Bellonamelding: Norges fremtidige CO 2 - økonomi. CO2-fangst og lagring vårt neste industrieventyr

Bellonamelding: Norges fremtidige CO 2 - økonomi CO2-fangst og lagring vårt neste industrieventyr

Publisert av: Miljøstiftelsen Bellona Bellona ble etablert 16. juni 1986, og er en uavhengig, ideell miljøstiftelse. Bellona har som formål å begrense klimaendringer, hindre forurensning, og arbeide for økt økologisk forståelse og vern av natur, miljø og helse. Bellona har 65 medarbeidere og er etablert i Oslo, Brussel, Murmansk og St.Petersburg. Oslo Postboks 2141, Grünerløkka 0505 Oslo Norway info@bellona.no Brussel Rue d Egmont 15 1000 Brussels Belgium europe@bellona.org Murmansk P.O. Box 4310 183038 Murmansk Russia russbell@polarcom.ru St. Petersburg P.O. Box 258 191 028 St. Petersburg Russia bellona@bellona.ru 2014 av Miljøstiftelsen Bellona. Alle rettigheter er reservert. Brukere kan laste ned, skrive ut eller kopiere utdrag av innhold fra denne publikasjonen for sin egen og ikkekommersiell bruk. Ingen deler av dette arbeidet kan reproduseres uten å sitere Bellona eller kilden som brukes i denne rapporten. Kommersiell bruk av denne publikasjonen krever forutgående samtykke fra Miljøstiftelsen Bellona. Forfattere: Sirin Engen og Keith Whiriskey Layout og grafisk design: Bellona Foto forside: Thinkstockphotos Disclaimer: Miljøstiftelsen Bellona søker å sikre at informasjonen som er beskrevet i denne rapporten er korrekt og fri for opphavsrett men garanterer ikke eller påtar seg ikke noe rettslig ansvar for riktigheten, fullstendigheten, tolkningen eller nytten av informasjon som kan følge av bruken av dette rapporten.

Bellonamelding: Norges fremtidige CO2-økonomi Hvorfor CCS i Norge i 2020 Norge når klimamålene Sikrer bærekraftig bruk av naturgass Sikrer framtidig konkurransekraft til norsk industri CO 2 til merutvinning av olje forlenger levetid og øker oljeproduksjon i eksisterende felt Økt oljeproduksjon i eksisterende felt gir store ekstrainntekter Utnytte eksisterende og etter hvert ledig olje-infrastruktur til CCS Lagre CO 2 fra kullkraft i Europa når olje- og gassproduksjonen stagnerer Gjennom å utvikle CCS kan Norge bli en viktig bidragsyter i arbeidet mot klimaendringene. Det vil være umulig for regjeringen å innfri på sitt løfte om å overoppfylle klimaforliket hvis man ikke får til store kutt fra punktutslipp i Norge. Hvis regjeringen virkelig ønsker et karbonnøytralt Norge innen 2030 må det satses på CCS nå. Norge er - i stor grad takket være utvinning av fossilt brensel unikt plassert i Europa. Omfattende teknologisk kunnskap og forståelse, eksisterende petroleumsinfrastruktur og tilgjengelig lagringspotensial for CO 2, tilsier at CCS er et av de viktigste bidragene Norge kan gi i en verden i endring. Med vår rikdom og kompetanse følger ansvar. Oljedirektoratet anslår man kan lagre Norges samlede CO 2 -utslipp over 1400 år i formasjoner i Nordsjøen. Infrastrukturen som trengs for en slik storstilt lagring er den samme som norske ingeniører har utviklet til utvinning og transport av olje og gass. Norge har allerede lang erfaring med lagring på Sleipnerfeltet (1 million tonn årlig) og Snøhvitfeltet (700.000 tonn årlig). Bellona mener at Norge bør bygge videre på CO 2 -lagring, og at dette kan bli et stort konkurransefortrinn i et europeisk CCS-marked. Dersom Norge skal lykkes med merutvinning av olje (EOR Enhanced Oil Recovery) er det viktig å starte med fangst og storstilt lagring av CO 2 så snart som mulig. EOR vil gi bedre ressursutnyttelse og forlenge levetiden til oljeplattformene, samt gi større lønnsomhet for operatørene og enorme tilleggsinntekter til staten. Ifølge OED er det et mål at EOR skal bidra til å øke utvinningsgraden på sokkelen med tre prosentpoeng. Dette tilsvarer 1,7 milliarder fat oljeekvivalenter, eller 1,088 milliarder kroner (tall fra 2012). Hvis man ikke starter arbeidet med utvikling av lagringskapasitet nå, risikerer man å stenge ned og fjerne de fleste plattformene før EOR for alvor kommer i gang, og da er det for sent å gjøre noe. Infrastrukturen som behøves for utvikling av fangst, transport og lagring av CO 2 er veldig lik produktene leverandørindustrien forsyner olje- og gassektoren med i dag. En norsk satsing på CCS vil derfor opprettholde et marked for leverandørindustrien, også etter at oljeeventyret har faset ut. og Europa er avhengig av kullkraft med CCS. I en fremtid med høyere utslippskrav og langt høyere CO 2 - pris, vil norsk energiintensiv industri ikke kunne slippe ut CO 2 i samme omfang som i dag. For å unngå nedleggelse må man derfor møte nye utfordringer med klimateknologier. CCS er nettopp en slik teknologi som kan bidra til å bevare norske industriarbeidsplasser i et lavutslippssamfunn.

Uten realiserte prosjekter vil ikke CCS-utviklere ha kommersiell interesse i å arbeide for utrulling. Betydelige FoU-investeringer de siste tiårene, fra både norske myndigheter og private norske foretak, vil vise seg å være en feilinvestering hvis man ikke satser på fullskalaprosjekter i Norge nå. For å sørge for at CCS blir en konkurransedyktig teknologi er det nødvendig å arbeide for kostnadsreduksjon og teknologiutvikling. Dette kan man kun oppnå gjennom å bygge så mange CCSanlegg som overhodet mulig verden over. Dersom den norske CCS-innsatsen krymper ned til en investering i et utenlandsk prosjekt bidrar vi langt fra tilstrekkelig til at disse målene nås.. Det finnes gode muligheter for å utvikle CO 2 -fangst både på energiintensiv fastlandsindustri og på kraftanlegg i Norge: Seks trinn for en vellykket lagringsindustri: Steg 1: Skape en prisstiller (markedspleier) som sørger for tilgjengelig CO 2 - lagringskarakterisering og -levering. En prisstiller er en velprøvd metode for å utvikle nye markeder. I de fleste tilfeller har disse enhetene sterk statlig risikohåndtering ved opprettelse, men blir senere helt eller delvis privatisert, eller oppløst. En prisstiller er nødvendig for å etablere et nytt hybridmarked; en forretningsmodell bestående av statlig støtte i enkelte deler av markedet og konkurranse i andre deler. En prisstiller skal bidra til å styre utviklingen av primær CCS-infrastruktur på vegne av staten. Dette sikrer optimal design, bygging og drift for å oppnå systemeffektivitet, inkludert stordriftsfordeler. Ved at staten er garantist for kjøp av CO 2 vil man sikre lagringsplass til fanget CO 2, og dermed frikoble fangst, transport og lagring. Steg 2: Fange CO 2 fra følgende eksisterende kilder: Testsenteret på Mongstad: 100 000 tonn Kårstø etanproduksjon: 200 000 tonn Yara, Slagentangen, Ineos Noretyl og Norcem: ca. 2 millioner tonn Hammerfest LNG: 900 000 tonn Totalt: 3,2 millioner tonn

Steg 3: Bruke CO 2 for å utvikle profitabel CO 2 -lagring. Karakterisering av lagring for industriell skala må begynne innen 2020 dersom lagring og injeksjonskapasitet skal være tilgjengelig når det trengs. Skipstransport av CO 2 gir størst fleksibilitet for målrettet lagring og injiseringskarakteriseringsarbeidet. Steg 4: CO 2 kan også brukes i CO 2 EOR-prosjekter av moderat skala. Dette vil styrke kunnskapen om CO 2 - håndtering og maksimere potensialet til aldrende oljefelt. Inntekter fra salg av CO 2 for meroljeutvinning kan brukes til å støtte prisstillervirksomheten i å levere CO 2 - lagringskapasitet. Steg 5: Forberede Kårstø til å bli CO 2 -knutepunkt for Nordsjøen. Den tradisjonelle bruken av Kårstø og tilhørende infrastruktur i havnen og rørledninger vil avta. Denne infrastrukturen kan brukes på nytt for re-eksport av europeisk CO 2 til CO 2 -lagringsområder. Steg 6: Norge har en markedsledende posisjon på CO 2 -lagring i Europa. CCS for industri Sammenhengen mellom CCS og industriarbeidsplasser i et fremtidig lavutslippssamfunn er todelt; 1. CCS vil både opprettholde og skape nye arbeidsplasser i leverandørindustrien. 2. CCS i energiintensiv industri vil sørge for at norske arbeidsplasser ikke blir flagget ut når CO 2 - prisen blir høyere i Europa. Europa har forpliktet seg til en reduksjon i CO 2 -utslipp på 85-90 % innen 2050. Rundt halvparten av Europas CO 2 -utslipp kommer fra store utslippskilder fra kraftverk og industriprosesser. Der fornybare energikilder kan supplere kraftproduksjon, trenger industrien CCS for å eksistere. CCS er ikke bare Norges bidrag til den globale kampen for å hindre klimaendringer, men norsk industri trenger også CCS for å overleve i et avkarbonisert Europa. CCS på gasskraftverk Så godt som all norsk gass eksporteres til Europa. Det internasjonale energibyrået (IEA) slo allerede i 2010 fast at det ikke er rom for økt bruk av fossil energi uten CO 2 -rensing. I et Europa hvor det blir stadig dyrere å slippe ut CO 2, kommer norsk gass sin konkurranseevne til å forvitre. EUs vedtak om mål for utslippsreduksjoner, energieffektivisering og fornybarandel mot 2030 underbygger dette. Med CCS kan man fortsette å bruke fossile brensler samtidig som man sørger for en langt lavere CO 2 - konsentrasjon i atmosfæren. Således kan CCS gjøre omstillingen til et lavutslippssamfunn mindre polarisert og bidra til at man ikke ender opp i en fornybar versus fossil-diskusjon. Det er i Norges egeninteresse å utvikle CCS da denne teknologien kan bidra til å opprettholde, og gradvis endre, aktiviteten i petroleumssektoren. Naturgasskraftverk utstyrt med CCS kan fortsette å operere i en avkarbonisert verden, og dermed kan Norge eksportere gass i mange år fremover. Norge trenger vellykkede CCS-prosjekter hjemme for å vise verden og sine kunder at det er en fremtid for norsk gass.

CO 2 til merutvinning av olje Det har vært mye snakk om å bygge ut CO 2 for «merutvinning» (Enhanced Oil Recovery - EOR) på norsk sokkel dette tiåret, men dessverre har det bunnet ut i få håndfaste resultater. Det er uheldig at de mange publikasjonene og rapportene som opphøyer de strategiske og kommersielle fordelene ved meroljeutvinning ikke har ført til større fremskritt. Mangelen på rikelig, billig og tilgjengelig CO 2 nevnes stadig som den manglende komponenten. Det er imidlertid påvist en rekke ganger at vi har tilgang til slik CO 2 i Norge. CO 2 til merutvinning (CO 2 -EOR) har evnen til å fungere som en inkubator for den gryende CCSbransjen. CO 2 -EOR fører også med seg praktisk erfaring, kunder til CO 2 -teknologi, utvikling av CO 2 - infrastruktur og sørger for ingeniører, teknikere og operatører med kompetanse som trengs for å lagre CO 2. I europeisk sammenheng har Norge de mest overbevisende muligheter for tidlig kommersialisering av CO 2 til merutvinning, først og fremst på grunn av aldrende reservoarer på sokkelen og CO 2 - kunnskap. Bruk av CO 2 -EOR bør skje parallelt med strategisk karakterisering av profitabel CO 2 -lagring for å maksimere bruken og returnere CO 2 levert av fangst- og transportnettverket. CO2-lagringsøkonomi EUs veikart mot 2050 anslår at innen 2050 må mellom 3.5 og 12.8 gigatonn CO 2 lagres under bakken (Tabell 1). Det er mulig å lagre 70 gigatonn CO 2 i Nordsjøen. Det er åpenbart store muligheter for lagringsoperatører og leverandørindustrien i dette fremvoksende markedet. Upublisert materiale fra Bellona estimerer at Europas CCS-industri vil være sammenlignbar med dagens olje- og gassbransje i størrelse og betydning i fremtiden. Fra 2030 og utover vil boring til å utvikle lagringsområder være i samme størrelsesorden som Statoils årlige boringsaktiviteter nå (Whiriskey, 2014) (Statoil, 2013). Som sådan vil CO 2 -lagringsindustrien ha potensial til å vedlikeholde, overføre og øke eksisterende norsk kompetanse. Utvikling av nødvendig CO 2 -lagring og injeksjonskapasitet vil kreve omfattende seismikk, karakterisering, injeksjonstesting, boring og overvåking. Det forventede omfanget av industrien vil generere fagarbeid, tiltrekke investeringer i offshorevirksomhet og generere inntekter for norsk økonomi, men kun hvis norske politikere vedtar å satse på en fremtidig CO 2 -økonomi nå. Tabell 1: Kumulative CO 2 -lagringsbehov (milliarder tonn CO 2 ) for kraftproduksjon og industrielle prosesser opp til 2050. Kilde: 2050 Energy Roadmap Elektrisitets- Prosessrelatert (Gt) Totalt fanget CO 2 (Gt) produksjon (Gt) Referanse 7.95 0.00 7.95 CPI 3.00 0.00 3.00 Energiefffektivitet 4.08 1.52 5.59 Diversifiserte leveranse- 6.80 2.18 8.98 teknologier Ny fornybar energi 1.77 1.72 3.50 Forsinket CCS 4.06 0.62 4.68 Lav atomkraft 10.45 2.35 12.80 Utvikling av CO 2 -lagring og injeksjonskapasitet krever tid og CO 2 Utviklingen av offshore lagringskapasitet fra start til injeksjon tar rundt ett tiår. Når storskala CCSaktiviteter skal skje innen 2030, må CO 2 -lagringsaktiviteter starte senest innen 2020. Figur 1 beskriver de investeringer som er nødvendige for at hele Europa skal møte sine CO 2 -lagrings- og

2010 2012,5 2015 2017,5 2020 2022,5 2025 2027,5 2030 2032,5 2035 2037,5 2040 2042,5 2045 2047,5 2050 injeksjonskapasitetsbehov som beskrevet i EUs energiveikart 2050 (Whiriskey, 2014). Figur 1 betegner referansenivået for investering og tidspunktet for lagringsutvikling. 2 500 2 000 1 500 1 000 500 Net Rig/Subsea installation Net Operational Drilling Net Charicterisation 0 Figur 1: Årlig investering ( ) for å karakterisere lagringssteder (året karakterisering startet) og utvikling (året lagring er levert). Referansescenario Det er klart at en robust investeringscase med langsiktig sikkerhet må eksistere for å tiltrekke seg menneskelig og finansiell kapital, og som nevnt ovenfor, tidspunktet for når vi må få dette på plass nærmer seg raskt. Unnlatelse av å utvikle den nødvendige lagringskapasiteten på en riktig måte vil trolig redusere eventuell CCS-distribusjon i Europa utelukke en nøkkelteknologi på veien mot lavutslippssamfunnet og opprettholde skadelige utslipp i europeisk kraft- og industrisektor. Bellona-rapporten «Scaling the CO 2 storage industry: A study and a tool» har avdekket at lagringssteders injiserbarhet vil være den viktigste driveren av CO 2 -lagringsløsningen. Som demonstrert av Snøhvit CO 2 -lagringsprosjektet i Nord-Norge (Grude, et al., 2013), kan mangelen på CO 2 til injeksjonstesting resultere i lavere enn forventet injiserbarhet, som kan avspore godt karakteriserte lagringssteder. CO 2 -injeksjonstesting er avgjørende for å identifisere egnede lagringssteder av kommersiell skala. Bellonas analyse anslår at utviklingen av lavinjiseringsområder kan føre til en dobling av kostnadene og omfanget av CO 2 -lagringsløsningen. Å nå injiserbarhet av en betydelig størrelse er helt nødvendig for en vellykket implementering av CCS. Injeksjonskapasitetens rolle er undervurdert; til nå har den nasjonale innsatsen på CO 2 - lagringskapasitet, som de ulike norske CO 2 -lagringsatlas, fokusert på lagringskapasitet og ikke injiserbarhet. Mer innsats er nødvendig for å kvantifisere injiserbarheten til potensielle lagringsplasser for CO 2. Dette vil kreve at CO 2 er tilgjengelig for injeksjonstesting i Nordsjøen senest i 2020. Kårstø som lagringsknutepunkt Kårstø er ideelt plassert for å klare overgangen fra gassproduksjonssentral til Europas viktigste knutepunkt for CO 2 -lagring og merutvinning av olje. Dagens produksjonsscenarier tilsier at bruken av Kårstø vil gå markant ned fra 2020 og utover. Vederlaget for frakt av våtgass fra offshorefeltet Goliat til Kårstø er en klar demonstrasjon av den reduserte våtgassproduksjonen i Nordsjøsektoren (Førde, 2012). De fallende forsyningene fra områder integrert i dagens oppstrøms transportnett vil uunngåelig føre til nedleggelse av

MSm 3 /d Kårstøanlegget, og transportnettet vil bli underutnyttet ( Figur 2). Det er nødvendig å skape grunnlaget for nye og fremvoksende muligheter for Kårstø for å utnytte eksisterende infrastruktur som rørledninger offshore og havneanlegg, samt bevare arbeidsplasser og en sunn lokaløkonomi. 120 100 80 60 40 20 0 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 Year Scenario BASE Case Capacity Figur 2 Framskriving, produksjon av våtgass Kårstø (Lohne, 2010) CO 2 -lagring og injeksjon Geologiske forhold og produksjonshistorien til den norske Nordsjøen tilsier at dette området er ideelt egnet for utvikling av storskala CO 2 -lagringsaktiviteter. Geologien i Nordsjøen er blant de mest utforskede i verden, med omfattende seismiske undersøkelser, borekjerner og produksjonsdata. Takket være omfattende produksjonskunnskap har store, aldrende hydrokarbonfelt potensial til å utvikles videre til langt lavere lagringskostnader enn man ellers ville fått. CO 2 til meroljeutvinning kunne dessuten gjort Nordsjøen langt mer attraktiv, dersom CO 2 finnes tilgjengelig. Norske lagringsatlas gir en oversikt over det store potensialet for CO 2 -lagring og injeksjonskapasitet i området (NPD, 2011). Tabell 2 gir en oversikt over Nordsjøens potensial for CO 2 -lagring, men både investeringer og CO 2 er nødvendig for å sørge for den karakterisering og injeksjonstesting som er nødvendig for å gjøre denne lagringsplassen klar for markedet. Tabell 2: Lagringskapasitet i Nordsjøen (NPD, 2011) Basseng/reservoar Lagringskapasitet (Gt) Utsira og Skade 15.8 Statfjord øst 13.6 Gassum 2.9 Bryne/Sandnes Farsund bassenget 2.3 Johansen og Cook 1.8 Fiskebank 1 Nedlagte felt Felt i produksjon 2030 4 Felt i produksjon 2050 6 Sognefjorddeltaet, inkludert Troll 14

Eksisterende infrastruktur Rørledninger Bruk av naturgassrørledninger vil minke i takt med produksjonen i Nordsjøen. I fravær av betydelige funn kan denne infrastrukturen brukes på nytt i transporten av CO 2 til lagringsoperatører. Tre store oppstrøms rørledninger tjener for tiden anlegget på Kårstø; Åsgard 42", Statpipe 30" og Sleipner 20". Havneanlegg Produksjonen av etan, LPG og stabilisert kondensat på Kårstø krever omfattende havneanlegg, inkludert LNG, mellomlagring og laste-/lossesystemer. Havnen tar i mot cirka 700 skip i året. Den har blitt utviklet med tre kaier og 11 havnearmer, spesielt utstyrt for LPG-skip, og er den største av sitt slag i Europa. Beliggenhet Kårstø er den sørligste gassterminalen i Norge, og er ideelt lokalisert for å klare overgangen fra å være et gassprosess og transportanlegg, til å bli Nord- og Sentral-Europas viktigste knutepunkt for CO 2 -lagring og meroljeutvinning. Anlegget på Kårstø og dets eksisterende infrastruktur er spesielt godt egnet som et senter for utvikling av CO 2 -lagring i petroleumsfelt og formasjoner i Nordsjøen. Skipsreiser tur-retur fra Rotterdam og Hamburg til Kårstø og omkringliggende lagringsområder, tar henholdsvis tre og fem dager. Begge havnene er forventet å bli CO 2 - eksportknutepunkter for de mest CO 2 -intensive områdene i Europa, inkludert de industrialiserte områdene langs Rhinen og i Nord-Tyskland. CO 2 -leverandørindustrien vokser med CCSaktivitetene, og rørledninger vil kunne bygges med direktelink mellom lagringsområder og utslippspunkt. Dette plasserer Kårstø i sentrum for alle fremtidige CO 2 -lagringsoperasjoner på norsk sokkel med nærhet til store CO 2 -produsenter og den største og best kjente lagringskapasiteten i Europa. Timing Beliggenhet, infrastruktur, geologi og høy kompetanse gjør at Kårstø har muligheten til å vokse etter at oljealderen er over. Med riktige investeringer kan man sikre Kårstøs konkurransefordeler som CO 2 -lagringsleverandør i Nordsjøen. Dette vil gi Norge en ledende posisjon når det gjelder lagringskapasitet i Europa. For at Europa skal nå sine utslippsmål, må man få på plass en rask og betydelig utrulling av CCS fra 2030. Innen 2030 vil det være behov for lagring av store mengder CO 2 fra Tyskland, Nederland og Nord-Europa.

CO2 Million Tonnes pa Hvis Kårstøs overgang fra gassproduksjonssentral til CO 2 -lagringsknutepunkt blir håndtert riktig, kan man sørge for en sømløs omstilling mot slutten av 2020-tallet. Dette gir mulighet til å bruke pensjonerte offshoreinstallasjoner, rørledninger, havner og benytte seg av CO 2 til meroljeutvinning. Karakteriseringen av trygge, sikre og permanente CO 2 -lagringsområder tar imidlertid opp mot 10 år. I tillegg er meroljeutvinning mest relevant i modne felt hvor primæroljeutvinning nærmer seg slutten. Som sådan må strategiske investeringer skje nå dersom man ønsker at Norge og Kårstø skal dra nytte av den fremtidige CO 2 -lagringsindustrien. Anskaffelse av CO2 for utvikling av lagringsindustri Tilgangen til og utnyttelsen av, den rimeligste og lettest tilgjengelige CO 2 fra norsk industri er avgjørende for den økonomiske gjennomførbarheten av å utvikle en norsk CO 2 -lagringssektor. Slik CO 2 er tilgjengelig på flere norske anlegg. Bruken av slik CO 2 kan både sørge for utslippsreduksjoner og katalysere utviklingen av CO 2 -lagringssektoren. For å maksimere avkastningen, har kun CO 2 -produserende anlegg med lave kostnader for fangst, tilgjengelig plass for midlertidig lagring og havneanlegg for frakt blitt gjennomgått. Bellonas gjennomgang har vist store CO 2 -punktkilder som for eksempel kraftproduksjon, aluminiumproduksjon, sementproduksjon, gjødselproduksjon og raffinering. Dette gir et begrenset antall potensielle innretninger på norskekysten som produserer både tilstrekkelige volumer og kvalitet på CO 2. 3 2,5 2 1,5 Melkøya LNG energy facility Grønland Industrial Complex Test Centre Mongstad 1 Kårsto Ethane Facility 0,5 0 Figur 3 CO 2 Fangst- og transportnettverk Grenlandsområdet Energiintensiv fastlandsindustri stod for 22 prosent av Norges samlede klimagassutslipp i 2013. Sammen kan Norcem, Yara, Slagentangen og Ineos Noretyl i Grenlandsområdet utvikle verdens første industri-ccs-klynge og bidra til store utslippskutt for sektoren. De årlige CO 2 -utslippene fra de tre anleggene er på rundt 2 millioner tonn. Anleggene ligger i nærheten av gode havner, slik at man kan legge opp til storstilt transport av CO 2 til en lagringshub. Et slikt samarbeid kan legge grunnlaget for klimateknologiene som behøves i dette og andre industrialiserte områder for at de skal være levedyktige i et lavutslippssamfunn.

Kårstø prosessanlegg Kårstø prosessanlegg ble valgt på grunn av anleggets nærhet til modne hydrokarbonreservoarer, tilgjengelighet av relativt rene CO 2 -strømmer, høy brukstid, tilstrekkelig gjenværende levetid, eksisterende egnet havneanlegg og betydelig erfaring med massehåndtering og prosjektledelse. Prosesseringsanlegget har allerede eksisterende anlegg for prosess og søtgass, som innebærer kapasitet til fjerning av CO 2 og kondensater inkludert propan, butan og iso-butan, nafta og etan. Med tanke på forsyning av lavkost-co 2 er det sentralt at dagens anlegg har et eksisterende CO2- fjerningsanlegg for å kunne nå salgsspesifikasjon på gassen som transporteres ut. Her er Kårstøs CRAIER -anlegg (CO2-removal and enhanced ethane recovery) sentralt. Dette ble oppgradert i 2005 og har en maksimal kapasitet på fjerning av 230.000 tonn CO 2 per år, i tillegg til en etanproduksjon på 930.000 tonn (Statoil, 2002). Totalt volum av CO 2 er direkte relatert til CO 2 -innholdet i naturgassen anlegget mottar. Hvis CO 2 fra CRAIER-anlegget skal brukes til karakterisering av lagring offshore eller CO 2 -EOR, må et siste separasjonstrinn installeres. Dette vil føre til endringer i prosesskontroll og operasjon av Kårstø Prosessanlegg. Det vil føre til økt gjenvinning av høykvalitet etan og man vil måtte øke bruken av gass for salg til å kompensere for den lavere brennverdien i CRAIER-gassen for lokal varmeproduksjon. Integrasjon av et siste-trinns membranseparasjonsanlegg var planlagt som del av CRAIER-anlegget og er sånn sett vurdert som en teknisk mulig løsning (Statoil, 2002). Studien «Kårstø & CO 2 EOR: First steps to commercialisation konkluderte med at CO 2 -separasjon fra CRAIER-prosessen var kommersielt levedyktig selv uten inntekter fra CO 2 -EOR. Det er klart at dette anlegget har potensiale for å produsere opp mot 200.000 tonn med kost-negativ CO 2 per år. De viktigste variablene vi har identifisert på kostnadssiden, er prisen på salgsgass og etan. En økning i prisen av salgsgass vil øke kostnaden for komprimering til membranseparasjonen av CO 2 og alternativkostnaden for bruk av salgsgass på anlegget som erstatning for CRAIER-gass. På den andre side vil en nedgang i gassprisen gjøre økt gjenvinning av etan mer attraktivt. Mongstad testsenter Testsenteret på Mongstad (TCM) har tillatelse og kapasitet til å fange og rense omlag 100,000 tonn CO 2 årlig. Fanget CO 2 blir i dag ikke lagret, men sluppet ut i luften når den har gått gjennom renseprosessen. TCM er verdens største og mest avanserte anlegg for testing og forbedring av CO 2 - fangst. Mongstad havn er den største i landet, målt i tonnasje, og det er dermed gode muligheter for å transportere fanget CO 2 fra testsenteret til en eventuell lagringshub. Hammerfest LNG energianlegg Hammerfest LNG er lokalisert i Hammerfest. Anlegget på Melkøya kjøler og kondenserer naturgass for skipstransport fra Snøhvit-feltet. Snøhvit energianlegg gir strøm og varme til LNGprosessanlegget på Melkøya. Hammerfest LNG energianlegg har blitt valgt på grunn av nærheten til havneanlegg for skipstransport av flytende CO 2 i tillegg til insentiver for CO 2 -fangst i form av CO 2 - avgift. Energianlegget har en produksjonskapasitet på 215 megawatt strøm og 167 megawatt varme. Dette leveres av fem GE LM6000 gassturbiner. Naturgass fra Snøhvit LNG-anlegget blir brukt som brensel i energianlegget. Det faktiske behovet for elektrisk kraft på Melkøya er tilsvarende forbruket i hele

resten av Finnmark. Fra 2011 har energianlegget eksportert strøm tilbake til sentralnettet for å kompensere for underskudd (Petro.no, 2013). Energianlegget fikk i 2014 innvilget som en operasjonskonsesjon fra Statens Forurensingstilsyn (Miljødirektoratet) under forutsetning av at anlegget ble bygget CCS-klart. På den tiden hevdet Statoil at de hadde andre anlegg hvor det var mer lønnsomt og praktisk å gjennomføre et CCSpilotprosjekt, og CCS ble således ikke installert fra starten. Energiproduksjonsanlegget har tillatelse til å slippe ut 920 000 tonn CO 2 årlig. Per dags dato frigjøres CO 2 fra energianlegget til atmosfæren. Siden 2007 har CO 2 -utslippene på anlegget vært gjenstand for avgift på utslipp av CO 2 i petroleumsvirksomheten på kontinentalsokkelen (Stortinget, 2007). Dette er det eneste landanlegget som betaler en slik avgift og har som sådan (som eneste store punktutslipp) et kommersielt insentiv for å installere og bruke CCS. Den gjeldende skattesatsen er satt til 410 kroner per tonn CO 2 som slippes ut. Med dagens skattesats pådrar anlegget seg en CO 2 - kostnad på cirka 377 millioner kroner per år. Bruk av CCS ville kunne kutte 90 prosent av disse kostnadene. Fremtidige økninger i CO 2 -avgiften vil naturlig nok øke insentivene for en slik løsning. Figur 4 Melkøya LNG Figur 5 Gassturbinene på energianlegget Så langt tilbake som i 2002 gjennomførte Statoil forundersøkelser om anvendelsen av CCS på energianlegget (Statoil, 2002). Det kommer fram av dokumentet at den

NOK femte turbinen på anlegget ble planlagt og installert for å sørge for energi og varme til et fremtidig fangstanlegg. Rapporten bemerker også at Melkøya LNG har tildelt plass på området til fremtidig fangst av CO 2. I disse opprinnelige estimatene lå kostnaden ved å anvende CO 2 -fangst mellom 2,8 og 3,0 milliarder kroner. Det ble også anslått at teknologiutvikling over flere år kan redusere kostnadene med 0,5 til 0,9 milliarder kroner. Tilfeldigvis konkluderte mulighetsstudien at en CO 2 -pris på 410 kroner ville være nødvendig for en positiv investeringsbeslutning for å utvikle CCS på energianlegget (Statoil, 2002). Dette tilsvarer dagens CO 2 -avgift. I 2008 oppdaterte Statoil sitt interne kostnadsoverslag for CO 2 -fangst på energianlegget på Melkøya. I disse anslagene er en betydelig del av kostnadene modifikasjon av eksisterende anlegg, særlig til samling av røykgassen til et fangstanlegg. Studien omfatter også bygging av et NOx-renseanlegg i forkant av fangstanlegget for CO 2. Estimatene inkluderer også nedetid og den resulterende tap av inntekt. Den forventede totale investeringskostnaden for fangstanlegget er 11,7 milliarder kroner, med fem års byggetid. Inkludert besparelser fra unngått CO 2 -avgift ved fangst på per tonn basis blir dette det nest mest økonomiske CCS-prosjektet på energirelaterte punktkilder i Norge (Figur 6). 2500 Cost per tonne avoided CO2 (NOK) 2000 1500 1000 500 0 Melkøya LNG energy facility Melkøya LNG energy facility & CO2 Tax Mongstad Reffinery Mongstad Power Kårsto Power Kårsto gass processing Cost per tonne avoided CO2 (NOK) Figur 6 Prosjektutgifter for fangst på Melkøya, Mongstad og Kårstø (2008/tonn fanget CO 2 ). Skipstransport På alle de valgte lokasjonene er det havnefasiliteter og tilgjengelig plass for kondensering, midlertidig lagring og lasting av CO 2 for skipstransport. Som beskrevet tillater skipstransport optimal fleksibilitet med tanke på en målrettet karakterisering av pålitelige lagringssteder for CO 2 til riktig tid (Berger, et al., 2004). Skipstransport av CO 2 i mindre volum (1.000 m 3 ) har vært brukt i nesten 20 år, primært for CO 2 til industrielle- og næringslivsformål. I tilfellet for karakterisering vil CO 2 bli transportert ved 7-9 bar og omlag -55 o C (Aspelund, et al., 2005). Skip som møter disse spesifikasjonene er allerede i operasjon; noen av fartøyene for transport av LPG/etylene drevet av IM Skaugen er alt godkjent for transport av CO 2, med en kapasitet på 8-10,000 m 3 (IM Skaugen, 2006).

Behandling før transport For skipstransport må CO 2 kondenseres (gjøres flytende) og lagres på land før lasting. Dette krever et kondenseringsanlegg og lagringstanker, og at prosessen leverer CO 2 ved 7 bar og -50 o C til lagertanker som har same volum som kapasiteten til frakteskipet. Alle de valgte lokasjonene er egnet for installasjon av flytende lagerlektere på sjøsiden med tilsvarende kapasitet. Dette gir den billigste løsningen med tanke på produksjon; alternativt kan man på Kårstø bygge høytrykkslagre i fjellet, da man har lang erfaring med dette på stedet (Kaarstad & Hustad, 2003). I tillegg vil man trenge en lastearm for flytende CO 2 på hver lokasjon. Prosessanleggene på Kårstø og Melkøya har allerede NGL- og NG-kondensatanlegg og lasteutstyr, og det er tenkelig at dette kan integreres for å oppnå redusert investerings- og driftskostnad. Denne løsningen har ikke blitt vurdert videre i denne rapporten. Tabell 3 viser estimater for kostnader til CO 2 -kondensering og skipstransport. Tabell 3: Estimerte kostnader for utskipning av CO 2, inkludert annuiteter (ZEP, 2012) Avstand (km) /tonn CO 2 ekskl. kondensering /tonn CO 2 inkl. kondensering 180 8.18 13.49 500 9.45 14.76 750 10.55 15.86 Offshore CO2-EOR på Norsk kontinentalsokkel Som diskutert har merutvinning av olje med CO 2 et stort potensiale på norsk kontinentalsokkel og er nødvendig for å kunne utvinne maksimalt av de norske energiressursene på sokkelen. Globalt har merutvinningsprosjekter med CO 2 økt jevnt det siste tiåret, spesielt i USA, drevet av både stigende oljepriser og gunstige incentiver fra myndighetene. Likevel er det bare til dags dato igangsatt ett prosjekt for CO 2 EOR offshore, på Lula-feltet i presaltforekomstene i Santos-bassenget utenfor Brasil (cslforum, 2013) (Alvarado & Manrique, 2010). Andre former for merutvinning ved injisering av ikkeorganiske gassforbindelser er under utvikling, for eksempel et stort nitrogeninjeksjonsprosjekt utenfor kysten av Mexico. Offshore CO 2 -EOR er under planlegging i Malaysia og muligheter har også blitt kartlagt i Kina (Samsudin, et al., 2005) (Mikunda, et al., 2012). Å gjøre CO 2 tilgjengelig i stor skala offshore vil stimulere til merutvinning, og skape en bro til CO 2 - lagringsindustrien. CO 2 -fangst, -lagring og bruk (CCSU) Oljedirektoratet gjennomfører for tiden et screeningstudie for å kvantifisere det enorme potensialet for merutvinning med CO 2 på norsk sokkel. Teknologien har potensiale for merutvinning av 300 millioner Sm 3 olje, som tilsvarer en dobling av all pågående og foreslått petroleumsutvinning på norsk kontinentalsokkel (NPD, 2012). Kontinuerlig økning av utvinningsgraden er et hovedmål for Oljedirektoratet, med gjennomsnittlig utvinningsgrad på Norsk kontinentalsokkel i verdenstoppen allerede. Med dette målet legger Oljedirektoratet aktivt til rette for CO 2 -merutvinningsteknologi og kunnskapsoverføring fra modne områder i USA til offshoreoperatører i Norge. Av de eksisterende merutvinningsmetoder, har merutvinning med CO 2 den lengste, påviste avkastningen. Hvordan CO 2 reagerer og samvirker i reservoarer er godt forstått og har hatt en lang anvendelse. Derfor er også merutvinningspotensialet med CO 2 med god margin den best forståtte av de tilgjengelige teknologiene. Dette kommer tydelig framved teknologiens økende markedsandel de

siste to tiårene (Alvarado & Manrique, 2010). Likevel gjenstår det å demonstrere CO 2 i offshoresammenheng, noe som til en viss grad øker teknologirisikoen når man refererer til utnyttelse på norsk sokkel. Operatører på norsk sokkel har også vist interesse for utvikling og anvendelse av CO 2 til merutvinning. Omfattende studier av felter som Gullfaks, Ekofisk og Draugen har vist at utvinningsgraden av olje vil økes betraktelig med bruk av CO 2 for merutvinning (Alvarado & Manrique, 2010) (Talukdar, 2008) (Kaarstad & Hustad, 2003) (Mathiassen, 2003) (Melzer, 2010). Tabell 4 viser aktører og drivkrefter for merutvinning på norsk sokkel, og viser med all tydelighet positive synergier på tvers av de involverte sektorer i industri og statsforvaltning. Til nå har den viktigste, tilbakevendende barrieren for å oppnå partenes felles mål vært mangel på rimelig og ren CO 2 til bruk i merutvinning. Å kunne skaffe moderate volumer av lavkost CO 2 er det sentrale hinderet som først må løses for å kunne legge til rette for læring og kunnskap om CO 2 til merutvinning. Selv mellomstore merutvinningsprosjekter som benytter relativt små volumer av CO 2, vil agere som utviklingsprosjekter for både merutvinning med CO 2 og CO 2 -fangst og lagringsoperatører, noe som igjen vil lede til innovasjon og ytterligere kostnadsreduksjon og legge grunnlaget for lønnsom CO 2 - merutvinning og CO 2 -lagring i fremtiden. De volumer og den leveringsstabiliteten av CO 2 som vi legger opp til i vår foreslåtte fangst- og transportstruktur, er godt egnet for optimalisering av offshore merutvinning med CO 2. Den moderate størrelsesorden og den relativt korte perioden offshore CO 2 vil bli brukt til merutvinning, kan tillate bruk og installasjon av prosessutstyr med lavere designlevetid enn tradisjonelt offshoreutstyr. Dette vil kunne redusere både kostnader og leveringstider. Tabell 4: CCSU Aktører på Norsk sokkel og incentiver. Aktører Staten Norge Olje- og gassoperatører CCS-industri Drivkrefter Økt restproduksjon av olje fra norsk sokkel gir merverdi til Norges befolkning. Maksimere utbytte fra eksisterende eierandeler på sokkelen Bygge en industri og bransje CO 2 -lagring Unngå eller utsette utvinningsprosjekter i arktiske farvann Økt oljeproduksjon vil gi høyere skatteinngang Fortsatt bruk av eksisterende, statlig eid infrastruktur som rørledninger og prosessanlegg Stigende og fortsatt gevinst fra allerede utførte kapitalinvesteringer Forsinkede avviklingskostnader Forutsigbare og stabile ressursleveranser (når CO 2 -injisering er etablert) Utnyttelse av ekspertise og erfaring i et kjent geologfaglig og juridisk område. Operasjonell erfaring Utvikling av verdikjeder og infrastruktur Tverrindustriell kunnskapsutveksling Detaljert karakterisering av lagringsmuligheter.

Tidskritisk ECCO-studien fra 2011 (European Value Chain for CO 2 ) viser tydelig at det er en tidskritisk dimensjon til merutvinning med CO 2. Det totale antallet av felter der CO 2 -EOR er anvendelig begynner å minke etter 2015, og vil akselerere dramatisk etter 2020 fordi man må pensjonere og forlate eksisterende infrastruktur. Modne felter i Nordsjøen har det største potensialet for merutvinning av olje, maksimal oljeutvinning og forlenget levetid, ved bruk av CO 2 -merutvinning. Det er åpenbart at hvis maksimal oljeutnyttelse fra disse feltene skal realiseres, må CO 2 -merutvinning gjøres tilgjengelig innenfor en relativt kort tidshorisont. I dette perspektivet er videre forsinkelser knyttet til utnyttelse og bruk av CO 2 offshore ikke ønskelig, og prosjekter må umiddelbart igangsettes for å legge til rette for kommersiell og industriell utvikling av CO 2 -fangst, -lagring og -bruk. Figur 7 Største utslippspunkter i Norge

Litteraturliste Alvarado & Manrique, 2010. Enhanced Oil Recovery: An Update Review, s.l.: MDPI Energies. Aspelund, Sandvik, Krogstad & De Koeijer, 2005. Liquefaction of Captured CO 2 fro Ship-Based Transport, s.l.: SINFEF. Berger, Kaarstad & Haugen, 2004. Creating a large-scale CO 2 infrastructure for enhanced oil recovery. Vancouver, Proceedings of the 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. cslforum, 2013. Brazil. [Online] Available at: http://www.cslforum.org/technologyroadmap/brazil.html Enick & Olsen, 2012. Mobility and Conformance Control for Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery (CO 2 -EOR) via Thickeners, Foams, and Gels A Detailed Literature Review of 40 Years of Research, Pittsburgh: DOE. Førde, 2012. Goliat could supply gas to Kårstø. [Online] Available at: http://www.aftenbladet.no/energi/aenergy/goliat-could-supply-gas-to-karsto- 3011793.html Grude, et al., 2013. ressure effects caused by CO 2 injection in the Snøhvit Field. 31(12). IM Skaugen, 2006. Annual Report, s.l.: IM Skaugen. Kaarstad & Hustad, 2003. Delivering CO2 to Gullfaks and the Tampen Area, s.l.: New Energy / statoil ASA. Lohne, 2010. Does gas based industry have a future in Norway?. s.l., Gassco. Mathiassen, 2003. CO 2 as Injection Gas for Enhanced Oil Recovery and Estimation of the Potential on the Norwegian Continental Shelf, Trondheim: NTNU. Melzer, 2010. Optimization of CO 2 Storage in CO 2 Enhanced Recovery Projects, s.l.: DECC. Mikunda, et al., 2012. Opportunities for early Carbon Capture Utilisation and Storage development in China, s.l.: The Centre for Low Carbon Futures. NPD, 2011. CO 2 storage atlas Norwegian North Sea, Stavanger: NPD. NPD, 2012. CO 2 and IOR on the agenda at ONS. [Online] Available at: http://www.npd.no/templates/od/article.aspx?id=4530&epslanguage=en OED, 2010. Klimakur 2020: Fangst, transport og lagring av CO2, s.l.: OED. Pershad, et al., 2012. Economic impacts of CO" enhanced oil recovery for scotland, s.l.: Scottish Enterprise. Petro.no, 2013. Snøhvit blir fast nødstrøm for Finnmark. [Online] Available at: http://www.petro.no/nyheter/bedrifter-og-okonomi/snohvit-blir-fast-nodstrom-forfinnmark

Samsudin, Darman, Husain & Hamdan, 2005. Enhanced Oil Recovery in Malaysia: Making It a Reality. Kuala Lumpur, SPE International Improved Oil Recovery Conference in Asia Pacific. Solvang, 2011. Annual Report, s.l.: Solvang ASA. Statoil, 2002. Plan for anlegg og drift. CRAIER. Del 2: Konsekvensutredning, s.l.: Statoil. Statoil, 2002. Snøhvit Energianlegg Konsekvensutredning RA-SNØ-00255, s.l.: Statoil. Statoil, 2013. Annual Report of Form20-F, s.l.: s.n. Stortinget, 2007. Innstilling frå finanskomiteen om skatte- og avgiftsopplegget 2007 - lovendringar - Innst. O. nr. 10 (2006-2007), Oslo: s.n. Talukdar, 2008. Reservoir Management of the Gullfaks Main Field, s.l.: StatoilHydro ASA. TMS, 2005. Skaugen orders Chinese LPG/ethylene carriers. [Online] Available at: http://www.motorship.com/news101/skaugen-orders-chinese-lpgethylene-carriers Whiriskey, K., 2012. Kårstø & CO 2 EOR: First steps to commercialisation, Oslo: Bellona. Whiriskey, K., 2014. Scalability of CO 2 Storage: A Tool, Brussels: Bellona. Wølneberg, P., 2007. Energibruk og energiutnyttelse ved Kårstø gassprosesseringsanlegg, s.l.: NTNU. ZEP, 2012. The Costs of CO 2 Transport, Brussels: european Tecnology Platform fro Zero Emission Fossil Fuel Power Plants.

www.bellona.no