LANGE SPOR. CO 2 -HÅNDTERING Fra tankespinn til handling og forretning

Transkript

1 LANGE SPOR CO 2 -HÅNDTERING Fra tankespinn til handling og forretning En kort historikk utarbeidet av Lars Ingolf Eide på oppdrag fra Norges forskningsråd September

2 Innhold Sammendrag og konklusjon Innledning Oppbygging av rapporten Hva er CO 2 -fangst og lagring (CCS)? CO 2 -fangst og lagring som del av mulige klimatiltak Dagens internasjonale situasjon Kort historikk for CO 2 -håndtering i Norge Oppstart to Tilbakeslag og optimisme to 2006/ Mot modenhet Handling tankespinnet blir virkelighet og forretning Lagring av CO 2 Sleipners betydning Fangst av CO 2 fra sped begynnelse til forretningsdannelse Forretning i form av veiledning og verifikasjon Finansiering- Klimatek, CLIMIT og Gassnova Oppsummering: Nytteverdien Referanser Sitert litteratur Tidlig litteratur

3 Sammendrag og konklusjon Denne rapporten gir en kort oversikt over forskningshistorien for CO 2 -håndtering i Norge, og viser at langsiktig forskning innen feltet har brakt Norge i helt i fremste rekke internasjonalt. CO 2 håndtering er en prosesskjede hvor CO 2 fanges fra store utslippskilder, transporteres til en egnet geologisk struktur og injiseres der for sikker lagring i tusenvis av år. IEAs policy scenario, The Blue Map Scenario, sikter mot å stabilisere temperaturøkningen på to grader. Dette krever en halvering av dagens klimagassutslipp innen 2050 (IEA, 2010). Scenariet innebærer utvikling av nær sagt alle energiformer. CO 2 -håndtering er en viktig brikke som i et tidsperspektiv frem mot 2050 kan stå for hele 19 % av nødvendig utslippsreduksjon, omtrent likelig fordelt på kraftproduksjon og industri. Dette betyr at det globalt i 2050 må være 3400 storskala CO 2 håndterings-anlegg, hvorav 320 i Europa (IEA, 2009). Det kan derfor åpne seg et ikke ubetydelig marked for teknologi og tjenester innen CO 2 håndtering, under forutsetning av at politikere er i stand til å handle og pris-sette klimagassutslipp. I Norge begynte CO 2 håndtering i det små i 1986/87, med at SINTEF-forskerne Erik Lindeberg og Torleif Holt lanserte tanken om å fjerne CO 2 fra røykgass fra gassturbiner på plattformer til havs, og noe senere fra gasskraftverk på land, og bruke den til å øke oljeutvinningen. Godt hjulpet av Stortingsmelding 46 (1988/89), der det for første gang internasjonalt ble satt mål for stabilisering og reduksjon av CO 2 -utslipp, fikk forskerne finansiering fra Statoil til en studie. Statoil satte i årene også i gang andre aktiviteter ved NTH og SINTEF rundt CO 2 -håndtering. Med innføring av CO 2 -avgiften i 1991 besluttet selskapet og lisenspartnerne å ta ut CO 2 fra naturgassen på Sleipnerfeltet på plattformen og injisere den i et vannførende lag m under havbunnen, den såkalte Utsira-formasjonen. Dermed begynte snøballen å rulle. Det ble stor forskningsaktivitet rundt Sleipner, ledet av Statoil, med norsk og utenlandsk deltakelse og delfinansiering fra EU. Etter hvert kom andre miljøer enn SINTEF også på banen innen forskning rundt lagring av CO 2 i geologiske formasjoner, blant annet universitetene i Bergen og Oslo og Institutt for energiteknikk (IFE). Sleipner har vært et norsk flaggskip innen CO 2 -håndtering og har vært en sterk bidragsyter til å få frem forskere og forskningsresultater i verdensklasse. Norge spilte og en viktig rolle i etableringen av IEA Greenhouse Gas R&D Programme (1992), bla. gjennom å bidra til at programmet favnet alle fossile brensler, ikke bare kull som opprinnelig planlagt. IEA GHG har siden spilt en viktig rolle i å holde fremdriften i forskningen rundt CO 2 -håndteringg til å få i gang samarbeid på tvers av landegrenser. Norge har ikke bare spilt en viktig rolle innen forskning rundt CO 2 -håndtering, men også i internasjonale fora som har tatt opp temaet har norske institusjoner og personer gjort seg bemerket. Innen Zero Emission Platform, ZEP, og mot EU for øvrig, har Bellona, SINTEF og Statoil vært sentrale opp gjennom årene. Norske miljøer har bidratt inn mot EU s lagringsdirektiv, mot OSPARog London-konvensjonenes arbeid rundt lagring av CO 2 og innen europeisk nettverksbygging for forskningsinfrastruktur (NTNU og SINTEF). 3

4 Norge har i dag (august 2011) to installasjoner i drift for fangst og lagring av CO 2 i undergrunnen. I tillegg fanges CO 2 fra ammoniakkfabrikken på Herøya og skipes ut til kjøpere rundt Nordsjøen som såkalt food-grade CO 2. Erfaringer og data fra Sleipner og Snøhvitprosjektene har vært helt sentrale både for å fremme forskning og for å demonstrere at CO 2 lagring er gjennomførbart og sikkert. Bruk av CO 2 til å øke oljeutvinning har vært benyttet i Nord-Amerika siden tidlig på 1970-tallet. Også i Norge har man sett på denne muligheten ved flere anledninger siden Lindeberg og Holt lanserte tanken i siste halvdel av 1980-tallet. Prosjekter som Grane, Gullfaks og Haltenbanken (Tjeldbergodden CO 2 til Draugen) kom og gikk i årene med betydelig innsats og entusiasme, uten man har funnet at bruk av CO 2 til økt utvinning vil være lønnsomt på norsk sokkel. Potensialet er der og løsningen kan bidra til å etablere en infrastruktur for CO 2 -transport på sokkelen, så siste ordet er kanskje ikke sagt. Fangst Forskning rundt fangst av CO 2 var fra begynnelsen av (sent 1980-tallet/tidlig 1990-tallet) dominert av absorpsjon av CO 2 fra røykgass ved hjelp av aminer. Statoil engasjerte miljøer ved NTH og SINTEF, og Kværner startet et prosjekt i 1992 som varte til Deretter startet Aker to store FoU-prosjekter, Just Catch fra 2005 og SOLVit fra 2008, som ser på mulighetene for mer energieffektive og miljøvennlig absorbenter. Gjennom dette arbeidet har Aker utviklet og bygget et eget mobilt testanlegg (MTU) for CO 2 -fangst fra industrielle røykgasser (2008) og under SOLVit bidratt til testanlegget på Tiller (Sintef, 2010). Aker Clean Carbon, etablert i 2007 bygger på og bidrar til utviklingen innen denne type CO 2 -fangst. Aker Clean Carbon har designet og bygget aminanlegget på TCM (2011), nå under oppstart. Store deler av anlegget ble bygget i moduler på Stord og fraktet til TCM. Aker Clean Carbon er valgt som foretrukket teknologi leverandør til det første store demonstrasjonsanlegget for kull i UK (Longannet) og deltar også i konkurransen om levering til det nasjonale demonstrasjonsanlegget i Italia (Porto Tolle). Fangstteknologien fører gjerne til store anlegg og Statoil har siden 2008 videreført en idé fra rundt 2000 som kan gi vesentlig mer kompakte anlegg, 3C-prosjektet. 3C er lovende, men også utfordrende. I årene ble det også jobbet godt med andre fangstteknologier. IFE, CMR og Prototech startet i 2001 Zero Emission Gas (ZEG-prosjektet) basert på en teknologi som integrerer høytemperatur brenselcelle og reformering av naturgass med CO 2 -fangst. Dette kan gi en høy virkningsgrad, men teknologien byr på utfordringer. Det er opprettet et eget selskap, ZEG Power, for å videreutvikle og markedsføre teknologien. Sargas er et lite norsk selskap, etablert med private midler i 2003, som primært er en leverandør av teknologi for fangst av CO 2. De leverer en teknologi der røykgassen er under trykk, noe som reduserer størrelsen på renseanlegget, og har etablert et internasjonalt samarbeid. Sargas tilbyr kull og gassfyrte kraftverk med CO2 fangst basert på egen patentert teknologi. Av andre teknologier for CO 2 -fangst som markerte seg i perioden bør nevnes bruk av membraner. Dette omfatter både keramiske membraner som skiller enten oksygen fra luft eller hydrogen fra naturgass og metalliske membraner for separasjon av hydrogen fra naturgass. Selv om utskillingen av hydrogen fra naturgassen er blitt påvist å tilfredsstille visse krav i laboratorieforsøk, gjenstår det store utfordringer i å påvise det samme i stor skala samt å finne kostnadseffektive og pålitelige fremstillingsmetoder. 4

5 En annen lovende teknologi der norske forskningsinstitusjoner er sterkt involvert, særlig SINTEF, er en form for forbrenning i oksygen. Metoden, kalt Chemical Looping Combustion (CLC), består i at man vekselvis reduserer og oksiderer metall, slik at det utvikles varme under oksideringen. Teknologien har oppnådd høy virkningsgrad i liten skala og ser lovende ut, men resirkulering av store mengder metall byr på utfordringer. Det foregår mye forskning internasjonalt rundt dette, og norske miljøer er med. Det har vært lansert flere planer om bygging av gasskraftverk med CO 2 -håndtering, men foreløpig er ingen blitt realisert. Hverken Norsk Hydros planer fra 1998 om et 1200 MW gasskraftverk på Karmøy eller Naturkrafts planer for CO 2 -håndtering ved gasskraftverket på Kårstø er kommet i gang. Det tredje integrerte CO 2 -håndteringsprosjektet i Norge, Mongstad, har blitt utsatt for betydelige forsinkelser. Transport Transport av CO 2 er kjent industriell aktivitet. I USA, har CO 2 blitt transportert i rørledninger for bruk til økt oljeutvinning siden tidlig på 1970-tallet, og Yara har i 15 år transportert flytende CO 2 fra ammoniakkproduksjonen på Herøya med skip til land rundt Nordsjøen, men kapasiteten for disse skipene er liten, noen få tusen m 3 CO 2. Det er derfor er fullt mulig å transportere CO 2 uten videre forskning. Erfaringen med rørtransport fra USA er imidlertid ikke direkte overførbar til norske forhold fordi CO 2 fra fangstanlegg knyttet til kraftproduksjon og industriprosesser vil kunne ha urenheter som kan påvirke driftssikkerhet og økonomi. Forskningen må derfor konsentrere seg om å øke sikkerheten ved å skaffe økt kunnskap om mulige påvirkninger og konsekvenser, regularitet/levetid samt å redusere kostnadene forbundet med transport av store mengder CO 2. Dette har medført at det i Norge, og ellers i Europa, har blitt etablert flere forskningsprosjekter rettet mot problemstillingen. I 2010 startet SINTEF et fem-årsprosjekt som skal fremskaffe eksperimentelle data for termofysiske egenskaper for CO 2 med urenheter (CO2mixProp). Det er allerede gjennomført et betydelig arbeid med å modifisere OLGA (simuleringsverktøy for strømning i rør) opprinnelig utviklet for rørtransport av naturgass, til også å omfatte CO 2 (SPT Group Norway AS). Ved storskala transport av CO 2 må skip ha kapasiteter på m 3 avhengig av transportvolum og distanse og være spesialbygd til formålet. Designen vil være relativt lik dagens trykksatte LPG-skip som norske redere er godt kjent med. Sammen med Statoil, og delvis på eget initiativ, har norske rederier engasjert seg i å se på spesialskip for CO 2 -transport. Lagring Selv om lagring oppfattes som siste ledd i CO 2 -håndteringskjeden, er dette leddet som virkelig har ført Norge på verdenskartet, samtidig som det er det leddet som får størst offentlig oppmerksomhet, i alle fall utenfor Norge. Det startet på Sleipner-feltet. Naturgassen som skulle produseres, hadde et CO 2 -innhold på 4 9 %, til dels vesentlig over det markedet vil akseptere. CO 2 måtte derfor fjernes på et eller annet sted i produksjonen. Statoil anbefalte overfor partnere og myndigheter å gjøre dette på plattformen, umiddelbart etter at gassen var hentet opp fra reservoaret. Da kunne den returneres til undergrunnen og CO 2 -avgift unngås, samtidig som man ikke bidro til økning av Norges utslipp. 5

6 Sleipner-prosjektet var verdens første store CO 2 -håndteringsprosjekt der CO 2 ble sendt ned i undergrunnen kun for å unngå utslipp. Det er antakelig ikke mulig å undervurdere betydningen prosjektet har hatt for utvikling av Norges internasjonale ry og posisjon innen CO 2 -håndtering. Med bakgrunn i CO 2 -lagringen på Sleipner tok Statoil initiativet til prosjektene SACS og oppfølgeren CO2STORE. Begge hadde som målsetting å forstå hvordan CO 2 oppfører seg i reservoaret. Dette medførte behov for overvåking, prøvetaking og modellering. Prosjektene hadde bred internasjonal deltakelse både fra forskningsinstitusjoner og industri og støtte fra EU, industri og nasjonale myndigheter. Prosjektene omfattet overvåking med seismikk, gravimetri og andre metoder. Det ble tatt en kjerneprøve av takbergarten for Utsira-formasjonen og det er utviklet numerisk verktøy av høy klasse, i tillegg til at det ble gjennomført spesifikke studier for mulige lagringssteder i Danmark, Norge, Storbritannia og Tyskland. Det viktigste produktet er antakelig CO2STORE Best Practice Manual, et dokument som oppsummerer erfaring og lærdom etter 8-9 år med injeksjon og overvåking av CO 2. Enkelt kan det sies at Sleipner gikk bort og gjorde det - og de fikk det til! Dermed de brakte CO 2 - håndterings-ideen opp fra fantasi til et troverdig klimatiltak og gjorde fangst verd å satse på. Og da måtte kostnaden ned. Nyere satsing Klimaforliket av 2008 medførte en økt satsing på CO 2 håndtering og det ble både før og etter igangsatt en rekke tiltak for å fremme utviklingen av CO 2 håndtering, inkludert: Et nasjonalt program for forskning, utvikling og demonstrasjon, CLIMIT, etablert i 2005 Et statsforetak, Gassnova, for i vareta demonstrasjon og kommersialisering av CO 2 -håndtering, etablert i 2005 To Forskningssentre for Miljøvennlig Energi (FME) innen CO 2 håndtering, etablert i 2009 Fullskala CO 2 håndtering på Mongstad, under prosjektering Technology Centre Mongstad (TCM), under bygging Støtte til forprosjekt for et pilotanlegg for CO 2 fangst fra Norcems sementfabrikken i Brevik. Dette vil kunne bli det første i sitt slag i verden. Konklusjon Eksemplene over illustrerer myndighetsfinansierte tiltak som i stor grad har vært med på å stimulere industrien til å satse på utvikling av CO 2 håndtering siden De ville imidlertid neppe sett dagens lys uten omfattende pionervirksomhet fra noen få enkeltpersoner og selskap som dro det hele i gang på slutten av 1980-tallet og i begynnelsen av 1990-tallet. Deres innsats ble etter hvert fulgt godt opp både av myndigheter og industri. Norges satsing på CO 2 håndtering er stor i internasjonal sammenheng, og norske miljøer er langt fremme vitenskapelig og kunnskapsmessig innen alle deler av CO 2 håndteringskjeden. Satsingen har blant annet medført at: Norge i dag er i aller fremste rekke innen FoU på området CO 2 -håndtering Norske forskningsinstitusjoner og selskap er ettertraktede partner i internasjonale prosjekter. Dette gjelder ikke minst Statoil, SINTEF og NTNU, som har fått innpass i og til dels ledet store prosjekter med betydelig EU-støtte og industrifinansierte prosjekter som CCP. Universitetet i Bergen har et utstrakt internasjonalt samarbeid, særlig mot Tyskland, Nederland og USA, og IFE er også godt ansett utenlands. 6

7 Det er frembragt et stort, men i denne rapporten ikke tallfestet, antall master- og doktorgrader. Det er opprettet et stort, men i denne rapporten ikke tallfestet, antall arbeidsplasser i industri og forskningsinstitusjoner. Forskningen har levert resultater som muliggjør implementering av CO 2 -håndtering, og særlig har norske forskningsmiljøer levert nesten mer enn forventet på den internasjonale arenaen. Det er opprettet ny virksomhet enten i form av nye selskap eller som nye enheter innen eksisterende selskap for å arbeide med CO 2 håndtering. Disse er godt forberedt på det nye store markedet som man venter vil oppstå om år. Norge har mistet deler av den lederrollen man fikk ved at man var tidlig ute med fullskala lagring av CO 2 på Sleipner og fulgte opp med Snøhvit. Skrinleggingen av prosjekter som Hydrokraft og rensing på gasskraftverket på Kårstø, samt de stadige utsettelsene av fullskalarensing på Mongstad, har bidratt til at Norge over tid vil miste sin globale lederposisjon. Norge bør gjeninnta den lederposisjonen man tok innen fullskalaanlegg for CO 2 -håndtering med Sleipnerprosjektet. Norske forskningsmiljø har bidratt med kunnskapsløft som gjør at teknologi for CO 2 -håndtering nå er tilgjengelig for bruk i større skala. Nå gjenstår det å kommersialisere teknologien slik at CO 2 - håndtering kan bidra til store utslippskutt over hele verden. Skal man lykkes med klimamålene, må politikere komme sterkere på banen, blant annet ved å sette en pris på CO 2 (og andre klimagasser) 7

8 1. Innledning Denne rapporten er et bidrag til Forskningsrådets prosjekt Lange spor, der hensikten er å vise hvordan forskning over tid har gitt verdier for samfunnet i form av økonomiske uttelling, knoppskyting, miljøforbedringer, kompetanseoppbygging eller andre gevinster. Rapporten tar for seg forskning og utvikling innen området CO 2 -fangst og lagring, heretter kalt CO 2 -håndtering (på engelsk Carbon Capture and Storage, CCS). Innenfor dette området har man ønsket å se på utviklingen fra de første tankene rundt CO 2 -håndtering ble lansert i siste halvdel av 1980-årene og frem til i dag, slik at rapporten også blir en form for norsk CO 2 -håndteringshistorie Oppbygging av rapporten Rapporten gir først en overordnet beskrivelse av CO 2 -håndtering, dens mulighet som viktig klimatiltak og status internasjonalt. Deretter følger en kort historikk for CO 2 -håndtering i Norge (kapittel 2), der de viktigste milepælene og prosjektene er kort omtalt (det er ikke mulig å ta med alle). I kapittel 3 er det valgt ut 3 lange spor, der noen av de tidligere omtalte prosjektene og aktivitetene blir sett i tematisk sammenheng mer enn i kronologisk rekkefølge Hva er CO 2 -fangst og lagring (CCS)? CO 2 håndtering er en prosesskjede hvor CO 2 fanges fra store utslippskilder, transporteres til en egnet geologisk struktur og injiseres der for sikker lagring i tusenvis av år, se Figur 1. CO 2 håndtering kan anvendes på kraftproduksjon og ulike industriprosesser. Fangst av CO 2 deles oftest inn i tre kategorier: 1. Utskilling av CO 2 fra røykgassen, dvs. etter forbrenning (post-combustion). Denne teknologien er i prinsippet godt kjent fra fjerning av CO 2 fra naturgass, men for røykgass vil utskillingen foregå under andre betingelser, noe som fører til større anlegg. 2. Omdannelse av naturgass, eller syntesegass fra andre fossile brensler, til hydrogen og CO 2 før forbrenning (pre-combustion). Hydrogenet forbrennes for a lage kraft og CO 2 lagres. Prosessen, også kalt reformering, er godt kjent fra industriprosesser, bl.a. innen raffineri- og kunstgjødselindustrien. 3. Forbrenning i rent oksygen fremfor i luft, der det er 21% er oksygen, 79% nitrogen og mindre mengder andre gasser. Ved forbrenning i oksygen er avgassen stort sett CO 2 og vanndamp, slik at CO 2 lett skilles ut for lagring. CO 2 håndtering retter seg primært mot permanent lagring av CO 2 i geologiske formasjoner, men industriell bruk av CO 2, for eksempel til økt oljeutvinning eller fremstilling av ulike mineraler, er også mulig. Rundt mineralisering og en del annen industriell bruk av CO 2 blir det imidlertid diskusjoner om hvor permanent slik lagring er. CO 2 -lagring i havet har også vært diskutert og utredet, men er nå forbudt i henhold til OSPAR og London-konvensjonene. CO 2 håndtering kan bidra til å begrense den globale oppvarmingen ved å redusere CO 2 utslipp fra bruk av fossile brensler. CO 2 håndtering har i Norge vært mest diskutert i forbindelse med gasskraft. Det er imidlertid en økende erkjennelse at CO 2 håndtering fra store industrielle punktutslipp kan bli like viktig som fra kraftproduksjon for å nå nasjonale og globale utslippsmål. 8

9 Figur 1. CO 2 -håndtering. Figuren viser hvordan et CO 2 fangstanlegg kan fange CO 2 fra kraftverk fyrte med fossile brensler eller ulike industrielle prosesser. CO 2 fraktes deretter i rørledning til et passende injeksjonssted hvor CO 2 injiseres i egnede geologiske strukturer (Kilde: Prosjektlab and Bellona) 1.3. CO 2 -fangst og lagring som del av mulige klimatiltak Det Internasjonale Energibyrået, IEA, forventer at fremtidens energiforbruk i verden vil øke med 47 % frem mot 2030 og 84% mot 2050 (IEA, 2010) om ikke betydelige tiltak iverksettes. Selv med stor innsats for å få opp andelen fornybar energi, vil økningen primært komme fra fossile brensler. En rekke land har, med anbefaling fra bl.a. FNs klimapanel (IPCC), besluttet å sette som målsetting at temperaturøkning i dette århundre ikke skal overstige to grader. Den Europeiske Union (EU) har i lys av dette forpliktet seg til å redusere klimagassutslippene med 20 % innen2020 (EC, udatert). IEAs policy scenario, The Blue Map Scenario sikter mot å stabilisere temperaturøkningen på to grader. Dette krever en halvering av dagens klimagassutslipp innen 2050 (IEA, 2010). Scenariet innebærer utvikling av nær sagt alle energiformer, slik det er illustrert i Figur 2. CO 2 -håndtering er en viktig brikke som i et tidsperspektiv frem mot 2050 kan stå for hele 19 % av nødvendig utslippsreduksjon, omtrent likelig fordelt på kraftproduksjon og industri. Dette betyr at det globalt i 2050 må være 3400 storskala CO 2 håndterings-anlegg, hvorav 320 i Europa (IEA, 2009). 9

10 Figur 2: IEA Blue Map scenarioet for CO2utslippsreduksjon. Figuren viser hvilke teknologier som kan bidra til å redusere globale CO2utslipp med 50 prosent innen 2050 (IEA, 2010b) Dagens internasjonale situasjon Det foregår betydelig aktivitet innen forskning og utvikling av teknologi for CO2 håndtering i mange land. Størst aktivitet er det i Nord-Amerika, EU og Australia i tillegg til i Norge. Global CCS Institute (GCCSI) har nylig gjort opp en status (GCCSI, 2011) vedrørende slike prosjekter. Denne analysen viser at det ved utgangen av 2010 var 234 aktive eller planlagte CO2 håndterings-prosjekter globalt, hvorav 77 kan betegnes som fullskala integrerte prosjekter, dvs. at de omfatter hele kjeden fra fangst via transport til lagring i undergrunnen, og skal ta hånd om flere hundre tusen tonn CO 2 eller mer per år. Hovedmengden, mer enn 80 %, av prosjektene var i en tidligfase, det vil si under vurdering, mens kun åtte var i drift og fire under bygging. Syv av de åtte i drift og to av de fire under bygging tar CO 2 fra rensing av naturgass, de tre siste henter CO 2 fra gassifiseringsanlegg eller fra produksjon av kunstgjødsel. I åtte av prosjektene brukes/planlegges CO 2 til økt oljeutvinning, i de andre lagres den i vannførende geologiske formasjoner. To av prosjektene i drift er i Norge, Sleipner og Snøhvit, hvor CO 2 skilles ut fra naturgass og lagres i geologiske formasjoner under havbunnen. I tillegg er Statoil sterkt engasjert i forskningsaktiviteter i det BP-opererte gassfeltet In Salah i Algerie, der CO 2 fjernes fra naturgassen og lagres i en geologisk formasjon under bakken. Det er bred enighet i både industri og forskningsmiljøer om at utviklingen nå må over i en ny fase hvor det bygges flere demonstrasjonsanlegg for å høste erfaringer med fullskala drift av CO 2 håndtering. Et hinder mot implementering av fullskala CO 2 håndtering har blant annet vært manglende finansiering. Så lenge dette ikke er bedriftsøkonomisk lønnsomt for industrien, vil det være nødvendig med offentlige bidrag. I EU er det foreløpig delt ut rundt en milliard euro til seks demonstrasjonsprosjekter i forbindelse med krisepakken etter finanskrisen. EU skal også bruke inntekter fra kvotesystemet til å finansiere demonstrasjonsanlegg. I den såkalte NER300 prosessen vil inntekten av 300 millioner CO 2 kvoter bli brukt for å delfinansiere minst åtte demonstrasjonsprosjekter for CO 2 håndtering samt innovative prosjekter innen fornybar energi. Det er kommet inn 13 søknader, hvorav syv fra Storbritannia og ett fra hver av Frankrike, Tyskland, Polen, Nederland, Italia og Romania. En avgjørelse er ventet i andre halvdel av

11 Flere andre initiativ for finansiering av demonstrasjonsanlegg har blitt lansert, blant annet i Storbritannia, USA, Canada og Australia, men NER300-prosessen kan tyde på at Europa nå overtar ledertrøyen innen realisering av CO 2 håndtering fra Nord-Amerika. Andre hindre er ufullstendig lovverk og reguleringer, uklart risikobilde samt mangel på forståelse i befolkningen av rollen CO 2 håndtering kan spille som klimatiltak. Det siste gjelder bl.a. i Nederland, Danmark og Tyskland, hvor planlagte fullskalaprosjekter har blitt kansellert på grunn av lokal motstand. Mange mener derfor at den manglende forståelsen og aksepten av CO 2 -lagring som et klimatiltak kan være det største hinderet for gjennomføring av CO 2 håndtering. Dette gjelder nok først og fremst lagring i formasjoner på fastlandet og særlig nær tettbygde områder. Det synes ikke som om det er motstand mot å lagre CO 2 i formasjoner under havbunnen, i alle fall ikke i Norge. Lovverk for CO 2 håndtering begynner imidlertid å komme på plass. I 2009 innførte EU et direktiv med retningslinjer for lagring av CO 2 (Directive 2009/31/EC), og to sentrale internasjonale konvensjoner, OSPAR og London konvensjonene, har åpnet for å lagre CO 2 under havbunnen på visse betingelser (overvåking, ingen tilsetning av stoffer som ikke stammer fra fangstprosessen med unntak av sporstoffer, gjennomføring av konsekvensutredninger etc.). Både EU, Canada, Australia og Storbritannia har implementert regelverk for CO 2 håndtering, primært på lagringssiden, som også omhandler finansieringsmekanismer. CO 2 håndtering er (per august 2011) ikke godkjent som en av de internasjonale mekanismene for å oppnå lav karbon energiforsyning under Kyoto protokollen. Under klimaforhandlingene i Cancun i desember 2010 ble partene imidlertid enige om å åpne for å inkludere CO 2 håndtering i den grønne utviklingsmekanismen CDM (Clean Development Mechanism). Nå har FoU-miljøer i Norge og i utlandet bidratt sterkt til å få frem teknologiske løsninger. Det vil være opp til politikere å avgjøre om CO 2 håndtering virkelig skal bli et viktig bidrag til å få ned utslipp av klimagasser. En internasjonal avtale som setter pris på CO 2 - og andre utslipp av klimagasser er alfa og omega for å få innført CO 2 håndtering i tilstrekkelig stor skala. 2. Kort historikk for CO 2 -håndtering i Norge De neste avsnittene vil gi en oversikt over begivenheter og milepæler som har bidratt til å føre Norge frem i første rekke når det gjelder CO 2 -håndtering, både med hensyn til forskning og utvikling og til å ta teknologien i bruk. Mye i denne oppsummeringen av historien til CO 2 -håndtering i Norge, særlig innen fangst, er hentet fra Tjernshaugen (2007, 2011), van Ruijven (2007) og van Alphen et al. (2009). I tillegg er det benyttet opplysninger som fremkom under intervjuer, fra et utall eldre publikasjoner samt egen kunnskap og hukommelse. I en kortfattet historisk oversikt er det umulig å få med alle og alt. Man må begrense seg til de store linjene og den delen av utviklingen som har bidratt sterkest til disse. Derfor er det rettet størst oppmerksomhet mot de første årene, da det var da kimen til den videre utviklingen ble lagt Oppstart to 1996 Brundtland-kommisjonen I 1987 utkom rapporten Vår felles fremtid, utgitt av Verdenskommisjonen for miljø og utvikling. Rapporten omhandlet miljø og utvikling og satte lys på en økende konflikt mellom økonomisk vekst 11

12 og negative miljøendringer. Kommisjonen ble ledet av Gro Harlem Brundtland, som hadde vært både miljøvern- og statsminister i Norge (derfor ble kommisjonen også omtalt som Brundtlandkommisjonen). Brundtland ble på ny statsminister i løpet av arbeidet i Verdenskommisjonen. Som en kuriositet kan nevnes at kommisjonen mente det var fullt mulig å fjerne SO x og NO x, men ikke CO 2! Stortingsmelding (St.meld.) 46 (1988/89) Som en nasjonal oppfølging av Vår felles framtid ble det utarbeidet en stortingsmelding, St.meld. nr. 46 ( ). I denne ble det foreslått at Norge skulle ha en ambisiøs målsetting om reduksjon av CO 2 -utslipp. I stortingsdebatten som fulgte foreslo partiene ulike målsettinger for utslippsreduksjon, men flertallet endte opp med at utslippene i 2000 skulle være på 1989-nivå. Imidlertid modifiserte både regjeringen og stortingsflertallet sine opprinnelige klimamålsettinger da omkostningene ved oppfølgingen av disse ble nærmere klarlagt og protester fra berørte økonomiske sektorer begynte å gjøre seg gjeldende. Selv om målet om stabilisering av CO 2 -utslippene ble modifisert og ikke på langt er nådd, bidro St.meld. 46 (1988/89) til å sette klimaproblemet og CO 2 -uslipp på kartet. Norge ble faktisk det første landet til å vedta mål for sine fremtidige CO 2 -utslipp. Målsettingen om å stabilisere CO 2 -utslipp på 1989-nivå ledet til at det ble innført en CO 2 -avgift i Norge fra 1. januar Dette ble den virkelige sporen til Norges pionerrolle innen CO 2 -håndtering. Det er sannsynlig at de første studiene som omtales under bidro til at politikere anså CO 2 -avgiften som et tiltak til å nå målene (Tjernshaugen, 2011). De første studiene Tanken om å lagre CO 2 i stedet for å slippe den ut i atmosfæren var ikke ny da Vår felles fremtid ble utgitt. Allerede på slutten av 1970-tallet hadde italieneren Cesare Marchetti gitt ut noen publikasjoner der han foreslo å fange CO 2 fra punktkilder og lagre den i havet. Idéen om havlagring ble fulgt opp i Norge (se senere avsnitt), men var ukjent for SINTEF-forsker Erik Lindeberg da han sammen med kollega Torleif Holt lanserte tanken om å fange CO 2 fra gasskraftverk og benytte den til å øke oljeutvinningen fra reservoarer i Nordsjøen i Lindeberg hadde arbeidet i USA tidlig på tallet og ble da kjent med at oljeselskap brukte CO 2 til å øke utvinningen av olje. CO 2 en som ble benyttet var riktignok fra naturlige CO 2 -reservoarer i bakken, men virkningen vil bli den samme om den er tatt fra industrianlegg. Oljeindustrien hadde for øvrig lang erfaring med å injisere gasser og væsker i undergrunn, så som vann for å opprettholde trykket i reservoarene og borkaks som alternativ til å dumpe det på havbunnen. Det var ikke rart at tanken om å injiserer CO 2 også kom opp. Tanken om et gasskraftverk i Norge hadde allerede blitt brakt på banen i 1986, da Lindeberg og Holt begynte å sysle med tanken om fange CO 2 fra gassturbiner på plattformer til havs og benytte den til å øke oljeutvinning. Men for å komme videre, trengte de to pionérene finansiering. Etter god markedsføring fra SINTEF, sa Statoil seg villig til å finansiere en studie, noe som resulterte i en rapport i 1990 og senere en presentasjon på den første CO 2 -konferansen (First International Conference on Carbon Dioxide Removal, ICCDR-1) i Amsterdam i 1992, sammen med Olav Bolland fra NTH (nå NTNU). Som følge av St.meld. 46 (1988/89) initierte Miljøverndepartementet/Statens forurensingstilsyn (SFT, nå Klif) en katalog over mulige tiltak for reduksjon av klimagassutslipp. Som del av denne bestilte de en studie hos SINTEF som tok for seg energisparing på sokkelen. Reduksjon av fakling sto sentralt, men elektrifisering av plattformene ble også tatt opp. Rapporten ble levert i Også Olje- og 12

13 energidepartementet tok opp ballen. Sammen med partnere involvert på Tjeldbergodden og felter utenfor Midt-Norge engasjerte de SINTEF til å se på mulighetene for å fange CO 2 og injisere den i reservoarene, der gevinsten ville bli økt oljeutvinning og lagring av betydelige mengder CO 2. Statoils engasjement, Sleipner Statoil startet sin virksomhet rundt CO 2 -håndtering i det små rundt I tillegg til å finansiere SINTEFs første studie, hadde man i årene startet aktiviteter ved NTH (nå NTNU) og SINTEF med professorene Olav Erga og Olav Bolland innen separasjon av CO 2 fra røykgass og forbrenning av naturgass i oksygenatmosfære. Blant annet så man, uavhengig av de tidlige tankene til Lindeberg og Holt, på mulighetene for et gasskraftverk på Tjeldbergodden med CO 2 -fjerning med vask av sjøvann, noe som ble benyttet i aluminiumsindustrien for å fjerne HF-gasser. Professor Olav Erga kom på banen og viste at dette ikke var praktisk gjennomførbart på grunn av de store vannmengdene som trengtes til å vaske ut CO 2. På lagringssiden så man på bruk av CO 2 til økt oljeutvinning og lagring i havet, det siste ved Nansensenteret for miljø og fjernmåling i Bergen (NERSC). Innføring av CO 2 -avgiften i 1991 satte fart i utviklingen. Naturgassen som skulle produseres på Sleipner-feltet, hadde et CO 2 -innhold på 4 9 %, til dels vesentlig over det markedet vil akseptere. CO 2 måtte derfor fjernes på et eller annet sted i produksjonen. Statoil anbefalte overfor partnere og myndigheter å gjøre dette på plattformen, umiddelbart etter at gassen var hentet opp fra reservoaret. Da kunne den returneres til undergrunnen og CO 2 -avgift unngås, samtidig som man ikke bidro til økning av Norges utslipp. CO 2 -avgiften var nok avgjørende for at alle partnere aksepterte denne løsningen. Man gikk for en kommersiell fangstteknologi fra det franske selskapet ELF Acquitaine, basert på aminer. Det er viktig å være klar over at det er forskjeller mellom å skille CO 2 fra naturgass og det å skille den fra røykgass fra gassturbiner, slik Lindeberg og Holt foreslo og miljøene på NTH (nå NTNU) arbeidet med. Naturgassen er under trykk og har ofte en høyere CO 2 -konsentrasjon enn røykgassen, noe som gir til dels vesentlig mindre fangstanlegg, og ikke minst har det en stor kommersiell verdi å fjerne CO 2 fra naturgass, noe som ikke er tilfelle for røykgass før det blir satt en pris på CO 2. Flere alternativer for lagring av CO 2 fra Sleipner ble vurdert, blant annet bruk av CO 2 til økt oljeutvinning, men man endte opp med lagring i den vannførende geologiske formasjonen Utsira m under havbunnen, men over selve gassreservoaret. Injeksjon av CO 2 fra Sleipner startet i oktober 1996 og det har blitt injisert ca. 1 million tonn CO 2 per år. Viktig oppstart innen utvikling av fangstteknologi og metoder for lagring Som en følge av CO 2 -avgiften og katalogen over tiltak for utslippsreduksjoner startet også andre aktiviteter. I 1991/92 utredet Kværner mulighetene for CO 2 -fjerning fra gassturbiner til havs for SFT(nå Klif). Som et resultat av denne forstudien startet Kværner et prosjekt med støtte fra Statoil, Norsk Hydro, Phillips Petroleum Company og norske myndigheter for å utvikle membraner for å skille CO 2 fra røykgassen. Dette prosjektet er nærmere omtalt i avsnitt 3.2. Aktiviteten innen lagring i den innledende fasen dreide seg mye om økt oljeutvinning, men både forut for og etter beslutning om å injisere CO 2 fra Sleipner i Utsira-formasjonen, ble det gjort omfattende simuleringer av hvordan CO 2 ville bevege seg i de geologiske formasjonene. Simuleringsverktøy kjent fra oljeindustrien ble benyttet og videreutviklet. Dette var også en periode der havlagring fremdeles var aktuelt. Miljøene i Bergen, både NERSC og Geofysisk Institutt ved Universitetet i Bergen, var aktive i denne prosessen. Det ble gjort simuleringer 13

14 av hvordan CO 2 vil dispergere og spre seg ved utslipp på ulike dyp, fra flere forskjellige steder og med en rekke utslippskonfigurasjoner med hensyn til dyser. Etter hvert ble også Norsk institutt for vannforskning (NIVA) med i arbeidet, særlig rundt planlegging av et feltforsøk. Dette skulle først utføres ved Hawaii, men der møtte det motstand og feltforsøket ble flyttet til kontinentalskråningen utenfor Møre. SFT godkjent planene, men avgjørelsen ble anket av miljøorganisasjoner og i august 2002 trakk Miljøverndepartementet tillatelsen tilbake. Siden det har havlagring hatt svært begrenset oppmerksomhet i Norge og internasjonalt. Stor usikkerhet om hvordan dette vil påvirke livet i havet er og spørsmål om lagringstiden er lang nok (havsirkulasjonen vil etter år bringe CO 2 -holdig vann til overflaten et annet sted på kloden) er nok hovedgrunnen til at havlagring er lagt dødt. Fra 2007 er lagring i havmassene forbudt i følge OSPAR- og Londonkonvensjonene.. Aker Kværner utførte for øvrig en IEA studie for lagring av CO2 hydrater på havbunnen i 2003 ( Norge på den internasjonale CO 2 -arena Norge var ikke alene om å innse betydningen av CO 2 -utslipp for klimaendringer og for å sette inn tiltak. I 1991 vedtok det Internasjonale Energibyrået (IEA) å opprette et eget program for forskning og utvikling rettet mot CO 2 -håndtering. Programmet, IEA GreenHouse Gas Research and Development Programme (IEAGHG R&D), var opprinnelig rettet mot bruk av kull til kraftproduksjon, men Norge var med fra starten og en viktig bidragsyter til at også gass ble satt på dagsorden. I denne perioden ble industrien ved Statoil bedt om å representere nasjonen i styringsgruppen. Norsk Hydro var vararepresentant. Forskere og ingeniører fra begge selskapene var aktive i utforming av prosjekter. Ettersom forskning og utvikling innen CO 2 -håndtering økte, dukket også konferanser rundt temaet opp. En større konferanseserie kalt International Conference on Carbon Dioxide Removal (ICCDR) ble startet i 1992 i Amsterdam og ble fulgt opp i 1994 (Kyoto) og 1996 (Boston). Norge var representert på alle tre med flere presentasjoner. I 1995 hadde IEAGHG avholdt en konferanseserie med en annen tittel, men mye det samme innholdet - IEA Greenhouse Gases: Mitigation Options Conference, også med norsk deltakelse. Disse konferansene ble slått sammen til Greenhouse Gas Control Technologies (GHGT) og fra og med 1998 har det vært GHGT konferanser hvert annet år, med stadig økende antall norske bidrag. GHGT-8 ble holdt i Trondheim i Det ble tidlig klart at skulle man lykkes med CO 2 -håndtering, måtte man ha geologiske formasjoner med tilstrekkelig kapasitet og geologi til å kunne holde på CO 2 i flere tusen år. Det ble derfor viktig å få kartlagt lagringspotensialet rundt om. I Europa gikk en rekke institusjoner og to energiselskap, Statoil og RWE, sammen om å søke EU og nasjonale myndigheter om midler til å gjøre en slik kartlegging i det som den gang var 12 EU land pluss Norge. Prosjektet, kalt Joule II, startet i 1993 og ble avsluttet i SINTEF representerte Norge blant forskningsinstitusjonene, og var invitert inn på grunn av kompetanse bygd opp tidligere. Joule II endte opp med å anbefale at man skulle henvende seg til Sleipner-lisensen med tanke på et vitenskapelig samarbeid. Statoils egne forskere fulgte opp dette, men ikke bare var det vanskelig, det var også begrenset hvor mye overvåkning og datainnsamling som var planlagt. Resultatet var at et internasjonalt konsortium under ledelse av Statoil startet planleggingen av et eget forskningsprosjekt i 1996, der man søkte om støtte fra EU, nasjonale myndigheter og industrien. Prosjektet, kalt Saline Aquifer CO 2 Storage (SACS), startet fase 0 i SACS ble avsluttet i 2002, deretter overtok CO2STORE, som gikk ut Hovedaktivitetene har vært overvåking og modellering, se for øvrig avsnitt 3.1. Norge har ikke spilt en viktig rolle bare innen forskning rundt CO 2 -håndtering, men også i internasjonale fora som har tatt opp temaet har norske institusjoner og personer gjort seg bemerket. 14

15 Den europeiske koalisjonen Zero Emission Platform, ZEP, består av industri, myndigheter, akademia, forskningsinstitutter og miljøorganisasjoner og arbeider for å fremme CO 2 -håndtering som et kommersielt klimatiltak. Innen ZEP, og mot EU for øvrig, har Bellona, SINTEF og Statoil vært sentrale opp gjennom årene og særlig siden ZEP ble startet i ZEP har hatt betydning i utforming av EUs politikk innen CO 2 -håndtering, deriblant EUs lagringsdirektiv og finansieringsordningen for fullskala demonstrasjonsprosjekter, NER300. Norske myndigheter, SFT (i dag Klif) og Miljøverndepartementet (MD), møtte juridisk tvil om CO 2 - lagring under havet var lov ifølge OSPAR og London-konvensjonen. Teksten i traktatene sa ikke et ord og Universitetet i Oslo mente det ikke var tillatt. Norge (MD og SFT) satte i gang en prosess parallelt i de to traktater gjennom sine faglige organer. Det er grunn til å tro at resultater fra Sleipner var med og bidro til at det fra februar 2007 er eksplisitt tillatt å lagre CO2 under havbunnen, gitt visse forutsetninger (se kapittel 1.4). Samtidig ble det forbudt å lagre CO2 på havbunnen eller i de fri vannmasser. EU har opprettet et nettverk av såkalte Centres of Excellence innen CO 2 -håndtering. Senterne representerer ti land og skal fremskaffe en vitenskapelig basis for å betjene FoU-behov på et paneuropeiske nivå, både med kort og lang tidshorisont. Netteverket, kalt European Carbon Dioxide Capture and Storage Laboratory Infrastructure, ECCSEL, ble foreslått av NTNU og SINTEF på vegne av norske myndigheter, og ble i 2008 satt på det offisielle veikartet til det europeiske strategiforum for infrastruktur for forskning (European Strategy Forum on Research Infrastructures, ESFRI) som det eneste nye bidraget innen energi. Naturkraft og starten på en politisk turbulent CO 2 -periode I 1994 ble Naturkraft AS dannet med Statoil, Statkraft og Norsk Hydro som eiere. Formålet var bygging av gasskraftverk i Norge med eksport av kraft til andre nordiske land. I 1996 fikk de konsesjon på bygging av gasskraftverk på Kårstø og Kollsnes uten CO 2 -håndtering. Også andre fikk slike konsesjoner, deriblant Industrikraft Midt-Norge. Etter litt frem og tilbake av ulike regjeringer, begrenset SFT i utslippstillatelsen for Kårstø fra 1999 utslippene av CO 2 til 10% av det som var planlagt. Det ville med andre ord bli behov for CO 2 -håndtering. Beslutningen kan ha vært inspirert både av Norsk Hydros Hydrokraft-prosjekt som ble lansert året før (se egen omtale under neste tidsepoke) og av Bellonas sterke engasjement i saken. Dette kravet ble imøtegått av opposisjonen på Stortinget og måtte frafalles, noe som resulterte i at mindretallsregjeringen til Bondevik valgte å gå av. De kom imidlertid sterkt tilbake etter valget i 2001 og besluttet at ingen nye konsesjoner ville bli gitt til gasskraftverk uten CO 2 -håndtering. Dette ga klare signaler til selskap som gikk med tanker om bygging av gasskraftverk. Det medførte også at myndighetene måtte øke sin støtte til forskning og utvikling innen CO 2 -håndtering Tilbakeslag og optimisme to 2006/2007 I denne perioden økte interessen for CO 2 -håndtering og det er umulig å nevne alle prosjekter eller aktører. Vi vil derfor følge noen av de prosjektene som startet i den første perioden og som forsetter inn i neste, samtidig som andre nevnes for å få frem mangfoldet som vokste frem. Fangstforsøkene fortsetter, men ikke uten skuffelser og tilbakeslag Kværner fortsatte sitt aminbaserte membranprosjekt, som er nærmere omtalt i avsnitt 3.2. Men Kværner stoppet ikke der. De ga seg i kast med Carbon Black -prosjektet som skulle produsere hydrogen og tilnærmet rent karbon, det siste med muligheter for industriell verdi. 15

16 Et annet stort teknologiselskap, Aker, startet prosjektet HiOx, der CO 2 skulle fanges ved at naturgass ble forbrent i en oksygenatmosfære i en gassturbin. De hadde også et prosjekt med utvikling av brenselcelle (SOFC Solide Oxide Fuel cell). Begge ledet til patenter. Dessverre fikk prosjektene problemer. I membranprosjektet fikk Kværners samarbeidspartner Gore problemer med membranene i 2006, samarbeidspartner Alstom trakk seg fra HiOx i 2001, og i Carbon Black oppsto det i 2003 tekniske problemer i en fabrikk som var startet opp i Canada (1999). Heller ikke SOFC-prosjektet ble videreført da fabrikk for brenselstaver ble skrinlagt i Pittsburgh, USA. Aker og Kværner ble slått sammen til AkerKværner i Til tross for tilbakeslagene bestemte AkerKværner seg for å fortsette satsing på CO 2 -fangst og tok i 2005 initiativet til et nytt fangstprosjekt, Just Catch, også basert på en røykgassrensing med aminer. Kværner, Aker, AkerKværner hadde nært samarbeid med og nøt godt av kompetansen som var bygget opp ved NTNU og SINTEF. I årene fra slutten av 1990-tallet til siste halvdel av 2000-tallet markerte flere aktører seg på banen med å danne selskap: IFE, CMR og Prototech startet i 2001 prosjektet Zero Emission Gas (ZEG) basert på en teknologi som integrerer høytemperatur brenselcelle og reformering av naturgass med CO 2 -fangst. Dette kan gi en høy virkningsgrad, men teknologien byr på utfordringer. Prosjektet har fått vesentlig støtte fra programmene Klimatek og senere Climit og fra industrien. Det er opprettet et eget selskap, ZEG Power, for å videreutvikle og markedsføre teknologien. På grunn av de store utfordringer står eierne fremdeles overfor et krevende løp. Den høye virkingsgraden skyldes at teknologien kan gi både elektrisk kraft, hydrogen og varme som produkter, og det industrielle potensialet er stort. Prosjektet er et eksempel på at forskere og utviklere ikke gir så lett opp. Risavika Gas Centre (RGC) ble opprettet av Statoil, Norske Shell, Lyse, IRIS og Universitet i Stavanger i 2005 og formelt åpnet i Målet var å etablere et kommersielt storskala testsenter for utvikling av mer miljøvennlig bruk av naturgass. Effektive energisystemer, reduserte utslipp av CO 2 og NO x og bruk av hydrogen har vært satsingsområder. To større pilotprosjekter for karbonfangst har vært utført ved senteret. Anlegget ble lagt til Norske Shells gamle raffineritomt i Risavika i Sola kommune. I slutten av mai 2011 besluttet styret i RGC å avvikle gass-testsenteret. Etter noen års virksomhet har man ikke oppnådd målsettingen om lønnsom drift. Dette skyldes manglende marked for storskalatesting av miljøvennlig gassteknologi. Sargas er et lite norsk selskap, etablert med private midler i 2003, som primært er en leverandør av teknologi for fangst av CO 2, men har også ambisjoner om å være med i de andre leddene av CCSkjeden, særlig transport og da med skip. Sargas leverer en teknologi der røykgassen er under trykk, noe som reduserer størrelsen på renseanlegget. De har eller har hatt samarbeid med blant andre Siemens, MIT, Kungliga Tekniska Høgskolan og Fortum. Selskapet har vært involvert i planlegging av anlegg for CO 2 -rensing, bl.a. med Hammerfest Energi (100MW gasskraft) og aluminiumsverket på Husnes (400 MW kullkraft). Sargas fremstår sammen med internasjonalt anerkjente konsern som Daewoo som tilbyder i EU og USA av nøkkelferdige anlegg for kull og gassfyrte kraftverk med CO2 fangst, det siste basert på egen patentert teknologi. I senere tid (2010) har det vært både dialog med og intensjonsbrev fra et kullkraftverk i USA. Her er meningen å benytte CO 2 til økt oljeutvinning. Sargas har mottatt midler fra Gassnova for utprøving av sin teknologi. 16

17 ZENG AS Zero Emission Norwegian Gas, et selskap startet i 2006 av Lyse Energi AS, Nebb Engineering AS, Procom Venture AS of CO2-Norway for å formalisere og ivareta utvikling og kommersialisering av et teknologikonsept fra Clean Energy Systems, USA basert på forbrenning med rent oksygen ZENG har mottatt støtte fra Lyse Energi, Norske Shell, Statoil og Gassnova. Statoil og Norsk Hydro De to største norske bedriftene meldte seg på også innen utvikling av fangst-teknologi. Her som på flere områder innen olje og gass, valgte de forskjellige løsninger. Statoil var tidligst ute med sitt engasjement mot SINTEF og Sleipner, senere også med CO 2 - håndtering ved gasskraftverket på Kårstø. Deres hovedfokus var mot rensing av røykgass.. Her engasjerte man tidlig Trondheimsmiljøet rundt professorene Olav Erga, Olav Bolland og Hallvard Svendsen, men det har også vært utstrakt samarbeid med utlandet. Forskning og utvikling rundt aminer som absorpsjonsvæske har stått sentralt, med tanke på mer effektive løsninger og på helse- og miljømessige problemer knyttet til utslipp av mindre mengder biprodukter. Statoil har siden 2007 hatt arbeid på gang ved sitt forskningssenter på Herøya i Porsgrunn i samarbeid med miljøer rundt Høgskolen i Telemark på avanserte løsninger for integrering av hele renseprosessen. Teknologien kalles 3C - Compact CO 2 Capture og baserer seg på fangst av CO 2 fra røykgass (post-combustion removal) med en aminløsning i et kompakt fangstanlegg som vil mer kostnadseffektivt enn tradisjonelle løsninger med blant annet store vasketårn. De første tankene rundt slike anlegg ble gjort rundt 2000, da forskningssenteret var en del av Norsk Hydro. Tester som ble gjennomført i 2010 i et småskalaanlegg på Herøya var vellykkete, men 3C-teknologien er fortsatt tidlig i forskningsstadiet og testingen vil fortsatte frem til sommeren Det vil senere bli tatt stilling til om man, eventuelt sammen med andre aktører, skal gjennomføre et større pilotprosjekt for 3C-teknologien (Karl Johnny Hersvik, forskningsdirektør i Statoil, Statoil har søkt om tre patenter knyttet til 3C-teknologien. Patentsøknadene ble offentliggjort i januar Dersom den videre testingen viser seg å være vellykket, vil Statoil henvende seg til leverandørindustrien for å få samarbeidspartnere som kan utvikle teknologien videre og gjøre den tilgjengelig i markedet. Norsk Hydro satset tyngst på separasjon av gasser før forbrenning ved hjelp av ionetransporterende membraner. Hydrokraft-konseptet (se avsnitt 2.2) var basert på separasjon av hydrogen fra naturgass med damp-reformering, en teknologi Hydro var godt kjent med fra produksjon av kunstgjødsel. Etter skrinlegging av Hydrokraft startet Hydro et prosjekt med membraner for separasjon av oksygen fra luft (AZEP, Advanced Zero Emission Power)) og fortsatte med separasjon av hydrogen fra naturgass (HMR, Hydrogen Membrane Reformer). Begge var lovende og har resultert i patenter, men ingen av teknologiene er så langt ført lenger enn til utprøving på laboratoriestadiet. Transport av CO 2 CO 2 må transporteres fra fangststed til lagringsplass, noen ganger over korte distanser, men i en regional løsning må man regne med at store mengder må transporters over flere hundre kilometer. Transport av CO 2 er kjent industriell aktivitet. I USA har CO 2 blitt transportert i rørledninger for bruk til økt oljeutvinning siden tidlig på 1970-tallet, og i dag (2011) fraktes mer tonn trykksatt CO 2 daglig i et rørledningsnett på mer enn 5600 km. Denne transporten har foregått uten alvorlige uhell og kan ansees som like sikker som rørtransport av naturgass. På Melkøya transporteres gassen via et 153 km langt rør til lagrigsformasjonen Tubåen på Snøhvitfeltet. I rørledninger transporteres CO 2 fortrinnsvis ved høyt trykk som væske eller i superkritisk fase. 17

18 CO 2 kan også transporteres med tankbil eller skip. Tankbil egner seg nok kun for transport av små mengder over korte avstander, mens skip har et potensial for moderate mengder CO 2 over lengre avstander og kan da være rimeligere enn rørledning (IPCC, 2005). Yara har i 15 år transportert flytende CO2 fra ammoniakkproduksjonen på Herøya med skip til land rundt Nordsjøen, men kapasiteten for disse skipene er liten, noen få tusen m 3 CO 2. Figur 3 illustrerer ulike former for transport of CO 2. Figur 3. Tre ulike former for transport av CO 2 : rørledninger over land, rørledninger til havs og skip (Kilde: Prosjektlab and Bellona) I og med at CO 2 i dag transporteres både via rør og med skip lar dette seg teknisk gjøre i fremtiden uten videre forskning. Forskningen må derfor konsentrere seg om å øke sikkerheten ved å skaffe økt kunnskap om mulige initierende hendelser med påfølgende konsekvenser, regularitet/levetid samt å redusere kostnadene forbundet med transport av store mengder CO 2. Selv om det finnes lang erfaring med CO 2 -transport i rørledninger fra USA så er erfaringen ikke direkte overførbar til norsk forhold. CO 2 fra fangstanlegg knyttet til kraftproduksjon og industriprosesser vil kunne ha ulike mengder av forurensning avhengig av fangstmetode, blant annet oksygen og gasser som SO x og NO x. Disse kan være kilde til driftsforstyrrelser og være kostnadsdrivende i form av avbrudd og materialvalg, blant annet ved når gassen skal komprimeres og fraktes, og ved at det kan være potensial for utfelling av faste partikler og for korrosjon. Konsentrasjonen av disse stoffene kan reduseres, under eller etter fangsten. Fjerning eller reduksjon av stoffene er kostnadsdrivende. Det er derfor viktig å fastlegge realistiske maksimalt tillatte grenser for urenheter i CO 2 for rørtransport. Dette har medført at det i Norge, og ellers i Europa, har blitt etablert flere forskningsprosjekter rettet mot problemstillingen. I 2010 startet SINTEF et femårsprosjekt som skal fremskaffe eksperimentelle data for termofysiske egenskaper for CO 2 med urenheter (CO2mixProp). Det er allerede gjennomført et betydelig arbeid med å modifisere OLGA, et simuleringsverktøy for strømning i rør som opprinnelig ble utviklet for rørtransport av naturgass, til også å omfatte CO 2 (SPT Group Norway AS). Statoil har bygget to laboratorierigger på sitt forskningssenter i Trondheim for å forske på CO 2 -transport i forbindelse med Snøhvitutbyggingen. Det er også etablert testrigger ved Institutt for energiteknikk (IFE) og ved SINTEF. 18

19 DNV har utarbeidet en Recommended Practice for rørtransport av CO 2 og er i gang med fase 2 av prosjektet gjennom et felles industriprosjekt, CO2Pipetrans, hvor Gassnova bidrar. Universitetet i Bergen arbeider med miljømessige konsekvenser av CO 2 -utslipp fra rørledninger på havbunnen. På vegne av Olje- og energidepartementet (OED) har Gassco utredet transportløsninger fra planlagte fangstanlegg for CO 2 fra gasskraftverket på Kårstø og energiverket på Mongstad. På enkelte områder, f.eks. knyttet til faren for korrosjon, spredning av CO 2 i atmosfæren ved trykkavlasting, samt støy ved slik trykkavlasting, er det identifisert krav til design som er betydelig forskjellig fra tilsvarende krav til transport av naturgass. Gassco jobber nå med å utvikle kostnadseffektive løsninger for disse utfordringene med et sikkerhetsnivå bedre eller lik transport av olje og gass. Gassco deltar i det europeiske forskningsprogrammet CO 2 Europipe (operert av nederlandske TNO). Sommeren 2011 ble det startet opp et felles industriprosjekt for å utarbeide et datagrunnlag til å validere eksisterende spredningsmodeller for store CO 2 utslipp (COSHER styrt av KEMA). Dette er planlagt gjennomført ved forsøk hvor det blir sluppet ut store mengder CO 2 og hvor spredningsmønsteret blir kartlagt. Dette er viktig for å kunne gjennomføre en risikoanalyse for et CO 2 fjerningsanlegg med transport. Ved storskala transport av CO 2 må skip typisk ha kapasiteter på m 3 og være spesialtilpasset formålet. Mange LPG skip kan konverteres til CO 2 transport ved å endre laste-, lossesystemet og eventuelt rekondenseringsanlegg. CO 2 vil sannsynligvis fraktes som nedkjølt som væske, slik Yara gjør i dag. I forbindelse med utredning av bruk av CO 2 for å øke oljeutvinning på Gullfaks, utarbeidet Statoil med samarbeidspartnere flere alternativer for infrastruktur for å få CO 2 fra ulike i kilder rundt Nordsjøen til Gullfaks. I samarbeid med Navion (nå Teekay) ble det laget utkast til egnede skip. Ingen slike skip er i bruk i dag, men flere norske rederier (I.M. Skaugen, og Knutsen OAS ) er eller har vært involvert i planer for skipstransport av CO 2. Skipstransport av CO 2 i stor skala vil kreve betydelige lagre i en eller begge ender av transportkjeden og effektive lossesystemer for direkte injeksjon til havs. Som et ledd i Gullfaks CO2-EOR studiene rundt 2003 ble det også tatt fram konsepter for lagring av flytende CO2 under trykk i fjellhaller eller i store kuleformede lagre på overflaten. De store FoU-prosjektene innen lagring Mye av forskningen innen CO 2 -lagring var sentrert rundet prosjektene SACS og CO2STORE, begge basert på injeksjonen på Sleipner. Dette var store prosjekter med betydelig internasjonal deltakelse og finansiering. De var ledet av Statoil, engasjerte flere norsk forskningsinstitusjoner og selskap og i alle fall inspirerte, og antakelig la grunnlaget for, flere store prosjekter både i Europa og i andre deler av verden (se avsnitt 2.2). I tillegg startet SINTEF sitt store kompetanseoppbyggingsprosjekt KMB CO 2 i Dette var visstnok det største rene forskningsprosjektet innen CO 2 -håndtering i Europa til da. Prosjektet mottok 80% av finansieringen fra NFR, resten fra industrien. I 1999 var det oppstart på en slags etterfølger av Joule II, GESTCO-prosjektet, som ble ledet av danske GEUS. Formålet var å se på gjennomførbarhet av CO 2 -håndtering i åtte europeiske land (Belgia, Danmark, Frankrike, Hellas, Nederland, Norge, Storbritannia og Tyskland) ved å kartlegge utslippskilder og egnede lagringssteder. Det ble også laget et beslutningsstøtteverktøy for å finne økonomi i ulike scenarier for CO 2 -håndtering. Med GESTCO opptrådte Norges geologiske undersøkelser (NGU) for første gang på CO 2 -scenen, og Statoil og Norsk Hydro var med i en rådgivningsgruppe av sluttbrukere. Samme rolle inntok de også i GeoCapacity-prosjektet fra 2006, denne gang sammen med Gassnova. GeoCapacity gjorde mye det samme som GESTCO, men området 19

20 var nå utvidet til å omfatte de nye øst-europeiske medlemmene i EU. Ingen norske organisasjoner deltok som utøvende institutter i GeoCapacity. Økt oljeutvinning, EOR er det lønnsomt? Bruk av CO 2 til økt oljeutvinning sto sentralt i de første studiene rundt CO 2 -håndtering i Norge. Senere ble dette fulgt opp av Norsk Hydro i Hydrokraftprosjektet (avsnitt 2.2), men det strandet. Også andre prosjekter som har sett på CO 2 til EOR har blitt avsluttet før det kom til gjennomføring. I årene gjennomførte Statoil detaljerte studier om hvordan man kunne øke oljeutvinningen på Gullfaksfeltet i Nordsjøen. Til dette måtte man skaffe 5 millioner tonn CO 2 per år. Reservoarstudiene var meget omfattende og ble foretatt av Statoil selv, av Gullfakspartnere og av forskningsinstitusjoner. Samtidig så man på hvor mulige kilder kunne være og hvordan CO 2 kunne transporteres til feltet gjennom utvikling av en infrastruktur for transport av CO 2. Studien er blitt kalt verdens mest omfattende CO 2 -EOR-studie. Gullfaks-studien ble avsluttet fordi man måtte ha en høyere oljepris enn den man trodde på i 2003 for å forsvare overgang fra vanninjeksjon til CO2- injeksjon. Den ble fulgt opp av flere prosjekter, blant annet Halten CO 2 -verdikjede, der Shell og Statoil så på mulighetene for å ta CO 2 fra et gasskraftverk på Tjeldbergodden til feltene utenfor Midt-Norge. Dette prosjektet ble avsluttet i 2007, med den konklusjon at det ikke var lønnsomt. Flere rapporter har vist at bruk av CO 2 til utvinning av olje vil gi en ikke ubetydelig økt produksjon, 3-5% (Mathiassen, 2003; Oljedirektoratet 2005; Bellona, 2005; Element Energy, 2010; Olje- og energidepartementet, 2010). Det er særlig oljefelt i sørlige Nordsjøen som ser ut til å kunne nyttiggjøre seg CO 2 for å øke utvinningen. Til nå er det kun Bellonas studie som har vist lønnsomhet, mens myndigheter og oljeselskap ikke får lønnsomhet ut av det. Bruk av CO 2 til EOR kan være viktig for utvikling av en infrastruktur som trengs for lagring av store deler av Europas utslipp, og både industri og forskningsinstitusjoner har uttrykt at problemstillingen bør tas opp igjen. Nykommere innen lagring I de første årene var studier og kompetanse rundt lagring av CO 2 i undergrunnen dominert av miljøene i Trondheim, SINTEF og Statoils forskningssenter. I begynnelsen av 2000-tallet kom imidlertid flere aktører på banen. Universitetet i Bergen søkte Klimatek om midler til et prosjekt i 2001, men nådde ikke opp før året etter, da prosjektene Safe long term storage of CO 2 in Aquifers og CO 2 storage in Hydrate Reservoirs fikk støtte fra NFR i tillegg til industrimidler fra Norsk Hydro for førstnevnte og Phillips Petroleum for sistnevnte. Som et ledd i disse prosjektene ble det avholdt en større konferanse om modellering av lagring av CO 2 i geologiske formasjoner høsten Norges yngste doktorand, Jan Nordbotten, skrev sin avhandling Sequestration of Carbon in Saline Aquifers - Mathematical and Numerical Analysis i 2004 som del av prosjektet Safe long term storage of CO 2 in Aquifers. Hydratprosjektene har blitt videreført etter sammenslåingen av Conoco og Phillips og det er utviklet patenterte metoder for samtidig lagring av CO 2 og utvinning av metan fra hydrater. Verdens første pilot prosjekt basert på dette er startet opp med tung finansiering fra Department of Energy i USA ( MH_06553HydrateProdTrial.html). I denne perioden fikk UiB også en betydelig kontrakt med CCP for å utvikle koplede geokjemiske og geomekaniske modeller, noe som var pekt ut som mangel i 20

21 verktøykassen. Dette prosjektet har finansiert en PhD-avhandling basert på verdens første simulator for reaktiv transport for CO2 med implisitt geomekanisk analyse. De ovennevnte prosjektene har vært ledet fra Fysisk institutt ved UiB. Forut for innvilgningen av de første prosjektene ved UiB fra NFR, hadde forskere ved UiB hatt kontakt med Princeton University i forbindelse med et initiativ fra BP og Ford kalt Carbon Mitigation. Samarbeidet har fortsatt til nå (2011) og vært meget fruktbart. Jan Nordbotten har hatt flere opphold ved Princeton og har i samarbeid med forskere der startet selskapet Geological Storage Consultants. I 2007 startet Matematisk institutt ved UiB prosjektet MatMoRA Mathematical Modelling and Risk Assessment med støtte fra NFR, Statoil, Norsk Hydro og Norske Shell. Prosjektet, som avsluttes i 2011, utvikler analytiske og numeriske modellverktøy for hvordan CO 2 beveger seg etter injeksjon. Resultatene vil bli tatt i bruk i risikoanalyser av geologisk lagring av CO 2. MatMoRA har gitt mange gode resultater om bruk av matematikk til å forutsi hvordan CO 2 -kan lagres med minimal risiko for lekkasje og resultatene har økt vår forståelse for hva som skjer når CO 2 lagres dypt nedi bakken. Dette er helt essensielt for å kunne lagre CO 2 i stor skala verden over. Prosjektene Development and Analysis of Vertically Averaged Models in Porous Media (VAMP) ; Impact of Realistic Geologic Models on Simulation of CO2 Storage (IGeMS) og Numerical CO 2 Laboratory har alle nytt godt av resultater fra MatMoRA. Begge de to involverte instituttene ved UiB har opparbeidet seg stor internasjonal kontaktflate og anerkjennelse. De har bidratt til generell økning av kompetanse innen CO 2 -håndtering ved UiB, har økt generell kunnskap rundt hvor og hvordan man skal injisere CO 2, om lagringskapasitet og risikofaktorer. Fokus har også inkludert store domener og trykkoppbygginger. Miljøene er attraktive samarbeidspartnere nasjonalt og internasjonalt. Det er samarbeid med noen av de regionale partnerskapene i USA og med Oljedirektoratet, de har blitt invitert inn i EU-finansierte prosjekter og benyttes av Statoil til å bidra med forklaringsmodeller for lagringen på Sleipner og til å sitte i rådgivningskomité for In Salah. Under ledelse av Universitetet i Oslo ser forskerne på hvordan CO 2 -lekkasjer kan overvåkes og hvordan risikoen ved ulike lagringssteder kan vurderes. I prosjektet Subsurface Storage of CO 2 - Risk Assessment, Monitoring and Remediation (SSC-RaMoRe) utvikles teknologi for risikovurdering og overvåking samt fjerning av CO 2 som har hopet seg opp i grunnen etter lekkasjer i overliggende bergart eller i brønner. Resultatene fra prosjektet har gitt oss økt forståelse for hvordan vi kan få til tygg lagring av CO 2. Andre institusjoner som kom på eller banen eller konsoliderte sin stilling i denne perioden inkluderer - Norges geologiske undersøkelser (NGU), kartlegging av CO 2 -lagringspotensialet i Norge, blant annet gjennom prosjektet GESTCO (GEological Storage of CO 2 ). - Institutt for energiteknikk (IFE), som gjennom sin lange tradisjon innen olje- og gassutvinning har initiert og deltatt i flere prosjekter. - Norges geotekniske institutt (NGI) er deltaker i RaMoRe-prosjektet, i CO2 feltlaboratorium ved Svelvik (kapittel 3.1) og i FME SUCCESS. 21

22 De integrerte prosjektene kommer og går I april 1998 annonserte generaldirektør Egil Myklebust i Norsk Hydro planer selskapet hadde om å bygge et 1200 MW gasskraftverk på Karmøy for blant annet å skaffe kraft til aluminiumsverket der. Samtidig hadde Hydro behov for å finne drivmekanismer for sitt tungoljefelt Grane. Kraftverket skulle baseres på at naturgassen ble spaltet i CO 2 for injeksjon og hydrogen som skulle forbrennes i gassturbiner, noe ville kreve turbiner spesielt beregnet for hydrogen. Hydro innledet derfor et samarbeid med General Electric om slike turbiner. Selve separasjonen av hydrogen og CO 2 skulle foregå ved en damp-reformeringsprosess, en prosess Hydro var godt kjent med fra sin produksjon av naturgjødsel. CO 2 skulle injiseres i Grane. Grane hadde minimalt med gass og CO 2 kunne være en likeverdig løsning. Hydrokraft spilte nok en viss rolle i den politiske debatten rundt gasskraftverk med eller uten CO 2 -håndtering som pågikk på den tiden. Beslutningen i 1999 om å legge ned prosjektet ga motstanderne av CO 2 -håndtering et ekstra kort i debatten om kostnader ved forbundet med dette. Begrunnelsen for å skrinlegge prosjektet var blant annet høye kostnader og at en partner i Grane var uvillig til å kjøpe CO 2 fra Hydro. Prosjektet var imidlertid en spore for forskningsmiljøer, da det viste at industrien tross alt hadde en viss tro på dette og kunne nyttiggjøre seg verktøy de hadde bidratt med (E. Lindeberg, personlig meddelelse). Heller ikke Naturkraft kom i gang med CO 2 -håndtering i denne perioden. Til tross for utarbeiding av detaljerte planer og innlevert konsekvensutredning, er arbeidet med CO 2 -håndtering på Kårstø nå lagt på is. Det tredje integrerte CO 2 -håndteringsprosjektet i Norge, Mongstad, har også blitt utsatt for betydelige forsinkelser. Kostnader, utfordringer ved å integrere et renseanlegg i et eksisterende anlegg som også involverer et raffineri og nå sist spørsmål rundt helse- og miljømessige aspekter ved aminbruk, har ført til stadige utsettelser. Hadde Norge kommet i gang med å bygge et fullskalaanlegg i henhold til disse planene, ville man ha befestet sin posisjon som verdensleder innen CO 2 -håndtering. I stedet er Norge nå i ferd med å fra seg ledertrøyen til EU og USA Mot modenhet Fra 2007 akselererte omfanget av FoU innen CO 2 -håndtering og samtidig også antall aktører. Det er ikke mulig å dekke alt som skjedde i denne perioden, men noen trekk er: - Det store prosjektet KMB CO 2 ved SINTEF ble etterfulgt av BIGCO 2, som startet i 2007 og skal avsluttes i Dette prosjektet har hatt stor innsats innen all tre hovedgrener av CO 2 - fangst - separasjon før forbrenning, separasjon etter forbrenning og forbrenning med oksygen. Det hadde en noe mindre innsats innen CO 2 -transport, -lagring og verdikjede. Det har også bånd til et annet stort prosjekt ved SINTEF, BIGH2, som tar opp problemstillinger rundt modifisering av gassturbiner for forbrenning av hydrogen. - Større innsats innen transport av CO 2 både fra institusjoner med fartstid innen CO 2 -håndtering og fra institusjoner med erfaring fra transport av naturgass. - Problemstillinger rundt lekkasje fra CO 2 gjennom havbunnen og små lekkasjer fra rørledninger på havbunnen og deres påvirkning på det marine miljøet. - Helse- og miljømessige aspekter ved fangst-teknologier basert på aminer. Som nevnt i avsnitt 2.2 har planene om et fullskala-anlegg på Mongstad blitt forsinket blant annet fordi det er reist spørsmål rundt mulige helse- og miljøskader som kan oppstå ved utslipp av små mengder 22

23 nitrosaminer, et avfallsprodukt etter aminabsorbenter. Ved utgangen av 2010 hadde CLIMIT fem demonstrasjonsprosjekter og ett forskningsprosjekt rettet mot denne problemstillingen. - Utvikling av nye eller modifiserte fangstmetoder, blant annet absorbenter, membraner og nye teknologier. - Nye metoder for overvåking av CO 2 i reservoarene, for eksempel mulighetsstudier av elektromagnetiske metoder (GeoContrast AS og Emtek) og bruk av mikroseismikk (NORSAR). - Et prosjekt med fokus på forståelse av bruk av kunstig oppsprekking av bergarter for å oppnå bedre injeksjon av CO 2 ble startet opp ved Fysisk institutt, NTNU. Problemstillingen har vist seg å være meget aktuell, da det våren 2011 ble meldt om problemer med lekkasjer av forurenset vann brukt i produksjon av skifergass inn i drikkevannsreservoarer i USA, antakelig på grunn av oppsprekkingen som foretas. Slike hendelser vil kunne vanskeliggjøre geologisk lagring av CO 2 dersom man ikke har full forståelse for man gjør. Her vil vi likevel trekke frem noen begivenheter som skiller seg ut: - Oppstart av et omfattende FoU prosjektet, SOLVit (se avsnitt 3.2). - Det Norske Veritas (DNV) kommer på banen som fremtidig aktør innen rådgivning og kontrollør av CO 2 -lagre (avsnitt 3.3). - Gassnovas spesielle ansvar for demonstrasjonsprosjekter øker fokus og innsats innen området, særlig med bygging av Test Centre Mongstad (TCM) - Opprettelsen av to Forskningssentre for Miljøvennlig Energi (FME) innen CO 2 -håndtering. - Nye metoder for fangstteknologi - Sterkere engasjement fra prosessindustri. Flere typer prosessindustri med produksjon i Norge har store utslipp av CO 2, så som kunstgjødsel, petrokjemi, aluminium og sement. Alle industriene er representert i et Tel-tek prosjekt som startet i Særlig sementindustrien er aktive. HeidelbergCement, som eier Norcem, har fått NOK 13 millioner i støtte (50 % av midlene) fra Gassnova til å utrede beslutningsunderlaget for investering i et testanlegg for fjerning av CO 2 fra røyk- og avgasser. Norcem har planer om et testanlegg med inntil tre testrigger, som hver skal kunne fange tonn CO 2 i året. De vil sammen med organisasjonen European Cement Research Academy (ECRA) starte med å teste ut CO 2 - fangstteknologier som kan være relevante for sementindustrien generelt. - Studier på kombinasjon av CO 2 -håndtering og bruk av biomasse i kraftproduksjon. Nye teknologier for fangst Nye metoder for rensing av røykgass er først og fremst konsentrert rundt alternative absorbenter og adsorbenter og er omtalt i avsnitt 3.2, samt 3C-teknologien til Statoil, avsnitt 2.2. Innen utskilling av CO 2 før forbrenning (pre-combustion) bør nevnes bruk av membraner. Keramiske membraner som skiller enten oksygen fra luft eller hydrogen fra naturgass ved hjelp av ionetransport er nevnt i avsnitt 2.2. En annen type membraner som kan skille hydrogen fra naturgass til bruk i en reformeringsprosess, er metalliske membraner. Membraner basert på legeringer der palladium inngår, har vist seg effektive for dette formålet. SINTEF er involvert i utvikling av slike membraner, til dels gjennom internasjonale konsortier. Selv om utskillingen av hydrogen fra naturgassen er blitt påvist å tilfredsstille visse krav i laboratorieforsøk, gjenstår det store utfordringer i å påvise det samme i stor skala samt å finne kostnadseffektive og pålitelige fremstillingsmetoder som blant annet forhindrer hydrogenlekkasjer der membranene føyes sammen med bærerammer. 23

24 En annen lovende teknologi der norske forskningsinstitusjoner er sterkt involvert, særlig SINTEF, er en form for forbrenning i oksygen. Metoden, kalt Chemical Looping Combustion (CLC, forbrenning ved kjemisk resirkulering?), består i at man fører et oksidert metall sammen med natur- eller syntesegass i et reduksjonskammer. Metallet reduseres ved reaksjon med mellom oksygenet og hydrokarbongassen, med CO 2 og vanndamp som produkter. Det reduserte metallet føres tilbake til et oksideringskammer, der det tilføres luft og man får metalloksid og varme. Teknologien har oppnådd høy virkningsgrad i liten skala og ser lovende ut, men resirkulering av store mengder metall byr på utfordringer. Det foregår mye forskning internasjonalt rundt dette, og norske miljøer er med. Test Centre Mongstad, TCM Som ledd i avtalen mellom Staten og Statoil vedrørende utslippstillatelsene for kraftvarmeanlegget på Mongstad, ble det i 2006 inngått en avtale mellom Staten og Statoil for å gjennomføre CO2 fangst fra kraftvarmeverket i to trinn. Trinn 1 innebærer bygging av et testanlegg (Senere kalt Technology Centre Mongstad TCM), mens trinn 2 innebærer bygging av et fullskala CO 2 fangstanlegg. Byggestart for testsenteret var i 2008, anlegget sto ferdig sommeren 2011 og de første teknologiene skal starte utprøving i Formålet med TCM er å utvikle, utprøve og kvalifisere teknologi for CO 2 -fangst. Innen utvikling er målene å for å få ned investerings- og driftskostnader, energiforbruk og risiko forbundet med storskala fangstanlegg. Man ønsker også å belyse helse- og miljømessige aspekter ved fangstteknologiene. TCM er ventet å koste 5.2 milliarder kroner. Konsortiet bak TCM består av Statoil, Shell, Sasol og Gassnova. På TCM er det satt av plass til å teste tre teknologier. Anlegget vil kunne fange tonn CO 2 pr år, som tilsvarer ca. 1/10 av CO2 mengden fra et fangstanlegg for et 400 MW gasskraftverk. Anlegget er unikt i verden med hensyn til størrelse og mulighetene for testing på ulike røykgasser. TCM vil bli verdens største testanlegg for CO 2 -fangst Anleggets fleksible design åpner for å foreta relevante utprøvinger for en rekke industrielle prosesser. Teknologisenteret kan motta røykgass fra både raffineriet (crackeren) og kraftvarmeverket på Mongstad, noe som gjør det mulig å testkjøre under forhold tilsvarende både gass og kullkraftverk. TCM er planlagt drevet i minst fem år etter oppstart, og vil stå sentralt i videreutvikling av renseteknologi og ved etablering av fullskala CO2 håndtering på Mongstad. De to første teknologiene for utprøving, Alstoms nedkjølte ammoniakk, og en aminprosess fra Aker Clean Carbon (ACC), ble valgt ut etter en omfattende evalueringsprosess. Begge disse teknologiene handler om fangst av karbon etter forbrenning, og benytter seg av en oppløsning for å absorbere CO 2 fra avgassene. De er også begge to utformet for å fange opp 85 % av CO 2 -innholdet i avgassen fra prosessanlegget på raffineriet (crackeren) og det kombinerte varmekraftanlegget. Størrelsen på anlegget (Figur 4), fleksibiliteten og detaljene implementert i spesifikasjonene og utformingen muliggjør et lang rekke testmuligheter. Disse testene vil generere betydelig mengde resultater, og dimensjonene på TCM betyr at man kan utlede informasjonen til fullskala implementering over alt i verden. 24

25 Figur 4. Test Center Mongstad (TCM). Kilde: TCM DA Forskningssenter for miljøvennlig energi, FME Ordningen med Forskningssentre for miljøvennlig energi (FME) ble etablert i 2008 blant annet fordi: Avtalen som ble inngått i Stortinget om klimameldingen (klimaforliket) i 2008 medførte midler for å styrke forskningen innen fornybar energi og CO2-håndtering. Energi21s konklusjoner med hensyn til behovet for å fokusere og styrke norsk forskning og innovasjon. FME-ordningen skal etablere tidsbegrensede forskningssentre kjennetegnet ved en konsentrert, fokusert og langsiktig forskningsinnsats på høyt internasjonalt nivå for å løse utpekte utfordringer på energi- og miljøområdet. Et FME skal heve kvaliteten av norsk forskning og fremskaffe anvendbar kunnskap og løsninger innen temaområdet. Forskningssentrene skal ha et høyere ambisjonsnivå, større langsiktighet og sterkere konsentrasjon av innsatsen enn andre virkemidler som Forskningsrådet har. Videre skal et FME: - stimulere brukerpartnerne til innovasjon innen det aktuelle temaområdet gjennom økt satsing på langsiktig forskning, og gjøre det attraktivt for bedrifter som arbeider internasjonalt å etablere FoU-virksomhet i Norge; - skape aktivt samarbeid mellom innovativt næringsliv, forvaltningsorganer og fremstående forsknings miljøer; - fremme utvikling av anvendelsesorienterte forskningsmiljøer som ligger i den internasjonale forskningsfronten og som inngår i sterke internasjonale nettverk; - stimulere til forskerutdanning på områder som er viktig for brukerpartnerne og til forskningsbasert kunnskaps- og teknologioverføring. 25

26 To overordnede kriterier danner grunnlaget for utvelgelse av FME: - Relevans og potensial for innovasjon og verdiskaping - Vitenskapelig kvalitet Innen CO 2 -håndtering ble det valgt ut to FME: BIGCCS Centre International CCS Research Centre, ledet av SINTEF. Dette dekker hele CO 2 - kjeden med fangst, transport og lagring og industriutslipp i tillegg til utslipp fra kraftproduksjon. Senteret har et budsjett på NOK 400 millioner over perioden Det er 22 partnere. SUbsurface CO2 storage Critical Elements and Superior Strategy (SUCCESS), ledet av Christian Michelsens Research (CMR). SUCCESS dekker kun lagringsdelen, men har også et visst fokus på opplæring og utdanning, dette i samarbeid med BIGCCS. Det er 12 partnere og et budsjett på 160 MNOK for Handling tankespinnet blir virkelighet og forretning Historieoversikten over viser at det er mulig å trekke linjer fra den spede begynnelsen i til Figur 5 skisserer de grove trekkene og noen viktige linjer i denne utviklingen. Uten forringelse for andre prosjekter eller aktører, ønsker vi trekke frem tre elementer: 1. Innen CO 2 -lagring har Sleipner-prosjektet vært helt sentral i øke norsk kompetanse og for å bringe Norge i aller fremste rekke internasjonalt innen CO 2 -håndtering. 2. Det er mulig å følge en linje fra de første prosjektene innen CO 2 -fangst fra røykgass til utnyttelse av forskningsresultatene på dette feltet opp gjennom årene til dagens internasjonalt anerkjente selskap Aker Clean Carbon (ACC). 3. Forståelse og anerkjennelsen av at implementering av CO 2 -håndtering medfører risikovurderinger, behov for retningslinjer, standarder eller best-praksis-dokumenter, samt uavhengige sertifiserings-, validerings- og kontrollorganer. 26

27 Figur 5. Skisse med de grove trekkene i utviklingen av CO 2 -håndtering i Norge 27

28 3.1 Lagring av CO2 Sleipners betydning Sleipner-prosjektet var verdens første store CO 2 -håndteringsprosjekt der CO 2 ble sendt ned i undergrunnen kun for å unngå utslipp. Det er antakelig ikke mulig å undervurdere betydningen prosjektet har hatt for utvikling av Norges internasjonale ry og posisjon innen CO 2 -håndtering. Prosjektene SACS og oppfølgeren CO2STORE hadde som målsetting å forstå hvordan CO 2 oppfører seg i reservoaret. Dette medførte behov for overvåking, prøvetaking og modellering. Prosjektene hadde bred internasjonal deltakelse både fra forskningsinstitusjoner og industri og støtte fra EU, industri og nasjonale myndigheter. Prosjektene omfattet overvåking med seismikk, gravimetri og andre tradisjonelle metoder. Det ble tatt en kjerneprøve av takbergarten for Utsira-formasjonen og det er utviklet numerisk verktøy av høy klasse, i tillegg til at det ble gjennomført spesifikke studier for mulige lagringssteder i Danmark, Norge, Storbritannia og Tyskland. Det viktigste produktet er antakelig CO2STORE Best Practice Manual, et dokument som oppsummerer erfaring og lærdom etter 8-9 år med injeksjon og overvåking av CO 2. Sleipner, SACS og CO2STORE har også bidratt med data til et utall andre prosjekter som har befattet seg med lagring av CO 2. Ikke minst har Sleipner-erfaringen gjort norske forskere og norsk industri tiltrekkende som medarbeidere for utenlandske prosjekter. Det er nok å nevne EU-prosjekter som NACENT, GESTCO, CO2ReMove, CO2SINK, ENCAP, CASTOR, DYNAMIS, DECARBIT, CACHET, ECCO, Mustang, ICAP, RISCS, ECO2, SiteChar, CO2CARE og Panacea (kontrakstforhandlinger per august 2011) samt industriprosjekter som CCP og ULCOS. Selv om flere av disse har hatt fokus på fangst, har de gjerne hatt med lagringsdelen også. Også den norske kompetansen innen fangst har nytt godt av ringvirkninger fra Sleipner! Sleipner, SACS og CO2STORE la grunnlaget for at man nå er i gang med to mindre feltlaboratorier for CO 2 -lagring i Norge, på Svalbard og ved Svelvik i Buskerud. På Svalbard skal man ta CO 2 fra kullkraftverket, ca tonn per år, og injisere den i et reservoar ca m under bakken. Det er boret brønner og man har tatt kjerneprøver av reservoar og takbergart. Laboratoriet gir en ypperlig anledning til å følge CO 2 fra kilde til lagringsplass og øke forståelsen av hva som skjer. Ved Svelvik injiseres CO 2 forholdsvis grunt, ca. 200 m under bakken. Også her er hensikten å følge CO 2 ens bevegelser, primært med hensyn til å øke forståelsen av begrensninger og muligheter i overvåkningsutstyr. Figur 6. illustrerer CO 2 injeksjon fra Sleipner feltet i Nordsjøen til Utsira formasjonen og figur 7 viser tre ulike former for lagringsmekanismer. Suksessen og erfaring fra Sleipner inspirerte Statoil til å vurdere CO 2 -håndtering på flere felt. I 2001 offentliggjorde de at løsningen var aktuell også for Snøhvit i Barentshavet. Naturgassen der har for høyt CO 2 -innhold og må renses før konvertering til LNG og salg. Til forskjell fra Sleipner, foregår prosesseringen av gassen på land og CO 2 må derfor transporteres tilbake til feltet for injeksjon. Dette foregår i en 153 km lang rørledning. Lager-formasjonen ligger vesentlig dypere enn på Sleipner, ca m under havbunnen og under det produserende gassreservoaret. Injeksjonen startet i

29 Figur 6. Illustrasjon som viser CO 2 injeksjon fra Sleipner feltet i Nordsjøen til Utsira formasjonen (Kilde: Statoil) Det er stor forskjellig på formasjonene for CO 2 -injeksjon mellom Sleipner og Snøhvit. Injeksjonen på Sleipner har gått stort sett smertefritt siden 1996 og den vannførende formasjonen Utsira synes å være et ideelt lager. På Snøhvit dukket det imidlertid opp problemer våren Disse kan skyldes at CO 2 - reservoaret har mindre kapasitet enn man trodde i utgangspunktet, at injeksjonsprosessen ikke er riktig utformet, eller ha andre årsaker. Problemene viser uansett at det er viktig med meget grundige forundersøkelser for å beskrive og forstå reservoaret og at forskning er viktig for å oppnå de kunnskapene som er nødvendige. Prosjektene på Svalbard og ved Svelvik bidrar til dette. Figur 7. Tre ulike lagringsmekanismer. Til venstre: Fanging under en takbergart I midten: Oppløsning i formasjonsvann Til høyre: Reaksjon med mineraler og lagring som fast berg Kilde: Prosjektlab and Bellona 29

30 På det BP-opererte feltet In Salah i Algerie har man også renset naturgassen for CO 2 og injisert den i undergrunnen siden Statoil gikk inn som partner sammen med BP og Sonatrach. Sammen med norske institusjoner har de med sin erfaring bidratt til å få gjennomført en vellykket CO 2 -håndtering og videreutviklet teknologi. På In Salah har man blant annet benyttet satellittdata i overvåkningen med godt resultat. Det er grunn til å tro at beslutningen om å injisere CO 2 på In Salah har bidratt til at algeriske myndigheter har innført begrensninger på CO 2 -utslipp. Det er også grunn til å tro at Sleipner-suksessen har bidratt til at Chevron skal igangsette CO 2 - håndtering på Gorgon-feltet i Australia, der ca. 4 millioner tonn CO 2 tatt ut fra naturgass skal injiseres hvert år. Sleipner har vært et norsk utstillingsvindu. Prosjektet har bidratt til at CO 2 -lagring blir ansett som en realistisk løsning. Da IPCC ga ut sin spesialrapport om CO 2 -håndtering i 2005 (IPCC, 2005) ble Sleipner gitt bred omtale og både Statoil (Tore Torp) og SINTEF (Erik Lindeberg) var bidragsytere til kapitlet om lagring. Sleipner har også vært brukt av andre nasjoner i deres arbeid med CO 2 -håndtering, for eksempel i Storbritannia, på G8-møter der CO 2 -håndtering har vært oppe og av EU-kommisjonen i utarbeiding av direktiv om CO 2 -lagring. Så Sleipner har vært god markedsføring av norsk kompetanse innen CO 2 -håndtering i mange sammenheng. Man kan nesten snakke om at prosjektet skapte en CO 2 -turisme (Tore Torps uttrykk) fordi alle skulle se og bli informert om anlegget, inklusive presidenter, statsministre og høyt rangerte FN-folk. FoU-virksomheten og kompetansebyggingen som ble initiert med CO 2 -håndteringen på Sleipner har utvilsomt satt norske miljøer i stand til å utføre grundig kartlegging av lagringskapasitet på norsk sokkel, det være seg for myndighetene eller for private selskap som med tiden ønsker å ta i bruk CO 2 - lagring. Enkelt kan det sies at Sleipner gikk bort og gjorde det - og de fikk det til! Dermed de brakte CO 2 - håndterings-ideen opp fra fantasi til et troverdig klimatiltak og gjorde fangst verd å satse på. Men da måtte kostnaden ned. Sist, men ikke minst, skal nevnes at Statoil har ambisjoner og ønske om å utvikle forretningsvirksomhet ved å bli leverandør av tjenester innen CO 2 -lagring. De ser for seg at norsk del av Nordsjøen kan bli lager for store deler av Europas CO 2 og at utslippseiere vil ha behov for noen som tar hånd om CO 2 etter fangst. 3.2 Fangst av CO 2 fra sped begynnelse til forretningsdannelse Aker Clean Carbon (ACC) ble etablert av Aker og Aker Solutions i Formålet er å akselerere og kommersialisere CO 2 -håndtering. Opprinnelig så man et nasjonalt marked, men ettersom dette synes å bli utsatt, er fokus nå rettet mer internasjonalt. Historien bak selskapets aktiviteter kan føres tilbake til tidlig 1990-tallet, da ansatte i det som da var Kværner startet arbeid med CO 2 -fangst og rensing av røykgass. Norsk forskning på feltet startet noen år tidligere. I den videre beretningen er det viktig å huske at de store norske selskapene Aker og Kværner ble slått sammen til Aker Kværner i 2001 og har senere gjennomgått flere reorganiseringer. Ingeniører i Kværner ble trukket inn i Statoils arbeid med prosessanlegg for CO 2 -fjerning på Sleipner og fikk i 1992 oppdrag fra SFT om å se på mulighetene for å fjerne CO 2 fra røykgassen fra turbiner på 30

31 plattformer til havs. Som et resultat av denne forstudien startet Kværner et prosjekt med støtte fra Statoil, Norsk Hydro, Phillips Petroleum Company og norske myndigheter for å utvikle membraner for å skille CO 2 fra røykgassen. Målet var å gjøre fangstanleggene mindre, lettere og mer energieffektive for at de skulle kunne benyttes på plattformene. Idéen var i stedet for å sende aminbasert absorpsjonsvæske og røykgass motstrøms i store vasketårn, skulle røykgass og absorpsjonsvæske skilles med en membran som tillot gjennomtrengning av kun CO 2. I dette prosjektet ble det innledet et verdifullt samarbeid med NTH ved professorene Olav Erga (nå emeritus) og Hallvard Svendsen innen absorpsjonsvæsker. Erga var på et tidlig tidspunkt dratt inn i arbeid med CO 2 -fangst av Statoil, og Kværner kunne nå nyte godt av kompetanse som var bygget opp i det kjemiske miljøet ved NTH. Svendsen og kolleger er nå (2011) helt i verdenstoppen på dette feltet. Det ble også opprettet internasjonalt samarbeid med W.L. Gore and Associates om membranutvikling og Mitsubishi Heavy Industries om uttesting av absorbenter. Prosjektet investerte i et laboratorium på SINTEF/NTNU (1996) der teknologi kunne utprøves i liten skala og i et større prøveanlegg ved gassterminalen på Kårstø (1998), der virkelig røykgass fra gassturbiner kunne kjøres gjennom et renseanlegg i pilotskala, K-Lab. Kværner fikk kontrakt med det internasjonale prosjektet CCP (CO 2 Capture Project), finansiert av åtte store energiselskap. Det amerikanske energidepartementet, EU og Klimatek. Aker og Kværner engasjerte seg også i andre prosjekter relatert til CO 2 -fangst: Carbon Black ; HiOx ; Solide Oxide Fuel cell (SOFC). Disse tre prosjektene ble senere skrinlagt. I 2004 hadde AkerKværner en strategi-gjennomgang for CO 2 -håndtering. Resultatet ble at man bestemte seg for å fortsette arbeidet med CO 2 -håndtering, men kun å satse på røykgassrensing med aminer. Medvirkende til dette valget var blant annet erfaring fra leveranse av 16 aminanlegg for rensing av naturgass siden 1980, deriblant til Sleipner. Dette ledet i 2005 til et nytt fangstprosjekt, Just Catch, som i 2007 ble utvidet til å inkludere bruk av biomasse til å skaffe energi til renseprosessen og fjerne også CO 2 fra denne forbrenningen (Just Catch Bio). Man deltok også i EU-prosjektet CASTOR for å få data fra et pilotanlegg for kullkraft.. Så ble ACC etablert i 2007, med 50% eierandel på hver av Aker og Aker Solutions. Man gikk umiddelbart i gang med to betydelige aktiviteter: 1. Det store SOLVit-programmet med SINTEF og NTNU i 2008, et program over åtte år med totalbudsjett på 317 millioner NOK. Målsettingen er å utvikle, utprøve og velge løsningsvæsker for CO 2 som gir lavt energiforbruk, minimale helse- og miljøpåvirkninger, lite korrosjon og har lav degradering. Som del av SOLVit ble det bygget et pilotanlegg med full høyde på Tiller utenfor Trondheim (2010). Anlegget opereres av SINTEF og har finansiell støtte fra Gassnova og industri. 2. Bygging av en mobil testenhet for aminanlegg, MTU (mobile test unit) i Denne er et komplett aminanlegg som kan transporteres i containere. Det har en gjennomstrømningskapasitet på 1000 Am 3 /time og kan gi en rensegrad på 85 90%. MTU en ble først utprøvd på gasskraft i Risavika, for deretter å bli prøvd i to år på kullkraft i Skottland (Longannet). MTU-anlegget opererer nå ved det nasjonale karbonfangst testsenteret i USA (Alabama), før det flyttes for videre testing på TCM. Figur 8 viser MTU ferdig montert. 31

32 Figur 8. Aker Clean Carbon (ACC) Mobile Test Unit (MTU). Kilde: ACC ACC er valgt ut som en av de to leverandørene som skal installere anlegg på TCM. Anlegget er nå mekanisk ferdigstilt. ACC har også utført omfattende utredningsarbeider for test- og fullskala anlegg på Kårstø. Det er ennå ikke bygget et fullskala-anlegg for CO 2 -fangst utenom naturgassrensing, men internasjonalt er mange under planlegging. ACC er inne i flere av disse: Med Scottish Power Consortium som leverandør av fangstanlegg til Longannet kullkraftverk, eneste gjenværende i konkurransen om støtte til det første fullskala CO 2 -håndteringsanlegget i Storbritannia (Longannet). ACC er valgt som foretrukket teknologileverandør. Kontrakt for FEED (Front End Engineering and Design) for italienske ENEL for et fangstanlegg for ca. 1 million tonn CO 2 per år fra et kullfyrt kraftverk i Porto Tolle. Kraftverkprosjektet var i en periode satt på vent på grunn av motstand fra miljøorganisasjoner mot overgang fra olje til kull og som ikke vektla CO 2 -håndtering. En studie av et fullskala fangstanlegg for etterinstallasjon og integrering med et superkritisk kullkraftverk i Karlsruhe (912 MW el, 5 millioner tonn CO 2 per år) for tyske EnBW. En avtale med HeidelbergCement om utredning av aminteknologi for fangst av CO 2 fra sementindustrien, som ledd i HeidelbergCements prosjekt i Brevik, omtalt i

33 Det er i dag ikke et kommersielt marked for CO2 håndtering. Dette er på lik linje med vindkraft og solceller, som er avhengige av offentlige støtteordninger. Unntaket er enkelte prosjekter direkte knyttet til oljevirksomhet, anvendt på CO2 utskilling fra naturgass og CO 2 fangst fra ulike kilder for EOR formål, som er lønnsomme i dag. Markedet for tjenester knyttet til CO 2 håndtering frem mot 2020 antas å bli dominert av statsstøttede prosjekter (forskning, utvikling og demonstrasjonsprosjekter), så som de demonstrasjonsprosjektene som er planlagte i Europa og andre steder. Flere veikart, blant annet fra IEA (2009), (CSLF, 2010) og ZEP (2010), peker imidlertid på muligheter for et kommersielt marked etter 2020, men dette vil være avhengig av politiske beslutninger og internasjonale avtaler om begrensninger og prising av CO 2 -utslipp. I IEA (2009) er det for eksempel beregnet at skal man nå globale klimamål må det være implementert 100 storskalaanlegg for CO 2 håndtering i 2020 og 3400 i Dette vil omfatte båe kraftproduksjon og industriprosesser og representerer et meget betydelig marked. ACC har skaffet seg internasjonal anerkjennelse og posisjonert seg godt i forhold til et slikt marked. Dette har skjedd ved nært samarbeid mellom forskning og industri over en periode på 20 år og ville ikke vært mulig uten forståelse og utnyttelse av den kompetansen som er bygget gjennom norsk forskningsinnsats i samme periode, i dette eksemplet primært ved NTNU og SINTEF, men også hos andre norske forskningsinstitusjoner. som bl.a. IFE og Norner 3.3. Forretning i form av veiledning og verifikasjon For best mulig utnyttelse av det globale potensialet for CO 2 -håndtering må det skapes forståelse for og trygghet rundt løsningen. Et ledd i å få til dette, vil være lovgivning og reguleringer. Men som man har sett fra annen industri, vil dette ikke være nok. Det er også behov for effektive prosedyrer som rettleder brukere i å finne de beste løsningene, der sikkerhet kombineres med god økonomi. I industrien generelt har dette i stor grad blitt gjort ved å innføre industristandarder, internasjonalt som nasjonalt. Lenge var dette mangelvare innen CO 2 -håndtering. Det Norske Veritas (DNV) tok fatt i denne mangelen. Med sine lange fartstid innen sertifiserings- og verifikasjonsarbeid med tilhørende regelverk, retningslinjer, beste-praksis-dokumenter og risikostyring, var det ikke unaturlig legge tilsvarende for CO 2 -håndtering til eksisterende aktiviteter. I 2006 opprettet DNV en ren kommersiell enhet for å ivareta dette aspektet av CO 2 -håndtering. Enheten har årsverk. Det er nå utviklet tre retningslinjer: 1. DNV-RP-J201 Qualification Procedures for CO 2 Capture Technology; en anbefalt praksis for å kvalifisere fangst-teknologi 2. DNV-RP-J202 Design and Operation of CO 2 Pipelines; en anbefalt praksis for utforming og drift av CO 2 -rørledninger 3. CO2Qualstore, en retningslinje for utvelgelse; karakterisering og kvalifisering av formasjoner og prosjekter for lagring av CO 2. Disse tre dokumentene har blitt utarbeidet i prosjekter der industrien har bidratt finansielt og ikke minst faglig. Det siste har vært veldig viktig for å sikre troverdighet og for å få dokumentene forankret hos industrien. CLIMIT gjennom Gassnova har også bidratt finansielt. 33

34 Det arbeides også (august 2011) med en retningslinje for CO 2 -brønner, CO2Wells og med å få startet en for risikostyring innen CO 2 -håndtering, CO2RISKMAN. Erfaring fra Sleipner, og i senere tid Snøhvit, har gitt gode bidrag til utvikling av dokumentene og personer som Erik Lindeberg, Olav Bolland og Hallvard Svendsen figurerer mange steder i referanselisten og/eller har vært konsultert direkte. Ellers er arbeidet basert på litteraturstudier i tillegg til bidrag fra deltakende industri. DNV har hatt kvalifiseringsarbeid mot ACC og jobber mot det internasjonale markedet; ikke bare Europa, men også Midt-Østen, Brasil og Australia er aktuelle. Markedet for tjenestene har variert gjennom de siste fem årene, men man ser nå muligheter for økning gjennom de store demonstrasjonsprosjektene som EU skal dra i gang. Det finnes konkurrenter, men DNV har tro på at gode retningslinjer er et sterkt konkurransefortrinn. De påpeker at de møter andre og mer tilbakeholdende holdninger til bruk av standarder og retningslinjer innen CO 2 -håndteringsindustrien med hensyn til tredjepartsverifikasjon enn det de er vant med fra olje- og gassindustrien. DNV har oppnådd anerkjennelse i EU-systemet. De bistår European Commission (EC) med administrasjon av EU-nettverket for demonstrasjonsprosjekter for CO 2 -håndtering, og retningslinjene til EUs direktiv for lagring av CO 2 har lånt mye av DNVs CO2QUALSTORE. Det samme dokumentet refereres for øvrig av andre også, blant annet den kanadiske standardiseringsorganisasjonen CSA. DNVs oppbygging av en egen enhet for verifikasjon og sertifisering for alle ledd i CO 2 -kjeden er et godt eksempel på hvordan forskningen tas i bruk på en måte som oppnår internasjonal anerkjennelse. 4. Finansiering - Klimatek, CLIMIT og Gassnova I den første perioden, , kom den offentlige finansielle støtten til forskning og utvikling innen CO 2 -håndtering stort sette direkte fra departementer og direktorater, hovedsakelig Olje- og energidepartementet, Miljøverndepartementet og SFT. Den industrielle støtten var imidlertid meget viktig, ikke bare pengemessig, men også fordi det ga inspirasjon til å utvikle noe som så ut til å bli tatt i bruk og viste overfor myndighetene at teknologien ikke bare var luftslott (Lindeberg, pers. kom.). Industrien ga også viktige tekniske bidrag, da de hadde både erfaring med kjemiprosesser, kraftproduksjon og injeksjon av gasser og væsker i undergrunnen, samt dyktige fagfolk som ikke var redde for å utfordre. I 1997 tiltrådte Norge Kyoto-avtalen, som begrenset økningen i Norges utslipp av CO 2 til 1% over 1990-nivå i perioden Dette målet var vanskelig i seg selv og tilnærmet umulig å nå med nye gasskraftverk uten CO 2 -håndtering. Det ble satt sterk fokus på å redusere utslipp av alle klimagasser, ikke bare CO 2, og et nytt forskningsprogram så dagens lys, Klimatek. KLIMATEK var et brukerstyrt teknologiprogram i regi av Norges Forskningsråd. Programmet kom i stand etter initiativ fra Miljøverndepartementet, Olje- og energidepartementet og Nærings- og handelsdepartementet i tilknytning til St.melding nr. 41 (1994/95) "Om norsk politikk mot klimagasser og utslipp av nitrogenoksider" og ble del av den norske oppfølgingen av Kyoto-avtalen fra KLIMATEKs hovedmål var å bidra til økt bruk av teknologi som reduserer utslippet av klimagasser. Den opprinnelige varigheten var 5 år og det totale budsjettet NOK 612 mill. Programmet startet medio 1997 og ble avsluttet i midten av KLIMATEK hadde sitt programsekretariat ved Christian Michelsen Research AS i Bergen. 34

35 Selv om Klimatek skulle dekke et bredt spekter av utslippstiltak, gikk en vesentlig andel til CO 2 - håndtering. Klimatek ble et viktig instrument for forskningsinstitusjonene til å skaffe midler også fra industrien, og industrien selv mottok også støtte til egen forskning. Klimatek-midler fungerte også som supplement til EU-midler. Total omsetning innen forskning og utvikling til CO 2 -håndtering i tiden var antakelig 3-4 ganger Klimateks bidrag. Etter avslutningen av Klimatek, lå forskning innen CO 2 -håndtering under Renergi-programmet i EMBa (Energi, Miljø, Bygg og anlegg) frem til 2005, da CLIMIT-programmet ble opprettet. Etter en nedgang i bevilgningene fra Klimatek til CO 2 -håndtering fra 1998 til 2000, var det en økning tilbake til 1998-nivå i Etter Bondevik-regjeringens vedtak i 2001 om at ingen nye gasskraftverk skal godkjennes uten CO 2 -håndtering, økte bevilgningene til slike prosjekter fra 2002 og utgjorde størstedelen av EMBas budsjetter i årene , se figur 9. For 2003 medførte en ekstrabevilgning til miljøvennlig gassteknologi at midler til CO2-håndtering oversteg Klimateks budsjett Bevilgninger til Klimarek og Renergi/EMBa (MNOK) Bevilgning til KLIMATEK Prosjekter Gasskraft med CO2-håndtering Figur 9. Bevilgninger i Klimatek og Renergi/EMBa , med andel til CO2-håndtering (etter tall fra Riis og Sørheim, 2004) En viktig milepæl innen CO 2 -håndtering i Norge var etableringen av CLIMIT-programmet og Gassnova i CLIMIT-programmet er det norske nasjonale programmet for forskning, utvikling og demonstrasjon av teknologi for fangst, håndtering og disponering av CO 2 i forbindelse med gassbasert energiproduksjon. CLIMIT-programmet ble opprettet for å støtte utvikling av gasskraftteknologi med CO 2 -håndtering. Støtteordningen ble i 2008 generalisert til å omfatte kraftproduksjon basert på alle fossile brensler og fra 2010 også punktutslipp fra industrien. Programmet administreres av Gassnova i samarbeid med Norges forskningsråd. CLIMIT hører inn under Olje og energidepartementet og har et mandat som dekker statstilskudd for forskning, utvikling og demonstrasjon innen hele CO 2 håndteringskjeden fra kraftproduksjon eller industriutslipp, fra fangst til permanent lagring. Ansvaret er fordelt slik at Norges forskningsråd har ansvaret for forskningsprosjektene, og Gassnova for prototyp- og demonstrasjonsprosjektene. 35

36 Forskningsprosjektene er delt i tre typer: Kompetanseprosjekter med bedriftsmedvirkning, der en forskningsinstitusjon står som søker. CLIMIT kan dekke inntil 80% av prosjektkostnadene Brukerstyrt innovasjonsprosjekt, der en bedrift står som søker. CLIMIT kan dekke inntil 50% av prosjektkostnadene. Forskerprosjekt, som kan søkes av norsk forskningsinstitusjon for fornyelse og utvikling av fagene og/eller ny kunnskap om relevante problemstillinger. CLIMIT dekker hele prosjektkostnaden. Regelverk for tilskuddsordningen til Gassnova tilsier at innovasjonsvirksomheten skal ved å gi støtte til prosjekter for utprøving og demonstrasjon bidra til å utvikle kostnadseffektive og fremtidsrettede teknologikonsepter for kraftproduksjon fra fossile brensler med CO 2 -håndtering. Dette omfatter kunnskaper og løsninger for: CO 2 -fangst før, under eller etter kraftproduksjonen kompresjon og håndtering av CO 2 transport av CO 2 langtidslagring av CO 2 i form av enten injeksjon, deponering eller andre bruksområder Gassnova skal ha fokus på å delfinansiere prosjekter som vurderes å ha et klart kommersielt potensial og som inneholder en markedsbasert forretningsplan. Gassnova gir vanligvis støtte som maksimalt dekker 50% av prosjektkostnadene. Bevilgninger til CLIMIT er vist i figurene 10 og 11. CLIMIT oppdaterte sin programplan i Figur 12 viser gir hovedtrekkene i handlingsplanen. Figur 10. Årlige tildelinger for CLIMIT-demo og årlige bevilgninger for CLIMIT FoU

37 Figur 11. Tildelte CLIMIT-midler i årene fordelt på ulike eler av CO2- håndteringskjeden 37

38 a) Fangst b) Transport c) Lagring Figur 12. Hovedtrekk i CLIMITs programplan for

39 I tillegg er det definert et fjerde satsingsområde verdikjede for CO 2 -håndtering. Denne inkluderer: Utvikling av standard kostnadsestimeringsmetodikk og beregningsverktøy. Gjennomføring av ulike analyser av typen teknisk-økonomiske, teknisk-økologiske (bl.a. livssyklusanalyser), risiko- og miljøkonsekvenser og samfunnsøkonomiske. Studier av samfunnsmessig eller juridisk karakter med vesentlig betydning for kommersialisering av den aktuelle teknologi, slik som konsekvenser, utfordringer innen rammebetingelser og regelverk. Hindre for introduksjon av CO 2 -håndtering. Fangstprosjekter dominerer innen demonstrasjonsporteføljen til CLIMIT per I tidsrommet ble gitt delfinansiering for ca. 257 millioner NOK, hvorav knappe 72% gikk il fangst, i underkant av 25% til lagring og knappe 4% til transport. Innen forskningsporteføljen dominerte også fangst i noen år, men i 2010 ble det gitt støtte for ca. 42 millioner NOK til lagringsprosjekter, ca. 39 millioner NOK til fangstprosjekter og ca. 20 millioner til transportprosjekter. Potten andre mottok knappe 2 millioner NOK. Under Klimatek, Renergi og CLIMIT har industristøtte vært viktige bidrag så vel pengemessig som faglig. Det har også vært betydelig bidrag fra EU i perioden. 5. Oppsummering: Nytteverdien I Norge gjennomføres det betydelige forskningsaktiviteter på CO 2 håndtering, som har pågått siden siste halvdel av 1980 årene. I Norge er det i drift to installasjoner for fangst og lagring av CO 2 fra naturgass. Erfaringer og data fra disse to, Sleipner og Snøhvitprosjektene, har vært helt sentrale både for å fremme forskning og for å demonstrere at CO 2 lagring er gjennomførbart og sikkert. Norges satsing på CO 2 håndtering er stor i internasjonal sammenheng, og norske miljøer er langt fremme vitenskapelig og kunnskapsmessig innen alle deler av CO 2 håndteringskjeden. Klimaforliket av 2008 medførte en økt satsing på CO 2 håndtering og det ble både før og etter igangsatt en rekke tiltak for å fremme utviklingen av CO 2 håndtering, inkludert: Et nasjonalt program for forskning, utvikling og demonstrasjon, CLIMIT, etablert i 2005 Et statsforetak, Gassnova, for å ivareta demonstrasjon og kommersialisering av CO 2 -håndtering, etablert i Støtte til FoU programmet SOLVit, startet i To Forskningssentre for Miljøvennlig Energi (FME) innen CO 2 håndtering, etablert i 2009 Fullskala CO 2 håndtering på Mongstad, under prosjektering Technology Centre Mongstad (TCM), under bygging Støtte til forprosjekt for et pilotanlegg for CO 2 fangst fra Norcems sementfabrikken i Brevik. Dette vil kunne bli det første i sitt slag i verden. Eksemplene over illustrerer myndighetsfinansierte tiltak som i stor grad har vært med på å stimulere industrien til å satse på utvikling av CO 2 håndtering siden De ville imidlertid neppe sett dagens lys uten omfattende pionervirksomhet fra noen få enkeltpersoner og selskap som dro det hele i gang på slutten av 1980-tallet og i begynnelsen av 1990-tallet. Deres innsats ble etter hvert fulgt godt opp både 39

40 av myndigheter og industri. Norges satsing på CO 2 håndtering er stor i internasjonal sammenheng, og norske miljøer er langt fremme vitenskapelig og kunnskapsmessig innen alle deler av CO 2 håndteringskjeden. Satsingen har blant annet medført at: Norge i dag er i aller fremste rekke innen FoU på området CO 2 -håndtering Norske forskningsinstitusjoner og selskap er ettertraktede partner i internasjonale prosjekter. Dette gjelder ikke minst Statoil, SINTEF og NTNU, som har fått innpass i og til dels ledet store prosjekter med betydelig EU-støtte, som SACS, CO2STORE, CO2ReMove, CO2SINK, ENCAP, CASTOR, DYNAMIS, DECARBIT, ECCO og ICAP, og industrifinansierte prosjekter som CCP. Også Universitetet i Bergen har et utstrakt internasjonalt samarbeid, særlig mot Tyskland, Nederland og USA, og IFE er også godt ansett utenlands. Det er frembragt et stort, men i denne rapporten ikke tallfestet, antall master- og doktorgrader. Det er opprettet et stort, men i denne rapporten ikke tallfestet, antall arbeidsplasser i industri og forskningsinstitusjoner. Forskningen har levert resultater som muliggjør implementering av CO 2 -håndtering, særlig har norske forskningsmiljøer levert nesten mer enn forventet på den internasjonale arenaen. Det er opprettet ny virksomhet enten i form av nye selskap eller som nye enheter innen eksisterende selskap for å arbeide med CO 2 håndtering. Disse er godt forberedt på det nye store markedet som man venter vil oppstå om år. På forskning og utvikling er Norge helt i verdenstoppen, men dessverre har Norge mistet noe av den lederrollen man fikk ved at man var tidlig ute med fullskala lagring av CO 2 på Sleipner og fulgte opp med Snøhvit. Skrinleggingen av prosjekter som Hydrokraft og rensing på gasskraftverket på Kårstø, samt den stadige utsettelsen av fullskalarensing på Mongstad, har bidratt til at man ikke lenger er helt i front på dette området. Innen realisering av fullskala anlegg er nå flere andre land og regioner lenger fremme enn Norge. Størst fokus på bygging av fullskala anlegg er det nå i Nord Amerika og EU Norge bør gjeninnta den lederposisjonen man tok innen fullskalaanlegg for CO 2 -håndtering med Sleipnerprosjektet. Dette vil kunne føre til at den omfattende norske forskningskompetansen kan utnyttes til industrialisering og næringsutvikling. Det er viktig at det etableres et hjemmemarked skal denne kompetansen videreutvikles og beholdes i Norge. Skal man lykkes med klimamålene, må politikere sterkere komme på banen, blant annet ved å sette en pris på CO 2 og andre klimagasser. 40

41 6. Referanser 6.1 Sitert litteratur Alphen, K. van, J. Van Ruijven, S. Kasa, M. Hekkert og W. Turkenburg (2009) The performance of the Norwegian carbon capture and storage innovation system. Energy Policy 37 (2009) Bellona (2005) CO2 for EOR on the Norwegian shelf A case study. CO2CRC. (2010). CRC for greenhouse gas technologies. ( CSLF. (2010) Carbon sequestration Leadership Forum Technology Roadmap. A Global Response to the Challenge of Climate Change ( DNV (2010) -RP-J201 Qualification Procedures for CO 2 Capture Technology DNV (2010)-RP-J202 Design and Operation of CO 2 Pipelines DNV (2011) CO2Qualstore. DNV Report Element Energy (2010) One North Sea. A study into North Sea cross-border CO2 transport and storage. On behalf of: The North Sea Basin Task Force, European Commission Climate Action ( udatert) GCCSI. (2010). The Global Status of CCS: Hentet fra the status of CCS: IEA. (2009). Technology Roadmap. ( IEA. (2010). Energy Technology Perspectives. Scenarios & Strategies to IEA, ISBN ( IPCC (2005). Carbon dioxide capture and storage. Cambridge University Press. Mathiassen, O.M. (2003) CO2 as Injection Gas for Enhanced. Doktoravhandling, NTNU Norwegian University of Science and Technology, Department of Petroleum Engineering and Applied Geophysics Oljedirektoratet (OD) (2005) Muligheter for gjennomføring av CO 2 injeksjonsprosjekt for økt utvinning på norsk sokkel. %20Aktuelt/Nyheter/%5bPDF-vedlegg%5d/CO2rapport.pdf Olje og energidepartementet (OED, 2010) Økt utvinning på norsk kontinentalsokkel. En rapport fra utvinningsutvalget. ( Tjernshaugen, A. (2007) Gasskraft. Tjue års klimakamp. Pax Forlag A/S, Oslo. ISBN

42 Tjernshaugen, A. (2011). The growth of political support for CO 2 capture and storage in Norway. Environmental Politics, 20: 2, Riis, T. og H-R. Sørheim (2004) Bakgrunnsinnspill ifm stortingsmelding om innovasjonsselskap i Grenland. Notat til OED april Ruijven, J. van (2007) An analysis of the Norwegian carbon dioxide, capture and storage innovation system: A functional approach. Doktoravhandling Utrecht Universitet august 2007 ZEP. (2010). Recommendations for research to support the deployment of CCS in Europe beyond 2020 ( long tem r d ccs) 6.2 Tidlig litteratur Bolland, O., Holt, T. and Lindeberg, L. (1990): Offshore gasskraft uten utslipp av drivhusgasser kombinert med forbedret oijeproduksjon. IKU-Report /03/90. IKU Trondheim CO2STORE (2007) Best Practice for the storage CO 2 in saline Aquifers. Observations and guidelines from the SACS and CO2STORE projects. document Holt, T og E. Lindeberg (1992) Thermal power - without greenhouse gases and with improved oil recovery. Energy Convers. Mgmt Vol. 33, No. 5-8, pp ,

43 VEDLEGG 1 Tidslinje; noen viktige milepæler inn norsk FoU for CO2-håndtering (subjektivt utvalgt) 43

44 44

45 45

46 VEDLEGG 2 - Aktører; noen viktige aktører inn norsk FoU for CO2-håndtering (subjektivt utvalgt, med vekt på årene ) 46