Del 4
Utfordringer og muligheter knyttet til ­miljøvennlige naturgassanvendelser i Norge

11 Relevante rammebetingelser for nye miljøvennlige naturgassteknologier

11.1 Innledning

I dette kapittelet gis det en gjennomgang av rammebetingelser som er særlig relevante for nye miljøvennlige anvendelser av gass. Det er lagt særlig vekt på å beskrive dagens organisering av støtte til forskning og utvikling, introduksjon av naturgass og investeringer i infrastruktur for naturgass. Av andre relevante rammebetingelser er det gitt en omtale av støtten som gis til andre teknologier (nye fornybare), samt en gjennomgang av CO₂-avgiften og øvrige virkemidler for å redusere utslipp av klimagasser og lokal luftforurensing. I tillegg beskrives relevante EØS-direktiver og regler, med særlig vekt på reglene for offentlig støtte.

11.2 Støtte til forskning og utvikling

Forskning i skjæringsfeltet energi og miljø er et av regjeringens satsingsområder. Samtidig er det et mål å ta i bruk en større del av gassressursene innenlands. Dette har ført til økt offentlig fokus på forskning og utvikling knyttet til miljøvennlige gassteknologier, i første rekke teknologier knyttet til miljøvennlig gasskraft og hydrogen. Blant annet sier regjeringen i Sem-erklæringen at «Samarbeidsregjeringen vil øke den offentlige forskningsinnsatsen knyttet til bruk av naturgass og hydrogen» og videre at «Bevilgningen via Norges forskningsråd til energiforskning økes med 100 mill. kr. over 2 år. Forskningsprogrammene skal blant annet omfatte renseteknologi, energieffektivitet og kommersiell anvendelse av CO₂.»

Det er Norges forskningsråd som ivaretar den offentlige satsingen på området. Aktivitetene i Forskningsrådet er organisert i strategiske og brukerstyrte programmer. Strategisk forskning er et virkemiddel for å stimulere til langsiktig faglig utvikling innen et forskningsinstitutt eller universitet, eller på et spesielt fagområde. Gjennom støtte til brukerstyrt forskning, skal det stimuleres til økt verdiskaping og konkurransekraft i næringslivet, der brukerne, som kjenner markedsbehovene og hvor mulighetene for suksess og vekst ligger, er med på å sette premisser for forskningen.

Forskningsrådets satsing på renseteknologi for gasskraftverk var tidligere dekket av KLIMATEK-programmet (utvikling av teknologier for reduksjon av klimagassutslipp), mens satsingen på hydrogen lå innenfor NYTEK-programmet (utvikling av effektive og nye fornybare enegiteknologier). Disse områdene inngår nå som en del av programmet «Energi, miljø, bygg og anlegg». Andre programmer som er relevante i forhold til nye miljøvennlige naturgassanvendelser i Norge, er i første rekke «Energi for fremtiden» og SAMSTEMT («Samfunnsfaglige studier av energi, miljø og teknologi«). I tillegg berører programmene «Olje og gass» og «Katalyse og organisk syntetisk kjemi» problemstillingen, men det er mer indirekte, slik at disse ikke omtales her.

Energi, miljø, bygg og anlegg (EMBa)

EMBa (2002-2009) er et brukerstyrt program med et budsjett på om lag 180 mill kroner det første året. Programmet har som hovedmål å utnytte og foredle norske naturressurser og infrastruktur på en effektiv og miljøvennlig måte. Samtidig skal det gis støtte til forsknings- og teknologibasert næringsutvikling med høyt verdiskapningspotensiale og forsknings- og kompetansemiljøer som kan betjene energiforsyningen, næringslivet og myndighetene. Støtten gis som tilskudd til:

• brukerstyrte innovasjonsprosjekter der næringslivsaktører kan søke om opp til 50 prosent støtte til prosjekter med et klart verdiskapningsfokus, og til

• kompetanseprosjekter med brukermedvirkning der det kan gis opp til 80 prosent støtte til prosjekter med fokus på felt der næringslivet ser behov for å utvikle kompetanse i forskningsinstitutt eller universitet.

Energi-, miljø- og bygg og anleggsbransjen representerer hver for seg tre separate næringsklynger, hvor det inngår flere fullstendige nasjonale verdikjeder fra uttak av naturressurser til sluttforbruk. Disse næringsklyngene har imidlertid stor grad av samvirke, ved at de ofte er underleverandører til hverandre. Oppsummert vil EMBa-programmet dekke:

• Energi: Energisystemer (herunder handel, nett med videre), vann- og gasskraft, nye fornybare energikilder, energibruksteknologi (herunder bruk av naturgass til energiformål, ikke storskala gassprosessering)

• Klima og miljø: Reduksjon av klimagasser fra industri, samt miljø som konkurransefaktor for aktørene i sektoren.

• Bygg og anlegg: Forvaltning, infrastruktur, konstruksjon, utforming, samt materialbruk og prosesser for bygg, anlegg og eiendomsforvaltning.

I programplanen er det identifisert som en viktig utfordring å øke bruken av naturgass, både til energiformål og som ressurs til andre formål. I et slikt bilde vil nye teknologier og løsninger for utnyttelse av naturgass står sentralt. Programmet har i forhold til dette skilt ut noen sentrale temaområder som prosjektene skal adressere:

• Gasskraft med minimale CO₂-utslipp. Programmet tar inn over seg debatten om gasskraft i Norge. Økt utnyttelse av gasskraft basert på løsninger med CO₂ fjerning krever en forsknings- og utviklingsmessig fokus på nye løsninger og kompetanse både for å skille ut og deponere CO₂.

• Hydrogen. Det er store utfordringer som må løses langs hele verdikjeden produksjon, lagring, transport og sluttbruk. Viktige FoU-utfordringer er knyttet til produksjon av hydrogen fra naturgass, produksjon ved vannelektrolyse, lagring i faste hydrogenbærere, brenselsceller for bruk av hydrogen, relevant materialforskning og systemanalyse knyttet til hydrogen, herunder sikkerhetsproblematikk.

• Småskala bruk av naturgass til energiformål. Forskningstemaene vil blant annet være knyttet til småskala produksjon og distribusjon av LNG, gassdistribusjonsteknoliger, og sluttbrukerteknologier så som effektiv og miljøvennlige brennesystemer, småskala gassturbiner, fremdriftssystemer basert på gass (for eksempel marin fremdrift), brenselceller, etc.

Energi for fremtiden

Energi for fremtiden (2000-2006) er et strategisk program med et årlig budsjett på om lag 10 mill kroner. Programmets hovedmål er å utvikle kompetanse av betydning for utdanning, forskning og næringsutvikling som kan fremme utviklingen av et bærekraftig energisystem, karakterisert ved bl.a. energimessig fleksibilitet, diversitet, effektivitet og riktig kvalitet til riktig formål. Samspillet mellom ulike energiressurser er viktig der fornybare energikilder og naturgass står sentralt.

Programmet dekker langsiktig, grunnleggende forskning innenfor energifeltet, og retter seg primært mot universitetsmiljøene og instituttene. Programmet skal i første rekke støtte doktorgradsprosjekter som relaterer seg til områdene systemutforming, sluttbrukerforkusering, distribuert lokal produksjon og sentral energi- og effektilgang.

Et av programmets delmål er å øke verdiskapingen for norsk naturgass gjennom satsing på grunnforskning og forskerutdanning innenfor gassteknologi på områder av betydning for norsk samfunn og næringsliv.

Sentrale FoU-oppgaver i programmet vil være innenfor blant annet følgende områder:

• Hydrogen som energibærer (storskala lagring av hydrogen, miljøvennlig produksjon av hydrogen)

• Lagring/omvandling av energi (småskala hydrogenlagring, materialer, termisk lagring, brenselsceller)

• Energitransport (blant annet avansert gasstransport)

• Dekarbonisering og hydrogenproduksjon fra naturgass

• CO₂-fri kraftproduksjon / gasseparasjon (Dekar­bonisering av naturgass for fremstilling av kraft, hydrogen og andre energibærere)

Samfunnsfaglige studier av energi, miljø og teknologi (SAMSTEMT)

SAMSTEMT går i perioden 2001-2010, og har et årlig budsjett på om lag 11 mill kroner. Programmets overordnede mål er å utvikle samfunnsfaglig kunnskap om energi, miljø og teknologi som kan gi grunnlag for utformingen av en politikk for bærekraftig utvikling på energiområdet. Forskningen skal gi økt kunnskap om rammebetingelser for en norsk politikk knyttet til produksjon og bruk av energi i Norge og i et regionalt og globalt perspektiv, og om hvordan virkemidlene kan utformes best mulig. Programmet skal bygge opp og videreutvikle den samfunnsvitenskapelige kompetansen i skjæringsfeltet mellom energi og miljø ved norske forsknings- og utdanningsinstitusjoner – og dermed bidra til at gode kandidater på feltet tilføres forskning, undervisning og brukere av forskningsbasert kunnskap.

Programmet er orientert mot mer langsiktige grunnleggende problemstillinger innenfor tre relativt brede hovedtemaer:

• Energimarked og energibruk

• Teknologiske valg, energiplanlegging og infrastruktur

• Internasjonale miljøavtaler og klimapolitikk

Forskningsbehovene programmet identifiserer knytter seg blant annet til rammebetingelser for utnyttelse av gass i norsk energiforsyning, særlig i lys av forpliktelser etter Kyotoprotokollen og utviklingen av mekanismer for eksempel kvotehandel og felles gjennomføring.

11.3 Støtte til introduksjon av naturgass

NVE har siden 1996 hatt en støtteordning for økt bruk av naturgass i den norske energiforsyningen. Støtten har vært på om lag 6 mill kroner per år og har vært rettet inn mot kunnskapsoppbygging, introduksjon av teknologi for gassanvendelse og stimulering av norske teknologi- og utstyrsleverandører. Midlene har blant annet gått til utredninger og investeringer i ulike teknologier for introduksjon av gass.

Fra 1. januar 2002 overtok Enova det ansvar som NVE har hatt angående introduksjon av nye energiteknologier, inklusive naturgass. Enova ble stiftet 22. juni 2001, for å bidra til å styrke arbeidet med en miljøvennlig omlegging av energibruk og energiproduksjon. Enova skal ta initiativ til og fremme mer effektiv energibruk, produksjon av ny fornybar energi og miljøvennlig bruk av naturgass. Satsingen på direkte bruk av gass vil utgjøre en begrenset del av fondet. Foretaket skal ha en markedsnær pådriverrolle i utviklingen av tjenester og produkter knyttet til bruk og tilgang på miljøvennlig energi.

Enovas virksomhet finansieres gjennom et energifond. Fondet vil få inntekter fra et obligatorisk påslag på nettariffen på 0,3 øre per kWh, og fra ordinære bevilgninger over statsbudsjettet. Inntektene til energifondet anslås til om lag 500 mill kroner på årlig basis. Enova skal selv finne praktiske løsninger og forvalte midlene på en slik måte at de overordnede energipolitiske målene blir nådd på en mest mulig kostnadseffektiv måte.

Strategien for Enovas arbeid når det gjelder introduksjon av naturgass i den norske energiforsyningen er ikke ferdig utarbeidet. Olje- og energidepartementet har imidlertid tidligere gjort rede for hva Enova kan bruk midler på når det gjelder naturgass, jf. Ot. prp. nr. 35 (2000-2001):

«Naturgass har ein naturleg plass i ei heilskapleg og framtidsretta omlegging av energisektoren, jf. Innst. S. nr. 122 (1999-2000) der fleirtalet ønskjer auka innanlands bruk av naturgass. Departementet er oppteke av å sikre ei robust og fleksibel energiforsyning, og at fondsmidlane blir brukte på ein effektiv måte. Det føreset at ulike energikjelder blir vurderte opp mot kvarandre slik at det best eigna alternativet, ut frå lokale tilhøve, miljø og samfunnsøkonomi, blir valt i kvar enkelt situasjon. Satsinga på naturgass bør derfor sjåast i samanheng med alternative tiltak. Departementet ønskjer å presisere at fondsmidlar til naturgass for energiformål vil utgjere ein avgrensa del av fondet sin samla ressursbruk. Fondsmidlane skal ikkje brukast til å støtte produksjon av elektrisitet basert på naturgass.»

Videre har flertallet i energi- og miljøkomiteen beskrevet hva Energifondets midler skal kunne benyttes til og hva de ikke skal benyttes til, jf. Innst. O. 59 (2000-2001):

«Det er komiteens syn at satsing på naturgass også hører med som en del av omleggingen i tiden som kommer. Dette skyldes at naturgass i likhet med nye fornybare energikilder i flere tilfeller kan erstatte andre og mer forurensende energikilder.»

«Komiteens flertall……viser til at støtte til naturgassprosjekter må tildeles på grunnlag av at det kan dokumenteres en klar miljøgevinst både lokalt og i forhold til globale klimagassutslipp.»

«Komiteen er enig i departementets presisering om at fondsmidlene ikke skal brukes til å støtte produksjon av elektrisitet basert på naturgass, og viser til at Regjeringen i Ot. prp. nr. 35 (2000-2001) sier: «Departementet ønsker å presisere at fondsmidler til naturgass for energiformål vil utgjøre en avgrenset del av fondet sin samlede ressursbruk». Komiteen mener dessuten at store infrastrukturprosjekter knyttet til gass må finansieres over statsbudsjettet.»

Disse muligheter og begrensninger vil prege det arbeid som Enova skal utføre ved hjelp av midlene på energifondet. Enova vil selv ha ansvar for å sørge for at det arbeid som utføres ligger innenfor de retningslinjer som er opptrukket fra departementet og Stortinget. For Enovas del vil det være viktig å få et samlet grep om hvilke områder og hvilke deler av energisystemet hvor gass utgjør en naturlig del og hvor det supplerer øvrige energibærere. Enova vil gjennomføre studier som karakteriserer energitilgang og energibruk i Norge som grunnlag for dette. Viktige elementer i systemanalyser er miljøeffekter av de tiltak som introduseres.

På bakgrunn av dette, har Enova satt som hovedmål en miljøvennlig introduksjon av gass:

• knyttet til systemforståelse

• erstatte andre energibærere som gir miljømessig gevinst lokalt og globalt

• skape robuste systemer bygget på faglig fundert kunnskap

• miljøvennlig gasskraftproduksjon, men ikke konvensjonell gasskraft.

Aktuelle arbeidsfelt når det gjelder miljøvennlig bruk av naturgass er:

• flytte bruk av mineraloljer over til naturgass

• kraftvarmeverk (kogenanlegg) , både elproduksjon og fjernvarme eller prosessvarme til industrien

• transportsektoren over fra bensin/diesel til gass.

Også konvertering av naturgass til hydrogen er en problemstilling som Enova vil følge opp.

Overgripende studier av kost/nytte effekter og energieffektive løsninger vil danne grunnlag for strategiske føringer og beslutninger for Enova. I så måte er det viktig å utvikle de eksisterende virkemidler ovenfor gass til å bli en del av en overgripende systemforståelse for hvor det er hensiktsmessig og riktig å introdusere gass i den norske energiforsyningen.

I sin forvaltning av fondsmidler vil Enova også måtte ha et nært samarbeid med Norges forskningsråd og andre aktører som gir støtte til naturgass.

11.4 Støtte til investeringer i infrastruktur for naturgass

Som en del av budsjettforliket for 2001 ble bevilgningene til infrastruktur for naturgass skilt ut som egen budsjettpost forvaltet av NVE. For 2001 ble det øremerket 20 mill kroner til bygging av et gassrør i Bergensområdet over denne posten. Dette prosjektet ble terminert i desember 2001 og ubrukte midler ble trukket tilbake.

I budsjettet for 2002 ble det gitt tilsagn for inntil 50 mill. kroner til introduksjon av naturgass; 30 mill kroner bevilges over budsjettposten samt at det ble gitt tilsagnsfullmakt på 20 mill. kroner. Bevilgningen og tilsagnsfullmakten skulle sikre videreføring og realisering av Bergens-røret. I tillegg skulle det være rom for andre prosjekter. I og med at Bergens-prosjektet ble terminert, skriver energi- og miljøkomiteen i B.innst. S nr. 9 (2001-2002):

«Komiteens flertall, medlemmene fra Høyre, Sosialistisk Venstreparti, Kristelig Folkeparti og Senterpartiet, mener på bakgrunn av dette at midlene under kap. 1825 post 74 skal disponeres av departementet, og ikke av ENOVA SF, inntil spørsmålet om innenlands bruk av naturgass er avklart i forbindelse med behandlingen av den varslede Stortingsmeldingen om bruk av naturgass.»

11.5 Støtte til nye fornybare energikilder

I hvilken grad nye miljøvennlige gassteknologier skal kunne bidra til økt anvendelse av naturgass i Norge, vil også være avhengig av i hvilken grad disse teknologiene er i stand til å konkurrere med andre konkurrerende teknologier. Det betyr at støtte til introduksjon av naturgass også må ses i sammenheng med eventuell støtte til introduksjon av andre energikilder. I første rekke vil dette være nye fornybare energikilder.

I forhold til dette sier Sem-erklæringen:

«For å fremskynde CO₂-frie gasskraftverk innføres det en tidsbegrenset støtteordning for produksjon av slike gasskraft tilsvarende refusjon av hel el-avgift på 2002-nivå. Det forutsettes at ordningen kan gjennomføres innenfor rammen av EØS-avtalen. På det tidspunkt CO₂-frie gasskraftverk realiseres, innføres samme vilkår for produsenter av nye fornybare energikilder (bioenergi, vindkraft mv.).»

Støtten til introduksjon av nye fornybare energikilder blir i dag ivaretatt av Enova, jf. kapittel 12. Virkemidlene Enova bruker er hovedsakelig knyttet til infrastrukturtiltak gjennom varmeanleggsordningen, samt introduksjonstiltak gjennom programmene bedriftsspesifikk teknologiintroduksjon, miljøvennlig introduksjon av gass og investerings- og produksjonsstøtte til vindkraft. Et viktig kriterium i virkemiddelbruken har vært størst energitilgang per støttekrone.

Økt bruk av varme basert på fornybare energikilder i energidistribusjonen er av regjeringen målsatt til 4 TWh innen 2010. Den eksisterende varmeanleggsordningen har bidratt til å realisere potensiale for bruk av varme. En investeringsstøtte på i størrelsesorden 15-25 prosent har vært gitt til anlegg for uttak, produksjon og distribusjon av varme fra avfall, biologisk brensel, overskuddsvarme fra industriprosesser, bruk av varmepumper, geovarme og solvarme. Enova vil bearbeide denne ordningen slik at man bidrar til å gjøre virkemiddelbruken mer målrettet og effektiv.

For å bidra til å nå regjeringens mål om 3 TWh vindkraft innen 2010, er det ordninger med investeringsstøtte tilsvarende maksimalt 2 millioner kroner pr. installert MW. I tillegg gis det produksjonsstøtte tilsvarende halv el-avgift. Bevilgningen til produksjonsstøtte er en egen post på statsbudsjettet, mens investeringsstøtte går via energifondet.

Programmer for introduksjon av tilgjengelige teknologier som effektiviserer energibruken generelt er et annet element i Enovas virksomhet. Prosjekter omfatter teknologier som dekker både byggesektoren og industriprosesser. For den industrielle sektor er det lagt vekt på gjenbruk av varme i den spesifikke prosess, i det industrielle anlegg og til fjernvarme (vannbåren varme).

Enova viderefører virkemidlene i 2002 i justert form i forhold til slik NVE forvaltet virkemidlene. I løpet av første halvår 2002, i forbindelse med inngåelse av langsiktig avtale med OED, vil Enova introdusere målrettede endringer i virkemiddelbruken. Videre viser evalueringer av gjeldende ordninger at man, for å fremme fleksibel bruk av energi til varme, har en del barrierer som kan overbygges ved endringer i eksisterende regelverk. Her vil Enova komme med forslag til endringer som kan sikre større effektivitet.

11.6 Reglene om offentlig støtte i EØS-avtalen

Bestemmelsene om offentlig støtte i EØS-avtalen innebærer at all offentlig støtte til næringslivet, som vrir eller truer med å vri konkurransen, er forbudt i den grad handelen mellom EØS-landene påvirkes. Regelverket inneholder imidlertid flere generelle unntaksbestemmelser, samt muligheter til å gi dispensasjoner i enkelttilfeller.

EFTAs overvåkningsorgan (ESA) er ansvarlig for en korrekt gjennomføring av EØS-avtalens regler om offentlig støtte. Alle planer om innføring av nye offentlige støttetiltak utenom eksisterende støtteordninger, skal derfor forhåndsmeldes til ESA for godkjenning. Det samme gjelder endringer i eksisterende ordninger. Nye støttetiltak/endringer kan ikke iverksettes før tiltaket er godkjent av ESA.

For at støtten skal omfattes av støttebestemmelsene i EØS-avtalen, må fire vilkår være oppfylt:

1. Støtten må være gitt av staten eller av offentlige midler i enhver form (offentlig støtte).

2. Støtten må vri konkurransen eller true med å vri konkurransen.

3. Støtten må begunstige enkelte foretak eller produksjonen av enkelte varer.

4. Støtten må være egnet til å påvirke samhandelen mellom EØS-landene (avtalepartene).

Alle fire vilkårene må være oppfylt for at støtten skal rammes av støtteforbudet. Dersom ett av vilkårene ikke er oppfylt, vil støtten ikke komme i konflikt med EØS-regelverket. For vilkår 2 om konkurransevridning er det ikke nødvendig å påvise en faktisk konkurransevridning. Det er tilstrekkelig å påvise at støttetiltaket gir en finansiell fordel som kan vri konkurransen. Vilkår 2 og 3 henger ofte sammen: Konkurransevridning oppstår gjerne ved at støttetildelingen er selektiv, dvs. at den begunstiger enkelte bedrifter eller produksjonen av enkelte varer. Når det gjelder vilkår 4, «påvirkning av samhandelen», er muligheten, for at støtten kan påvirke konkurransen mellom potensielle konkurrenter i andre EØS-land tilstrekkelig. Det skal med andre ord lite til før slik påvirkning anses å foreligge når først konkurransevridning er konstatert.

Avtalen omfatter all støtte som ytes fra offentlige kilder. Med statsmidler forstås derfor også støtte bevilget av eller på vegne av kommuner eller fylkeskommuner. Dette gjelder uavhengig av om det er et offentlig eller privat organ som fordeler midlene. Som «støtte» regnes alle økonomiske tiltak som gir finansielle fordeler til bestemte bedrifter eller bestemte deler av næringslivet. Avtalen omfatter støtte gitt i enhver form.

Her følger noen eksempler på hva støttebegrepet omfatter:

• direkte økonomisk tilskudd

• lån med f.eks. rentefordeler eller andre gunstige vilkår

• tilførsel av aksjekapital på ikke-kommmersielle vilkår

• offentlige garantier gitt på ikke-kommersielle betingelser

• manglende avkastning på aksjer eid av offentlige myndigheter, eller avkall på utbytte eller gevinster tilknyttet offentlige myndigheters eierandeler i private bedrifter

• salg av grunn, bygg, varer eller tjenester under markedspris

• skatt- eller avgiftsfordeler gitt til enkeltbedrifter eller utvalgte deler av næringslivet

Tiltak i form av infrastruktur eller liknende som er tilgjengelig for offentligheten regnes vanligvis ikke som offentlig støtte.

Driftsstøtte og investeringsstøtte

Investeringsstøtte til en rekke ulike formål tillates, mens det generelt er liten adgang til å gi driftsstøtte. Skillet mellom driftsstøtte og investeringsstøtte er derfor et grunnleggende skille i støtteregelverket.

Støtte som gis uavhengig av økonomiske bidrag fra foretaket selv, for eksempel ytelser i form av investeringer eller opprettelse av nye arbeidsplasser, regnes vanligvis som driftsstøtte. Det samme vil være tilfellet med alle former for støtte uten insentiveffekter mht. at foretaket medvirker til å oppnå bestemte formål, dvs. støtte som kun bidrar til å redusere foretakets løpende kostnader.

EØS-avtalens regler om offentlig støtte forbyr i utgangspunktet driftsstøtte. Det foreligger imidlertid visse begrensede unntak fra dette forbudet i forbindelse med støtte til regional utvikling, miljøtiltak, krise og omstrukturering, og sysselsetting og opplæring. Bagatellmessig støtte kan i prinsippet ytes som driftsstøtte i og med at slik støtte som hovedregel kan ytes uten begrensninger. Støtte til eksport er generelt forbudt. Med «eksportstøtte» menes enhver støtte som er direkte knyttet til eksportvolum, opprettelse og drift av distribusjonsnett eller løpende utgifter knyttet til eksport-virksomhet. Eksportstøtte er heller ikke tillatt når støtten utgjør et mindre beløp om bagatellmessig støtte.

Kumulasjon: Når et gitt prosjekt får støtte fra mer enn en støtteordning/kilde, må støtten kumuleres slik at man kan vurdere effekten av den samlede (kumulerte) offentlige støtten til prosjektet. Når det ytes støtte til et prosjekt fra flere støttekilder, må det påses at den høyeste av de tillatte støttegrenser ikke overskrides.

Med støtteordning forstås et sett av regler som tillater at tilsagn om tildeling av støtte kan gis til bestemte foretak som er definert på bakgrunn av generelle og abstrakte kriterier. Det samme gjelder et hvilket som helst sett av rettsregler som gir grunnlag for tildeling av støtte, som ikke er knyttet til noe bestemt prosjekt, som er til fordel for en eller flere foretak uten at støtten er avgrenset med hensyn til størrelse eller i tid.

Norge er i utgangspunktet forpliktet til å forhåndsmelde alle planer om nye støttetiltak samt endringer i eksisterende tiltak til ESA. Endringer i eksisterende støtteordninger skal meldes. Dette gjelder også budsjettendringer. Unntatt er økning i det årlige budsjettet som ikke overstiger 20 prosent av det opprinnelige beløp. Varigheten til en tidsbegrenset ordning kan ikke forlenges uten forhåndsmelding. Normalt er det imidlertid bare nye støtteordninger, endringer i eksisterende ordninger samt enkeltstående støttetildelinger utenfor eksisterende ordninger som behøver å meldes. Når en støtteordning har blitt godkjent av ESA er det normalt ikke nødvendig å melde enkelttildelinger innenfor ordningen. Det er imidlertid meldeplikt for enkelttildelinger vedrørende store forsknings- og utviklingsprosjekter (FoU), for støtteordninger uten spesifikt formål, for store regionale investeringsprosjekter og store samlede tildelinger av opplæringsstøtte til enkelte foretak. Alle tildelinger av offentlig støtte til kriserammede foretak skal meldes til ESA, uavhengig om dette skjer gjennom en eksisterende ordning eller om det finansieres på annen måte.

Unntaksordninger

EØS-avtalen forbyr i utgangspunktet konkurransevridende støtte til næringslivet. Det er imidlertid gitt en rekke unntak fra dette forbudet:

• Det er definert en nedre terskelverdi for hva som regnes som konkurransevridende støtte, se om bagatellmessig støtte. Støtte under denne terskelverdien er fritatt for meldeplikten til ESA.

• Videre eksisterer det flere unntak fra forbudet mot konkurransevridende støtte. Støtte til små og mellomstore bedrifter (SMB), støtte til forskning og utvikling (FoU), regional støtte og støtte til miljøtiltak er blant de viktigste unntakene. Muligheten for at et støttetiltak faller inn under en slik unntaksregel, fritar ikke tiltaket fra meldeplikten.

• Støtte til såkalte «sensitive sektorer» omfattes imidlertid ikke av de generelle unntaksreglene. Det finnes særskilte regler som skal benyttes på disse områdene. De aktuelle sektorene er skipsbygging, syntetisk fiberindustri, stålindustri, motorvognindustri og transportsektoren.

• Det er også gitt særskilte regler for beregning av støtte.

Støtte til forskning og utvikling

I regelverket skilles det mellom tre typer forskning og utvikling: grunnforskning, industriell forskning og utviklingsaktiviteter før konkurransestadiet.

• Med «grunnforskning» menes virksomhet som har til formål å utvide den vitenskapelige og tekniske kunnskap, og som ikke er knyttet til industrielle eller kommersielle formål.

• «Industriell forskning» omfatter planmessig forskning eller kritiske undersøkelser som har til formål å vinne ny kunnskap, med sikte på å utnytte denne kunnskap til utvikling av nye produkter, produksjonsprosesser eller tjenester – eller til en vesentlig forbedring av disse.

• «Utvikling før konkurransestadiet» omfatter virksomhet der resultatene fra industriell forskning omsettes i en plan, et prosjekt eller et utkast til nye forbedrede produkter, produksjonsprosesser eller tjenester. Kategorien omfatter også utvikling av en første prototype som ikke kan utnyttes kommersielt.

I utgangspunktet kan industriell forskning støttes med inntil 50 prosent. Til utvikling før konkurransestadiet tillates inntil 25 prosent støtte. For visse særlige tilfeller av grunnforskning, kan det tildeles støtte med inntil 100 prosent. Forprosjekter (tekniske forundersøkelser) til «industriell forskning» og «utvikling før konkurransestadiet» kan støttes med inntil henholdsvis 75 prosent og 50 prosent. Kostnader forbundet med søknad om eller opprettholdelse av patenter for små og mellomstore bedrifter kan støttes med samme nivå som den FoU-aktivitet som har dannet grunnlag for patentet.

Regelverket åpner for høyere støtteintensitet i noen tilfeller. Til små og mellomstore bedrifter kan støttenivået økes med inntil 10 prosentpoeng. Videre kan det gis et tillegg for støtte i de regionalpolitiske områdene.

Støtte til miljøtiltak

ESA vedtok nye retningslinjer til miljøstøtte 21. mai 2001.

Det tillates inntil 15 prosent støtte til investeringer for å tilpasse eksisterende produksjonsutstyr til nye obligatoriske miljøkrav. Slik støtte kan bare gis til bedrifter som har vært i drift i minst to år før de obligatoriske miljøkrav trådte i kraft. I det regionalpolitiske virkeområdet kan støttenivået heves ytterligere, opp til de støttetak som gjelder for investeringsstøtte i det regionale virkeområdet. Det tillates inntil 30 % støtte til investeringer som gjør det mulig å oppnå en bedre miljøeffekt enn det som er pålagt gjennom obligatoriske krav. Økningen i støtteintensitet må imidlertid stå i forhold til økningen i miljøeffekten. I begge de ovennevnte tilfeller tillates det ytterligere 10 prosentpoeng støtte til små og mellomstore bedrifter.

Støtte på inntil 50 prosent kan gis til veiledning/opplæring i miljøtiltak til små og mellomstore bedrifter i sentrale strøk. Innenfor det regionalpolitiske virkeområdet kan slik støtte også gis til store bedrifter.

Regelverket for støtte til miljøformål åpner i særlige unntakstilfeller for støtte til dekning av løpende utgifter. Blant annet kan det under gitte forutsetninger gis midlertidig kompensasjon eller avgiftslette ved innføring av nye miljøskatter.

Foretak

EØS-avtalen sidestiller offentlige og private foretak og er derfor nøytrale i forhold til spørsmål om eiendomsrett. Reglene er således ikke til hinder for foretak med delvis privat og delvis offentlig eierskap. Prinsippet om likebehandling av private og offentlige foretak innebærer at reglene om statsstøtte også gjelder for offentlige foretak. For å sikre at prinsippet om likebehandling overholdes, må eventuell støtte vurderes med utgangspunkt i om de vilkår som gjelder når man tildeler midler til offentlige foretak, er mer gunstige enn de vilkår en privat investor ville akseptere for å stille midler til rådighet for et tilsvarende privat foretak ut fra normale markedsøkonomiske vilkår. Dette kalles markedsinvestorprinsippet og innebærer utøvelse av skjønn.

Kapitaltilførsel og investeringer

Kapitaltilførsel betraktes som støtte når tilførselen skjer på vilkår som ikke ville blitt akseptert av en investor som foretar sine transaksjoner på normale markedsvilkår. Dersom avkastning på kort sikt ikke er forventet og en akseptabelt avkastning heller ikke er sannsynlig på lang sikt, og foretaket ikke gjør noe for å avhjelpe situasjonen, kan det legges til grunn at foretaket indirekte mottar offentlig støtte, fordi staten gir avkall på den inntjening en investor i en markedsøkonomi ville forvente av en tilsvarende investering.

Garantier: Garantier kan utgjøre statsstøtte. Støtteelementet ved garantier tilsvarer differansen mellom den garantipremie som støttemottaker ville måtte betale i et fritt marked og den garantipremie han faktisk betaler.

Lån med høy risiko. Dersom risikoen forbundet med et lån ikke er avspeilet i rentesatsen og den sikkerheten som kreves for lånet, kan det antas at foretaket har en økonomisk fordel av lånet.

Beregning av støtteprosenten

Grensene for tillatt støtte til ulike formål er i de fleste tilfeller fastsatt som støtte målt i prosent av støtteberettigede kostnader (vanligvis investeringsskostnader). Dette omtales som «støtteintensitet». Ved vurdering av støtteordninger ser ESA på den maksimale støtteintensitet som er tillatt til de ulike formål.

Kostnadsgrunnlag ved beregning av støtteintensitet

Ved investeringer regnes både utgifter til grunn, bygninger og maskiner med i kostnadsgrunnlaget. For andre utgifter (FoU, etc.) og særskilte investeringer (miljø) er kostnadsgrunnlaget nærmere spesifisert i regelverket.

Diskontering: Når støtteutbetalinger og investeringskostnader/utgifter fordeles på flere kalenderår, diskonteres både støtteutbetalinger og utgifter til tildelingstidspunktet ved å nytte referanserenten som diskonteringsfaktor (se definisjon av referanserenten ovenfor). Diskonteringen gjøres på grunnlag av kalenderår.

11.7 Rammebetingelser for å redusere utslipp til luft

CO₂-avgiften

CO₂-avgiften er i dag et viktig virkemiddel i norsk klimapolitikk, og dekker om lag 64 prosent av de totale CO₂-utslippene i Norge. CO₂-avgiften er utformet som en produktavgift som ilegges bruk av mineralolje, bensin, kull og koks og utslipp fra petroleumssektoren på sokkelen. Avgiftssatsene varierer etter type fossilt brensel og mellom ulike anvendelser. Denne avgiften ble innført i Norge allerede i 1991, og mange av de rimeligste tiltakene for å redusere utslipp av klimagasser er derfor gjennomført. Dette innebærer at Norge ikke har de samme mulighetene som mange andre land til å gjennomføre rimelige tiltak overfor utslipp av klimagasser innenfor kraftproduksjon.

Øvrige rammebetingelser for å redusere utslipp av klimagasser

De samlede norske utslippene av klimagasser var i 1999 i overkant av 56 millioner tonn CO₂-ekvivalenter. Om lag 30 prosent av de samlede klimagassutslippene var i 1999 knyttet til prosessindustrien på land. Petroleumsvirksomheten bidro i 1999 med 24 prosent av de totale utslippene. Figur 11.1 viser utslippene fordelt på ulike kilder.

Kilde: SSB/SFT.

Utviklingen i de samlede utslippene av klimagasser i Norge fra 1990 til 1999 og fremskrivning av utslippene fram til 2010 i forhold til Norges forpliktelse i Kyotoprotokollen, er gjengitt i tabell 11.1. Den ventede veksten i utslippene frem til 2010 er først og fremst knyttet til CO₂, som vil øke med 36 prosent. Veksten i CO₂-utslippen skyldes i stor grad petroleumsvirksomheten. I tillegg forventes vekst i transportsektoren og i bruken av fyringsoljer.

Kyotoprotokollen

For å oppfylle Norges forpliktelse i Kyotoprotokollen, må de norske utslippene reduseres med 11.1 millioner tonn CO₂-ekvivalenter fra 1990 – 2010. Utslippene fra de planlagte gasskraftverkene på Kollsnes og Kårstø er da inkludert. 1 Dersom utslipp fra det planlagte gasskraftverket på Skogn også inkluderes, vil en måtte redusere utslippene med 13,3 millioner tonn CO₂-ekvivalenter eller 26 prosent i forhold til 1990.

Kilde: St.meld. nr. 54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk.

St.meld. nr.54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk fra juni 2000 er nå til behandling i Stortinget. Den sittende regjeringen har signalisert at den ønsker å legge frem en tilleggsmelding til St.meld. nr.54 (2000-2001) bebudet til mars 2002. Det er forventet at regjeringen i tilleggsmeldingen slutter seg til hovedtrekkene fra St.meld. nr.54 (2000-2001), samtidig som Sem-erklæringen tilsier en styrket klimapolitikk på flere områder. I Sem-erklæringen presiserte regjeringen at:

1. Etableringen av et nasjonalt kvotesystem skal fremskyndes i forhold til forpliktelsesperioden 2008-2012.

2. Det skal iverksettes nye tiltak nasjonalt for å vise demonstrerbar fremgang innen 2005 i henhold til Kyotoprotokollen.

3. En vesentlig del av utslippsreduksjonene skal skje ved nasjonale tiltak.

4. Prinsippet om grønn skatt skal fortsatt benyttes.

Siden regjeringen på nåværende tidspunkt ikke har fremmet for Stortinget den bebudede tilleggsmeldingen, er det uklart hvordan et evt tidlig nasjonalt kvotesystem vil se ut, hvilke andre tiltak regjeringen ønsker å iverksette og hvordan regjeringen ønsker å ivareta klimapolitikken i energi- og petroleumssektoren. Utvalget legger derfor til grunn at rammene for økt bruk av gass i Norge vil skje innenfor et nasjonalt kvotesystem fra 2005/6, at CO₂-avgiften videreføres, samt at en rekke tiltak nasjonalt må iverksettes raskt, utover de som utløses av et evt kvotesystem, skal man klare å vise demonstrerbar fremgang innen 2005.

Det er leverandørindustrien som skal stå for kommersialisering av de nye miljøvennlige naturgassteknologiene, og det er helt avgjørende å få denne type aktører engasjert i teknologiutviklingen på dette feltet. For å få til dette, må leverandørene se et fremtidig internasjonalt marked for disse teknologiene. Dette er igjen sterkt avhengig av internasjonale rammebetingelser og insentiver for å etablere et slikt marked. I den sammenheng står forventningene disse aktørene har til en fremtidig kvotepris helt sentralt.Med dagens teknologistatus for ny miljøvennlige teknologier og fremtidige mulige kostnadsreduksjoner gjennom teknologiforbedringer, vil det kreve en relativt høy kvotepris før denne blir lik alternativ tiltakskostnad. Det er på nåværende tidspunkt svært vanskelig å si konkret hvilken pris utslipp av klimagasser internasjonalt vil ha, både i forpliktelsesperioden 2008-2012, men også før. Europa-kommisjonens forslag til et kvotesystem for klimagasser er for eksempel foreslått å starte allerede i 2005.

I St.meld. nr.54 (2000-2001) Norsk klimapolitikk ble det lagt til grunn et anslag på kvotepris i et intervall på 50-400 NOK/tonn CO₂. Flere analytikere opererer i dag med lavere anslag.

Usikkerheten om nivået på en internasjonal kvotepris under Kyotoprotokollen og protokollens virkninger på internasjonale energipriser er meget stor, og har ikke blitt vesentlig mindre i løpet av 2002. Det faktum at USA ikke ønsker å ratifisere Kyotoprotokollen, reduserer forventningene til en relativt høy kvotepris. En stor kjøper av kvoter falt med dette bort. Dagens utslippsforpliktelser industrilandene har påtatt seg i første forpliktelsesperiode synes for dette segmentet i markedet å ikke være tilstrekkelig til å satse tungt på å utvikle ny, mer miljøvennlig naturgassteknologi. Under dette regimet vil det med dagens prognoser for internasjonal tiltakskostnad for CO₂, fortsatt være vesentlig billigere å slippe CO₂ ut i luften, enn å separere og injisere den i undergrunnen. Der hvor tiltakskostnaden for CO₂ er høy og/eller CO₂ må separeres av helt andre grunner, er her unntak.

Det kan også synes som om leverandørmarkedet er avventende til at nye forhandlingsrunder under FNs klimakonvensjon vil resultere i enda strengere utslippsforpliktelser etter 2012.

Virkemidler for å redusere lokal luftforurensing

Utslipp av SO₂, NOx og NH₃ bidrar til forsuring, og er en av de største truslene mot det biologiske mangfoldet i Norge. Bakkenært ozon oppstår ved utslipp av NOx og flyktige organiske forbindelser (VOC), og kan ved høye konsentrasjoner gi helseskader, skade på vegetasjon, avlinger og materialer. Tilførsel av NOx og NH₃ kan medføre overgjødsling.

Utslipp av svovel skyldes i første rekke forbrenning av fossilt brensel i industri, skip og andre mobile kilder, og utslipp fra prosessindustrien utgjør om lag 60 prosent av utslippene. Norges samlede utslipp av SO₂ var i 1999 28 700 tonn, og det er i framskrivninger uten nye miljøtiltak anslått at utslippene vil være om lag 29 000 tonn i 2010. Dette tilsier at utslippene må reduseres med om lag 7000 tonn eller 24 prosent i forhold til 2000 for å oppfylle forpliktelsen i Gøteborgprotokollen.

Mobile kilder står for størsteparten av de norske NOx-utslippene, og om lag 40 prosent kommer fra kysttrafikk og fiske, som er den største kilden. Veitrafikken utgjør om lag 24 prosent, og petroleumsvirksomheten står for 17 prosent av utslippene. De samlede norske NOx-utslippene gikk ned i perioden 1991-1995, for så å øke fram mot 1999. For å oppfylle forpliktelsene i henhold til Gøteborgprotokollen, må utslippene av NOx reduseres med 28 prosent i forhold til 1999.

Lasting og lagring av råolje er den største kilden til utslipp av nmVOC, og sto i 1999 for 59 prosent av de nasjonale utslippene. Andre viktige kilder er vegtrafikk og industriprosesser som står for henholdsvis 13 og 19 prosent av utslippene. Utslippene er vesentlig høyere enn forpliktelsen i Geneveprotokollen, og det er nødvendig å redusere utslippene med 122 000 tonn, tilsvarende 33 prosent i forhold til 1990, for å overholde den eksisterende forpliktelsen. For fastlandet og den økonomiske sonen sør for 62. breddegrad må utslippene reduseres med 118.000 tonn, tilsvarende 38 prosent. Fremtidige forpliktelser for nmVOC tilsvarer i store trekk eksisterende forpliktelser.

Dagens virkemidler mot svovelutslipp omfatter avgifter på olje, kull og koks, krav om maksimalt svovelinnhold til mineraloljer og utslippstillatelser etter forurensningsloven. Økt bruk av ny miljøvennlig naturgassteknologi vil bety lite for SO₂-utslippene ved bruk av gass fra norsk sokkel. For utslipp av NOx, vil imidlertid ny miljøvennlig naturgassteknologi ha vesentlig betydning.

For utslipp av NOx er dagens bruk av virkemidler utformet med utgangspunkt i St.meld. nr. 41 (1994-95) Om Noregs politikk mot klimaendringer og utslipp av nitrogenoksider (NOx). Det har blant annet vært gjennomført en femårig tilskuddsordning (NOxRED-programmet, 1996-2000) for å utløse tiltak på skip i kysttrafikk. NOx-utslippene fra industrien blir regulert gjennom utslippstillatelser etter forurensingsloven, mens utslipp fra kjøretøy er regulert gjennom kjøretøyforskriftene til vegtrafikkloven. Kravene til kjøretøy er skjerpet i tråd med utviklingen av EUs regelverk på området. Det er for 2000 innført differensiert årsavgift på tunge kjøretøy etter utslippene av blant annet NOx. For petroleumsvirksomheten blir det i forbindelse med behandlingen av plan for utbygging og drift/plan for anlegg og drift (PUD/PAD) etter petroleumsloven lagt til grunn at lav-NOx-brennere blir tatt i bruk ved installering av nye gassturbiner, der slik teknologi er kommersielt tilgjengelig. Det forutsettes uansett at operatøren legger til rette for ettermontering. Myndighetene inngikk i 2001 en intensjonsavtale med Statoil der selskapet forplikter seg til å velge LNG framfor diesel på to nye supplyskip. Utslippene av NOx på de nye skipene vil bli kuttet med 85 prosent i forhold til konvensjonell dieseldrift, og Statoil vil kunne benytte de oppnådde NOx-reduksjoner som de to supplybåtene til enhver til representerer som grunnlag for søknader om tredjemannsløsninger på andre anlegg.

Gøteborgprotokollen

Det internasjonale arbeidet med å redusere disse grenseoverskridende luftforurensningene foregår innenfor rammene av ECE-konvensjonen om langtransportert, grenseoverskridende luftforurensing som ble vedtatt i 1979. Konvensjonen trådte i kraft i 1983, og land fra Europa og Nord-Amerika deltar. Fire ulike protokollem regulere utslipp av SO₂, NOx og nmVOC. I 1999 ble det vedtatt en ny protokoll om reduksjon av forsuring, overgjødsling og bakkenært ozon, Gøteborgprotokollen. Denne er en samleprotokoll for ulike gasser, og regulerer partenes årlige utslip av SO₂, NOx, NH₃ og nmVOC. De maksimale utslippsnivåene som er angitt i protokollen skal overholdes fra og med 2010. Stortinget ga i desember 2000 sitt samtykke til ratifikasjon av Gøteborgprotokollen, jf. St.prp. nr.87 (2000-2001) og Inns.S nr.88 (2000-2001).

Tabell 11.2 gir en oversikt over Norges utslipp i 2000 sammenliknet med de fremtidige forpliktelsene i Gøteborgprotokollen.

Når det gjelder Norges fremtidige forpliktelser i henhold til Gøteborgprotokollen, er det hensiktsmessig at disse følges opp på en helhetlig måte, slik at netto­gevinsten for samfunnet blir størst mulig. Regjer­ingen har bl.a. i St.prp. nr. 87 (1999-2000) om samtykke til ratifikasjon av Gøte­borg­protokollen varslet at myndighetene vil arbeide videre med å utrede tiltak og virkemidler for oppfylling av forpliktelsen i Gøteborg­proto­kollen. Utvalget legger på denne bakgrunn til grunn dagens virkemidler for å redusere lokal luftforurensning, med det forbehold at denne politikken kan endres i nær fremtid.

Tredjepartsløsninger for utslipp av NOx

Utslipp av SO₂, NOx og nmVOC fra stasjonære kilder omfattes av forurensingsloven, og er etter denne loven konsesjonspliktig. Loven omfatter i utgangspunktet samtlige stasjonære kilder, på land og på kontinentalsokkelen. På land gis det for det enkelte anlegg utslippstillatelser, og vedkommende virksomhets miljøbelastning lokalt og regionalt vurderes konkret på bagrunn av en utslippsøknad.

Det er mulig å tenke seg ulike løsninger som åpner for større fleksibilitet, for eksempel slik at flere virksomheter kan fordele utslippsreduksjoner mer kostnadseffektivt seg imellom innenfor et utslippstak. I utslippstillatelsene til de planlagte gasskraftverkene er nettopp en slik tilnærming benyttet gjennom «tredjepartsløsninger». Her gis den enkelte konsesjonshaver anledning til, dersom han ønsker det, å godskrive seg utslippsreduksjoner han får utført andre steder enn på eget anlegg.

Det kan være en glidende overgang fra utstedelse av enkeltkonsesjoner via en mer fleksibel konsesjonspraksis til et mer avansert system for kvotehandel. Utvalget velger imidlertid å forholde seg til den praksis som nå er etablert i forhold til konsesjonsbehandlingen av de tre planlagte gasskraftverkene.

EØS-relevante direktiver

Også relevante EØS-direktiver, som allerede er eller i nær fremtid vil bli en del av norsk lovgivning, utgjør en del av rammeverket for økt bruk av miljøvennlige naturgassanvendelser i Norge.

• EUs direktiv om integrert forebygging og begrensning av forurensning («Integrated Pollution Prevention and Control», IPPC) fra 1996 gjelder også for Norge. Direktivet gjelder for nye virksomheter fra 30.oktober 1999, mens det for eksisterende anlegg er en frist på 8 år til å gjennomføre direktivet, dvs til 2007. Direktivet setter krav til medlemslandenes behandling av forurensende industri. Særlig skal industrianlegg pålegges rensekrav på grunnlag av individuell konsesjonsbehandling. Denne skal behandle alle miljøvirkninger under ett. Direktivet krever også at de tiltak som gjøres for å redusere utslippene fra virksomheten, skal bygge på anvendelsen av «beste tilgjengelige teknikk». Dette kravet er utformet slik at også økonomiske forhold skal komme i betraktning.

• Europaparlamentets og Rådets direktiv 2001/80/EF om begrensning av utslipp av visse luftforurensninger fra store forbrenningsanlegg begrenser utslipp av visse typer luftforurensninger fra store forbrenningsanlegg. Direktivet setter skjerpede utslippskrav for både nye og eksisterende 2 anlegg med en samlet tilført bruttoeffekt på over 50 MW. Dette inkluderer landbaserte gassturbiner, og biomasse er inkludert som brensel. Gassturbiner offshore er ikke omfattet av direktivet.

Anlegg av denne art blir dag konsesjonsbehandlet iht forurensningsloven. Ved siden av å få virkning for store forbrenningsanlegg i industrien, vil direktivet bl.a. få betydning for eventuelle gasskraftverk og større turbinanlegg på land.

12 Utfordringer knyttet til nye miljøvennlige naturgassanvendelser i Norge

12.1 Innledning

Det kan identifiseres flere utfordringer knyttet til økt miljøvennlige anvendelser av gass. Dette kan være utfordringer som er felles for de ulike anvendelser og teknologier i internasjonal eller i norsk sammenheng. Enkelte utfordringer er knyttet til forhold som kan påvirkes gjennom myndighetenes virkemiddelbruk. Andre utfordringer er av en slik grunnleggende karakter at de i mindre grad kan påvirkes gjennom norsk politikk.

Drøftingen av ulike utfordringer knyttet til nye miljøvennlige anvendelser av gass må samtidig ses fra to synsvinkler. For det første er det utfordringer ved å øke nye miljøvennlige anvendelser i Norge gitt dagens teknologi på ulike områder. For det andre er det utfordringer knyttet til selve utviklingen av nye miljøvennlige gassteknologier. Selv om disse problemstillingene til en viss grad vil henge sammen, vil den første delen adressere hva som er eventuelle hindringer på brukersiden, mens den andre i større grad må ses ut fra synsvinkelen til de aktører som skal utvikle og tilby slike teknologier.

Kapittelet tar i første del for seg de utfordringer som er felles for nye miljøvennlige anvendelser av gass. Disse utfordringene er blant annet:

• Tilgang på gass i Norge

• Konkurranseforholdet til andre energibærere

• Rammebetingelser

• Når det gjelder utvikling og utprøving av ny teknologi er det også utfordringer knyttet til:

• Markedspotensiale internasjonalt og nasjonalt

• Norske selskapers muligheter i en internasjonal kontekst

Kapittelet beskriver de ulike anvendelsene og teknologienes generelle muligheter i norsk sammenheng, med vekt på forhold som innebærer at Norge har særlige fortrinn i teknologiutvikling eller i anvendelse.

Videre gis det en gjennomgang av status for ulike norske aktivitetene på respektive områder. Gjennomgangen vil imidlertid ikke være fullstendig. Det finnes en rekke initiativ, prosjekter og forskningsarbeid som pågår på de ulike områdene, og utvalget ser at det ikke har vært mulig å gi en fullstendig uttømmende beskrivelse av disse. Det er imidlertid tatt sikte på å dekke de største initiativene knyttet til ulike teknologier og anvendelser.

12.1.1 Infrastruktur og tilgang på gass

En utfordring som er felles for alle nye miljøvennlige anvendelser av naturgass er at tilgjengeligheten på naturgass i Norge er knyttet til noen få områder, jf. kapittel 4. Dagens infrastruktur gir i utgangspunktet begrensede muligheter for en vekst i miljøvennlige anvendelser innenlands. En eventuell utvidelse av rørnettet vil kunne bedre tilgangen på gass, men det er en utfordring å få lønnsomhet i slike prosjekter. Distribusjon av gass i rør er kjennetegnet ved høye investeringskostnader og lave driftskostnader. Ut fra en kommersiell vurdering må det store volumer til for å forsvare investeringen.

Norge er et land med lange avstander og ugunstig topografi for rørledninger for gass, samtidig som et vel utbygd overføringsnett for elektrisitet og historisk lave kraftpriser har gitt et sterkt innslag av strøm i den norske energiforsyningen. Sammen med et foreløpig lite markedsgrunnlag, er dette faktorer som gjør det krevende å etablere et landsdekkende distribusjonsnett for gass i Norge.

Et økt markedspotensiale kan gjøre det mer aktuelt med større distribusjon av gass.

I Norge viser erfaringer at det normalt vil være behov for én stor kunde i den aktuelle regionen som kan begrunne starten for infrastrukturutbyggingen. Slike store prosjekter kan være gasskraftverk. Større industri, foruten gasskraftverk, kan være lokomotiver for realisering av infrastruktur i Norge. Nærheten til gass vil imidlertid bare være ett grunnlag for økt bruk gass. Dersom det samtidig finnes annen tilgang på energi, vil bruk av gass vurderes i forhold kostnader og egenskaper ved andre konkurrerende energibærere.

Erfaringer fra utvikling av gassmarkeder i andre land viser at det under gitte forutsetninger er mulig å erstatte 20-30 prosent av det samlede energiforbruket med gassbaserte løsninger. Det ligger best til rette for slik overgang hos større forbrukere av kull og fyringsolje i industri- og servicenæringer, og i enkelte segmenter av transportsektoren. Grunnlaget for større industri i Norge, blant annet petrokjemi, kan imidlertid være begrenset av at tilsvarende produksjon på verdensmarkedet blir lagt til steder hvor gass er tilgjengelig til lave priser.

Selv om det er et bredt politisk ønske om økt bruk av gass innenlands jf. kapittel 3, finnes det foreløpig ingen generelt utformet virkemiddelbruk rettet mot å fremme ny infrastruktur for gass. Uten aktiv virkemiddelbruk rettet mot å redusere kostnader og risiko knyttet til ny infrastruktur, er det i første rekke aktuelt med lokale/regionale distribusjonsnett i og rundt ilandføringsstedene. En gradvis oppbygging av industriklynger, næringsparker mv., med en sterk base i gass, kan imidlertid gi større markedsgrunnlaget for gass i andre områder over tid. Utfordringen er at muligheter for å trekke med seg tilstrekkelig industri til slike områder vil avhenge av tilgang på gass. Samtidig kan distribusjonen av gass forutsette et etablert markedsgrunnlag. Med offentlig medvirkning kan det imidlertid åpne seg muligheter ved at offentlige støtteordninger reduserer risiko i en fase hvor slike industristeder er under oppbygging. I forbindelse med ilandføring til gasskraftverk, eller andre større gassprosjekter som gjennomføres, kan også offentlig medvirkning bidra til å sikre større distribusjon enn planlagt ved støtte til for eksempel grenrør.

Ny gassinfrastruktur må sees i sammenheng med utvikling og forsterkning av elnettet i Norge, samt overføringskabler og nettforsterkninger som planlegges for å øke utvekslingskapasiteten med Norden og Europa. Norge står ovenfor betydelige investeringer i infrastruktur for elektrisitet de nærmeste 10 årene.

Det er avgjørende at infrastruktur for elektrisitet og gass optimaliseres samfunnsøkonomisk. For eksempel vil et gassrør til Grenland/Sverige/Polen gi et helt nytt planleggings- og investeringsbilde for kraftnett og kabler i Norden. I dag planlegges ny infrastruktur for elektrisitet i Norge og Norden uten slike forutsetninger om vesentlig ekspansjon i gassinfrastrukturen.

Et regionalt eksempel på optimalisering av infrastruktur for gass og elektrisitet er Stavanger-regionen hvor Lyse Energi har bestemt å bygge gassrør inn til Jæren og Stavanger for å unngå betydelige kostnader til nettforsterkninger gjennom Lysebotn. Bergens-regionen er i ferd med å håndtere den samme type utfordringer som Stavanger-regionen.

Det finnes imidlertid ingen økonomiske insentiver i dag til å foreta slik samfunnsmessig optimalisering.

12.1.2 Markedsbegrensninger

Manglende utbredelse av nye teknologier for miljøvennlig gassteknologi skyldes at teknologiene ikke er tilstrekkelig utviklet eller for kostbare i bruk i dag. En avgjørende forutsetning for at slike teknologier skal tas i bruk er at kostnadene kan reduseres gjennom blant annet forskning og utvikling.

Store deler av verdens energi- og kraftforsyning er basert på kull og olje, samtidig som en fjerdedel av kraftverkene i verden er mer enn 30 år gamle, jf. kapittel 5. Det fokus som finnes internasjonalt på overgang til mer miljøvennlige måter å produsere energi og kraft på, er knyttet til lokale miljøvirkninger og forventninger om framtidig kostnader ved CO₂-utslipp. Med bakgrunn i forventede CO₂-kostnader og mulighetene for å oppgradere dagens energi- og kraftproduksjon er imidlertid det internasjonale fokuset i hovedsak rettet mot teknologiutvikling som kan gi bedret virkningsgrad og miljøprestasjoner for kullkraftverk og gasskraftverk, samt en overgang fra kullkraft til gasskraft.

Også i markeder som ligger nærme Norge, som Europa, er kullavhengigheten svært stor. De europeiske landene er underlagt nasjonale utslippstak under Kyotoprotokollen. Fokus på nye energiteknologier som innebærer dekarbonisering har imidlertid svært lite i fokus som et aktuelt tiltak under Kyotoprotokollen. I en tidlig fase er det også her i første rekke overgang fra olje og kull til gass og økt virkningsgrad for nye kraftverk som utgjør de største og billigste tiltakene.

Det er i dag en sterkt økende etterspørsel rettet mot konvensjonelle gasskraftverk på verdensbasis, og leverandørselskapenes utviklingsarbeid i forhold til gasskraft er i stor grad konsentrert rundt bedret virkningsgrad og reduserte kostnader i slike kraftverk. Basert på den internasjonale energisammensetning og forventede CO₂-kostnader under Kyotoprotokollen, vil dette trolig være tilfelle i mange år framover.

Markedet for teknologier basert på gass betjenes i dag av store internasjonale aktører med tilgang på store utviklingsressurser. De største kundene, som vil utgjøre markedsgrunnlaget for en eventuell videreutvikling av ulike gassteknologier, er også internasjonale. Den norske industrien på leverandør- og brukersiden er liten sett i lys av den internasjonal konteksten. Den internasjonale interessen og aktiviteten på området nye miljøvennlige gassteknologier er i dag begrenset. Utvikling, utprøving og kommersialisering av ny teknologi krever betydelige investeringer. De store kommersielle selskapene vil vurdere en satsing på forbedringer av konvensjonell gasskraftverk der det er etablert etterspørsel, opp mot en satsing der mulighetene for et framtidig marked er mer usikkert. Ut fra dagens marked vurderes teknologiutvikling med tanke på reduserte CO₂-utslipp å være forbundet med en høy risiko. Det norske markedet alene er for lite til å forsvare en utvikling og kommersialisering av slike teknologier, både for norske og internasjonale selskaper. Dette gjør også at særnorske CO₂-krav ikke uten videre vil være tilstrekkelig for å forsere slik teknologiutvikling nasjonalt eller internasjonalt.

Den avventende holdningen til nye miljøvennlige gassteknologier internasjonalt har blitt forsterket gjennom det siste års utvikling av flere grunner. Etter at USA foreløpig har avvist å ratifisere Kyotoprotokollen, har forventningene om prisen på CO₂-kvoter og andre fleksible mekanismer gått ned. Uten USAs deltakelse vil en stor kjøper forsvinne, noe som trekker i retning av at prisene på CO₂-kvoter under Kyotoprotokollen reduseres. Samtidig er de flere av de store leverandørene og mulige brukere av ny energiteknologi amerikanske. Uten insentiver gjennom nasjonale klimabeskrankninger, kan interessen for å forskning og utvikling på nye miljøvennlige energiteknologier bli sterkt redusert.

Sterkere klimaavtaler kan på sikt bidra til økt interesse internasjonalt rundt nye miljøvennlige gassteknologier. Foreløpig er det for stor usikkerhet knyttet til slike framtidige nye forhandlinger til at dette påvirker relevante aktører i markedet for nye miljøvennlige gassteknologier.

12.2 Hvilke nye miljøvennlige gassanvendelser kan være aktuelle i Norge

12.2.1 Gasskraft med CO₂-håndtering

Det eksisterer i dag teknologi som muliggjør produksjon av gasskraft med minimale CO₂-utslipp. Slik kraft blir imidlertid for dyr å produsere med dagens teknologiløsninger, og teknologier for CO₂-håndtering finnes foreløpig ikke demonstrert i noe kraftverk i dag.

En utvikling når det gjelder dagens eller nye gasskraftløsninger med CO₂-håndtering, er avhengig av at de internasjonale leverandørselskapene for kraftverk ser et markedspotensiale i å videreutvikle konseptene med tanke på kommersialisering. I dagens situasjon betyr dette særlig at det må det være større sikkerhet om at pris på CO₂ (og kraft) i markedet som energi- og kraftprodusentene operer i forventes å bli så høy at:

1. Utviklingsarbeid og kommersialisering er regningssvarende for leverandørene

2. Drift av et dyrere kraftverk med rensing vil være regningssvarende for kraftprodusentene.

I drøftingen av utfordringene knyttet til gasskraft med C0₂-håndtering, er det imidlertid viktig å skille mellom ønsket om økt utvikling av slik teknologi og ønske om økt bruk av slik teknologi i dag. Spørsmålet om økt anvendelse og teknologiutvikling for gasskraft med CO₂-håndtering i Norge kan på kort sikt innebære motsatser på flere måter. Det vil også innebære forskjellige utfordringer i forhold til en eventuell norsk satsting. Disse to strategiene involverer ulike aktører, der det kommersielle fokuset er rettet mot to ulike produkter og markeder, henholdsvis kraft og teknologi. En satsing som primært er rettet mot en å ta i bruk dagens teknologikonsepter for gasskraft med CO₂-håndtering vil i mindre grad involvere aktører som arbeider med teknologiutvikling i Norge i dag, jf. kapittel 10. Det langsiktige verdiskapingspotensiale er derfor i større grad knyttet til forskning- og teknologiutviklingen enn dagens anvendelser.

12.2.2 Bruk av gasskraftteknologi med CO₂-håndtering

Norge har i utgangspunktet gode forutsetninger for å ta i bruk gasskraft med CO₂-håndtering. I forhold til utfordringer knyttet til infrastruktur som vil gjelde for andre gassanvendelser, kan gasskraftverk i seg selv gi grunnlag for ny infrastruktur, jf. kapittel 10. Norge har også et godt overføringsnett for elektrisitet som slike kraftverk kan koble seg opp mot. Gasskraft med CO₂-håndtering langs Vestlandskysten har godt utgangspunkt for deponeringsløsninger, jf. kapittel 7. Utsira formasjonen kan romme store mengder CO₂, og ligger i en avstand som muliggjør slik transport enten i rør eller skip. Ut fra en lokalisering av kraftverk langs kysten på Vestlandet, kan det også på sikt vise seg muligheter til salg av CO₂ til trykkstøtte offshore.

Potensielle brukere av gasskraftverk med CO₂-håndtering i Norge er kraftprodusenter. Produsentene har som primært mål å tilby elektrisitet inn i markedet til konkurransedyktige priser. Slike selskaper driver i liten grad egen teknologiutvikling, men er kjøpere av ferdige utviklede og vel utprøvde kraftverk i det internasjonale markedet. Innen dette segmentet er det krav til pris, regularitet og tilgjengelighet, virkningsgrad og andre egenskaper som påvirker utbygger sitt valg av teknologikonsept. Med dagens best tilgjengelige teknologi for kombinerte gasskraftverk (CCGT), er det i dag mulig å oppnå en elvirkningsgrad på opp mot 58-60 prosent. Beslutninger om investering i kraftverk skjer utfra forventninger om kraftprisen som kan oppnås i markedet over kraftverkets levetid sett opp imot totale kostnadene ved kraftproduksjon. Produksjonskostnaden for dagens gasskraftverk kan variere mellom 15-21 øre/kWh, avhengig av gasspris, avkastningskrav mv.

Kostnadsgapet mellom dagens gasskraftverk og gasskraft med CO₂-håndtering er i dag beregnet til mellom 10-15 øre/kWh, jf. kapittel 6. Et kraftverk på 400 MW av den type som planlegges i Norge vil produsere 2800 000 KWh/år. Med dagens teknologi for CO₂-håndtering vil dette isolert sett medføre økte kostnader på 4-5 mrd. NOK over en levetid på 25 år.

Det norske kraftmarkedet er integrert med det nordiske og europeiske kraftmarkedet gjennom overføringsforbindelsene for strøm. Kraftprisene i markedet blir i stor grad bestemt av produksjonskostnadene og rammebetingelsene til europeiske kraftverk. For norske kraftprodusenter er det prisen i dette kraftmarkedet som bestemmer lønnsomheten av egen produksjon. Særskilte reguleringer av CO₂ eller høye CO₂-priser i Norge vil ikke øke lønnsomheten i å bygge og drive et gasskraftverk med CO₂-håndtering. Den isolerte virkningen av dette er at kostnadene ved å produsere kraft i Norge øker, samtidig som kostnadene ved å produsere kraft i Europa – og dermed kraftprisene- er uendret. I et slikt marked kan ikke norske produsenter konkurrere med øvrige produsenter som ikke har tilsvarende teknologi/rammebetingelser.

Sammensetningen og lønnsomheten ved ulike typer kraftproduksjon kan endre seg som følge av harmoniserte CO₂-reguleringer i dette markedet. Forventninger til framtidig CO₂-pris er imidlertid ikke tilstrekkelig for at slik kraftproduksjon blir konkurransedyktig i det europeiske kraftmarkedet. For at gasskraftverk med CO₂-håndtering skal være aktuell i bruk i Norge eller andre deler av det europeiske kraftmarkedet, må det utvikles teknologi som er minst 50-75 prosent billigere for at løsningene skal bli kommersielt konkurransedyktig med de kraftpriser og kvote/avgiftsnivåer som man forventer i overskuelig fremtid. En slik utvikling krever betydelige tid og ressurser.

12.2.3 Teknologiutvikling

Hovedproblemstillingene knyttet til teknologiutvikling generelt er bredt omtalt i kapittel 11. Norsk leverandørindustri har tradisjonelt liten erfaring med kraftverksteknologi basert på fossile brensler.

Summen av de norske FoU aktiviteten på gasskraft med CO₂-håndtering har i løpet av få år nådd et betydelig omfang, og favner en rekke teknologier og forskningsområder, jf. kapittel 13. Dette fokuset setter Norge i en særstilling, og gir samtidig et godt utgangspunkt for en langsiktig teknologiutvikling med et sterkt innslag av norske aktører.

Selskaper som Statoil, Hydro, Aker Maritime og Kværner har i mange år arbeidet med konkrete teknologier eller problemstillinger knyttet til gasskraft med CO₂-håndtering. Det arbeides med ulike teknologikonsepter, jf. kapittel 6 og 10. De ulike konseptene for gasskraft med CO₂-håndtering som det har vært fokusert på i Norge varierer imidlertid i modningsgrad. Enkelte av teknologikonseptene 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 den store energibruken knyttet til å ta ut CO₂, krever 10-20 prosent mer naturgass for å produsere en kilowattime kraft sammenliknet med konvensjonelle gasskraftverk. Som følge av energitapene i prosessen blir virkningsgraden i kraftproduksjon redusert. Et annet felles trekk er at investeringskostnadene for CO₂-utskillingen er høy, og vil resultere i en betydelig vekst i de totale investeringene (mer enn fordoblet) for et gasskraftverk. Det største fokuset ligger derfor på forskning og utvikling med tanke på billigere og mer effektive teknologier.

Et flertall av de norske aktørene som arbeider innenfor dette området har pekt på de samme sentrale utfordringer knyttet til utvikling av gasskraftteknologi med CO₂-håndtering, jf. vedlegg 4. Blant annet er det bred enighet om det i tiden framover er nødvendig å forfølge en rekke ulike teknologikonsepter med tanke på å finne de teknologier med størst potensiale over tid. Det er enighet om at det kreves et teknologiskifte for å bringe fram teknologier med tilstrekkelig stort potensiale for kostnadsreduksjoner. Med teknologiskifte mener utvalget en betydelig forbedring av et teknologikonsept gjennom introduksjon av ett eller flere nye teknologiske elementer som samtidig gir en stor kostnadsreduksjon. I denne sammenheng er det understreket at teknologiutvikling med tanke på nye konsepter og/eller en stor reduksjon i kostnader, krever betydelig tid og ressurser. En rekke av aktørene legger til grunn at det kan være realistisk å oppnå kostnadsreduksjoner på 30-50 prosent innenfor en 10-15 årsperiode, forutsatt en dedikert satsing på forskning og utvikling av slike teknologier.

For å få tilstrekkelige kostnadsreduksjoner, må totalprosessen og de ulike kostnadselementene studeres og optimaliseres. Det er bred enighet blant de norske aktørene om at ny teknologi må testes og utvikles gradvis gjennom pilot- og demonstrasjonsanlegg. Dette vil gi nødvendig driftserfaring og kan bidra til å optimalisere løsninger som over tid kan overføres til større anlegg. En slik prosess er også nødvendig for å trekke med seg norsk industri og forskningsmiljøer.

De industrielle teknologileverandørene, både i Norge og internasjonalt, vurderer generelt den kommersielle risiko som høy ved satsing på slik teknologiutvikling. Dette setter begrensinger for omfanget av aktivitet på området, særlig med tanke på deltakelse fra internasjonal leverandørindustri. Status for arbeidet med gasskraft med CO₂-håndtering internasjonalt kan imidlertid vise seg å være et godt utgangspunkt for et langsiktig norsk utviklingsarbeid. I forhold til at Norge allerede har etablert et stort miljø rundt gasskraft med CO₂-håndtering, og at det er nødvendig med et langsiktig tidsperspektivet for slik teknologiutvikling over tid kan bringe fram nye løsninger, er det en fordel at teknologimiljøene internasjonalt trolig ikke vil ta ledende posisjonerer innen dette området de nærmeste årene. Dette gir rom for en nødvendige langsiktig satsing i Norge, dersom målet på lang sikt er å utvikle en kommersiell teknologi for gasskraft med CO₂-håndtering. En slik strategi krever imidlertid at risikoen for norske aktører søkes redusert gjennom aktiv satsing på området. Både kompetanseoppbygging og satsing på teknologiutvikling i forskningsinstitusjoner og industri krever tid og ressurser. En viktig forutsetning for en langsiktig satsing, er forutsigbarhet i de finansielle rammebetingelsene fra myndighetenes side, og et program som ivaretar de ulike hensynene som må tas på ulike stadier av utviklingsprosessen.

For Norge, som har få industrielle aktører og et lite hjemmemarked, er det særlig viktig å ha et sterkt inngrep med den internasjonale utviklingen. Et tett samarbeid med internasjonale prosjekter, der utvikling kan skje i samforståelse med internasjonale leverandører eller energiselskaper, vil være viktig for en gradvis aksept for teknologiene med tanke på videreutvikling og eventuell kommersialisering. Pr. i dag foregår det samarbeid blant annet gjennom CCP-prosjektet, EUs programmer og IEA, i tillegg til enkelte bilaterale prosjekter. I norske forskningsprogrammer relatert til miljøvennlige gassteknologier er det foreløpig ikke åpnet for at utenlandske deltakere kan være kontraktspartner til Forskningsrådets prosjekter. Dersom norsk utviklingsarbeid over tid kan vise tilstrekkelig reduksjon i økonomisk og teknologisk risiko kan interessen for slik nye miljøvennlige gassteknologier øke fram mot en fase der det kreves større deltakelse fra internasjonal leverandørindustri.

12.2.4 Status for norske teknologikonsepter/aktiviteter

12.2.5 Statoil

Statoil har arbeidet med teknologier for reduksjon av CO₂-utslipp fra kraftproduksjon siden 1987. Statoil har blant annet gjennomført et 3-årig CO₂-program (150 mill. NOK), der selskapet har utviklet og vurdert teknologi og løsninger for fjerning og deponering av CO₂ fra gasskraftverk, samt reduksjon av CO₂ fra eksisterende og nye anlegg på land og på sokkelen. I dette arbeidet er det dokumentert at separasjon og injeksjon av 1 millioner tonn CO₂ fra et 400 MW kraftverk er teknisk gjennomførbart. Undersøkelsen har tatt utgangspunkt i teknologi for rensing av eksosgassen fra et gasskraftverk, jf. kapittel 6. Teknologien innebærer at eksosen føres ut i et eget renseanlegg der CO₂ separeres ut i etterkant av kraftproduksjonsprosessen. CO₂-deponeringen er i dette prosjektet beregnet transportert offshore og injisert i den vannførende formasjonen Utsira.

Utredningen viser at totale kostnader for investering i separasjonsanlegg, rørledning og injeksjonsbrønn blir 3,1 mrd. NOK. Samlede investeringer i kraftverket øker fra 2 til 5 mrd. NOK for kraftverket, og tilsvarer en tiltakskostnad på 470 NOK/tonn. De økte kostnadene skyldes dels investeringer i anlegg, og dels at separasjons- og deponeringsanlegget forbruker 14 prosent av energiproduksjonen. Statoil vurderer at teknologien for separasjon fra eksosgass har et forbedringspotensiale på 30 prosent for investeringskostnader og 20 prosent på kraftforbruket. En 30 prosent reduksjon av driftskostnadene kan redusere tiltakskostnaden til 420 NOK/tonn, og 320 NOK/tonn dersom det også finner sted en 30 prosent reduksjon i investeringskostnadene.

Statoil vurderer planer for et demonstrasjonsanlegg for separering og deponering av CO₂ fra kraft/varmeproduksjon basert på naturgass på et av sine lokaliseringssteder. Foreløpige anslag tyder på et slik demonstrasjonsanlegg på 25 MW vil beløpe seg til 500 mill. Selskapet vurderer også et eventuelt demonstrasjonsanlegg i forhold til en potensiell mulighet for å bruke CO₂-gassen til økt oljeutvinning på Gullfaksfeltet. Statoil legger opp til å ta en foreløpig beslutning om gjennomføring i løpet av 2002 med tanke på et pilotprosjekt i 2004/2005. Usikkerheten er knyttet til at Statoil anser at ingen av teknologiene per i dag utpeker seg med tanke på demonstrasjon.

Som eneste operatør i verden har også Statoil vunnet erfaring med deponering av CO₂ fra Sleipner-feltet i Utsira-formasjonen. CO₂ blir separert fra naturgassen for at denne skal møte markedskravene på kontinentet. Et eget FoU-program (SACS) med bred internasjonal deltagelse er etablert for å overvåke og lære av denne operasjonen. Se kapittel 10 for nærmere omtale av SACS.

Statoil er også deltaker i det internasjonale CCP-programmet, jf. kapittel 10.

12.2.6 Norsk Hydro

Hydros aktiviteter på gasskraft med CO₂-håndtering fikk stor oppmerksomhet med konseptet Hydrokraft, som ble presentert som konkrete planer våren 1999. Hydrokraft var basert på en teknologi for utskilling av CO₂ i forkant av produksjonsprosessen, jf. kapittel 6. Teknologien innebærer at naturgassen omdannes til en hydrogenrik gass som deretter benyttes som drivstoff i kraftproduksjonen. Hydrokraft var tenkt med en kapasitet på 1200 MW, som muliggjør en årsproduksjon på 11 TWh. Kraftverket ville slippe ut omlag 0,47 millioner tonn CO₂. I tillegg ville kraftverket ha NOx-utslipp på linje med eller lavere enn et konvensjonelt kraftverk. Lønnsomheten i prosjektet var knyttet til en mulig avsetning på CO₂-gassen som injeksjonsgass til Granefeltet. Spesielle egenskaper med Granfeltet gjør at CO₂-gassen potensielt kunne erstatte vanlig gass til dette formålet.

Planene for Hydrokraft ble av flere årsaker lagt på is i 2000. I løpet av prosessen ble det imidlertid gjort utpøvinger av turbiner og brennkammer som har gitt viktige resultater for videre forskning- og utvikling av teknologien. Inntil Hydros arbeid med Hydrokraft var det stor usikkerhet om en hydrogenrik gass av denne typen kunne benyttes til forbrenning i konvensjonelle turbiner. I de tester Hydro fikk utført i samarbeid med General Electric, ble det verifisert at gassturbinteknologi som er utviklet i forbindelse med kullgassifisering (IGCC) også kan benyttes med den hydrogenrike gassen i Hydrokraftkonseptet.

Hydro har i de senere årene rettet oppmerksomheten mot et annet teknologikonsept for CO₂- og NOx-fri gasskraft, Advanced Zero Emission Powerplant (AZEP)Det er et konsept for et oksygenfuel kraftverk. Konseptet skiller seg noe fra de øvrige oxyfuelkonseptene, ved at oksygenfremstillingen foregår integrert med forbrenninsprosessen ved hjelp av en keramisk membran som skal ligge i gassteurbinens brennkammer. Hydro har allerede inngått en samarbeidsavtale med en turbinprodusent, Alstom Power. I samarbeid med blant annet Alstom er det etablert et europeisk forskningsprosjekt som nylig har mottatt betydelig støtte fra EU. Prosjektets første fase som løper fra 2001-2004 vil bestå av testing av membranmodul og -fabrikasjon i liten skala. Utviklingen av slikt konsept fram til demonstrasjonsanlegg er forventet å koste omlag 150 mill. NOK. Dersom denne utviklingen er vellykket, ser en for seg et mulig demonstrasjonsanlegg i 2006-2008. Tidsperspektivet er langsiktig fordi det er nødvendig å utvikle membran og høytemperatur varmeveklser og brennersystem. Hydro mener likevel at det i et lengre tidsperspektiv er mer å hente på å utvikle denne type integrerte løsninger med tanke på reduserte CO₂-utslipp fra kraftproduksjon. Ifølge Hydro kan AZEP-konseptet ha et potensial for å redusere kostnadene ved utskilling av CO₂ fra kraftverk med opp mot 50 prosent. Denne kostnadsreduksjonen skyldes at teknologien anses å ha mulighet for betydelig større virkningsgrad i forhold til dagens konsepter for gasskraft med CO₂-håndtering. Hydro anslår at virkningsgraden i kraftverket kan komme opp i 56 prosent.

Hydro er også deltaker i CCP-prosjektet, jf. kapittel 10.

12.2.7 Aker Maritime

Aker Maritime har siden 1997 arbeidet med et gasskraftkonsept basert på brenning av oksygenrik føde (HiO_x). Formålet med utviklingen var å utvikle et konsept uten utslipp til luft og uten kjemikaliebruk. Det ble gjort en evaluering av forskjellige løsninger med oksygenrik forbrenning og CO₂-fangst. Dette ble gjort i samarbeid med SINTEF, støttet av KLIMATEK. Som et resultat av dette, definerte selskapet to hovedkonsept med et interessant markedspotensiale. Konsept 1 er en HiO_x dampløsning. Naturgass og ren oksygen forbrennes. Varmen produserer damp som går i en lukket dampkrets. Teknologien er teknisk moden for fullskala anlegg. Løsningen har en elvirkningsgrad på om lag 37 prosent ved et 400 MW anlegg. Ved utnyttelse av restvarmen kan man oppnå vesentlig større totalvirkningsgrad. Konsept 2 er en HiO_x kombikraft løsning. Naturgass og ren oksygen forbrennes i en gassturbin. Deretter trekkes restvarme ut i en egen dampkrets. Elvirkningsgraden for dette konseptet er vesentlig høyere, om lag 48 prosent ved et 400 MW anlegg. For konsept 2 må det utvikles en ny gassturbinløsning. For begge anleggene har selskapet basert seg på dagens luftseparasjonsteknologi (kryogen).

Høsten 2000 startet fase 1 av et utviklingsprosjekt for en HiO_x kombikraft løsning. Deltakere var RWE, BP, Fortum, SINTEF, Alstom og Aker Maritime. Prosjektet var støttet av KLIMATEK og ble avsluttet i mai 2001. Formålet var å evaluere et 20-70 MWe HiO_x demonstrasjonsanlegg, med hovedvekt på å analysere fire hovedkraftprosesser. Disse opererer ved forskjellige betingelser og gir derfor forskjellig utforming av turbin og virkningsgrad. Det ble tatt utgangspunkt i en Alstom gassturbin på 25 MW. Alle prosessene ble evaluert til å være teknisk mulige. Både kompressor-, brennkammer- og ekspanderdelen av turbinen ble analysert, og det ble funnet tilfredsstillende løsninger for alle de fire prosessene. Det ble gjort en komplett konseptdesign av et 40 MWe demonstrasjonsanlegg basert på den valgte turbinstørrelse og en av de fire prosessene. De tekniske utfordringene ved et slikt anlegg ble identifisert og beskrevet. Hovedutfordringen ligger i utviklingen av en ny type gassturbin som passer inn i løsningen. En slik utvikling kan ta om lag 5-10 år, avhengig av prioritering. Teknologien ble vurdert til å ha et høyt potensiale, men det internasjonale markedet er usikkert. Man var enige om at HiO_x kombikraftløsningen burde utvikles videre.

Ake Maritime vurderer nå å starte fase 2 i HiO_x prosjektet. Den vil ha en total ramme på om lag 35 mill. NOK, og vil gå over 24 måneder. KLIMATEK bidrar med 14 mill. NOK, og det resterende beløp kommer fra partnere. Dette forutsetter deltakelse fra en ledende turbinleverandør. En nærmere beskrivelse av oxyfuelteknologien er gitt i kapittel 6.

Hovedutfordringen for en HiO_x kombikraftløsning blir å utvikle en ny gassturbinløsning basert på dagens teknologi. Villigheten til å trekke fram en slik turbinløsning, vil være avhengig av finansielle støtteordninger og tro på et framtidig internasjonalt marked for utslippsfri gasskraft.

12.2.8 Kværner

Kværner har utviklet en ny membranteknologi for fjerning av CO₂ fra eksosgass (PTFE membraner), jf. kapittel 6 og vedlegg fra Aker/ Kværner. Kværner har gjennom sine forsøk på membranteknologi skaffet seg en nisje internasjonalt. Teknologi for å skille ut CO₂ fra eksosgass er i utgangspunktet svært arealkrevende og gir betydelige mengder spesialavfall. Membraner benyttes ofte til separasjon/oppkonsentrering av gassblandinger. Membranteknologien vil kunne oppnå betydelig reduksjon i størrelse og avfall fra prosessanlegget ved at CO₂ fanges på en mer effektiv måte enn ved dagens aminbaserte eksosgassrensing. Kværner vurderer at dette også vil bidra til en reduksjon i investerings- og driftskostnader.

Kværners CO₂-fjerningsteknologi har blitt testet i et pilotanlegg på K-lab ved Statoils gassterminal på Kårstø. Kværner er dermed så langt det eneste selskapet som har et pilotanlegg for gasskraft med CO₂-håndtering i Norge. Teknologien vurderes nå av Kværner å være moden for storskala demonstrasjonstester på 10-20 MW. Det er i samarbeid med Statoil satt i gang en studie for å se på muligheten for å installere et slik demonstrasjonsanlegg på en av Statoils gassterminaler.

Teknologien med eksosrensing og membraner kan ettermonteres på eksisterende kraftverk. Selve membranteknologien kan også benyttes i andre gassbehandlingsprosesser.

12.2.9 Shell

Shell E&P Technology/Shell Hydrogen har sammen med Siemens Westinghouse videreutviklet et konsept for å produsere CO₂-fri kraft basert på brenselceller.

For høytemperatur brenselceller er det et stort potensiale for å kombinere cellene med gass- og dampturbiner og dermed oppnå svært høy energieffektivitet i kraftproduksjonen, jf. kapittel 9. Teknologien til Shell er videreutviklet slik at den produserte eksosen er ren CO₂ når naturgass benyttes som brensel. Siden CO₂ kommer ren ut fra brenselcellen, 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. 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 i Kollsnes næringspark utenfor Bergen. Her vil CO₂ bli brukt i forbindelse med produksjon av fiskef‘ór. Anlegget er planlagt ferdig i løpet av 2004.

12.2.10 Forskningsinstitutter

De norske forskningsmiljøene har betydelig kompetanse, og er i den internasjonale forskningsfronten innen sine områder. Foruten å være engasjert i de fleste industrielle prosjektene i KLIMATEK, utfører miljøene egne forskningsprosjekter. SINTEF/NTNU har kompetanse innen en rekke tema/teknologier (for eksempel ulike konsepter og totalsystemer for kraftproduksjon, gassrensing ved absorpsjon, forbrenningsteknologi, deponering i geologiske formasjoner, mv.). Andre miljøer har komplementære kompetanseområder som for eksempel nye konsepter knyttet til hydrogenløsninger (IFE), brenselceller (CMR), havdeponering (UiB/NERSC) og membraner (UiO). På bakgrunn av den økte offentlig satsingen innen renseteknologi/CO₂-fri gasskraft fra og med 2001, pågår det en betydelig opptrapping av forskningsaktiviteten i flere av disse miljøene. Tematisk omfatter dette sentrale teknologiområder som nye systemkonsepter, membranteknologi, forbrennings- og absorpsjon/adsorpsjonsprosesser, nye reformeringsprosesser, brenselceller etc.

12.2.11 NTNU og SINTEF aktiviteter innen gasskraft med CO₂-innfanging

NTNU har i samarbeid med SINTEF bygd opp en betydelig forsknings- og utdanningsaktivitet innenfor energi- og miljøområdet. Sentralt i denne satsingen er grunnleggende forskning innen teknologi og kunnskap relatert til gasskraftteknologi med CO₂-innfanging og deponering. Det er per januar 2002 14 stipendiat- og postdoktorstillinger direkte relatert til gasskraft med CO₂-innfanging og deponering. I tillegg har om lag 15 vitenskapelig ansatte ved NTNU og forskere ved SINTEF sin hovedbeskjeftigelse innen dette området. Forskningsarbeidet kan karakteriseres som grunnleggende og knyttet til forskjellige prinsipper for CO₂-håndtering. Av spesifikke prosjekter, kan følgende nevnes:

1. Eksosgassrensing ved absorpsjon, inkludert bruk av membraner

2. Forbrenning (oxyfuel og hydrogenrikt brensel)

3. Membranteknologi

4. Kraftprosesser og systemanalyse

5. Reaktor med todelt forbrenning – «Chemical Looping Combustion»

6. Brenselceller med CO₂-innfanging

7. Deponering av CO₂ i underjordiske strukturer

12.2.12 Institutt for energiteknikk (IFE)

IFE arbeider med ulike problemstillinger knyttet til gasskraft med CO₂-håndtering. Deler av disse aktiviteten er omtalt under hydrogen, jf. kapittel 8.

Et samarbeidskonsortium bestående av IFE, Christian Michelsen Research (CMR) og Prototech AS (CMR-selskap), arbeider med et nytt konsept, Zero Emissions Gas Power (ZEGP), for CO₂-frie gasskraftverk mer nær 100 prosent CO₂-uttak. En ny metode for hydrogenproduksjon utnytter høytemperatur spillvarme fra elproduksjon basert på høytemperatur brenselceller med naturgass som råstoff. Konseptet er finansiert av KLIMATEK-programmet hvor målet er å demonstrere teknologien i laboratorieskala.

Dampreforming av naturgass med etterfølgende utskillelse av CO₂ er den mest brukte metoden for å fremstille hydrogen i dag. I den «nye» hydrogenfremstillingsmåten introduseres et oksid, for eksempel brent kalk (CaO) i reaksjonen sammen med naturgass og vanndamp. Oksidet vil, i tillegg til å fange opp produsert CO₂ som kalk eller kalsiumkarbonat (CaCO3), gi energi til reaksjonen samt drive likevekten i reaksjonen mot karbonfri hydrogengass. 100 prosent ren CO₂ oppnås uten kostbar renseteknologi når kalken fra hydrogenfremstillingen varmes opp for refremstilling av brent kalk.

Teoretiske beregninger og laboratorieskala-forsøk (Louisiana State University) tyder på at en slik integrert hydrogenproduksjon med direkte CO₂-utskillelse har følgende fordeler sammenlignet med den konvensjonelle fremstillingsmåte av hydrogen fra naturgass:

1. Prosessforenkling (to prosessteg sammenlignet med fem for den konvensjonelle hydrogenfremstillingsmetode)

2. Økt hydrogenutbytte

3. Totalt 20 prosent bedret energieffektivitet ved hydrogenfremstillingen (uten bruk av spillvarme fra SOFC)

4. CO₂-utsepareres som et fast stoff (kalk)

5. Det oppnås 100 prosent CO₂ når kalk splittes til brent kalk og CO₂

Høytemperatur brenselceller konverterer naturgass til elektrisitet og gir samtidig verdifull høytemperatur spillvarme. I ZEGP-konseptet anvendes spillvarmen til de to prosessene for hydrogenfremstillingen. Energieffekten som elkraft fra høytemperatur brenselceller er betydelig bedre enn i et konvensjonelt gasskraftverk. Dessuten muliggjør ny teknologi utskillelse av tilnærmet 100 prosent ren CO₂ fra brenselcellene uten at dette medfører energitap.

Potensialet ved ZEGP-konseptet sammenlignet med et konvensjonelt gasskraftverk på 2,5 TWh med et CO₂-utslipp på 1 mill. tonn med 58 prosent energi som elkraft, kan anslagsvis bli 3,5 TWh med 1 mill. tonn ren CO₂ som umiddelbart er klar for deponering eller industriell anvendelse. Dette forutsetter samme naturgassvolum i begge tilfeller. Det forutsettes også at halvparten av naturgassvolumet i konseptet går til høytemperatur brenselceller med 70 prosent eleffekt og at den andre halvpart blir brukt til å produsere hydrogen for anvendelse i lavtemperatur brenselceller med opptil 90 prosent eleffekt. Produsert hydrogen kan alternativt anvendes i lavtemperatur brenselceller i transportsektoren eller til ammoniakk- og salpetersyreproduksjon.

Dersom spillvarmen (1050^oC) fra høytemperatur brenselceller gir tilstrekkelig energi til hydrogenproduksjonsprosessene, betyr dette i realiteten at kostnadene ved fremstilling av hydrogen ved denne produksjonsmåte blir «lik» prisen på naturgass dersom det sees bort fra de initielle investeringskostnader. Selv om det skulle bli behov for noe tilleggsenergi, vil energibehovet for fremstilling av hydrogen ved bruk av høytemperatur spillvarme bli svært begrenset, sammenlignet med energibehovet for fremstilling av hydrogen på konvensjonell måte (900^oC).

ZECA Technology-konseptet (Zero Emission Coal Alliance), som utvikles ved Los Alamos National Laboratory i New Mexico, har de samme teknololgiutfordringer som i ZEGP-konseptet. Det arbeids derfor med en formalisering av et omfattende samarbeid med Los Alamos-miljøet. Det er også etablert god kontakt med Louisiana State University som har vært en foregangsinstitusjon når det gjelder den «nye» hydrogenproduksjonsprosessen. Det arbeides også med lignende konsepter ved National Institute for Resources and Environment i Japan.

12.2.13 CO₂-håndtering og kommersiell anvendelse av CO₂

På samme måte som for selve kraftverksteknologien, er det ulike utfordringer ved henholdsvis bruk, forskning og utvikling knyttet til selve CO₂-håndteringen. Kostnader til kompresjon, transport og deponering av CO₂ utgjør generelt 30-40 prosent av kostnadsgapet mellom dagens gasskraftverk med best tilgjengelig teknologi og med CO₂-håndtering. Utvikling av økonomisk konkurransedyktige gasskraftverk med CO₂-håndtering vil derfor være avhengig av teknologiske og økonomiske gjennombrudd på disse områdene.

Mulighetene for å håndtere CO₂ i Norge er knyttet til deponering i geologiske formasjoner eller anvendelse til økt oljeproduksjon eller i industriell virksomhet. Både når det gjelder deponering og anvendelse av CO₂ til trykkstøtte, er en hovedutfordring knyttet til rørbasert infrastruktur for transport av CO₂. En slik infrastruktur vil kreve betydelige investeringer, og vil trolig ikke være aktuelt før det er betydelige mengder CO₂ som skal fraktes. Alternativer til transport kan være frakt med skip.

12.2.14 Økt olje- og gassutvinning

CO₂ kan anvendes industrielt på mange måter. For store kvanta er det i dag antatt at det kun er en kjent anvendelse der CO₂ kan ha en positiv verdi i norsk sammenheng, og det er bruk av CO₂ som injeksjonsgass for å forlenge olje- og gassproduksjonen i petroleumsreservoarer. CO₂ kan i noen grad erstatte eller supplere injeksjon av naturgass og vann som brukes til trykkstøtte, og derigjennom øke utvinningen av olje og gass i reservoarene. Det antas at det største potensiale for bruk av CO₂ vil være knyttet til tertiær utvinning etter vannflømming på store oljefelt. Injeksjon av CO₂ for økt oljeutvinning har vært benyttet i USA i mange år.

Tre aspekter ved dette potensiale fremheves. En del av naturgassressursene som injiseres går tapt som følge av at ikke all gassen lar seg produsere tilbake. Oljedirektoratet antar at i gjennomsnitt kan om lag 20 prosent av gassen som injiseres, ikke produseres tilbake. I perioden 2000-2005 er det anslått at 40-50 mrd. Sm³ naturgass per år injiseres til trykkstøtte.

Et annet aspekt er at ved tertiær utvinning, etter vannflømming, blir deler av restoljen løst opp av den injiserte CO₂. I tillegg vil CO₂ kunne drenere områder som for eksempel i toppen av reservoaret. Et siste moment er at bruk av CO₂ frigjør hydrokarbongass, som ellers ville vært brukt til injeksjon, til eksport og dermed øker verdien for slik gass.

Det er viktig å presisere at det i Norge i dag ikke foreligger tilstrekkelig godt underbygde vurderinger av hvorvidt og i hvilken grad CO₂ til økt oljeutvinning er økonomisk lønnsomt og realiserbart under gitte forutsetninger. Kun en kombinasjon av en teknologisk utvikling som innebærer reduserte kostnader ved CO₂-separasjon, tørking og komprimering, som står for om lag 2/3 av kostnadene ved CO₂-håndtering, samt muligheten for å bruke CO₂ på en lønnsom måte i stor skala til økt oljeutvinning, vil etter hvert få fjernet kostnadsgapet mellom dagens beste tilgjengelige teknologi og ny miljøvennlig naturgassteknologi.

Det er ikke endelig avklart hvorvidt CO₂ i det hele tatt egner seg som medium for økt oljeutvinning på norsk sokkel. Per i dag er CO₂ til økt oljeutvinning ikke blitt benyttet på sokkelen, verken på britisk eller norsk side. I USA derimot, er CO₂ benyttet til økt oljeutvinning allerede i dag i en del områder på land. I disse tilfellene kommer CO₂ fra naturlig forekommende CO₂-reservoarer, i tillegg til noe fra naturgassraffinering og petrokjemisk industri.

En helt sentral forutsetning for den type kommersiell anvendelse av CO₂ som drøftes her, er at det finnes en infrastruktur som kan transportere CO₂ mellom kilder og forbruk. Slik infrastruktur finnes per i dag ikke på norsk sokkel. Infrastrukturteknologien på dette området er kjent, rørledninger og kompressorer for tørket CO₂ er uproblematisk. På samme måte som naturgass er imidlertid kombinasjonen av volum og distanse problematisk i mange sammenhenger. Dette gjelder spesielt i oppstartsfasen, hvor alt må bygges fra grunnen, hvor avstandene er lange, og CO₂-volumene kanskje er begrenset. Ut fra en kommersiell vurdering må det store volumer CO₂ til for å forsvare denne type infrastrukturinvesteringer.

En annen utfordring er at det i dag ikke er avklart hvor mange felt på norsk sokkel som egner seg for CO₂-injeksjon. Man vet også relativt lite om hvilken mengde CO₂ mulige kandidatfelt har behov for. Det enkelte felts behov for CO₂ til trykkstøtte vil dessuten variere over tid, og vil ikke være sammenfallende med utslipp ved kilden, som ofte er konstant over flere år. Skal man klare å få etablert et kommersielt marked for CO₂-injeksjon, vil det mest sannsynlig være behov for å finne løsninger som gir stor grad av fleksibilitet. Tidligere studier fra blant annet IEA viser at skip kan være konkurransedyktig sammenlignet med rørledning, dersom det er snakk om å transportere større mengder CO₂ over større avstander. I tillegg bør infrastruktursystemet inkludere muligheten til ren lagring av CO₂.

I Norge har svært mye av naturgassen blitt benyttet som trykkstøtte i oljeproduksjonen. Denne naturgassen er tenkt produsert for eksport på slutten av disse feltenes levetid. I dag synes operatørene å være bekymret for at CO₂ til økt oljeutvinning vil forurense denne gassen, og medføre kostbar CO₂-fjerning før den kan selges ut i markedet. Felt som har vært produsert med massiv trykkstøtte med gass, vil derfor mest sannsynlig ikke være kandidater for CO₂-injeksjon da man er redd for dette forurenser den injiserte naturgassen. Potensialet for ytterligere økt utvinning er også betraktet som lavt i slike felt.

Videre er det uklart hvilken betalingsvilje potensielle kjøpere av CO₂, i dette tilfellet oljeselskaper, vil ha for CO₂ levert til økt oljeutvinning.

12.2.15 CO₂ til andre anvendelser

Flere har lansert ideen om å dyrke alger som kan nyttegjøre seg av CO₂. Alger trenger CO₂ for å vokse, og kan på denne måten fjerne CO₂ fra utslippskilder. Algene brukes deretter til fiskefôr. En hovedinnvending mot slike prosjekter er at det vil være langt større mengder CO₂ tilgjengelig enn algene klarer å nyttegjøre seg. Det er dessuten svært energikrevende å dyrke frem disse algene ved en temperatur på 25°C. Utvalget anser ikke denne anvendelsen av CO₂ som særlig aktuell knyttet til gasskraft med CO₂-håndtering, men kan representere en aktuell kommersiell utnyttelse av CO₂ i mindre mengder.

En annen anvendelse av CO₂ er å binde CO₂ ved produksjon av stabile karbonater for permanent deponering. Olivin- eller magnesium-rike 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, og Norge er begunstiget med flere typer og relativt store forekomster av ultrabasiske silikatbergarter. Spesielt kan flere store, nærmest rene, olivinstenfore-komster fremheves, for eksempel i Åheim.

12.2.16 Bruk av naturgass i transportsektoren

Naturgass er godt egnet, og et miljøvennlig alternativ, som motordrivstoff, enten det kommer i komprimerte former (CNG/LNG) eller gjennom mer foredlede produkter som metanol og hydrogen. Utfordringene er utbygging av et hensiktsmessig distribusjonssystem og gode lagringsmuligheter for gassen.

Bruk av naturgass vil være best egnet for større transportmidler som går i faste ruter og opererer innenfor begrensede geografiske områder, så som skip og tyngre kjøretøyer som busser. Spesielt skip vil være interessant, der bruk/lagring av naturgass ikke vil medføre de samme vekt- og volumproblemene som i veitransport.

Med lang bakgrunn som stor skipsfartsnasjon, og med omfattende kystskipstrafikk som står for store deler av de regionale luftforurensningene i Norge, vil det ligge en særlig mulighet for Norge til å kunne bli ledende på produkter og teknologiske løsninger innenfor bruk av naturgass i skip. Utslippene fra kystfart og fiske bidro i 1999 til 40 prosent av de innenlandske NOx-utslippene. 3 Dette er gode insentiver for en videre satsing på området.

Dagens kystskipstrafikk baserer seg i stor grad av diesel som drivstoff. Bruk av naturgass til drift av skip vil gi reduksjoner av utslipp, samtidig som fremdriftsmotorene vil ha høyere virkningsgrad, sammenlignet med dieseldrift. Effektive gassmotorer i effektområdet 1000-7000 kW per enhet har virkningsgrader i området 42-46 prosent, hvilket er bedre enn tilsvarende dieselmotorer. Når det gjelder NOx-utslipp, ligger det et reduksjonspotensiale på 80-90 prosent per tonn brensel, mens det for CO₂ er et reduksjonspotensiale på 15-25 prosent.

Internasjonalt er det begrenset erfaring med bruk av naturgass til drift av skip. I Norge har vi fått den første LNG-fergen M/F Glutra i drift, med plass til 100 biler og 300 passasjerer. Skipet har 4 gassmotorer, hver på 670 kW, og 2 lagertanker for LNG, hver på 30 m. Det foreligger også planer om bruk av naturgass i blant annet supplybåter. Statoil har kontrahert to nye forsyningsskip fra rederiet Eidesvik AS som skal baseres på gassdrift i form av LNG.

Et av problemene med bruk av naturgass til drift av for eksempel ferger er høyere investeringskostnader. Med dagens teknologi (ref. M/F Glutra) ligger investeringskostnadene 30 prosent høyere en for tilsvarende dieseldrevne ferger. Driftskostnadene ligger på samme nivå som for dieseldrevne ferger, men dette avhenger av oljeprisene. Mye av årsaken til de høyere investeringene knytter seg til kraftoverføringen, motorbehovet, LNG lagertankene, gassrørsystemet og kontroll- og sikkerhetssystemene. Gjennom videre teknologiutvikling på disse områdene regner man med å kunne komme ned i en kostnadsforskjell på 5-10 prosent.

Et annet problem er at det ikke finnes noe internasjonalt regelverk for naturgassdrevne ferger. Norge er det eneste land som har etablert et regelverk for bruk av gass til fremdrift av skip. Med et internasjonalt regelverk på plass vil utviklingen kunne gå raskere.

12.2.17 Satsing på hydrogen i Norge

Kapittel 8 gir en grundig beskrivelse av ulike sider ved hydrogen som energibærer og hva som skjer internasjonalt på området, mens kapittel 9.2 tar for seg brenselceller som en helt sentral måte å utnytte hydrogenet på.

Norge har gode forutsetninger for en større satsing på hydrogen som energibærer. I Norge finnes det solid erfaring med industriell hydrogenproduksjon, både på basis av fornybar energi og fossilt råstoff. Naturgassen utgjør et viktig ressursgrunnlag for storskala hydrogenproduksjon. Teknologi for miljøvennlig hydrogenproduksjon basert på naturgass er under utvikling, og kan bidra til å befeste Norges sterke posisjon som energileverandør. Innenlandsk foredling av naturgass til hydrogen kan gi et verdifullt bidrag til norsk verdiskapning. Det samme kan aktiviteter knyttet til lagring, transport og distribusjon av hydrogen. Hydrogen kan bli en viktig eksportvare, enten ved at hydrogenet sendes gjennom gassrørledninger eller som flytende hydrogen med skip. Hydrogen kan også på sikt gi et verdifullt bidrag til norsk energiforsyning (CO₂-fri gasskraft, drivstoff, osv).

Norsk teknologi er allerede langt fremme innenfor viktige nisjer av hydrogenområdet, som produksjon av hydrogen og lagring av hydrogen i faste stoffer, og har gode muligheter for videreutvikling gjennom en utvidet satsing på teknologi for hydrogen. Potensialet for industrielle nyetableringer og nye arbeidsplasser er derfor klart til stede.

12.2.18 Produksjon av hydrogen i Norge

Det er en meget god industriell bakgrunn for hydrogenproduksjon i Norge. Norsk Hydro har drevet produksjon av hydrogen i over 70 år, først ved vannelektrolyse og senere basert på dampreformering av fossilt råstoff. Totalt sett er Norsk Hydro i dag en betydelig hydrogenprodusent, men produksjonen går direkte til fremstilling av ammoniakk og kunstgjødsel. Selskapet har ett anlegg i Norge (på Herøya ved Porsgrunn), og har flere lignende anlegg i mange andre land. Norsk Hydro fremstiller også hydrogen som biprodukt i sine to kloralkali produksjonsanlegg (Rafnes og Stenungsund), og videre gjennom sin virksomhet som operatør for Noretyl crackeren (Rafnes) hvor det produseres betydelige mengder brenngass (en ca 50:50 blanding av hydrogen og metan). Dette hydrogenet benyttes til energiformål i tilknytning til de aktuelle industrianleggene.

Siden 1997 har Statoil framstilt syntesegass for metanolproduksjon ved metanolfabrikken på Tjeldbergodden i Møre og Romsdal. Statoil produserer også hydrogen ved raffineriet på Mongstad. Det fremstilles dessuten betydelig mengder hydrogen som biprodukt i annen norsk industri.

Det eksisterer således en betydelig norsk kompetanse på oppbygging og drift av anlegg for hydrogenproduksjon fra naturgass med ulik prosessteknologi. Alt som produseres brukes imidlertid i industrien. Bruk av hydrogen for energiformål utenom i industriell sammenheng er foreløpig lite utbredt i Norge.

I Norge er det i tillegg betydelig erfaring med fremstilling av hydrogen ved elektrolyse. Det produseres hydrogen fra elektrolyse ved DeNofas fettherdingsanlegg I Fredrikstad (5 elektrolysører), Falconbridges nikkelverk i Kristiansand (4 elektrolysører), Akzo Nobels hydrogenperoksyd anlegg på Rjukan (4 elektrolysører), Pronovas fettherdingsanlegg i Sandefjord (2 elektrolysører), og Hydrogass sitt hydrogenanlegg på Rjukan (1 elektrolysør).

12.2.19 Lagring, transport og distribusjon av hydrogen i Norge

Høytrykkslagring av hydrogen byr på interessante utfordringer og muligheter for norsk leverandørindustri. Det finnes en god del norsk industriaktivitet på lagring av gass under trykk. Ragasco masseproduserer i dag lavtrykkskomposittanker for propan, mens Raufoss Composites produserer høytrykksbeholdere (maks. 260 bar) for komprimert naturgass (CNG). For å lagre hydrogen i komprimert form, bør imidlertid arbeidstrykket være minst 300 bar. Til dette trengs kompositt trykkbeholdere. Mulighetene bør være til stede for en norsk industriell produktutvikling på området.

Når det gjelder flytende hydrogen, finnes det ingen kondenseringsanlegg for hydrogen i Norge i dag. AGA AS inngår nå som en del av Linde konsernet, og ved AGAs anlegg både i Norge og Sverige er det økende interesse for hydrogen. Statoil har lang erfaring og etablert industriell aktivitet med LNG. SINTEF Energiforskning og Institutt for Klima- og Kuldeteknikk ved NTNU har lang erfaring med kondensering av gasser (hydrogen, helium, nitrogen og ikke minst naturgass). En bred basis for prosessberegninger, inkludert avansert termodynamikk, har blitt etablert gjennom dette arbeidet. Det er videre forsket på og utviklet internasjonalt isolering og isoleringssystemer for lagring av LNG siden 1975. Isoleringssystemet til Moss-Rosenbergs LNG kuletanker er utviklet og testet i dette miljøet. I 1998 ble det eksempelvis konstruert, bygd og testet en tank på 6 m³ for lagring av flytende nitrogen. Disse erfaringene skulle være et godt utgangspunkt for videre fokus på hydrogenkondensering og systemer for lagring av flytende hydrogen.

IFE har drevet forskning på lagring i metallhydrider i flere tiår, og det er etablert solid grunnleggende kompetanse på området. Forskerene ved IFE har blant annet funnet frem til en metallegering som gjør det mulig å pakke hydrogenatomene åtte ganger mer effektivt enn ved lagring i væske. Dette regnes som verdensrekord i hydrogenlagring. I dag har IFE et av de tre beste instrumentene i verden for å studere hvordan hydrogen er bundet i forskjellige materialer. IFE har også patent på anvendelse av karbonkjegler som lagringsmateriale for hydrogen. Hydrogen i metallhydrider og karbonmaterialer vil være et av satsingsområdene til IFE også fremover.

Grunnleggende relevant materialkompetanse finnes også ved Universitetet i Oslo, som lenge har samarbeidet med IFE på området. Ved Kjemisk institutt foregår det eksperimentell materialkarakterisering av metallhydrider, mens det ved Fysisk institutt utføres teoretiske studier av hydrogen/metall-systemer. SINTEF Materialteknologi (både ved Oslo og Trondheim) innehar en betydelig kompetanse innen forskning og utvikling av avanserte materialer. I den senere til har fremstilling av metallhydrider ved hurtigtørking gitt interessante resultater. Ved Institutt for materialteknologi og elektrokjemi ved NTNU foregår preparering og karakterisering av metallhydridlegeringer, særlig elektrokjemisk karakterisering med henblikk på anvendelse i batterier. Teoretiske metallhydridstudier foregår også ved Høgskolen i Agder.

Når det gjelder transport og distribusjon, er det i Norge bygd, og planlegges bygd, mindre rørnettverk for transport og distribusjon av naturgass. Teoretisk vil disse også kunne brukes til distribusjon av Hytan, en blanding av naturgass og hydrogen. Norsk Hydro har også intern rørtransport av hydrogen i sine ammoniakkfabrikker.

12.2.20 Bruk av hydrogen til kraftproduksjon i Norge

Den norske situasjonen med billig tilgang på ren kraft, har ført til at hydrogen til kraftproduksjon ikke har vært prioritert sammenlignet med andre teknologier. Hydrogen har heller ikke vært særlig utprøvd innenfor transportsektoren. I løpet av de siste årene har det imidlertid blitt gjennomført og igangsatt flere prosjekter som har til hensikt å introdusere hydrogen som energibærer, og flere nye prosjekter er under planlegging.

Statkraft, Sydkraft og ABB har inngått en intensjonsavtale om å etablere et demonstrasjonsanlegg for produksjon og distribusjon av hydrogen, samt anvendelse av hydrogen til elproduksjon og innenfor transportsektoren. Gjennom samarbeidet ønsker de tre selskapene blant annet å utvikle ny teknologi og høste erfaringer fra hydrogenanlegg koplet til vindkraft. I tillegg skal partene forske på synergieffekter og tilleggsprodukter til industri og private hjem.

Videre har Norsk Hydro/Haugaland Kraft/Aker Elektro et vind/hydrogen-prosjektet på Utsira utenfor Haugesund. Der er det planlagt et demonstrasjonsanlegg, der en 600 kW vindturbin skal forsyne kraft til et planlagt konferansesenter, og lagret hydrogen skal benyttes sammen med en brenselcelle for å sikre kraftforsyningen. Hydrogen skal produseres med overskuddskraft fra vindmøllen ved hjelp av en vannelektrolysør. Et slikt energisystem kan være aktuelt for en rekke øysamfunn og grisgrendte strøk i Norge. Blant annet vurderer også Lofotkraft AS et tilsvarende konsept på Røst.

12.2.21 Bruk av hydrogen i transportsektoren i Norge

I august 1999 ble det gjennomført et prosjekt i regi av Stor-Oslo Lokaltrafikk (SL), hvor en prototyp hydrogendrevet buss (Nebus) fra DaimlerChrysler gikk i regulær rutetrafikk i to uker. Norsk Hydro var prosjektleder og skaffet drivstoffet. SL ønsker å videreføre prosjektet, og har nå prosjektlederansvaret for dette. Erfaringene var meget positive når det gjaldt drift av bussen, tanking av hydrogen og respons fra publikum.

Bellona disponerer i dag en bil som benytter hydrogen som drivstoff.

Hydrogen og brenselceller kan være et alternativ for bruk i den norske nærskipstrafikken. De regionale miljøgevinstene vil bli enda større enn ved bruk av naturgass. Brenselceller med hydrogen som drivstoff slipper ikke ut NOx og CO₂. Brenselceller er tilnærmet støyfrie og vibrerer nesten ikke. En dieselmotor, for eksempel, har et støynivå på hele 110 dB(A) (desibel) i maskinrommet.

Ulempen med brenselceller er at dagens systemer gir betydelig mindre kraft enn dieselmotorer og gassturbiner. Brenselcellene kommer i enheter opp til 3 MW, mens både diesel- og gassdrevne enheter ligger på over 10 MW. En annen ulempe er plassbehovet. Brenselceller vil krevet 1,5 – 3 ganger større plass enn dieselmotorer og gassturbiner for samme mengde leverte kraft. Utvikling av kompakte brenselcellesystemer vil derfor være en utfordring, spesielt for mindre passasjerbåter, og særlig for hurtiggående båter, der kravet til plassbegrensning er særlig stort. Med dagens teknologi vil også kostnadene for brenselcellene være veldig store sammenlignet med de tradisjonelle løsningene. Utfordringene knyttet til distribusjon og lagring av hydrogen er omtalt tidligere i kapittelet.

Norsk Hydro, IFE, NTNU, MARINTEK, Vegdirektoratet og Ecotraffic Norge AS har gjennomført en studie som første fase i et prosjekt som skal demonstrere hydrogen og brenselceller til fremdrift av skip. Prosjektet skal se på mulighetene for utslippsreduksjoner når det gjelder NOx og CO₂ fra skip, demonstrere ny teknologi om bord i skip, og skaffe erfaringer med drift, økonomi, miljø- og sikkerhetsaspekter knyttet til bruk av hydrogen og brenselceller i skip. I studien er det valgt å fokusere på installasjon og drift av en 250 kW PEMFC brenselcelle i en bilferge, der hydrogenet produseres på land og lagres i metallhydrider om bord. Studien viste at et demonstrasjonsprosjekt kan gjennomføres uten alt for stor sikkerhetsrisiko, men at mer omfattende og detaljert analyse trengs før man eventuelt kan sette i gang. Kostnadsestimatene indikerte forholdsvis høye kostnader for et ett-års demonstrasjonsprosjekt, anslagsvis 75-100 mill. NOK. Ettersom brenselcellemarkedet nærmer seg kommersialisering og teknologien videreutvikles raskt, ventes kostnadene for brenselceller generelt å synke kraftig de kommende årene. Før et demonstrasjonsprosjekt kan realiseres om to-tre år, ventes det derfor at prosjektkostnadene kan ha blitt betydelig redusert.

12.2.22 Satsing på gass til distribuert kraft- og varmeproduksjon

12.2.23 Samproduksjon av kraft og varme

Kogenereringsanlegg (CHP) krever avtak av varmen for å få en høy virkningsgrad. I dette ligger det at spillvarmen kan utnyttes til varmelevering, for eksempel i industrianlegg eller i ulike typer bygninger. En forutsetning er at det er lagt til rette for vannbåren eller luftbåren varme i bygget. Vannbåren varme øker fleksibiliteten i systemet også ved at varmen kan lagres. Mange land baserer seg på vannbåren varme for oppvarmingsformål. For disse vil distribuerte anlegg i mange tilfeller være et alternativ.

I Norge er det i mindre grad bygd ut vannbårne oppvarmingssystemer. Dette vil være en begrensning når det gjelder muligheten for å få bygd ut større kogenereringsanlegg. Det er imidlertid et mål om at vi i Norge innen 2010 skal bruke 4 TWh mer vannbåren varme årlig basert på nye fornybare energikilder, varmepumper og spillvarme. Lykkes vi i den forbindelse med å få bygd ut tilstrekkelig infrastruktur for vannbåren varme, ligger forholdene bedre til rette for å kunne bygge ut slike anlegg i det norske energisystemet. Enova forvalter en ordning som gir støtte til prosjekter som kan bidra til å nå målet for vannbåren varme, jf. kapittel 11.

«Sørøyegget» er et konsept som er lansert som et mulig alternativ når det gjelder kombinert produksjon av kraft og varme i Norge. Konseptet er basert på en enhet, en energistasjon, bestående av et vannkraftanlegg og kogenereringsanlegg med en gassturbin. Energistasjonen får tilført vann til produksjon av el, og gass (fra for eksempel tank) til produksjon av el og varme som kan benyttes for eksempel i veksthus, til oppdrett eller til oppvarming av hus. For Norge, med gode tilførselsmuligheter av både vann og gass, vil det ligge et potensiale for videreutvikling og bruk av dette konseptet.

12.2.24 Brenselceller

Historisk sett har Norge lang erfaring og høy kompetanse innen elektrokjemi, spesielt innen lettmetallproduksjon (aluminium, magnesium). Stor tilgang på vannkraft har dannet fundamentet for en betydelig elektrokjemisk industri. Bakgrunnen og ekspertisen innen elektrokjemi har sammen med en solid kompetanse på materialteknologi spilt en sentral rolle når det gjelder nasjonal deltakelse og aktivitet innen teknologier som elektrokjemisk energikonvertering, herunder brenselceller. Den norske innsatsen har vært særlig rettet mot fastoksidbrenselceller (SOFC) og polymerbrenselceller (PEMFC).

PEMFC: Det har foregått, og foregår, aktiviteter hos blant annet NTNU, SINTEF, IFE og Norsk Hydro og Statoil. Det er blant annet sett på elektrode-optimalisering, celle-karakterisering og modellering, vannelektrolyse basert på PEM-teknologi, anvendelse av metanol og ammoniakk som drivstoff i brenselcellene, bruk av hydrogen og brenselceller i maritim transport, og anvendelse av PEMFC som en kjemisk reaktor for hydrogen-klor-produksjon. Meget viktig kompetanse er bygget opp i miljøene i stor grad også i internasjonalt samarbeid.

SOFC: De tidligere NorCell- og Mjølner-prosjektene har stått sentralt i oppbyggingen av norsk SOFC-kompetanse. I disse prosjektene har Norsk Hydro ASA, Statoil, Prototech, UiO, NTNU og CMR vært involvert i forskning og teknologiutvikling. Statoil avsluttet sin SOFC-aktivitet i 1997, etter at de sammen med Prototech demonstrerte et 2,5 kW SOFC-system drevet på naturgass. I den senere tid har Prototech inngått et samarbeid med Alstom, Jülich og ECN i et EU-prosject. UiO og NTNU har primært fokusert på materialforskning (elektrolytter/membraner). Den norske SOFC-kompetansen regnes fremdeles å være på et meget høyt internasjonalt nivå.

Muligheten for at Norge kan bli totalleverandør av brenselcellesystemer kan synes liten. Her er store internasjonale aktører allerede tungt på banen. Norge kan imidlertid, innen visse nisjer, bli sentrale innen utvikling av brenselcellesystemer til f.eks. maritim framdrift og for stasjonære anvendelser. Vi kan også som produsenter av naturgass og hydrogen være brukere av brenselceller. I den forbindelse er det viktig å forstå hvordan brenselcellene fungerer og hva som kreves av utstyr, kontrollsystemer og systemleveranser knyttet til bruk av hydrogen og brenselceller. Her kan det ligge gode muligheter også for norske aktører.

Med en nasjonal grunnkompetanse i verdenstoppen innen materialteknologi og elektrokjemi, samt solid basis fra tidligere satsinger innenfor feltet, ligger det også et potensiale til å kunne bli teknologileverandører innenfor enkelte nisjeområder. De områdene som særlig skiller seg for videre satsing, også i forhold til internasjonale utviklingstrekk, er i følge forskningsmiljøene forskning innen elektrokatalyse og membranutvikling, utvikling av funksjonelle og strukturelle materialer, og systemløsninger og systemteknologi. Fremdeles vil hovedfokus ligge på PEMFC og SOFC.

Når det gjelder FoU innen anvendelse av brenselceller i Norge, kan dette være spesielt interessante innefor marin sektor, samt i anlegg for desentralisert energiproduksjon. Utfordringer innen integrering av brenselcellen i disse nisjemarkedene er i første rekke knyttet til brenselcellens dynamiske oppførsel.

Det bør legges vekt på grunnleggende forskning og demonstrasjonsanlegg de første årene. Produktutvikling vil komme sterkere inn etter hvert, selv om det også her er viktig å satse tidlig for å henge med i utviklingen og for å kunne oppnå verdiskaping i senere faser.

Deler av den norske SOFC- og PEMFC-forskningen utføres i nært samarbeid med andre skandinaviske universiteter, finansiert gjennom Nordisk energiforskningsprogram. Videre deltar norske forskningsmiljøer i EU-finansierte prosjekter og har gjennom dette opparbeidet seg ytterlig kompetanse. Det bør derfor også legges vekt på deltakelse i internasjonale aktiviteter innenfor brenselcelleområdet.

13 Hvordan kan FoU bidra til å stimulere utprøving, kommersialisering og introduksjon av nye miljøvennlige gassanvendelser i Norge?

13.1 Innledning

Et viktig grunnlag for utvalgets arbeid har vært den gjennomgang som er foretatt med norske aktører som arbeider med miljøvennlige anvendelser og teknologier for gass. Utvalget har i denne prosessen fått innsyn i ulike miljøers erfaringer fra dagens satsing, og hva som eventuelt vurderes som mangler ved dagens organisering i forhold til de utfordringene aktørene står ovenfor.

Et sentralt budskap fra denne gjennomgangen er at en fra myndighetens side i begrenset grad kan bestemme forløpet til teknologisk utvikling gjennom sine satsingsområder. Det er summen av rammevilkår og utviklingen i energi- og teknologimarkeder nasjonalt og internasjonalt som avgjør hvor raskt og i hvilken retning teknologiutviklingen skjer i årene framover. Bare ved å legge til grunn og adressere de faktisk forutsetninger og utfordringer som eksisterer nasjonalt og internasjonalt kan en satsing på dette området være vellykket. En forsering av forskning og utvikling knyttet til nye miljøvennlige gassteknologier er mulig til et visst punkt. Dette har imidlertid begrenset verdi dersom det fortsatt ikke foreligger tilstrekkelig kommersielt marked for teknologiske løsninger. Rammebetingelsene internasjonalt må i stor grad betraktes som gitt, utenfor norsk kontroll. Utfordringene knyttet til de ulike miljøvennlige anvendelsene er ellers bredt drøftet i kapittel 12. I dette kapittelet skisseres det hvordan FoU basert på disse forutsetninger kan bidra til en utvikling i en ønsket retning.

13.2 Hvordan kan FoU bidra til realisering av gasskraft med CO₂-håndtering

Det finnes en rekke barrierer knyttet til å ta i bruk og videreutvikle gasskraft med CO₂- håndtering, jf. kapittel 12. Hovedbarrierer er høye kostnader på de konsepter for renseteknologi som foreligger i dag, perspektiver på kort sikt om lave internasjonale kvotepriser på CO₂, og stor finansiell og teknologisk risiko for pionerer.

Det er bred enighet om at ytterligere forskning og utvikling er nødvendig for å bringe ned kostnadene. For å få fram teknologier som kan gi nødvendig reduksjon av kostnadene med tanke på en framtidig kommersialisering, må det skje et teknologiskift i forhold til dagens teknologikonsepter. Med teknologiskifte mener utvalget en betydelig forbedring av et teknologikonsept gjennom introduksjon av ett eller flere nye teknologiske elementer som samtidig gir en stor kostnadsreduksjon.

Både kompetanseoppbygging og satsing på teknologiutvikling i forskningsinstitusjoner og industri krever tid og ressurser. En viktig forutsetning for en langsiktig satsing, er forutsigbarhet i de finansielle rammebetingelsene fra myndighetenes side.

Det er for tidlig å si hva slags konsept for gasskraft med CO₂-håndtering som vil vise seg å ha størst potensiale. Det er derfor i dag derfor ikke mulig å gi en konkret anbefaling om å foretrekke en løsning framfor andre av dagens teknologiløsninger for gasskraft med CO₂-håndtering. Det er bred enighet i utvalget om at teknologiforbedring og utvikling av nye løsninger er nødvendig før det kan tas stilling til hvilke teknologiske konsepter som det er aktuelt å ta videre til demonstrasjonsstadiet.

Som følge av dette, er det avgjørende at det over en viss periode satses på et bredt spekter av teknologier med tanke på å bringe fram nye konsepter og teknologiske løsninger. Ved å sentrere innsatsen om et eller noen få konsept på et for tidlig tidspunkt, kan en risikere å ta forhastede valg i forhold til hvilke teknologier som kan vise seg å være mest lovende på sikt. En noe lengre FoU-fase med bred satsing vil kunne sikre at et større antall teknologiløsninger blir utviklet. Samtidig vil drivkreftene i markedet over tid bidra til en videre utvelgelse av teknologier med størst kommersielt potensiale. Her vises det blant annet til vedlegg 3, og spesielt Aker/Kværners anbefaling:

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

En slik satsing vil også gi norsk industri en mulighet til å kvalifisere seg i teknologiutviklingen, noe som ikke vil være tilfellet ved en fullskala satsing i dag. En bred satsing bør, med tanke på framtidig marked, både omfatte teknologier som kan benyttes i nye gasskraftverk, og teknologier som kan ettermonteres på eksisterende kraftverk, også på norsk sokkel. Det er også viktig å adressere mulighetene for å kunne benytte teknologiene i andre fossilbaserte kraftverk, som kullkraftverk.

Diskusjonen om teknologikonsepter og veien videre (for eksempel i form av demonstrasjonsanlegg) må også ses i sammenheng med hvilke drivkrefter som ligger bak utviklingen av slike teknologier nasjonalt og internasjonalt. De ulike energi- og leverandørselskapene vil selv utvikle de teknologier som vurderes å ha størst kommersielt potensiale. Stimulering av FoU eller støtteordninger fra myndighetenes side kan medvirke til denne utviklingen.

I en første FoU-fase vil det derfor være viktig å:

1. Få etablert en større kompetansebase i Norge ved hjelp av blant annet internasjonalt samarbeid.

2. Videreutvikle de teknologiske løsningene for gasskraft med CO₂-håndtering som virker lovende i dag.

3. Avklare potensiale for de forskjellige teknologiske løsningene.

Det vil være nødvendig å stimulere til et bredere antall teknologiløsninger enn de vi kjenner i dag, for å avklare om løsningene har et tilstrekkelig økonomisk potensiale, med tanke på at andre nye konsepter kan vise seg å være mer aktuelle over tid.

Når det gjelder en senere demonstrasjonsfase, vil den relevante størrelsen for videre uttesting av teknologiene avhenge av blant annet konsept og modningsgrad. Vurderingen av konkrete demonstrasjonsanleggs størrelse og plassering må imidlertid overlates til de industrielle aktørene selv. For de konseptene som har kommet langt i den teknologiske utviklingen, vil det være nødvendig å gå videre med et demonstrasjonsanlegg som er av en slik størrelse at det gir tilstrekkelig sikkerhet for kvalifisering av teknologien med tanke på større skala. Dette er sentralt fordi demonstrasjonsanlegg vanligvis vil være grunnlaget for leverandørgarantier vis a vis aktuelle utbyggere. Valg av størrelse påvirker imidlertid kostnadene. Det er derfor viktig å få prøvet ut teknologiene i en størrelse med lavest mulig økonomisk risiko. En slik størrelse på demonstrasjonsanlegg for gasskraftteknologi kan typisk være 20-40 MW.

På samme måte vil det være ulike avveininger i forhold til plassering av slike demonstrasjonsanlegg. For enkelte selskaper kan det være hensiktsmessig å planlegge utprøving i tilknytning til industriutvikling som allerede pågår. I slike tilfeller kan det være gode muligheter for kostnadsreduksjoner og synergier. I andre tilfeller kan det være problematisk å ha demonstrasjonsanlegg lokalisert inne på et eksisterende prosessanlegg. Dette kan gi vesentlig høyere installasjonskostnader enn for et anlegg plassert utenfor prosessanlegget.

Selv om det legges opp til en periode med bred satsing, vil det på et tidspunkt være nødvendig å snevre inn antall FoU-prosjekter og gå videre med et eller flere konsepter til en demonstrasjonsfase. Samtidig som det er nødvendig å ha åpenhet for en rekke teknologikonsepter, må det gis en klar retning på FoU-fasen som driver teknologiutviklingen framover. Dette kan skje ved et sett kriterier som reflekterer hoveddrivkrefter for teknologiutviklingen. Eksempel på slike kriterier kan være:

1. Tiltakskostnad per tonn redusert CO₂-utslipp.

2. En bestemt andel norsk innhold.

3. Medvirkning fra andre kommersielle aktører, fortrinnsvis leverandørindustri.

4. Sannsynlighet for teknologisk suksess.

5. Troverdig markedsvurdering fra teknologieier.

Veien frem til en demonstrasjonsfase og den videre utprøving, krever langsiktig satsing og stabilitet i finansieringen av teknologiutviklingen. Opptrapping av offentlige midler må skje i takt med forskningsinstitusjonenes og industriens evne til å bygge kompetanse og kapasitet. Fra ulike aktører på forsknings- og leverandørsiden er det vurdert at det gjennom en dedikert forsknings- og utviklingsinnsats kan realiseres en kostnadsreduksjon på 30-50 prosent i løpet av 10-20 år. 4 Det vil kreves et teknologiskifte før gasskraftverk med CO₂-håndtering kan bli tilstrekkelig kompakte, energieffektive og økonomisk konkurransedyktige internasjonalt, innenfor forventede kvotepriser og realistiske tiltakskostnader. Dette teknologiskiftet kan stimuleres gjennom bred satsing på FoU i hele innovasjonskjeden, fra grunnforskning til demonstrasjonsprosjekter og kommersialisering. Det vil imidlertid være viktig å definere mål for de ulike utviklingsfasene.

Oppsummert bør utvikling og realisering av kommersielle gasskraftverk med CO₂-deponering gjøres i tre ulike, men overlappende stadier;

1. Bred satsing (flere konsepter – fokus på FoU; 2-5 år)

2. Demofase (3-10 år)

3. Tidlig kommersiell fase (fullskala kraftverk; 10-15 år).

Utvalget har vurdert om det er hensiktsmessig å hoppe over fase 1, og eventuelt også fase 2, og gå rett på realisering av et fullskala anlegg. Det mest effektive på sikt, for å frambringe konkurransedyktige løsninger vil være å følge normal teknologisk utviklingsprosess, med etablering og drift av demonstrasjonsanlegg før fullskala produksjonsanlegg besluttes. Bare på denne måten kan konseptenes reelle teknologiske og økonomiske potensiale avklares og kvalifiseres, og en unngår satsinger som senere kan vise seg å være teknologiske blindspor.

13.3 Håndtering av CO₂

Viktige utfordringer knyttet til deponering er sikkerhet, forsvarlig langtidslagring av CO₂ og verifisering av dette. Samtidig er det uløste juridiske problemstillinger knyttet til eierforhold til reservoar og langtidslagring av CO₂. Dette gjelder særlig etter at oljefeltet er nedstengt.

I denne sammenheng vises det også til IEA Greenhose Gas R&D Programme som har identifisert fire sentrale områder det må forskes videre på i forbindelse med håndtering av CO₂, jf. kapittel 10:

1. Behovet for reduserte kostnader forbundet med CO₂ fjerning.

2. Å minimalisere usikkerheten ved lagring av CO₂.

3. Å demonstrere påliteligheten ved lagring av CO₂.

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

SACS prosjektet, jf. kapittel 10, har gitt og vil gi verdifull erfaring i forhold til spørsmålet om lagring av CO₂. Prosjektet vil imidlertid ikke belyse alle spørsmål, og dekker ikke alle typer deponering. Prosjekter for økt oljeutvinning gjennomført i USA har i liten grad hatt oppmerksomhet på problemstillinger knyttet til langtidslagring, overvåking eller risikoforståelse. I dag er det derfor satt skarpere fokus på slike spørsmål også i USA.

Utvalget har fått utarbeidet en rapport fra Fridtjof Nansens Institutt (FNI) vedrørende CO₂-deponering i lys av blant annet Londonkonvensjonen. I følge denne synes det å være en oppfatning, i alle fall i den vitenskapelige komiteen, om at deponering i undergrunnen ikke skiller seg vesentlig fra havdeponering. Havdeponering er et alternativ som møter betydelig motstand fra mange hold. Hovedproblemstillingen er knyttet til om CO₂ skal være å betrakte som «industrielt avfall» på linje med radioaktivt avfall. CCP-prosjektet adresserer noe av dette, jf. kapittel 10. Det bør være en prioritet å arbeide med disse problemstillingene også i norsk sammenheng. Etter enkeltes oppfatning er deponering av CO₂ i strid med bestemmelser og retningslinjer under FNs Klimakonvensjon, Kyotoprotokollen og Londonkonvensjonen. Hittil har imidlertid Norges praksis med deponering av CO₂ fra Sleipner blitt akseptert i henhold til IPPCs retningslinjer for rapportering av og metodikk for nasjonale klimaregnskap. Krav til dokumentasjon gjelder metodologi og estimater på hvor lenge CO₂ vil kunne lagres.

Oppmerksomhet rundt deponering av CO₂ har hittil vært relatert til lagring i havet, snarere enn i geologiske formasjoner (akviferer) eller forlatte hydrokarbonreservoarer. Det går imidlertid ikke noe klart skille mellom ulike deponeringsløsninger i forbindelse med diskusjoner under relevante konvensjoner og komitéer. Den rådende oppfatning 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.

I FNIs rapport pekes det på at spørsmålet om deponering av CO₂ i stor grad er knyttet til politiske prosesser og institusjonelle forhold (normer, prosedyrer, regler). Det er derfor tvil om hvorvidt en ’ren’ vitenskapelig tilnærming vil være tilstrekkelig for å overbevise andre parter om at deponering av CO₂ bør få status som en juridisk sett akseptabel og legitim praksis.

Basert på dette, vurderer FNI at det kan være fornuftig å legge opp til en åpen diskusjon fra norsk side vedrørende de vitenskapelige, juridiske og institusjonelle spørsmål knyttet til deponering av CO₂, på nasjonalt såvel som internasjonalt nivå. Trolig er det særlig behov for å bidra med informasjon og kunnskap fra praktisk erfaring på norsk sokkel (Sleipner), og at det settes i gang teknisk/vitenskapelig forskningsarbeid i denne sammenheng.

Det vil under enhver omstendighet være fornuftig for norske aktører og myndigheter å opprettholde en dialog på ulike nivå i beslutningsprosessen. Dette innebærer at man jobber parallelt med de vitenskapelige, politiske og juridiske aspektene ved deponering av CO₂.

13.3.1 Kraftproduksjon offshore

Prinsippet om at den som forurenser skal betale tiltakskostnadene, tilsier at det i utgangspunktet bør være opp til rettighetshaverne på norsk sokkel å vurdere hvilke utslippsreduserende tiltak som er mest kostnadseffektive i forhold til det til enhver tid gjeldende rammeverket for utslipp til luft. På den annen siden kan det kanskje hevdes at utslippsreduksjoner som kan oppnås ved kraft fra land, vil kunne ha en større verdi for samfunnet enn for en rettighetshavergruppe.

Utvalget understreker at arbeidet med å redusere utslipp av klimagasser og lokal luftforurensning på norsk sokkel må prioriteres. Samtidig ser utvalget at denne sektoren allerede har sterke utslippsreduserende insentiver gjennom en relativt høy CO₂-avgift.

Utvalget vil peke på to viktige typer tiltak for å redusere utslipp av klimagasser på norsk sokkel:

1. En mer effektiv energiproduksjon.

2. Kraft fra land.

På det første området er det helt nødvendig med en fortsatt effektivisering av kraftproduksjonen og en mer effektiv energibruk for å få redusert utslipp av klimagasser fra norsk sokkel. Utvikling av kombinerte løsninger for kraftproduksjon er et godt eksempel på at norsk sokkel ligger langt fremme når det gjelder å ta i bruk miljøeffektive løsninger.

Tiltakskostnad knyttet til kraft fra land er i SFTs tiltaksanalyse fra 2000 anslått til å være mellom 350-400 NOK/tonn for nye installasjoner nær uttakspunkt i høyspentnettet på land. For eksisterende felt og felt langt fra land, er det anslått en tiltakskostnadkostnad på 700-1400 NOK/tonn.

Det vil med overveiende sannsynlighet finnes andre og mer kostnadseffektive tiltak enn kraft fra land for å få redusert utslipp av klimagasser fra petroleumssektoren, herunder en fortsatt effektivisering av kraftproduksjonen og en mer effektiv energibruk.

Når det gjelder å forsyne installasjoner på norsk sokkel med kraft fra land, ser utvalget at det har vært en teknologisk utvikling på dette feltet. I lys av denne utviklingen, samt enkeltselskapers konkrete prosjektforslag, er spørsmålet omkring kraft fra land igjen aktualisert. I den sammenheng er det viktig å få klarhet i hvorvidt tidligere forutsetninger og barrierer nå er endret tilstrekkelig til at dette tiltaket er mer realiserbart enn det har vært tidligere. Utvalget ser behovet for å jobbe videre med denne løsningen, spesielt når det gjelder felt nær land.

13.4 Hydrogen

13.4.1 Teknologisk utvikling, barrierer og tidshorisonter

Norge har solid erfaring i produksjon av hydrogen, både på basis av fornybar energi og fossile råstoffer, har etablert industri innenfor ulike hydrogenområder og har høy forskningskompetanse innenfor viktige nisjeområder som for eksempel lagring av hydrogen og materialteknologi. Norske aktører har derfor et godt utgangspunkt og gode muligheter til å hevde seg på dette området.

Den største utfordringen for bruk av hydrogen i stor skala, er at et hydrogenmarked vil måtte bygges opp over tid samtidig som det forutsetter en trinnvis oppbygging av et distribusjonssystem for hydrogen. Det vil ta lang tid å få etablert så store markeder at man kan forsyne dette gjennom rørledninger fra store hydrogen produksjonsanlegg. Sannsynligvis vil ikke dette komme før etter 2015.

Når det gjelder transportsektoren, kan infrastruktur bygges basert på teknologi som til dels er utviklet, dels er under utvikling. Imidlertid vil lagring av hydrogen sannsynligvis være den foreløpig største usikkerhetsfaktoren rundt et kommersielt gjennombrudd for hydrogen som drivstoff i kjøretøy. Et gjennombrudd for hydrogen som drivstoff vil sannsynligvis ligge minst 10 år frem i tid.

Andre barrierer for introduksjon av hydrogen er at hydrogen må bli akseptert som en sikker energibærer, samtidig som det må finnes pålitelig utstyr hos brukeren som kan håndtere og ta i bruk hydrogenet.

Utviklingen mot utstrakt bruk av hydrogen som energibærer drives i dag frem av globale aktører innenfor energi- og transportsektoren. Toneangivende land som USA, Canada, Japan og Tyskland er teknologiledende, og myndighetene i disse landene satser betydelig på å støtte opp om forskning, utvikling og kommersialisering av hydrogen- og brenselcelleteknologi. Det foregår en posisjonering på dette området på den internasjonale arena. Norge vil derfor måtte tilpasse introduksjon av hydrogen som energibærer i stor skala til den utviklingen som skjer ute.

13.4.2 Tematiske FoU-satsinger

Hydrogen anses etter hvert av mange som fremtidens energibærer. Det gjenspeiles i industriens engasjement innen hydrogenområdet. På alle felt innen hydrogenforsyning, transport og bruk finnes det mange internasjonale selskaper med til dels betydelige aktiviteter. Det vil derfor trolig være mange konkurrenter om markedet som vil utvikle seg, både energiselskaper, transportører og leverandører av teknologi.

Oppgaven de nærmeste årene bør være å definere hvor Norge har sine fortrinn og systematisk bygge videre på disse. Dette gjelder blant annet:

• god tilgang på naturgass som kilde for hydrogenproduksjon

• muligheter for deponering av CO₂

• lang erfaring fra storskala produksjon av hydrogen

• kompetanse på hydrogenløsninger, både i industrien og i flere FoU-miljøer.

Ut i fra dette vil det ligge en mulighet for Norge i å posisjonere seg mot de internasjonale energimarkedene som en fremtidig leverandør av hydrogensystemer og -teknologier, samt som storleverandør av hydrogen kombinert med lagring av utskilt CO₂ fra naturgass. Transport av hydrogen kan skje gjennom rørledninger til kontinentet eller også i prinsippet nedkjølt til flytende hydrogen i skip. Men dette ligger langt frem i tid og vil være et langsiktig mål. I mangel av et tilstrekkelig hydrogenmarked, vil veien i mange år måtte gå gjennom små- og mellomskala tiltak.

Det mest nærliggende er å ta i bruk hydrogen tidlig i transportsektoren, i første omgang i flåtekjøretøyer som for eksempel busser. Dette er fordi slike kjøretøyer har gode muligheter for hydrogenlagring om bord, og ikke krever omfattende infrastruktur for drivstofftilførsel. Det vil imidlertid være behov for fyllestasjoner.

Andre tidlige bruksområder kan være stasjonær kraft/varmeproduksjon ved brenselceller, men brenselet vil trolig i liten grad være direkte hydrogen tilført utenfra. I den første fasen vil trolig brenselet være naturgass, propan, metanol eller tilsvarende som reformeres på stedet. Dette er imidlertid ikke like aktuelt i Norge som i mange andre land, fordi vi mangler infrastruktur for naturgass og fordi vi har et stabilt elnett i Norge.

For å komme i gang, er det viktig at det stilles midler til rådighet for prøveordninger og gjennomføring av demonstrasjonsprosjekter. Dette gir kompetansebygging for videre satsing i Norge, det bidrar til å bygge aksept for hydrogen som en sikker og miljøvennlig energiløsning og det vil bidra til å posisjonere oss og skape utstillingsvindu for denne type teknologi med mulighet for norsk industri. Gjennom demonstrasjonsprosjektene må man utvikle norsk kompetanse som hydrogenleverandør, inklusive lagring av CO₂ (som for gasskraft med CO₂-deponering), og vise hvordan man kan integrere hydrogen i fremtidens energisystem (hydrogen + el + varme), samt stimulere norske teknologileverandører. Med tanke på å bringe frem gode norske produkter er det også nødvendig at det satses på grunnleggende og anvendt forskning og innovasjon. For å stimulere introduksjon av hydrogen som energibærer i Norge er det i denne sammenheng naturlig at det etableres et større nasjonalt hydrogenprogram som del av den totale satsingen. Det bør videre vurderes ulike avgiftslettelser for å støtte overgang til bruk av hydrogen i stasjonære anvendelser og innenfor transportsektoren.

Det er samtidig viktig å følge med på den internasjonale utviklingen på området, særlig siden det meste av teknologiutviklingen skjer ute, og vi i stor grad er avhengig av utenlandske leverandører. Deltakelse i internasjonal forskning og utvikling er en meget effektiv – og kostnadseffektiv – måte å følge med i det som foregår. For å komme i direkte kontakt med sentrale industriaktører, vil det være hensiktsmessig å etablere seg i felles forsknings- og industriprosjekter. Deltakelse i EU-prosjekter bør stå sentralt. Videre må det sikres rammebetingelser som gjør at norske fortrinn som fremtidig leverandør av hydrogenløsninger ivaretas. Blant annet må Norge aktivt bidra til utvikling av europeiske rammebetingelser innen standardisering, lover, forskrifter og økonomiske insentiver som gjør slike hydrogenløsninger mulige.

13.5 Forskning, utvikling og kommersialisering – videre satsing og organisering

Dagens organisering av FoU innenfor miljøvennlige naturgassanvendelser synes å ha vært hensiktsmessig i en tidlig, forskningsdominert fase. Dersom den norske innsatsen skal kunne møte utfordringene over tid, og frembringe konkurransedyktig teknologi og produkter i et internasjonalt marked, har leverandørbedrifter, FoU-miljøer og energiselskaper pekt på at det er behov for en organisering som tar hensyn til at det er:

1. Begrenset markedspotensiale for gasskraft med CO₂-håndtering i dag.

2. Større grad av langsiktighet og stabilitet for forskning og teknologiutvikling.

3. Bedre samspill og samordning i innovasjonskjeden.

4. Viktige aktører er ikke norske.

De ulike fasene i forskning, utvikling og kommersialisering av nye miljøvennlige gasskraftteknologier favner en rekke aktører, herunder forsk­ningsinstitusjoner, leverandørselskaper og brukere. Organiseringen av satsingen fra myn­dig­hetene bør skje innenfor en ramme som sikrer 1) nært samarbeid og samhandling mellom de ulike aktørene i hele innovasjonskjeden fra forskning til kommersialisering, 2) godt koordinert og gjennomgående virkemiddelbruk, og 3) aktørenes behov for ulike insentiver i de forskjellige stadiene av teknologiutviklingen.

Svært mange av aktørene som utvalget har vært i kontakt med, har vist til at Forskningsrådets KLIMATEK-program har vært en viktig pådriver i arbeidet i en tidlig fase. Imidlertid ser en behov for en samordning i forhold til hele kjeden av teknologiutvikling, og i forhold til de ulike aktører som er involvert på de ulike stadiene. Ved tyngre demonstrasjonsprosjekter er det for eksempel vist til at industrien selv bør ha en særlig sentral rolle i planlegging, bygging og utprøving. Det bør derfor forventes at det etableres et tett og forpliktende samarbeid mellom leverandørene og brukerne i slike demonstrasjonsprosjekter. Teknologiutviklingen i Norge knyttet til gasskraftteknologi er sentrert rundt et fåtall forskningsinstitusjoner og selskaper som Statoil, Hydro, Kværner/Aker. Det er pr. i dag ingen kraftutbyggere involvert i slik virksomhet.

De viktigste leverandører av kritiske komponenter for miljøvennlig gasskraftteknologi er ikke norske. Det norske markedet, som i dag synes å utgjøre det eneste reelle markedet for denne teknologien, er i dag ut fra et kommersielt ståsted for lite til å forsvare en teknologiutvikling i den størrelsesorden som må til med tanke på kommersialisering av slike teknologier. Aktiviteter innenfor dette området vurderes inntil videre av norske og internasjonale selskaper som prosjekter med høy teknisk og markedsmessig risiko. Med tanke på at viktige leverandører og brukere ikke er norske selskaper, er det behov for et sterkt samarbeid mellom aktører i ulike land, og tilknytning til internasjonale forskningsprogrammer på området. Utfordringene er internasjonale og mulige løsninger vil utvikles i et bredt, forpliktende internasjonalt samarbeid. Pr. i dag foregår det samarbeid blant annet gjennom CCP-prosjektet, EUs programmer, IEA og i tillegg enkelte bilaterale prosjekter, jf. kapittel 10. I norske forskningsprogrammer relatert til miljøvennlige gassteknologier, er det foreløpig ikke åpnet for at utenlandske deltakere kan være kontraktspartner til Forskningsrådets prosjekter. Generelt er det imidlertid et ønske om større andel prosjekter med internasjonal deltakelse. Norsk kompetanse kjennetegnes ved at den er internasjonalt anerkjent innenfor enkelte nisjer, men har få, sterke leverandører.

Innenfor dagens norske forskningsprogrammer bidrar myndigheter og selskaper med om lag halvparten hver av prosjektmidlene. Flere prosjekter har vist seg krevende å ta videre til større skala fordi selskapene vurderer den tekniske risiko som så stor og de nødvendige investeringer som så omfattende i forhold til et begrenset og usikkert marked. Selskapene har ikke ønsket en slik eksponering. En økt satsing fra myndighetene vil dermed ikke i seg selv føre til større aktivitet. Disse utfordringene har vært krevende å møte innefor dagens organisering av forskning og utvikling.

I dag er forskning knyttet til å frembringe miljøvennlige gassteknologier og gassanvendelser organisert under Forskningsrådet og i noen grad Enova, jf. kapittel 11. I Forskningsrådet er dette området organisert inn i det nye programmet Energi, miljø, bygg og anlegg. Sentrale forskningstemaer for innovasjon på naturgasssiden vil særlig være: Gasskraft med minimale CO₂-utslipp, hydrogen og småskala bruk av naturgass til energiformål. Samtidig har Enova et mandat som favner området miljøvennlig bruk av naturgass. Enova skal fremme energiomlegging på bred front og miljøvennlig bruk av naturgass har sin plass i dette bildet. Miljøvennlig introduksjon av gass knyttes i Enovas arbeid til systemforståelse, til å erstatte andre energibærere som gir miljømessig gevinst lokalt og globalt, til å skape robuste systemer bygget på faglig fundert kunnskap og arbeid med miljøvennlig gasskraftproduksjon. Enova skal ikke befatte seg med konvensjonell gasskraft i stor skala.

Med dagens virkemiddelapparat er det imidlertid organisatorisk komplisert og økonomisk meget krevende å få til en sammenhengende virkemiddelbruk for å realisere både forskning, pilotprosjekter, teknologidemonstrasjon og kommersialisering for teknologier.

For å bidra til å samle virkemiddelbruken vil det være relevant å vurdere hvilke organisasjonsformer som kan ivareta en økt satsing. Nye teknologier utvikles tradisjonelt i samspill mellom FoU-miljø, sluttbruker og leverandør. Erfaringene fra KLIMATEK viser også at prosjektene som skal utvikle og demonstrere teknologi som kan redusere klimagassutslippene, må skapes i tett dialog med både utslippseiere/energiprodusenter og teknologileverandører. Det vil derfor være en rekke aktører som må samles under en helhetlig satsting på forskning, utvikling og kommersialisering av nye miljøvennlige anvendelser og teknologier basert på gass. For å få tilgang på ideer og effektive utviklings- og kommersialiseringsprosesser, er det viktig at dette samspillet fungerer godt. Både forskningsinstitusjoner, leverandører, energiselskaper, annen industri og sluttbrukere bør være involvert.

Utviklingen fra idé til ferdig produkt går gjennom mange trinn og beslutningspunkter underveis. For prosesser og utstyr av den type som er relevant for miljøvennlig bruk av gass, tar dette gjerne lang tid (typisk 10-15 år). Erfaringsmessig kommer også kostnadsreduksjoner over tid gjennom pilotanlegg, testing og ved produksjon av nye teknologier. FoU er dermed en nødvendig, men ikke tilstrekkelig, forutsetning for å bringe en ide fram til et kommersielt produkt. I demonstrasjonsfasen vil det kreves betydelige investeringer med fokus på oppskalering og verifisering av teknologi. Dette har relativt sett et lavere FoU-innhold.

Et annet moment er behovet for en gjennomgående virkemiddelbruk. Med dette menes at forutsatt at prosjektet lykkes med utviklingen og når sine mål i de ulike faser, skal det være enkelt å få tilgang til virkemidlene i neste trinn.

Dette stiller krav til en tidlig vurdering og sannsynliggjøring av det økonomiske og markedsmessige potensialet i prosjektet, samt veldefinerte planer og mål. En viktig forutsetning for å få dette til, er tett og godt samspill mellom alle aktører, både FoU-miljø, teknologileverandør og bruker på den ene side, og de som bestyrer virkemiddelapparatet på den andre side.

Det er også viktig å understreke betydningen av at oppbyggingen må gjøres over tid, og at det derfor bør være tilstrekkelig langsiktighet og forutsigbarhet i finansieringen av satsingen. Mange store teknologileverandører er utenlandske. Det er derfor viktig at denne satsingen også ses i en bredere sammenheng. Dette bør skje ved at man styrker grunnlaget og mulighetene for norske underleverandører av viktige teknologikomponenter.

Det finnes ulike modeller for en større satsting fra myndighetens side, basert på dagens forskningsprogrammer, demonstrasjonsprogrammer (Demo 2000), eller et større selskap eller organ. Organiseringen må ta hensyn til å:

1. Koordinere og samordne de ulike aktivitetene og fasene i innovasjonskjeden (forskning, utvikling, kommersialisering og introduksjon) for miljøvennlige gasskraftteknologier.

2. Delfinansiere prosjekter med klart kommersielt potensiale der de aktuelle bedriftene har etablert en markedsbasert forretningsplan.

Med tanke på en samlet satsing som skal følge alle leddene i teknologiutviklingen vil der være nødvendig å vurdere nye organisasjonsformer. Hensiktsmessig organisering kan være et statlig innovasjonsselskap som ivaretar et overordnet ansvar for helheten i forhold til de ulike teknologier og anvendelser, og helheten i forhold til de ulike teknologistadiene.

Det bør spesielt vurderes ulike modeller som ivaretar behovet for langsiktighet, stabilitet og omfang av finansieringen. Den fondsbaserte modellen som ble valgt for Enova, er et eksempel på en satsing som gir en viss uavhengighet i forhold til de årlige budsjettprosesser. Slike fondsbaserte modeller er også benyttet i forbindelse med finansiering av langsiktig, grunnleggende forskning i Forskningsrådet (Fondet for forskning og nyskaping). Det er nærliggende å basere seg på en liknende fondsmodell for en langsiktig organisering av det samlede området miljøvennlige gassanvendelser/teknologier. Dersom det etableres et slikt fond, kan avkastningen disponeres av innovasjonsselskapet. En annen modell er å tilføre selskapet en kapitalbase hvor også deler av denne kan disponeres, i tillegg til avkastningen.

Både med hensyn til kompetanseoppbygging, tverrfaglighet og synergier, vil det være viktig at innovasjonsselskapet forvalter hovedtyngden av den offentlige innsatsen. Dette omfatter blant annet gasskraftverk med CO₂-håndtering, CO₂-deponering, CO₂ til økt oljeutvinning og hydrogen som energibærer. Organiseringen av et slikt innovasjonsselskap bør utredes nærmere. Selskapets styre bør oppnevnes av Olje- og energidepartementet og være bredt sammensatt.

Aktørene i dette markedet vil generelt velge å utvikle de mest konkurransedyktige teknologiene, og på en slik måte at den har størst kommersielt potensiale. Det er derfor viktig at det skapes mest mulig rom for en kommersielt basert teknologiprosess innenfor rammene av en slik satsing. Dette betyr at det er innovasjonsselskapet som sammen med de private aktørene står for beslutninger om hva som er mest hensiktsmessig både med hensyn til valg av teknologi, demonstrasjonsstørrelse og plassering. En slik overordnet organisering må også være innrettet med tanke på et sterkt samspill med brukere.

Ved slik ny organisering vil det fortsatt være viktig å bevare en sterk forskningsfaglig forankring og koordinering i Norges forskningsråd. Dette er sentralt for å bringe inn erfaring og faglig tyngde som Forskningsrådet representerer i forhold til forskning og utvikling generelt, og de erfaringer de har spesielt innen dette området. Det vil også være behov for god oversikt og samordning i forhold til tilgrensende områder for forskning og utvikling, og for avklaring av organiseringen i forhold til de områder innen miljøvennlig bruk av gass som i dag er lagt til Enova.

Det bør derfor legges til grunn for en ny organisering at forskning (på tidligere stadier enn demonstrasjon) ivaretaes i et samlet, tverrsektorielt forskningsprogram under Norges forskningsråd, som omfatter alle relevante områder. For å ivareta hele innovasjonskjeden, er det nødvendig å få til en god koordinering og et tett samarbeid med innovasjonsselskapet. Ut fra et behov for stabilitet og langsiktighet i finansieringen av forskningen, kan det også være nærliggende at FoU-programmet finansieres som en del av innovasjonsselskapets kapitalbase. I tillegg kan det være aktuelt med tilleggsbevilgninger fra departementer dersom særskilte prioriteringer er ønskelig utover dette.

Med tanke på behovet for internasjonalt engasjementet, bør det vurderes om det ved tildeling av midler skal stilles krav til samarbeid med internasjonale programmer og organisasjoner, hvor dette åpenbart er formålstjenlig. Som en generell regel bør det med samme begrunnelse åpnes for delfinansiering av felles overnasjonale satsinger og eventuelle norske «innkjøp» i relevante, eksisterende internasjonale programmer. Dersom det vurderes som et viktig bidrag til å utvikle norske aktører og FoU-miljøer, bør det også kunne åpnes for utenlandske deltakere som kontraktspartnere i Forskningsrådets program.

På bakgrunn av at en slik satsing vil samle et bredt spekter av teknologier og anvendelser innenfor området miljøvennlig bruk av gass, kreves det en viss størrelse på innovasjonsselskapets arbeidskapital med tanke på framdrift i teknologiutviklingen. Basert på de fasene som har vært skissert i forhold til teknologiutvikling vil det være naturlig med en gradvis oppbygging av den årlige avkastningen som kan disponeres av selskapet. Satsingen bør over tid nå et nivå på minimum 300 mill. NOK pr. år med tanke på en fase der ulike teknologier kan demonstreres i mindre skala. Ut fra slike vurderinger bør størrelsen på innovasjonsselskapets kapitalbase være i størrelsesorden 5 mrd. NOK.