vært forsket betydelig i moderne materialteknologi, og det er utviklet spesielle komposittmaterialer for lette trykkbeholdere blant annet for anvendelse i romfarten og som drivstoff for gassdrevne kjøretøyer. Et annet forskningsområde er elastiske (konforme) tanker som gir bedret plassutnyttelse i kjøretøyer.

Flere firmaer har nå utviklet prototyptanker helt opp til 700 bar lagringstrykk. Dette gir omtrent samme energitetthet som flytende hydrogen. DaimlerChryslers Citaro hydrogen/brenselcelle busser som skal benyttes i flere europeiske demonstrasjonsprosjekter (under EU-prosjektene CUTE og ECTOS) vil ha hydrogentanker med 345 bar lagringstrykk.

Bruk av trykktanker i transportsektoren står overfor større tekniske utfordringer enn for mer stasjonære formål. Det vil kreve videre utvikling med tanke på:

• Lette materialer (videreutvikling av komposittmaterialer)

• Større kapasitet (økt trykk)

• Tilpassning til det spesifikke kjøretøyet (ny design), eventuelt bruk av elastiske materialer

• Sikkerhetssystem

• Raske påfyllingsmetoder.

I et framtidig hydrogensamfunn vil det være behov for storskala produksjon av hydrogen og dermed større lagringsbehov. Økonomisk sett vil lagring av hydrogen i grunnen under høyt trykk være det mest gunstige. Dette kan skje i tomme olje- og gassreservoarer, i vannførende lag i geologiske formasjoner (akviferer), eller i utsprengte bergrom og utspylte hulrom i saltformasjoner. Lagring av hydrogen under høyt trykk vil, som for alle andre gasser, kreve kontinuerlig overvåking.

8.3.2 Lagring av hydrogen som væske

Lagring og transport av flytende hydrogen (LH₂) er også velprøvd teknologi, utviklet spesielt i forbindelse med romfartsvirksomheten. Flytende hydrogen kan imidlertid også være interessant som drivstoff i tyngre kjøretøy (som trailere, militære kjøretøy og til dels busser) og fly. Som for lagring av hydrogen under høyt trykk er da også FoU i forbindelse med flytende hydrogen rettet mot transportsektoren.

Hovedproblemet med lagringen er å holde temperaturen tilstrekkelig lav, da flytende hydrogen koker ved om lag 20 K (- 253°C). Utviklingen går derfor i retning av mer fleksible tanker og sofistikerte isolasjonssystemer. Et annet problem er at det kreves mye energi for å kondensere hydrogen. Med dagens teknologi dreier det seg om ca. tredjeparten av energiinnholdet i det ferdige produkt. Nye teknikker, som for eksempel magnetisk nedkjøling, ser ut til å kunne bedre virkningsgraden og redusere energiforbruket betydelig.

Teknologien for lagring av flytende hydrogen om bord i kjøretøyer og for påfylling av lagertankene er relativt langt utviklet. Bilindustrien, spesielt i Tyskland, har i økende grad sett på flytende hydrogen som mulig lagringsform for å få fortgang i innføringen av biler drevet av brenselceller. For eksempel har BMW installert kryogentank for hydrogen på sine biler med forbrenningsmotorer drevet på hydrogen. Disse har installert en liten brenselcelle for produksjon av elektrisitet til bilens elektriske utstyr. Tanking av en bil som går på flytende hydrogen kan nå gjøres på ti minutter, fullstendig automatisk.

Flytende hydrogen er en handelsvare i USA og på det europeiske kontinent, og brukes i stor skala som drivstoff i romfarten. NASA har en tank stående på Cape Canaveral som har et lagringsvolum på 3800 m³ (om lag 20 meter i ytre diameter og med en isolasjonstykkelse på om lag 2 meter). Dette er til nå den største tanken som er bygd for flytende hydrogen. For frakt over lengre avstander kan man tenke seg store tanker plassert inne i containere som brukes direkte på bestemmelsesstedet for å unngå ekstra omlasting. For store kvanta er lagring av hydrogen i flytende form billigere enn tilsvarende lagring under høyt trykk.

8.3.3 Lagring av hydrogen i faste stoffer

Hydrogen kan lagres i faste stoffer enten i form av kjemiske forbindelser, som metallhydrider, eller adsorbert på overflaten av finfordelte stoffer med stor evne til å adsorbere gasser. Her skiller særlig forskjellige typer karbon seg ut som interessante for hydrogenlagring.

Hydrogen danner faste forbindelser med en rekke metaller og legeringer. Fordelen ved lagring av hydrogen i metallhydrider er at det kan oppnås en meget høy pakningstetthet; hydrogentettheten er større i de fleste metallhydrider enn i flytende hydrogen. I tillegg har lagring i metallhydrider den fordelen at de er faste stoffer som kan håndteres uten store problemer ved vanlige trykk og temperaturer. De representerer derfor kanskje den sikreste form for hydrogenlagring. I tillegg er lagrings- og frigjøringsprosessen forholdsvis reversibel og kan gjentas et stort antall ganger. Men det er også visse ulemper: I tillegg til at de metaller og legeringer som kan benyttes gjerne er dyre, er de også ofte tunge. Dette resulterer i lave hydrogen- og energitettheter på vektbasis. Særlig er dette gjeldende for de såkalte lavtemperatur metallhydrider, som er mest aktuelle for bruk i transportsektoren. De legeringer som gir høyere hydrogentetthet (for eksempel magnesiumbaserte legeringer som kan gi opp til 7-8 vektprosent hydrogen), krever høye temperaturer for frigjøring av hydrogenet. Metaller og hydrider må dessuten være i finfordelt form og kan være meget reaktive og følsomme for forurensninger i gassen.

De siste årene er det særlig bruken av metallhydrid i batterier for lagring av elektrisk energi som har satt fart i utviklingen. Selv om lading og utladning her foregår elektrokjemisk og ikke involverer molekylært hydrogen, kan de anvendte legeringer også benyttes til hydrogenlagring. Gjennombruddet for Nikkel/metallhydrid-batterier betyr derfor også et gjennombrudd for metallhydrid-teknologien generelt. Metallhydridlagre for hydrogenlagring er også kommersielt tilgjengelige, både i USA og i Europa. Slike lagre er blant annet blitt utviklet og utprøvd for lagring av hydrogen i både fartøyer (U-båter) og kjøretøyer. Utfordringen er å øke lagringskapasiteten samtidig som vekten reduseres.

Når det gjelder karbonmaterialer har dette lenge vært utprøvd med henblikk på lagring av naturgass i kjøretøyer, senere også med hydrogen for samme formål. I løpet av 1990-årene har det dukket opp nye former for nanostrukturerte karbonmaterialer som har antydet muligheter for lagring og frigjøring av hydrogen ved moderate trykk og temperaturer. Det pågår mye forskning på dette området, både i Norge og internasjonalt, men det råder en viss usikkerhet med hensyn til muligheten for å lagre betydelige mengder hydrogen i karbonmaterialer. Kryolagring av hydrogen på nanokarbon under høyt trykk regnes av forskerne som kanskje mer interessant.

8.3.4 Transport og distribusjon

Hydrogen kan transporteres og distribueres i rørledninger eller det kan distribueres ved bruk av tanker eller containere. Hvor mye hydrogen som skal distribueres, hvilken form hydrogenet distribueres i og i hvilken forbindelse det skal anvendes vil være avgjørende for distribusjonsmåten.

Rørledninger

Transport og distribusjon av større mengder hydrogen kan foregå i form av komprimert gass i rørledninger, der gassen blir distribuert direkte til den enkelte forbruker. Hydrogenet kan bli distribuert i ren tilstand eller i blanding med naturgass. Distribusjon av hydrogen i ren tilstand vil sette visse krav til rørsystemet og utstyret som skal håndtere hydrogenet. På grunn av at molekylene er så små, krever hydrogengass tettere rør og utstyr enn andre gasser for å unngå lekkasje. Hydrogen kan forårsake materialsprøhet som kan gi brudd. Man må derfor være omhyggelig ved valg av materialer og konstruksjon av utstyr for hydrogen, jf. kapittel 8.

Hydrogen distribuert i blanding med naturgass, gjerne kalt Hytan (metan med 10-15 volumprosent hydrogen), kan håndteres som naturgass. Det betyr at infrastruktur og utstyr for naturgass også kan benyttes til distribusjon av Hytan. Hytan er et brensel som gir lavere CO₂-utslipp enn ren naturgass, gitt at det innblandete hydrogenet er fremstilt på en måte som ikke gir CO₂-utslipp.

I Tyskland finnes det to store (om lag 50 km) og flere mindre små rørnettverk for transport og distribusjon av komprimert hydrogen. Tilsvarende finnes også i Nord-Frankrike/Belgia og i USA. I USA finnes det også mindre rørledningssystem for flytende hydrogen, men kostnader er store både investeringsmessig og driftsmessig. Det regnes som lite sannsynlig at rørledninger med flytende hydrogen blir fremtidens transport- og distribusjonssystem for hydrogen.

Tanker/containere

Hydrogenet kan også transporteres og distribueres som komprimert gass eller i flytende form i tanker eller containere. Komprimert gass transporteres i mobile trykktanker ombord i store trailere eller i tog. Trykktankene som transporteres via landeveien er vanlige 200 bars stålsylindere. De er festet i rammer og plassert liggende. Kapasiteten er gjerne på om lag 2400-3600 m³ for hver last.

Når det gjelder transport av hydrogen i flytende form, er også trailer, tog eller båt alternativene. Utvikling av standard mobile containere (eksisterende containere har en kapasitet på om lag 60 m³) gjør distribusjonen mer fleksibelt og det er mulig å kombinere disse alternativer. Tankene kan enkelt transporteres fra produksjonssted til applikasjonssted uten omlasting og tap som det medfører.

8.4 Hydrogen sluttbruk

Hydrogen kan bli fremtidens viktigste energibærer ved siden av elektrisiteten. Den gir ren energi gitt at eventuell CO₂ fra produksjonen av hydrogen fra fossilt råstoff blir tatt hånd om, eller at hydrogenet produseres fra fornybare energikilder. Hydrogen som energibærer er imidlertid foreløpig i en ikke-kommersiell fase, og flere forutsetninger må oppfylles før hydrogen for alvor kan forventes å bli brukt direkte i større skala:

• Markedsmessig gjennombrudd for brenselcelleteknologien, primært gjennom betydelig kostnadsreduksjon for brenselceller (selv om noen ser for seg en større andel forbrenningsmotorer på hydrogen i 2010 enn brenselcellebiler).

• Produksjon av hydrogen basert på fornybar energi og/eller fossile hydrokarboner med CO₂-utskillelse og håndtering (Gjelder i forhold til forurensninger globalt sett. For storbyer er det den lokale forurensningen som er den kritiske. Her bidrar all bruk av hydrogen positivt).

• Tilfredsstillende løsninger tilgjengelige for lagring og distribusjon av store mengder rent hydrogen.

Generelt kan hydrogen brukes som brensel i brenselceller eller i ulike forbrenningssystemer. Det kan benyttes i stasjonære systemer eller i transportsektoren. Ofte vil bruken være knyttet til hvordan hydrogenet blir produsert.

Når det gjelder brenselceller, vises det til kapittel 9.

8.4.1 Forbrenningssystemer

Forbrenning av hydrogen er karakterisert ved en nær usynlig flamme, høye flammehastigheter, stor reaktivitet og høy forbrenningstemperatur. I forhold til normale hydrokarbonbrensler (for eksempel naturgass) har hydrogen/luft blandinger om lag 200°C høyere flammetempera­turer. Energien som frigis per kg gass er høyere for hydrogen enn for metan, mens på volumbasis er det omvendt. Dette er forhold en må ta med i betraktning når en skal designe brennere.

Grovt sett kan en dele gassbrennere inn i fire kategorier:

• diffusjonsbrennere

• forblandede brennere

• katalytiske brennere

• strålingsbrennere.

Kombinasjoner av de to først nevnte konsepter er ofte å finne i kommersielle brennerkonfigurasjoner. Mange gassturbinkamre er produsert slik at de ved lav last opererer som diffusjonsbrennere mens luft gradvis forblandes inn mens man øker lasten. Ved full last opererer man med en tilnærmet ren forblandet flamme.

I den senere tid er det utviklet lav-NOx hydrogenbrennere som kan håndtere ulike typer blandinger mellom hydrogen og metan og gi lave NOx-utslipp.

Kull og tungoljer utnyttes i dag til kraftgenerering i moderne kraftverk ved en kombinasjon av gassifisering og gassturbin og dampgenerering (Integrated Gasification Combined Cycle, IGCC). Det eksisterer således en rekke kraftverk hvor brenselet gjennom gassifisering inneholder betydelige fraksjoner av hydrogen (kullgass, koksovn gass). I nesten alle disse anleggene brukes diffusjonsbrennere. Den brennkammerteknologien som er utviklet for IGCC-anlegg egner seg følgelig godt for hydrogenholdige brensler (normalt opp til 40-50 volumprosent hydrogen).

8.4.2 Systemløsninger

Hydrogen som energibærer vil alltid inngå i integrerte systemer. Et hydrogenprogram må derfor ikke bare ta for seg de enkelte prosesser og komponenter, men også se dem i sammenheng i aktuelle systemer. Systemanalyse og optimalisering av systemer ved hjelp av modelleringsverktøy er viktig, men praktisk utprøving i demonstrasjonsprosjekter er helt nødvendig for å få reell erfaring med teknologien og ikke minst utvikling av systemløsninger/applikasjoner. Grovt sett kan man skjelne mellom stasjonære systemer hvor hydrogen inngår som energibærer i stasjonære kraft- (og varme-) forsyningsanlegg, og mobile systemer, dvs. bruk av hydrogen som drivstoff i transportsektoren.

Stasjonære systemer

Ved direkte bruk av hydrogen i stasjonære systemer, for eksempel til produksjon av el i stasjonære brenselceller, vil produksjonsmetoden i stor grad være avgjørende for hvor stort gjennomslag hydrogen vil få i en verden med begrensninger på CO₂-utslipp. Mest miljøvennlig vil det være dersom hydrogenet blir produsert ved hjelp av ikke-fossile energikilder eller fra fossile kilder der CO₂ på en eller annen måte deponeres. I tillegg må man finne en tilfredsstillende løsning på utfordringene knyttet til lagring og distribusjon av store mengder hydrogen.

Industrilandene har en energiforsyning basert på store, sentrale kraftverk. Deregulering og internasjonalisering av kraftmarkedene driver imidlertid utviklingen i retning av desentralisering. Sentralisert kraftproduksjon er sårbar, ofte ineffektiv (mye energi går tapt som spillvarme), fordelingsnettene er maksimalt utnyttet, og videre utbygging blir kostbart og gjerne skadelig for miljøet. Spredt kraft/varmeproduksjon (kogenerering) kan være mer energieffektivt og miljøvennlig, og er i rask fremvekst i mange industriland, jf. kapitell 9. Her kan hydrogen bli aktuelt som brensel i små kraftverk basert på brenselceller eller mikroturbiner. Flere selskaper i USA og Europa utvikler nå små brenselceller for forsyning av strøm og varme i husholdninger. Et europeisk selskap (tyske Vaillant) forutser et marked på mer enn 100 000 enheter i 2010.

Også i utviklingslandene, der energiforbruket ventes å øke vesentlig mer enn i industrilandene, vil distribuert energiforsyning kunne bli en hovedløsning. Utbygging av store sentrale kraftverk og fordelingsnett er meget kapitalkrevende, og vil for store befolkningsgrupper ikke være realiserbart. Dessuten har mange områder i «den tredje verden» rikelig tilgang på fornybar energi, i form av biomasse eller sol-, vind- eller vannkraft. Denne vil best kunne utnyttes i mindre lokale anlegg. Hydrogen kan her komme inn som lagringsmedium; det kan produseres ved vannelektrolyse i overskuddsperioder, lagres og konverteres til elkraft i brenselceller i underskuddsperioder. For alenestående kraftforsyningsanlegg uten tilknytning til større elnett (ofte kalt SAPS fra Stand-Alone Power Systems) er dette en meget aktuell løsning. Man tenker seg SAPS (i størrelsesorden 50 kW – 20 MW) for elforsyning til isolerte samfunn (øysamfunn), og særlig på steder hvor det av økonomiske eller økologiske grunner ikke er ønskelig å bruke dieselaggregater. Men det vil også bli marked for mindre distribuerte systemer (1 kW – 5 MW) for bruk i mindre boligenheter, yrkesbygg, og for diverse spesielle formål.

Når det gjelder bruk av hydrogen i gasskraftverk, vises det til kapittel 6.

Transportsektoren

Selv om hydrogen på sikt ventes å få en viktig rolle i energiforsyningen generelt, er det i transportsektoren man venter et endelig gjennombrudd for bruk av hydrogen. Dette kan komme relativt raskt. Økte miljøkrav har akselerert arbeidet med å utvikle mer miljøvennlige kjøretøyer og renere drivstoffer.

Det er fullt mulig å drive vanlige forbrenningsmotorer med hydrogen. Faktisk var noen av verdens første motorer hydrogendrevne. Som drivstoff i forbrenningsmotorer gir hydrogen små mengder NOx, men vesentlig mindre enn det man får med konvensjonelt drivstoff. Også i dag satser noen bilprodusenter, først og fremst BMW, på forbrenningsmotorer med hydrogen som drivstoff. For eksempel har BMW lansert en serieprodusert hydrogenbil der hydrogen forbrennes i en vanlig motor. Bilen har en rekkevidde på 350 km, og utgiftene til drivstoff er om lag som for en vanlig bil. Sikkerhetstestene har vært svært omfattende, og resultatene er gode. Med det har BMW demonstrert at teknologien er tilstrekkelig moden til å ta hydrogen i bruk som drivstoff allerede i dag.

Kombinasjonen hydrogen/brenselceller/elektrisk drift peker seg kanskje ut som det mest lovende alternativ for fremtidige kjøretøyer, ikke bare fordi det gir null utslipp (kun rent vann), men også fordi brenselceller vil gi vesentlig høyere virkningsgrad enn dagens bilmotorer. Biler med slike drivsystemer vil dessuten få kjøreegenskaper og rekkevidder på høyde med dagens kjøretøyer, i motsetning til dagens batteridrevne elbiler, der begrenset rekkevidde og tidkrevende opplading er et problem.

DaimlerChrysler (tidligere Daimler Benz) har vært en pionér på utvikling av hydrogendrevne kjøretøyer. I samarbeid med brenselcelleprodusenten Ballard har de blant annet utviklet hydrogendrevne demobiler med PEM brenselceller. For eksempel ble NECAR 4 (New Electric Car) lansert i 1999. Dette er en Mercedes A-modell, utstyrt med en 70 kW PEM brenselcelle og en 100 liters tank med flytende hydrogen som drivstoff. Bilen har en rekkevidde på 450 km og en topphastighet på 145 km/t. Serieproduksjon kan komme i 2004. Toyota har også vært tidlig ute, og demonstrerte sin første brenselcellebil i Osaka allerede i 1996.

DaimlerChrysler, Ford og Ballard har sammen etablert bedriften XCELLSIS, som skal stå for innbygging av Ballards brenselcellestacker i kjøretøyer. De tre selskapene har planer om å satse mer enn 3 mrd. NOK på fremtidig serieproduksjon av brenselceller for kjøretøyer, med antydet produksjonsstart år 2004-2005.

I løpet av de siste årene har alle større bilprodusenter laget og demonstrert prototyper med brenselceller. Mange av dem planlegger å starte serieproduksjon i 2003-04. Dette er på en måte et kritisk tidspunkt, fordi lovgivningen i California sier at 10 prosent av bilene i 2003 skal være «nær» nullutslippsbiler (Zero Emission Vehicles, ZEV), hvorav minimum 2 prosent skal være nullutslippsbiler (3 prosent i 2012 og 5 prosent i 2018).

Konkurrentene til brenselcellebilene blir i første rekke batteridrevne elbiler, biler med nye, forbedrede forbrenningsmotorer og hybride kjøretøyer som er utstyrt med både forbrenningsmotor og batterier (for eksempel Toyota Prius) med bensin eller diesel og naturgass som drivstoff (kombinerte systemer). BMW har som eneste bilprodusent utviklet en personbil som har en forbrenningsmotor som kan drives med bensin og hydrogen, samt en hydrogendreven PEM-brenselcelle for å dekke behovet for elektrisitet i kjøretøyet. En SOFC-brenselcelle er under utvikling for å erstatte PEM-cellen. Denne enheten vil kunne mates med reformert bensin, slik at behovet for hydrogen faller bort. Det vises for øvrig til kapittel 9 for omtale av brenselceller.

Det er også demonstrert en rekke prototyper på hydrogen-brenselcelledrevne busser, og flere internasjonale demonstrasjonsprosjekter er nå igangsatt. Blant annet er det planlagt demonstrasjon av et 30-talls brenselcelledrevne busser i California, og et tilsvarende antall i Europa, jf. kapittel 8.

Hydrogen som drivstoff har imidlertid også sine begrensninger. Selv om brenselceller er mer effektive enn forbrenningsmotorer, og en viss mengde energi (drivstoff) vil gi lengre rekkevidde i et brenselcellekjøretøy enn i et konvensjonelt kjøretøy, kreves det store volumer for å bringe med seg tilstrekkelig energi i et kjøretøy. Et nøkkelproblem er derfor hvordan man skal kunne forsyne en brenselcellemotor i et kjøretøy med tilstrekkelig hydrogen.

Det er flere måter å forsyne en brenselcellemotor med hydrogen på. Det kan skje ved lagring av hydrogen ombord, eller ved reformering ombord av drivstoffer som metanol eller hydrokarboner (LNG/CNG, propan, bensin, diesel etc.). Ved lagring ombord må hydrogen være fortettet, enten som komprimert gass eller som nedkjølt væske eller bundet i et fast lagringsmedium, og det må benyttes spesialtanker, jf. kapittel 8.3.

Hydrogenet må også være tilgjengelig ved fyllestasjoner. Disse kan forsynes med komprimert eller flytende hydrogen fra sentrale produsenter, eller de kan produsere hydrogen lokalt ved vannelektrolyse eller småskala reformering av hydrokarboner. Det er mange mulige systemløsninger i transportsektoren, som hver for seg vil medføre forskjellige krav til drivstofforsyning og infrastruktur. Det er da også stor aktivitet på gang internasjonalt med å analysere og vurdere de forskjellige systemløsningene.

9 Gass til distribuert kraft- og varmeproduksjon

9.1 Innledning

I tillegg til at gassen kan benyttes til for eksempel kraftproduksjon på selve ilandføringsstedet for naturgassen, kan den også distribueres for anvendelse til kraft- og varmeproduksjon fra mindre produksjonsenheter plassert geografisk i nærheten av forbrukerne, gjerne på forbrukerens eiendom. Dette blir betegnet som desentral, eller distribuert, gass. Varme kan være et biprodukt fra distribuert elektrisitetsproduksjon som også kan utnyttes lokalt. Distribusjon av gassen kan skje i rør, i form av flytende nedkjølt gass (LNG) eller som komprimert gass (CNG). Prinsippet for distribuert forsyning er vist i Figur 9.1

Kilde: ABB

Distribuerte løsninger vil ha en miljømessig gevinst ved at produksjonen er lagt nær forbruker. Dette kan gi reduserte behov for bygging av store kraftoverføringslinjer og mindre tap i overføringsleddet. Distribuerte løsninger som kogenereringssystemer (kapittel 9.2) og brenselceller (kapittel 9.3) vil også være mer energieffektive i forhold til tradisjonelle løsninger, fordi den desentraliserte enheten enkelt dimensjoneres etter det lokale behov for kraft og varme. Selv om distribuerte systemer basert på fossile brensler vil ha utslipp av NOx og klimagasser, vil de derfor ha en positiv miljøeffekt sammenlignet med tradisjonelle fossil baserte energisystemer. Med hydrogen som brensel vil de lokale utslippene bli null. EU har som mål å øke bruken av kogenereringssystemer og brenselceller, og markedsfører disse som energieffektive teknologier som kan bidra betydelig til reduserte CO₂-utslipp. I Danmark og England anses distribuert kraftvarme basert på gass å være miljøvennlig og ønskelig teknologi. I Danmark har det også vært betydelig statlig støtte til denne type produksjon.

Det største potensialet for en distribuert elektrisitetsforsyning er trolig i land hvor man ennå ikke har investert i et omfattende nett for overføring og fordeling, slik som u-land. Også i tidligere østblokkland kan det være et potensiale. Her har man ofte en etablert infrastruktur for gass. I den industrialiserte verden, hvor man allerede har et godt utbygd nett for overføring og fordeling av elektrisitet, ligger det mindre til rette for at distribuert elektrisitetsproduksjon kan bli en vesentlig del av energiforsyningen. Det beste utgangspunktet vil være i land hvor det eksisterende kraftnettet er ustabilt eller har for liten kapasitet, hvor man har et godt utbygd gassnettverk, og hvor man uten store omkostninger kan bytte ut gassovner for oppvarming med applikasjoner som også produserer elektrisitet, eksempelvis gassmotorer og (på noe lengre sikt) brenselceller.

Norge har bare i svært begrenset utstrekning utviklet en infrastruktur for distribusjon av gass i rør. Selv om kostnadene i det elektriske nettet reduseres ved distribuert kraft/varme, vil kostnadene ved infrastruktur for gasstransport trolig være den viktigste hindringen for utvikling av et mer distribuert kraft/varmesystem i Norge. Etablering av infrastruktur for distribusjon av gass vil i første rekke være relevant til enkelte utvalgte regioner i forbindelse med ilandføringssteder og større regionale sentra som til Trondheims-, Bergens-, Stavanger- og Grenlandområdet. Det vil også være et behov for regionale LNG-distribusjonssystemer til slike sentrale områder.

For å få høy virkningsgrad i distribuerte anlegg forutsettes det videre at spillvarmen kan utnyttes til oppvarming. Det må da ligges til rette for vannbåren eller luftbåren varme i bygninger og industri. Vannbåren varme øker fleksibiliteten i systemet også ved at varmen kan lagres. Fordelen med ulike former for distribuert kraft/varme er at dimensjoneringen av enheten gjøres ut fra lokalt behov for varme og elektrisitet.

9.2 Samproduksjon av kraft og varme

Kombinert produksjon av kraft og varme (kogenerering eller CHP – Combined Heat and Power) er en god måte å utnytte energien i brenselet på. Den høyverdige andelen av varmen fra forbrenningen blir i stor grad omsatt til elektrisitet, mens den lavverdige energien blir omsatt til varme. Totalt gir disse systemene en høy virkningsgrad referert til energiinnhold i brenselet. Se vedlegg 1 for definisjon av virkningsgrader.

Det er et stort spenn i teknologier, tekniske løsninger og anleggsstørrelser på kogenereringssystemer. Dette omfatter alt fra store anlegg på flere hundre MW tilknyttet store sentrale fjernvarmenett, til mindre diesel- og gassmotorer med varmegjenvinning fra eksosgassen som fåes i pakker ned mot 3 kW. Det er vanlig å dele kogenereringsanlegg opp i tre hovedområder avhengig av bruksområdet:

• Anlegg knyttet opp mot industriell virksomhet

• Småskala-anlegg tilknyttet nærvarmesystemer eller oppvarming av større bygningskomplekser som for eksempel sykehus, hoteller og drivhus

• Anlegg forbundet med større fjernvarmenettverk.

Hvilken type varme som leveres fra kogenereringsanlegget vil være avhengig av bruksområdet. Ved levering til fjernvarmenett vil varmen distribueres som varmet vann, typisk 90-120°C, mens varmelevering til industrielle prosesser oftest er i form av damp ved 5-10 bar og 150-180°C. De ulike konsepter har også meget ulike forhold mellom kraftproduksjon og varmeproduksjon. Noen systemer har også muligheter for fleksibilitet mellom kraft og varme produksjon.

De fleste kogenereringsanlegg inkluderer en varmekraftmaskin som produserer mekanisk energi. I nær sagt alle tilfeller overføres denne mekaniske energien videre til elektrisk kraft ved hjelp av en generator. De vanligste maskintypene er sammenstilt i Tabell 9.1.

Dampturbiner leveres i størrelser fra om lag 250 kW og egner seg godt hvor det er damp tilgjengelig fra andre prosesser, eller hvor det benyttes brensler som ikke er egnet til direkte bruk i for eksempel gassturbiner. Dampen fra turbinen kan benyttes direkte i industrielle prosesser eller til oppvarming av varmt vann.

Gassturbiner produseres i enheter fra 50 kW til enheter over 300 MW kraftproduksjon. Imidlertid er det enheter mellom 2 MW og 40 MW som er den mest populære størrelsen for bruk i anlegg med samproduksjon av kraft og varme. Elvirkningsgraden for gassturbiner kan variere fra 20 prosent opp til over 40 prosent på de mest avanserte gassturbiner som forventes å være tilgjengelige i nær fremtid. Generelt kan det sies at gassturbiner under 1-2 MW har de laveste elvirkningsgradene.

Kombikraftverk er en kombinasjon av gassturbin og dampturbin. Eksosgassen fra gassturbinen benyttes til å generere damp som deretter ekspanderes gjennom en dampturbin. Kombikraftverk er spesielt interessant når behovet for kraft er relativt stort sammenlignet med varmebehovet. Videre vil det normalt ikke bli bygget for ytelser under 15 MW.

Dieselmotorer har lenge blitt benyttet i forbindelse med småskala kogenerering (< 10 MWe). Dieselmotoren er laget for å gå på diesel, men det er også mulig å kjøre disse motorene med en blanding av gass og en flytende pilotolje (dual-fuel maskiner). Dieselmotorer for kraftproduksjon produseres i størrelser opp mot 16 MW. Dual–fuel høytrykksmotorer kan leveres i enheter opp mot 40 MW.

Gassmotorer benytter gass som brensel. Gassmotorer leveres med ytelser fra 30 kWe opp til 5 MWe og gassmotoranlegg har innenfor dette ytelsesområde generelt bedre elvirkningsgrad enn enkle gassturbinanlegg. Kjølevann fra motoren avgis ved om lag 100-120°C, mens eksosgassen har en temperatur opp mot 650°C. Med så høy avgasstemperatur er avgassen godt egnet for damproduksjon, men ved mindre enheter er det mest vanlig med en felles varmeproduksjon fra avgass og kjølevann. Typiske anvendelser vil være produksjon av varme som varmet vann ved 90°C. Denne typen anlegg benyttes ofte i forbindelse med sentralvarme i større bygninger, drivhus og svømmehaller. Kostnadsmessig er disse anleggene meget konkurransedyktige fordi de er basert på motorer som er produsert i store volumer.

De beste årsvirkningsgrader (virkningsgrad integrert over året) oppnås typisk i små anlegg som drives i henhold til et varmebehov. Her kan produsert elektrisitet ansees som et biprodukt. De laveste årsvirkningsgrader finner en typisk i store kraftverk (>100 MW) som primært produserer elektrisitet i henhold til behov for elektrisitet (for eksempel grunnlast). Varmen som produseres er et biprodukt, og varmelevering skjer i begrenset grad både med hensyn til driftstid og mengde.

Kraftverk med samproduksjon av elektrisitet og varme har ofte en total virkningsgrad i området 80-92 prosent. Slike høye virkningsgrader betinger at varmebehovet er stort nok, slik at kraftverkets energitap stort sett begrenses til skorsteinstap (røkgass på 80-100°C). Det kan i praksis være et problem å oppnå disse høye virkningsgradene over tid. Behovet for varme kan være variabelt (typisk i fjernvarmenett) på en slik måte at kraftverkets drift ikke alltid kan tilpasses varmebehovet. En industriell varmeavtager som kan avta varme gjennom hele året, vil derfor gi kogenereringsanlegget typisk høyere årsvirkningsgrad enn det et fjernvarmenett gjør, der varmebehovet vil være størst om vinteren.

Brenseltype vil være avhengig av hvilken type varmekraftmaskin som velges. For varmekraftmaskiner med intern forbrenning som for eksempel dieselmotorer, gassmotorer og direkte fyrte gassturbiner, må brenselet ha en forbrenningskarakteristikk som er forenlig med motortypen og som ikke gir forbrenningsprodukter som skader utstyr ved forbrenning. Gass- eller væskeformige brensler er aktuelle for slike maskiner. Hvilken type brensel som benyttes vil også ha betydning for hvilken totalvirkningsgrad som kan oppnås for anlegget. Bruk av forurensede brensler som tung fyringsolje og kull vil øke behovet for ulike rensetiltak og følgelig resultere i lavere totalvirkningsgrad. Nyere kogenereringsanlegg vil i de aller fleste tilfellene benytte naturgass som brensel.

Kostnadene knyttet til kogenereringsanlegg varierer med type varmekraftmaskin og kraftproduksjonskapasitet. Generelt vil den spesifikke investeringskostnaden avta raskt med økende ytelse, slik at store anlegg vil være mest kostnadsoptimale. I tabell 9.2 er dette eksemplifisert med utgangspunkt i gassmotorer.

Investeringskostnader for store kombikraftverk ligger i området 3000 NOK/kWe til 5500 NOK/kWe avhengig av systemets kompleksitet og fleksibilitet i varmelevering. Faste drifts- og vedlikeholdskostnader vil ligge mellom 0.02 – 0.04 NOK/kWh for slike anlegg.

Mikroturbiner er små kompakte, hurtigroterende (opp til 100 000 omdreininger per minutt) gassturbiner med et effektintervall på 30 kW til 500 kW. Generatordelen er av typen HSG (High Speed Generator) og er normalt montert direkte på turbinakslingen. Ved at kompressor, turbin og generator er montert på same aksling har maskinen kun en roterende del. Mikroturbinens virkningsgrad øker med hjelp av en rekuperator som gjenvinner varme fra eksosen og forvarmer luften inn til brennkammeret. Mikroturbiner har en elvirkningsgrad på om lag 30 prosent og totalvirkningsgrad på om lag 80 prosent. De har lave miljøutslipp og kan drives med gass- og væskeformig brensel. Naturgass er vanligst, men biogass, metanol, bensin og dieselolje kan også benyttes. Det finnes i dag et stort antall (noen tusen) mikroturbiner i drift. Anvendelsesområdet er typisk småskala kraft- og varmeproduksjon. Det var tidligere store forventninger til mikroturbiner, men det observeres nå lavere salgstall en tidligere forventet.

Stirlingmotoren er den nest eldste motortypen etter dampturbinen. I prinsippet har Stirlingmotoren en høyere virkningsgrad enn dampturbinen, på linje med Otto- og Dieselmotorer. I Stirlingmotoren blir varme omdannet til mekanisk arbeid. I motsetning til tradisjonelle Otto- og Dieselmotorer hvor varme dannes ved forbrenning inne i selve motoren, tilføres varme utenfra til Stirlingmotoren. Dette gjør at en Stirlingmotor kan benytte mange forskjellige varmekilder, som for eksempel solenergi. Elvirkningsgraden er på 30 prosent. Totalvirkningsgraden avhenger av varmeutnyttelsen, men er typisk opp til 70-80 prosent på årsbasis. Dette motorprinsippet har lenge vært lovende, men har enda ikke fått en kommersiell suksess. Den potensielle markedsnisjen er småskala kombinert kraft- og varmeproduksjon, hvor kraftproduksjonen typisk kan være fra noen få kW opp til noen hundre kW. Dette innebærer en mulig fremtidig bruk til energiforsyning i for eksempel villaer eller andre typer bygninger.

9.3 Brenselceller

Brenselceller er, i likhet med batterier, elektrokjemiske innretninger for omvandling av kjemisk energi direkte til elektrisk energi. Forskjellen er at i brenselcellene tilføres energien (brenselet) kontinuerlig under drift. Brenselet kan være hydrogen, naturgass, andre hydrokarboner eller alkoholer som for eksempel metanol, som omdannes til hydrogenrik gass. Hydrogen er det reneste drivstoffet, da det ikke gir andre utslipp enn rent vann under forbrenning, jf. kapittel 8.

I den elektrokjemiske prosessen tilføres brenselet (hydrogen) den ene elektroden (anoden), mens oksygen, gjerne i form av luft, tilføres den andre elektroden (katoden). Mellom elektrodene er det en elektrolytt (membran) som leder strøm i form av ioner. Når hydrogenet reagerer på anoden vil elektronene som dannes gå via en ytre krets til katoden hvor oksygenet reagerer og det dannes vann og noe varme. Elektronene som transporteres i den ytre krets fra anoden til katoden (likestrøm) kan utnyttes til å drive en elektrisk motor eller en lyspære som vist i Figur 9.2.

Kilde: SINTEF Energiforskning AS

Fremfor konvensjonelle maskiner for omdanning av kjemisk energi til elektrisk energi (elgeneratorer koblet til forbrenningsmotor/turbin) har brenselcellene flere fordeler. De har ingen bevegelige deler bortsett fra pumper for brenseltilførsel og lignende og er svært stillegående i forhold til forbrenningsmotorer og gassturbiner. De er miljøvennlige og har høy elvirkningsgrad, spesielt ved lav belastning. De kan bygges opp i moduler, og er egnet for desentral kraft/varmeproduksjon. De har et stort potensial i transportsektoren, så vel som i store stasjonære anlegg og i små bærbare enheter. De er fleksible og kan dekke behov fra noen milliwatt opp til mange megawatt. Den potensielle levetiden for et brenselcellesystem er høy, med dette gjenstår å få verifisert. Man har i USA alene over million driftstimer på PAFC og disse har vist seg å ha tilstrekkelig levetid.

Totalt er det omkring 1000 selskaper involvert i brenselcelleutvikling i verden med en samlet omsetning på 15 mrd. NOK i 1999 («Hydrogensamfunnet», SINTEF Energiforskning, 2000). Det er en generell trend at selskaper søker internasjonalt samarbeid gjennom allianser, avtaler og fusjoner.

9.3.1 Typer brenselceller

Det finnes i hovedsak fem ulike typer brenselceller. Typene er navngitt etter hvilken elektrolytt som anvendes:

Polymerbrenselceller – PEMFC (Proton Exchange Membrane Fuel Cell) ser man for seg i enheter opp til 500 kW og blir av bilprodusentene regnet som den mest lovende brenselcelle for veitransport. Andre egnede bruksområder kan være som til små, mobile kraftkilder og mindre, stasjonære systemer til elproduksjon eller kraft/varmeproduksjon for eksempel i bygninger. Cellene opererer ved lave temperaturer (70-90°C), og har en typisk elvirkningsgrad på 40-50 prosent. PEM brenselcellene bruker hydrogen som brensel. Det kanadiske selskapet Ballard Power Systems er ledende på utvikling av PEMFC og har siden midten på 1990-tallet demonstrert brenselcelledrevne busser. Også i USA, Japan, Tyskland og Italia finnes det betydelig PEMFC-aktivitet. Flere 1-10 kW PEMFC enheter er under utvikling. Større enheter (opptil 300kW) er demonstrert.

Metanolbrenselceller – DMFC (Direct Methanol Fuel Cell) – er en avart av PEMFC. Den finnes i mindre enheter, typisk ikke større enn 3 kW. Mulige bruksområder kan være som små, mobile kraftkilder, ulike applikasjoner innefor det militære og innenfor transportsektoren. DMFC er lavtemperatur brenselceller (80-100°C), med virkningsgrad på i størrelsesorden 40-50 prosent. Cellene bruker metanol direkte som brensel uten at denne omdannes til hydrogengass. Disse cellene dominerer innen mikrobrenselceller som nå utvikles som erstatning for batterier i bærbar elektronikk.

Alkaliske brenselceller – AFC (Alkaline Fuel Cell) – var den første typen brenselceller som ble brukt (tilgjengelig). Amerikanerne benyttet slike brenselceller i Apollo- og romfergeprogrammer. I tillegg til romfart er mulige bruksområder innefor det militære og innenfor transportsektoren. Typiske enheter er i området 1-20 kW. AFC virker ved lave temperaturer (70-100°C) og har en virkningsgraden som vil typisk ligge i området 35-40 prosent. Alkaliske brenselceller krever svært rent hydrogen og blir av den grunn på lik linje med PEMFC og PAFC dyre i drift. Det britiske selskapet Zevco har vært fremtredende innen alkaliske brenselceller og har utstyr for serieproduksjon av slike celler.

Fosforsyrebrenselceller – PAFC (Phosphoric Acid Fuel Cell) – er kommet langt i utviklingen og har vært kommersielt tilgjengelig siden 1993. Brenselcellene kan leveres i store enheter som kan benyttes til elproduksjon og kraft/varmeproduksjon, for eksempel i hoteller, sykehus, etc. Flere hundre kraftforsyningsanlegg med PAFC er allerede i drift (hver på 200 kW elektrisitet). Det største PAFC-anlegget er på 11 MW. Fosforsyrebrenselcellene opererer ved 170-200°C, og har en typisk elvirkningsgrad på 40 prosent. I Japan er det blitt gitt offentlig støtte på opp til 1/3 av investeringskostnadene for å introdusere brenselcellene (typisk 200 kW) for desentralisert kraftproduksjon. Best egnet drivstoff i PAFC er hydrogen, men de fleste anlegg leveres for føde med naturgass som reformeres til hydrogen i en integrert reformer. I USA er det brukt PAFC med naturgass som drivstoff til å levere strøm og varme i sykehus.

Karbonatsmeltebrenselceller – MCFC (Molten Carbonate Fuel Cell) – kan også leveres i store enheter. Systemer på opp til 100 MW er antydet og anlegg på 3 MW er designet. Bruksområdet er desentralisert elproduksjon og kraft/varmeproduksjon i industrien. MCFC er høytemperatur brenselceller som operer ved om lag 600°C. Virkningsgraden er typisk på 50-60 prosent. MCFC er i flere år brukt i et 2 MW anlegg tilkoplet elforsyningsnettet i California. Tyske MTU er igang med i alt 7 brenselcelleprosjekter i Europa, alle i størrelsesorden 250 kW. Et større pilotprosjekt for uttesting av en MCFC på 1 MW er i gang i Japan.

Fastoksidbrenselceller – SOFC (Solid Oxide Fuel Cell) – er som MCFC i første rekke beregnet på desentralisert elproduksjon og kraft/varmeproduksjon i industrien. Enheter opp til 100 MW er antydet. Også SOFC er høytemperatur brenselceller. De operer på 700-1000°C og har en virkningsgrad på typisk 45-55 prosent. SOFC er under utvikling i flere land, og flere 100-250 kW demoprosjekter er planlagt. Siemens Westingshouse har i dag en stor satsning på SOFC for stasjonære formål. Et 1 MW anlegg er under utvikling. En annen stor aktør er Sulzer Hexis (Sveits). De annonserer at deres første kommersielle SOFC-enhet på 1 kW skal nå markedet allerede i 2002. Utviklingen av SOFC viste seg fra begynnelse på 90-tallet å være mer krevende enn tidligere antatt, spesielt på grunn av materialproblemer. Mange av disse problemene er nå løst og utvikling av flatplate SOFC som opererer ved noe lavere temperatur (600-800°C) har skutt fart.

9.3.2 Brenselceller kombinert med gasskraftverk

Brenselceller i seg selv opererer med høye virkningsgrader for elektrisitetsproduksjon. For høytemperatur brenselceller foreligger imidlertid et stort potensiale for å kombinere cellene med gass- og dampturbiner og dermed oppnå enda høyere energieffektivitet i kraftproduksjonen. Avgassene fra cellen går direkte til gassturbinen og erstatter dermed konvensjonell forbrenning. På denne måten bidrar gassturbinen til bedre ytelse på cellen, mens cellen bidrar til at kraft også genereres i gassturbinen uten egen brenseltilførsel. Det er forventet at man kan oppnå virkningsgrader på over 70 prosent i slike anlegg. Enda er ingen slike anlegg kommersielt tilgjengelig.

Siemens Westinghouse har utviklet et kombianlegg av type SureCELL^TM som består av en SOFC som yter 1,9 MW og en gassturbin som yter 1,4 MW. Innløpstemperaturen på turbinen er om lag 850 ºC. Siemens Westinghouse har estimert at dette systemet vil gi en virkningsgrad rundt 61 prosent. Benytter man seg av mer kompliserte gasskraftkonsepter (for eksempel kombinerte gassturbin/dampturbin-anlegg) vil ytelsen kunne øke med anslagsvis 10 prosentpoeng.

Shell E&P Technology/Shell Hydrogen har sammen med Siemens Westinghouse videreutviklet en standard 250 kW SOFC brenselcelle til en brenselceller der den produserte eksosen er ren CO₂ når naturgass benyttes som brensel. Siden CO₂ kommer ren ut fra cellen, vil påfølgende CO₂-separasjon før deponering ikke være nødvendig. Det er utviklet en etterbrenner som vil være en integrert del av brenselcellen og som bidrar til fullstendig utnyttelse av drivstoffet. Etterbrenneren vil øke elutbytte fra brenselcellen til over 50 prosent (fra under 50 prosent). Ved å utnytte spillvarmen kan effektiviteten komme opp i nærmere 85 prosent. Brenselcellen er ment benyttet til elproduksjon offshore, der CO₂ som skilles ut kan komprimeres og injiseres i reservoarer for lagring eller økt oljeutvinning. Shell Technology Norway skal demonstrere konseptet på Kollsnes utenfor Bergen. Her vil CO₂ bli brukt i forbindelse med produksjon av fiskefôr. Anlegget er planlagt ferdig i løpet av 2004. 250 kW piloten kostet 250 mill. NOK. Dette gir en kostnad på hele 1 mill. NOK/kW installert, men det er ikke unaturlig at pilotanlegg er svært dyre i forhold til det man ser for seg når teknologien er ferdig utviklet. Shell Technology sikter som et langsiktig mål mot en pris på 10.000 NOK/kWe installert kapasitet for å kunne være konkurransedyktig.

9.3.3 Utfordringer og muligheter

Internasjonal forskning innen brenselceller er blitt dominert av den svært raske utviklingen av PEMFC de siste 10 årene. Drivkraften bak denne raske utviklingen er primært lokal forurensning fra transportsektoren og lovgivning i delstater som California (Clean Air Act Amendments 1990). Utviklingen har også fått et preg av konkurranse, noe som har økt utviklingstakten ytterligere.

De fleste større bilprodusentene har sammen med brenselcelleprodusentene satset betydelige midler de siste årene på å utvikle, produsere og demonstrere ulike prototype brenselcellebiler. Mange av dem planlegger å starte serieproduksjon i 2003-2005. Til tross for dette er det mange (IEA) som mener at brenselceller vil bli tatt i bruk i markedet minst like tidlig i distribuert kraftforsyning som i transportsektoren. Dette skylder i første rekke at det innenfor distribuert kraftforsyning vil være mindre restriktive kostnadsmål, mindre krav til vekt og størrelse, og mindre krav når det gjelder lagring av brennstoff. For eksempel ser produsentene av polymerbrenselceller (PEMFC) og karbonatsmeltebrenselceller (MCFC) for seg at man i løpet av perioden 2003-2005 vil kunne selge brenselceller til stasjonært bruk til «near commercial terms», mens fastoksidbrenselceller (SOFC) kan komme 1-3 år senere. Fosforsyrebrenselceller (PAFC) blir allerede nå produsert og solgt i et tungt subsidiert marked, med det er lite sannsynlig at PAFC vil bli produsert i noe stort volum når man tar hensyn til konkurrerende brenselceller og andre alternativer for distribuert kraftforsyning.

Det har i den senere tid (1-2 år) vært en klar vekst i markedet for brenselceller, både i Nord-Amerika, Europa og særlig i Japan. Det er også en tendens til at de internasjonale teknologiselskapene i stadig større grad slår seg sammen for å kunne øke utviklingstakten, redusere risikoen og for å kunne søke muligheter i flere geografiske markeder. Hovedutfordringen er å redusere kostnadene og få brenselceller kommersielt introdusert i markedet. Økt markedsmulighet, og derigjennom økt produksjonsvolum, regnes som en viktig forutsetning for å senke kostnadene for brenselceller. I en undersøkelse (IEA) antyder de fleste av teknologiselskapene at 60 prosent av det som skal til for å senke kostnadene for brenselceller ned på et akseptabelt kostnadsnivå vil være et resultat av å oppnå et høyt produksjonsvolum (10.000 til over 100.000 enheter per år), mens 40 prosent vil være et resultat av fortsatt vellykket FoU. Japanske selskaper antyder henholdsvis 40 og 60 prosent.

Med dagens teknologi kan PEM-brenselcellene produseres kostnadseffektivt til rundt 300 euro/kW. Med storskalaproduksjon (for eksempel 1000 MW per år) kan det være et mål å få kostnadene ned i 50 euro/kW, men dette er vanskelig og vil ligge langt frem i tid. Et problem er at det foreløpig ikke finnes stort nok marked for avtak av et så stort antall brenselceller (EU, DG RTD, mai 2001).

MCFC og SOFC ligger kostnadsmessig langt høyere enn PEMFC grunnet dyrere fabrikasjon og lavere strømtetthet. Et kostnadsmål på lang sikt på 600 euro/kW er antydet (EU, DG RTD, mai 2001).

10 Internasjonale FoU-aktiviteter

10.1 Innledning

Deltakelse i internasjonalt FoU-samarbeid på energiområdet har høy prioritet, og er et viktig supplement til den nasjonale forskningen. Samarbeid på tvers av landegrensene er avgjørende, ikke bare for å kunne holde et høyt faglig nivå blant norske forskningsmiljøer, men også av strategiske grunner for å etablere kontakter og allianser med andre land. Deltakelse i internasjonale prosjekter er kompetanseoppbyggende, og gir både faglig og økonomisk drahjelp til å løse sentrale forskningsoppgaver. Samtidig er internasjonalt samarbeid også et utstillingsvindu for norske teknologi- og kunnskapsleverandører. På energiområdet deltar Norge i første rekke i samarbeidsaktiviteter innenfor EU, IEA og på nordisk nivå. På alle disse arenaene står utvikling av teknologier for miljøvennlig bruk av naturgass sentralt.

10.2 EUs rammeprogram for forskning og teknologisk utvikling

Norge deltar gjennom EØS-avtalen som fullverdig medlem av EUs 5. rammeprogram for forskning og teknologisk utvikling (1998-2002). Ett av de fire tematiske programmene i rammeprogrammet er Energi, miljø og bærekraftig utvikling. Energidelen av dette er organisert i programmet ENERGIE som dekker forsknings- og demonstrasjonsaktiviteter innenfor overskriftene «Renere energisystemer» og «Økonomisk og effektiv energi for et konkurransedyktig Europa». ENERGIE har et budsjett på 1042 mill. euro over hele programperioden. Programmet har et sett med virkemidler som spenner fra tematiske nettverk og koordineringsaktiviteter som kan støttes 100 prosent, til FoU- og demonstrasjonsprosjekter som kan få henholdsvis 50 og 35 prosent EU-støtte.

Erfaringene fra den norske deltakelsen i ENERGIE har vært positive. Energi har så langt, sammen med miljø, vært den del av rammeprogrammet som har hatt størst norsk deltakelse (målt i antall deltakere og prosjekter innenfor de ulike søknadsrundene), og hvor også uttellingen i form av oppnådd EU-støtte har vært størst. Innenfor området energi har det vært like mange norske som andre skandinaviske deltakere. Det har vært spesielt mange norske deltakere innen olje- og gassrelaterte FoU/demonstrasjonsprosjekter.

For å møte forpliktelsene i Kyotoprotokollen og målet i EU om å øke fra 6 til 12 prosent fornybare energikilder innen 2010, har energidelen i 5. rammeprogram hatt en klar dreining mot fornybare energikilder og effektive og miljøvennlige energiteknologier i forhold til tidligere rammeprogram. Halvveis i programperioden ble arbeidsprogrammet til ENERGIE revidert med ytterligere økt fokus på effektive og fornybare energiteknologier og reduserte muligheter for å få støtte til tradisjonelle oppstrøms olje- og gassprosjekter. Til gjengjeld ble det gitt prioritet til sentrale områder (Target Actions) som brenselceller, hydrogen og gasskraft. Som et resultat av dette, har det vært betydelig færre norske deltakere innenfor det tradisjonelle olje- og gassområdet de siste søknadsrundene, men desto større fokus på de tre prioriterte områdene. Evalueringen av siste søknadsrunde i programperioden ventes å foreligge rundt mars 2002.

I løpet av 2002 skal innholdet i EUs 6. rammeprogram for forskning, teknologisk utvikling og demonstrasjon (2002-2006) falle på plass. Det ser ut til at «Sustainable Energy Systems» kan bli et av de prioriterte tematiske områdene med et budsjett på i størrelsesorden 810 mill. euro (Ministerrådets forslag desember 2001). De overordnede målene innenfor energiområdet ser i første rekke ut til å bli reduksjon i utslipp av klimagasser, energiforsyningssikkerhet og økt bruk av fornybar energi. Innenfor dette bildet er flere forskningsprioriteringer identifisert, både med kort og lang tidshorisont. Sentralt i denne sammenheng er den relativt store fokuseringen på hydrogen og brenselceller, det at fortsatt bruk av fossile brensler i mange år fremover vil kreve kostnadseffektive løsninger for håndtering av CO₂, og kommisjonens mål om at man innen 2020 skal ha erstattet 20 prosent av diesel- og bensinforbruket i veitransportsektoren med alternative brensler (biobrensel, naturgass og hydrogen). Det er planlagt å bruke om lag 70 mill. euro i det 6. rammeprogrammet til hydrogenforskning.

10.3 IEAs samarbeidsavtaler

IEA har opprettet en rekke forskningsprogrammer knyttet til ulike energitemaer. Programmene har gjerne en varighet på 3-5 år med mulighet for forlengelse. Innenfor de enkelte samarbeidsprogrammene defineres det ulike forskningsaktiviteter (Tasks/Annexes). Arbeidet i disse er normalt organisert enten som Task Sharing, der hvert land/deltaker betaler for sin forskningsvirksomhet, eller som Cost Sharing, der det opprettes et felles fond som benyttes til arbeid på et eller noen utvalgte problemområder.

Norge er medlem i 20 slike samarbeidsprogrammer. Deltakerne fra norsk side kan være fra industrien, fra forskningsmiljøene eller fra myndighetene, alt avhengig av aktivitetene i programmene. Deltakerne stiller som representant fra Norge, ikke fra organisasjoner eller enkeltaktører. Det vil si at det pålegger et ansvar for å informere andre relevante aktører i Norge om viktige aktiviteter i programmene.

De samarbeidsprogrammene som Norge deltar i som er mest relevante i forhold til temaet for denne utredningen er:

• Advanced Fuel Cells

• Production and Utilization of Hydrogen

• Greehouse Gas R&D.

Under IEA er det også opprettet en del informasjonsprogrammer. Et slikt er Greenhouse Gas Technologies Information Exchange (GREENTIE) som har som formål å utveksle informasjon om teknologileverandører, tjenester, forskning, data og litteratur som er relevant i forhold til reduksjon av klimagassutslipp. Utslipp fra bruk av fossile brensler står sentralt. Norge deltar i programmet. Et annet program, der Norge ikke deltar, er International Centre for Gas Technology Information (ICGTI). Målet her er å spre informasjon om eksisterende og nye naturgassteknologier over landegrensene for å møte eventuelle markedsbehov på en mest mulig effektiv måte.

10.4 Nordisk energiforskning

Nordisk energiforskning (NEFP) ble etablert som en nordisk institusjon under Nordisk Ministerråd i 2000, og tok som sin hovedaktivitet opp i seg virksomheten i det tidligere Nordiske energiforskningsprogram. NEFP skal langsiktig bidra til kunnskapsbaserte forutsetninger for en kostnadseffektiv reduksjon av energiforbruket og utvikling av nye fornybar energikilder og miljøvennlig energiteknologi. Dette skal skje gjennom å styrke grunnkompetansen ved universitet og høyskoler og andre forskningsinstitusjoner, samt gjennom å skape velfungerende forskernettverk mellom de nordiske landene, mellom forskning og næringsliv og med regionale aktører. Tildeling av stipendier og lønnsbidrag til forskerstudenter og forskere står sentralt i programmet. Programmet samfinansieres av de nordiske landene med 27,5 mill. NOK årlig.

NEFP fikk i den fjerde programperioden (1999-2002) en klarere dreining mot effektive og fornybare energiteknologier, samtidig som det ble satt større fokus på samarbeid med Nordens nærområder. For den kommende perioden (2003-2006) er det lagt opp til at institusjonen skal få økt fleksibilitet, blant annet ved å introdusere flere mulige instrumenter for å støtte energiforskning (fagprogrammer, nettverksprosjekter, næringslivsprosjekter, synergiprosjekter, utredningsprosjekter og forvaltningsprosjekter). De tematiske forskningsaktivitetene som det vil arbeides med skal støtte opp under kjerneområder som er utpekt av energiministrene som hovedsatsingene i det nordiske energisamarbeidet, nemlig det nordiske elsamarbeidet, klimaspørsmål og regionalt samarbeid. Ut i fra dette er det blitt valgt ut fem innsatsområder:

• integrasjon av energimarkedet

• fornybare energikilder

• energieffektivitet

• hydrogensamfunnet

• konsekvenser av klimaendringer på energiområdet.

Når det gjelder området «hydrogensamfunnet», er miljøvennlig produksjon av hydrogen fra naturgass identifisert som en viktig FoU-utfordring. Den sentrale utfordringen her er knyttet til utskillelse og håndtering av CO₂ i prosessen. Andre utfordringer knytter seg til produksjon av hydrogen ved vannelektrolyse, lagring av hydrogen, brenselceller for bruk av hydrogen, materialer med spesielle egenskaper, og systemløsninger for hydrogen.

10.5 Nærmere om internasjonale FoU-aktiviteter på gasskraft med CO₂-håndtering

10.5.1 CO₂ Capture Project (CCP)

Det største industrielle initiativet for å videreutvikle gasskraftteknologi med CO₂-deponering internasjonalt er CO₂ Capture Project (CCP). CCP startet opp våren 2000, og prosjektet består i dag av til sammen ni oljeselskaper. Fra norsk side deltar Hydro og Statoil. I tillegg til finansiering fra de deltagende selskapene, gis det også midler fra flere lands myndigheter. I dag er dette Norge, USA og EU. I prosjektsamarbeidet skal selskapene sammen forske og videreutvikle avanserte CO₂ separasjons- og deponeringsteknologier for å redusere utslipp av klimagasser.

CCP har en tidsramme på ti år. Første del av prosjektet løper til 2003, med en økonomisk ramme på 175 mill. NOK. Målet for denne perioden er å oppnå en reduksjon av kostnadene ved eksisterende teknologier og nye teknologier med henholdsvis 50 og 75 prosent. Frem til 2003 er arbeidet i hovedsak todelt:

1. Identifisere og evaluere et stort antall teknologier.

2. Videreutvikle de(n) mest lovende teknologien(e) til pilottesting.

I tillegg skal det utvikles en modell for å evaluere de totale kostnadene ved teknologiene, samt frembringe metoder for vurdering av sikkerhetsmessige og miljømessige aspekter ved lagring av CO₂ i undergrunnen. I neste fase (2004-2006) tar en sikte på å bygge prototyper, og demonstrere teknologier i pilotskala.

CCP-prosjektet er et eksempel på en ny form for organisering av den innsatsen som gjøres internasjonalt med hensyn på forskning og utvikling. For å identifisere de mest kostnadseffektive tiltakene i en bestemt sektor, finner private selskaper det hensiktsmessig å arbeide sammen på denne måten.

CCP har nylig hatt en første gjennomgang av de ulike teknologiene. De potensielle kostnadsreduksjonene denne gjennomgangen ga for selve renseteknologien er her satt sammen med informasjon fra litteraturen om kostnader for kompresjon, transport og injeksjon. Tabell 10.1 viser noen foreløpige konklusjoner med hensyn til ulike teknologikonsepter som har vært vurdert i CCP-sammenheng. Teknologikonseptene i tabellen er sortert etter ulik modningsgrad. For de teknologiene som kan sies å være utviklet tilstrekkelig til utprøving i dag, er det anslått en økning i produksjonskostnadene på 12-16 øre/kWh. CCP skisserer også potensiale for kostnadsreduksjoner over tid for de teknologiene som dette prosjektet omhandler, jf. også tabell 6.1.

Her angis grove anslag for 400 MW kraftverk, kompresjon til 100 bar, 100 km rørledning og én injeksjonsbrønn.

Det er enighet om at ingen av renseteknologiene som er vurdert i prosjektet peker seg ut som mer konkurransedyktig enn andre, og CCP anbefaler at alle konseptene videreutvikles inntil man har tilstrekkelig informasjon til å komme med klare anbefalinger om hvorvidt noen av konseptene skal skrinlegges, eventuelt føres videre til en pilotfase.

Videre antyder de foreløpige resultatene fra CCP at:

• 75 prosent av kostnadene ligger i separasjons- og avgassrensingstadiene av den totale kjeden, og det største potensiale for kostnadsreduksjoner vurderes å ligge her.

• Teknologien for kompresjon og transport av store kvantum av CO₂ er kommersielt tilgjengelig og moden.

• Når det gjelder lagringsmulighetene for CO₂, tyder resultatene fra CCP på at lagring i undergrunnen i geologiske formasjoner har et stort potensiale på kort (år) og mellomlang (tiår) sikt. Bruk av CO₂ til økt oljeutvinning har det største potensiale de neste tiårene gitt at inntektspotensiale fra økt oljeutvinning kan overstige kostnadene ved CO₂-deponering. CCP peker også på at det politiske rammeverket må videreutvikles på dette området, spesielt når det gjelder mulighetene for langtidslagring av CO₂.

10.5.2 IEA Greenhouse Gas R&D Programme

IEA etablerte i 1991 «IEA Greenhouse Gas R&D Programme» (IEA GHG). Programmet er et internasjonalt samarbeid mellom myndigheter og industri i en rekke land med det formål å:

1. Identifisere og evaluere teknologier som kan benyttes til å redusere utslippene av klimagasser ved bruk av fossile brensler.

2. Formidle og spre informasjon fra slike evalueringer.

3. Identifisere og stimulere tilhørende forskning, utvikling og demonstrasjon.

IEA GHG har en viktig internasjonal funksjon gjennom sitt bidrag til koordinering og enhetlig informasjon om prosjekter, aktiviteter og utfordringer på tvers av land og sektorer. På bakgrunn av den dominerende andel CO₂-utslippene fra kraftproduksjon representerer, har renseteknologi og lagring av CO₂fra slike anlegg en sentral posisjon i arbeidet. I dag er 17 land, deriblant Norge, og 7 industriselskaper medlemmer i IEA GHG.

IEA GHG har identifisert fire sentrale områder det må forskes videre på i forbindelse med håndtering av CO₂:

1. Behovet for reduserte kostnader forbundet med CO₂ avgassrensing.

2. Å minimalisere usikkerheten ved lagring av CO₂.

3. Å demonstrere påliteligheten ved lagring av CO_2.

4. Å verifisere mengden av CO₂ som det er mulig å lagre.

I dette programmer er det også gjort en vurdering og sammenstilling av de ulike ledende teknologiene for gasskraft med CO₂ deponering. Tabell 10.2 oppsummerer dette. Kolonnen til høyre viser kostnader i US dollar per tonn CO₂-utslipp som er unngått. Mengden CO₂ som er unngått sluppet ut, er mindre enn den mengden som er renset, fordi det forbrukes energi underveis i renseprosessen som innebærer ekstra utslipp av CO₂. Kostnader per tonn CO₂ renset kan være et mer passende uttrykk hvis hensikten er å levere CO₂ som et produkt. Hvis hensikten er å få et mål på hvor mye utslipp av CO₂ som kan unngås, bør man finne et uttrykk for CO₂ unngått. Dette er her reflektert i høyre kolonne.

I henhold til tabell 10.2 forventes det en økning i produksjonskostnadene for elektrisitet fra et gasskraftverk med CO₂-håndtering med 50 prosent. Det er ingen signifikant kostnadsforskjell mellom rensing av CO₂ før eller etter forbrenningsprosessen.

I tabellen er kostnader og energiforbruket knyttet til kompresjon av CO₂ til 110 bar, som er et tilstrekkelig trykk for de fleste transport- og deponeringsløsninger, inkludert. Kostnader knyttet til transport og deponering er ikke inkludert. En tommelfingerregel er at kostnader knyttet til deponering utgjør om lag 1/3 av de totale kostnadene i kjeden.

Det er videre viktig å merke seg at tilgjengelige kostnadstall for rensing og deponering av CO₂ er typisk basert på modellbaserte prosjekter, alternativt at anslagene er prosjektspesifikke. En forklaring på dette er at storstilt rensing av CO₂ som et klimatiltak ikke eksisterer per i dag.

10.5.3 EU-prosjekter

I Europa er det først og fremst Nederland og Norge som har startet nasjonale programmer innen renseteknologi og kraftproduksjon med CO₂-håndtering. Europakommisjonen har imidlertid de siste årene utviklet et relativt omfattende samarbeid også med USA på et teknologisk og vitenskapelig nivå, med mål om å redusere utslipp av klimagasser.

SACS-prosjektet fokuserer på lagring, overvåking og verifikasjon av CO₂ i vannførende geologiske formasjoner i Nordsjøen. Statoil er koordinator for prosjektet, hvor flere forskningsinstitusjoner og ande energi- og oljeselskaper deltar. Formålet med SACS er å overvåke hva som skjer i en akvifer, i dette tilfellet Utsiraformasjonen på norsk sokkel, når CO₂ injiseres, og på basis av dette utvikle en metode for å kunne evaluere de teknologiske og miljømessige sidene ved en forsvarlig lagring av CO₂ i undergrunnen. Prosjektet har også som ambisjon å få demonstrert hvilke teknologier som er nødvendige og kapable til å verifisere hvorvidt CO₂ er forsvarlig deponert i et tilstrekkelig langsiktig tidsperspektiv. Datainnsamlingen skjer ved hjelp av seismikk. Et annet mål er å få verifisert metodene og simuleringene som brukes i dette overvåkingsprosjektet. Prosjektet skal også resultere i en håndbok i «beste praksis» på dette feltet, som skal inneholde prosedyrer for å kunne evaluere mulighetene til å lagre CO₂ i andre geologiske formasjoner. Det overordnede målet er å få etablert en konsensus om:

1. Resultatene fra overvåkingen

2. Påliteligheten til tilgjengelige metoder og teknikker.

Bakgrunnen for prosjektet er at Statoil siden 1996 har injisert 1 mill. tonn CO₂ per år i en vannførende geologisk formasjon i Sleipner-feltet, 1000 meter under havbunnen. I 1999 ble det skutt 3D seismikk for første gang. Ved hjelp av geofysiske tidsseriedata, vil man kunne overvåke migrasjonsmønsteret til CO₂ i akviferen.

Forskningsprosjektet NASCENT (Natural Analogues to the Storage of CO₂ in the Geological Environment) går over tre år, og er et konsortium bestående av 10 partnere. Et mål er å få en økt forståelse av kjemiske prosesser ved langtidslagring av CO₂. Interaksjon mellom vann, bergarter og gass kan påvirke lagringskapasiteten til CO₂ over tid.

I GESTCO-prosjektet kartlegges det europeiske potensiale for å deponere CO₂ fra forbrenningsprosesser basert på fossile energikilder i geologiske formasjoner. Hovedhensikten med dette prosjektet er å bestemme potensialet for geologisk deponering av CO₂ i stor skala på kontinentet, og på norsk og engelsk kontinentalsokkel offshore. I dag er deponering av CO₂ i hovedsak begrenset til vannførende lag i Utsiraformasjonen 3 i Nordsjøen og til økt oljeutvinning, for eksempel i Weyburn.

10.5.4 Aktiviteter i USA

«Vision 21 – Clean Energy Plants for the 21st Century»er et konsept under US Department of Energy som skal bidra til å møte USAs fremtidige energi og miljøutfordring i dette århundret. I Vision 21 ser man for seg et utslippsfritt kraftverk som ikke bare produserer elektrisitet, men som også vil kunne produsere andre produkter som elektrisitet kombinert med flytende brensler og kjemikalier, hydrogen eller industriell prosessvarme. Kraftverket vil kunne basere seg på ulike typer brensler som for eksempel kull, naturgass, biomasse og avfall. Det vil generere elektrisitet med hittil uovertruffet effektivitet, og vil ikke slippe klimagasser ut i atmosfæren ettersom all CO₂ vil bli deponert. Man ser for seg at denne visjonen vil kunne være en realitet innen 15 års tid, dersom utviklingen går i henhold til planlagt fremdrift.

Sentralt i Vision 21 står bruk av nye resultater innen viktige teknologiområder som gasseparasjon, ulike nye turbinløsninger, membraner og brenselceller. Det tas sikte på å forbedre virkningsgraden for et gasskraftverk fra dagens 55-58 prosent til over 75 prosent, og samtidig oppnå 40-50 prosent reduksjon av CO₂-utslippene (før deponering). Tidsperspektivet for utvikling av kommersielle teknologier er 2010-2030, og det teknologiske/designmessige grunnlaget for et første kommersielt anlegg skal være klart i 2015. Offentlige støtteordninger er betydelige, både i omfang (inntil $30 mill. per prosjekt) og i støtte­intensitet (inntil 80 prosent). Mer informasjon om Vision 21 kan finnes på.

http://www.fe.doe.gov/coal_power/vision21/

Et annet program er «Carbon Sequestration», som dekker forskning innen CO₂-rensing og deponering på bred front. For programmet er det indikert en budsjettøkning fra om lag US$ 9 mill. for 2000 til US$ 80 mill./år for siste halvdel av dette tiåret.

Ved lanseringen av programmene Vision 21 og Carbon Sequestration i 1999, la USA opp til en betydelig økt satsing på miljøvennlig og energieffektiv energiproduksjon basert på fossilt brensel, samt utvikling av kostnadseffektive deponeringsalternativer for CO₂.

10.5.5 Aktiviteter i Japan

I Japan satses det spesielt på forskning og utvikling av renseteknologi for CO₂(kjemisk absorpsjon), deponering i havet og ulike biologiske metoder for CO_2-fiksering. Japanske aktiviteter finansieres i betydelig grad fra MITI (Ministry of Trade and Industry) via NEDO (New Energy and Industrial Technology Development Organization). I 2000 ble det lansert et nytt femårig nasjonalt program med fokus på CO₂-deponering. Budsjettrammen for dette programmet er på totalt 400 mill. NOK.

Japan har en litt annen profil på sin forskning, sammenlignet med Europa og USA/Canada. Ved siden av forskning på lagringsmuligheter i undergrunnen og dyphavet, er det gjort en betydelig innsats på ulike biologiske metoder for å fange CO₂. Et annen stort forskningsfelt i Japan er kjemisk fiksering av CO₂ for å produsere ulike energirike kjemikalier, for eksempel alkoholer. Dette er imidlertid veldig energikrevende prosesser.

10.6 Nærmere om internasjonale FoU-aktiviteter på hydrogen

Det er stor internasjonal interesse for hydrogen som energibærer. Flere omfattende prosjekter og initiativ er igangsatt og planlagt. I dette kapittelet beskrives kort de mest omfattende prosjektene og initiativene.

10.6.1 IEA-programmer

IEA Hydrogen Implementing Agreement er et omfattende program rettet mot produksjon og utnyttelse av hydrogen. For tiden deltar 9 land i samarbeidsavtalen, inklusive Norge, i tillegg til EU-kommisjonen. Arbeidet er organisert i annekser, med temaer innen hydrogenagring, systemløsninger, produksjon av hydrogen, mm. Både storskala reformering fra naturgass med CO₂-fjerning og småskala produksjon fra biomasse vurderes.

IEA Advanced Fuel Cells Implementing Agreement har som mål å øke forståelsen og bruken av avanserte brenselceller gjennom koordinerte aktiviteter rettet mot forskning, utvikling, demonstrasjon og systemanalyse av ulike typer brenselceller og brenselcellesystemer. Programmet omfatter 15 annekser, med særlig fokus på MCFC, SOFC og PEM brenselceller. For tiden deltar 13 land i samarbeidsavtalen, inklusive Norge.

10.6.2 EU-programmer

CUTE (Clean Urban Transport for Europe) er et EU-støttet prosjekt som har som formål å demonstrere 27 hydrogen-brenselcelle-busser i 9 byer i Europa. Hver by skal bygge opp egen infrastruktur og løsninger for hydrogenforsyning og demonstrere 3 busser i kommersiell drift. Hydrogenet skal produseres både fra fossile og fornybare kilder (minst 40 prosent fra fornybare). På grunnlag av erfaringer etter to års prøvedrift skal det blant annet utarbeides forslag til optimalisering av en hensiktsmessig hydrogenforsyning, tilpasset busselskapenes behov og lokale forhold. Prosjektet har en total ramme på om lag 52 mill. euro, hvorav 18,5 mill. euro kommer som støtte fra EUs 5. rammeprogram for forskning. Norsk Hydro og Statkraft deltar i prosjektet. Mer informasjon finnes på prosjektets hjemmeside: http://www.fuel-cell-bus-club.com

ECTOS er et annet EU-støttet demonstrasjonsprosjekt som komplimenterer CUTE-prosjektet. Første trinn er å prøve ut 3 hydrogen-brenselcellebusser i Reykjavik og utrede mulighetene for produksjon og eksport av hydrogen fra Island. I neste omgang skal hydrogen-brenselcelledrevne biler testes ut, og så skal teknologien gradvis introduseres i fiskeflåten. Prosjektet er et ledd i å nå myndighetenes mål om å erstatte all bruk av fossile drivstoff på Island innen 2030. I prosjektet har ulike islandske interesser gått sammen med DaimlerChrysler, Shell Hydrogen og Norsk Hydro i selskapet Islensk Nyorka (Icelandic New Energy Ltd). Selskapet ble opprettet våren 1999, og skal utvikle systemer for produksjon, lagring og distribusjon av hydrogen. Hydrogen skal produseres ved vannelektrolyse ved hjelp av geotermisk kraft.

I European Integrated Hydrogen Project II har i alt 20 europeiske selskaper har gått sammen i et prosjekt som skal utarbeide forslag til reguleringer/bestemmelser vedrørende introduksjon av hydrogenkjøretøyer og hydrogenfyllestasjoner i Europa. Prosjektet vil gå over tre år fra februar 2001, og er støttet av EU-kommisjonen.

Hynet er et europeisk nettverk for hydrogen for aktører fra europeisk industri og forskningsinstitutter. Hynet ble startet etter initiativ fra Norsk Hydro, Shell og BP og mottar driftsstøtte fra Europa-kommisjonen som et tematisk nettverk over tre år. Nasjonale hydrogenorganisasjoner har vært aktive i blant annet USA og Japan i flere år, og noen få land i Europa. Det er behov for en handlekraftig og enhetlig hydrogenorganisasjon også i Europa for å fremme hydrogen som et fremtidig alternativt produkt til energimarkedet.

10.6.3 Aktiviteter i USA

I USA har Department of Energy etablerte et hydrogenprogram med fokus på FoU, demonstrasjon og introduksjon av teknologier for hydrogen produksjon, lagring og bruk. Målet er å gjøre hydrogen til en kostnadseffektiv energibærer innenfor stasjonære applikasjoner og transportsektoren. Aktivitetene inkluderer:

• forskningsprosjekter på hydrogenproduksjon basert på fornybare energikilder og fra naturgass (senke kostnadene)

• utvikle systemer for distribuert elproduksjon basert på fornybare energikilder med hydrogen som lagringsmedium.

• demonstrere fyllestasjoner for hydrogendrevne kjøretøy

• utvikling av teknologier for produksjon av hydrogen direkte fra sollys og vann

• støtte introduksjon av sikre og pålitelige hydrogenbaserte energisystemer, inklusive etablering av koder og standarder for hydrogenteknologier.

• Mer informasjon finnes på.

  http://www.eren. doe.gov/hydrogen/

10.6.4 Aktiviteter i Japan

We-Net – World Energy Network – er et langsiktig Japansk prosjekt som går i perioden 1993-2020. Prosjektet går i regi av NEDO (New Energy and Industrial Technology Development Ornanization) og er et felles industri-, univesitet/institutt- og myndighetssamarbeid. Prosjektet fokuserer på FoU av ulike hydrogenteknologier, med et mål om å nå et globalt marked innen 2030. Prosjektet er delt i tre faser, der man i fase I (1993-2000) hadde som mål å etablere basisteknologier innenfor spekteret hydrogen produksjon, distribusjon, lagring og bruk. I fase II (2000-2006) skal det bygges fasiliteter i Japan for å demonstrere teknologier for produksjon, lagring og bruk av hydrogen. I februar 2002 for eksempel, ble 2 hydrogen fyllestasjoner åpnet. I fase III (2006-2020) skal teknologiene implementeres, pilot- og fullskala anlegg bygges, og teknologiene spres globalt.