Meld. St. 11 (2021–2022)

Tilleggsmelding til Meld. St. 36 (2020 – 2021) Energi til arbeid – langsiktig verdiskaping fra norske energiressurser

Til innholdsfortegnelse

5 Nye lønnsomme næringer basert på energiressursene

5.1 Et grønt industriløft

5.1.1 Et grønt industriløft i Norge

Norge har gode forutsetninger for å lykkes i omstillingen til lavutslippssamfunnet ved at vi blant annet legger til rette for verdiskaping i grønne og lønnsomme næringer. Slik situasjonen er nå, har Norge overskudd på fornybar kraft i et normalår. Vi har industriell og teknologisk kompetanse, tilgang på kritiske råvarer og infrastruktur og erfaring fra produksjon og foredling av energi gjennom mange tiår. Dette gir Norge et godt utgangspunkt. Regjeringen vil legge til rette for at Norge skal bidra aktivt til, og dra nytte av, den globale energiomstillingen som er nødvendig for at klimamålene skal nås.

Regjeringen har høye ambisjoner og vil føre en aktiv næringspolitikk der private bedrifter og det offentlige spiller på lag for å akselerere det grønne skiftet. Den vil legge til rette for et grønt industriløft som bidrar til å skape verdier og lønnsomme og attraktive jobber i hele landet, øke de grønne investeringene, styrke eksporten og kutte klimagassutslipp. I løpet av våren 2022, vil regjeringen vil legge fram et veikart for arbeidet med grønt industriløft. Veikartet vil se ulike politikkområder i sammenheng. Særlige innsatsområder vil være industriprosjekter innenfor hydrogen, havvind, CO2-håndtering, batterier, bionæringen og større, grønne prosjekter i eksisterende fastlandsindustri. I denne stortingsmeldingen redegjøres det for regjeringens politikk på havvind, CO2-håndtering og hydrogen spesielt. Produksjon og tilgang på fornybar kraft til en konkurransedyktig pris er en forutsetning for lønnsomheten til flere klimatiltak i eksisterende industri og etablering av nye næringer. Dette gjelder blant annet for etablering av en verdikjede for batteriproduksjon og produksjon av grønt hydrogen, jf. kap. 5.3.4. Tilgang på naturgass er en av flere forutsetninger for produksjon av blått hydrogen og ammoniakk. Det viser at det grønne industriløftet og utvikling av nye næringer kan dra fordel av eksisterende næringer som fortsatt skal videreutvikles.

Både nåværende og nye satsinger innen energi og industri har behov for arbeidskraft og kompetanse, et behov som kan være utfordrende å dekke. Dette skyldes blant annet at mange av virksomhetene og satsingene ligger i distriktene, hvor det er mangel på flere typer arbeidskraft og kompetanse. Det er også behov for helt ny kompetanse til de nye grønne næringene. Dette er utfordringer som må følges opp videre for å kunne realisere satsinger på energinæringene og industrivekst.

Storstilt elektrifisering av transportsektoren og industrien i Europa kan gi stor etterspørsel etter batterier. Økt innslag av fornybare energikilder i kraftmiksen kan gi en økning i etterspørselen for batterier til å balansere kraftsystemet. Ny batteriforordning i EU vil sette høye krav til miljø- og klimaegenskapene til batterier og i batteriproduksjon. Regjeringen vil i løpet av våren legge fram en norsk batteristrategi. Strategien vil oppsummere eksisterende kunnskapsgrunnlag, konkretisere regjeringens ambisjoner og inneholde en operativ handlingsplan for realisering av det norske verdiskapingspotensialet i batteriverdikjeden på en miljømessig og bærekraftig måte.

Næringer som inngår i det grønne industriløftet kan bidra til økt verdiskaping og eksport. EU er vår viktigste handelspartner, og regjeringen har tatt initiativ til et strategisk industripartnerskap med EU. Et industripartnerskap med EU er en naturlig del av det grønne industriløftet, og skal fremme en gjensidig interesse og nytte mellom Norge og EU på områdene industri, energi og klima. CO2-håndtering, inkludert Langskipprosjektet, hydrogen, havvind, batterier, grønn skipsfart og næringer basert på biomasse er alle eksempler på næringer som kan gi løsninger for det grønne skiftet. På disse områdene kan Norge bidra til EUs industrielle omstilling, strategiske autonomi og oppfyllelse av klimaforpliktelser. Et slikt industripartnerskap kan, på ulike områder, inkludere nye former for forpliktende samarbeid, økt deltakelse i relevante finansieringsordninger og programmer, og skal bidra til styrket bevissthet i EU om norske behov. En utvidelse av det avtalemessige grunnlaget for å realisere økonomiske og klimapolitiske gevinster bør vurderes.

Regjeringen vil

  • legge til rette for et grønt industriløft og presentere et veikart for dette arbeidet våren 2022

  • legge til rette for at Norge skal bidra aktivt til, og dra nytte av, den globale energiomstillingen som er nødvendig for at klimamålene skal nås

  • utvikle et strategisk industripartnerskap med EU for å posisjonere Norge som en partner i det grønne skiftet, og som styrker muligheter til å skape arbeidsplasser i hele Norge

  • i løpet av våren 2022 legge fram en norsk batteristrategi

5.1.2 EUs arbeid med klar for 55-pakken

I EU er det vedtatt et mål om minst 55 pst. netto reduksjon av klimagassutslipp i 2030 sammenlignet med 1990-nivå. Målet er lovfestet i EUs klimalov, som trådte i kraft i 2021. I tråd med klimaloven ble en rekke regelverksforslag lagt fram i 2021. Det foreslåtte regelverket skal sikre oppfyllelsen av EUs forsterkede klimamål for 2030 og starte omstillingen av EU til et nullutslippssamfunn i 2050. Regelverkssamlingen omtales som Klar for 55-pakken.

Om lag tre fjerdedeler av klimagassutslippene i EU stammer fra energiproduksjon og -forbruk. Omstilling av energisystemet er derfor sentralt for å nå EUs klimamål for 2030 og 2050. Utslipp fra varme og kjøling, industri og transport har i liten grad blitt redusert, og er områder som forslagene særlig retter seg mot.

Regelverksforslagene skal ivareta hensynet til konkurransekraft og forsyningssikkerhet. Både økning av fornybar energiproduksjon og -forbruk, energieffektivisering, samt innovasjon og teknologiutvikling er viktig i denne sammenheng. Det legges til rette for nye næringer som blant annet CO2-håndtering, hydrogen og havvind. En rettferdig omstilling og hensynet til sårbare husholdninger søkes gjennomgående ivaretatt ved energieffektivisering, teknologiutvikling og finansielle tiltak, som et ‘sosialt klimafond’.

Regelverksforslagene har innbyrdes nær sammenheng. Europakommisjonen fremhever at de må forstås og tolkes i lys av hverandre. Forslagene vil behandles i Rådet og Europaparlamentet. Flere av regelverkene som foreslås endret er innlemmet i EØS-avtalen.

Norge og EU samarbeider om å oppfylle våre tidligere 2030-mål om å kutte utslippene med minst 40 pst. fra 1990. Klimaavtalen med EU går ut på at Norge deltar i EUs klimaregelverk i perioden 2021-2030. I Hurdalsplattformen står det at regjeringen vil videreføre klimasamarbeidet med EU. Klimaavtalen med EU omfatter kvotesystemet, innsatsfordelingen og skog- og arealbruksregelverket, samt klimadelene av EUs styringssystem. Rettsakter på energiområdet og øvrige deler av EUs styringssystem, herunder energi, er ikke en del av klimaavtalen med EU. Disse er implementert i EØS-avtalen Vedlegg IV eller er i EØS-prosess. Norge har en positiv grunnholdning til regelverksforslagene i «Klar for 55»-pakken. Det søkes å påvirke regelverksutformingen slik at de gir mulighet for fleksibilitet og i størst mulig utstrekning kan tilpasses norske særegenheter og fortrinn. Norsk tilknytning til de ulike regelverkene avklares når de er vedtatt.

Kvotesystemet (EU ETS) setter et felleseuropeisk tak på utslippene fra industri, fossil kraftproduksjon, petroleum og luftfart. Hovedgrepet i Kommisjonens forslag til endringer i kvotesystemet er en økning i ambisjonsnivået. Kommisjonen foreslår å redusere antall kvoter som utstedes med 4,2 pst. per år sammenlignet med dagens 2,2 pst. per år. I 2030 vil antall kvoter som utstedes være 61 pst. lavere enn 2005-utslippene fra dagens kvotepliktige aktiviteter. Til sammenligning vil dagens kvotesystem redusere utslippene med 43 pst. innen 2030 fra utslippsnivået i 2005. Andre viktige grep er at det foreslås å inkludere deler av utslippene fra maritim transport i kvotesystemet, og at det foreslås å etablere et eget separat kvotesystem for brensel til veitrafikk og oppvarming av bygninger (EU ETS2). Med unntak av utslipp fra internasjonal maritim transport vil disse utslippene samtidig omfattes av nasjonale mål under innsatsfordelingen.

Innsatsfordelingen setter et felleseuropeisk tak på utslippene fra transport, jordbruk, avfall og bygg, samt deler av industrien og petroleumssektoren. Hovedgrepet i Kommisjonens forslag til endringer i innsatsfordelingen er en økning i ambisjonsnivået, både samlet for EU og for hvert enkelt land. Det foreslås at de europeiske utslippene fra disse sektorene skal kuttes med 40 pst. fra 2005 til 2030. Dagens mål er 30 pst. Innsatsen fordeles mellom medlemsstatene, som i forslaget får fastsatt nasjonale utslippsmål i spennet 10 til 50 pst. kutt fra 2005 til 2030.

Også i regelverket om utslippsreduksjoner i skog- og arealbrukssektoren foreslås det økt ambisjonsnivå. Det foreslås flere endringer for at skog- og arealbrukssektoren skal bidra til at EU blir klimanøytralt i 2050, blant annet et nytt mål om å øke nettoopptaket av CO2 til 310 mill. tonn i 2030. Revisjonen av kvotehandelsdirektivet må også sees i sammenheng med forslaget om en karbongrensemekanisme (Carbon Border Adjustment Mechanism – CBAM). Forslaget innebærer at det ved import av produkter som omfattes av mekanismen må betales for utslippene fra produksjonen av produktet i landet det produseres i. Mekanismen vil omfatte varer som jern, stål, aluminium, sement, elektrisitet og gjødsel. Mekanismen har som formål å hindre utflagging av utslippsintensiv produksjon til land med mindre ambisiøs klimapolitikk (karbonlekkasje) og er foreslått å erstatte tildeling av gratiskvoter.

Revisjonen av energiskattedirektivet tar sikte på blant annet å sikre felles minste avgiftssatser for fossil energi, og sikre økt samsvar mellom energiskattene i de ulike medlemslandene.

I forslag til revisjonen av fornybardirektivet foreslås det å øke det overordnende fornybarmålet fra 32 til 40 pst. Dette målet er bindene på unionsnivå. I fornybardirektivet foreslås introdusert ulike delmål og markedsbaserte virkemidler for å øke fornybarandelen. Særlig oppmerksomhet rettes mot sektorene som det har vært vanskelig å avkarbonisere; transport, varme- og kjøling i bygg, samt industri.

I forslaget til revisjon av energieffektiviseringsdirektivet foreslås økning av det overordnede målet fra dagens 32,5 pst. til 36 pst. av sluttbruk eller 39 pst. av primærenergibruk. Energieffektiviseringsdirektivet er rettet mot alle sektorer, der formålet er å etablere et felles rammeverk i energieffektivitetspolitikken. Forslaget til nytt energieffektiviseringsdirektiv øker EUs energieffektivitetsmål, og det stiller strengere krav til energieffektivisering i de enkelte medlemsstatene. Prinsippet om ‘energieffektivitet først’, offentlig sektors rolle, energifattigdom og sårbare kunder er blant områdene som står sterkere i fokus enn i tidligere versjoner av direktivet. Forslaget må ellers sees i sammenheng med at det i desember ble lagt fram forslag til revisjon av bygningsenergidirektivet, med særlig vekt på blant annet økt renovering av bygg.

Øvrige tiltak i transportsektoren foreslås også gjennom regelverksforslag knyttet til CO2-standarder for biler, drivstoff i maritim- og luftfart, samt infrastruktur for alternative drivstoff. Det søkes tilrettelagt for økt bruk av elektrisitet, hydrogen, syntetisk drivstoff, biodrivstoff og biogass.

Forslagene fra desember omfatter forslag til regelverk om et indre marked for fornybare gasser, naturgass og hydrogen. Formålet er blant annet å legge til rette for utbredelse av fornybare og lavkarbon gasser i energisystemet og redusere bruken av naturgass, for å sikre oppnåelse av energi- og klimamålene. Det foreslås nye bestemmelser for å ivareta forbrukernes rolle i gassmarkedene. Prinsippene i markedsregelverket for elektrisitet og naturgass gis anvendelse for fornybare og lavkarbongasser, samt hydrogen.

I forslag til en ny forordning om reduksjon av metanutslipp i energisektoren stilles krav til reduksjon, måling, rapportering og verifisering av metanutslipp, samt krav til transparens for metanutslipp fra importert fossil energi til EU.1

5.2 Havvind

5.2.1 Regjeringens politikk for vindkraft til havs

Hurdalsplattformen slår fast at regjeringen vil «legge til rette for en storstilt satsing på havvind gjennom en ambisiøs nasjonal strategi for havvind som blant annet inkluderer satsing på norsk leverandørindustri, et godt regelverk og utvikling av nettinfrastruktur på norsk sokkel». Videre heter det at «tilgang på rikelig med ren og rimelig kraft har i årtier vært den norske industriens fremste konkurransefortrinn», og at «dette også i fremtiden skal være fortrinnet for norsk industri og bidra til verdiskaping og sysselsetting i hele landet».

Meld. St. 36 (2020–2021) beskriver kostnader og inntjeningsmuligheter for havvind på norsk sokkel, leverandørindustriens utgangspunkt for å ta markedsandeler innen havvind, ulike nettløsninger, forslag til tildelingsmodell for områder til fornybar energiproduksjon til havs og en plan for ny konsekvensutredning av arealer. Regjeringen tar i denne tilleggsmeldingen arbeidet med å legge til rette for lønnsom produksjon av vindkraft til havs et stort steg videre. Tilgang til nytt areal og forutsigbare rammebetingelser er viktige forutsetninger for etablering av en havvindnæring i Norge. Regjeringen legger opp til å følge opp med nye steg i satsingen på vindkraft til havs framover.

Regjeringen har et mål om at satsingen på havvind skal bidra til industriutvikling. Dette gjør vi gjennom å etablere et hjemmemarked ved utlysning av havvindområder i Norge, der norske leverandører på grunn av nærhet til markedet, erfaring fra norsk sokkel og kunnskap vil ha gode muligheter til å delta. Gjennom deltakelse i et hjemmemarked vil norsk leverandørindustri kunne få verdifull erfaring, også når de skal konkurrere om oppdrag i utlandet. En vellykket industriutvikling forutsetter utdanning og kvalifisering av tilstrekkelig norsk arbeidskraft, og positive lokale ringvirkninger.

Videre vil regjeringen legge til rette for innovasjon og teknologiutvikling. Flytende havvind har potensial til å bli en viktig kilde til fornybar energi både på verdensbasis og på norsk sokkel. Etter hvert som teknologien blir videreutviklet og tatt i bruk, forventer vi kostnadsreduksjoner for flytende vindkraft. Gjennom å tildele arealet på Utsira Nord etter kvalitative kriterier vil vi legge til rette for innovasjon og teknologiutvikling som kan bidra til framtidige kostnadsreduksjoner for flytende havvind.

Utbygging av vindkraft til havs vil gi økt utslippsfri kraftproduksjon i Norge. Det trengs for å møte økende etterspørsel etter fornybar kraft. Kraftsituasjonen i Norge og i Europa den siste tiden illustrerer viktigheten av å øke tilgangen på fornybar kraft. Lønnsomheten for havvind avhenger av hvilke priser produsentene kan oppnå, noe som påvirkes av hvilket marked produksjonen blir tilknyttet. En tilknytning bare til Norge vil øke det norske kraftoverskuddet, og er isolert sett en bidragsyter til lavere nasjonale kraftpriser. For at flytende havvind skal bli lønnsomt er det behov for teknologiutvikling og kostnadsreduksjoner.

Boks 5.1 Hovedgrep for å realisere regjeringens ambisjoner for havvind

Regjeringen legger opp til at områdene på Sørlige Nordsjø II skal tildeles gjennom auksjon, mens områdene på Utsira Nord vil tildeles basert på kvalitative kriterier som legger til rette for innovasjon og teknologiutvikling.

For å sikre en rasjonell utbygging av nett til havs vil Statnett få en planleggingsrolle i tillegg til systemansvaret til havs. Det første prosjektet på Sørlige Nordsjø II skal forsyne fastlands-Norge med kraft, mens nettløsning for det andre prosjektet vil avgjøres i etterkant av en utredning av virkningen på kraftsystemet av ulike nettløsninger for vindkraft til havs.

Regjeringen har startet arbeidet med å identifisere nye områder for fornybar energiproduksjon til havs og vil legge til rette for gjentatte runder med åpning og tildeling av arealer for å sikre en langsiktig satsning på havvind framover. Hensynet til sameksistens med andre næringer til havs vil stå sentralt i dette arbeidet.

Av hensyn til framdrift i arbeidet med å realisere havvind i Norge og behovet for å øke kraftproduksjonen i det norske kraftsystemet legges det til rette for at deler av kapasiteten i Sørlige Nordsjø II skal tilknyttes Sør-Norge. Regjeringen legger derfor opp til at det første prosjektet på Sørlige Nordsjø II, med en kapasitet på 1 500 MW, bare skal knyttes til Norge.

Aktørene mener etablering av hybridprosjekter må til for å utvikle lønnsomme prosjekter og få til en storstilt utvikling av havvind i Europa. Hybride forbindelser er nettløsninger med dobbelt funksjonalitet: transport av kraft fra havvind og utveksling av kraft mellom land. Vi kjenner i dag ikke til de fulle implikasjonene av hybridprosjekter når det gjelder virkninger på kraftpriser, driften av kraftsystemet i sørlige deler av landet og lønnsomhet. Regjeringen har derfor satt i gang en utredning av virkninger på kraftsystemet av ulike nettløsninger for vindkraft til havs. Utredningen ser på konsekvenser for kraftsystemet på land, både av ulike dimensjoner av hybridprosjekter og alternative nettløsninger, der det ikke legges til rette for nye mellomlandsforbindelser som kan øke eksportkapasiteten fra fastlands-Norge. Utredningen vil også se på den videre utviklingen av nett til havs. Disse utredningene vil gjennomføres i løpet av 2022. Hvilket tilknytningsregime de resterende 1 500 MW i Sørlige Nordsjø vil ha, må avgjøres i etterkant av utredningen av virkningen på kraftsystemet av ulike nettløsninger for vindkraft til havs.

Før utlysing av arealer for fornybar kraftproduksjon til havs gjennomføres følgende arbeid: Regjeringen vil i løpet av kort til fremme en lovendring og fastsette det øvrige rammeverket for tildeling av arealer, i tråd med forslagene som har vært på høring. Regjeringen må fastsette de endelige utlysingsområdene på Sørlige Nordsjø II og Utsira Nord etter at høringen med forslag til inndeling er ferdig og innspillene er vurdert.

Olje- og energidepartementet har startet å utarbeide en auksjonsmodell for tildeling av arealer på Sørlige Nordsjø II, og tar sikte på å ferdigstille auksjonsmodell i løpet av 2022. Departementet vil parallelt utarbeide kvalitative kriterier for tildeling av arealer på Utsira Nord, samt utrede en eventuell støtteordning for flytende havvind. Videre vil kriterier for prekvalifisering ferdigstilles.

Regjeringen ønsker tett dialog med havvindnæringen og andre brukere av havet i utarbeidelsen av utlysningsdokumentene, og legger derfor opp til høring av prekvalifiseringskriterier, auksjonsmodell og kvalitative kriterier i forkant av utlysningen.

Regjeringen legger opp til å gi Statnett en større rolle i planleggingen av nett til havs, i tillegg til systemansvaret til havs. I tillegg til å utlyse områder for fornybar kraftproduksjon på Utsira Nord og Sørlige Nordsjø II, vil regjeringen legge til rette for en langsiktig satsing på havvind i Norge med gjentatte runder med åpning av areal for havvind. Regjeringen har derfor gitt Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i oppdrag å identifisere nye områder for fornybar energiproduksjon til havs basert på innspill fra en direktoratsgruppe.

Regjeringen vil

  • legge til rette for å realisere de første 1 500 MW fra Sørlige Nordsjø II med tilknytning bare til Norge

  • utrede alternativer til hybridkabler for havvind, vurdere konsekvenser av ulike dimensjoner av hybridkabler for kraftsystemet på land og den videre utviklingen av nett til havs, der det ikke legges til rette for nye mellomlandsforbindelser som kan øke eksportkapasiteten fra fastlands-Norge

  • etablere auksjonsløsning som hovedmodell for tildeling av areal til fornybar energiproduksjon etter havenergilova

  • tildele arealet på Utsira Nord etter kvalitative kriterier for å legge til rette for innovasjon og teknologiutvikling

  • identifisere nye områder med mål om gjentatte runder med åpning av areal for fornybar energiproduksjon til havs

  • legge til rette for at nettkundene på land ikke skal bære investeringskostnaden av nettet til havs for de første prosjektene

  • gi Statnett ansvaret for å planlegge utviklingen av nettet til havs i tråd med retningslinjer gitt av departementet og basert på innspill og dialog med havvindaktørene

  • utpeke Statnett som systemansvarlig etter havenergilova for kabler og anlegg som ikke reguleres av petroleumsloven

  • arbeide for å effektivisere konsesjonsprosessen og korte ned tiden fram mot bygging av havvind, slik at de første havvindprosjektene kan være i drift før 2030

5.2.2 Oppsummering av høringen av endringer i havenergilova, havenergilovforskrifta og veileder for arealtildeling, konsesjonsprosess og søknader for vindkraft til havs

Samtidig som Meld. St. 36 (2020–2021) ble lagt fram 12. juni 2021, la Olje- og energidepartementet forslag til endringer i havenergilova, havenergilovforskrifta og veileder for arealtildeling, konsesjonsprosess og søknader for vindkraft til havs ut på offentlig høring. Det kom inn over 150 høringssvar. Mange høringsinstanser trekker overordnet fram behovet for en uttalt ambisjon eller et produksjonsmål for havvind i Norge, og påpeker viktigheten av å komme raskt i gang i tillegg til å sørge for effektiv konsesjonsbehandling. Nett til havs blir nærmere beskrevet i kap. 5.2.3. I det følgende gis det en oppsummering av høringsinnspillene til de mest sentrale delene av den videre prosessen for utvikling av vindkraft til havs.

Prekvalifisering

Departementets forslag

I utkastet til havenergilov og -forskrift foreslår Olje- og energidepartementet at aktører som ønsker å delta i en konkurranse om arealtildeling innenfor et område som er åpnet for fornybar energiproduksjon til havs, må prekvalifiseres før konkurransen. For å bli prekvalifisert må aktørene vise at de har tilfredsstillende teknisk kompetanse og finansiell styrke til å gjennomføre et prosjekt av den størrelse og kompleksitet som en utbygging av fornybare energianlegg til havs innebærer. Videre må søkeren oppfylle relevante krav til helse, miljø og sikkerhet. I høringen ba Olje- og energidepartementet om innspill på hvilken teknisk kompetanse som bør kreves og om aktører i konsortsier bør kvalifiseres samlet eller hver for seg.

Høringsinnspill

Flere høringsinstanser mener at konsortier bør kunne vurderes samlet i prekvalifiseringen, og at departementet må tydeliggjøre behovet for formalisering av samarbeidet. Det er flere som mener at selskaper også må kunne trekke på erfaring i eierselskap når de skal prekvalifiseres.

Når det gjelder hvilke krav som bør stilles mener flere at det bør være et krav om kompetanse og erfaring med å planlegge, bygge og drive vindkraftverk og nett til havs. En del aktører trekker fram at aktørene bør ha kompetanse på miljø, fiske og erfaring med sameksistens. Videre framhever flere viktigheten av å ha erfaring med kontraktstrategi, og at aktørene bør vise at de forstår leverandørkjedene og markedet for havvind for å bli prekvalifisert. Kraftmarkedskompetanse blir også trukket fram som viktig. En del høringsinstanser foreslår at det bør være krav om å bidra til lokal verdiskaping for å bli prekvalifisert.

Departementets vurdering

Olje- og energidepartementet vurderer at det er tilstrekkelig at aktører som har gått sammen i konsortier samlet oppfyller kravene til prekvalifisering, og at selskaper kan trekke på erfaring og kompetanse fra sine eierselskap.

Departementet vurderer at flere av innspillene til kompetanse hos aktørene er relevante. Det kan være ulike hensyn som bør vurderes for ulike areal. Enkelte kriterier vil derfor bli satt i utlysningen av et areal. Departementet legger opp til å høre endelige forslag til kriterier før disse blir fastsatt.

Auksjon som tildelingsmodell

Departementets forslag

I forslag til endringer i havenergilov- og forskrift foreslår Olje- og energidepartementet at auksjon skal være hovedmodellen ved tildeling av areal. I høringsnotatet skrev departementet at auksjonsmodellen som blir valgt, vil sendes på offentlig høring før en tildelingsprosess.

Høringsinnspill

Et klart flertall av høringsinstansene kommenterte på forslaget om auksjon som hovedmodell for tildeling av arealer etter havenergilova. Innspillene er nesten utelukkende negative til å bruke auksjon i tildelingen av Sørlige Nordsjø II, mens noen av høringsinstansene er positive til auksjon som tildelingsmodell i framtiden når markedet for havvind i Norge er mer etablert. Argumentene mot auksjon går i stor grad ut på at det er for stor usikkerhet rundt nett til havs og markedsdesign for havvind, og at auksjon ikke vil stimulere til verdiskaping i Norge.

Flere av høringsinstansene mener at det vil være vanskelig å gjøre økonomiske beregninger for et prosjekt med så stor usikkerhet rundt nett og markedsdesign. Usikkerheten gjør det vanskelig å legge inn et bud basert på bedriftsøkonomiske prinsipper. På Sørlige Nordsjø II er lønnsomheten avhengig av hvilket marked prosjektene blir koblet til og hvilket markedsdesign som gjelder. Flere høringsinstanser peker på at det er avgjørende for lønnsomheten i prosjektet at det blir lov å bygge hybridprosjekter som også legger til rette for kraftutveksling. I tillegg til spørsmålet om å bygge hybridprosjekter kommer vurderingene om fordeling av kostnader og inntekter fra hybridkabelen. Dette kan også ha stor betydning for lønnsomheten i et havvindprosjekt på Sørlige Nordsjø II.

Mange av høringsinstansene som trekker fram argumenter om at auksjon ikke vil stimulere til norsk verdiskaping, foreslår at det skal settes krav om nasjonalt innhold eller at verdiskaping i Norge skal være et av kriteriene aktørene skal konkurrere på i en kvalitativ konkurranse.

Departementets vurdering

Olje- og energidepartementet ser behovet for avklaringer om organisering og utvikling av nettløsninger til havs før det gjennomføres tildeling av areal. Det vil arbeides videre med å redusere usikkerheten knyttet til organisering og utvikling av nett til havs samtidig som det arbeides med å utvikle en auksjonsmodell for Sørlige Nordsjø II. For utbygging av 1500 MW i Sørlige Nordsjø II er det avklart at nettløsningen vil være en radial som tar kraften til Norge.

Olje- og energidepartementet står fast ved at auksjon skal være hovedmodellen for tildeling av areal til fornybar energiproduksjon til havs, men at det kan brukes kvalitative kriterier i særlige tilfeller. Flytende havvind på Utsira Nord regnes som et særlig tilfelle, og arealet vil bli tildelt etter kvalitative kriterier som legger til rette for innovasjon og teknologiutvikling.

Kvalitative kriterier som tildelingsmodell

Departementets forslag

I forslag til endringer av havenergilov og forskrift foreslår Olje- og energidepartementet at tildeling av utlysningsområder i særlige tilfeller kan skje etter en kvalitativ konkurranse. Da skal konkurransen gjennomføres på grunnlag av en helhetlig vurdering av objektive og ikke-diskriminerende vilkår. Departementet ba om innspill til kvalitative kriterier i høringen.

Høringsinnspill

I høringen av endringer av havenergilov- og forskrift og veilederen, kom det inn en rekke forslag til kvalitative kriterier. Overordnet kan kriteriene deles inn i kategoriene teknologiutvikling, kostnadsreduksjoner, miljøhensyn og ringvirkninger for norsk leverandørindustri.

Tabell 5.1 Forslag til kvalitative kriterier som kom inn i høringen

Teknologiutvikling

Kostnadsreduksjoner

Miljø og samfunn

Erfaring med innovasjon

Konkurranse i leverandørindustrien

Levetid

Innovasjon i leverandørkjeden

Skaleringsmuligheter

Materialvalg

Internasjonal relevans

Kostnadsreduksjoner i tidligere prosjekt

Fjerning av anlegg

Teknologisk modenhet

Realisme i prosjektplanene

Arealintensitet

Erfaring med teknologiutvikling

Verdiskapingspotensiale

Bærekraft

Utvikling av leverandørkjede

Lokale ringvirkninger

Utvikling av nye løsninger

Industrielle ringvirkninger

Andel ny teknologi

Eksportpotensiale av teknologien

Kompetanse

Departementets vurdering

Kriteriene bør variere ut ifra området som skal tildeles, på hvilket tidspunkt det tildeles og hvilke mål myndighetene vil oppnå med en utbygging. Departementets vurdering er derfor at kriteriene ikke skal fastsettes i veilederen, men i utlysningen for det aktuelle området. Regjeringen har besluttet at Utsira Nord skal tildeles ved kvalitative kriterier. Departementet vil komme tilbake til hvilke kvalitative kriterier som vil bli stilt for Utsira Nord.

Øvrige innspill

Det kom også inn innspill om behovet for statlig støtte til utvikling av flytende havvind og ønske om avklaring av rammene for et støttesystem så tidlig som mulig, kapasitetsgrenser i de åpnede områdene og miljøhensyn.

Teknologiutviklingen av flytende havvind går raskt. Departementet vil utrede hvordan en effektiv støtteordning til flytende havvind på Utsira Nord eventuelt bør innrettes.

Når det gjelder kapasitetsgrenser ble det ved åpningen av områdene fastsatt maksimal installert effekt på 1 500 MW for Utsira Nord og 3 000 MW for Sørlige Nordsjø II. Flere høringsinstanser foreslo at kapasitetsgrensen for Sørlige Nordsjø II bør økes fra 3 til 6 GW. Det var også flere som påpekte at begrensningen ikke bør gå på utbygd kapasitet, men heller på arealbruk. Å begrense arealbruken i stedet for effektkapasiteten i området, kan være bedre for andre interesser i området, slik høringsinstansene peker på. Imidlertid vil det å øke kapasitetsgrensene trolig føre med seg høyere arealbruk innenfor de åpnede områdene. Kapasitetsgrensene er i tillegg viktige for planlegging av nett. Det er ikke lagt opp til å heve kapasitetsgrensene i forbindelse med utlysing av areal i de to områdene.

Flere naturvernorganisasjoner skriver i høringsinnspillene at kravene til konsekvensutredning bør styrkes, og at det bør settes strengere miljø- og klimakrav til utbyggingene enn det for eksempel er blitt satt for utbygging av vindkraftverk på land.

En rekke privatpersoner og noen interessegrupper uttrykker sterk motstand mot havvind og mener at kunnskapsgrunnlaget er for dårlig til å kunne tillate vindkraftutbygging til havs. Flere av disse viser til en rapport fra Havforskningsinstituttet som beskriver kunnskapsmangler knyttet til utvikling av havvind.

Olje- og energidepartementet beskrev i Meld. St. 36 (2020–2021) mulige effekter en vindkraftutbygging til havs kan ha på havmiljøet og behovet for utredninger av disse effektene. Utbygging av vindkraft til havs innebærer naturinngrep som påvirker miljø og andre samfunnsinteresser. Konsekvensene av prosjektene skal utredes. Vurderinger av fordeler og ulemper av utbyggingene og eventuelle avbøtende tiltak er en helt sentral del av konsesjonsbehandlingen.

5.2.3 Organisering og utvikling av nett til havs

Høringsinnspill

Høringsprosessen avdekket et behov for avklaringer om organisering og utvikling av nett til havs. Det ble særlig pekt på behov for avklaringer knyttet til om det vil tillates hybridprosjekter.

I Meld. St. 36 (2020–2021) ble det i stor grad lagt opp til en utviklerstyrt modell hvor aktørene planlegger, bygger og finansierer nettanleggene til havs. Det ble lagt opp til at Statnett skulle utpekes som systemansvarlig til havs og at regjeringen benytter seg av Statnetts kompetanse i arbeidet med vindkraft til havs. Flere høringsinstanser pekte på et behov for at Statnett tildeles en koordinerende rolle til havs gjennom en arkitektfunksjon. Dette ble begrunnet i at det framstår som krevende for kommersielle aktører å ha eneansvar for prosjekter mellom norske havområder og et europeisk marked, samt at det er behov for en statlig aktør i planleggingen av et samordnet nett. Enkelte aktører pekte på at en felles nettløsning vil kunne øke gjennomføringsrisiko og at det vil være vanskelig å få til et samordnet nett med mindre myndighetene garanterer ekstrakostnaden som kan påløpe for å legge til rette for flere prosjekter. Fiskeriinteressentene mente det burde stilles krav til felles nettløsning for anlegg i nærheten av hverandre.

Departementets vurdering

Regjeringen ønsker å legge til rette for å etablere kraftproduksjon til havs innen 2030. Regjeringen vil legge til rette for å realisere de første 1 500 MW fra Sørlige Nordsjø II med tilknytning bare til Norge. Dette vil øke kraftproduksjonen til fastlandet.

Departementet har behov for en nærmere utredning av konsekvenser på kraftsystemet av de ulike nettløsningene for å knytte vindkraft til havs til forbrukere. Vindkraft til havs kan tilknyttes kraftsystemet på land via radielt nett eller via hybridprosjekter. Radielt nett er en enklere nettløsning som er utviklet for å føre kraften én vei (overføring av kraft fra produksjonsanlegget til tilknytningspunkt på land). Hybride forbindelser er nettløsninger med dobbelt funksjonalitet: transport av kraft fra havvind og utveksling av kraft mellom land. Dette er mer komplekse prosjekter som krever en større koordinering av ulike aktører. Valg av nettløsning vil ha ulik påvirkning på kraftsystemet og på lønnsomheten av prosjektet. Departementet har bedt NVE om å utrede virkninger på kraftsystemet av ulike nettløsninger for vindkraft til havs. Samtidig skal NVE se på konsekvenser av ulike dimensjoner av hybridkabler for kraftsystemet på land og utrede den videre utviklingen av nett til havs, der det ikke legges til rette for nye mellomlandsforbindelser som kan øke eksportkapasiteten fra fastlands-Norge. I tillegg har departementet bedt Reguleringsmyndigheten for energi (RME) om bistand til vurderinger knyttet til regulatoriske forhold for nett til havs. Disse utredningene vil gjennomføres i løpet av 2022.

Regjeringen vil ta stilling til tilknytningsregime for de resterende 1 500 MW i Sørlige Nordsjø II i etterkant av utredningen av virkninger på kraftsystemet av ulike nettløsninger for vindkraft til havs.

For å sikre forutsigbarhet for aktørene som er interessert i å utvikle havvind i Norge er det behov for ytterlige avklaringer av organisering av nett til havs. I forslag til endringer i havenergilovforskrifta står det at departementet kan stille vilkår for tildelingen av utlysningsområder, herunder om samordning av nettanlegg og nettilknytning for flere av utlysningsområdene. Departementet mener det kan være fordeler med en felles nettløsning dersom flere anlegg bygges i nærheten av hverandre i et åpnet område. Det kan være kostnadsbesparende og legge beslag på mindre areal enn dersom utviklerne skal gjøre dette hver for seg basert på enkeltprosjekter.

For å sikre en helhetlig planlegging og effektiv drift av nett til havs, må utviklingen av havvind skje i godt samspill med kraftsystemet på land. Organiseringen av nettet kan være ulik for radialer som knytter produksjon til ett marked, masket nett eller hybridprosjekter, hvor produksjonen knyttes til flere markeder og som i tillegg kan benyttes til ordinær kraftutveksling. Uavhengig av valg av nettløsning vil det kunne være fordeler ved felles nettløsninger dersom det bygges flere prosjekter i nærheten av hverandre. Det kan være hensiktsmessig å ha en nøytral aktør som koordinerer nettplanleggingen for å sikre de mest rasjonelle løsningene for samfunnet som helhet.

Statnett har betydelig kompetanse i å planlegge og drifte transmisjonsnettet på land, og har mulighet til å se nettet på land i sammenheng med havvindaktørenes behov. Foretaket har allerede en rolle ved tilknytning av havvind til nettet på land gjennom å anvise sterke tilkoblingspunkt. Statnett deltar i diskusjonene om nettutvikling i Europa gjennom deltakelse i det europeiske systemoperatørsamarbeidet ENTSO-E. ENTSO-E har fokus på nettutvikling til havs.

Basert på høringsinnspillene, og gitt Statnetts rolle på land med ansvar for utvikling og drift av transmisjonsnettet og rollen som systemansvarlig, er departementets vurdering at Statnett har de beste forutsetninger til å se utviklingen på land og til havs i sammenheng og optimalisere nettutviklingen. Departementet mener det er naturlig at Statnett får ansvaret for å planlegge nettet til havs i tråd med retningslinjer gitt av departementet og basert på innspill og dialog med havvindaktørene. Dersom det på sikt skal etableres hybridprosjekter vil det være hensiktsmessig at Statnett også involveres i forhandlinger med eventuelle samarbeidsland. Departementet vil komme tilbake til nærmere rammer for Statnetts planleggingsrolle.

Utbygging av infrastruktur til havs er forventet å utgjøre en vesentlig del av de samlede kostnadene for utvikling av vindkraft til havs. Hvordan nettet til havs skal finansieres må utredes nærmere. Finansieringen må vurderes opp mot regjeringens ambisjoner for realisering av havvind på norsk sokkel som sikrer at kraften kommer norske forbrukere og norsk industri til gode. Regjeringens utgangspunkt er at nettkundene på land ikke skal bære investeringskostnaden for nettet til havs for de første prosjektene. Departementet vil arbeide videre med avklaringer rundt bygging og eierskap av nettet til havs og hvordan det skal finansieres. Det er blant annet behov for å få på plass regler om tilknytning og tariffering, som det i dag ikke er hjemmel til i havenergilova.

I Meld. St. 36 (2020–2021) ble det lagt opp til å utpeke Statnett som systemansvarlig til havs etter havenergilova for kabler og anlegg som ikke reguleres av petroleumsloven. I tillegg til at Statnett har den nødvendige kompetansen som systemansvarlig, vurderer departementet det som hensiktsmessig at samme aktør har systemansvaret på land og til havs. Departementet vil derfor utpeke Statnett som systemansvarlig etter havenergilova for kabler og anlegg som ikke reguleres av petroleumsloven. Regjeringen har som utgangspunkt at kostnader knyttet til systemansvarliges oppgaver vil dekkes av kundene i nettet til havs.

5.2.4 Areal for fornybar energiproduksjon til havs

Utsira Nord og Sørlige Nordsjø II ble åpnet for konsesjonssøknader for vindkraft til havs 1. januar 2021. Olje- og energidepartementet har, etter innspill fra relevante departementer, utarbeidet et forslag til inndeling av de to åpnede områdene i mindre utlysingsområder. Hensikten er å unngå overlappende prosjekter, og å definere utlysningsområder innenfor de åpnede områdene som egner seg best til vindkraftproduksjon med hensyn til lønnsomhet i prosjektene og arealkonflikter. Forslagene er sendt på offentlig høring og vil fastsettes i forbindelse med utlysing av de enkelte områdene.

Olje- og energidepartementet har gitt Norges vassdrags- og energidirektorat (NVE) i oppgave å identifisere nye områder for fornybar energiproduksjon til havs basert på innspill fra en direktoratsgruppe, og å utarbeide forslag til konsekvensutredningsprogram. NVE skal i arbeidet med å finne nye områder som kan egne seg for fornybar energiproduksjon til havs søke å finne områder som legger til rette for god sameksistens med andre næringer. Ved fastsetting av arealer for etablering av energiproduksjonen til havs innenfor plan- og bygningslovens virkeområde, vil de berørte kommunene bli involvert tidlig i arbeidet med å avgrense arealene før disse fastsettes av Kongen i statsråd. Basert på en ny konsekvensutredning vil regjeringen legge opp til gjentatte runder med åpning av arealer til havs.

Det følger av havenergilova § 2-2 at etablering av fornybar energiproduksjon til havs bare kan skje etter at Kongen i statsråd har åpnet bestemte geografiske områder for søknader om konsesjon. Det følger av samme paragraf at før et havområde kan åpnes for søknader om konsesjon, skal det gjennomføres konsekvensutredning av området.

NVE ledet i 2009-2012 et arbeid som identifiserte og konsekvensutredet 15 områder for fornybar energiproduksjon til havs. I 2020 ble to av disse områdene åpnet for søknader om konsesjon. Teknologien for havvind og nett til havs har utviklet seg mye siden 2012. Utviklingen går mot større utbygginger lengre fra land. Utviklingen fører til at det er behov for en ny identifisering av områder som kan egne seg for fornybar energiproduksjon til havs, med etterfølgende konsekvensutredning med sikte på åpning av flere områder. Næringsaktørene og særlig leverandørnæringen trekker fram at en begrunnet forventning om prosjekter framover i tid, vil ta ned risikoen med å investere og bygge opp kompetanse og produksjonsfasiliteter for havvind i Norge. Jevnlig tildeling av areal vil legge til rette for en slik begrunnet forventning.

Arbeidet med identifisering og konsekvensutredning av områder til havs er omfattende og krever samarbeid på tvers av flere departementer og direktorater. NVE estimerer at arbeidet med identifisering av områder vil ta ett år, og at arbeidet med konsekvensutredning vil ta ett til halvannet år. Det er behov for et oppdatert kunnskapsgrunnlag før Kongen i statsråd kan åpne flere områder til havs. Det kan være behov for mindre oppdateringer av kunnskapsgrunnlaget mellom arealtildelingene. Hvor lenge en konsekvensutredning kan legges til grunn for åpning og tildeling av areal, kommer an på utviklingen av teknologien og endringer i annen næringsaktivitet, miljøverdier og markedsutsikter. En sentral del av identifisering av områder er å finne områder som egner seg for sameksistens med andre interesser til havs.

Figur 5.1 Områder som er åpnet for fornybar energiproduksjon til havs.

Figur 5.1 Områder som er åpnet for fornybar energiproduksjon til havs.

Kilde: NVE/OED.

5.3 Hydrogen

5.3.1 Innledning

Norges mål under Parisavtalen er å redusere utslippene med minst 50 og opp mot 55 pst. innen 2030 sammenlignet med 1990. I 2050 er det et mål at Norge skal være et lavutslippssamfunn og at klimagassutslippene i 2050 reduseres i størrelsesorden 90 til 95 pst. fra utslippsnivået i 1990. Hydrogen er en energibærer med betydelig potensial til å redusere utslipp fra en rekke sektorer. For at hydrogen skal være en klimavennlig energibærer, er det en forutsetning at hydrogenet produseres med ingen eller lave utslipp.2 For å oppnå utslippsreduksjoner, bør elektrisitet benyttes direkte der det er mulig. Der hvor det ikke er mulig, kan hydrogen spille en rolle. Med den kunnskap som er tilgjengelig i dag kan hydrogen bli viktig for å redusere utslipp av klimagasser i industrien og i transportsektoren. Ved økt bruk av hydrogen i ulike deler av økonomien nasjonalt og globalt, kan det etableres lønnsomme arbeidsplasser knyttet til å utvikle kompetanse, teknologi og utstyr til hydrogenproduksjon og -bruk. Norge har allerede konkurransedyktige og kompetente miljøer som kan bidra til utviklingen av verdikjeder for hydrogen. Det er stor usikkerhet om og eventuelt når et hydrogenmarked vil oppnå en størrelse av betydning og i hvilke sektorer hydrogen eventuelt vil vinne fram. Utviklingen er i stor grad avhengig av teknologiutvikling og kostnadsreduksjoner for både hydrogen og konkurrerende teknologier og løsninger, inkludert hvilken energibærer aktørene i markedet vil etterspørre i framtiden. Videre er den avhengig av videre politikkutforming internasjonalt.

Det er også utfordringer knyttet til hydrogen som energibærer. Hydrogen er en kostnadskrevende energibærer både å produsere og bruke. Det kreves store mengder energi for å produsere hydrogen. Det er mer krevende å transportere hydrogen enn for eksempel naturgass og det er sikkerhetsmessige utfordringer knyttet til bruk.3 Med dagens teknologi er det et betydelig energitap ved produksjon av hydrogen, noe som utgjør en utfordring for lønnsomheten til teknologien.

Det er i dag et stort antall prosjekter i Norge som planlegger å produsere, distribuere og bruke hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp. Prosjektene er spredd over hele Norge, fra Farsund i sør til Berlevåg i nord. Det er stort spenn i selskaper og aktører som har prosjekter under utvikling. De fleste prosjektene mottar støtte fra staten. Staten bidrar gjennom en rekke virkemidler, blant annet CO2-avgift og deltakelse i EUs klimakvotemarked, støtte til forskning, utvikling og demonstrasjon, støtte til etablering av knutepunkter og infrastruktur, og gjennom krav i offentlige anskaffelser. Det viktigste staten kan gjøre for å bidra til at hydrogenproduksjon kan bli en konkurransedyktig næring i framtiden er å sørge for generelle og forutsigbare rammebetingelser.

I tillegg til etterspørsel i et eventuelt framtidig hydrogenmarked, teknologiutvikling for konkurrerende klimaløsninger og myndigheters aktive politikk og regulering av energimarkedene, er det behov for teknologiutvikling og kostnadsreduksjoner langs hele verdikjeden for at hydrogen skal bli konkurransedyktig. Verdikjeden for hydrogen består av store og små prosjekter innen både produksjon, distribusjon og bruk. Prosjekter har ulik karakter, størrelse, energibehov og teknologimodenhet. Eventuell produksjon av hydrogen med reformering av naturgass med CO2-håndtering vil typisk være store prosjekter med betydelige investeringskostnader som vil kunne gi store volum produsert hydrogen per prosjekt. Produksjon av hydrogen med elektrolyse vil gjerne være mindre enheter, innebærer lavere investeringskostnader og gir lavere volum produsert for hvert prosjekt. På brukersiden vil det også være store forskjeller mellom enkeltprosjekt, teknologier og segmenter. Dagens hydrogenproduksjon er i hovedsak lokalisert i nærheten av og knyttet til bedrifters eget forbruk.

I Meld. St. 36 (2020–2021) er det oversikt over det etablerte virkemiddelapparatet og status for utviklingen av hydrogen som klimatiltak i Norge. Den har også et veikart for hydrogen. Regjeringen stiller seg bak dette veikartet. I denne tilleggsmeldingen tydeliggjør regjeringen sine øvrige ambisjoner for utviklingen av hydrogen. Samtidig gis det en oppdatert situasjonsbeskrivelse med utviklingstrekk nasjonalt og internasjonalt etter at Meld. St. 36 (2020–2021) ble presentert.

Regjeringen vil

  • bidra til å bygge opp en sammenhengende verdikjede for hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp der produksjon, distribusjon og bruk utvikles parallelt

  • for å bidra til å redusere norske klimagassutslipp, ha en ambisjon om å legge til rette for produksjon av hydrogen med lave eller ingen utslipp for å dekke den nasjonale etterspørselen

  • bidra i utviklingen av et marked for hydrogen i Europa blant annet gjennom å delta i relevante samarbeidsfora og -program for hydrogen, regelverksutforming for hydrogen i Europa som EØS-land, forskningssamarbeid, bilateralt samarbeid med relevante land og gjennom å skape et nasjonalt marked for hydrogen

  • legge til rette for etablering av samfunnsøkonomisk lønnsom produksjon av blått hydrogen, blant annet gjennom Gassco sin arkitektfunksjon, ved å tildele areal for CO2 lagring etter lagringsforskriften til interessenter med lagringsbehov, og behandle relevante søknader om utbygginger under lagringsforskriften raskt og effektivt

  • gjennomføre en ekstern utredning av hvordan staten kan bidra til å bygge opp en sammenhengende verdikjede for hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp, der produksjon, distribusjon og bruk utvikles parallelt, statlig eierskap som virkemiddel vil inngå i utredningen

5.3.2 Status i utviklingen av hydrogen

5.3.2.1 Utvikling i markedet for hydrogen

I dag er det ikke et effektivt, åpent marked for hydrogen. Dagens hydrogenproduksjon er hovedsakelig knyttet til interne prosesser på industrianlegg (produksjon for egenbruk), som raffinerier. Etterspørselen etter hydrogen til bruk på nye områder, som transport, har utviklet seg sakte, og utgjør en liten andel av det totale markedet for hydrogen.

Verdens hydrogenforbruk er i dag om lag 90 mill. tonn, eller om lag 1 pst., av globalt energiforbruk. Forbruket er konsentrert i industriell virksomhet, raffinering av råolje, produksjon av ammoniakk og metanol i kjemisk industri og i jern- og stålindustri. Nesten alt produseres med reformering av naturgass eller annen fossil energi uten fangst og lagring av CO2, såkalt grått hydrogen. Dagens produksjon medfører direkte utslipp av 900 mill. tonn CO2. Globalt forbruk av ammoniakk er på om lag 200 mill. tonn årlig. Mindre enn 1 pst. av ammoniakkproduksjonen er basert på hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp.

Interessen for hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp og produkter basert på hydrogen, som for eksempel ammoniakk, har steget de siste årene. I framtiden kan hydrogen ha potensial som varmekilde og direkte bruk i flere prosesser i industrisektoren. I transportsektoren kan hydrogen og ammoniakk brukes til avkarbonisering av flere skipssegmenter, og hydrogen kan brukes i syntetisk drivstoff for fly. Hydrogen kan også bli aktuelt i deler av tungtransporten på vei. I kraftsektoren kan hydrogen i framtiden brukes for å håndtere forbrukstopper og utnytte overskuddsproduksjon fra variable fornybare energikilder. I dag brukes hydrogen i liten grad innen disse områdene.

Global elektrolysekapasitet er blitt fordoblet de siste 5 årene, til rundt 0,3 GW og med en produksjon i 2020 på om lag 30 000 tonn hydrogen (tilsvarende om lag 0,03 pst. av verdens hydrogenforbruk). IEA har anslått at hvis alle pågående og planlagte prosjekter blir realisert, kan det globale tilbudet av hydrogen fra elektrolyse basert på fornybar kraft (grønt hydrogen) nå 8 mill. tonn i 20304. For at hydrogen produsert med elektrolyse skal kunne bidra til lavere CO2-utslipp, må elektrisiteten som brukes i prosessen komme fra kilder med lave eller ingen utslipp. Økt hydrogenproduksjon fra elektrolyse vil gi økt behov for kraft produsert fra fornybare kilder som vann, vind eller sol. IRENA anslår at elektrisitetsetterspørselen fra grønn hydrogenproduksjon i et 1,5-gradersscenario i 2050 på om lag 410 mill. tonn vil måtte tilsvare den globale elektrisitetsproduksjonen i verden i dag.5

Det er også et økende antall prosjekter for produksjon av hydrogen ved naturgassreformering med CO2-håndtering (blått hydrogen) i planleggingsfase eller under utbygging. IEAs oversikt viser at rundt 50 prosjekter er under utbygging per 2021, og at gjennomføring av disse vil kunne bringe produksjonen av blått hydrogen opp til 9 mill. tonn i 2030. I dag produseres det knapt blått hydrogen.

CO2-håndtering med høy fangstrate er en avgjørende forutsetning for at blått hydrogen skal kunne bidra til å nå klimamålene. Teknologi og kapasitet for CO2-håndtering av det omfanget som vil være nødvendig om ambisjonene for blått hydrogen skal realiseres, er fortsatt under utvikling og representerer dermed en usikkerhetsfaktor.

Det er også stor usikkerhet knyttet til forventet produksjonsvolum, når et eventuelt hydrogenmarked vil oppnå en størrelse av betydning, og i hvilke segmenter hydrogen kan vinne fram, inkludert hvilke segmenter som eventuelt vil etterspørre hydrogen i framtiden.

Rørledninger og frakt med skip anses i dag som de mest realistiske metodene for transport av hydrogen. Kostnadsreduksjoner knyttet til transport og lagring av hydrogen er viktig for at hydrogen skal bli konkurransedyktig.

Europa står for en stor del av pågående og planlagte hydrogenprosjekter. Dagens forbruk av hydrogen i Europa er på rundt 8 mill. tonn per år, eller i underkant av 10 pst. av det globale hydrogenmarkedet.

Europakommisjonens framskrivinger av energiforbruket, gitt at klimanøytralitet skal oppnås i 2050, viser at stor vekst i forbruket av fornybar- og lavkarbonhydrogen kan være mulig på lang sikt. Det skisseres et scenario med en utvikling der rundt 2/3 av alt gassforbruk i EU i 2050 kan bestå av fornybare og lavkarbongasser som for eksempel hydrogen og biogass, samtidig som andelen gasser i energiforbruket holder seg på rundt 20 pst.

Ammoniakk brukes i dag primært i gjødselproduksjon. I tillegg kommer prosjekter hvor ammoniakk brukes som hydrogenbærer, dvs. som et kostnadseffektivt alternativ for transport og lagring av hydrogen. Det er allerede et etablert marked for internasjonal handel av ammoniakk, noe som gjør at framtidig bruk av ammoniakk som hydrogenbærer kan bygge videre på eksisterende infrastruktur og regelverk.

En eventuell økt produksjon av hydrogen produsert med ingen eller lave utslipp vil også kunne muliggjøre økt produksjon av ammoniakk produsert med ingen eller lave utslipp. IEA anslår at produksjon av slik ammoniakk kan komme opp i rundt 10 mill. tonn i 2030 dersom kunngjorte prosjekter blir realisert.6

I meldingen om energiuavhengighet fra mars i år har Europakommisjonen en plan om ytterligere økning i bruk av hydrogen.7 Det vises til en ambisjon der fornybart hydrogen innen 2030 erstatter 25–50 mrd. Sm3. russisk gass, et volum som tilsvarer om lag 15–30 pst. av gassvolumet EU importerte fra Russland i 2021.8 Hydrogenambisjonen vil eventuelt føre til økt egenproduksjon og økt import utover de allerede eksisterende ambisjonene om produksjon av hydrogen.

5.3.2.2 Regelverksutvikling i Europa

Siden Meld. St. 36 (2020–2021) ble lagt fram, har det blitt lagt fram flere regelverksforslag i Europa hvor hydrogen inngår. En etablering av et velfungerende europeisk hydrogenmarked er ikke mulig uten myndigheters aktive politikk og regulering av energimarkedene.

Europakommisjonen la i 2021 fram en rekke regelverksforslag i den såkalte Klar for 55-pakken. Det vises til oversikt av regelverkssamlingen i kap. 5.1. I forslaget til revisjon av fornybardirektivet foreslås blant annet et mål for fornybar hydrogenproduksjon i industrien. Videre la Kommisjonen fram forslag til et nytt og revidert regelverk for gassmarkedet i EU, herunder markedet for fornybare gasser, naturgass og hydrogen.

Dette regelverkforslaget bygger på en erkjennelse av at full elektrifisering av energiforbruket verken er teknisk mulig eller kostnadseffektivt. Energi i gassform vil derfor være nødvendig. For at klimamålene skal kunne nås, mener EU imidlertid at gassen på sikt må avkarboniseres, ved at biogasser og lavkarbonhydrogen erstatter naturgass. Den resterende delen av gassforbruket vil kunne bestå av naturgass med karbonfangst og -lagring.

Forslagene inneholder rammeverk for et indre marked for fornybare gasser, naturgass og hydrogen. Regelverkforslagene gir en rekke bestemmelser som på forskjellig måte skal legge til rette for skiftet bort fra naturgass og over mot fornybare gasser og hydrogen. Det er foreslått bestemmelser om tillatelse til økt hydrogeninnblanding i naturgassen, sertifiseringsregler for gasser, bygging av rørledninger for hydrogen, lavere transporttariffer for hydrogen, tiltak for å lette tilgangen for lavkarbongasser til LNG-terminaler og naturgasslagre og koordinert utvikling av nettverk for strøm, gass og hydrogen.

I desember 2021 ble Rådet, Europaparlamentet og Europakommisjonen enige om revisjon av energiinfrastrukturforordningen. Den reviderte forordningen introduserer bestemmelser om grensekryssende hydrogeninfrastruktur og om infrastruktur for fornybar energi til havs. Det introduseres også nye bestemmelser for en overgangsperiode fram til 2030, om oppgradert gassinfrastruktur for transport av naturgass med innblanding av hydrogen og biometan.

Taksonomiforordningen gir Kommisjonen hjemmel til å fastsette nærmere regler om kriterier for hvilke økonomiske aktiviteter som kan gi vesentlig bidrag til oppnåelsen av seks definerte miljømål. En delegert forordning om det første settet med kriterier ble vedtatt 21. april, og gjelder fra 1. januar 2022.

Det første settet med kriterier omfatter økonomiske aktiviteter knyttet til produksjon, distribusjon og lagring av lavkarbonhydrogen. Både produksjon av hydrogen fra naturgass med CO2-håndtering og produksjon av hydrogen ved elektrolyse kan omfattes av regelverket.

Revisjon av retningslinjene for statsstøtte til energi- og klimaformål ble vedtatt i desember 2021. De dekker støtte til både produksjon og infrastruktur for lavkarbon- og fornybar hydrogen.

5.3.2.3 Utvikling i Norge

Det er et stort antall prosjekter under utvikling i Norge som planlegger å produsere, distribuere og bruke hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp. De aller fleste prosjektene mottar støtte fra staten, og det etablerte virkemiddelapparatet brukes i stor grad av aktørene. Norges forskningsråd, Enova, Innovasjon Norge, Gassnova og Nysnø har etablert HEILO-samarbeidet for å bidra til bedre samkjøring og koordinering av virkemiddelaktørenes virkemidler og aktiviteter på området. Regjeringen støtter opp om dette samarbeidet.

Ved Europas eneste smelteverk for titandioksid hos TiZir i Tyssedal, har Enova støttet et prosjekt med 261 mill. kroner for å teste ut erstatning av kull med grønt hydrogen som reduksjonsmiddel i produksjon av titandioksid. Lykkes prosjektet, kan teknologien tas i bruk i full skala, ikke bare i Norge, men også internasjonalt, og bidra til betydelige utslippsreduksjoner. Horisont Energi planlegger sammen med Equinor og Vår Energi å bygge det første storskala industrielle produksjonsanlegget for ammoniakk med ingen eller lave utslipp i Europa kombinert med fangst og lagring av CO2. Prosjektet har fått støtte på 482 mill. kroner fra Enova. Gjødselprodusenten Yara har fått 283 mill. kroner i støtte fra Enova til å erstatte deler av dagens grått hydrogen med hydrogen produsert ved hjelp av elektrolyse.

Til sammen tildelte Enova 1 mrd. kroner til disse tre prosjektene. To av prosjektene inngår i EUs IPCEI-samarbeid for hydrogen som kobler norske initiativ sammen med andre i Europa. Internasjonalt samarbeid kan bidra til raskere teknologiutvikling og større kostnadsreduksjoner. Europa kan dessuten bli et framtidig marked for både norsk hydrogen og norsk hydrogenteknologi, men utviklingen er usikker.

I september 2021 tildelte Enova støtte til 15 forprosjekter for å utrede muligheten for å produsere hydrogen fra fornybar kraft til bruk i maritim sektor. Som oppfølging av dette, har Enova lyst ut en større konkurranse hvor de forventer å kunne støtte to til fire prosjekter med opptil 150 mill. kroner hver. Dette vil danne grunnlaget for en første infrastruktur for bruk av hydrogen i maritim sektor.

De to nye ferjene på ferjesambandet riksvei 80 Bodø-Røst-Moskenes-Værøy skal gå på nullutslippsteknologi, hvorav 85 pst. skal være hydrogen. Kontrakten for sambandet ble signert i januar 2022, og de to ferjene forventes å settes i drift i oktober 2025.

Regjeringen har i supplerende tildelingsbrev nr. 3 av 2022 gitt Jernbanedirektoratet i oppdrag å gjennomføre en konseptvalgutredning (KVU) for å redusere utslipp av klimagasser fra jernbane. KVUen vil vurdere alternativer som gir utslippsfri eller redusert utslipp fra jernbane, herunder vil det utarbeides konsepter med ulike former for lading og batteribruk eller hydrogen.

Etableringen av Langskip innebærer etablering av en fleksibel transport og lagerløsning for CO2. Gjennom å bidra til realiseringen av Langskip og CO2-transport- og -lagringsprosjektet Northern Lights, legger staten til rette for at det potensielt kan produseres blått hydrogen. Det vises til nærmere omtale av Langskip i kap. 5.4.

Samlet foregår det utvikling og modning av prosjekter langs hele verdikjeden for hydrogen. Prosjekter under planlegging finnes innen produksjon av hydrogen med lave eller ingen utslipp, både blått og grønt hydrogen, bruk i industri og maritim transport, i tillegg til infrastruktur. Staten bidrar betydelig til denne utviklingen.

Som beskrevet i Meld. St. 36 (2020–2021), kan det gis støtte til forskning og utvikling av hydrogenteknologier gjennom programmene ENERGIX (Norges forskningsråd) og CLIMIT (Forskningsrådet/Gassnova), og gjennom PILOT-E-ordningen (Forskningsrådet/Enova/Innovasjon Norge). Videre pågår det forskning og utvikling med relevans for hydrogen i to forskningssentre for miljøvennlig energi (FME-ordningen i Forskningsrådet); MoZEES (nullutslipp i transport) og NCCS (CO2-håndtering).

I mars 2022 ble det gitt støtte til opprettelsen av to FME innen hydrogen. Disse er omtalt under. Olje- og energidepartementet har lagt til rette for å øke bevilgningene til FME-ordningen, slik at det har vært mulig å etablere to hydrogensentre. Til sammen mottar sentrene 310 mill. kroner over åtte år. Partnerne i sentrene må bidra med om lag tilsvarende beløp. Sentrene utgjør to sterke og utfyllende nasjonale knutepunkter for kompetanse innen forskning og utvikling av hydrogenteknologier. De vil bidra til en bred kunnskapsoppbygging, stor geografisk spredning og styrket innovasjonsevne i et høyt antall bedrifter.

FME HYDROGENi – Norwegian centre for hydrogen and ammonia research and innovation: SINTEF Energi er vertsinstitusjon for senteret, som har syv norske FoU-partnere og mer enn 50 brukerpartnere. Senteret er teknologirettet og skal arbeide med det som vil være viktig for å sikre videre utvikling og implementering av de teknologiske løsningene som er mest aktuelle i dag og 10-20 år fram i tid.

FME HyValue – Norwegian centre for hydrogen research: NORCE er vertsinstitusjon, med syv norske FoU-partnere, seks internasjonale FoU-partnere og 45 brukerpartnere, i tillegg til flere klynger. Senteret har en tilnærming til de sentrale samfunnsvitenskapelige og regulatoriske utfordringene for å kunne nå ambisjonene på hydrogenområdet. Kommuner og offentlige virksomheter deltar og bidrar for å lykkes med etableringen av knutepunkter og næringsutvikling. Senteret har også radikal og nyskapende teknologisk forskning av mer grunnleggende strategisk og langsiktig karakter.

5.3.3 Norge som leverandør av blått hydrogen og ammoniakk

Produksjonskostnadene for blått hydrogen er i dag lavere enn elektrolysebasert hydrogen. Det er også enklere å bygge i stor skala og relativt raskt. Om, hvor raskt og hvor mye blått hydrogen kjøpere i Europa vil etterspørre framover, vil avhenge av en rekke faktorer.

5.3.3.1 Gasscos rolle som arkitekt for gasstransportsystemet

Gassco er operatør av det norske oppstrøms gasstransportsystemet og er ansvarlig for drift og som systemoperatør for å ta initiativet til og koordinere prosesser for videre utvikling av gassrørledningsnett, prosessanlegg og mottaksterminaler.

Gassco utreder fortløpende behov for tilpassing av gassinfrastrukturen for å opprettholde kostnadseffektive tjenester med reduserte utslipp tilpasset produksjonsbehovene og møte endringer i markedet. Gassco gjør sine egne vurderinger og kommer med forslag for videreutvikling. Gassco eier ikke transportinfrastrukturen, men skal framlegge anbefalinger og investeringsforslag basert på en helhetlig vurdering av gasstransportsystemet og ressursforvaltningen. Beslutninger om infrastrukturen vil være avhengig av investeringsvillighet blant eierselskaper og ressurseiere på norsk sokkel.

Som del av dette arkitektarbeidet har Gassco etablert en prosess for framtidens gassinfrastruktur. Denne fungerer som et strategisk beslutningsstøtteverktøy for framtidig drift og utvikling av gassinfrastrukturen på norsk sokkel. Gjennom at et godt kunnskapsgrunnlag blir etablert i en konstruktiv dialog mellom industri og myndigheter skal Gassco sitt arbeid bidra til å legge til rette for gode og tidsriktige beslutninger innenfor transportsystemet. I denne prosessen ser en på hvordan norsk gassinfrastruktur kan tilpasses framtidig forventet behov og mulighetene for alternativ bruk av infrastrukturen ved ledig kapasitet.

Arbeidet som er gjennomført til nå viser at det norske gasstransportsystemet er fleksibelt, er bygget ut trinnvis og kan tilsvarende bygges ned trinnvis. Det er ikke avdekket tekniske hindre for å benytte eksisterende gassrørledninger til transport av for eksempel blått hydrogen eller CO2 tilbake fra Europa, dersom det skulle bli lønnsomt. Vurderinger av tilgjengelig kapasitet i transportsystemet tilsier at alternativ bruk først vil være aktuelt etter 2030. Det er videre avklart at transport av gass og hydrogen samtidig, ved å blande hydrogen inn i naturgassen som sendes i rørtransportsystemet, er teknisk mulig.

Flere av selskapene på norsk sokkel ser på mulighetene for å eksportere noe gass fra sin norske portefølje i form av blått hydrogen på sikt.

Det er økt interesse i flere europeiske land for blått hydrogen. Mulighetene for storskala transport av blått hydrogen, inklusiv gjennom rørledning, inngår blant annet i energidialogen med tyske myndigheter. Det er ikke avdekket tekniske hindre for å benytte eksisterende gassrørledninger til transport av blått hydrogen, dersom det skulle bli lønnsomt.

Gasscos arkitektrolle omfatter alle aktuelle eksportløsninger for gass. Selskapet har over tid studert muligheter for og konsekvenser av å øke gasseksportkapasiteten ut fra Barentshavet. Denne er i dag begrenset av kapasiteten på Hammerfest LNG. Alternativer som har vært utredet omfatter både tilkobling til rørsystemet til Europa og økt LNG-eksportkapasitet. Nylig har en tredje mulighet, gasseksport i form av blå ammoniakk, blitt lansert som en alternativ løsning gjennom Barents Blue-prosjektet.

En økning i eksportkapasitet vil gi muligheter for å akselerere produksjon av gass fra feltene i området, gjøre det mulig å bygge ut mindre gassfunn i årene framover og gjøre det mer attraktivt å lete, fordi utsiktene til lønnsom utbygging og produksjon kan bli bedre. Som arkitekt for gasstransportsystemet vil Gassco vurdere en slik løsning opp mot alternativene.

5.3.3.2 Hydrogen og behovet for CO2-lagring

Det er økende interesse for CO2-lagring på norsk sokkel, blant annet knyttet til produksjon av blått hydrogen og ammoniakk. Våren 2021 mottok Olje- og energidepartementet konkrete søknader fra selskaper på områder som kunne være egnet for CO2-lagring.

Etter at søknadene var vurdert å være av tilstrekkelig kvalitet til at de kunne ende opp i tildeling, lyste Olje- og energidepartementet 10. september 2021 ut to områder for søknader knyttet til injeksjon og lagring av CO2 på norsk kontinentalsokkel – ett i Nordsjøen og ett i Barentshavet. Søknadsfristen ble satt til 9. desember 2021.

Ved søknadsfristens utløp hadde departementet mottatt søknader på de to områdene fra totalt fem selskaper. 5. april 2022 sendte departementet ut tilbud om to letetillatelser etter lagringsforskriften. En av de to letetillatelsene etter lagringsforskriften ligger i Nordsjøen og en i Barentshavet. Tildelingen i Nordsjøen tilbys til Equinor ASA, mens tillatelsen i Barentshavet tilbys en gruppe bestående av Equinor ASA, Horisont Energi AS og Vår Energi AS.

Departementet utlyste 7. april 2022 et område i Nordsjøen for søknad om lagringstillatelse etter konkret søknad.

Norske myndigheter vil gjennom god forvaltning av de naturlige CO2-lagringsmulighetene som er på norsk sokkel, kunne bidra til utviklingen av et viktig klimatiltak for Europa og verden. Tildeling av areal for sikker lagring av CO2 kan legge grunnlag for utvikling av en ny, havnæring i Norge.

Lykkes det med industrielle initiativer for lagring av CO2, vil det legge til rette for betydelig reduksjon av klimagassutslipp, dersom lagrene blir brukt. Flere lagringsaktører, og dermed konkurranse mellom flere aktører på lagringssiden, vil kunne styrke grunnlaget for å utvikle et framtidig marked for lagringstjenester.

5.3.3.3 Mulighetene

Det er interesse fra kommersielle aktører for å se på løsninger knyttet til hydrogen og ammoniakk i kombinasjon med CO2-håndtering. Kombinasjonen av petroleumsressurser og CO2-lager er sentrale forutsetninger for produksjon av hydrogen og ammoniakk fra naturgass med svært lave samlede utslipp.

Det er flere prosjekter under utvikling, både i utlandet og i Norge, som har potensial til å dekke en eventuell økende etterspørsel etter hydrogen og -ammoniakk produsert med lave eller ingen utslipp. Departementet har nylig tildelt lagringstillatelser knyttet til mulige prosjekter både i Finnmark (Polaris/Barents Blue) og Vestlandet (Smeaheia).

Departementet utlyste 7. april et nytt areal for lagring i Nordsjøen basert på et konsept med hydrogenproduksjon i Europa og CO2-lagring på norsk sokkel.

Regjeringen vil legge til rette for etablering av samfunnsøkonomisk lønnsom produksjon av blått hydrogen, blant annet gjennom Gassco sin arkitektfunksjon, ved å tildele areal for CO2 -lagring etter lagringsforskriften til interessenter med lagringsbehov og behandle relevante søknader om utbygginger under lagringsforskriften raskt og effektivt. Dette er områder med store industrielle perspektiver, men der det er avgjørende at det er kjøpere for disse tjenestene i EU og/eller Storbritannia. Regjeringen vil bidra i utviklingen av et marked for hydrogen i Europa blant annet gjennom å delta i relevante samarbeidsfora og -program for hydrogen, regelverksutforming for hydrogen i Europa som EØS-land, forskningssamarbeid, bilateralt samarbeid med relevante land og gjennom å skape et nasjonalt marked for hydrogen.

Boks 5.2 Blå ammoniakk fra norsk gass

Barents Blue-prosjektet vil, om det realiseres, medføre etablering av ny kapasitet for eksport av gass fra Barentshavet i form av blå ammoniakk. Lagring av CO2 er en forutsetning for produksjon av blå ammoniakk.

Equinor (operatør), Horisont Energi og Vår Energi samarbeider om Barents Blue-prosjektet hvor de arbeider med planer om å bygge det første storskala-anlegget for lavutslipps ammoniakkproduksjon i Europa, inkludert et nytt CO2-lager. Produksjonsanlegget planlegges etablert på Markoppneset i Hammerfest kommune i Finnmark.

Prosjektet innebærer at ammoniakken skal produseres fra naturgass. Naturgassen skal først omdannes til hydrogen og CO2. Hydrogenet skal deretter syntetiseres til ammoniakk, mens CO2 skal fanges opp og transporteres med skip til Polaris-reservoaret som er lokalisert ca. 170 km fra Markoppneset for permanent lagring. I første fase er det planlagt at fabrikken skal kunne produsere 1 mill. tonn ammoniakk per år og omtrent 2 mill. tonn CO2 skal da kunne bli fanget opp og lagret i Polaris-reservoaret.

Prosjektet er et av tre hydrogenprosjekter som i desember 2021 fikk støtte fra Enova. Støtten er på 482 mill. kroner, og skal gå til studier. Det er også ett av de to første norske prosjektene som får status som IPCEI Hydrogen prosjekt (Important Projects of Common European Interest). Dette kobler norske initiativ sammen med andre i Europa.

5.3.4 Produksjon av grønt hydrogen og effekten på kraftmarkedet

Produksjon av hydrogen ved elektrolyse er kraftkrevende og vil derfor kunne komme til å etterspørre en betydelig mengde fornybar kraft. Med dagens teknologi går det tapt en betydelig mengde energi når den omdannes til hydrogen. NVE har i Langsiktig kraftmarkedsanalyse 2021-2040 lagt til grunn at hydrogenproduksjon i Norge vil etterspørre 4 TWh i 2030 og 7 TWh i 2040. Økt etterspørsel etter kraft, som etablering av hydrogenproduksjon medfører, vil påvirke behovet for nettutbygging og kraftpriser og gir et høyere grunnforbruk av elektrisitet i Norge.

NVE har forutsatt en betydelig mengde elektrolysekapasitet i det europeiske kraftsystemet i 2040. I perioder hvor fornybar kraftproduksjon er høyere enn etterspørselen etter kraft, kan det bli perioder med svært lave kraftpriser i Europa. Dette gir insentiver til å investere i elektrolysekapasitet, siden kraftforbruket til produksjon av hydrogen kan tilpasses timer med lave priser. NVE har i basisbanen lagt til grunn en installert kapasitet på 24 GW i modellerte land i 2030. Det er noe lavere enn målet i Europakommisjonens hydrogenstrategi på 40 GW. Videre legger NVE til grunn en større vekst etter 2030 slik at installert elektrolysekapasitet når 100 GW i 2040. Det innebærer ny etterspørsel etter kraft i Norge som isolert sett vil bidra til å øke norske kraftpriser.

Hydrogen kan også bidra med fleksibilitet i kraftsystemet fordi hydrogen er en energibærer som både kan produseres med strøm, men også brukes til å lage strøm. Det er tekniske og økonomiske utfordringer med bruk av hydrogen i kraftsystemet. Blant annet har både hydrogenproduksjon fra strøm og strømproduksjon fra hydrogen stort varmetap. NVE legger til grunn at mye av strømforbruket knyttet til hydrogenproduksjon vil være fleksibelt. Det slår dermed inn i timer med lav kraftpris. Kraftproduksjon som ellers ville blitt eksportert vil på den måten kunne bli brukt til å produsere hydrogen. Dette gjør at kraftforbruk til hydrogenproduksjon vil motvirke det som ellers ville vært perioder med lave kraftpriser i Europa, noe som i så fall også vil påvirke norske kraftpriser. En stor utbredelse av hydrogenproduksjon i Europa vil dermed kunne påvirke prisene i betydelig grad, noe som også kan bidra til økte kraftpriser i Norge.

Det er flere aktører som vurderer å kombinere produksjon av hydrogen med vindkraft til havs.

5.3.5 Regjeringens politikk for utvikling av hydrogen

5.3.5.1 En offensiv satsing på hydrogen

Regjeringen vil bidra til å bygge en sammenhengende verdikjede for hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp der produksjon, distribusjon og bruk utvikles parallelt. Det er allerede etablert et virkemiddelapparat som bidrar til utviklingen av produksjon, distribusjon og bruk av hydrogen.

Regjeringen ønsker å sette handling bak ambisjonene innenfor hydrogen. I statsbudsjettet for 2022 følger derfor regjeringen opp med økte bevilgninger til hydrogen.

I Saldert budsjett 2022 økte Stortinget bevilgningene til støtte til infrastruktur og markedsutvikling for hydrogen med 120 mill. kroner til totalt 220 mill. kroner. Midlene kanaliseres til Norges forskningsråd. Det skal særlig legges vekt på å støtte opp under utvikling og etablering av infrastruktur med fokus på knutepunkter og leveransekjeder som legger til rette for markedsutvikling og kommersiell bruk av hydrogen. Anvendelsen av midlene skal resultere i en koordinert og samlet satsing på hydrogen langs hele verdikjeden fra forskning til markedsintroduksjon. Samfunnsmessige aspekter ved hydrogen, herunder blant annet sikkerhet og livssyklusanalyser, vil være en del av satsingen. Midlene skal inngå i HEILO-samarbeidet, det vil si de skal ses i sammenheng med andre virkemiddelaktørers satsing på hydrogen, herunder spesielt Enova. Midlene skal også ses i sammenheng med satsingen på hydrogen i andre relevante programmer og budsjettformål i Norges forskningsråd, i første rekke ENERGIX, CLIMIT og de to nye forskningssentrene (FME) på hydrogen.

Regjeringen har i Saldert budsjett 2022 økt bevilgningen til Enova med 750 mill. kroner som følge av budsjettforliket med SV, hvor 550 mill. kroner skal gå til grønn omstilling i næringslivet. Midlene vil bidra til utslippsreduksjoner og grønn teknologiutvikling på en rekke områder, blant annet hydrogen.

I vedtak 35 punkt 25 og 26 av 8. desember 2021 ber Stortinget regjeringen om å

  • Legge til rette for realisering av storskala grønn hydrogenproduksjon.

  • Gå i dialog med industrien og utrede hvordan ammoniakkproduksjon kan elektrifiseres.

Regjeringen følger opp dette vedtaket. Enova har gitt støtte til to større prosjekter som vil gjennomføre første steg mot storskala grønn hydrogenproduksjon. Yaras prosjekt vil elektrifisere deler av ammoniakkproduksjonen på Herøya.

Regjeringen ønsker et bedre faglig underlag for hvordan staten kan bidra til å bygge opp en sammenhengende verdikjede for hydrogen produsert med lave eller ingen utslipp, der produksjon, distribusjon og bruk utvikles parallelt. Olje- og energidepartementet vil derfor sette ut en ekstern utredning som vil bidra til å svare på dette. Statlig eierskap som virkemiddel vil inngå i vurderingen.

5.3.5.2 Ambisjon for produksjon av hydrogen

For å oppnå utslippsreduksjoner, bør elektrisitet benyttes direkte der det er mulig. Der hvor det ikke er mulig kan hydrogen spille en rolle. Med den kunnskap som er tilgjengelig i dag ser det ut som det primært vil være industrien og transportsektoren som kan bli framtidige brukere av hydrogen i Norge.

Regjeringen vil bidra til å bygge opp en sammenhengende verdikjede innen hydrogen der produksjon, distribusjon og bruk utvikles parallelt.

Norge har noen forutsetninger som i utgangspunktet legger til rette for produksjon av hydrogen med ingen eller lave utslipp. Det kan gjøres enten gjennom elektrolyse basert på fornybar kraft eller ved reformering av naturgass med CO2-håndtering som forutsetter tilgang på kraft, naturgass og plass til CO2-lagring. Hydrogen er en energibærer som på linje med andre energibærere, som bensin og fjernvarme, produseres fra en energikilde. Disse produksjonsprosessene krever energi og medfører energitap. Det gjør at hydrogen er mer kostbart enn å bruke for eksempel elektrisitet direkte. Det er også svært kraftkrevende å produsere hydrogen ved elektrolyse basert på fornybar kraft, jf. kap. 5.3.4. Gitt effektiv bruk av knappe ressurser bør det derfor ikke produseres mer hydrogen i 2030 enn hva som etterspørres.

Regjeringen stiller seg bak veikartet for hydrogen slik det ble presentert i Meld. St. 36 (2020–2021), men vil i tillegg, for å bidra til å redusere norske klimagassutslipp, ha en ambisjon om å legge til rette for produksjon av hydrogen med lave eller ingen utslipp for å dekke den nasjonale etterspørselen.

Regjeringen vil også legge til rette for etablering av samfunnsøkonomisk lønnsom produksjon av blått hydrogen blant annet gjennom Gassco sin arkitektfunksjon, ved å tildele areal for CO2 -lagring etter lagringsforskriften til interessenter med lagringsbehov, og behandle relevante søknader om utbygginger under lagringsforskriften raskt og effektivt. I tillegg vil regjeringen bidra i utviklingen av et marked for hydrogen i Europa, blant annet gjennom å delta i relevante samarbeidsfora og -programmer for hydrogen, regelverksutforming for hydrogen i Europa som EØS-land, forskningssamarbeid, bilateralt samarbeid med relevante land og gjennom å skape et nasjonalt marked for hydrogen.

5.3.5.3 Internasjonalt samarbeid

Det har blitt etablert flere internasjonale initiativer etter at Meld. St. 36 (2020–2021) ble lagt fram. Norge har knyttet seg til flere av disse.

Clean Hydrogen Mission ble etablert på det sjette Mission Innovation Ministerial juni 2021. Norge er medlem av initiativet, som ledes av Australia, Chile, EU, Storbritannia og USA. Initiativets målsetting er å redusere kostnadene på tvers av verdikjeden for rent hydrogen til 2 dollar per kilogram gjennom forskning og utvikling, regelverks- og standardutvikling, samt etableringen av 100 Hydrogen Valleys innen 2030.

Zero Emission Shipping Mission ble etablert juni 2021 for å styrke forskingssamarbeidet for utvikling av nullutslippsløsninger for internasjonal skipsfart. Den overordnede målsetningen er at minst 5 pst. av den globale deep-sea flåten skal gå på nullutslippsdrivstoff innen 2030. Samarbeidet ledes av Norge, Danmark og USA, og dekker hele verdikjeden for nullutslippsskipsfart med tre arbeidsstrømmer, i) produksjon av nullutslippsdrivstoff, ii) infrastruktur for distribusjon av nullutslippsdrivstoff og iii) nullutslippsløsninger for skip.

Clean Hydrogen Joint Undertaking ble formelt etablert i november 2021 og står sentralt i oppfølgingen av EUs hydrogenstrategi. Det er et offentlig-privat partnerskap for forskning og innovasjon med deltakelse fra Europakommisjonen, hydrogen- og brenselcelleindustrien (gjennom Hydrogen Europe) og sentrale forskningsaktører (gjennom Hydrogen Europe Research). Norge og norske forsknings- og teknologimiljøer deltar. Målet for partnerskapet er gjennom styrket og mer integrert forskning og innovasjon å akselerere utviklingen og implementeringen av rene hydrogenteknologier og -løsninger i Europa.

5.4 CO2-håndtering

5.4.1 Innledning

CO2-håndtering er fangst, transport, bruk og lagring av CO2 som et tiltak for å redusere utslipp av klimagassen CO2. Norge har to CO2-håndteringsprosjekter i petroleumssektoren, Sleipner og Snøhvit, og ett fullskala demonstrasjonsprosjekt i industrien, Langskip. Staten bidrar betydelig til arbeidet med CO2-håndtering gjennom en rekke tiltak og virkemidler som er beskrevet blant annet i Meld. St. 33 (2019–2020) Langskip – fangst og lagring av CO2 og i Meld. St. 36 (2020–2021).

Norge har en ledende posisjon på CO2-håndtering i Europa og har over lang tid og med bred politisk støtte i Norge arbeidet for å utvikle og fremme CO2-håndtering internasjonalt, med mål om at det skal bli et kostnadseffektivt klimatiltak. For at CO2-håndtering skal bli et kostnadseffektivt klimatiltak, er vi avhengig av teknologiutvikling, store kostnadsreduksjoner og flere prosjekter i Europa og resten av verden.

Langskip, som nå er under bygging, er en sentral del av regjeringens politikk for CO2-håndtering og del av Norges bidrag til å utvikle nødvendige klimateknologier. Prosjektet skal legge til rette for læring knyttet til regulering og stimulering av CO2-håndteringsaktiviteter til etterfølgende prosjekter i Europa og verden. Det vil bare lykkes dersom etterfølgende prosjekter bruker infrastrukturen og læringen som kommer ut av prosjektet. Langskip kan også legge til rette for gevinster i form av nye muligheter knyttet til CO2-håndtering og næringsutvikling for leverandørene i Norge, Europa og verden. Med utgangspunkt i infrastrukturen og modellen Langskip baserer seg på, kan eventuelle etterfølgende prosjekter videreutvikle sine forretningsmodeller. CO2-håndtering gir dermed et grunnlag for videre innovasjon for produksjon av produkter med lavt eller negativt CO2-fotavtrykk.

Staten bidrar til Langskip. Statens investeringer i prosjektet utgjør 16,8 mrd. kroner. Gjennom tilskudd dekker staten en betydelig andel av industriaktørenes investeringskostnader ved Norcems sementfabrikk i Brevik og til Northern Lights’ etablering av en transport- og lagerløsning i Nordsjøen. Videre har staten gitt Fortum Oslo Varme tilsagn om investeringstilskudd, forutsatt tilstrekkelig egenfinansiering og finansiering fra EU eller andre kilder. Staten vil også dekke om lag 75-80 pst. av anslåtte årlige driftskostnader fram til 2034. I tillegg til investeringstilskudd og driftsstøtte har staten påtatt seg betydelige risikoer, blant annet knyttet til samhandlingen mellom fangst, transport og lagring i det samlede Langskip-prosjektet.

Det er en positiv utvikling for CO2-håndtering i Europa. Økt pris på CO2-utslipp og muligheten til å regne negative utslipp mot klimamålene styrker insentivene til å redusere utslipp gjennom CO2-håndtering. I tillegg vil Langskip bidra med infrastruktur for transport og lagring av CO2. Vi ser nå at flere norske og europeiske industribedrifter og aktører i avfallsbransjen har startet arbeidet med å utrede CO2-håndtering på sine anlegg og interessen fra aktører som ønsker å utvikle lagringsareal på sokkelen er økende. Det er fremdeles betydelig usikkerhet knyttet til om CO2-håndtering i framtiden vil bli en kostnadseffektiv del av løsningen på klimautfordringen, og hvilket omfang det vil få.

CO2-håndtering omfatter også bruk av CO2 dersom denne bruken fører til permanente utslippskutt, såkalt CCUS (carbon capture utilization and storage). Bruk av CO2 som innsatsfaktor i ulik industri (CCU – carbon capture and utilization) kan gi grobunn for ny næringsutvikling og vil kunne være et bidrag i utviklingen av en sirkulærøkonomi. Bruk av CO2 vil derimot ikke kunne gi store nok permanente utslippskutt til å erstatte behovet for CO2-lagring.

Regjeringen vil

  • fortsette arbeidet med å fremme CO2-håndtering som et viktig bidrag til å nå temperaturmålet i Parisavtalen, herunder gjennom arbeidet med grønt industriløft

5.4.2 Status for gjennomføring av Langskip

5.4.2.1 Norcem

Som en del av Langskip-prosjektet har staten inngått en tilskuddsavtale med Norcem som bl.a. forplikter staten til å utbetale om lag 3,9 mrd. kroner til Norcems CO2-fangstprosjekt i Brevik i investeringsfasen og om lag 1,2 mrd. kroner i løpet av de ti første driftsårene.

Som beskrevet i Prop. 1 S (2021–2022) Tillegg 1, fikk Olje- og energidepartementet i oktober 2021 tilsendt oppdaterte kostnadsestimater for CO2-fangstprosjektet til Norcem. De oppdaterte kostnadsestimatene viser at Norcem nå er forventet å overskride maksimalbudsjettet i tilskuddsavtalen mellom staten og Norcem.

Atkins og Oslo Economics har på oppdrag fra Olje- og energidepartementet og Finansdepartementet gjort en ekstern kvalitetssikring av de oppdaterte kostnadsestimatene for Norcems fangstprosjekt. Kvalitetssikringen viser en forventet (P50) kostnadsøkning på 850 mill. kroner sammenlignet med estimatet som lå til grunn for investeringsbeslutningen for Langskip (KS2). Ekstern kvalitetssikrers analyse bekrefter dermed estimatet som ble lagt til grunn i tilleggsproposisjonen. Gjennomgangen viser at prosjektets kompleksitet og modenhet ble undervurdert da rammene for prosjektet ble satt. Kvalitetssikrer knytter kostnadsøkningene til flere forhold, som Norcems kontraktsforhandlinger med tredjeparter, undervurdering av prosjektets kompleksitet, designmodning og mangelfull kjennskap til eksisterende anlegg.

Norcem har gjennomført en framdriftsanalyse som viser høy sannsynlighet for forsinket oppstart av CO2-fangstprosjektet. Planlagt oppstart er i september 2024, men analysen viser at forventet oppstart (P50) vil bli fire måneder forsinket, med mindre det gjøres ytterligere tiltak. Norcem påpeker at de har identifisert en rekke tiltak som kan bedre framdriften. Ekstern kvalitetssikrer utelukker ikke at Norcem kan unngå forsinkelse, men vurderer det som svært krevende.

I tillegg har DNV på oppdrag fra Gassnova foretatt en revisjon av Norcems prosjekt, som omfattet intervjuer og vurderinger av organiseringen av prosjektet, prosjektledelse, prosjektkontroll, kontraktsadministrasjon og avvikskontroll. Revisjonen påpekte ingen avvik.

Etter den inngåtte tilskuddsavtalen er Olje- og energidepartementet og Norcem forpliktet til i fellesskap å søke en omforent løsning for finansiering av kostnadsoverskridelsen og prosjektet. Med mindre partene blir enige om å fortsette, eller den ene av partene tar på seg å finansiere ferdigstillingen alene, vil prosjektet bli skrinlagt og hver av partene dekker sine kostnader.

5.4.2.2 Fortum Oslo Varme

Som en del av Langskip-prosjektet har staten åpnet for å gi Fortum Oslo Varme tilsagn om inntil 2 mrd. kroner i investeringstilskudd og inntil 1 mrd. kroner i driftsstøtte til CO2-fangst ved avfallsforbrenningsanlegget på Klemetsrud i Oslo, samt et tilleggstilskudd knyttet til eventuell fangst av såkalt biogene utslipp, under forutsetning av at Fortum Oslo Varme oppnår tilstrekkelig egenfinansiering eller finansiering fra EU eller andre kilder.

Fortum Oslo Varmes fangstprosjekt søkte i 2021 EUs Innovasjonsfond om 1,8 mrd. kroner for å dekke noe av finansieringsgapet. I november 2021 ble det klart at Fortum Oslo Varme ikke tildeles midler i første utlysning fra EUs Innovasjonsfond, grunnet dårligere rangering enn andre prosjekter.

Gjennom budsjettforliket med SV om statsbudsjettet for 2022 ble bevilgningen til Gassnova økt med 15 mill. kroner for å støtte Fortum Oslo Varmes arbeid med søknad til EUs Innovasjonsfonds andre tildelingsrunde. Fortum Oslo Varme sendte 3. mars en søknad til EUs Innovasjonsfond om midler under fondets andre tildelingsrunde. Tildeling vil etter planen skje i fjerde kvartal 2022.

Fortum Oslo Varme har parallelt arbeidet med andre finansieringsløsninger. 22. mars offentliggjorde selskapet at Fortum hadde signert en avtale om å selge sin eierandel på 50 pst. i Fortum Oslo Varme til Hafslund Eco, Infranode og HitecVision. Oslo kommune overfører også sin eierandel på 50 pst. til Hafslund Eco. Hafslund Eco blir majoritetseier med 60 pst. av aksjene. HitecVision og Infranode vil eie 20 pst. hver. Transaksjonen må godkjennes av bystyret i Oslo kommune og Konkurransetilsynet før den kan gjennomføres.

Fortum Oslo Varme har etter dette foreslått en ny finansieringsløsning for fangstprosjektet på Klemetsrud i Oslo. Olje- og energidepartementet vil sette seg inn i finansieringsforslaget og de foreslåtte vilkårene før det avklares videre prosess.

5.4.2.3 Northern Lights

Som en del av Langskip-prosjektet har staten inngått en tilskuddsavtale med Northern Lights om finansiering av Northern Lights’ CO2-transport og -lagerløsning. Staten har blant annet forpliktet seg til å utbetale inntil om lag 7,3 mrd. kroner i investeringsstøtte og inntil om lag 4 mrd. kroner i driftstilskudd i løpet av de ti første driftsårene.

Byggingen av Northern Lights’ transport- og lagerløsning har god framdrift. Northern Lights opplever stor interesse fra internasjonale aktører og er i aktive forhandlinger med potensielle kunder som vurderer å bruke lagerløsningen. Northern Lights håper å kunne inngå den første kommersielle avtalen i 2022. Alle de fire CO2-håndteringsprosjektene som fikk tildelt midler i EUs Innovasjonsfonds første tildelingsrunde ser på muligheten for eller planlegger å benytte seg av CO2-lagring i Nordsjøen. Northern Lights er i dialog med flere av prosjektene som har søkt om støtte i Innovasjonsfondets andre utlysningsrunde.

Northern Lights signerte i februar en ikke-eksklusiv intensjonsavtale med Aker Carbon Capture for å samarbeide om å realisere CO2-håndteringsprosjekter i Norge og Europa. De to selskapene kan dermed tilby en komplett kjede, som inkluderer CO2-fangst, -transport og -lager.

Tilskuddsavtalen med Northern Lights regulerer kostnads- og risikodeling mellom staten og Northern Lights for første fase av prosjektet med en lagringskapasitet på 1,5 mill. tonn CO2 per år. Det økende antallet potensielle kunder har gjort at Northern Lights har startet planlegging med sikte på å framskynde fase 2 av prosjektet. En beslutning om fase 2 er ventet å bli tatt i løpet av 2022 eller tidlig 2023. En positiv beslutning om fase 2 vil kunne utvide lagringskapasiteten til om lag 5 mill. tonn CO2 per år.

Northern Lights er ett av fem prosjekter som har fått tilsagn om støtte gjennom Connecting Europe Facility-programmet i EU. Støtten på 4 mill. euro skal gå til detaljprosjektering for en fase 2 av prosjektet. Støtten stadfester Northern Lights’ posisjon som et viktig europeisk prosjekt av felles interesse.

Departementet godkjente, etter foreleggelse for Stortinget i Meld. St. 33 (2019–2020), utbyggingsplanen for Northern Lights fase 1 i februar 2021. Den godkjente utbyggingsplanen for fase 1 er basert på at én injeksjonsbrønn var tilstrekkelig, men at det kan bli aktuelt å bore en ekstra brønn i løpet av fase 1 hvis injeksjonserfaringen tilsier at det er nødvendig, avhengig av hvordan injeksjonen i den første brønnen viser seg å fungere og av hvordan lagret CO2 sprer seg i reservoaret over tid.

I selskapets underretning til departementet i april 2021 ble det opplyst at Northern Lights har besluttet å bore en brønn 2 sommeren 2022, før oppstart av fase 1. En slik endring krever departementets godkjennelse. Bakgrunnen for beslutningen er at Northern Lights vurderer det som hensiktsmessig å ha en beredskapsbrønn tilgjengelig i fase 1 for å sikre at prosjektet til enhver tid har injeksjonskapasitet, også i tilfelle det skulle oppstå tekniske eller regularitetsmessige utfordringer knyttet til ferdigstilling og/eller drift av brønn 1. Departementet godkjente den omsøkte endringen i godkjent plan for utbygging og drift for Northern Lights fase 1 i desember 2021. Kostnaden for brønn 2 er av Northern Lights anslått til om lag 800 mill. kroner.

Kvalitetssikringen gjennomført av Atkins og Oslo Economics i forbindelse med kostnadsøkningen hos Norcem viser en forventet kostnadsreduksjon (P50) for Northern Lights på 500 mill. kroner. Reduksjonen skyldes i all hovedsak framskynding av boring av brønn nummer to. I hvilken grad kostnadsreduksjonen vil redusere statens utgifter i prosjektet avhenger av kostnadene for å bygge et tredje skip som på visse vilkår er tilskuddsberettiget.

For Norcem og Northern Lights samlet er forventede (P50) etableringskostnader nå 13,8 mrd. kroner, sammenlignet med 13,3 mrd. kroner ved investeringsbeslutning, inkludert et anslag på forventede kostnader forbundet med mulig forsinket oppstart av Norcems prosjekt.

5.4.2.4 Gevinstrealisering Langskip

Et vellykket Langskip vil bidra vesentlig til utvikling av CO2-håndtering som et effektivt klimatiltak. Langskip skal gi kunnskap som viser at CO2-håndtering er trygt og mulig og skal legge til rette for læring knyttet til regulering og insentivering av etterfølgende CO2-håndteringsaktiviteter. Langskip skal videre gi lærings- og skalaeffekter for kommende prosjekter. Slik skal prosjektet bidra til å senke terskelen for nye prosjekter. Langskip kan også legge til rette for næringsutvikling gjennom å bevare, omstille og skape ny industri og næringsvirksomhet i Norge. Prosjektet er en del av Norges bidrag til å utvikle nødvendige klimateknologier. Det vil bare lykkes dersom etterfølgende prosjekter bruker infrastrukturen og/eller læringen som kommer ut av prosjektet, samt dersom Europa og verden følger etter det norske demonstrasjonsprosjektet.

Utvikling internasjonalt

Siden Meld. St. 36 (2020–2021) ble publisert 11. juni 2021, har det vært en positiv utvikling for CO2-håndtering internasjonalt. Global CCS Institute (GCCSI) lager årlig en global statusrapport for CCUS-prosjekter.9 GCCSI rapporterte om et økende antall CO2-håndteringsprosjekter i 2021. Fra 75 mill. tonn CO2 i året ved utgangen av 2020, vokste kapasiteten til prosjekter under utvikling til 111 mill. tonn CO2 i året i september 2021, en økning på 48 pst. Myndigheter i mange land anerkjenner nå i økende grad rollen CO2-håndtering kan spille i å oppnå netto nullutslipp. Det vises bl.a. ved at CO2-håndtering nevnes i 24 av 29 (pr. juni 2021) langsiktige Low Emissions and Development Strategies meldt inn under Parisavtalen.

Norge deltar aktivt i internasjonalt samarbeid for å øke utbredelsen av CO2-håndtering som et effektivt klimavirkemiddel. Europa er prioritert i Norges internasjonale arbeid med CO2-håndtering og Norge arbeider tett opp mot prosessene i EU for å ivareta norske interesser knyttet til CO2-håndtering.

På klimaforhandlingene i Glasgow i 2021 ble felles rapporteringstabeller vedtatt, noe som er svært viktig for praktisk gjennomføring av Parisavtalen. Dette førte til mer transparent og forbedret rapportering av fangst og lagring av biogent CO2 (bio-CCS), som nå kan rapporteres i utslippsregnskapet på lik linje med fangst og lagring av fossilt CO2. De nasjonale utslippene vil dermed kunne bli lavere enn de har vært, da det hittil kun har vært anledning til å få bokføre lagring av fossilt CO2. Det vil også være mulig å rapportere fangst og lagring av biogent CO2 under måloppnåelsen for ikke-kvotepliktig sektor gjennom innsatsfordelingsforordningen (EU) 2018/842. Det innebærer at fangst og lagring av biogene utslipp vil kunne bidra med såkalte «negative utslipp». Dette vil blant annet være relevant for fangst og lagring av CO2 på avfallsforbrenningsanlegg, som har stor andel biogene utslipp.

For at CO2 skal kunne transporteres fra et land til et annet for permanent lagring i undersjøiske reservoarer, må berørte land inngå bilaterale avtaler. Dette er et krav som følger av internasjonal rett og Londonprotokollen10. Det er videre en forutsetning at de berørte landene har erklært midlertidig anvendelse av 2009-endringen til Londonprotokollen som åpner for eksport av CO2 for permanent lagring offshore. I januar 2022 er det bare syv parter som har ratifisert endringen,11 og bare Norge og Nederland som har erklært midlertidig anvendelse av endringen. Norge arbeider for at flere land skal ratifisere 2009-endringen slik at den skal tre i kraft for alle partene til Londonprotokollen. Arbeidet med bilaterale avtaler om import/eksport av CO2 er høyt prioritert hos norske myndigheter. Olje- og energidepartementet har i samarbeid med Klima- og miljødepartementet startet arbeid med vurderinger knyttet til utformingen av slike bilaterale avtaler. Dette vil legge til rette for at norske lagre kan motta CO2 fra land i Europa.

Utvikling i EU

Det har vært en positiv utvikling for CO2-håndtering i Europa. I løpet av høsten 2021 lanserte Europakommisjonen et «CCUS-forum» og uttrykte sterk støtte til CO2-fangst, -bruk og -lagring (CCUS). Seks CO2-håndteringsprosjekter står på den femte listen over europeiske prosjekter av felles interesse (Projects of Common Interest, PCI). Northern Lights har fått godkjent oppdatert og utvidet PCI-status som omtalt i Meld. St. 36 (2020–2021).

EU har flere støtteordninger som kan støtte fangst og lagring av CO2. EUs Innovasjonsfond er den fremste støtteordningen for investeringer i ny teknologi og støtter markedsintroduksjon og oppskalering av teknologi i prosjekter som gir store utslippsreduksjoner. I november 2021 offentliggjorde Innovasjonsfondet resultatet av den første utlysningen for storskalaprosjekter. EU bevilger 1,1 mrd. euro til sju prosjekter innenfor fornybar energi, energiintensiv industri, hydrogen og fangst, bruk og lagring av CO2. Av de sju støttede prosjektene var fire CO2-håndteringsprosjekter.

I andre runde av Innovasjonsfondet har flere norske prosjekter, blant annet batterifabrikkene Freyr og Morrow og Fortum Oslo Varmes CO2-håndteringsprosjekt på Klemetsrud, søkt om støtte.

Endringer i EU-regelverk knyttet til CO2-håndtering

Flere av de foreslåtte endringene i Europakommisjonens Klar for 55-pakke er relevant for CO2-håndtering og Langskip. CO2-håndteringsteknologi antas å få en utbredelse i stor skala i markedet i Europa fra rundt 2035 til 2040, såfremt CO2-prisen på den tiden har økt til 200€/tonn CO2. Dette forutsetter også at nødvendig infrastruktur for CO2-transport har blitt etablert.12

Regelverksendringene foreslått av Europakommisjonen omfatter blant annet revisjon av EUs klimakvotedirektiv (EU ETS). Det er blant annet foreslått å gjøre alle former for transport av CO2 kvotepliktig, ikke bare transport av CO2 som skjer via rørledninger, såfremt CO2 transporteres for permanent lagring i henhold til CCS-direktivet. Videre foreslås utslipp fra deler av maritim transport (skip over 5000 bruttotonn) inkludert i kvotesystemet fra 2023. Det vil si at all transport av CO2 for lagringsformål vil bli kvotepliktig aktivitet og at skipstransport av CO2 på visse vilkår vil bli kvotepliktig aktivitet. Videre er det foreslått at bedrifter ikke trenger å levere inn klimakvoter for CO2 som bindes permanent i kjemiske produkter. EUs Innovasjonsfond foreslås utvidet og styrket.

I desember 2021 ble det også lagt fram en melding om bærekraftige karbonsykluser.13 Meldingen sier at både fangst og -lagring av CO2 og opptak i skog og andre landarealer må utvikles på en bærekraftig måte. Den viser videre til at det bør etableres strenge krav til overvåkning, rapportering og verifisering, for at karbonopptak vil kunne anerkjennes som bidrag til oppnåelse av klimamålene i EU. EU vil legge fram et regelverksforslag innen utgangen av 2022. Det vil blant annet inneholde bestemmelser om et sertifiseringssystem og skal legge til rette for nye industrielle verdikjeder for bærekraftig fangst, resirkulering, transport og lagring av CO2.

I desember 2021 ble det oppnådd enighet om revisjon av energiinfrastrukturforordningen Regelverket revideres for å fremme utbredelsen av innovativ teknologi, slik som smarte nett, samt infrastruktur for hydrogen og CO2-håndtering. Omtalen av CO2-infrastruktur omfatter etter revisjonen også fasiliteter på overflaten knyttet til lagring i undergrunnen, i tråd med CCS-direktivet (2009/31/EU).

Det vises til omtale av taksonomiregelverket under kap. 5.3. Taksonomien omfatter aktiviteter knyttet til produksjon, distribusjon og lagring av lavkarbonhydrogen. Både produksjon av hydrogen fra naturgass med CO2-håndtering og produksjon av hydrogen ved elektrolyse kan anses som bærekraftig etter regelverket. I tillegg har taksonomien egne kriterier for økonomisk aktivitet knyttet til CO2-transport og CO2-lagring.

I tillegg ble revisjon av retningslinjene for statsstøtte til energi- og klimaformål vedtatt i desember 2021, med omtale av støtte som vil være av betydning for finansiering av prosjekter knyttet til karbonfangst og -lagring.14

Utvikling i Norge

Gjennom Climit-programmet gir staten støtte til forskning, utvikling og demonstrasjon av CO2-håndteringsteknologier. Climit forvaltes av Norges forskningsråd og Gassnova. I Saldert budsjett 2022 er det bevilget 164 mill. kroner til Climit. Climit peker på at Langskip har medført ny markedsdynamikk for CO2-håndtering også i Norge. Flere aktører arbeider med alt fra utvikling av teknologi til tidlig prosjektmodning i Climits portefølje. Noen av disse kan bli industrielle prosjekter. I løpet av den siste tiden har industriklyngen i Grenlandsområdet fått Climit-støtte, og CO2-hub Nordland har fått støtte til å arbeide videre med sitt prosjekt. Andre klynger, slik som Borg CO2, Eyde-klyngen og CCS Midt-Norge har pågående arbeid. En forstudie for karbonfangstpilot hos Returkraft er også innvilget støtte etter Meld. St. 36 (2021–2022). Industriprosjektene ser på bruk av en rekke ulike fangstteknologier. Carbon Centric står bak et pilotprosjektet om å bygge et karbonfangstanlegg for avfallsforbrenning, med mål om å utvikle billigere teknologi enn det som er tilgjengelig i dag. Fangstanlegget bygges ved Østfold Energi i Rakkestad og skal fange om lag 10 000 tonn CO2 per år. Det skal stå ferdig om to år. Enova støtter prosjektet med 17,3 mill. kroner. Modningen av nye industrielle prosjekter er også en arena hvor ny teknologi kan utvikles og nå tilstrekkelig modenhet for markedsintroduksjon. I statsbudsjettet for 2022 ble bevilgningen til Climit økt med 10 mill. kroner, som skal bidra til å utrede fangstanlegg ved avfallsforbrenningsanleggene i Trondheim, Bergen, Stavanger, Kristiansand, Tromsø og Fredrikstad.

Climit støtter også flere prosjekter relatert til CO2-transport. Disse kan være aktuelle som etterfølgende prosjekter eller videre utvikling og oppskalering av Northern Lights’ transport- og lagringsprosjekt. Equinor, Total, Air Liquide, BP, Gassco og DNV leder to pågående mulighetsstudier av skip for transport av større volumer CO2 enn skipene i Langskip-prosjektet. Northern Lights vurderer skipsstørrelse i forbindelse med utvikling av sitt CO2-lagringskonsept.

I Øygarden utvikles nå «Energiparken» bestående av industriaktører som vurderer å samlokalisere ny næringsvirksomhet i Øygarden for å dra nytte av synergier med Northern Lights sitt anlegg. Eksempler på dette er ZEG Power som har planer om anlegg for hydrogenproduksjon, Carbnor som planlegger å produsere lavutslipps karbonråstoff til smelteverkindustriene og Carbon Removal som vurdere å etablere et fangstanlegg for CO2-fangst fra luft (DAC).

Gjennom eierskap og tilskudd til drift av Teknologisenteret Mongstad legger staten til rette for å teste, verifisere og demonstrere ulike teknologier for å kunne utvikle kostnadseffektiv og industriell CO2-fangst. I Saldert budsjett 2022 er det bevilget om lag 160 mill. kroner til drift av testanlegget. I 2021 har teknologileverandøren Mitsubishi Heavy Industries fra Japan gjennomført tester på Teknologisenter Mongstads (TCMs) aminanlegg. Dette anlegget ble høsten 2021 bygget om for testing i regi av Research Triangle Institute (RTI) fra USA, og selve testkampanjen vil foregå i 2022. Ombyggingen ble i sin helhet finansiert av det amerikanske energiforskningsprogrammet, som også vil støtte testene våren 2022.

I 2021 ble også TCMs nye område for å teste nye fangstteknologier i mindre skala åpnet. De amerikanske selskapene Membrane Technology Research (MTR) og TDA Research har gjennomført testkampanjer på dette nye området, med støtte fra det amerikanske energiforskningsprogrammet.

TCM har i 2021 også delt sine erfaringer og kunnskap både nasjonalt og internasjonalt og publisert ti artikler sammen med partnere.

5.4.3 Tildeling av tillatelser i henhold til lagringsforskriften

Undersøkelse og leting etter undersjøiske reservoarer for lagring av CO2, samt utnyttelse, transport og lagring av CO2 i slike reservoarer på norsk kontinentalsokkel er regulert i forskrift 5. desember 2014 nr. 1517 (lagringsforskriften). Forskriften retter seg mot utnyttelse av undersjøiske reservoarer på kontinentalsokkelen til lagring av CO2 og om transport av CO2 på kontinentalsokkelen. Selskaper som skal drive virksomhet som nevnt trenger tillatelse etter lagringsforskriften. I tillegg har Petroleumstilsynet den 25. februar 2020 fastsatt forskrift om sikkerhet og arbeidsmiljø ved transport og injeksjon av CO2 på kontinentalsokkelen (CO2-sikkerhetsforskriften).

Norske myndigheter vil legge til rette for samfunnsøkonomisk lønnsom lagring av CO2 på norsk sokkel. Selskaper som har den nødvendige kompetansen og som har modnet fram industrielt gode og lønnsomme prosjekter vil kunne søke om en tillatelse tilpasset virksomhetens behov.

Åpen dør-politikken videreføres. Dette innebærer at den, eller de, enkelte aktørene som ønsker en tillatelse etter lagringsforskriften, søker på det tidspunkt de selv mener det foreligger et tilstrekkelig godt grunnlag, et behov, for å søke om tillatelse.

Olje- og energidepartementet vil fortløpende vurdere innkomne søknader, som inkluderer en HMS-vurdering fra Arbeids- og inkluderingsdepartementet. I vurderingen vil kompetansen til søker og behovet for lagringstillatelse bli gjennomgått, og det vil bli vurdert om det anses som sannsynlig at tildelingskriteriene vil bli oppfylt. Dersom en søknad er av tilstrekkelig kvalitet og demonstrerer tilstrekkelig behovet for lagringstillatelse, vil det området staten vurderer som aktuelt utlyses med en passende søknadsfrist.

En slik utlysning er en sikkerhetsmekanisme for å sikre at lagringsforskriftens krav om at tildeling skjer på «objektive, publiserte og ikke-diskriminerende kriterier» blir oppfylt og vil gi andre aktuelle selskaper anledning til å søke på det utlyste området.

Søker må dokumentere at tildeling av en ny tillatelse er en nødvendig forutsetning for gjennomføring og/eller videreutvikling av konkrete, samfunnsøkonomisk lønnsomme prosjekt(er) for fangst, transport og lagring av CO2. I tillegg må det dokumenteres en tilstrekkelig geologisk forståelse for området, slik at det sannsynliggjøres at området kan modnes fram til å bli en sikker lagringslokalitet, samt at aktørene har kompetanse og finansielle ressurser til å drive fram denne virksomheten.

I norske havområder er ulike næringer som vil bidra med samfunnsøkonomisk lønnsom aktivitet velkommen. Det er ikke et spørsmål om enten eller, men både og, noe som stiller krav til god sameksistens mellom alle typer næringsaktivitet på havet. Norske myndigheter forventer at både nye og eksisterende næringer tar hensyn til annen næringsaktivitet for å sikre fortsatt god sameksistens til havs. Dette må ligge til grunn ved valg av lagringslokalitet.

I tråd med lagringsforskriften forventer departementet normalt å tildele en letetillatelse forut for tildeling av en utnyttelsestillatelse i et aktuelt område. Letetillatelser kan tildeles til ett eller flere kompetente selskaper. Dersom en tillatelse tildeles flere selskaper, vil Olje- og energidepartementet som hovedregel utpeke ett av selskapene som operatør.

Tildeling av letetillatelser vil normalt gjøres med et arbeidsprogram med én forpliktende fase og påfølgende betingede faser med beslutningspunkter for videreføring eller tilbakelevering. Arbeidsprogrammet vil normalt avsluttes med et krav om innlevering av en plan for utbygging og drift (PUD) for lagringslokaliteten eller tilbakelevering.

Størrelsen på området som tildeles, varigheten av letetillatelsen og forpliktelsene som følger med en slik tildeling vil være resultat av en konkret vurdering av søknaden(e), myndighetenes egne vurderinger og ev. andre relevante forhold. Formålet med å tildele lagringstillatelser er å legge til rette for oppbygging av en ny havnæring på norsk sokkel. For å oppnå dette målet, vil norske myndigheter utforme arbeidsprogram som sikrer rask og effektiv framdrift i tildelt areal. Arbeidsprogrammene skal sikre at det gjøres tilstrekkelig arbeid i tillatelsen for å modne tildelt areal fram til en sikker lagringslokalitet.

Rettighetshavere med letetillatelse kan søke om utnyttelsestillatelse samtidig som plan for utbygging sendes inn. Rettighetshavere som har gjennomført arbeidsprogrammet og sender inn en tilfredsstillende PUD sammen med en tilstrekkelig god søknad om utnyttelsestillatelse, kan påregne å få tildelt utnyttelsestillatelse. Innehaverne av letetillatelser skal ha tillit til at de får gjennomføre påbegynte prosjekter som det er brukt store ressurser på, og myndighetene må ha tillit til at tildelte arealer forvaltes etter hensikten og at godkjente prosjekter faktisk blir gjennomført. Ved tildeling av utnyttelsestillatelsen vil myndighetene vurdere omfanget av tillatelsen, både i areal og i stratigrafi.

Norske myndigheter vil gjennom god forvaltning av tildelingene av lagringstillatelser kunne bidra til utvikling av et viktig klimatiltak og legge til rette for betydelige reduksjoner av klimagassutslipp både i Norge og i Europa. Denne tilnærmingen til CO2-lagring kan legge grunnlag for utvikling av en ny, viktig havnæring og bidra til at lagring av CO2 på norsk sokkel kan bli et kraftfullt klimavirkemiddel.

Fotnoter

1.

Kilder: 1) EUs klimapakke Klar for 55 (Fit for 55) – regjeringen.no: https://www.regjeringen.no/no/tema/klima-og-miljo/innsiktsartikler-klima-miljo/eus-klimapakke-klar-for-55/horinger/id2887218/ 2) EØS-notatbasen: https://www.regjeringen.no/no/sub/eos-notatbasen/sok/id615429/

2.

Med hydrogen inkluderes også hydrogenbærere som ammoniakk, flytende organiske hydrogenbærere mv.

3.

Ammoniakk transporteres i stor skala i dag.

4.

IEA (2021) Global Hydrogen Review 2021

5.

IRENA (2021) World Energy Transition Outlook 1,5 C Pathway

6.

IEA (2021) Global Hydrogen Review 2021

7.

Europakommisjonen, 8. mars 2022, REPowerEU COM (2022) 108.

8.

The IEA’s 10-Point Plan to Reduce the European Union’s Reliance on Russian Natural Gas – estimerer at EU importerte 155 mrd. Sm3 rørgass og LNG fra Russland I 2021

9.

Global Status Report – Global CCS Institute

10.

Protokoll av 7. november 1966 (Londonprotokollen) til Overenskomst om forebygging av havforurensing ved dumping av avfall og annet materiale av 29. desember 1972.

11.

Norge, Sverige, Finland, Storbritannia, Nederland, Estland og Iran er de landene som har ratifisert 2009-endringen til Londonprotokollen.

12.

SWD (2020) 176. Impact assessment. Accompanying the document «Stepping up Europe’s climate ambition. Investing in a climate neutral future for our people.» 17. September 2020, s. 81.

13.

https://ec.europa.eu/clima/system/files/2021-12/com_2021_800_en_0.pdf

14.

https://ec.europa.eu/competition-policy/sectors/energy-and-environment/legislation_en

Til dokumentets forside